RU2550770C1 - Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack - Google Patents
Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550770C1 RU2550770C1 RU2014134906/03A RU2014134906A RU2550770C1 RU 2550770 C1 RU2550770 C1 RU 2550770C1 RU 2014134906/03 A RU2014134906/03 A RU 2014134906/03A RU 2014134906 A RU2014134906 A RU 2014134906A RU 2550770 C1 RU2550770 C1 RU 2550770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- seismic
- noise
- signal
- sensors
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта (ГРП).The invention relates to the oil industry and may find application in hydraulic fracturing (hydraulic fracturing).
Известен способ приблизительного определения длины и азимута гидравлического разрыва после его образования за счет проведения двух и более последовательных сейсмических измерений на поверхности. Способ заключается в проведении базовых сейсмических исследований с целью определения сейсмического сигнала невозмущенной формации с последующим проведением одной или нескольких сейсмических разведок, пока образовавшаяся при закачке трещина еще открыта и находится под давлением; изучение различий сейсмических сигналов позволяет определить длину и азимут трещины гидроразрыва. Сейсмический источник и группу сейсмоприемников размещают почти на одинаковом расстоянии от скважины, при этом это расстояние примерно равно половине глубины слоя, в котором осуществляется гидроразрыв (патент США №5574218, опубл. 12.11.1966 г.).A known method for the approximate determination of the length and azimuth of a hydraulic fracture after its formation due to two or more consecutive seismic measurements on the surface. The method consists in conducting basic seismic studies to determine the seismic signal of an undisturbed formation, followed by one or more seismic surveys, while the crack formed during injection is still open and under pressure; Studying the differences in seismic signals allows us to determine the length and azimuth of a fracture. A seismic source and a group of geophones are placed at almost the same distance from the well, while this distance is approximately equal to half the depth of the layer in which the fracturing is carried out (US patent No. 5574218, publ. 12.11.1966).
Описанный способ не позволяет эффективно определять характеристики трещины гидроразрыва, т.к. изначально направлен на регистрацию разностных сигналов, отраженных от трещины гидроразрыва вверх, которые имеют небольшие амплитуды.The described method does not allow to effectively determine the fracture characteristics, because initially aimed at recording differential signals reflected from the fracture upwards, which have small amplitudes.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта, предусматривающий использование природных литологических отражателей, расположенных ниже искусственных трещин гидроразрыва. Способ предусматривает оптимизацию расположения сейсмических источников и приемников в соответствии с местонахождением отражателей и зоны исследования. Путем дифференциального измерения оттенения поперечной волны и расщепления поперечной волны, которое достигается путем вычитания сейсмического сигнала до разлома и во время разлома, можно эффективно преобразовать полученный сейсмический сигнал искусственной трещины гидроразрыва в полезные сведения о размерах и форме трещины (патент РФ №2461026, кл. Е21В 47/14, опубл. 10.09.2012).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for determining the geometric characteristics of a fracture, involving the use of natural lithological reflectors located below artificial fractures. The method involves optimizing the location of seismic sources and receivers in accordance with the location of the reflectors and the study area. By differential measurement of the shear wave shading and shear wave splitting, which is achieved by subtracting the seismic signal before the fault and during the fault, it is possible to efficiently convert the obtained seismic signal of the hydraulic fracture into useful information about the size and shape of the crack (RF patent No. 2461026, class E21B 47/14, published on 09/10/2012).
Известный способ обладает невысокой точностью определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.The known method has low accuracy in determining the geometric characteristics of a hydraulic fracture.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining the geometric characteristics of hydraulic fractures.
Задача решается тем, что в способе определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта, включающем расстановку сейсмических датчиков на дневной поверхности, регистрацию микросейсмических сигналов, обработку зарегистрированных сигналов, согласно изобретению расположение сейсмических датчиков производят на дневной поверхности в окрестности скважины гидроразрыва, в которой отношение «интенсивность сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва» / «интенсивность сейсмического шума» является максимальным, расстояния между датчиками выбирают из набора значений L=λ(n+1/2), где L - расстояние между датчиками, λ - длина волны Релея рабочей частоты, n - неотрицательное целое число, таким образом, чтобы при используемом при мониторинге гидроразрыва количестве датчиков они образовывали кольцо вокруг скважины с наружным радиусом порядка глубины проводимого гидроразрыва, рабочую частоту выбирают из предполагаемой доминантной частоты импульсов от трещины гидроразрыва пласта с учетом диапазона частот измерительной техники, значение энергии сейсмического сигнала. образованной трещиной гидроразрыва пласта в пункте наблюдения, рассчитывают численным моделированием распространения сейсмических волн от источника в центре возможной зоны распространения трещин гидроразрыва, значение энергии фонового шума замеряют на площади проведения работ сейсмическими датчиками до начала проведения работ ГРП в точке, наиболее удаленной от локальных источников шума, значение энергии шума от флота ГРП и других поверхностных источников сейсмического шума рассчитывают на основании замеров зависимости энергии шума от расстояния или исходя из предыдущих замеров энергии шума для условий, аналогичных исследуемой площади, регистрируют микросейсмические данные во время проведения ГРП, восстановление пространственного положения, времени и интенсивности сейсмических событий, сопровождающих формирование трещины гидроразрыва, производят, используя метод максимума правдоподобия для восстановления характеристик сигнала при многоканальном приеме, для чего методом численного моделирования рассчитывают форму сигнала от микросейсмических событий в точках предполагаемой области гидроразрыва, располагаемых по дискретной сетке, с дискретностью, определяемой длиной волны рабочей частоты, в узлах численной модели, соответствующих пунктам расстановки датчиков, считая каждый компонент датчика отдельным каналом, восстанавливают плотность вероятности распределения шума каждого канала каждого датчика аппроксимацией наблюденного вариационного ряда, для каждого дискретного момента времени проведения гидроразрыва для каждой точки восстановления сигнала восстанавливают наиболее правдоподобную амплитуду сейсмической эмиссии, производят финальное суммирование временных рядов в точках восстановления сигнала и пространственную интерполяцию накопленной энергии восстановленной сейсмической эмиссии с получением финальных карт распространения трещины ГРП.The problem is solved in that in the method for determining the geometrical characteristics of a hydraulic fracture, including arranging seismic sensors on the surface, registering microseismic signals, processing the recorded signals, according to the invention, the location of the seismic sensors is performed on the surface in the vicinity of the fracturing well, in which the ratio "seismic intensity fracture formation signal "/" seismic noise intensity "is the maximum the distances between the sensors are selected from the set of values L = λ (n + 1/2), where L is the distance between the sensors, λ is the Rayleigh wavelength of the operating frequency, n is a non-negative integer, so that when using the number of sensors used in hydraulic fracturing monitoring they formed a ring around the borehole with an external radius of the order of the depth of the hydraulic fracturing, the operating frequency is selected from the assumed dominant frequency of pulses from the hydraulic fracturing, taking into account the frequency range of the measuring technique, the value of the energy is seismic wow signal. formed by a hydraulic fracture at the observation point, calculated by numerical simulation of the propagation of seismic waves from a source in the center of a possible propagation zone of hydraulic fractures, the background noise energy is measured on the area of seismic sensors before the start of hydraulic fracturing at the point farthest from local noise sources, the value of noise energy from the hydraulic fracturing fleet and other surface sources of seismic noise is calculated based on measurements of the dependence of the energy from a distance or based on previous measurements of noise energy for conditions similar to the area under study, microseismic data are recorded during hydraulic fracturing, restoration of the spatial position, time and intensity of seismic events accompanying the formation of a hydraulic fracture is performed using the maximum likelihood method to restore signal characteristics for multichannel reception, for which the method of numerical simulation calculates the waveform from microseismic events in t points of the proposed fracturing area, located on a discrete grid, with a discreteness determined by the wavelength of the operating frequency, in the nodes of the numerical model corresponding to the sensor arrangement points, considering each sensor component as a separate channel, restore the probability density of the noise distribution of each channel of each sensor by approximating the observed variation series, for each discrete time point of hydraulic fracturing for each recovery point of the signal restore the most true similar amplitude of seismic emission, the final summation of the time series at the signal recovery points and spatial interpolation of the stored energy of the restored seismic emission are performed to obtain the final hydraulic fracture propagation maps.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Основной проблемой наземных методов контроля гидроразрыва пласта является высокая зашумленность искомых сигналов от микросейсмических импульсов, сопровождающих образование трещины гидроразрыва, техногенными шумами от технологического оборудования, осуществляющего гидроразрыв, которое устанавливают в непосредственной близости от устья скважины. В известных аналогах не применяют специальные методы, основанные на специфических для операции гидроразрыва характеристиках сигнала и шума, максимизирующие отношение сигнал/шум в процессе регистрации, обработки и интерпретации микросейсмических сигналов, что снижает применимость, точность и достоверность результатов мониторинга.The main problem of ground-based hydraulic fracturing control methods is the high noise level of the desired signals from microseismic pulses accompanying the formation of hydraulic fracturing, technogenic noise from the hydraulic fracturing equipment installed in the immediate vicinity of the wellhead. The known analogs do not use special methods based on the fracture-specific characteristics of the signal and noise, maximizing the signal-to-noise ratio during the registration, processing and interpretation of microseismic signals, which reduces the applicability, accuracy and reliability of the monitoring results.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining the geometric characteristics of hydraulic fractures.
Задача решается за счет оптимизации процесса мониторинга на:The problem is solved by optimizing the monitoring process on:
1. Полевом этапе путем оптимальной расстановки датчиков для регистрации микросейсмических сигналов в области максимального отношения сигнал/шум.1. Field stage by optimal arrangement of sensors for recording microseismic signals in the region of maximum signal to noise ratio.
2. Этапе обработки путем восстановления пространственно-временной локализации микросейсмических шумов специализированной процедурой, основанной на методе максимального правдоподобия, устойчивой к сильному зашумлению зарегистрированного микросейсмического сигнала.2. The processing step by restoring the spatiotemporal localization of microseismic noise by a specialized procedure based on the maximum likelihood method that is resistant to strong noise of the recorded microseismic signal.
Основой для оптимизации этапов мониторинга являются суперкомпьютерная реализация численных методов моделирования распространения микросейсмических волн в геологической среде.The basis for optimizing the monitoring stages is a supercomputer implementation of numerical methods for modeling the propagation of microseismic waves in a geological environment.
Этап регистрации микросейсмических сигналовStage microseismic signals registration
На этапе регистрации проектируют оптимальную расстановку датчиков с целью высокоточной локации очагов микросейсмических событий в зоне максимальных значений отношения сигнал/шум, рассчитанной с учетом реальных условий распределения интенсивности шумов на дневной поверхности при контроле операции гидроразрыва.At the registration stage, the optimal arrangement of sensors is designed to accurately locate the foci of microseismic events in the zone of maximum signal-to-noise ratios, calculated taking into account the real conditions of the distribution of noise intensity on the day surface when monitoring the fracturing operation.
Для этого определяют рабочую частоту, на которой будет производиться регистрация сигналов. Рабочую частоту предварительно принимают равной доминантной частоте fdom импульсов от трещины гидроразрыва пласта. Доминантная частота регистрируемых событий принимается равной доминантной частоте, полученной при регистрации импульса перфорации, достигающего дневной поверхности с глубины проведения ГРП в данных геологических условиях.To do this, determine the operating frequency at which the signals will be recorded. The working frequency is preliminarily taken equal to the dominant frequency f dom of the pulses from the hydraulic fracture. The dominant frequency of the recorded events is taken to be equal to the dominant frequency obtained when registering the perforation impulse reaching the surface from the depth of hydraulic fracturing under given geological conditions.
Доминантная частота должна входить в рабочий диапазон применяемых для регистрации сейсмических датчиков. Если доминантная частота выше верхнего диапазона применяемых датчиков, за рабочую частоту принимают верхнюю частоту рабочего диапазона сейсмических датчиков.The dominant frequency should be included in the operating range used for recording seismic sensors. If the dominant frequency is higher than the upper range of the used sensors, the upper frequency of the working range of the seismic sensors is taken as the operating frequency.
Далее определяют длину волны поверхностных волн Релея для рабочей частоты по формулеNext, determine the wavelength of the surface Rayleigh waves for the operating frequency according to the formula
где Vr - скорость волны Релея, м/с, и fc - рабочая частота, Гц.where V r is the Rayleigh wave velocity, m / s, and f c is the operating frequency, Hz.
С целью максимального подавления шума от флота ГРП и других поверхностных источников шума минимальное расстояние между датчиками выбирают из набора значений:In order to minimize noise from the hydraulic fracturing fleet and other surface noise sources, the minimum distance between the sensors is selected from a set of values:
где L - минимальное расстояние между датчиками, м, λ - длина волны Релея центральной частоты рабочего частотного диапазона, м, n - неотрицательное целое число. n выбирается таким образом, чтобы использующееся при мониторинге ГРП количество датчиков могло быть равномерно распределено по кольцу с наружным диаметром порядка глубины проведения гидроразрыва. Данное условие является ограничением при дальнейшем проектировании схемы наблюдения.where L is the minimum distance between the sensors, m, λ is the Rayleigh wavelength of the central frequency of the working frequency range, m, n is a non-negative integer. n is selected so that the number of sensors used in hydraulic fracturing monitoring can be evenly distributed along a ring with an outer diameter of the order of the depth of the fracturing. This condition is a limitation in the further design of the observation scheme.
В достаточном для целей изобретения приближении сигнал от образующихся трещин при гидроразрыве можно представить преимущественно Р-волной, энергия которой от точки микросейсмического события убывает квадратично. Шум от работающего технологического оборудования на поверхности представлен преимущественно волнами Релея, энергия которого убывает по линейному закону. На дневной поверхности всегда присутствует также нелокальный микросейсмический фоновый шум, равномерно распределенный по площади исследования. Таким образом, распределение полезного сигнала и шума по поверхности неравномерно, так что существуют зоны с повышенным отношением сигнал/шум, расположение датчиков в которых наиболее информативно.In an approximation sufficient for the purposes of the invention, the signal from the resulting fractures during hydraulic fracturing can be represented mainly by a P-wave, the energy of which decreases quadratically from the point of the microseismic event. The noise from operating technological equipment on the surface is represented mainly by Rayleigh waves, whose energy decreases according to a linear law. A nonlocal microseismic background noise always uniformly distributed over the study area is always present on the day surface. Thus, the distribution of the useful signal and noise over the surface is uneven, so there are areas with an increased signal-to-noise ratio, the location of the sensors in which is most informative.
Для определения пространственного распределения поверхностного шума на площади работ до начала проведения ГРП проводят замер уровня шума локальных источников путем расстановки датчиков в окрестностях источников шума на различном расстоянии от него до выхода на фоновое значение. Полученные данные с помощью вычислительной техники аппроксимируют зависимостями вида:To determine the spatial distribution of surface noise in the area of work before the start of hydraulic fracturing, the noise level of local sources is measured by arranging sensors in the vicinity of noise sources at different distances from it to reach the background value. The data obtained using computer technology are approximated by dependencies of the form:
где r - расстояние от источника шума (м), a - коэффициент, пропорциональный стандартному отклонению шума (м/с), b - коэффициент затухания (м-1), c - стандартное отклонение фонового шума (м/с). Уровень шума от флота ГРП определяют по замерам на предыдущих проводимых работах по мониторингу ГРП в сходных поверхностных условиях.where r is the distance from the noise source (m), a is a coefficient proportional to the standard deviation of the noise (m / s), b is the attenuation coefficient (m -1 ), c is the standard deviation of the background noise (m / s). The noise level from the hydraulic fracturing fleet is determined by measurements at previous ongoing monitoring of hydraulic fracturing in similar surface conditions.
По результатам определения энергии источников шумов и расчета их энергии в зависимости от расстояния до них строят цифровую карту распределения энергии поверхностного шума.Based on the results of determining the energy of noise sources and calculating their energy, depending on the distance to them, a digital map of the distribution of energy of surface noise is built.
Далее производят расчет распределения интенсивности микросейсмической волны на дневной поверхности (полезного сигнала) от единичного модельного микросейсмического импульса в точке, соответствующей положению ствола скважины на глубине проведения ГРП. Расчет ведут известными численными методами, например методом конечных элементов, на основе модели механических характеристик среды (плотности, модуля Юнга, коэффициента Пуассона) в районе работ. Модель механических характеристик геологической среды в окрестностях области гидроразрыва пласта получают из куба сейсмических скоростей (при наличии) либо восстанавливают путем экстраполяции данных вертикального сейсмопрофилирования или акустического каротажа по стратиграфической модели области исследований.Next, they calculate the distribution of the intensity of the microseismic wave on the day surface (useful signal) from a single model microseismic pulse at a point corresponding to the position of the wellbore at the depth of the hydraulic fracturing. The calculation is carried out by known numerical methods, for example, the finite element method, based on the model of the mechanical characteristics of the medium (density, Young's modulus, Poisson's ratio) in the area of work. A model of the mechanical characteristics of the geological environment in the vicinity of the hydraulic fracturing region is obtained from the cube of seismic velocities (if any) or is restored by extrapolating the data of vertical seismic profiling or acoustic logging using a stratigraphic model of the research area.
На основе рассчитанной интенсивности полезного сигнала и интенсивности поверхностных шумов рассчитывают карту отношения сигнал/шум.Based on the calculated useful signal intensity and surface noise intensity, a signal-to-noise ratio map is calculated.
Далее, для известного количества датчиков находят субоптимальную расстановку датчиков, максимизирующую сумму отношений сигнал/шум с выдержкой минимального расстояния между датчиками согласно (2).Further, for a known number of sensors, a suboptimal arrangement of sensors is found that maximizes the sum of the signal-to-noise ratios with an exposure of the minimum distance between the sensors according to (2).
Для определения субоптимальной расстановки производят компьютерный поиск экстремума для функций больших размерностей, например, методом Монте-Карло. В силу неточного знания распределения параметра сигнал/шум на площади достаточно найти расстановку, близкую к оптимальной (субоптимальную).To determine the suboptimal arrangement, a computer search for an extremum is performed for functions of large dimensions, for example, by the Monte Carlo method. Due to inaccurate knowledge of the distribution of the signal-to-noise parameter over the area, it suffices to find an arrangement close to optimal (suboptimal).
По выбранной расстановке производят расстановку датчиков и регистрацию микросейсмических данных во время производства ГРП. Регистрацию производят сейсмологическими велосиметрами.According to the selected arrangement, sensors are arranged and microseismic data is recorded during hydraulic fracturing production. Registration is carried out by seismological cycle meters.
Этап обработки микросейсмических сигналовThe stage of processing microseismic signals
На этапе обработки информации производят восстановление последовательности амплитуд произошедших микросейсмических событий в области развития трещины гидроразрыва пласта. Восстановление производят на основе метода максимального правдоподобия следующим образом.At the information processing stage, the sequence of amplitudes of the microseismic events that have occurred in the field of the development of the hydraulic fracture is produced. Recovery is based on the maximum likelihood method as follows.
1. Проводят расчет модельных сигналов в точках наблюдения от микросейсмических событий в точках области возможного развития трещины гидроразрыва пласта.1. Model signals are calculated at observation points from microseismic events at points in the area of possible development of a hydraulic fracture.
Расчет модельных сигналов в точках наблюдения от микросейсмических событий в точках области возможного развития трещины гидроразрыва с использованием кубов распределения упругих характеристик проводят следующим образом.The calculation of model signals at observation points from microseismic events at points in the area of possible development of a hydraulic fracture using elastic distribution cubes is carried out as follows.
1) Определяют рабочую область пространства, в которой возможно развитие трещины гидроразрыва. Данная область для целей изобретения представляет собой квадрат со стороной, равной четырем линейным размерам трещины ГРП согласно ее дизайну с забоем в центре данного квадрата.1) Determine the working area of the space in which the development of hydraulic fractures is possible. This area for the purposes of the invention is a square with a side equal to the four linear dimensions of the hydraulic fracture according to its design with a bottom in the center of this square.
2) В данной области рассчитывают регулярную сеть из Μ точек восстановления сигнала с равномерным шагом по всем осям, равным или меньшим четверти длины волны рабочей частоты. Длина волны рабочей частоты рассчитывается по формуле (1).2) In this area, a regular network of Μ signal recovery points with a uniform pitch along all axes equal to or less than a quarter of the wavelength of the operating frequency is calculated. The wavelength of the working frequency is calculated by the formula (1).
3) Для каждой точки восстановления на сети Μ проводят моделирование распространения упругих волн от модельного микросейсма единичной интенсивности. Моделирование проводят в модельном объеме, достаточном для недопущения влияния отраженных волн за время моделирования на модельные сигналы, снимаемые в точках модели, соответствующих установленным датчикам в полевых наблюдениях.3) For each recovery point on the network Μ, the propagation of elastic waves from a unit intensity microseismic is simulated. The simulation is carried out in a model volume sufficient to prevent the influence of reflected waves during the simulation on the model signals recorded at points of the model corresponding to the installed sensors in field observations.
4) Для каждой точки модели, соответствующей N установленным датчикам в полевых наблюдениях, снимают модельный сигнал отклика на единичное воздействие. Таким образом получают массив модельных сигналов (откликов модели) knm(t), где n - номер точки полевых наблюдений, m - номер точки восстановления сигнала, t - модельное время с момента воздействия, с. Отклик модели knm(t) представляет собой безразмерный набор значений амплитуд по времени моделирования из трех компонент для датчика n, которые представляют собой отклик на единичное воздействие в точке восстановления m. Дискретность представления сигналов по времени определяется исходя из выбранной рабочей частоты как4) For each point of the model corresponding to N installed sensors in field observations, a model response signal for a single exposure is recorded. Thus, an array of model signals (model responses) k nm (t) is obtained, where n is the number of the field observation point, m is the number of the signal recovery point, t is the model time from the moment of exposure, s. The response of the model k nm (t) is a dimensionless set of amplitude values over the simulation time of three components for the sensor n, which are the response to a single action at the recovery point m. The resolution of the signal representation over time is determined based on the selected operating frequency as
где Δt - интервал дисктеризации модельного сигнала, с, fp - рабочая частота, Гц. Таким образом, каждый сигнал от точки восстановления m до точки регистрации n представляется массивом knm(Δti).where Δt is the sampling interval of the model signal, s, f p is the operating frequency, Hz. Thus, each signal from the recovery point m to the registration point n is represented by an array of k nm (Δt i ).
2. Выполняют восстановление плотностей вероятностей наблюдаемых сигналов.2. Perform restoration of the probability densities of the observed signals.
Для применения метода максимального правдоподобия восстанавливают распределение плотности вероятности fn(a) амплитуд регистрируемых микросейсм при отсутствии полезного сигнала, где n - номера датчиков. Данные распределения определяют из зарегистрированного сигнала на каждом n-ом датчике путем аппроксимации гистограммы распределения сигнала смесью функций, например смесью нормальных распределений.To use the maximum likelihood method, the probability density distribution f n (a) of the amplitudes of the recorded microseisms is restored in the absence of a useful signal, where n are the numbers of the sensors. The distribution data is determined from the recorded signal at each n-th sensor by approximating the histogram of the signal distribution by a mixture of functions, for example, a mixture of normal distributions.
3. Осуществляют восстановление интенсивности микросейсмических событий в точках восстановления в области возможного развития трещины гидроразрыва пласта.3. Carry out the restoration of the intensity of microseismic events at the recovery points in the area of the possible development of hydraulic fractures.
Восстановление интенсивности микросейсмических событий в точках области возможного развития трещины гидроразрыва производят методом максимизации правдоподобия по оценкам плотностей вероятности сигналов fn(a). Для этого для каждого момента времени t вычисляют оценку исходной амплитуды А0 в каждой точке восстановления сигнала.The recovery of the intensity of microseismic events at points in the region of the possible development of a hydraulic fracture is performed by the method of maximizing the likelihood by estimating the probability densities of the signals f n (a). For this, for each moment of time t, an estimate of the initial amplitude A 0 is calculated at each signal recovery point.
Таким образом, для каждой точки восстановления m определяют амплитуду А0, максимизирующую функцию правдоподобия:Thus, for each recovery point m determine the amplitude A 0 maximizing the likelihood function:
где A - наиболее правдоподобная амплитуда исходного возмущения в точке восстановления, м/с, fn - плотности вероятности, определенные в п. 2, An(t+Δti) - амплитуда полевого сигнала (м/с) на n-ом датчике в момент времени t+Δti (с).where A is the most plausible amplitude of the initial disturbance at the recovery point, m / s, f n are the probability densities defined in
Повторяя данную процедуру для всех моментов времени t длительности наблюдения при мониторинге ГРП, получают восстановленный по методу максимального правдоподобия сигнал в некоторой точке восстановления m. Восстанавливая сигналы в каждой точке восстановления m, получают куб мгновенного распределения энергии восстановленного сигнала микросейсмической эмиссии во времени.Repeating this procedure for all instants of time t of the observation time during hydraulic fracturing monitoring, a signal reconstructed by the maximum likelihood method is obtained at a certain recovery point m. By reconstructing the signals at each recovery point m, we obtain a cube of the instantaneous energy distribution of the recovered microseismic emission signal in time.
4. Производят суммирование мгновенных распределений энергии сигнала по выделенным временным интервалам, соответствующим характерным этапам ГРП (начало закачки, момент образования трещины, интервала закачки пропанта, других интервалов по необходимости) и пространственную интерполяцию накопленной энергии восстановленной сейсмической эмиссии (карты накопленной восстановленного сигнала микросейсмической активности) с получением финальных карт распространения трещины ГРП.4. Summarize the instantaneous signal energy distributions over the selected time intervals corresponding to the characteristic stages of hydraulic fracturing (start of injection, crack formation, proppant injection interval, other intervals, if necessary) and spatial interpolation of the stored energy of the restored seismic emission (maps of the accumulated restored signal of microseismic activity) with obtaining the final fracture propagation maps.
5. На основе полученного распределения интенсивности микросейсм определяют итоговые геометрические параметры трещины ГРП путем выделения осей концентрации накопленной микросейсмической активности.5. Based on the obtained intensity distribution of microseisms, the final geometrical parameters of the hydraulic fracture are determined by identifying the concentration axes of the accumulated microseismic activity.
Пример конкретного выполненияConcrete example
При проведении гидроразрыва пласта в нефтедобывающей скважине выполняют определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.When carrying out hydraulic fracturing in an oil well, determining the geometric characteristics of the hydraulic fracturing is performed.
Этап регистрацииRegistration Stage
Схему наблюдения при мониторинге гидроразрыва проектируют с учетом расположения датчиков в зоне максимального отношения сигнал/шум, при этом минимальный шаг между датчиками выбирают согласно (1) и (2).The monitoring scheme for hydraulic fracturing monitoring is designed taking into account the location of the sensors in the zone of the maximum signal to noise ratio, while the minimum step between the sensors is selected according to (1) and (2).
Центральную частоту рабочего диапазона fc выбирают 13.5 Гц в связи с тем, что импульс от перфорации локализуется в частотном диапазоне с данной центральной частотой. Наблюдения производят регистрирующими комплексами из трехкомпонентных широкополосных сейсмометров «LE-3DLite» и регистратора «Байкал-АСН88». Частотный диапазон датчиков от 1 до 40 Гц, таким образом, частотный диапазон аппаратуры не влияет на выбор рабочей частоты.The center frequency of the operating range f c is chosen to be 13.5 Hz due to the fact that the impulse from perforation is localized in the frequency band with a given center frequency. Observations are made by recording complexes from three-component broadband seismometers “LE-3DLite” and a recorder “Baikal-ASN88”. The frequency range of the sensors is from 1 to 40 Hz, so the frequency range of the equipment does not affect the choice of operating frequency.
Скорость волны Релея в исследуемой области Vr=1150 м/с, поэтому согласно (1):The speed of the Rayleigh wave in the studied region V r = 1150 m / s, therefore, according to (1):
На основе предварительных замеров фонового шума была построена аппроксимация формулами вида (3) распределения шума на площади исследования (фиг. 1). На основе скоростной модели по данным вертикального сейсмопрофилирования была построена скоростная 3D-модель исследуемой площади и проведено численное моделирование распространения волнового процесса от импульса в забое на глубине залегания целевого пласта до всех точек дневной поверхности. В результате на основе этих данных и аппроксимации распределения поверхностного шума было построено распределение отношения сигнал/шум по дневной поверхности (фиг. 2).Based on preliminary measurements of background noise, an approximation by formulas of the form (3) of noise distribution over the study area was constructed (Fig. 1). Based on the velocity model, a 3D velocity model of the studied area was constructed using vertical seismic profiling data and a numerical simulation of the wave process propagation from the pulse in the face at the depth of the target formation to all points of the day surface is performed. As a result, based on these data and approximating the distribution of surface noise, the distribution of the signal-to-noise ratio over the day surface was constructed (Fig. 2).
Количество регистрирующих комплексов составило - 28 шт. Далее согласно (2) выбрано минимальное расстояние между датчиками:The number of recording complexes was 28 pcs. Further, according to (2), the minimum distance between the sensors is selected:
При n=2 минимальное расстояние между датчиками L=212 м выбрано равным 2, так как при нем датчики равномерно покрывают территорию исследования в радиусе, равном глубине залегания исследуемого пласта.At n = 2, the minimum distance between the sensors L = 212 m was chosen equal to 2, since with it the sensors uniformly cover the study area in a radius equal to the depth of the studied formation.
С учетом данного ограничения по расстоянию между датчиками был проведен выбор точек расположения датчиков методом Монте-Карло из 10000 случайно сгенерированных вариантов с отбором лучшего варианта по критерию сигнал/шум (фиг. 3).Given this restriction on the distance between the sensors, a choice was made of the location of the sensors using the Monte Carlo method from 10,000 randomly generated options with the selection of the best option according to the signal-to-noise criterion (Fig. 3).
Далее по данной расстановке проведена регистрация полевых сигналов в процессе проведения ГРП.Further, according to this arrangement, field signals were recorded during hydraulic fracturing.
Этап обработкиProcessing stage
По исходным данным каротажа и вертикального сейсмопрофилирования для исследуемой скважины построена математическая модель упругих характеристик (плотность, модуль Юнга и коэффициент Пуассона) сплошной среды в предположении плоскопараллельности залегания. Распространение микросейсм рассчитывалось методом конечных элементов.Based on the initial data of logging and vertical seismic profiling for the studied well, a mathematical model of the elastic characteristics (density, Young's modulus and Poisson's ratio) of a continuous medium is constructed under the assumption of plane-parallel bedding. Microseism propagation was calculated by the finite element method.
Проведен расчет формы микросейсмических волн для каждого датчика на поверхности от всех точек визуализации по численной модели, для чего:The microseismic waveform was calculated for each sensor on the surface from all visualization points using a numerical model, for which:
1) Определена рабочая область. Проектная длина трещины ГРП составляла 150 метров, исходя из чего рабочая область представляет собой квадрат со стороной 600 метров с забоем в центре квадрата.1) The work area is defined. The design fracture length was 150 meters, based on which the work area is a square with a side of 600 meters with a bottom in the center of the square.
2) Определена сеть точек восстановления сигналов. Длина волны согласно формуле (1) составляет 85 метров, шаг точек должен составлять четверть длины волны, таким образом, шаг регулярной сети Μ будет составлять 21,25 метра, для удобства проектирования сети округляется в меньшую сторону до 20 метров.2) A network of signal recovery points has been defined. The wavelength according to formula (1) is 85 meters, the step of the points should be a quarter of the wavelength, so the step of the regular network Μ will be 21.25 meters, for the convenience of network design, it is rounded down to 20 meters.
3) Проведено моделирование распространения сейсмических волн из каждой точки сети М.3) Simulation of the propagation of seismic waves from each point of the network M.
4) Для каждой точки модели, соответствующей положению датчика на дневной поверхности, произведен съем сигнала по трем компонентам. Дискретность восстановления составляет согласно (4)4) For each point of the model corresponding to the position of the sensor on the day surface, a signal was taken for three components. The resolution of the recovery is according to (4)
Δt=1/2fp=1/(2*13.5 Гц)=0,037 с.Δt = 1 / 2f p = 1 / (2 * 13.5 Hz) = 0.037 s.
5) На фиг. 4 представлен вид сигнала для точки восстановления сигнала, соответствующей центру квадрата для датчика номер 1. Для остальных комбинаций точек восстановления и датчиков произведен аналогичный расчет.5) In FIG. Figure 4 shows the type of signal for the signal recovery point corresponding to the center of the square for
2. На основе полевых сигналов для каждого датчика были построены гистограммы амплитуды сигналов и построена аппроксимация данных гистограмм суммой из трех нормальных распределений. На фиг. 5 приведен вид зарегистрированного сигнала и аппроксимации гистограммы распределения вертикальной компоненты амплитуды f1(a) для датчика 1. Для остальных датчиков и компонент проведены аналогичные построения функции плотности вероятности.2. Based on the field signals for each sensor, histograms of the amplitude of the signals were constructed and an approximation of these histograms was constructed by the sum of three normal distributions. In FIG. Figure 5 shows the type of the recorded signal and the approximation of the histogram of the distribution of the vertical component of the amplitude f 1 (a) for
3. На основе построенных в п. 2 распределений и полученных в п. 1 сигналов производят путем компьютерных расчетов по формуле (5) восстановление наиболее вероятной амплитуды микросейсмических сигналов для каждой точки восстановления. На фиг. 6 приведен вид восстановленной микросейсмической активности для первой тысячи отсчетов по Δt=0,037 с для точки, соответствующей центру рабочей области. Для остальных точек восстановления произведены аналогичные расчеты.3. Based on the distributions constructed in
4. Для полученных амплитуд наиболее вероятной интенсивности произведено суммирование по отдельным периодам производства ГРП. На фиг. 7, части 1-5, приведены накопленные интенсивности микросейсм для различных диапазонах времени выполнения работ ГРП.4. For the obtained amplitudes of the most probable intensity, summation was carried out for individual periods of hydraulic fracturing production. In FIG. 7, parts 1-5, the accumulated microseismic intensities for different ranges of hydraulic fracturing execution time are shown.
5. На основе накопленных амплитуд микросейсмической активности выделены зоны распространения трещины гидроразрыва (фиг. 7, часть 6)5. Based on the accumulated amplitudes of microseismic activity, the zones of hydraulic fracture propagation are identified (Fig. 7, part 6)
- в юго-западном направлении (азимут 226°);- in a southwestern direction (azimuth 226 °);
- в южном направлении (азимут 166°);- in a southerly direction (azimuth 166 °);
- в юго-восточном секторе восточнее северо-восточного направления от южной осевой линии (азимут 67°).- in the southeast sector east of the northeast direction from the south center line (azimuth of 67 °).
Таким образом, согласно предложенному способу достигнута высокая точность определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.Thus, according to the proposed method, a high accuracy of determining the geometric characteristics of a fracture fracture is achieved.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the accuracy of determining the geometric characteristics of hydraulic fractures.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014134906/03A RU2550770C1 (en) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014134906/03A RU2550770C1 (en) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2550770C1 true RU2550770C1 (en) | 2015-05-10 |
Family
ID=53294110
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014134906/03A RU2550770C1 (en) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2550770C1 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109738940A (en) * | 2019-01-18 | 2019-05-10 | 东北大学 | A method for locating acoustic emission/microseismic events in the presence of empty space |
| RU2695411C1 (en) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff) |
| CN112036619A (en) * | 2020-08-17 | 2020-12-04 | 中国标准化研究院 | Method for judging whether roasted duck exceeds shelf end point by combining electronic nose with Bayesian algorithm |
| RU2745542C1 (en) * | 2020-08-27 | 2021-03-26 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Новосибирский национальный исследовательский государственный университет" (Новосибирский государственный университет, НГУ) | Method for express diagnostics of the stability state of gas well columns by the method of standing waves |
| CN112904421A (en) * | 2021-02-20 | 2021-06-04 | 中南大学 | Method for early warning energy dissipation state and trend of microseism monitoring/acoustic emission fracture source |
| CN113153280A (en) * | 2020-10-22 | 2021-07-23 | 煤炭科学研究总院 | Underground coal seam hydraulic fracturing drilling pressure relief and permeability increase effect detection system and method |
| RU2775034C1 (en) * | 2021-07-28 | 2022-06-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for choosing the optimal hydraulic fracturing design based on the intelligent analysis of field data to increase the production of hydrocarbon raw materials |
| CN114722669A (en) * | 2022-04-02 | 2022-07-08 | 西安交通大学 | Aero-engine intermediary case strain information acquisition and processing method |
| CN114994791A (en) * | 2022-05-27 | 2022-09-02 | 中国矿业大学 | A method for evaluating the monitoring capability of a well-ground integrated microseismic monitoring system |
| CN117307249A (en) * | 2023-08-30 | 2023-12-29 | 中铁四局集团有限公司 | A real-time intelligent early warning method and device for tunnel rock bursts |
| CN119322368A (en) * | 2024-10-17 | 2025-01-17 | 中国矿业大学 | Method for intelligently identifying macroscopic crack extension track in fracturing seismic source cluster |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005029130A2 (en) * | 2003-09-15 | 2005-03-31 | Pinnacle Technologies, Inc. | Methods and systems for determining the orientation of natural fractures |
| WO2005089404A2 (en) * | 2004-03-16 | 2005-09-29 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
| RU2318223C2 (en) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimizing passive monitoring of hydraulic fracturing of formation (variants) |
| US7391675B2 (en) * | 2004-09-17 | 2008-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event detection and location by continuous map migration |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| RU2461026C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining geometric characteristics of hydraulic fracture cracks |
-
2014
- 2014-08-27 RU RU2014134906/03A patent/RU2550770C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005029130A2 (en) * | 2003-09-15 | 2005-03-31 | Pinnacle Technologies, Inc. | Methods and systems for determining the orientation of natural fractures |
| WO2005089404A2 (en) * | 2004-03-16 | 2005-09-29 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
| US7391675B2 (en) * | 2004-09-17 | 2008-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event detection and location by continuous map migration |
| RU2318223C2 (en) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimizing passive monitoring of hydraulic fracturing of formation (variants) |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| RU2461026C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining geometric characteristics of hydraulic fracture cracks |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695411C1 (en) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining geometry of fractures during formation hydraulic fracturing (hff) |
| CN109738940A (en) * | 2019-01-18 | 2019-05-10 | 东北大学 | A method for locating acoustic emission/microseismic events in the presence of empty space |
| CN112036619A (en) * | 2020-08-17 | 2020-12-04 | 中国标准化研究院 | Method for judging whether roasted duck exceeds shelf end point by combining electronic nose with Bayesian algorithm |
| RU2745542C1 (en) * | 2020-08-27 | 2021-03-26 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Новосибирский национальный исследовательский государственный университет" (Новосибирский государственный университет, НГУ) | Method for express diagnostics of the stability state of gas well columns by the method of standing waves |
| CN113153280B (en) * | 2020-10-22 | 2023-06-20 | 煤炭科学研究总院 | Underground coal seam hydraulic fracturing drilling pressure relief and permeability improvement effect detection system and method |
| CN113153280A (en) * | 2020-10-22 | 2021-07-23 | 煤炭科学研究总院 | Underground coal seam hydraulic fracturing drilling pressure relief and permeability increase effect detection system and method |
| CN112904421A (en) * | 2021-02-20 | 2021-06-04 | 中南大学 | Method for early warning energy dissipation state and trend of microseism monitoring/acoustic emission fracture source |
| RU2775034C1 (en) * | 2021-07-28 | 2022-06-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for choosing the optimal hydraulic fracturing design based on the intelligent analysis of field data to increase the production of hydrocarbon raw materials |
| CN114722669A (en) * | 2022-04-02 | 2022-07-08 | 西安交通大学 | Aero-engine intermediary case strain information acquisition and processing method |
| CN114994791A (en) * | 2022-05-27 | 2022-09-02 | 中国矿业大学 | A method for evaluating the monitoring capability of a well-ground integrated microseismic monitoring system |
| CN117307249A (en) * | 2023-08-30 | 2023-12-29 | 中铁四局集团有限公司 | A real-time intelligent early warning method and device for tunnel rock bursts |
| RU2819060C1 (en) * | 2023-10-13 | 2024-05-13 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Смарт Алгоритмс" | Method of oil and gas production using determination of fracture development zones of multi-stage hydraulic fracturing |
| CN119322368A (en) * | 2024-10-17 | 2025-01-17 | 中国矿业大学 | Method for intelligently identifying macroscopic crack extension track in fracturing seismic source cluster |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2550770C1 (en) | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack | |
| AU2022202557B2 (en) | Surface wave tomography using sparse data acquisition | |
| CA2743611C (en) | Methods and systems for monitoring and modeling hydraulic fracturing of a reservoir field | |
| CA2620819C (en) | Method and apparatus for imaging permeability pathways of geologic fluid reservoirs using seismic emission tomography | |
| AU2010236999B2 (en) | Interferometric seismic data processing | |
| DK177865B1 (en) | Method for detecting or monitoring a hydrocarbon reservoir size subsurface structure | |
| Schoenball et al. | Microseismic monitoring of meso-scale stimulations for the DOE EGS Collab project at the Sanford Underground Research Facility | |
| US20180292556A1 (en) | Systems and methods for deghosting seismic data using migration of sparse arrays | |
| Zollo et al. | Space and time behavior of seismic activity at Mt. Vesuvius volcano, southern Italy | |
| WO2016053326A1 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| Vales et al. | Intraplate seismicity across the Cape Verde swell: A contribution from a temporary seismic network | |
| US20080112263A1 (en) | System and method for determining seismic event location | |
| Behm | Feasibility of borehole ambient noise interferometry for permanent reservoir monitoring | |
| RU2300126C1 (en) | Mode of geophysical exploration for exposure of small amplitude tectonic abnormalities of oil-gas productive rocks in three-dimensional space | |
| Agostinetti et al. | Distributed acoustic sensing as a tool for subsurface mapping and seismic event monitoring: a proof of concept | |
| Raub et al. | Seismic‐wave propagation in shallow layers at the GONAF‐Tuzla Site, Istanbul, Turkey | |
| Alparone et al. | High precision locations of multiplets on south-eastern flank of Mt. Etna (Italy): reconstruction of fault plane geometry | |
| Nazeri et al. | The 2017 Ischia Earthquake (Southern Italy): Source mechanism and rupture model from the inversion of a near-source strong motion record | |
| Takagi et al. | Apparent migration of tremor source synchronized with the change in the tremor amplitude observed at Aso volcano, Japan | |
| EP3298438A1 (en) | Surface wave tomography using sparse data acquisition | |
| Lanza et al. | A Prospective Evaluation of Borehole Distributed Acoustic Sensing Technologies for Detecting and Locating Out‐of‐Network Microseismicity | |
| Lacazette et al. | Passive Seismic Methods for Unconventional Resource Development | |
| Aditya et al. | Hydraulic Fracturing-driven Infrasound Signals-A New Class of Signal for Subsurface Engineering | |
| Li et al. | Distributed acoustic sensing monitoring at the first EGS Collab testbeds | |
| Antoszkiewicz et al. | The processing procedure for the interpretation of microseismic signal acquired from a surface array during hydraulic fracturing in pomerania region in Poland |