[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2758263C1 - Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons - Google Patents

Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons Download PDF

Info

Publication number
RU2758263C1
RU2758263C1 RU2020139985A RU2020139985A RU2758263C1 RU 2758263 C1 RU2758263 C1 RU 2758263C1 RU 2020139985 A RU2020139985 A RU 2020139985A RU 2020139985 A RU2020139985 A RU 2020139985A RU 2758263 C1 RU2758263 C1 RU 2758263C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
development
seismic
microseismic
hydraulic fracturing
events
Prior art date
Application number
RU2020139985A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Александрович Михайлов
Михаил Леонидович Чернов
Мансур Эмерович Сибгатуллин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью «Сигма»
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» filed Critical Общество с ограниченной ответственностью «Сигма»
Priority to RU2020139985A priority Critical patent/RU2758263C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2758263C1 publication Critical patent/RU2758263C1/en

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/288Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30Analysis
    • G01V1/303Analysis for determining velocity profiles or travel times
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30Analysis
    • G01V1/307Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Emergency Management (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: measuring.
SUBSTANCE: invention relates to a method applied for ground seismic monitoring of hydraulic fracturing of a hydrocarbon layer. In the monitoring mode of the survey, the seismic wave field is continuously recorded from several hours to several days, thereby providing a possibility of estimating the change in the level of microseismic emission. The result of microseismic monitoring is localisation of hypocentres of microseismic events. The claimed method provides a possibility of obtaining a catalogue of located events upon completion of processing. The catalogue comprises the recording time, the coordinates of the located event, the accuracy of selecting the solution in the form of a dimensionless coefficient, and the attributes of the microseismic signal. Further, at the post-processing stage, the obtained catalogues can be imaged in a video format in order to track the changes in the microseismic emission anomalies over time, the observation system is segmented, thus providing a possibility of placing seismometers in areas with a reduced noise load, thereby providing a possibility of increasing the signal-to-noise ratio. 3-component seismic equipment is used in the claimed technique, registering the signal in three directions. The basis of interpretation of the problem consists of the physical process of seismic diffusion (microtremor) caused by changes in the pore pressure. The process occurs both in the petroleum and gas saturated strata development objects and as a result of heat impact on the formation in the process of changing the temperature mode during the development of high-viscosity hydrocarbons. Anomalies reflect the hydrodynamic changes of local and areal nature, therefore the intensity of the anomaly is an integral density value of the recorded events. The method has been tested and has practical application in areas of hydrocarbon layer deposits.
EFFECT: increase in the accuracy and informational value of the received data.
3 cl

Description

Изобретение относится к способу, применяемому для наземного сейсмическогомониторинга гидравлического разрыва пласта углеводородов.The invention relates to a method used for surface seismic monitoring of hydraulic fracturing of hydrocarbons.

Известна группа изобретений, относящаяся к скважинному мониторингу, с использованием распределенной системы акустического зондирования, гидравлического разрыва пласта во время сооружения эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы мониторинга. Сущность решения: способ содержит этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта, причем, по меньшей мере, одна индикация, по меньшей мере одной характеристики гидравлического разрыва пласта содержит индикацию, по меньшей мере одного из: а) уровней интенсивности, б) частоты и в) разброса частот акустических возмущений по меньшей мере в продольном участке зондирования волокна вблизи места растрескивания, причем указанную индикацию(ии) используют для представления индикации потока проппанта и текучей среды в трещину (патент на изобретение № 2537419 от 10.01.2015 г.).There is a known group of inventions related to borehole monitoring, using a distributed acoustic sounding system, hydraulic fracturing during the construction of production wells, such as oil and gas wells. Provides an increase in the efficiency of the method and the reliability of the monitoring system. The essence of the solution: the method comprises the stages at which: the optical fiber placed along the trajectory of the wellbore is interrogated to form a distributed acoustic sensor; collecting data from multiple longitudinal sections of the fiber; and processing said data to obtain an indication of at least one hydraulic fracturing characteristic, wherein at least one indication of at least one hydraulic fracturing characteristic comprises an indication of at least one of: a) intensity levels, b) frequency and c) the spread of the frequencies of acoustic disturbances at least in the longitudinal section of the fiber sounding near the cracking site, and the indicated indication (s) are used to represent an indication of the flow of proppant and fluid into the fracture (patent for invention No. 2537419 dated 01/10/2015).

Недостатками заявленной группы изобретений являются:The disadvantages of the claimed group of inventions are:

- «оптоволоконный кабель пропускают сквозь тампонажный цемент и фактически заделывают в него на наружной стороне металлической обсадной колонны», то есть в случае повреждения кабель невозможно извлечь, а в системе наблюдения придется заменить кабель на не жестко закрепленное волокно, что снизит качество получаемого полевого материала, а соответственно и точность получаемых результатов;- "the fiber-optic cable is passed through the oil well cement and is actually embedded in it on the outside of the metal casing", that is, in case of damage, the cable cannot be removed, and the observation system will have to replace the cable with a loosely fixed fiber, which will reduce the quality of the obtained field material, and, accordingly, the accuracy of the results;

- в используемом алгоритме локации событий (MLAT) подразумевается, что геологическая среда изотропна по скорости.- in the used event location algorithm (MLAT) it is assumed that the geological environment is isotropic in speed.

Так же известен способ сейсмического мониторинга гидравлических разрывов продуктивных пластов включающий регистрацию сейсмических волн на дневной поверхности от перфорации обсадной трубы и в процессе гидроразрыва, изображение результата в виде видеоизображений, отличающийся тем, что, исходя из частоты дискретизации сейсмических сигналов и скорости распространения сейсмических волн, определяют зону установки сейсмоприемников, исходя из уровня микросейсмических шумов и ожидаемых уровней сейсмических сигналов, возбуждаемых образующимися при гидравлическом разрыве трещинами определяют минимальное количество сейсмических приемников, устанавливают сейсмоприемники в заданной зоне, производят измерения координат их установки, в процессе гидроразрыва по гипотетической сетке определяют координаты отдельных трещин, производят трехмерную аппроксимацию полученной трещины и по объему закаченного проппанта определяют размеры закрепленной трещины, полученной в результате гидроразрыва, результат выводят на экран монитора (заявка на изобретение № 2012125848 от 27.12.2013 г.).There is also a known method for seismic monitoring of hydraulic fracturing of productive formations, which includes recording seismic waves on the day surface from casing perforation and in the process of hydraulic fracturing, image of the result in the form of video images, characterized in that, based on the sampling frequency of seismic signals and the speed of propagation of seismic waves, it is determined the seismic receiver installation zone, based on the level of microseismic noise and the expected levels of seismic signals generated by fractures formed during hydraulic fracturing, determine the minimum number of seismic receivers, install geophones in a given zone, measure the coordinates of their installation, during hydraulic fracturing, the coordinates of individual fractures are determined using a hypothetical grid, produce a three-dimensional approximation of the resulting fracture and, by the volume of the injected proppant, determine the size of the fixed fracture obtained as a result of hydraulic fracturing, deriving the result t on the monitor screen (application for invention No. 2012125848 dated December 27, 2013).

Недостаток заявленного способа следующий:The disadvantage of the claimed method is as follows:

- результатом обработки является видеоизображение, что не позволяет произвести статистический анализ распределения зарегистрированных событий по какому-либо атрибуту (размах амплитуд сигнала, распределение частотных характеристик и пр.).- the result of processing is a video image, which does not allow a statistical analysis of the distribution of registered events by any attribute (signal amplitude swing, distribution of frequency characteristics, etc.).

Из уровня техники по совокупности существенных признаков с заявленным техническим решением известен способ скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта, содержащий этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика, собирают данные от многочисленных продольных участков волокна, и обрабатывают указанные данные для получения индикации вымывания проппанта (патент на изобретение № 2648743 от 28.03.2018 г.).From the prior art, based on the totality of essential features with the claimed technical solution, there is known a method of borehole monitoring of hydraulic fracturing, comprising the steps of: interrogating an optical fiber placed along the trajectory of the borehole to form a distributed acoustic sensor, collecting data from multiple longitudinal sections of the fiber, and process the specified data to obtain an indication of proppant washout (patent for invention No. 2648743 dated 03.28.2018).

Данное техническое решение принято нами за прототип.This technical solution was adopted by us as a prototype.

Недостатки прототипа следующие:The disadvantages of the prototype are as follows:

- применение системы в стволе скважины, в которой выполняют ГРП, ухудшает качество получаемого сигнала, так как скважина находится в рабочем состоянии и на регистрацию микросейсмического сигнала большое влияние оказывают техногенный шум.- the use of the system in the wellbore, in which hydraulic fracturing is performed, degrades the quality of the received signal, since the well is in working condition and man-made noise has a great influence on the recording of the microseismic signal.

Целью заявленного технического решение является разработка способа, позволяющего устранить вышеописанные недостатки и расширить диапазон использования, посредством разработанного алгоритма.The aim of the claimed technical solution is to develop a method to eliminate the above-described disadvantages and expand the range of use, through the developed algorithm.

Цель достигается тем, что решение обратной кинематической задачи осуществляется следующим образом. Пусть в среде существует источник излучения с неизвестными координатами S(x, y, z), неизвестна также средняя скорость распространения сейсмических волн V. Имеется n точек наблюдения (сейсмических датчиков) на дневной поверхности Mj(xj, yj, zj). Из совокупности точек наблюдения выбирается опорный канал Mj0, относительно которого по регистрационным записям определяют во временной области наблюдаемые задержки сигнала τj путем вычисления корреляционной функции в каждый дискретный момент времени в заданном окне.The goal is achieved by the fact that the solution of the inverse kinematic problem is carried out as follows. Suppose that there is a radiation source in the medium with unknown coordinates S (x, y, z), and the average velocity of propagation of seismic waves V is also unknown. There are n observation points (seismic sensors) on the day surface M j (x j , y j , z j ) ... From the set of observation points, a reference channel M j0 is selected, relative to which, according to the registration records, the observed signal delays τ j are determined in the time domain by calculating the correlation function at each discrete time instant in a given window.

В рассматриваемом способе вычислений используется линейный коэффициент корреляции Пирсона, описываемый формулой:In the considered calculation method, the linear Pearson correlation coefficient is used, described by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

Вычисление коэффициента корреляции на этапе поиска потенциально возможных событий позволяет выполнить фильтрацию (отбор) потенциальных событий уже на стадии расчета, а не после него. Суть фильтрации заключается в том, что используя изначально заданное пороговое значение корреляции, отбрасываются ложные решения обратной кинематической задачи. Главный критерий здесь — достаточный уровень корреляции между волновыми пакетами, поступивших на базовый и рядовые датчики. При корреляции ниже порогового значения потенциальное событие считается ложным, а дальнейший процесс локации прерывается. Допустимые пороговые значения корреляции располагаются в диапазоне от 0.5 до 1. Calculation of the correlation coefficient at the stage of searching for potential events allows filtering (selection) of potential events already at the stage of calculation, and not after it. The essence of filtering is that using the initially specified threshold value of the correlation, false solutions of the inverse kinematic problem are discarded. The main criterion here is a sufficient level of correlation between the wave packets received by the basic and ordinary sensors. If the correlation is below the threshold value, the potential event is considered false, and the further location process is interrupted. Valid correlation thresholds range from 0.5 to 1.

Если коэффициент корреляции превышает пороговое значение, то принимается, что на рядовом и базовом датчике зарегистрировано одно и то же событие. При этом ведется учет, на каком количестве рядовых датчиков было замечено превышение коэффициента корреляции над пороговым значением. Если количество рядовых датчиков составляет не менее четырех, то считается, что событие зафиксировано по времени, а получаемые фактические временные задержки используются для локации события в пространстве.If the correlation coefficient exceeds the threshold value, then it is assumed that the same event is registered on the common and basic sensors. At the same time, a record is kept on how many ordinary sensors an excess of the correlation coefficient over the threshold value was noticed. If the number of ordinary sensors is at least four, then it is considered that the event is fixed in time, and the received actual time delays are used to locate the event in space.

Таким образом, значение корреляции является критерием достоверности лоцирования сейсмических событий первого порядка.Thus, the correlation value is a criterion for the reliability of locating first-order seismic events.

Длина окна не должна быть меньше минимальной задержки между опорным каналом и точками антенны. Длина окна оптимизируется в процессе обработки данных. Теоретически время задержки сигнала между опорным каналом и точками наблюдения сейсмической антенны определяется как разница времен пробега сейсмической волны от источника к опорному каналу и точкам наблюдения со средней скоростью распространения сейсмической волны V:The window length should not be less than the minimum delay between the reference channel and antenna points. The window length is optimized during data processing. In theory, the signal delay time between the reference channel and the observation points of the seismic antenna is defined as the difference in the travel times of the seismic wave from the source to the reference channel and the observation points with the average propagation velocity of the seismic wave V:

Figure 00000002
, где
Figure 00000002
, where

Figure 00000003
– расстояние между точками наблюдения сейсмической антенны и источником микросейсмического сигнала. После определения задержек производится фильтрация данных значений исходя из того, что при заданной глубине перфорации и минимальной скорости распространения акустических волн, задержка между наиболее удаленными точками антенны не может превышать определенного значения. Соответственно, для всех точек антенны проводится выбор времен максимума корреляционной функции, не превышающей данного максимального значения. Далее, с учетом реальных величин τj, решение обратной кинематической задачи сводится к решению системы нелинейных уравнений относительно четырех неизвестных (x, y, z, V):
Figure 00000003
- the distance between the observation points of the seismic antenna and the source of the microseismic signal. After determining the delays, these values are filtered based on the fact that for a given perforation depth and minimum acoustic wave propagation velocity, the delay between the most distant points of the antenna cannot exceed a certain value. Accordingly, for all points of the antenna, the times of the maximum of the correlation function are selected, which does not exceed this maximum value. Further, taking into account the real values of τ j , the solution of the inverse kinematic problem is reduced to solving a system of nonlinear equations for four unknowns (x, y, z, V):

Figure 00000004
.
Figure 00000004
...

Для принципиальной возможности решения системы уравнений число точек наблюдения сейсмической антенны должно быть не менее пяти. В общем случае система уравнений оказывается переопределенной, и решение ищется по методу наименьших квадратов, т. е. путем минимизации функционала вида:For the fundamental possibility of solving the system of equations, the number of observation points of the seismic antenna must be at least five. In the general case, the system of equations turns out to be overdetermined, and the solution is sought by the least squares method, i.e., by minimizing a functional of the form:

Figure 00000005
Figure 00000005

Производится минимизация суммы невязок, т.е. квадратов разницы между теоретически рассчитанными Tj(x, y, z, V) и практически наблюдаемыми временами прихода волн τj, определенными как время, при котором достигается максимум корреляционной функции между опорным каналом и каналами сейсмической антенны. Таким образом, величина невязки — безразмерный коэффициент, вычисляемый как сумма квадратов разностей между фактически найденными и теоретическими временными задержками между базовым и рядовыми датчиками. В случае, если фактические и теоретические временные задержки совпадают, то безразмерный коэффициент невязки будет равен нулю. Данный коэффициент по сути является значением, получаемым при минимизации функционала (описанная в издании Гальперина, 1982г.), используемого в решении обратной кинематической задачи. Соответственно, чем меньше значение данного коэффициента, тем получаемое решение точнее. Данная закономерность позволяет использовать рассматриваемый параметр как одним из критериев выборки решений обратной кинематической задачи.The sum of the residuals is minimized, i.e. the squares of the difference between the theoretically calculated T j (x, y, z, V) and the practically observed arrival times of the waves τ j , defined as the time at which the maximum correlation function between the reference channel and the seismic antenna channels is reached. Thus, the residual value is a dimensionless coefficient calculated as the sum of the squares of the differences between the actually found and theoretical time delays between the basic and ordinary sensors. If the actual and theoretical time delays coincide, then the dimensionless residual coefficient will be equal to zero. This coefficient is essentially the value obtained by minimizing the functional (described in the Halperin 1982 edition) used in solving the inverse kinematic problem. Accordingly, the smaller the value of this coefficient, the more accurate the solution obtained. This regularity makes it possible to use the considered parameter as one of the criteria for sampling solutions of the inverse kinematic problem.

В процессе мониторингового режима съемки осуществляется непрерывная регистрация волнового поля от нескольких часов до нескольких суток, что позволяет оценить изменение уровня микросейсмической эмиссии. Результатом микросейсмического мониторинга является локализация микросейсмических событий.During the monitoring mode of shooting, the wave field is continuously recorded from several hours to several days, which makes it possible to assess the change in the level of microseismic emission. The result of microseismic monitoring is the localization of microseismic events.

На стадии постобработки (после получения решений обратной кинематической задачи) отбор решений осуществляется по двум параметрам — по глубине и значению невязки. При мониторинге процесса закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, глубина интервала перфорации скважины известна достаточно точно. Это позволяет выбирать решения по вертикальной координате Z в диапазоне изменения глубин источников (от положения центра интервала перфорации). Таким образом отсекаются события, лежащие по глубине за пределами исследуемого интервала. At the postprocessing stage (after obtaining solutions to the inverse kinematic problem), the selection of solutions is carried out according to two parameters - depth and residual value. When monitoring the process of pumping a working agent into an injection well, the depth of the perforation interval of the well is known quite accurately. This allows you to select solutions along the vertical Z coordinate in the range of source depth variation (from the position of the center of the perforation interval). Thus, events that lie in depth outside the studied interval are cut off.

Оставшаяся часть решений обратной кинематической задачи рассматривается с позиций значений невязки, которая на качественном уровне позволяет различать степень достоверности событий относительно друг друга. Используя различные способы пространственной кластеризации по атрибуту невязки решения, возможно определить наиболее достоверные области формирования сети гидравлической трещиноватости. Таким образом, невязка получаемых решений может использоваться как дополнительный интерпретационный признак.The rest of the solutions of the inverse kinematic problem is considered from the standpoint of the residual values, which, at a qualitative level, makes it possible to distinguish the degree of reliability of events relative to each other. Using various methods of spatial clustering by the attribute of the residual solution, it is possible to determine the most reliable areas of formation of the hydraulic fracturing network. Thus, the discrepancy of the obtained solutions can be used as an additional interpretational feature.

Отбор микросейсмических событий по параметрам позволяет выделить источники микросейсмической эмиссии, приуроченные к области поиска, и оценить их достоверность по пространственным координатам, времени регистрации сейсмических событий. В результате получается множество решений, соответствующих пространственной области микросейсмической активности, изменяющейся по интенсивности и размеру во времени в процессе производства геолого-технологического мероприятия.The selection of microseismic events by parameters makes it possible to identify sources of microseismic emission associated with the search area, and to assess their reliability by spatial coordinates, the time of registration of seismic events. The result is a set of solutions corresponding to the spatial area of microseismic activity, varying in intensity and size over time during the production of geological and technological measures.

Таким образом, с учетом выбора источников микросейсмической эмиссии по глубине, невязки решений и значениям функций корреляции можно из всего множества решений обратной кинематической задачи выделить наиболее достоверные.Thus, taking into account the choice of sources of microseismic emission in depth, discrepancies of solutions and values of correlation functions, it is possible to select the most reliable solutions from the entire set of solutions of the inverse kinematic problem.

Основы интерпретации данной задачи составляет физический процесс сейсмической диффузии (микротремор) в результате изменения порового давления. Этот процесс имеет место как в объектах разработки газонасыщенных толщ, так и в криолитозоне при изменении температурного режима. Аномалии отображают гидродинамические изменения локального и площадного характера, но не отражают генезис аномалиеобразующего источника. Тем самым интенсивность аномалии является интегральной величиной плотности зарегистрированных событий и прямо пропорциональна глубине очагов эмиссии. Из этого следует, что приповерхностные (не глубокие) аномалии будут заведомо иметь большую плотность (интенсивность). Но это никак не отражает объемную характеристику источника.The interpretation of this problem is based on the physical process of seismic diffusion (micro-tremor) as a result of changes in pore pressure. This process takes place both in the objects of development of gas-saturated strata, and in the permafrost zone when the temperature regime changes. Anomalies reflect hydrodynamic changes of a local and areal nature, but do not reflect the genesis of the anomaly-forming source. Thus, the intensity of the anomaly is an integral value of the density of registered events and is directly proportional to the depth of emission sources. It follows from this that the near-surface (not deep) anomalies will certainly have a high density (intensity). But this does not reflect the volumetric characteristics of the source in any way.

Таким образом:Thus:

- система наблюдений располагается на поверхности земли, то есть в случае поломки/отключения датчика оператор получит уведомление, что позволит оперативно заменить датчик и продолжить вести наблюдения в штатном режиме;- the observation system is located on the surface of the earth, that is, in the event of a breakdown / disconnection of the sensor, the operator will receive a notification, which will allow to quickly replace the sensor and continue to conduct observations in the normal mode;

- при поиске событий закладывается модель реальной геологической среды на основе данных проведения ВСП либо акустического и гамма-гамма плотностного каротажа в ближайшей скважине на месторождении, что позволяет учитывать вертикальную анизотропию слоистой геологической среды;- when searching for events, a model of a real geological environment is laid on the basis of VSP data or acoustic and gamma-gamma density logging in the nearest well in the field, which makes it possible to take into account the vertical anisotropy of the layered geological environment;

- заявленный метод позволяет получить каталог залоцированных событий по завершении обработки. Данный каталог содержит время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента, и те атрибуты микросейсмического сигнала, которые указывает оператор, а именно - максимальная амплитуда, магнитуда, энергия сигнала, спектральная характеристика, которая показывает зависимость амплитуды сигнала от частоты. А уже далее на стадии постобработки полученные каталоги могут быть визуализированы в видео формате с целью отслеживания изменений аномалий микросейсмической эмиссии во времени;- the declared method allows you to get a directory of the zoomed events upon completion of processing. This catalog contains the registration time, the coordinates of the stationed event, the accuracy of the solution in the form of a dimensionless coefficient, and those attributes of the microseismic signal that the operator indicates, namely, the maximum amplitude, magnitude, signal energy, spectral characteristic, which shows the dependence of the signal amplitude on frequency. And already further, at the post-processing stage, the resulting catalogs can be visualized in video format in order to track changes in microseismic emission anomalies over time;

- система наблюдений является сегментированной, что позволяет располагать сейсмометры в областях, обладающих пониженной шумовой нагрузкой, что дает возможность увеличить соотношение сигнал/шум;- the observation system is segmented, which allows seismometers to be located in areas with a low noise load, which makes it possible to increase the signal-to-noise ratio;

- в предлагаемой методике используются геофоны 3С, которые фиксируют сигнал по трем компонентам (X, Y, Z), что позволяет решать обратную кинематическую задачу с более высокой степенью достоверности;- in the proposed method, 3C geophones are used, which record the signal in three components (X, Y, Z), which allows solving the inverse kinematic problem with a higher degree of reliability;

- метод более универсален в плане местности проведения. Также есть возможность покрытия большей площади для проведения наблюдений, а не только околоскважинной области, что наиболее актуально в случае непрерывного мониторинга области растекания вод или изменения уровня ГВК;- the method is more universal in terms of the location. It is also possible to cover a larger area for observation, and not only the near-wellbore area, which is most important in the case of continuous monitoring of the area of water spreading or changes in the GWC level;

-работы производятся параллельно с разработкой месторождения, то есть не требуется остановки технологических процессов на месторождении в нагнетаемых или добывающих скважинах;- works are carried out in parallel with the development of the field, that is, there is no need to stop technological processes at the field in injection or production wells;

- в обязательном порядке не требуется наблюдательная скважина. Она выступает лишь как дополнительная возможность для улучшения точности локации микросейсмических событий.- an observation well is not required without fail. It acts only as an additional opportunity to improve the accuracy of the location of microseismic events.

Claims (3)

1. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов, включающий непрерывную регистрацию сейсмического волнового поля системой наблюдений, расположенной на поверхности земли, обработку полученных данных с получением каталога залоцированных микросейсмических событий по завершении обработки, содержащего время регистрации, координаты залоцированного события, точность подбора решения в виде безразмерного коэффициента, атрибуты микросейсмического сигнала, причем система наблюдений включает 3-компонентные сейсмометры, фиксирующие сигнал по трем направлениям, из совокупности которых выбирается опорный канал, расположенный непосредственно в проекции порта гидроразрыва, либо в проекции середины интервала перфорации, относительно которого по регистрационным сейсмическим записям определяют во временной области наблюдаемые задержки сигнала путем вычисления корреляционной функции в каждый дискретный момент времени в заданном окне.1. A method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in the development of hydrocarbon fields and heat treatment processes in the development of high-viscosity hydrocarbons, including continuous recording of the seismic wave field by an observation system located on the earth's surface, processing the data obtained to obtain a catalog of gated microseismic events upon completion of processing, containing time registration, coordinates of the event, the accuracy of the solution in the form of a dimensionless coefficient, attributes of the microseismic signal, and the observation system includes 3-component seismometers that record the signal in three directions, from which a reference channel is selected, located directly in the projection of the fracture port, or in the projection the middle of the perforation interval, relative to which the observed signal delays in the time domain are determined from the seismic recordings by calculating the correlation lation function at each discrete moment of time in a given window. 2. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов по п. 1, отличающийся тем, что работы производятся параллельно с разработкой месторождения, при этом при поиске событий средняя скорость распространения упругих колебаний закладывается из модели реальной геологической среды на основе данных вертикального сейсмического профилирования, либо акустического и гамма-гамма плотностного каротажа в ближайшей скважине, в пределах территории проводимых исследований, либо в непосредственной близости со схожими геологическими условиями.2. A method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in the development of hydrocarbon deposits and thermal effects in the development of high-viscosity hydrocarbons according to claim 1, characterized in that the work is carried out in parallel with the development of the field, while when searching for events, the average velocity of propagation of elastic vibrations is set from the real model geological environment based on vertical seismic profiling data, or acoustic and gamma-gamma density logs in the nearest well, within the territory of the survey, or in close proximity with similar geological conditions. 3. Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов по п. 1, отличающийся тем, что отбор микросейсмических событий проводится по параметрам глубины, невязки решений и значениям функций корреляции.3. A method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in the development of hydrocarbon deposits and heat treatment processes in the development of high-viscosity hydrocarbons according to claim 1, characterized in that the selection of microseismic events is carried out according to depth parameters, discrepancies of solutions and values of correlation functions.
RU2020139985A 2020-12-05 2020-12-05 Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons RU2758263C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020139985A RU2758263C1 (en) 2020-12-05 2020-12-05 Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020139985A RU2758263C1 (en) 2020-12-05 2020-12-05 Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2758263C1 true RU2758263C1 (en) 2021-10-27

Family

ID=78289763

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020139985A RU2758263C1 (en) 2020-12-05 2020-12-05 Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2758263C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118068412A (en) * 2023-12-29 2024-05-24 北京科技大学 Rock burst early warning method and device based on microseismic source parameter space partitioning

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050190649A1 (en) * 2003-12-29 2005-09-01 Westerngeco L.L.C. Method for monitoring seismic events
RU2319177C1 (en) * 2006-06-19 2008-03-10 Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation
EA013610B1 (en) * 2006-03-14 2010-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Technique for monitoring of hydraulic fracturing (embodiments)
RU2494418C1 (en) * 2012-05-23 2013-09-27 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions)
US20140142854A1 (en) * 2012-11-16 2014-05-22 Conocophillips Company Method for locating a microseismic event
CN106249297A (en) * 2015-06-08 2016-12-21 中国石油化工股份有限公司 Fracturing microseism seismic source location method and system based on Signal estimation
US20170242140A1 (en) * 2014-11-24 2017-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Microseismic density mapping
RU2648743C2 (en) * 2009-05-27 2018-03-28 Оптасенс Холдингз Лимитед Formation hydraulic fracturing monitoring
US9945970B1 (en) * 2011-08-29 2018-04-17 Seismic Innovations Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050190649A1 (en) * 2003-12-29 2005-09-01 Westerngeco L.L.C. Method for monitoring seismic events
EA013610B1 (en) * 2006-03-14 2010-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Technique for monitoring of hydraulic fracturing (embodiments)
RU2319177C1 (en) * 2006-06-19 2008-03-10 Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation
RU2648743C2 (en) * 2009-05-27 2018-03-28 Оптасенс Холдингз Лимитед Formation hydraulic fracturing monitoring
US9945970B1 (en) * 2011-08-29 2018-04-17 Seismic Innovations Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy
RU2494418C1 (en) * 2012-05-23 2013-09-27 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions)
US20140142854A1 (en) * 2012-11-16 2014-05-22 Conocophillips Company Method for locating a microseismic event
US20170242140A1 (en) * 2014-11-24 2017-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Microseismic density mapping
CN106249297A (en) * 2015-06-08 2016-12-21 中国石油化工股份有限公司 Fracturing microseism seismic source location method and system based on Signal estimation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118068412A (en) * 2023-12-29 2024-05-24 北京科技大学 Rock burst early warning method and device based on microseismic source parameter space partitioning

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Foti et al. Guidelines for the good practice of surface wave analysis: a product of the InterPACIFIC project
AU2022202557B2 (en) Surface wave tomography using sparse data acquisition
RU2593620C2 (en) Method and system for determining position of sound source
Foti et al. Surface wave surveys for seismic site characterization of accelerometric stations in ITACA
US7830745B2 (en) Identifying the Q-factor using microseismic event generated S-coda waves
US10126448B2 (en) Formation measurements using downhole noise sources
US20110141846A1 (en) Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration
EA029021B1 (en) Subsurface monitoring using distributed acoustic sensors
CN101221249B (en) Seismic data quality analyzing technique
US11726225B2 (en) Detection and evaluation of ultrasonic subsurface backscatter
US4575828A (en) Method for distinguishing between total formation permeability and fracture permeability
CA2678289C (en) Passively locating a porous oil, gas or water saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise
Ivanov et al. Evaluating hazards at salt cavern sites using multichannel analysis of surface waves
CN111399056A (en) Method for predicting crack strength based on divided azimuth filtering
CA2961168A1 (en) Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis
Soroush et al. Downhole monitoring using distributed acoustic sensing: fundamentals and two decades deployment in oil and gas industries
US20060034152A1 (en) Tube-wave seismic imaging
RU2758263C1 (en) Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons
Eyinla et al. Optimization of hydraulic fracture monitoring approach: A perspective on integrated fiber optics and sonic tools
Nardone et al. Shallow velocity structure and site effects at Mt. Vesuvius, Italy, from HVSR and array measurements of ambient vibrations
RU2319177C1 (en) Method for controlling process of hydro-disruption of hydrocarbon deposit formation
Raef et al. Multichannel analysis of surface-waves and integration of downhole acoustic televiewer imaging, ultrasonic Vs and Vp, and vertical seismic profiling in an NEHRP-standard classification, South of Concordia, Kansas, USA
Sicking et al. Forecasting reservoir performance by mapping seismic emissions
EP3298438A1 (en) Surface wave tomography using sparse data acquisition
Castellaro et al. A surface seismic approach to liquefaction