Методика мікросейсмічного моніторингу гідророзриву пласта для родовищ вуглеводнів України
DOI:
https://doi.org/10.24028/gj.v46i6.311666Ключові слова:
ГРП, сейсмічні спостереження, мікросейсмічний моніторинг, родовища вуглеводнівАнотація
Для нафтогазової промисловості енергетична незалежність держави визначається насамперед наявністю родовищ вуглеводнів в її надрах та коректним оцінюванням їх запасів. Однак запаси більшості родовищ України, які перебувають не один рік у розробці, на жаль, не безмежні і для збільшення видобутку нафти і газу потребують нестандартних підходів. Як показує міжнародна практика, при видобутку вуглеводнів нетрадиційного типу треба використовувати не просто буріння, а буріння зі стимуляцією пластів. Ефективним методом стимуляції є гідророзрив пласта (ГРП). Однак при цьому результати стимуляції, а саме форма, напрямок і розміри створеної тріщини, дуже часто не відповідають запланованим теоретичним розрахункам. Тому для контролю результату виконання ГРП слід застосовувати певні методи, поміж яких можна виділити мікросейсмічний моніторинг, що набув широкого використання у світовій практиці, а в Україні тільки починає розвиватися. Метою роботи є проведення аналізу сучасних основних методик мікросейсмічного моніторингу гідророзриву пласта та визначення найбільш ефективної з них для застосування в геолого-геофізичних умовах родовищ вуглеводнів України. Перш за все методики мікросейсмічного моніторингу ГРП розрізняються системою реєстрації глибинних сигналів, яка при цьому використовується: свердловинна або поверхнева. Розглянуто переваги і недоліки цих систем, а також описано різне сучасне обладнання для виконання мікросейсмічного моніторингу ГРП від стандартного до новітнього з використанням технології DAS/DVS. Наведено критерії вибору необхідного типу обладнання з урахуванням глибинного розміщення родовищ України. Актуальність роботи пов’язана насамперед з пошуком нових підходів до оцінювання видобувних запасів і нових технологій розробки родовищ вуглеводнів України, зокрема нетрадиційного типу.
Посилання
Verpakhovskaya, A.O., & Pilipenko, V.N. (2020). Three dimensional finite-differential simulation of the wave field taking sphericity of the Earth into account. Geofizicheskiy Zhurnal, 42(6), 176―191. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v42i6.2020.222293 (in Russian).
Kachmar, Yu.D., & Tsemko, V.V. (2015). To the 60th anniversary of the application of hydraulic fracturing in PJSC «Ukrnafta». Oil and Gas Industry of Ukraine, (4), 43―46 (in Ukrainian).
Krasnikova, О., Lisny, G., & Vyzhva, S. (2023). Current state of application of hydraulic fracturing microseismic monitoring methods. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 4(95), 64―71. https://doi.org/10.17721/1728-2713.95.08 (in Ukrainian).
Kuzub, S.M., Khalak, Y.M., Magun, M.Ya., & Babiy, M.B. (2023). Method of hydraulic fracturing of formations. Patent for utility model No. 152676. PJSC «Ukrnafta». Published on 03/29/2023 (in Ukrainian).
Mykhaylov, V.A., Vakarchuk, S.G., & Zeykan, O.Yu. (2014). Unconventional sources of hydrocarbons of Ukraine. Book VIII. Theoretical substantiation of unconventional hydrocarbon resources of sedimentary basins of Ukraine. Kyiv: Nika-Center, 280 p. (in Ukrainian).
Pilipenko, V.N., Verpakhovskaya, A.O., & Budkevich, V.B. (2016). Three-dimensional temporal migration according to initial data of areal seismic exploration. Geofizicheskiy Zhurnal, 38(1), 43―56. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v38i1.2016.107721 (in Russian).
Clark, J.B. (1949). A Hydraulic Process for Increasing the Productivity of Wells. Journal of Petroleum Technology, 1, 1—8. https://doi.org/10.2118/949001-G.
Dean, T., Cuny, Th., & Hartog, A.H. (2016). The effect of gauge length on axially incident P-waves measured using fibre optic distributed vibration sensing. Geophysical Prospecting, 65(1), 184—193. https://doi.org/10.1111/1365-2478.12419.
Dean, T., Tullet, J., & Barnwel, R. (2018). Nodal Land seismic acquisition: The next generation. First Break, 36(1), 47―52. https://doi.org/
3997/1365-2397.n0061.
Kratz, M., Aulia, A., & Hill, A. (2012). Identifying Fault Activation in Shale Reservoirs Using Microseismic Monitoring during Hydraulic Stimulation: Source Mechanisms, b Values, and Energy Release Rates. CSEG Recorded — Jun 2012 (Vol. 37, pp. 20―28). Retrieved from https://csegrecorder.com/articles/view/identifying-fault-activation-in-shale-reservoirs-using-microseismic-monitor.
Wang, Q. (Ed.). (2021). Oil and Gas Chemistry Management Series. Vol. 1. Fluid Chemistry, Drilling and Completion. Elsevier Science, 492 p.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2024 Oleksandra Verpakhovska, Serhii Kobrunov
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-NonCommercial-ShareAlike 4.0 International License.
1. Автори зберігають за собою авторські права на роботу і передають журналу право першої публікації разом з роботою, одночасно ліцензуючи її на умовах Creative Commons Attribution License, яка дозволяє іншим поширювати дану роботу з обов'язковим зазначенням авторства даної роботи і посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі .
2. Автори зберігають право укладати окремі, додаткові контрактні угоди на не ексклюзивне поширення версії роботи, опублікованої цим журналом (наприклад, розмістити її в університетському сховищі або опублікувати її в книзі), з посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі.
3. Авторам дозволяється розміщувати їх роботу в мережі Інтернет (наприклад, в університетському сховище або на їх персональному веб-сайті) до і під час процесу розгляду її даними журналом, так як це може привести до продуктивної обговоренню, а також до більшої кількості посилань на дану опубліковану роботу (Дивись The Effect of Open Access).
