Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов



Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов
Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов
Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов

 


Владельцы патента RU 2478990:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский государственный горный университет" (МГГУ) (RU)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе мониторинга подземных хранилищ углеводородов. Согласно заявленному способу бурится, по крайней мере, одна наблюдательная скважина в окрестности продуктивной скважины, связывающей хранилище с поверхностью. В наблюдательной скважине размещается не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими наблюдательную скважину породами. Периодически осуществляют снижение и повышение давления углеводородов в подземном хранилище. Сейсмоприемник регистрирует сейсмоакустические сигналы на последовательных стадиях снижения и повышения давления. Определяют максимальную из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения давления, и длительности первых полуволн всех сигналов на участке повышения давления. О появлении трещин вблизи контура хранилища, способных привести к разрушению хранилища, судят по появлению, по крайней мере, одного сейсмоакустического сигнала. О разрушении массива пород вокруг хранилища свидетельствует длительность первой полуволны такого сейсмоакустического сигнала на стадии повышения давления не меньше, чем максимальная из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на стадии снижения давления. Технический результат: повышение надежности прогноза разрушения массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов. 3 ил.

 

Способ относится к горной промышленности, а более конкретно к трещинообразованию в массиве горных пород, мониторингу массива горных пород, вмещающего подземные хранилища углеводородов с целью прогноза их разрушения.

Известен способ сейсмического мониторинга массива горных пород для обнаружения образования трещин и их распространения в толще пород, содержащих пласт углеводородов, во время его нагревания, включающий регистрацию, по меньшей мере, одного акустического явления внутри пласта с использованием, по меньшей мере, одного акустического детектора, анализ, по меньшей мере, одного акустического явления для определения, по меньшей мере, одного свойства пласта. При этом, по меньшей мере, одно свойство пласта содержит ориентацию, по меньшей мере, одного повреждения породы и/или протяженность, по меньшей мере, одного повреждения породы в пласте, а анализ, по меньшей мере, одного акустического явления осуществляют для предотвращения распространения повреждения или повреждений в нежелательную зону формации [1]. Данный способ принят за аналог.

Недостатком указанного способа является то, что указанный способ позволяет обнаруживать образование трещин и их распространение в толще пород только в процессе их нагревания.

Наиболее близким по технической сущности является способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, включающий бурение, по крайней мере, одной наблюдательной скважины в окрестности продуктивной скважины, связывающей резервуар с поверхностью, размещение в наблюдательной скважине не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими эту скважину породами, и регистрацию принятых сейсмоприемником сейсмоакустических сигналов [2]. Кроме того, указанный способ-прототип предусматривает расширение приповерхностной области наблюдательной или продуктивной скважины, размещение в ней вибраторов и возбуждение с их помощью распространяющихся в исследуемую область массива зондирующих сигналов.

Недостатком известного способа является низкая надежность выявления трещин, находящихся вблизи контура хранилища углеводородов и способных привести к его разрушению. Это обусловлено тем, что в способе-прототипе используется активный метод выявления трещин, предполагающий распространение зондирующих сигналов от источника, расположенного вблизи земной поверхности, до находящихся на большой глубине трещин и обратно. При этом происходит значительное затухание упругих волн, уровень которых может оказаться ниже порога чувствительности сейсмоприемников. Кроме того, отсутствие априорной информации о размерах подлежащих выявлению трещин не позволяет подобрать оптимальный диапазон частот зондирующих сигналов, обеспечивающий их эффективное отражение от трещин.

В данной заявке решается задача повышения надежности выявления трещин, находящихся вблизи контура хранилища углеводородов и способных привести к его разрушению.

Для решения поставленной задачи в способе сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, включающем бурение, по крайней мере, одной наблюдательной скважины в окрестности продуктивной скважины, связывающей хранилище с поверхностью, размещение в наблюдательной скважине не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими эту скважину породами, и регистрацию принятых сейсмоприемником сейсмоакустических сигналов, периодически осуществляют снижение и повышение давления углеводородов в подземном хранилище, регистрируют сейсмоакустические сигналы на последовательных стадиях снижения и повышения давления, определяют максимальную из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения давления, и длительности первых полуволн всех сигналов на участке повышения давления, при этом о появлении трещин вблизи контура хранилища, способных привести к его разрушению, судят по появлению, по крайней мере, одного сигнала на стадии повышения давления, у которого длительность первой полуволны не меньше, чем максимальная из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на стадии снижения давления.

Физические предпосылки предлагаемого способа заключаются в использовании особенностей возникновения и роста трещин в массиве горных пород вблизи подземного хранилища углеводородов при увеличении и снижении давления в нем. При этом существующие трещины в массиве горных пород проявляют себя при уменьшении напряжений, когда появляется возможность сдвижения берегов трещин. В то же время при больших напряжениях трещины зажаты и сдвижение их берегов, вызывающее сейсмоакустические сигналы, не происходит.

В исходном состоянии, когда хранилище заполнено и давление углеводородов в нем максимально, давление вышележащих пород на область вблизи хранилища уравновешивается противодавлением углеводородов в нем. Как следствие, в окрестностях хранилища углеводородов не возникают новые и не происходит рост ранее существовавших трещин. Сейсмоакустическая активность при этом отсутствует.

При снижении давления углеводородов будет происходить перераспределение напряжений в окрестностях хранилища за границами герметичности, таким образом, что максимальные напряжения будут смещаться от его контура в сторону более удаленных областей вмещающего массива, а прилегающие к контуру хранилища области будут разгружаться. Разгрузка в этих областях приведет к тому, что в них в окрестностях трещин, находящихся до этого в сжатом состоянии, будут происходить сдвиговые смещения пород, что приведет к возникновению сейсмоакустических сигналов, обусловленному трением берегов трещин и их дальнейшим прорастанием. При этом большим размерам трещин будут соответствовать большие значения длительностей первых полуволн сейсмоакустических сигналов. Очевидно, что с точки зрения прогноза разрушения хранилища следует выявлять, прежде всего, трещины наибольших размеров, т.е. порождающие сейсмоакустические сигналы с максимальной величиной длительности первой полуволны τмакс. В то же время, если трещина находится за границей герметичности, а эта граница не смещается, опасности такая трещина не представляет и хранилище не разрушается. Учитывая, что величина τмакс характеризует трещины максимального размера, она может быть выбрана в качестве порогового значения, с которым необходимо сравнивать сигналы, получаемые на стадии увеличения давления.

При увеличении давления углеводородов в хранилище напряжения в горной породе, находящейся за границей герметичности, будут увеличиваться. В то же время внутри этой границы напряжения в горной породе будут уменьшаться, в связи с частичной компенсацией увеличивающегося давления углеводородов. Это приведет к тому, что при определенных значениях возрастающего давления в хранилище начнут появляться сигналы от трещин, находящихся внутри границы герметичности, что будет свидетельствовать о разрушении. Если такие сигналы возникают, значит, внутри границы герметичности присутствуют трещины больших размеров, создающие сейсмоакустические сигналы с большими длительности первой полуволны, сама граница герметичности расширяется, а хранилище разрушается. Таким образом, если, по крайней мере, для одного из сейсмоакустических сигналов на стадии увеличения давления длительность первой полуволны τi превышает или равны τмакс, т.е. выполняется условие τi≥ττмакс, то это будет свидетельствовать о том, что появились крупные трещины внутри границы герметичности, сама эта граница сдвинулась вглубь массива горных пород, а хранилище разрушается.

Как установлено на практике, такие сигналы появляются, как правило, на последней трети участка возрастания давления, и границы этого участка могут меняться в зависимости от типа и свойств пород, глубины хранилища, диапазона изменения давления и других факторов. От этих факторов будут зависеть также и размеры трещин, превышение которых может привести к разрушению хранилища. Применение указанного способа обеспечивает повышение надежности выявления трещин, размеры которых превышают некоторое критическое значение, которое четко определяется величиной τmax и которое можно рассматривать в качестве критерия начальной стадии разрушения хранилища.

Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, иллюстрируется фиг.1, фиг.2, и фиг.3, где на фиг.1 представлена схема реализации способа, на фиг.2 показаны сейсмоакустические сигналы, регистрируемые на участках уменьшения и увеличения давления в хранилище, а на фиг.3 представлен один из сейсмоакустических сигналов с указанием длительности первой полуволны τi.

Схема, представленная на фиг.1, содержит массив 1 горных пород, в котором расположено хранилище 2 (контур которого показан сплошной линией), содержащее углеводороды 3. Подземное хранилище углеводородов представляет собой подземный резервуар 2, который может быть создан в соляных отложениях, в пористых или трещиноватых структурах. В массиве 1 горных пород находится граница 4 непроницаемости с приложенным к ней давлением 5 углеводорода 3 в случае неразрушенного хранилища 2. Между хранилищем 2 и поверхностью 6 расположена продуктивная скважина 7, служащая для закачки и откачки углеводорода 3 через трубы 8, которые соединены с насосами 9. В наблюдательной скважине 10 размещен, по крайней мере, один, сейсмоприемник 11, подключенный к блоку 12 регистрации и обработки сейсмоакустических сигналов. Массив 1 горных пород содержит трещины 13, которые находятся за контуром границы 4 зоны непроницаемости в случае неразрушенного хранилища и внутри границы 14 непроницаемости в случае разрушающегося хранилища. В последнем случае давление 15 углеводородов 3 приложено к границе 14 непроницаемости, находящейся на удалении от поверхности хранилища 2. Кроме того, вблизи хранилища 2 находятся трещины 16, расположенные за границами 4 и 14 непроницаемости в одном и другом случаях.

Графики на фиг.2 иллюстрируют зависимость давления углеводорода 3 от времени t в резервуаре 2, на участках снижения 17 и повышения 18, а также сейсмоакустические сигналы 19 и 20, регистрируемые соответственно на участках снижения 17 и повышения 18 давления.

На фиг.3 показан один из сейсмоакустических сигналов 19 или 20, на котором отмечена длительность первой полуволны τi.

Способ сейсмического мониторинга пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов, реализуется следующим образом.

В массиве 1 горных пород, включающем хранилище 2 с продуктивной скважиной 7, бурят наблюдательную скважину 10, в которой размещают, по крайней мере, один сейсмоприемник 11. Для улучшения условий приема сейсмоакустических сигналов их может быть размещено несколько. Сейсмоприемник 11 акустически соединяют с массивом 1 горных пород. Такое соединение осуществляется либо путем прижатия сейсмоприемника к стенке наблюдательной скважины 10 или обсадной трубы, находящейся в ней, либо путем размещения в иммерсионной жидкости, содержащейся в наблюдательной скважине 10. При этом наблюдательная скважина 10 конструктивно может быть совмещена с продуктивной скважиной 7, и, по крайней мере, один сейсмоприемник 11 может быть размещен в последней. В процессе мониторинга через трубы 8 с помощью насоса 9 производится закачка и откачка углеводорода 3 в резервуар 2, что приводит к увеличению и уменьшению давления 17 в резервуаре 2. Углеводородом является газ в сжиженном состоянии, нефть, дизельное топливо, бензин, кроме этого хранилище 2 может заполняться другими газами (например, углекислым газом) и жидкостями, например, водой, используемой при размыве хранилища 2, если оно создается в соляных отложениях. После закачки углеводородов 3, или других флюидов, и увеличении давления 17 блок 12 регистрации и обработки сигналов включается на регистрацию, после этого начинают уменьшать давление 17 углеводорода 3 в резервуаре 2. На начальном участке уменьшения 17 давления 3 трещины 13 больших размеров закрыты, поэтому регистрируемые сейсмоакустические сигналы либо отсутствуют, либо имеют малые значения длительностей τi. На этой стадии уменьшения давления 17 выделяют сейсмоакустические сигналы 19 и рассчитывают длительности τi первых полуволн последних. Максимальное из них τмакс берется в качестве образцового для сравнения с ним длительностей первых полуволн сейсмоакустических сигналов 20, регистрируемых при увеличении давления углеводорода 3 в резервуаре 2. При увеличении 18 давления углеводородов 3 в резервуаре 2 регистрируют сейсмоакустические сигналы 20, и о появлении трещин 13 вблизи контура хранилища 2, способных привести к его разрушению, судят по появлению, по крайней мере, одного сигнала на стадии повышения 18 давления, у которого длительность первой полуволны τi не меньше, чем максимальная из длительностей τmax первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения 17 давления углеводородов 3.

Экспериментальная проверка предлагаемого способа была осуществлена на двух подземных хранилищах газа, находящихся на глубине 960 м в массиве соляных горных пород. На расстоянии 50 м от продуктивных скважин пробурены наблюдательные скважины глубиной 850 м, в которой размещались сейсмоприемники. Был установлен определенный уровень порога, по превышению которого осуществлялась регистрация сейсмоакустических сигналов.

В первом хранилище находился рассол, образовавшийся в процессе размыва соляного пласта при строительстве. Давление в хранилище менялось за счет изменения уровня жидкости в скважине. При снижении уровня на стадии уменьшения давления зарегистрировано 8 сейсмоакустических сигналов с максимальной длительностью первой полуволны 20 мс. На стадии увеличения давления при повышении уровня жидкости зарегистрировано 3 сейсмоакустических сигнала с меньшей длительностью первой полуволны. Т. е. в построенном заново хранилище трещин большого размера, находящихся в пределах границы герметичности, не обнаружено. Звуколокационная съемка стенок хранилища подтвердила целостность стенок и соответствие контура хранилища проекту.

В другом хранилище, эксплуатировавшемся в течение 5 лет, давление менялось за счет закачки и откачки газа в пределах от 5 до 15 МПа. При снижении давления на последней трети этого участка зарегистрировано 16 сейсмоакустических сигналов с максимальной длительностью первой полуволны τмакс=24 мс. На стадии увеличения давления зарегистрировано 12 сигналов, при этом максимальная длительность первой полуволны двух из них превысила τмакс в полтора раза. Последующая звуколокационная съемка контура подтвердила его изменения, связанные с обрушением пород, вызванным наличием трещин в стенках хранилища.

Источники информации

1. Патент РФ №2316647, МПК Е21В 43/24, G01V 1/00, опубл. 10.02.2008.

2. Патент США№6182012, кл. 702/6, МПК7 G01V 1/46, 30.01.2001.

Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, включающий бурение, по крайней мере, одной наблюдательной скважины в окрестности продуктивной скважины, связывающей хранилище с поверхностью, размещение в наблюдательной скважине не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими эту скважину породами, и регистрацию принятых сейсмоприемником сейсмоакустических сигналов, отличающийся тем, что периодически осуществляют снижение и повышение давления углеводородов в подземном хранилище, регистрируют сейсмоакустические сигналы на последовательных стадиях снижения и повышения давления, определяют максимальную из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения давления, и длительности первых полуволн всех сигналов на участке повышения давления, при этом о появлении трещин вблизи контура хранилища, способных привести к его разрушению, судят по появлению, по крайней мере, одного сигнала на стадии повышения давления, у которого длительность первой полуволны не меньше, чем максимальная из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на стадии снижения давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин, в частности осуществления контроля искривления ствола скважины.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле параметров гидроразрыва пласта. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при исследовании подземных формаций. .

Изобретение относится к геофизическим методам исследования, в частности к модификации обращенного вертикального сейсмического профилирования (ВСП), использующей в качестве источника упругих колебаний работающее буровое долото, воспринимающее дополнительные ударные нагрузки от гидроударного устройства, устанавливаемого над долотом.

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для измерения 3-х составляющих вектора вибрации среды, обусловленного движением нефти, газа, воды и др. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, например, для определения качества цементирования скважин. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле параметров гидроразрыва пласта. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты).

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля частоты вращения вала турбобура и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к области крепления скважин обсадными трубами, а более конкретно к анализу сцепления обсадных труб и связующего материала. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов. .

Изобретение относится к приборам для акустического каротажа скважин, а именно к акустическим преобразователям. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов
Наверх