В условиях, когда легкая добыча нефти закончилась, а дебит новых месторождений, открываемых на материке, сравнительно невелик, особую актуальность приобретают современные методы освоения шельфовых месторождений. В России, к сожалению, есть пока единственный пример использования сейсмики 4D на одном из месторождений сахалинского шельфа, в то время как мировой опыт уже насчитывает десятки успешных примеров. В ближайшие годы ожидается расширение таких работ в России в связи с интенсификацией освоения шельфа. Какие сегодня существуют технологии проведения сейсмических исследований 4D на морских месторождениях?
В настоящее время в мире все чаще используется сейсмический мониторинг месторождений в процессе их эксплуатации (4D). Например, к 2009 году 4D сейсмика была выполнена более, чем на 50 морских месторождениях, а за прошедшие 4 года это число выросло еще почти в полтора раза. Лидером по количеству месторождений, где такие работы были проведены, по-видимому, является British Petroleum. В последние годы активность добывающих компаний в использовании сейсмического мониторинга стала быстро расти, но в России такие исследования пока известны лишь на Астохском месторождении шельфа Сахалина, где они выполнены компанией PGS по заказу «Сахалинcкой Энергии».
Сейсмический мониторинг сводится к тому, что на месторождении периодически проводится сейсмическая съемка 3D, по результатам которой пытаются проследить за движением водонефтяного контакта и степенью обводненности и выработанности различных частей залежи.
Что такое 4D сигнал?
Сигнал 4D может представлять собой любое изменение сейсмической записи по сравнению с предыдущей сейсмической съемкой 3D. Эффект основан на том, что замещение нефти водой меняет отражающие способности толщи, что сказывается прежде всего на амплитудах отраженных волн. А при длительных перерывах между съемками могут отмечаться и небольшие сдвиги во временах отражения, обусловленные изменением скоростей в продуктивной толще при смене типа флюида. Однако такие сдвиги редко превышают один-два дискрета сейсмической записи. В то же время форма сигнала может меняется настолько, что это бывает заметно во временной и спектральной области. Понятно, что трудно подобрать теоретическое описание 4D сигнала в каждом конкретном случае, поэтому все практические результаты в этой области чаще всего основываются на выявлении эмпирических закономерностей.
В областях заводнения залежи увеличивается амплитуда отражения при неизменности временных характеристик. В области повышения пластового давления при закачке жидкости немного уменьшается амплитуда, и наблюдаются задержки времени регистрации. И, наоборот, в области интенсивного отбора продукции при относительно пониженном пластовом давлении отмечаются положительные сдвиги во времени регистрации с незначительным ростом амплитуды. При обратной закачке газа в пласт происходит заметное изменение амплитуды в отрицательную сторону. Существуют, бесспорно, пороги чувствительности параметров к изменению свойств в резервуаре с течением разработки (серые штриховые линии на рисунке 1) В принципе, похожие эффекты наблюдаются и на других месторождениях. Возможно использование AVO-инверсии (угловых сумм) для выделения эффектов в залежи, а также других распространенных инструментов количественной сейсмической интерпретации.
Кроме регистрации возбуждаемых сейсмических сигналов (активная сейсморазведка) в последние годы все больше используется пассивная сейсмика, основанная на регистрации микросейсмических колебаний. Считается, что при накапливании большой статистики можно зарегистрировать изменения в резервуаре, связанные с добычей и течением флюидов в процессе разработки месторождения. Однако, данные технологии мы оставляем за пределами рассмотрения в данной статье.
Морская съемка 4D в виде повторяющихся во времени сейсмических работ с плавающими косами
Первое, что напрашивается, это повторить сейсморазведку 3D через несколько лет после начала эксплуатации месторождения и посмотреть на произошедшие изменения в волновом поле. И это нередко делают, тем более, что современные сейсморазведочные суда типа Ramform Titan (PGS) c 24 косами длиной до 12 км каждая способны работать с высочайшей производительностью - до 4 тысяч квадратных километров 3D в месяц. При этом, однако, есть одна важная особенность. А именно, для 4D надо повторить такую же сейсморазведку, какая и была выполнена на данном участке до того, т.е. с теми же амплитудно-частотными характеристиками источника и регистрирующего тракта. А сделать это спустя много лет не так уж и просто. По крайней мере, это обычно под силу лишь тому же самому подрядчику, который делал предыдущую съемку и сохранил данные по всем ее параметрам, поскольку заказчик, интересующийся геологическими результатами съемки 3D, не обладает компетенцией в технических вопросах сейсморазведки и таких деталей не запрашивает и не хранит.
За рубежом время от времени данные работы проводятся на некоторых месторождениях, но в России есть лишь единственный пример такого рода работ. Их выполнила компания PGS по заказу «Сахалин Энеджи» на Пильтун-Астохском месторождении с интервалом в 13 лет: в 1997 и 2010 году. На рис. 2 приведен один из примеров сопоставления результатов. Отчетливо видно, что при вычитании волновых полей двух съемок остаются 2 зоны с наиболее выраженными изменениями. Это связано с закачкой воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления при вытеснении нефти водой. Специалисты «Сахалин Энеджи» провели глубокие исследования полученных результатов и их сопоставление с промысловыми данными по эксплуатационным скважинам. Это позволило закартировать зоны распространения воды, учесть полученные данные в фильтрационной модели месторождения и определить места для бурения дополнительных нагнетательных скважин. В целом данный проект признан весьма успешным и работа над его усовершенствованием продолжается.
Использование систем с донной регистрацией для сейсмического мониторинга 4D
Выше была продемонстрирован пример последовательного использования традиционной морской сейсморазведки с буксируемыми косами. Однако при такой технологии зачастую проблематично в точности повторить сейсмическую съемку с одинаковыми условиями возбуждения и приема. Это делает затруднительным корректное сопоставление полученных данных и выделение на фоне помех очень слабых эффектов, связанных с разработкой залежи. Поэтому более целесообразно для целей мониторинга использовать донные системы регистрации. Это сразу на порядок снижает уровень шумов, и открывает дополнительные возможности многокомпонентной регистрации сейсмических сигналов датчиками смещения. В совокупности все это позволяет обнаруживать более слабые изменения в волновом поле, связанные с разработкой залежи, повышая порог чувствительности всей системы. Как результат, заметить такие эффекты можно не через много лет разработки, а даже и через довольно короткие периоды времени при условии, что разработка и заводнение залежи ведется довольно интенсивно.
Имеется много положительных примеров таких работ в мировой практике (месторождения Draugen, Gullfaks, Ekofisk, Halfdan и другие). Один из наиболее длительных проектов по времени наблюдений - месторождение Валхал в Северном море, разрабатываемое компанией BP. Его освоение начато в 1982 г. при величине оценочных запасов около 35 млн. т нефти. Первые 23 года происходило постоянное истощение добычи. В 2003 г. было принято решение начать сейсмические работы 4D. Было размещено на дне 125 км кабелей с 2304 группами 4-компонентных приборов и начались планомерные сейсмические съемки с частотой 1 раз в полгода. Особых изменений не отмечалось до тех пор, пока в 2006 году не была пробурена первая целевая нагнетательная скважина. С этого момента изменения волновой картины происходили очень динамично.
Главный принцип индикации изменений тот же: вычитание результатов первой съемки из каждой последующей (на рисунке 2 это 6-я, 8-я и 10-я съемки). При этом внедрение воды в пласт наблюдается относительно уверенно. Можно также отмечать места, куда вода проникает плохо, чтобы корректировать бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин. Главные цели проекта 4D на месторождении были достигнуты, а именно:
Оптимизация программы бурения нагнетательных и добывающих скважин
Повышение темпов добычи
Сокращение расходов на бурение
И как косвенный результат тщательных многократных съемок: выявление дополнительных перспективных для добычи участков месторождения, что кратно повысило его запасы в целом по сравнению с оцененными первоначально.
Использование донных оптоволоконных систем для сейсмомониторинга 4D
Казалось бы, что предыдущие две модификации сейсмического 4D мониторинга покрывают все существующие потребности в работах такого рода. Однако периодическое повторение полноценной съемки 3D является довольно дорогим мероприятием и в донном варианте. Хотя в примере с месторождением Валхал приемные устройства на дне могут находиться почти постоянно. Проблемы в таких случаях с извлечением информации, долговечностью регистрирующих систем с электрическими соединениями в соленой воде под давлением и т.п.
В компании PGS разработана специальная система мониторинга на основе оптоволоконных технологий - OPTOSEIS™. Специальные многокомпонентные датчики размещаются на дне и могут оставаться там на весь период эксплуатации месторождения. Отсутствие каких-либо электрических соединений в подводной части делает систему абсолютно надежной и долговечной, а стабильные условия регистрации позволяют уловить слабые сигналы, связанные с изменениями в залежи. Сбор информации может осуществляться на эксплуатационной платформе. Для этого есть все необходимое компактное оборудование.
Периодичность съемки в данном случае любая, т.к. для ее проведения требуется лишь небольшое судно-источник, затраты на которое невелики. Кроме этого нет никаких ограничений для регистрации т.н. «пассивной сейсмики» и применения отечественных технологий типа Анчар и подобных.
Элементом системы является 4-компонентный сейсмоприемник, содержащий 3 датчика смещения - акселерометра и один приемник давления. Таких датчиков, соединенных оптоволоконными кабелями, на месторождении может быть несколько тысяч.
Данные приемные устройства сертифицированы компанией DNV на срок службы до 20 лет при глубине воды до 3000 м. Их амплитудно-частотные характеристики заметно превосходят традиционные. Имеется первый положительный опыт производственного применения оптоволоконной системы на месторождении Джубарте, расположенном на восточном шельфе Бразилии при глубине воды 1700 м. До этого опытная эксплуатация системы проводились в Северном море.
Говоря о сопоставлении различных вариантов проведения сейсмического мониторинга 4D, следует отметить, что сравнивать их целесообразно за весь период эксплуатации месторождения. Тогда при кажущейся дороговизне начальной инсталяции оптоволоконной донной системы OPTOSEIS™ окажется, что уже после 3-4 съемок суммарные затраты будут заметно ниже. И это при том, что качество, надежность и информативность таких работ в сравнении с аналогами заметно выше. Время для применения таких систем на месторождениях в России уже настало, и в перспективе это сэкономит немалые средства добывающим компаниям.
Положительный опыт использования сейсмомониторинга на подземном газовом хранилище Cere La Ronde говорит о хороших возможностях 4D сейсморазведки и на суше. А разрабатываемая PGS совместно с компанией SHELL оптоволоконная система с миллионом каналов предоставит для этого все необходимые технические возможности.
Резюмируя отметим:
Сейсмический мониторинг 4D добычи нефти и газа на морских месторождениях доказал свою эффективность и получает в мире широкое распространение.
Из возможных модификаций сейсморазведки 4D наиболее информативен вариант с установкой донных оптоволоконных систем с 4-компонентными датчиками на весь период разработки месторождения. Возможна установка подобных систем и на суше.
Постоянные системы мониторинга позволяют использовать наряду с активной сейсморазведкой весь арсенал методов пассивной сейсмики, основанной на изучении микросейсмических колебаний.
Несколько морских месторождений Российского шельфа (Приразломное и Варандей-море в Печорском море, Киринское на шельфе Сахалина, Корчагина и Филановского на Каспии) перспективны для применения постоянного сейсмического мониторинга 4D в процессе их эксплуатации.
Юрий Ампилов
