Нефтепромысловая геомеханика: от шестимильной глубины до
advertisement
Нефтепромысловая геомеханика: от шестимильной глубины до поверхности у вас под ногами Нефтепромысловая геомеханика играет все более важную роль в оценке запасов и разработке месторождений. Бурение скважин в продуктивные пласты сквозь перекрывающие их толщи во многих регионах мира сопряжено с большими трудностями при экстремальных глубинах залегания объектов разработки: как для глубинных месторождений с высокой температурой и высоким давлением, так и для залегающих вблизи поверхности месторождений тяжелой нефти, находящихся при низком давлении и относительно невысокой температуре, влияющей на вязкость флюидов. В настоящее время значительные объемы углеводородов добываются из сложных пластов и пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, которые стало возможным осваивать лишь недавно благодаря последним технологическим достижениям. И огромную ценность для разработки таких трудноизвлекаемых запасов имеют геомеханические данные. Второй причиной повышения интереса к геомеханике является экономический аспект. Опыт недавнего прошлого, например, уплотнение и проседание пластов на месторождениях Экофиск (Ekofisk) и Валхалл (Valhall) в Северном море, показал, что устранение проблем, связанных с недостаточной оценкой геомеханических процессов, может быть чрезвычайно дорогим. Затраты включают не только расходы на изменение положения скважин и конфигурации инфраструктуры, но и еще бóльшие финансовые убытки из-за потери извлекаемых запасов. При новых технологиях значительно усилилась роль геомеханики. С расширением диапазона ее использования стала очевидной необходимость в описании механических свойств горных пород в соответствующих пластовых условиях. Частично это уже реализуется в испытательных центрах, таких, как Центр передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek*», в котором имеются стенды для испытаний на трехосное нагружение и модельная скважина с высоким давлением. Другие инновационные подходы сделали возможным извлечение большей информации из данных каротажа, получаемых приборами на кабеле. В кластерном анализе используются многомерный анализ каротажных данных и алгоритмы распознавания образов для выделения литологических комплексов под отбор керна и опробование, а также для увязки свойств горных пород, определенных по керну, с данными, полученными в скважинах, пробуренных с отбором керна, и в соседних скважинах, пройденных без отбора керна (см. «О важности знания механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных», стр. 44). Компания ВР, где я работаю, успешно развивает этот подход в применении к глубоководным объектам в Мексиканском заливе, выделяя с его помощью потенциально опасные с точки зрения выноса песка обломочные интервалы в скважинах, из которых не отбирался керн. Инновации в области измерений скорости акустических волн, такие, как воплощенные в системе акустического сканирования Sonic Scanner*, позволяют измерять свойства пород, зависящие от напряжения, в околоскважинной зоне. Недавно по результатам анализа акустических данных Sonic Scanner в продольной и перпендикулярной плоскости были предсказаны величины и направления пластовых напряжений на месторождении Уомсаттер (Wamsutter) в штате Вайоминг, США, оператором которого является ВР. Этот анализ был применен для оптимизации ГРП. Наличие надежных геомеханических данных о коллекторских и перекрывающих горных породах позволяет более эффективно использовать трехмерные модели геологической среды. Интеграция результатов периодических сейсмических исследований выводит эти геомеханические модели в четвертое измерение — время, что обеспечивает более качественное определение реакции пласта на добычу и закачку. Такой геомеханический подход, действующий в течение всего срока эксплуатации месторождения, эффективно внедрен с помощью системы геомеханического моделирования пород VISAGE* на месторождении Валхалл. Однако проблемы все еще остаются. Хотя прогнозирование устойчивости ствола скважины стало стандартной операцией при разбуривании во многих нефтеносных провинциях, затраты на непродуктивное бурение все еще составляют для отрасли сотни миллионов долларов в год. Причиной этого не могут быть неправильные прогнозы; скорее всего, это вызвано несоответствием между прогнозными свойствами пластов, определенными до начала бурения, и свойствами, установленными непосредственно в пласте. Новые возможности измерений и каротажа в процессе бурения (MWD и LWD), такие, как предоставляемые семейством приборов Scope*, вместе с более совершенной интеграцией сопровождения на площадке и в реальном времени в офисе позволяют больше сконцентрироваться на выработке подхода к оптимизации строительства скважин, исключающего осложнения, связанные с бурением («No Drilling Surprises» approach). При существующей высокой стоимости использования буровых установок и поисках путей повышения эффективности работ, это именно та область, в которой применение геомеханических методов должно повысить краткосрочную производительность бурения. Например, персонал ВР в Хьюстоне использовал систему мониторинга и передачи данных в реальном времени InterACT* для оценки качества и устойчивости стволов скважин, пробуренных на месторождении Шираг (Chirag) на шельфе Азербайджана. Находится ли пласт на глубине шесть миль или ближе к поверхности, очевидно, что геомеханика играет сегодня и будет играть в будущем важнейшую роль в поддержании и повышении существующих темпов добычи углеводородов. Стивен Уилсон Советник по механике горных пород BP America Inc. Хьюстон, Техас, США Стивен Уилсон — советник по механике горных пород в подразделении компании ВP по технологиям бурения и заканчивания скважин. Имеет более чем 20-летний опыт в области геомеханики нефти и газа. Основными областями его нынешней деятельности являются устойчивость ствола скважины, механические свойства солевых отложений, а также — уплотнение пластов и осадка покрывающих пород, включая геомеханические проблемы, связанные с целостностью скважин, возникающие в ходе освоения компанией ВР глубоководных месторождений в Мексиканском заливе. После прихода в компанию ВР в 1998 г. занимал различные посты в сфере исследований и разработки технологий в Санберри, Англия, и Хьюстоне, Техас, США. В 1992–95 гг. работал менеджером по заканчиванию скважин в компании TerraTek, Inc. в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Имеет специальность инженера-строителя и степень доктора философии по механике грунтов, полученную в Манчестерском университете, Англия. Астериск (*) используется для указания на товарный знак компании Schlumberger. 1 Нефтегазовое обозрение Главный редактор Марк А. Андерсен 4 Наука о цунами Землетрясение в районе индонезийского острова Суматра и индийских Андаманских островов потрясло восточную часть Индийского океана и породило цунами, продемонстрировавшее всему миру разрушительную мощь этих волн. Ученые используют различные средства для определения тектонической активности в районе образования цунами и устанавливают системы раннего обнаружения подобных явлений в Индийском океане. Редактор-консультант Лиза Стюарт Редакторы Мэтт Вархог Рик фон Флатерн Владислав Глянченко Тони Смитсон Соредакторы Рэна Роттенберг Джуди Джонс Эрик Нельсон Редактор-консультант русского издания Александр Зазовский Дизайн/Верстка Herring Design Стив Фримэн ООО «Издательский дом «Красная площадь» Дмитрий Домнышев Иллюстрации Том МакНефф Майк Мессинджер Джордж Стюарт 24 Скважинные сейсмические исследования: больше, чем только вертикальное профилирование Скважинные сейсмические исследования дают много больше, чем только корреляцию временных и глубинных данных или простые изображения, используемые для сопоставления с поверхностными сейсмическими разрезами. На примерах глубоководных месторождений Мексиканского залива, шельфа Бразилии, северного Техаса и Северного моря описывается применение инновационных технологий, включающих «опережающие» сейсмические исследования в процессе бурения, трехмерные скважинные сейсмические исследования, оптимизацию интенсификации притока при ГРП, мониторинг перфорирования и получение данных о зонах высокого давления и высоких температур. На первой странице обложки: Специалист лаборатории по изучению механики горных пород компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США, подготавливает образец породы для проведения испытаний на трехосное сжатие. Врезка справа представляет результат связанного моделирования геомеханических свойств горных пород и течения пластовых флюидов, показывающий проницаемость слоев трещиноватого пласта. Сейсмический разрез на врезке слева указывает на образование разлома в зоне сильного землетрясения, который вызвал цунами 26 декабря 2004 г. 2 Полезные ссылки: Schlumberger www.slb.com Schlumberger Россия www.slb.ru Архив Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Нефтегазовый глоссарий www.glossary.oilfield.slb.com Ответственный редактор русского издания Владислав Глянченко переулок Огородная слобода, дом 5а Москва 101000 Россия E-mail: EditorORRussia@slb.com Осень 2007 Том 19 Номер 3 44 Бурение и добыча вызывают изменения напряженного состояния продуктивного пласта и окружающих пород. Свойства горных пород изменяются в последовательности литологических комплексов, и каждый тип пород по-своему реагирует на изменение напряжений. Разведочным и добывающим компаниям необходимо понимать взаимосвязь между петрофизическими свойствами пород, пластовыми давлениями, температурой и прочими условиями, а ключом к такому пониманию является геомеханика. В статье описываются современные подходы к измерению, моделированию и мониторингу геомеханических свойств горных пород и их поведения, которые помогают разведочным и добывающим компаниям более эффективно обнаруживать и разрабатывать запасы углеводородов. 70 Консультативная группа О важности знания механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных Wellbore Дилип М. Кале ONGC Energy Centre Нью-Дели, Индия Роланд Хэмп Woodside Energy, Ltd. Перт, Австралия Джордж Кинг BP Хьюстон, Техас, США Этенг А. Салам PERTAMINA Джакарта, Индонезия Современные методы измерения свойств пластовых флюидов Ричард Вудхауз Независимый консультант Суррей, Англия Сразу же после открытия нефтегазовой залежи химики и технологи проводят анализ проб пластовых флюидов для определения оптимальной стратегии разработки пласта. Они прогнозируют возможные осложнения при добыче, связанные с химическими и реологическими свойствами флюидов и образованием отложений. В статье рассматривается роль химии, геологии и термодинамики в глубинном анализе флюидов, отборе проб, лабораторных испытаниях и разработке схемы заканчивания скважин. Представлены также практические примеры, демонстрирующие положительное влияние этих мероприятий на разработку пласта, проектирование заканчивания скважин и добычу. 89 Авторы 96 В следующем номере «Нефтегазового обозрения» «Нефтегазовое обозрение» — ежеквартальный журнал, издаваемый компанией Schlumberger для ознакомления специалистов нефтегазовой отрасли с техническими достижениями в разведке и добыче углеводородного сырья. Журнал «Нефтегазовое обозрение» распространяется компанией Schlumberger среди своих сотрудников и клиентов. Журнал «Нефтегазовое обозрение» печатается в России. Авторы статей, для которых указано только географическое местонахождение, являются сотрудниками компании Schlumberger или аффилиированных организаций. Абдулла И. Аль-Кубайси Saudi Aramco Рас-Танура, Саудовская Аравия © 2007 Schlumberger. Все права защищены. Никакая часть данной публикации не может быть воспроизведена, сохранена в информационнопоисковой системе или передана в любой форме и любыми средствами, электронными или механическими, включая фотокопирование, запись на какой-либо носитель, и прочее, без предварительного письменного разрешения издателя. 3 Наука о цунами Суматранско-Андаманское землетрясение 2004 г. породило самое смертоносное цунами за всю историю человечества, напомнив миру о разрушительной силе этого явления. Продолжая изучать это цунами, ученые используют новые инструменты, предоставляющие беспрецедентные возможности проникновения в причины и следствия подобных событий. Знания, полученные в результате этих работ, должны привести к дальнейшему усовершенствованию системы раннего предупреждения, позволив тем самым смягчить возможные последствия будущих цунами. Тим Бантинг Куала-Лумпур, Малайзия Крис Чэпмен Фил Кристи Кембридж, Англия Сатиш К. Сингх University of Cambridge Кембридж, Англия Джим Следзик Гатвик, Англия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи: Эрика Гейста (United States Geological Survey, МенлоПарк, Калифорния, США) и Роберта Стюарта (Texas A&M University, Колледж-Стейшн, США). Q-Marine является товарным знаком компании Schlumberger. DART является зарегистрированной торговой маркой Национального управления исследований океана и атмосферы США (US National Oceanic and Atmospheric Administration — NOAA). 1. “Indian Ocean Earthquake & Tsunami Emergency Update December 29, 2005,” Center of Excellence in Disaster Management & Humanitarian Assistance, http://www.coedmha.org/Tsunami/Tsu122905.htm (accessed September 27, 2007). 2. Nirupama N, Murty TS, Nistor I and Rao AD: “Energetics of the Tsunami of 26 December 2004 in the Indian Ocean: A Brief Review,” Marine Geodesy 29, no. 1 (January 2006): 39–47. 4 26 декабря 2004 г. произошло одно из самых мощных за всю историю регистрации современными сейсмографами Суматранско-Андаманское землетрясение магнитудой 9,3 по шкале Рихтера. Ударив по западному побережью о. Суматра и пройдя вдоль линии разлома на восточной окраине Индийского океана, оно вызвало цунами, приковавшее внимание всего мира изза своей разрушительной мощи. Это цунами оказалось явлением поистине глобального масштаба, унеся, по оценкам специалистов, жизни более 232 000 человек и лишив крова 2 000 000 человек в 12 странах Южной Азии и Восточной Африки. 1 Помимо того, что это цунами оказалось одной из самых значительных природных катастроф в истории человечества, оно стало уникальным и в других отношениях. Это — первое глобальное цунами, возникшее со времени установки современных сетей мониторинга уровня моря, и первое цунами, подвергнувшееся непрерывному отслеживанию и регистрации со спутников. Никогда еще сейсмическое событие подобной силы не регистрировалось таким количеством устройств для сбора данных. С научной точки зрения, это событие позволило получить большой объем информации для анализа, которая поможет лучше понять произошедшее и подготовиться к будущим катастрофам. Это землетрясение и цунами нанесли существенный физический урон — домам, мостам и хозяйственным объектам, который можно оценить при сравнении фотографий, сделанных до и после цунами (рис. 1). На них четко видно, к каким разрушением могут привести события, зародившиеся в недрах Земли. Однако для полного понимания природы землетрясений и вызываемых ими цунами требуется комплексный подход. Ч тобы да ть я с ное предст авл ение о с и ле р а с с м а тр и ва емо го со быт ия (пр и к отор ом вы сво бо дившаяся энер ги я на вр ем я изменил а вращени е Зем ли !), мы предст авл яем обз ор теор и и тек тоники л ит о сферны х пли т в пр и м енении к данно му з ем летр я с ени ю. 2 Дал ее сл еду ет обс уждени е фи з и к и о кеанических волн и цуна м и . М ы т акже рассмо т р и м нек отор ы е и с п о л ь зо вавшиеся техни ч ес к и е и нс тр у мент ы, т акие, к а к с ети с ей с м и ч ес ко го и о кеанич ес к ого мони тор и нга, наземные с и с тем ы глоба льно го по зицио ни р ова ни я (G PS ) и про граммно е обес печ ени е для мо дел иро вания цуна м и , ч тобы луч ш е по нят ь масшта б пр ои з ошедшего со быт ия. В Нефтегазовое обозрение ШриЛанка Андаманские острова Суматра Публикуется с разрешения Геологической службы США (US Geological Survey USGS) После До цунами После цунами Рис. 1. Спутниковые фотографии высокого разрешения города Банда-Ачех, Индонезия, до и после цунами. Банда-Ачех с населением 260 000 человек расположен на северной оконечности о. Суматра. Это был самый близкий к эпицентру Суматранско-Андаманского землетрясения крупный город. (Публикуется с разрешения компании DigitalGlobe). Осень 2007 5 СуматранскоАндаманское землетрясение 2004 г. Тихоокеанский огненный пояс Индийский океан Границы плит Эпицентры землетрясений с MW > 5 в 1980–1990 гг. Рис. 2. Границы литосферных плит по данным о сейсмической активности. Картирование средних и крупных сейсмических событий (выделены красным) помогает выявлять границы плит земной коры (выделены желтым). Регион, называемый Тихоокеанским огненным поясом, является самым сейсмически активным в мире — на его долю приходится 90% сейсмических событий. Для сравнения: Индийский океан характеризуется наибольшей активностью на восточной границе пояса, особенно вблизи района Суматранско-Андаманского землетрясения, произошедшего в декабре 2004 г. (Публикуется с разрешения Национального управления исследований океана и атмосферы США (US National Oceanic and Atmospheric Administration — NOAA)). стать ю вк люч е н а и н ф о рм а ци я о сейсм и ч е с к о й с ъе м ке с це л ь ю и с сл ед ован и я ц у н а м и , про в е д е н н о й к омпан и е й We st e r n G e c o , а т а кж е ее н е к ото р ые п р е д в а ри т е л ь н ы е ре зультаты. З д е с ь т а кж е по й д е т ре ч ь о те к у щи х п оп ы т ка х ра з ра бо т ки к омпле к с н о й с и ст е м ы м о н и т о ри н га и р ан н е г о п р е дупре ж д е н и я в ре гион е Ин д и й с к о г о о ке а н а . Тектонические основы цунами В геологическом масштабе времени поверхность Земли непрерывно изменяется: возникают и исчезают океаны, сталкиваются друг с другом континенты, а горы поднимаются и опускаются или полностью выветриваются. Для объяснения процессов, сформировавших и продолжающих формировать земную поверхность, была предложена теория тектоники литосферных плит. 3 Она гласит, что самый верхний слой Земли — литосфера — разделен на жесткие плиты, которые перемещаются друг относительно друга, «плавая» на астеносфере — более горячем, плотном и подвижном слое. Под астеносферой 6 находится верхняя мантия, нижняя мантия, внешнее ядро и, в центре Земли, внутреннее ядро. Были выделены основные плиты и, по данным о сейсмической активности, их границы (рис. 2). 4 Тектонические плиты постоянно сходятся, расходятся, либо трансформируются вдоль своих границ. В зонах расхождения (дивергенции) плит базальтовая магма может подниматься ко дну океана, создавая плотную океаническую кору в зонах срединно-океанических рифтов. Магма охлаждается морской водой и формирует серию подводных горных хребтов, которые смещаются от рифта расходящимися плитами. Толщи пород, слагающие континенты, образуют континентальную кору, которая, как правило, более толстая и намного менее плотная, чем океаническая кора. Когда плотная океаническая плита погружается под континентальную плиту, этот процесс называется субдукцией. В конечном итоге, материал погружающейся плиты расплавляется и возвращается в астеносферу. По мере обезвоживания этого материала высвободившиеся флюиды мигрируют вверх, где, смешиваясь с материалом перекрывающей плиты, снижают его температуру плавления. В результате возникают магматические расплавы, сильно насыщенные растворенным газом, которые создают грандиозное давление, направленное вверх на перекрывающую плиту, и которые могут прорваться при появлении в коре ослабленных мест (рис. 3). 5 В д о л ь г р а н и ц п л и т, г д е н е п р о исходит образование или погружение коры, все равно имеют место значительные изменения, трансформирующие земную пов е р х н о с т ь . К п р и м е р у, в г е о л о г и ческом времени при столкновении земных массивов разделяющий их океан может полностью исчезнуть, а его дно поднимется выше уровня моря. При деформации континентальных плит вдоль их границ могут формироваться горные хребты. При скольжении массивов континентальных плит относительно друг друга могут возникать значительные землетрясения по меНефтегазовое обозрение Дивергентная граница (рифтовая зона) Конвергентная граница Континентальная рифтовая зона Океанический спрединговый хребет Же лоб Щитовой вулкан Континентальная кора Океаническая кора Литосфера По Астеносфера гру жа ющ аяс яп лит а Же лоб ИндоАвстралийская плита Конвергентная граница Бирманская микроплита Глубина, м 4 000 1 000 Рис. 3. Постоянно меняющийся облик нашей планеты. Согласно теории тектоники плит, литосфера состоит из жестких плит различного размера, которые сходятся, расходятся или трансформируются вдоль границ. В рифтовых зонах плиты удаляются друг от друга, оставляя пространство, заполняемое плотной базальтовой магмой, поднимающейся из астеносферы. На конвергентных границах плит происходит субдукция, когда плотная океаническая кора погружается под менее плотную континентальную кору и, в конечном ханизму фрикционных автоколебаний (чередования прилипания и скольжения). Индо-Австралийская плита, сыгравшая ключевую роль в Суматранско-Андаманском землетрясении, включает в себя как континентальную, так и океаническую кору. Континентальные массивы Индии и Австралии слагают основную континентальную часть, тогда как океанический сегмент залегает под ложем Индийского океана. Согласно теории (и результатам измерений), 100 миллионов лет назад Индия была островом у восточного побеОсень 2007 итоге, возвращается в астеносферу. Контакт между плитами сопровождается трением, и при высвобождении напряжений, связанных с этим трением, вдоль таких границ происходят землетрясения, зачастую катастрофические. Резкие движения погружающихся плит играют важную роль в возникновении цунами. Батиметрические данные (врезка) по сечению зоны землетрясения 2004 г. свидетельствуют о субдукции Индо-Австралийской плиты под Бирманскую микроплиту с формированием желоба вдоль их границ. режья Африки, южнее экватора. В ходе его непрерывного перемещения на север образовалась Гималайская горная система. В настоящее время Индо-Австралийская плита проникает в Евразийскую со скоростью 45 мм/год (1,8 дюйма в год), одновременно медленно поворачиваясь против часовой стрелки. 6 Как результат этого процесса, Эверест, самая высокая гора в Гималаях, растет на 4 мм (0,1576 дюйма) в год (рис. 4). 7 Океаническая часть этой плиты погружается под Бирманскую микроплиту и Евразийскую плиту. 3. Термин «тектоника литосферных плит» был предложен Брайаном Айзексом (Bryan Isacks), Джеком Оливером (Jack Oliver) и Линном Сайксом (Lynn Sykes) в статье 1968 г. Isacks B, Oliver J and Sykes L: “Seismology and the New Global Tectonics,” Journal of Geophysical Research 73 (September 15, 1968): 5855–5899. 4. Oreskes N (ed): Plate Tectonics: An Insider’s History of the Modern Theory of the Earth. Boulder, Colorado, USA: Westview Press, 2001. 5. Вулканы возникают под действием этих восходящих потоков, создающих каналы в надвигающейся плите, по которым расплавленная магма выходит на поверхность. 6. Bilham R: “Earthquakes in India and the Himalaya: Tectonics, Geodesy and History,” Annals of Geophysics 47, no. 2 (2004): 839–858. 7. http://www.nationalgeographic.com/ features/99/everest/roof_content.html (accessed October 14, 2007). 7 ЕВРАЗИЙСКАЯ ПЛИТА Гим ала и Современное положение Индии Бангладеш Экватор Положение Индии 70 млн. лет назад Индийский океан ШриЛанка Рис. 4. Движение Индии. Сто миллионов лет назад Индия была островом у восточного побережья Африки. Индия является частью Индо-Австралийской плиты и вдвигается в Евразийскую плиту, перемещаясь в северном направлении. В ходе этого процесса вдоль северной границы Индии сформировались Гималаи. Зондский (Яванский) желоб к западу от Суматры представляет собой край зоны субдукции. Этот желоб простирается примерно на 3 000 км (1 865 миль) от Андаманских островов на северо-западе до Малых Зондских островов на юго-востоке, а его глубина превышает 7 700 м (4,8 мили).8 Бирманская микроплита зажата между Индо-Австралийской и Евразийской плитами (рис. 5). По мере субдукции Индо-Австралийской плиты под эти плиты происходит рост напряжений, когда они упираются друг в друга. Поскольку плиты продолжают двигаться, интенсивность возможных землетрясений обуславливается временем, прошедшим между крупными землетрясениями, и площадью, которой ограничено относительн о е п е р е м е щ е н и е п л и т. Х о т я на долю Инди й с к ого ок еа н а и пр и ходи тс я нек отор а я ч а с ть з е м л етр я с ени й в с ей с ми ч ес к и а к т и в н ы х з она х, с а мы ми а к ти вны ми в м и р е я вля ютс я ок р а и ны Ти хого о ке а на , где пр ои з ошло 9 0 % вс ех з е м л етр я с ени й и 8 0 % к р упны х з емл е т ря с ени й . Гла вны м м еха ни з мом Бирманская микроплита Андаманские острова Евразийская плита 26 декабря 2004 г. а тр км ма 0 Су я ка йс ли ра ст а Ав плит до Ин 0 1 000 мили 1 000 Рис. 5. Тектоника Суматранско-Андаманского землетрясения. Восточный край ИндоАвстралийской плиты погружается под Евразийскую плиту и Бирманскую микроплиту со скоростью 52 мм/г (2,05 дюйм/год). Индо-Австралийская плита перемещается на север, одновременно медленно поворачиваясь против часовой стрелки. Суматранско-Андаманское землетрясение, произошедшее в декабре 2004 г. (эпицентр отмечен звездочкой), распространилось на север на расстояние 1 200 км (745 миль) вдоль линии разлома (синяя линия) до Андаманских островов. Показаны границы плит (треугольники) и микроплит (серые линии). 8 этой с ей с м и ч ес к ой акт ивно ст и явля етс я дви жени е по гру жаю щихся пли т, опи с а нное вы ш е. 9 Так как тихоокеанский бассейн характеризуется высокой сейсмической активностью, то для регистрации землетрясений и цунами была создана широкая сеть датчиков. Аналогичную ей сеть датчиков планировалось установить и в Индийском океане, однако к моменту возникновения рассматриваемого цунами она так и не была создана. Крупные цунамигенные события в этом регионе были относительно редки: в прошлом веке произошло только одно, а в позапрошлом — четыре (одно из которых было вызвано широко известным извержением и последующим взрывом вулкана Кракатау в 1883 г.). Тем не менее, исторические данные вкупе с высоким регистрируемым уровнем сейсмической активности свидетельствовали о высокой вероятности цунами в данном регионе, но трудно было предполагать возможность цунами такого масштаба, как случившееся в 2004 г. 10 Формирование волн Океанические волны, которыми являются и цунами, классифицируются как волны гравитационного типа. Хотя механизмы их образования могут различаться, физические принципы, описывающие гравитационные волны, одинаково применимы как к волнам в пруду, так и к волнам в открытом море. Это верно и для волн, возникших в результате катастрофических явлений, таких, как Суматранско-Андаманское землетрясение. Чтобы понять природу цунами, необходимо выяснить, как эти волны появляются и чем отличаются от ветровых волн. Основной причиной возникновения большей части океанических волн является ветровая турбулентность, сопровождаемая трением на поверхности воды. Турбулентность создает рябь — капиллярные волны, распространяющиеся по границе между двумя текучими средами. Силы тяжести и поверхностного натяжения оттягивают гребни ряби назад, стремясь разгладить поверхность воды к положению равновеНефтегазовое обозрение Длина волны увеличивается Круговая траектория движения молекул воды Зона прибоя Эллиптическая траектория Рис. 6. Основы движения волн. Зыбь, вызванная ветром, распространяется по поверхности океана. Молекулы воды обычно движутся по окружности, которая вытягивается в эллипс по мере приближения волны к берегу. Ее скорость при этом падает, что вынуждает воду двигаться вверх. Гребень волны продолжает перемещаться быстрее, чем ее основание, до тех пор, пока волна не достигнет зоны прибоя, где гребень обрушится под действием силы тяжести. сия, однако гребни перехлестывают и обрушиваются на поверхность воды, вызывая ее колебания. Если ветер прекратится, колебания затухнут из-за трения. Однако, если длина волны этих колебаний превысит 2 см (0,8 дюйма), ветровая рябь станет гравитационными волнами. Это происходит тогда, когда баланс воздействий смещается от сил поверхностного натяжения к силе тяжести. Гравитационная дисперсия волн начинает доминировать над дисперсией, вызванной поверхностным натяжением, результатом чего является возникновение волны, которая может пройти большое расстояние. При продолжении передачи энергии от ветра таким волнам увеличивается их период, длина и скорость, которая может превысить скорость самого ветра. Волны могут проходить большие расстояния, часто набирая мощь и скорость при объединении с другими волнами или передаче большей энергии от ветра. На Гавайи может прийти волна, возникшая в результате шторма на Аляске, практически не потеряв скорость или энергию. Хотя ее путь начался очень далеко, молекулы воды в ней почти не сместились, пока она не обрушилась на берег. Осень 2007 На глубоководье, т.е. там, где длина волны намного меньше глубины моря, движение молекул воды в ходе цикла «впадина-гребень-впадина» можно описать как круговое, а на мелководье, когда длина волны больше глубины моря, они перемещаются по более эллиптической траектории, и отношение горизонтального и вертикального перемещения пропорционально отношению длины волны к глубине. Для цунами ввиду ее большой длины волны такое отношение имеет место даже на глубоководье, и горизонтальное перемещение может намного превышать вертикальное. На берегу эллиптическое движение переходит в поступательное, и молекулы воды движутся вперед вместе с волной (рис. 6). Движение волн в океане, во всей его изменчивости, гораздо сложнее. Гравитация, приливы и отливы, боковые ветры, особенности дна и побережья, глубина воды и приход волн под разными углами — все это влияет на высоту, скорость и направление волны. Из-за больших расстояний, проходимых волной в открытом океане, простой цуг волн может превратиться в зыбь — волны большой длины. Достигнув мелководья, зыбь становится выше, чем на глубоководье, и образует гребни. В итоге эти гребни обрушиваются из-за крутизны фронта волны, действия силы тяжести и большей скорости по сравнению с основанием. 11 Любая причина перемещения воды, будь то ветер, резкая подвижка морского дна при землетрясении, направленное вниз воздействие оползня или даже падение астероида, создает колебательное движение, переходящее в гравитационные волны. Цунами отличается от ветровых волн тем, что оно возникает в результате удара и набирает скорость и мощь за счет полученной от него энергии. Большие ударные волны также имеют очень большую длину волны. У цунами она может 8. Зондский желоб раньше считался самым глубоким местом в Индийском океане, пока в 1961 г. не была открыта впадина Диамантина, где глубина моря достигает 8 000 м. 9. Тихоокеанский огненный пояс возник в результате вулканической деятельности вокруг зон субдукции. 10. Подробный обзор тектоники плит см. на сайте Schlumberger SEED: http://www.seed.slb. com/en/scictr/watch/living_planet/index.htm (accessed August 18, 2007). 11. Stewart RH: Introduction to Physical Oceanography. College Station, Texas: Texas A&M University, 2005. http://oceanworld.tamu.edu/ resources/ocng_textbook/ (accessed September 17, 2007). 9 Длина во лны Средний уровень Гребень моря Впадина Длина во лны Накат Амплиту да волны Рис. 7. Приближение цунами к берегу. Когда цунами достигает берега, его скорость быстро падает, а высота увеличивается, намного превышая средний уровень моря. Изначально большая длина волны уменьшается при достижении береговой линии. Расстояние, на которое волна проникает внутрь суши (затопление), и ее высота (накат) при этом зависят от геометрии берега и характеристик конкретного цунами. Вопреки сложившемуся мнению, цунами редко обрушивается, его продвижение чаще напоминает быстрый прилив. Затопив низменные прибрежные участки, вода возвращается в океан, унося с собой с суши обломки и мусор. Так как цунами представляет собой серию волн, последующие накаты возвращают эти обломки, тараня береговую линию. превышать 100 км (62 мили), тогда как у зыби она составляет порядка 150 м (500 футов). Длина волны — полезная характеристика для классификации типов волн. Мелководной гравитационной волне присуще весьма малое отношение между глубиной воды и длиной волны. Эти волны распространяются со скоростью, равной квадратному корню из произведения ускорения свободного падения 9,8 м/с 2 (32 фут/с 2 ) и глубины воды. Из-за большой длины волны цунами ведет себя как мелководная волна даже на глубоководье, и его скорость можно приблизительно оценить, если известна глубина воды. При глубине воды 7 700 м, Зондский желоб являлся превосходным «инкубатором» для быстрого цунами, скорость которого превышала 900 км/ч (560 миль/ч), что сопоставимо со скоростью современного реактивного лайнера. Но цунами не только распространяются с высокой скоростью — они сохраняют свою высоту (амплитуду) на больших расстояниях. Амплитуда водных волн уменьшается с расстоянием по трем причинам: 10 из-за расхождения по поверхности воды в направлениях, отличных от направления движения, из-за дисперсии ввиду того, что волны с большей длиной движутся быстрее, и из-за затуханиея, вызванного вязким трением в воде. Для большого цунами все эти три фактора имеют минимальное значение. Поскольку энергия создания цунами высвобождается вдоль протяженного разлома, волны распространяются линейно, а не цилиндрически, т.е. расходятся лишь в небольшой степени. Из-за очень большой длины волн они не являются сильно диспергирующими, потому что их скорость пропорциональна квадратному корню из глубины воды, и дисперсия в открытом океане минимальна. Затухание обратно пропорционально длине волны и поэтому незначительно. В результате цунами распространяется с высокой скоростью на большие расстояния, теряя лишь ограниченное количество энергии. Когда волна входит на мелководье, скорость ее распространения, набранная на больших глубинах, больше не может сохраняться. Цу- нами, скорость которого на глубоководье достигала 900 км/ч, при глубине воды 10 м (33 фута) будет иметь максимальную устойчивую скорость менее 50 км/ч (31 миль/ ч). Энергия продолжает толкать волну вперед, оставляя воде только одно направление для перемещения — вверх. Зарегистрированная высота волны на берегу (накат), отмеченная на Суматре, составила 35 м (115 футов) (рис. 7). Как бы иронично это ни звучало, заметить цунами вблизи эпицентра землетрясения было бы очень трудно. Подъем уровня моря мог бы восприниматься как зыбь, несколько более высокая, чем обычно. Например, исследовательское судно «Geco Topaz» компании WesternGeco проводило сейсмическую съемку у побережья Индии на расстоянии 1 500 км (930 миль) от эпицентра землетрясения. Цунами прошло под судном через 2–3 часа после землетрясения, и его высота составила всего лишь несколько сантиметров — в открытых водах Индийского океана. Тревожный звонок Суматранско-Андаманское меганадвиговое землетрясение началось 26 декабря 2004 г. примерно в 8 утра по местному времени. Самые мощные зарегистрированные землетрясения происходили вдоль тектонических разломов надвигового типа, где погружающаяся и надвигающаяся плиты резко смещаются и высвобождают накопившиеся напряжения. Всего за восемь минут разрыв распространился от эпицентра у побережья Суматры на север по плоскости разлома на расстояние около 1 200 км (745 миль), пока ИндоАвстралийская плита пододвинулась под Бирманскую микроплиту. Этот длинный участок зафиксированных плит раскололся, и больше не удерживаемая перекрывающая плита резко прогнулась вверх. Не все землетрясения порождают цунами: для этого необходимо определенное стечение обстоятельств. В данном случае разлом с глубины 30 км (19 миль) под Суматрой Нефтегазовое обозрение вышел на дно Индийского океана. С точки зрения разрушений на поверхности Земли землетрясение с центром в океане могло показаться везением. Однако такое расположение эпицентра способствовало прямой передаче энергии перемещения плит воде. При протяженности разлома 1 200 км, мощности зоны субдукции 500 м (1 640 футов) и вертикальном смещении от 5 до 15 м (16–50 футов) вздымание перекрывающей плиты и опускание пододвигающейся плиты создали значительный энергетический импульс в водной среде, результатом которого стало гигантское цунами (рис. 8). Через 15 мин после землетрясения цунами достигло Суматры. Практически ничто не говорило о его приближении, хотя местные жители могли бы почувствовать подземные толчки из-за близости к эпицентру землетрясения. Первым вероятным признаком надвигающегося цунами является волна-предвестник — зыбь, предшествующая более крупным волнам. 12 Перед приходом этой волны происходит резкий отток воды, обнажающий большие участки прибрежного дна. По свидетельствам очевидцев, это явление привлекло большое количество зрителей, которые встали на пути приближающегося цунами. 13 Через несколько минут, в зависимости от расстояния от источника и скорости цунами, первая волна затопляет обнаженный пляж, проходит вглубь суши и наводняет прибрежные низменности. Опасность не ограничивается первой волной, так как последующие волны (от третьей до восьмой) обычно еще больше. На Шри-Ланку волны прибывали с интервалом примерно 40 минут, что указывает на длину волны порядка сотен километров. 14 Мера будущих событий По общепринятым представлениям, землетрясения классифицируются по их силе — магнитуде, основанной на хорошо известной шкале Рихтера. Однако сейсмологи используют более совершенные в количественном отношении критерии, такие, как моментная магниОсень 2007 Перекрывающая плита Погруж Зона застревания плит ающа яс я пл ита Начало цунами Разрывы в зоне застревания Распространение волн цунами Рис. 8. Землетрясение, вызывающее цунами. Индо-Австралийская плита пододвинулась под Бирманскую микроплиту вдоль зоны субдукции, что вызвало рост напряжений между этими плитами (вверху на рис.). Перекрывающая плита застряла и выгнулась вверх. Разрыв вызвал снятие напряжения, созданного заблокированными плитами и выгибанием перекрывающей плиты (пунктирная линия), и привел к перемещению перекрывающей плиты вверх и наружу (в центре рис.). Она выгнулась примерно на 5–15 м, подняв воду над собой и инициировав цунами (внизу на рис.). Длина разрывной зоны составила свыше 1 200 км. туда. Магнитуда по шкале Рихтера и моментная магнитуда являются логарифмическими мерами амплитуды, наблюдаемой на сейсмограммах, и связаны с энергией, высвободившейся при землетрясении. Доктор Чарльз Ф. Рихтер разработал свою шкалу для количественного определения магнитуды землетрясений — M L , где L означает «локальная» (local). Сравнивая сейсмические данные для многочисленных землетрясений в Калифорнии по поперечным волнам, зарегистрированным на сейсмографе Вуда-Андерсона, Рихтер связал амплитуду измеренного сигнала с силой землетрясения. Магнитуда по шкале Рихтера является логарифмом максимальной амплитуды сей- смического сигнала с учетом поправки на расстояние от эпицентра. Поскольку это логарифмическая шкала, каждое целое число в показаниях сейсмографа Вуда-Андерсона представляет собой амплитуду, которая в 10 раз больше амплитуды, соответствующей предыдущему целому числу. Так как энергия 12. Волна-предвестник — это последовательность колебаний уровня воды, предшествующая приходу основных волн цунами. 13. Barber B: Tsunami Relief. US Agency for International Development, Bureau for Legislative and Public Affairs (April 2005): 4. http://www.reliefweb.int/library/ documents/2005/usaid-tsunami-30apr.pdf (accessed October 31, 2007). 14. Cyranoski D: “Get Off the Beach—Now!,” Nature 433, no. 7024 (2005): 354–354. 11 Рис. 9. Судно «Geco Searcher» в работе. Судно «Geco Searcher» компании WesternGeco использовалось для получения данных сейсмической съемки методом отраженных волн для изучения землетрясения у Суматры. Эти данные будут обнародованы для последующего научного анализа. пропорциональна квадрату амплитуды, а при более сильных землетрясениях испускается больше низкочастотных импульсов, которые не регистрируются сейсмографом Вуда-Андерсона, каждое целое число на шкале магнитуд на самом деле представляет практически 30-кратное увеличение количества энергии в случае очень сильных землетрясений. Моментная магнитуда M W более точно описывает физические параметры землетрясения и широко используется современными сейсмологами, особенно для классификации крупных землетрясений. Момент является функцией общего количества высвободившейся энергии и физической величиной, пропорциональной расстоянию смещения и его средней площади по поверхности разлома. Сейсмические данные используются для оценки момента и затем преобразовываются по стандартной формуле в величину, представляющую другие параметры землетрясения, такие, как магнитуда по шкале 12 Рихтера. 15 По разным источникам, магнитуда M W Суматранско-Андаманского землетрясения составила от 9,0 до 9,3. Через несколько минут после землетрясения были получены отчеты со станций сейсмического мониторинга, расположенных по в с е м у м и р у. П о п е р в ы м о ц е н к а м , полученным по вступлениям первых объемных волн на гавайской станции, магнитуда MW составила 6,2. Однако магнитуды очень сильных землетрясений, определяемые по объемным волнам, обычно занижены. Через 1 ч 15 мин после этого события, когда уже было получено достаточное количество данных о поверхностных волн а х , Ге о л о г и ч е с к а я с л у ж б а С Ш А (US Geological Survey — USGS) и Ти х о о к е а н с к и й ц е н т р п р е д у п р е ж д е н и я о ц у н а м и ( Pa c i f i c Ts u n a m i Wa r n i n g C e n t e r — P T WC ) п р е д ставили предварительную оценку магнитуды ML по шкале Рихтера, равную 8,5. Позднее USGS увелич и л а е е д о M W = 9 , 1 . 16 А н а л и з п о с ле землетрясения дал еще боль- шую магнитуду: MW = 9,3. Однако ни одно из значений пока не стало о б щ е п р и н я т ы м . 17 О с н о в н а я т р у д ность заключается в увязывании сейсмических данных с объемом сдвинувшихся земных масс. Магнитуда землетрясения — это очень важный параметр, потому что сила исходного события является критической составляющей моделирующих программ, используемых для прогнозирования возникновения цунами. Землетрясение магнитудой M W = 6,2 может и не вызвать регистрируемое цунами. Отчет PTWC был обновлен после получения новой информации, но расхождения в оценках подчеркивают недостатки системы раннего предупреждения. Им еютс я да нны е не т о л ь ко со с та нци й с ей с м и ч еско го мо нит о р и нга , но и и з др угих ист о чнико в, и ни к огда еще з ем лет рясение по добной с и лы не и з у чал о сь с по мо щью та к ого к оли ч ест ва нау чных с р едс тв. Дви жени е земно й по вер хнос ти м ожно т о чно ко л ичественно опи с а ть по данным сет и и з пр и м ер но 6 0 с танций GPS-мо ни тор и нга . Сеть GPS явл ял ась ч а с тью пр одолжа ющ его ся и в нас тоя щее вр ем я в Юго -Во ст о чно й Аз и и с овм ес тного про ект а развити я эк ологи ч ес к и х иссл едо ваний с и с польз ова ни ем мет о до в спу т ни к овой геодез и и (So ut h east A sia: M a s ter ing E nv ir onmen t al R esearch Us ing G eod etic S p ace Tech n iq ues — S E AM E RG E S ). До по л нит ел ь- 15. Hanks T and Kanamori H: “A Moment Magnitude Scale,” Journal of Geophysical Research 84, no. B5 (1979): 2348–2350. 16. http://earthquake.usgs.gov/eqcenter/ eqinthenews/2004/usslav/#summary (accessed August 22, 2007). 17. Ishii M, Shearer PM, Houston H and Vidale JE: “Extent, Duration and Speed of the 2004 Sumatra–Andaman Earthquake Imaged by the Hi-Net Array,” Nature 435, no. 7044 (2005): 933–936. 18. Vigny C, Simons WJF, Abu S, Bamphenyu R, Satirapod C, Choosakul N, Subarya C, Socquet A, Omar K, Abidin HZ and Ambrosius BAC: “Insight into the 2004 Sumatra–Andaman Earthquake from GPS Measurements in Southeast Asia,” Nature 436, no. 7048 (2005): 201–206. 19. Singh S: “Seismic Investigation of the Great Sumatra-Andaman Earthquake,” First Break 24, no. 12 (December 2006): 37–40. Нефтегазовое обозрение ла свою финансовую помощь, добровольцев и технологии. Деньги и добровольцы прибыли сразу — это было самым важным с гуманитарной точки зрения. Что касается технологий, то быстро возник проект глубинной сейсмической съемки вдоль линии разлома для более тщательного изучения тектоники района землетрясения. Предыдущие исследования, проводившиеся научно-исследовательскими судами, не позволяли получить изображения структур, находящихся на глубине 30 км, с которыми связана Глубина, м 0 Никобарские острова 442 Бирманская микроплита Суматранский разлом Индо Австралийская плита 972 1 354 1 680 ЗападноАндаманский разлом 1 985 2 Заглядывая глубже Всего через несколько дней после землетрясения в пострадавший регион хлынула гуманитарная помощь. Отдельные люди и организации со всего мира отправляли финансовые средства и предлагали собственные силы. Компания Schlumberger трижды предостави- сейсмическая активность. А понимание распределения и геометрии разломов, контролирующих смещение морского дна, очень важно для определения механизмов возникновения цунами. 19 Уже не в пер вы й р аз Sch lumberger а к ти вно уч а с твует в нау чных исс ледова ни я х, с вя з а нных с земл етр я с ени я ми . П р оек т гл у бинно й о бс ер ва тор и и в р а з ломе Сан-А ндреас (S a n And r ea s Fa u lt Observat o ry at Dep th — S AF O D) вкл ю чал мно гие нефтепр ом ы с ловы е т ехно л о гии для оценк и этого с ейсмически ак- WG н ые д ан н ые G PS п о л уч а л и с о с т а н ций м он и то р и н г а М е ж д ун а ро д н о й сл уж б ы G PS. Из эт и х д а н н ы х и з вл екали и н ф ор м а ци ю о ф а кт и ческ о м с м е ще н и и з е м н о й по в е рхн ос ти ; э та и н ф о рм а ци я з а т е м прим е н я лас ь п р и о це н ке ко л и ч е с тв а выс во б о д и вш е й с я при з е м л е тря с е н и и э н е р г и и , — ч т о , к с о ж а лен и ю , н е ль зя б ы л о о сущ е ст в и т ь в реал ь н о м вр е м е ни . В е л и ч и н а м а г н иту д ы С у м атр ан ско -А н д а м а н ско го зем ле тр я с е н и я, при н ят а я по с л е соглас ован и я д ан н ы х со с т а н ци й сейс м и ч е с к ог о м о н и т о ри н г а и G P S , состави ла M W = 9 , 3 . 18 2 290 2 616 Фронт деформации 2 998 3 528 Впадина Ачех 5 216 о. Суматра Плато Симелуэ 3 WG G 1 W 0 0 Рис. 10. Спуск донного сейсмографа. С борта исследовательского судна «Marion Dufresne» было спущено 56 донных сейсмографов, установленных вдоль маршрута сейсмической съемки WesternGeco. Предназначенные для мониторинга сейсмической активности на морском дне эти сейсмографы использовались для регистрации отражений от источников, применявшихся WesternGeco. (Фотография предоставлена журналом «First Break», сноска 19). Осень 2007 км Эпицентр землетрясения 26 декабря 2004 г. о. Си ме луэ 100 мили 100 52 мм/год Рис. 11. Площадь сейсмической съемки. Рядом с зоной Суматранско-Андаманского землетрясения было пройдено три сейсмических профиля (WG1, WG2 и WG3) общей протяженностью по поверхности 926 км. В результате предварительной обработки были получены изображения геологической среды высокого разрешения до глубин свыше 30 км. Данная карта также включает батиметрические данные по исследованной площади. 13 1,5 Время, с 2,0 2,5 3,0 1,5 Время, с 2,0 2,5 3,0 Рис. 12. Сейсмические изображения при двух глубинах погружения сейсмоприемных кос. Изображение, полученное при буксировке косы на глубине 7,5 м (вверху на рис.), более детально представляет приповерхностные особенности, а на глубине 15 м (внизу на рис.) — более глубинные структуры. По этим данным можно изучать структуры, находящиеся на глубине свыше 30 км. тивног о р азлом а . 20 В о з м о ж н о с т ь исполь зо ван и я при б о ро в , при м е н я емых в р азве дке н е ф т и и г а з а , для с б о р а и ан ал и з а д а н н ы х о ка зал ас ь б е с ц е н н о й д л я по н и м а н и я механ и зм о в, вызы в а ю щ и х се й см и ческ и е с об ыти я в т а ки х з о н а х , ка к зон а С у м атр ан с ко -А н д а м а н ско г о земле тр я с е н и я . Компания WesternGeco предоставила ресурсы для сбора и обработки данных в рамках глубинной сейсмической съемки методом отраженных волн для изучения землетрясения у Суматры — «съемки для изучения цунами» (Sumatra Earthquake Deep Seismic Refvection Survey — “Tsunami Survey”). Сбор сейсмических данных осуществлялся с судна 14 «Geco Searcher» (рис. 9). Совместно с Кембриджским исследовательским центром компании Schlumberger в Англии и Парижским институтом физики Земли (Institut de Physique du Globe de Paris) WesternGeco предоставила свои услуги, включая материально-техническую поддержку. Съемка проводилась при участии Индонезийского управления по оценке и внедрению технологий (Indonesian Agency for the Assessment and Application of Technology), которому принадлежат права на полученные данные. В будущем WesternGeco планирует открыть свои данные мировому научному сообществу для дополнительного научного анализа. Эта съемка являлась частью более масштабной инициативы — проекта изучения мощного Суматранско-Андаманского землетрясения (Sumatra-Andaman Great Earthquake Research — SAGER), включавшего также батиметрию морского дна высокого разрешения и донную сейсмосъемку методом преломленных волн с французского исследовательского судна «Marion Dufresne». 21 Это судно, как и техническая поддержка, было предоставлено Французским институтом полярных исследований (Institut Polaire Français). Для регистрации сейсмической активности на дне были размещены донные сейсмографы (рис. 10). Нефтегазовое обозрение В июле 2006 г. судно «Geco Searcher» отработало три глубинных сейсмопрофиля общей протяженностью по поверхности 926 км (575 миль) (рис. 11). Данная сейсмическая съемка имела следующие цели: • построение изображений активных разломов вдоль зоны субдукции; • оценка объема воды, проникшего в эти разломы; • получение информации для оптимизации расположения скважины, которая будет пробурена в рамках Комплексной программы бурения в морском дне. 22 Для получения изображений разломов на глубине 30 км потребовались большие удаления (источников от приемников). 23 В нефтегазодобывающей отрасли такие глубины не рассматриваются, поскольку они — за пределами досягаемости бурения. Съемка проводилась одним судном — «Geco Searcher», и для обеспечения удалений 12 км (7,5 мили) на нем использовалась морская сейсмическая система Q-Marine с записью исходных сигналов от каждого отдельного приемника. Источник и сейсмоприемную косу требовалось спустить на максимально возможную глубину, чтобы получить низкочастотные данные, поэтому после моделирования и анализа было принято решение об их буксировке на глубине 15 м. Еще одна укороченная коса буксировалась на глу- бине 7,5 м (25 футов). Она была предназначена для получения высокоразрешенных изображений с целью выявления особенностей на меньших глубинах. По сравнению с сейсмическими исследованиями в нефтегазодобывающей отрасли, для данной съемки потребовался специальный дизайн: утроенные глубина и длина косы, источник утроенной мощности и утроенное время записи (рис. 12). Одновременно с этой съемкой французское исследовательское судно «Marion Dufresne» спустило на дно 56 сейсмографов вдоль трасс двух из трех сейсмических профилей. Эти датчики, расположенные с большим интервалом, регистрировали естественную сейсмическую активность, но также были способны регистрировать и сейсмические данные во время съемки, проводимой WesternGeco. Размещенные через 5–20 км (3– 12 миль), сейсмографы регистрировали возбуждения и отражения от погружающегося слоя. Данные по отраженным (WesternGeco) и преломленным (донные сейсмографы) волнам дополняют друг друга, поскольку первые позволяют получить изображения коры с высоким разрешением, а вторые обеспечивают изображения более глубинных участков коры и верхней мантии. 24 Объем полученных данных очень велик. Их предварительная обработка и анализ проводились персоналом WesternGeco на борту судна 20. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E, Taylor ST, Stolte C and Verliac M: “Oilfield Technologies for Earthquake Science,” Oilfield Review 18, no. 2 (Summer 2006): 24–33. 22. Подробнее о Комплексной программе бурения в морском дне: Brewer T, Endo T, Kamata M, Fox PJ, Goldberg D, Myers G, Kawamura Y, Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S and Rack F: “Scientific Deep-Ocean Drilling: Revealing the Earth’s Secrets,” Oilfield Review 16, no. 4 (Winter 2004/2005): 24–37. 23. Удаление — это расстояние между группой пневмопушек и сейсмоприемниками. 24. Singh, сноска 19. 25. Singh, сноска 19. Осень 2007 Плато Симелуэ Аккреционная призма ЮгоЗапад WG1 0 2 4 Время, с 21. Батиметрия — это съемка (картирование) бухт, заливов или глубоководных участков. Глубина воды измеряется с помощью эхолота, и на основе полученных данных строятся карты или диаграммы глубин морского дна для навигационных целей. «Geco Searcher» и позднее в офисе в Индонезии, но для выделения значимых особенностей и полного использования данных требуется дополнительный анализ (рис. 13). Полученные сейсмические данные вместе с данными по батиметрии проекта SAGER и преломленным волнам нынче используются для определения особенностей строения геологической среды, от которых зависит перемещение плит. Предварительный анализ этих данных подтвердил, что разлом, в котором на глубине 33 км находился эпицентр землетрясения, распространился вверх до дна океана. Сейсмические построения подтвердили предположение, что большое выгибание морского дна внесло свой вклад в формирование силы цунами (рис. 14). Ранний анализ также показал наличие очень широкой – свыше 135 км (85 миль) – ограниченной зоны, разрыв в которой повлиял на магнитуду землетрясения. 25 1 2 с ентя бр я 2 0 0 7 г. на л инии разлома , где пр ои з ошл о земл ет рясени е в дек а бр е 2 0 0 4 г., сл у чил о сь еще одно з ем летр я сение магнит у дой M W = 8 , 4 , одна ко о но со здал о ли шь относ и тельно сл або е цу нами (р и с . 1 5 ). Тепер ь у ченые мо гу т и с польз ова ть с ей с мические изо бр а жени я и да нны е, по л у ченные во вр емя обои х з ем лет рясений, дл я луч шего пони ма ни я механизмо в их воз ни к новени я и по явл ения ( ил и непоя влени я ) мощных цу нами. В 6 12 СевероВосток ЗападноАндаманский разлом Отражающие надвиги Активный главный надвиг Активный фронтальный надвиг Обратный надвиг 8 10 Преддуговой прогиб Симелуэ Океаничес кая пове рхность Мохоров ичича 14 0 16 0 км Континентальная поверхность Мохоровичича 25 мили 25 Рис. 13. Предварительные результаты. Предварительная интерпретация данных по сейсмическому профилю WG1 показала наличие разломных нарушений и глубинных границ. На этом изображении можно увидеть главный надвиг и другие отражающие объекты. Здесь также можно выделить поверхность Мохоровичича — границу между земной корой и мантией. 15 ИндоАвстралийская плита 0 Аккреционная призма Преддуговой прогиб Симелуэ ЗападноАндаманский разлом Фронтальный надвиг 5 Главный надвиг Осадки Обозначает движение Верхняя сейсмогенная зона от зрителя 10 15 Глубина, км Плато Симелуэ Погруж ающаяс я океан ическ Океани ая кор ческая а поверх ность М охоров ичича Коровый надвиг 20 25 30 Океаническая мантия Обозначает движение к зрителю иг адв н рат Об н ый Континентальная поверхность Мохоровичича 35 40 0 45 0 км 50 Землетрясение 26 декабря 2004 г. мили 50 Мантийный клин 50 Рис. 14. Детальная интерпретация сейсмических данных. Эпицентр землетрясения 26 декабря 2004 г. находился под плато Симелуэ к западу от Суматры. Оно произошло в результате отрыва континентальной плиты от океанической вдоль зоны субдукции (красная линия). Эта зона простирается на более чем 150 км (93 мили) от эпицентра до ложа океана. (Singh, сноска 19). Бирманская микроплита Андаманские острова Евразийская плита 26 декабря 2004 г. 12 сентября 2007 г. а км тр 0 ма 0 Су Индо Австралийская плита 1,000 мили 1,000 Рис. 15. Два мощных землетрясения с совершенно различными результатами. Эпицентр землетрясения магнитудой M W = 8,4, случившегося 12 сентября 2007 г., находился поблизости от места землетрясения магнитудой M W = 9,3, произошедшего в декабре 2004 г. Хотя более позднее землетрясение было достаточно сильным для создания цунами, разрыв не вышел за пределы эпицентра, как это случилось в 2004 г. (красная линия). При землетрясении 2007 г. возникло лишь небольшое цунами, которое не оказало какого-либо серьезного влияния на регион. 16 и т о г е эта и нфор ма ци я может бы ть в в е д е на в м одели р ующи е пр огр а мм ы д ля большей на дежнос ти пр ог н о з ир ова ни я цуна ми . З о н ы с убдук ци и , подобны е з он а м на площа ди , где пр ои з ошло С ум а т р а нс к о-Анда ма нс к ое з ем лет ряс е ни е, с ущес твуют и в др уги х ре г и она х ми р а . Та к и е технологи и , ка к с и с тема Q -M a r ine, могут и с по л ь зова тьс я во м ноги х с луч а я х, ч т о бы луч ше поня ть поведени е с е й с ми ч ес к и а к ти вны х обла с тей . В з а и модей с тви е м ежду на уч ны м и круг а м и и пр ом ы шленны м и к омпа н и ям и , та к и ми , к а к S c hlu mb er ger, по з в о ли т уч ены м и и с с ледова теля м по л учи ть в с вое р а с пор я жени е бол е е с о вер шенны е и нс тр ум енты для пре в е нти вной подготовк и р еги он о в по вы шенной с ей с м и ч нос ти . На пути к раннему предупреждению Н и ж е пр и ведена вр ем еннá я пос лед о в а т ельнос ть р а нни х с обы ти й по м е ст ному вр ем ени , пр ои з ошедши х 2 5 д ек а бр я 2 0 0 4 г. и з а р еги с тр и ро в а нны х Ти хоок еа нс к и м центр ом пре д упр еждени я о цуна м и (PT WC) Н а ци она льного упр авл ения иссл едова ни й ок еа на и а тмо сф еры СШ А (NOAA) в Гонолулу, Гавайи: • 14:59 — начало СуматранскоАндаманского землетрясения. • 15:07 — регистрация первых вступлений сейсмических волн на станции PTWC. • 15:10 — PTWC предупреждает о землетрясении магнитудой M W = 8,0 рядом с о. Суматра, Индонезия. • 15:14 — PTWC выпускает сводку №1: угрозы цунами в Тихоокеанском бассейне нет. Требуемый в таких случаях протокол о контактах с другими регионами отсутствует. • 15:15 — первая волна цунами достигает Суматры. Согласно стандартной рабочей процедуре, всем участникам Системы предупреждения о цунами ( Ts u n a m i Wa r n i n g S y s t e m — T W S ) в Ти х о о к е а н с к о м р е г и о н е б ы л о разослано текстовое сообщение, а 25 000 заинтересованных сторон получили уведомления по электронной почте. В различные в е д о м с т в а , в к л ю ч а я Га в а й с к о е управление гражданской обороны и Международный информационный центр цунами, тревожные сообщения передавались по т е л е ф о н у. 2 6 Та к к а к 8 0 % к р уп ных земл ет ряс ени й пр ои с ходи т во кру г Тихо го ок еа на , оч ень ва жно имет ь э ф ф екти вную с и с тем у р аннего преду пр еждени я о цуна м и, рабо т аю щу ю к а к опи с а но вы ше. PTWC — э т о ли шь ч а с ть с овмес тно й сет и, ко о рди ни р уемой М ежправит ел ь ст венной ок еа ногр а фи ч еско й ко миссией (I nter gov er nmenta l Ocean o graph ic Commis s ion — I O C), ко т о рая действует под эги дой ЮНЕСКО. 2 7 Си с тема PT WC вкл ю чает со т ни с та нци й с ей с мом он ит о ринга, расположенны х по вс ему миру, сл о жны е цуна м и метр ы для мо нит о ринга вы с оты волн в отк рыт о м о кеане и с та нци и мони тор и нга у ро вня мо ря, р а з м ещенны е в ст рат егических точ к а х (р и с . 1 6 ). Р азл ичные о рга ни з а ци и и з 2 6 с т ран э т о го реги она ос ущес твля ют со вмест ну ю дея тельнос ть для опо вещения нас елени я об опа с нос ти цу нами. Нефтегазовое обозрение KB S AL E COLA COR H2O MIDW CM B PA S PFO RSSD TUC HK T SLBS KI P HR V WC I SSP A WVT BBS R DWP F CCM ANMO TEIG POHA CMLA YA K AR U OBN KIEV DP C BF O GRFO KI V GNI ANT O PA B MAC I RA YN FURI BGCA MBA R RA P RPN RAO LCO PLCA TA RA FUN A KAPI LSZ SHEL TSU M LVC PTO N MSEY HNR DGAR BDF B LPAZ KMB O BTDF ASCN NNA AF I KW AJ DA V PA LK MSK U PTG A RCBR WA KE GUMO DBI C SAML TATO QI Z KO WA XMAS OTAV SSE EN H CHTO SD V ERM KMI UA E SUG JTS PE T YSS MAJ O XA N NI L LSA SACV PA YG MA2 TLY HIA MDJ ULN WMQ INCN BJ T BRV K KURK MAKZ AA K ABK T JOHN KANT BILL TIXI NRIL KGNO BORG ES K FFC KDAK ADK LVZ KEV SEJD PM G COCO ABP O CTAO MBW A CPUP BOSA SU R MSVF WRAB LBTB NW AO TRIS TRQ A TA U SNZ O EFI Установленные Планируемые Станции IRIS/USGS Станции IRIS/IDA Станции USGS/CU Другие станции GSN PMSA HOPE VNDA Осень 2007 SBA QS PA Рис. 16. Глобальная сейсмографическая сеть (GSN). Включающая большое число станций сейсмического мониторинга, GSN является межгосударственной и межотраслевой сетью, объединяющей научные сейсмографические станции, в том числе относящиеся к Объединению исследовательских институтов в области сейсмологии (IRIS). По состоянию на апрель 2007 г. в состав этой сети входило: 86 станций Геологической службы США (USGS), 39 станций Международной системы акселерометров (International Deployment of По самой своей природе сети предупреждения типа Тихоокеанской TWS очень дороги, так как должны быть размещены по большим открытым водным пространствам, требуют установки дорогостоящего мониторингового оборудования на суше и в океане, а также нуждаются в обеспечении станций мониторинга постоянным квалифицированным персоналом. Однако события декабря 2004 г. продемонстрировали, как дорого может обойтись и отсутствие системы раннего предупреждения. Тихоокеанский центр предупреждения о цунами PTWC хорошо организован и является моделью для подобного цент- CAS Y Accelerometers — IDA) — глобальной сети широкополосных сейсмографов, способных регистрировать колебания с очень большой длиной волны, и множество других станций. Крупнейшим участником этой сети является Калифорнийский университет в Сан-Диего (UCSD; на рисунке обозначен CU), чье участие финансируется Национальным научным фондом США. Дополнительно о GSN, IRIS, UCSD и IDA см.: http://www.iris.edu. (Global Seismic Network: http://www. iris.edu/about/GSN/map_family.html). ра в Индийском океане (IOTWC). Деятельность PTWC основывается на четырех главных инструментах: сейсмический мониторинг, мониторинг уровня моря, быстродействующее программное обеспечение для моделирования и связь. Прислушиваясь к Земле Для прогнозирования цунамигенного потенциала землетрясения используются три ключевых параметра, определяемых по данным о форме сейсмического сигнала: • положение — где произошло землетрясение: под морем или рядом с ним; • глубина — достаточно ли близко к земной поверхности произошло землетрясение, чтобы вызвать ее значительное смещение; • магнитуда — достаточна ли интенсивность землетрясения для возникновения цунами. Сей с м и ч ес к и й мо нит о ринг о су щес твля етс я , гла вным о бразо м, на блюда тельны м и с т анциями, по д- 26. http://www.noaanews.noaa.gov/stories2004/ s2358.htm (accessed August 18, 2007). 27. http://ioc3.unesco.org/itic/ (accessed September 27, 2007). 17 Глубина землетрясения < 100 км ≥ 100 км Место землетрясения Под дном моря или очень близко к нему Магнитуда землетрясения, MW Описание вероятности цунами Тип сводки 6,5–7,0 Очень низкая вероятность разрушительного цунами Информация о цунами 7,1–7,5 Вероятность локального разрушительного цунами Предупреждение о локальном цунами 7,6–7,8 Вероятность регионального разрушительного цунами Предупреждение о региональном цунами ≥ 7,9 Вероятность разрушительного цунами в масштабе океана Предупреждение о цунами в масштабе океана На суше ≥ 6,5 Нет вероятности цунами Информация о цунами В любом месте ≥ 6,5 Нет вероятности цунами Информация о цунами Рис. 17. Критерии сводок о цунами. Центры предупреждения о цунами используют сведения о магнитуде, месте (под морем или сушей) и глубине землетрясения, чтобы определить вероятность возникновения цунами, и выпускают сводки, основанные на этих критериях. (Сноска 28). Расположение буев DART 34 4 3 NOAA Планируемые Другие Рис. 18. Сеть буев для мониторинга активности океана. Тихий океан уже окружен буями слежения за состоянием океана и предупреждения о цунами DART, и еще несколько таких буев планируется установить здесь в будущем. Сеть передает информацию в Тихоокеанскую систему предупреждения о цунами. NOAA контролирует работу большинства этих буев, но некоторые из них обслуживаются другими ведомствами. В Индийском океане по состоянию на октябрь 2007 г. действовали два буя DART. (NOAA, http://www.ndbc.noaa.gov/dart.shtml). 18 дер жи ва емы ми р а з личными го су да р с твенны ми с тр укт у рами и у чебны ми уч р еждени я ми. Осно вным и с точ ни к ом да нны х явл яет ся Гл о ба льна я с ей с м огр а ф ическая сет ь (G lob a l S eis mogr a p h ic Net wo rk — G S N). В ее с ос та в вхо дит 225 ст анци й м они тор и нга в бо л ее чем 80 с тр а на х. К р оме то го , PTWC и I O T WC получ а ют данные из дру гих с етей с ей с ми ч ес к ого мо нит о ринга, та к и х, к а к М еждун аро дная мо нитор и нгова я с и с тем а ( In t ern at io n al M onitor ing S ys tem, вхо дит в со ст ав О р га ни з а ци и договора о всео бъемлющем з а пр ещени и ядерных испы та ни й (Comp r ehen sive Nuclear Tes t B a n Tr ea ty O rgan izat io n ) ) и с и с темы , к оор ди ниру емые Объеди нени ем и с с ледов ат ел ь ских инс ти тутов в обла с ти сейсмо л о гии (I nc or p or a ted Res earch In st it ut es f or S eis mology — I RIS) . Центры предупреждения получают сейсмические данные через Интернет. Однако из-за невозможности полностью гарантировать надежную передачу данных таким способом, особенно в случае повреждения инфраструктуры во время и после сильного землетрясения, имеются дополнительные источники данных, примерами которых являются сейсмографическая система сейсмологической обсерватории Мацуширо (Нагано, Япония) и группа сейсмоприемников на большой базе, входящая в состав сетей сейсмологических наблюдений Японии. При любом сейсмическом событии данные о нем обрабатываются в центрах предупреждения, чтобы оценить возможность возникновения цунами. Чтобы определить, какой тип сводки выпустить, в этих центрах используются установленные критерии, основанные на магнитуде землетрясения (рис. 17). Место землетрясения можно надежно определить методом наименьших квадратов, используя времена вступления продольных волн и различные отраженные фазы для оценки глубины эпицентра. 28 Сейсмические данные — это первый фрагмент картины. Если землетрясение достаточно сильное и происходит в достаточно неглубоНефтегазовое обозрение Двухсторонняя связь и управление Центр предупреждения о цунами Электронные системы и электрические акккумуляторы Антенны системы «Iridium» и GPS Надводный буй, диаметром 2,5 м и водоизмещением 4 т Акустические преобразователи (2 на буй) Цунамиметр 1 000–6 000 м ро нн яя ак ус ти че ск ая тел ем етр ия Сигнальный флажок Стеклянные шарики для плавучести сто ~75 м ух Пульс океана Определение возникновения цунами и точное прогнозирование их времен прибытия и амплитуд зависит от точного мониторинга уровня моря. Это обеспечивается сетью буев слежения за состоянием океана и предупреждения о цунами(Deep-Ocean Assessment and Reporting of Tsunami — DART) Национального управления исследований океана и атмосферы США (NOAA) на глубоководье и станциями мониторинга уровня моря вдоль побережий. Хотя буи DART размещены по всему миру, основная их часть находится в Тихом океане: 28 буев уже установлено и еще четыре будут добавлены к концу 2008 г. (рис. 18). Буй DART состоит из регистратора придонного давления, заякоренного на дне моря, и привязного поверхностного буя, обеспечивающего передачу данных в реальном времени (рис. 19). Данные о температуре и давлении передаются от регистратора придонного давления на поверхность по акустическому каналу и преобразуются в расчетную высоту поверхности моря. Точность измерений составляет ±1 мм при глубине воды 6 000 м (20 000 футов). Эти данные передаются на коммерческий спутник системы «Iridium», который ретранслирует их на станции мониторинга. Время передачи данных от буя в центр предупреждения не превышает трех минут. 29 Станции мониторинга уровня воды измеряют его колебания у побережья, используя международную сеть станций слежения. Глобальная система наблюдений Спутник системы «Iridium» Дв кой части земной коры под морем или вблизи него, то оно вполне может создать цунами, но это можно определить только на поверхности океана. Акустический преобразователь Якоря (3 100 кг) Якорь (325 кг) Рис. 19. Система DART II Национального управления исследований океана и атмосферы (NOAA). Регистратор цунами, заякоренный на морском дне, осуществляет мониторинг температуры и давления. Эти данные передаются на отдельный поверхностный буй посредством акустических импульсов. Связь буя с центрами предупреждения о цунами осуществляются через коммерческий спутник системы «Iridium». Системы DART первого поколения использовали алгоритм автоматического обнаружения и предупреждения, запускавшийся при превышении граничного значения высоты волны. В новой системе возможна двухсторонняя связь, что позволяет передавать данные по необходимости независимо от автоматического запуска. Это обеспечивает измерение и оповещение о цунами, амплитуды которых меньше заданного граничного значения. Если происходит сейсмическое событие, центры предупреждения о цунами используют прогностическое программное обеспечение для моделирования амплитуды и силы цунами; но до тех пор, пока не будут получены эмпирические данные, такие, как данные о высоте волны от буев DART, эти центры могут предсказать только вероятность возникновения цунами. Информация от системы DART используется для проверки и уточнения характеристик цунами. С этими данными возможно более точное определение ситуации для лучшего предупреждения, оповещения населения или принятия решения об эвакуации. (NOAA, http://nctr.pmel.noaa.gov/Dart/). 28. ICG/IOTWS-II, Communications Plan for the Interim Tsunami Advisory Information Service for the Indian Ocean Region, ver. 15, January 2006. http://ioc3.unesco.org/indotsunami/ documents/IOTWS_CommunicationPlan_ 15Jan06.pdf (accessed October 25, 2007). 29. http://nctr.pmel.noaa.gov/Dart/dart_home. html (accessed October 1, 2007). Осень 2007 19 Размещение станций мониторинга уровня моря GLOSS Рис. 20. Глобальная система наблюдений за уровнем моря (GLOSS). Включающая свыше 290 станций мониторинга уровня моря, система GLOSS действует по всему миру, осуществляя мониторинг долгосрочных климатических изменений и колебаний уровня моря. В случае цунами эти данные вводятся в моделирующее программное обеспечение для уточнения прогнозов и оценок степени затопления. за уровнем моря (Global Seal Level Observing System — GLOSS) включает свыше 290 станций мониторинга, действующих под контролем Объединенной технической комиссии по океанографии и морской метеорологии (Joint Technical Commission for Oceanography and Marine Methodology — JCOMM) Всемирной метеорологической организации (World Meteorological Organization — WMO) и Межправительственной океанографической комиссии (IOC). Система GLOSS обеспечивает получение высококачественных данных об уровне моря в мировом и региональном масштабах для исследований в области климата, океанографии и прибрежного уровня моря (рис. 20). 30 20 Модельное прогнозирование Когда сейсмическое или иное событие достаточной магнитуды приводит к необходимости моделирования цунами, для оценки потенциальной разрушительности этого цунами используются различные компьютерные программы. Начальным источником информации являются сейсмические данные, но в модель также вводятся и оперативные данные об уровне моря, как только они становятся доступными. С помощью этих моделирующих программ рассчитывают время прибытия волны, ее высоту и карты затопления. Очень важно, чтобы модель была способна выдавать точные прогнозы в кратчайшее время. Всего лишь 15 минут прошло с момента земле- трясения до того, как первая волна достигла Суматры, — и это особенно подчеркивает необходимость в высокоскоростном модельном прогнозировании. Национальное управление исследований океана и атмосферы США (NOAA) разработало передовую программу моделирования под названием “метод разделения цунами” (Method of Splitting Tsunami — MOST). 31 В этой программе используется набор кодов численного моделирования для расчета заданного поведения волн на трех стадиях существования цунами: возникновение, распространение и накат. В программе применяются крупные сетки на глубоководье, где длина волны велика и нет необходимости в большом числе узлов. На мелкоНефтегазовое обозрение водье длина волны цунами уменьшается, и амплитуда растет. Чтобы лучше смоделировать волну, в программе осуществляется переход к сеткам с высоким разрешением. Система раннего предупреждения выдает оповещения и уведомления по опасным зонам на основе выходных данных MOST. Первый прогон MOST осуществляется в исследовательском режиме для разработки сценариев по заданным входным параметрам, таким, как магнитуда, направленность и место землетрясения. Этот процесс может длиться несколько часов, что неприемлемо для системы раннего предупреждения. Для его ускорения, в случае регистрации землетрясения, данные, получаемые программой в реальном времени, сравниваются с уже имеющимся сценарием, чтобы предсказать вероятность и потенциал цунами. По мере поступления дополнительной информации, например, от буев DART и станций мониторинга уровня воды, модель уточняется (рис. 21). Еще один инструмент для анализа цунами 2004 г. — океанографический спутник «Jason-1» — обеспечил получение точных данных о высоте волн в период этого цунами. Разрешение измерений, проводимых из космоса, составило несколько сантиметров. В отличие от дискретных измерений по станциям мониторинга уровня моря или буям DART спутник позволяет измерять волны непрерывно. К сожалению, время запаздывания слишком велико, а площадь охвата слишком разрежена, чтобы использовать спутниковые данные в реальном времени, однако с их помощью можно проверять и совершенствовать существующие программы моделирования. Даже имея в своем распоряжении все перечисленные выше данные, эксперты испытывали трудности с объяснением, каким образом Суматранско-Андаманское землетрясение создало цунами, магнитуда которого превзошла прогнозную высоту волны. В прогнозе NOAA, выполненном по модели только с сейсмическими данными, высота цунами в открытом океане была недооценена в 10 раз. Интеграция Осень 2007 Рис. 21. Модель цунами, вызванного Суматранско-Андаманским землетрясением. С помощью программы MOST (NOAA) было выполнено моделирование цунами (стрелка), перемещавшегося по Индийскому океану. Здесь показана ситуация примерно через час после его возникновения. Чтобы достичь побережья Африки, цунами потребуется еще три часа. (NOAA/ PMEL/Center for Tsunami Research, http://nctr.pmel.noaa. gov/model.html). амплитуд цунами, полученных по данным со станций мониторинга уровня воды, несколько улучшила результаты, но они все равно были признаны неудовлетворительными. Анализы ударных сейсмических волн показали, что вначале разлом распространялся на север от Суматры со скоростью 2,5 км/с (1,6 миль/с). Были также выделены участки наибольшего смещения, где образовалась самая большая волна. Главным недостатком данного моделирования цунами оказалось то, что ни одно из этих сейсмических решений не включало достаточно значительного распространения разлома, необходимого для адекватного воспроизведения как высот волн, определенных со спутника, так и сильного наводнения в Банда-Ачех. Важным фрагментом картины являлись данные по высотным отметкам и смещению, полученные со станций наземной глобальной системы позиционирования (GPS), которые использовались для слежения за движениями земной поверхности. Датчики GPS, ведущие запись намного медленнее, чем сейсмические приборы, позволили установить, что разлом продолжал свое движение еще долгое время после того, как он прекратил создавать сейсмические колебания. Хотя минимальная скорость смещения разлома, когда он все еще генерирует цунами, и ограничена, это часто игнорируемое явление (afterslip) вносит свой вклад в наблюденные высоты волн цунами. Включение данных GPS в программы моделирования позволит повысить точность работы систем предупреждения о цунами в будущем. 32 При этом совершенно не- 30. http://www.gloss-sealevel.org/ (accessed October 18, 2007). 31. Titov VV and Synolakis CE: “Numerical Modeling of Tidal Wave Run-Up,” Journal of Waterway, Port, Coastal and Ocean Engineering 124, no. 4 (July/August 1998): 157–171. Подробнее о моделировании цунами см.: http://nctr.pmel. noaa.gov/model.html (accessed August 10, 2007). 32. Geist EL, Titov VV and Synolakis CE: “Tsunami: WAVE of CHANGE,” Scientific American 294, no. 1 (January 2006): 56–63. 21 Амплитуда, см Буй DART, Таиланд Эпицентр землетрясения 2007 г. 4 Данные DART Модель MOST 2 0 –2 –4 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Время после землетрясения, ч Рис. 22. Предсказания MOST в сравнении с данными о цунами. Показанный на этой карте Индийского океана (вверху на рис.) буй DART был установлен у побережья Таиланда в августе 2007 г. (желтый кружок). 12 сентября 2007 г. произошло землетрясение (красный кружок) магнитудой M W = 8,4 с эпицентром чуть южнее эпицентра Суматранско-Андаманского землетрясения 2004 г. Более позднее землетрясение создало лишь небольшое цунами. При сравнении высот волн (внизу на рис.) видно, что модельные высоты волн через восемь часов, полученные с помощью программы MOST (красная кривая), хорошо согласуются с данными с таиландского буя DART (синяя кривая) как по амплитуде, так и по времени прибытия. (Данные NOAA/PMEL/Center for Tsunami Research). обходимо, чтобы интеграция всех исходных данных для комплексного моделирования осуществлялась своевременно. Осн о вн ым зат руд н е н и е м при ра зр аб отк е и и с по л ь з о в а н и и м о дел и р у юще г о п р о г ра м м н о г о о б е спечен и я я вля е тс я сл и ш ко м м а л ы й объем э м п и р и ч е с ки х д а н н ы х д л я срав н е н и я с м оде л ь ю . З е м л е т рясен и е 1 2 с е н тя б ря 2 0 0 7 г. м а г н и тудо й M W = 8 ,4 п ро и з о ш л о ряд о м с ме с то м зе м ле т ряс е н и я д е ка б ря 2004 г. Э то б ыл о пе рв о е крупное событие после установки буя DA R T в Ин д и й с ко м о ке а н е . П ро гра м м а MO ST п ре д ска з а л а ув е л и - 22 чение высоты волн в точке буя на 2 см (0 , 7 5 дюй м а ) и вр емя пр и бы т и я о коло 2 ч 5 0 м и н, ч то хор ошо со г л а с ова лос ь с да нны м и на блюден и й ( р и с . 2 2 ). 33 Модели затопления, позволяющие получать оценки дальности проникновения цунами вглубь суши, являются еще одним важнейшим компонентом прогноза цунами. Для определения величины наката исследователи используют данные измерений на станциях мониторинга уровня воды у берега или результаты оценки разрушений, вызванных волной. Первые программы рассчитывали высоту волн на кромке берега, но с трудом могли экстраполировать эффекты на сам берег. Никарагуанское цунами 1992 г. дало ученым возможность провести комплексные измерения и сравнить их с модельным прогнозом. 34 С помощью крупномасштабных лабораторных экспериментов и полевых измерений исследователи уточнили свои модели, чтобы они согласовывались с эмпирическими данными о затоплении в результате цунами. Используя изображения земной поверхности высокого разрешения, точные батиметрические данные, топографические данные по берегу и морской акватории, информацию о предыдущих цунами и быстродействующее программное обеспечение, они продемонстрировали, что система раннего предупреждения может давать точные оценки. Поднимая тревогу За три месяца до цунами декабря 2004 г. была создана рабочая группа Системы предупреждения о цунами в юго-западной части Тихого океана и Индийском океане. Перед этой группой, действующей под эгидой Международного информационного центра цунами (International Tsunami Information Center — ITSU), входящего в состав ЮНЕСКО, была поставлена задача распространить Тихоокеанскую систему предупреждения на другие регионы, где могут возникать цунами, включая Индийский океан. Когда произошло землетрясение, Тихоокеанский центр 33. http://nctr.pmel.noaa.gov/sumatra20070912. html (accessed September 21, 2007). 34. Imamura F, Shuto N, Ide S, Yoshida Y and Abe K: “Estimate of the Tsunami Source of the 1992 Nicaraguan Earthquake from Tsunami Data,” Geophysical Research Letters 20, no. 14 (1993): 1515-1518. 35. “Tsunami 2004: Waves of Death,” The History Channel Web site, http://www.history.com/ shows.do?action=detail&episodeId=173117 (accessed September 27, 2007). 36. http://www.sciencedaily.com/releases/2006 /07/060710085816.htm (accessed October 1, 2007). Нефтегазовое обозрение предупреждения о цунами (PTWC) предпринял попытки уведомить об этом попадающие под его воздействие страны в регионе Индийского океана. К сожалению, это было воскресенье и к тому же сезон отпусков. Большинство офисов было закрыто, и местные жители не смогли получить предупреждение. Одним из результатов Суматранско-Андаманского землетрясения стало ускорение развития глобальных сетей раннего предупреждения. Анализ после цунами подтвердил недостаточную связь внутри региона и с другими системами мониторинга. Поучительным примером важности наличия системы контроля за чрезвычайными ситуациями является сравнение уровней смертности в результате цунами в Кении и Сомали. В Кении не было системы предупреждения о цунами, но была система оповещения об опасности химического заражения и разливах нефти. Когда кенийские власти получили информацию о приближающемся цунами (цунами дошло от Суматры до Кении за четыре часа), они привели в действие систему оповещения о разливе нефти. Примерно 800 000 человек были предупреждены о необходимости перемещения вглубь суши или на возвышенности. Через четыре часа после землетрясения цунами достигло побережья Кении и Сомали. В результате в Кении погиб 1 человек, а в соседнем Сомали, где не было никакой системы предупреждения, погибло 150. 35 Интернет и спутники обеспечивают практически мгновенную связь на большой площади, но с такой связью могут быть затруднения в развивающихся странах. Также возникают проблемы с оповещением населения. Планируя действия в таких случаях, необходимо учесть, что инфраструктура, скорее всего, будет серьезно повреждена. Спутниковые каналы позволяют передавать информацию при отсутствии наземных линий, но необходимо предусмотреть также и дополнительные меры для оповещения населения в случае разрушения локальных систем. Осень 2007 Эффективные системы предупреждения о стихийных бедствиях должны информировать население и обеспечивать его готовность к правильному поведению в время опасности. Раннее предупреждение — это в большой степени социальный вопрос, и эту проблему нельзя решить только с помощью технологии. Системы раннего предупреждения могут не сработать в кризисной ситуации, если предупреждение не получено жителями, не понято или не принято к исполнению. Кроме наличия надежных технических средств связи, эффективная система должна быть ориентирована на людей. Для четкой передачи предупреждений, их понимания и быстрого принятия мер требуется обученный и опытный персонал по контролю за чрезвычайными ситуациями. Кроме того, важна координация на региональном уровне, так как землетрясения и цунами не различают территориальных границ. Даже с самыми качественными данными точность моделей для прогнозирования цунами ограничена ошибками батиметрии и неопределенностями, связанными с механизмом инициирования цунами. Каждое землетрясение уникально, а каждое цунами характеризуется уникальным сочетанием длины, высоты и направленности волн. С точки зрения предупреждения, это затрудняет прогнозирование цунами в реальном времени. В случае цунами декабря 2004 г. области южнее и севернее эпицентра землетрясения пострадали меньше, чем области западнее и восточнее. Остров Кокос находится в 1 500 км южнее, а Шри-Ланка — в 1 500 км западнее эпицентра. Максимальная высота волны на Кокосе составила 42 см (16 дюймов), тогда как накат на побережье Шри-Ланки превышал 8 м (26 футов). Специалисты центра предупреждения понимают необходимость в непростом выборе между созданием ненужной паники и недооценкой силы события, дабы не усугубить ситуацию и избежать еще большей трагедии. Путь вперед В 2006 г. Генеральный директор ЮНЕСКО Коитиро Мацуура объявил о создании 26 национальных центров информации о цунами вокруг Индийского океана. 36 Открытие этих центров в составе Системы предупреждения о цунами в Индийском океане (Indian Ocean Tsunami Warning System — IOTWS) стало первым этапом развития интегрированной организации, моделью для которой послужила Тихоокеанская система предупреждения о цунами. По состоянию на октябрь 2007 г. в Индийском океане были модернизированы сейсмографические станции и установлено два буя DART. Планируется создание еще 25 станций мониторинга, которые будут передавать данные в аналитические центры в реальном времени. Пока не принято окончательное решение о местоположении региональных центров в Индийском океане, информационные сводки выпускаются Японским и Гавайским центрами. В будущем планируется установить дополнительные буи DART и создать новые каналы спутниковой связи. Работа еще далеко не закончена; для развития Тихоокеанской системы потребовалось 40 лет, и понятно, что на развертывание аналогичной системы в Индийском океане тоже понадобится время. Тем не менее, базовая система на случай следующего большого цунами в этом океане уже существует. – ТС 23 Джон Блэкберн ConocoPhillips U.K., Ltd. Абердин, Шотландия Джон Дэниэлс Оклахома-Сити, Оклахома, США Скважинные сейсмические исследования: больше чем только вертикальное профилирование Скотт Дингуолл Абердин, Шотландия Джеффри Хампден-Смит Shell Exploration and Production Абердин, Шотландия Скотт Лини Жоэль Ле Калвес Лес Натт Хьюстон, Техас, США Генри Менкити Лондон, Англия Современные методы скважинных сейсмических исследований создают новые возможности для изучения пластов, вскрытых скважинами. Использование этих методов позволяет оператору снижать риски и повышать отдачу пластов в широком диапазоне операций: от строительства скважины и построения трехмерных изображений подсолевых толщ до мониторинга процессов интенсификации притока и сбора данных в условиях высокой температуры и высокого давления. Адриан Санчес Вильяхермоза, Табаско, Мексика Марко Скинелли Petrobras Рио-де-Жанейро, Бразилия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Реджинальда Берла, Эда Фергюссона и Уильяма Фебуса (Бель-Шасс, Луизиана, США), Аллана Кэмпбелла, Майка Крейвена, Рожелио Руфино и Билла Андерхилла (Хьюстон, Техас, США), Джона Эдвардса (Маскат, Оман), Алана Фурнье (Сент-Джонс, Ньюфаундленд, Канада), Кевина Галлиано (Лароз, Луизиана, США), Джона Грейвза (Hess Corporation, Хьюстон, США), Кэролайн Кингхорн, Дэйва Милна, Гэри Роджерса и Тило Шарфа (Абердин, Шотландия), а также Колина Уилсона (Фучинобе, Япония). seismicVISION, SlimXtreme, StimMAP, VSI (Versatile Seismic Imager) и Xtreme являются товарными знаками компании Schlumberger. 24 Скважинные сейсмические исследования в наши дни представляют собой один из наиболее универсальных методов скважинных измерений, используемых на нефтяных месторождениях. Основным достоинством этих исследований, также называемых вертикальным сейсмическим профилированием (ВСП), всегда являлась увязка сейсмических разрезов во временнóй области, полученных в результате наземных исследований, с каротаж- ными данными по глубине. К тому же рамки современных скважинных сейсмических исследований значительно расширились по сравнению с простой корреляцией временных и глубинных данных. Возможность регистрации широкого диапазона сейсмических волн и использование ныне доступных разнообразных конфигураций систем наблюдения для скважинных исследований позволили получить недостижимые в прошлом результаты. Из этих данных Нефтегазовое обозрение разведочные и добывающие компании извлекают важную информацию о глубине залегания, площади и степени неоднородности продуктивного пласта, а также о флюидосодержании, механических свойствах горных пород, поровом давлении, степени повышения нефтеотдачи, анизотропии упругих свойств, геометрии искусственно образованных трещин и ориентации и плотности естественных трещин. Изначально при ВСП использовались сейсмоприемники, спускаемые в вертикальную скважину для регистрации наиболее информативной части спектра сейсмического сигнала, возбуждаемого источником на поверхности. Инновации в современном ВСП связаны с бóльшим объемом получаемых данных и бóльшим разнообразием конфигураций систем наблюдения с усовершенствованными регистрирующими приборами. В настоящей статье описываются типы волн, регистрируемых в скважине, и приборы, которые при этом используются. Далее кратко рассматриваются возможные виды сейсмических исследований и данные, которые они предоставляют. Будет приведено несколько практических примеров, демонстрирующих преимущества скважинных сейсмических исследований, включая трехмерное ВСП (3D ВСП) и ВСП в процессе бурения, ВСП для оптимизации гидравлического разрыва пласта (ГРП) и мониторинга перфорирования и ВСП в скважинах с высокой температурой и высоким давлением. Типы сейсмических волн Основными типами волн, которые генерируются и регистрируются в скважинных сейсмических исследованиях, являются объемные волны, создаваемые точечными источниками или источниками свип-сигналов. Они складываются из продольных (P) и поперечных (S) волн. 1 Эти волны распространяются от приповерхностных искусственных источников до сейсмоприемников, установленных на глубине в скважине. В ВСП в морских скважинах и в тех случаях, когда для наземного ВСП используются пневмопушки, спущенные в Осень 2007 амбар для бурового раствора, обычно генерируются только продольные волны. Однако, в зависимости от расположения сейсмоприемников и свойств пласта, можно регистрировать как продольные, так и поперечные волны, если последние являются обменными, т.е. возникшими в процессе обмена при отражении наклонно падающих продольных волн от границы раздела (рис. 1). При наземном ВСП, когда источники контактируют непосредственно с землей, создаются и регистрируются оба типа волн. 2 Прием сигналов скважинными сейсмоприемниками зависит от их типа, конфигурации системы наблюдения и типа приходящей волны. Самое современное регистрирующее оборудование для ВСП включает прижимные калиброванные трехкомпонентные (3С) сейсмоприемники, способные регистрировать все компоненты Р- и S-волн, в том числе и поперечные волны с вертикальной (SV) и поперечной (SH) поляризацией. Скважинный сейсмический прибор компании Schlumberger — универсальный сейсмический сканер Versatile Seismic Imager (VSI) — имеет до 40 трехкомпонентных сейсмоприемников, называемых шаттлами, интервал между которыми может достигать 150 футов (46 м), что обеспечивает приемную группу длиной 6 000 футов (1 830 м) (рис. 2). 3 Такой прибор с 40 шаттлами несколько раз использовался для проведения ВСП в Мексиканском заливе. Прибор VSI можно спускать в необсаженную или обсаженную скважину, а также в бурильную колонну. Для обеспечения оптимального контакта со стенкой скважины он закрепляется на месте. Варианты спуска включают спуск с помощью кабеля, скважинного трактора или бурильной колонны. Преимущество скважинных сейсмических исследований над наземной сейсмосъемкой заключается в способности регистрации прямой волны с низким уровнем помех. Прямая волна проходит вниз до сейсмоприемников и поэтому называется нисходящей. Волны, отражающиеся от более глубоких границ и затем Падающая Рволна P P S P S P Сейсмоприемник SV SH Рис. 1. Распространение и отражение продольных и поперечных волн. Нормально падающие продольные Р-волны отражаются и проходят только как продольные волны. Однако при падении не под прямым углом, например, когда источник находится на некотором удалении от скважины, продольная волна может отразиться и пройти в виде и Р-, и S-волн (вверху на рис.). Р-волны характеризуются колебанием частиц вдоль луча, а S-волны — перпендикулярно лучу (внизу на рис.). SV-волны поляризованы в вертикальной плоскости, а SH-волны — в горизонтальной плоскости. Падающие SV- и SH-волны создаются источниками поперечных волн. 1. Точечные источники могут быть взрывными и вакуумными (имплозивными), такими как, например, динамит и пневмопушки. Источниками свип-сигналов могут быть вибраторы на базе грузового автомобиля и другие виброисточники. 2. О пробном применении морских виброисточников см.: Fischer PA: “Seismic Source Offerings Provide Options for Operators,” World Oil 227, no. 6 (June 2006), http://www.worldoil.com/magazine/ MAGAZINE_DETAIL.asp?ART_ID=2913&MONTH_ YEAR=Jun-2006 (accessed October 8, 2007). 3. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT and Verliac M: “Superior Seismic Data from the Borehole,” Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 2–23. 25 Рис. 2. Универсальный сейсмический сканер VSI. Каждый из 40 шаттлов содержит 3 перпендикулярно расположенных сейсмоприемника-акселерометра, помещенных в акустически изолированный датчиковый блок, который может быть прижат к стенке скважины. • Вступление нисходящей прямой волны • Вступление восходящей однократной волны • Вступление нисходящей кратной волны • Вступление восходящей кратной волны 1 Глубина 2 3 4 5 Время Рис. 3. Вступления восходящих, нисходящих, однократных и кратных волн. Восходящие волны отражаются на границах ниже сейсмоприемника и затем распространяются вверх и регистрируются (синий и зеленый цвет). Нисходящие волны поступают на сейсмоприемники сверху (красный и оранжевый цвет). Неотраженная приходящая волна называется прямой (красный цвет), а отразившаяся один раз — однократной. Отражающие границы лучше всего определяются по вступлениям отраженной восходящей однократной волны (синий цвет). 26 поднимающиеся до скважинного сейсмоприемника, регистрируются как восходящие волны (рис. 3). Восходящие волны содержат информацию об отражающей границе и используются для построения сейсмических изображений отражающих горизонтов. В состав нисходящих и восходящих волн входят кратные волны (многократно отраженные волны), которые могут наложиться на полезный сигнал. Волны без кратной составляющей называются однократными. Нисходящие волны можно использовать для выделения кратных волн на вступлениях однократных волн, а также для более надежной обработки поля восходящих сейсмических волн, наблюдаемого на поверхности. Вместе с Р- и S-волнами, распространяющимися от приповерхностного источника до сейсмоприемника, возникают и волны-помехи различных типов, создаваемые этим источником. Гидроволны формируются при передаче энергии от поверхностных волн скважинной жидкости. Они распространяются вверх и вниз в жидкости, заполняющей скважину, вызывая радиальное волнообразное прогибание ее стенок. Сейсмоприемники, прижатые к стенке, регистрируют гидроволну на горизонтальных акселерометрах. Эти волны чувствительны к изменениям размера ствола, от стенок которого они могут отражаться. Еще одной помехой, иногда загрязняющей запись, является звон обсадной колонны. Для отображения отражающих границ в большинстве ВСП используются продольные и поперечные волны, генерируемые пневмопушками, вибраторами на базе грузового автомобиля и динамитными источниками; однако можно регистрировать и обрабатывать волны и от других источников, чтобы получить информацию о геологическом строении. Например, в качестве источника в скважине может выступать буровое долото, которое создает вибрацию, регистрируемую датчиками на поверхности или на морских кабелях. 4 Хотя для таких записей требуется специальная обработка, они могут обеспечить нужную информацию для принятия решений Нефтегазовое обозрение Продольное ВСП ВСП в наклонной скважине Источники Непродольное ВСП Уровенное ВСП Источники Источник Сейсмоприемник Источник Сейсмоприемники Сейсмоприемники Сейсмоприемники Рис. 4. Различия методов ВСП (слева направо). Исходная конфигурация системы наблюдения без горизонтального удаления источника от скважины используется в продольном ВСП. Сейсмические волны распространяются практически вертикально вниз до отражающей границы и вверх до группы сейсмоприемников. Другой тип ВСП с нормальным (вертикальным) падением проводится в наклонных скважинах. При этом источник всегда находится строго над каждым приемником-шаттлом. Такое ВСП называется ВСП в наклонной скважине. В непродольном ВСП группа сейсмоприемников прижимается к стенке скважины, а источник размещается на некотором удалении. При невертикальном падении возникает больше обменных волн P-S. В уровенном ВСП возбуждение происходит в нескольких точках вдоль некоторой линии на поверхности. Все эти типы исследований могут применяться как в наземных, так и морских скважинах. в процессе бурения, например, по изменению плотности бурового раствора и установке обсадной колонны. Трещины ГРП создают волны практически так же, как и природные землетрясения, и эти микросейсмы можно регистрировать датчиками в соседних скважинах. Аналогично при добыче флюидов или закачке жидкостей для повышения нефтеотдачи или для захоронения отходов происходит перераспределение напряжений, что, в свою очередь, может создать обнаруживаемые микросейсмы. Кроме того, скважинные сейсмоприемники используются для регистрации проявлений естественной сейсмичности. 5 Типы сейсмических исследований Скважинные сейсмические исследования обычно классифицируют по конфигурации системы наблюдения, определяемой удалением источника, траекторией ствола и глубиной спуска группы сейсмоприемников. От конфигурации зависит диапазон углов падения границ и объем геологической среды, изображение которого может быть построено. Простейшим типом скважинных сейсмических исследований является продольное ВСП (zero-offset VSP). В базовом варианте такого ВСП имеОсень 2007 ется группа скважинных сейсмоприемников и источник, расположенный рядом со скважиной (рис. 4). В большинстве случаев (если только падение пласта не слишком крутое) здесь регистрируются отражения в пределах узкого окна вокруг скважины. Стандартным результатом продольного ВСП является трасса коридорного суммирования, получаемая путем суммирования сигналов, следующих непосредственно после первых вступлений. Эта трасса воспроизводится несколько раз для большей ясности и сравнения с данными поверхностных наблюдений. В результате обработки получаются пластовые скорости на разных глубинах, которые можно увязать с параметрами по каротажным диаграммам и проинтерпретировать с целью выявления и прогнозирования зон с аномально высоким давлением. Скоростную модель можно также использовать для получения синтетических трасс для выделения кратных волн при обработке данных поверхностных наблюдений. Еще одним типом продольного ВСП является ВСП в наклонной скважине, также известное, как ВСП методом вертикально падающих волн (deviated-well VSP, walkabove VSP, vertical-incidence VSP). При та- ком ВСП источник всегда находится непосредственно над сейсмоприемниками, спущенными в наклонную или горизонтальную скважину. В результате получают двухмерное изображение области под скважиной. Помимо получения пластовых скоростей и изображения для корреляции с данными поверхностных наблюдений, преимуществами данного метода являются хороший горизонтальный охват и возможность определения нарушений и углов падения пластов под стволом скважины. Непродольное ВСП (offset VSP) проводится с использованием источника, расположенного на некотором горизонтальном удалении от скважины. По его данным также строится двумерное сейсмическое изображение. Группы сейсмоприемников размещаются в скважине в широком диапазоне глубин. Благодаря удалению увеличивается отображаемый объем и появляется возможность картирования отражающих гори4. Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: “WellPositioned Seismic Measurements,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. 5. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E, Taylor ST, Stolte C and Verliac M: “Oilfield Technologies for Earthquake Science,” Oilfield Review 18, no. 2 (Summer 2006): 24–33. 27 3D ВСП Сейсмоприемник Рис. 5. Трехмерное ВСП. Конфигурации систем наблюдения для 3D ВСП в наземных и морских скважинах обычно повторяют конфигурации систем поверхностных сейсмических исследований. При исследованиях на суше источники, как правило, размещаются вдоль линий сетки, а на море они могут устанавливаться в линии или по спирали с центром, расположенным над устьем скважины (слева на рис.). Моделирование по лучевому методу перед сбором данных обеспечивает надлежащий охват и освещение целевых объектов. В данном примере морских исследований (справа на рис.) линии расстановки источников на поверхности показаны красным цветом. Зеленые линии — лучи от источника до сейсмоприемника. Расположение скважин на поверхности отмечено голубыми треугольниками. Синие поверхности — кровля и подошва соляного тела. Целевой горизонт — красная поверхность в нижней части рисунка. зонтов на некотором расстоянии от ствола, зависящем от величины удаления и пластовых скоростей. Дополнительный освещаемый объем делает изображение более полезным для корреляции с данными поверхностных наблюдений и определения разломов и углов падения пластов по простиранию от скважины. Кроме того, поскольку чем больше удаление, тем больше продольных волн трансформируются в поперечные, такое ВСП дает возможность проводить анализы поперечных волн, анизотропии и зависимости амплитуды от удаления (amplitude variation with offset — AVO). Степень интенсивности обмена продольных волн зависит от удаления и свойств пород на границе раздела. Уровенное ВСП, называемое также ВСП методом обращенных годографов (walkaway VSP), схоже с непродольным ВСП в том, что источник смещен относительно вертикального луча, но система наблюдений имеет обращенную конфигурацию. Группа сейсмоприемников в скважине остается неподвижной, тогда как источник перемещается от скважины, срабатывая на определенных 28 удалениях от нее. Наличие нескольких точек возбуждения при уровенном ВСП особенно полезно для исследования поперечных волн, AVO (зависимости амплитуды отражения от удаления) и анизотропии. Поскольку непродольное и уровенное ВСП могут освещать большой объем геологической среды, они являются важными элементами схемы проведения поверхностных сейсмических исследований. Все описанные выше методы обеспечивают получение информации и изображений в одномерном (1D) или двумерном (2D) пространствах. Для достаточного освещения трехмерных структур требуется трехмерная (3D) регистрация и обработка данных. И ВСП так же развивалось от 1D и 2D к 3D, как и наземные сейсмические исследования. Трехмерное ВСП можно проводить как в наземных, так и морских скважинах. Технология получения данных 3D ВСП в морских скважинах схожа с технологией для морских поверхностных 3D съемок с отработкой по параллельным профилям или концентрическим окружностям вокруг оси скважины (рис. 5). При наземных исследованиях источники обычно размещаются по сетке. Трехмерное ВСП обеспечивает получение изображений геологической среды высокого разрешения для целей разведки и освоения месторождений. Для него требуется подробное предварительное моделирование и планирование. Помимо получения изображений более высокого разрешения, чем при поверхностной сейсмической съемке, с помощью 3D ВСП можно уплотнить наблюдения в зонах, которые не могут быть охвачены поверхностной съемкой из-за помех от наземной инфраструктуры или сложных геологических условий (таких, как наличие мелкозалегающего газа), которые препятствуют распространению продольных волн. Уже долгое время данные ВСП используются для увязки данных наземных сейсмических исследований во временной области с каротажными данными по глубине. Во многих районах исследования скважины, в которых проводилось ВСП, находятся на достаточно большом расстоянии, поэтому геологическая привязка по ним перед началом бурения новой скважины невозможна. Глубины, определенные по данным наземных сейсмических исследований без точного соотношения «время-глубина», могут характеризоваться большой неопределенностью, что увеличивает риски и затраты, связанные с разработкой планов действий в чрезвычайных ситуациях в рамках программ бурения скважин. Одним из способов получения корреляции является проведение промежуточного ВСП (intermediate VSP), т.е. спуск компоновки ВСП на кабеле до глубины, меньшей конечной глубины. Такие исследования обеспечивают надежное глубинное преобразование, но повышают затраты и снижают эффективность бурения. Кроме того, результаты могут быть получены слишком поздно, чтобы предсказать осложнения при бурении. Для снижения степени неопределенности временно-глубинной корреляции без необходимости остановки бурения геофизики создали технологию сейсмического сопровождения бурения — ВСП в процесНефтегазовое обозрение се бурения (seismic while drilling) (рис. 6). В этой технологии используется традиционный сейсмический источник на поверхности, прибор каротажа в процессе бурения с сейсмическими датчиками в бурильной колонне и высокоскоростная гидроимпульсная система телеметрии для передачи данных на поверхность. 6 Определение формы колебаний в реальном времени позволяет оператору “видеть” на тысячи футов вперед долота и безопасно проводить скважину до конечной глубины. Поскольку при бурении возникают помехи, которые могут ухудшить качество сейсмических данных, возбуждение и измерение сигнала должны проводиться в “тихие” периоды, во время пауз в бурении, например, при наращивании бурильной колонны. Ограничивающим фактором для этого метода является то, что установленные в бурильной колонне сейсмоприемники не прижимаются к стенке скважины, хотя контакт с ней улучшается с увеличением наклона ствола. На сегодняшний день существует несколько технологий скважинных сейсмических исследований, пригодных для изучения трещин и их систем, как естественных, так и созданных в результате ГРП. Круговое ВСП (walkaround VSP) предназначено для определения направления и степени анизотропии, вызванной наличием параллельных естественных трещин. При этих исследованиях удаленный источник последовательно размещается по большой круговой дуге, чтобы осветить пласт по широкому диапазону азимутов (рис. 7). 7 С помощью скважинных сейсмических исследований также можно осуществлять мониторинг трещин ГРП. В ходе создания трещины в обрабатываемой скважине группа многокомпонентных сейсмоприемников в наблюдательной скважине регистрирует микросейсмы, генерируемые в процессе ГРП (рис. 8). Для картирования микросейсмических событий, связанных с ГРП, требуется точная скоростная модель. Картирование распространения трещины со временем помогает контролировать ход обработки и позволяет Осень 2007 сравнивать параметры созданных и проектных трещин. Информация о распространении и ориентации трещины, получаемая в реальном времени, может дать возможность инженерам оптимизировать обработку скважины путем изменения скорости и объема закачки, если наблюдаемые трещины отклоняются от проектных. Недостатком этого метода является то, что он почти всегда требует размещения группы сейсмоприемников в наблюдательной скважине, поскольку считается, что регистрация в скважине, в которой производятся работы по ГРП, сопряжена со слишком высоким уровнем помех. Затраты на бурение наблюдательной скважины можно было бы исключить путем использования этой технологии в самой обрабатываемой скважине. Еще одной технологией скважинных сейсмических исследований является пассивный сейсмомониторинг (passive seismic monitoring), с помощью которого описываются трещины путем регистрации мик- ВСП в процессе бурения Сейсмоприемник Рис. 6. ВСП в процессе бурения. Прибор сейсмического сопровождения бурения seismicVISION, установленный рядом с долотом, получает сигналы от источника на поверхности. Они передаются на поверхность для получения глубинно-временной корреляции в реальном времени. Рис. 7. Круговое ВСП. Источник располагается последовательно вдоль нескольких азимутов. В этом методе определяется анизотропия, вызванная наличием параллельных естественных трещин. росейсмов, создаваемых во время извлечения жидкости из продуктивного пласта с естественной трещиноватостью или при ее закачке в него. Когда закачка или извлечение жидкости изменит режим напряжений в достаточной степени для возникновения сейсмических волн, получающиеся акустические сигналы могут регистрироваться группами многокомпонентных сейсмоприемников в соседних наблюдательных скважи- нах. 8 Данный метод похож на технологию мониторинга трещин ГРП, но волны имеют меньшую амплитуду. Для определения трещин, чувстви6. Breton et al, сноска 4. 7. Horne S, Thompson C, Moran R, Walsh J, Hyde J and Liu E: “Planning, Acquiring and Processing a Walkaround VSP for Fracture Induced Anisotropy,” presented at the 64th EAGE Conference and Exhibition, Florence, Italy, May 27–30, 2002. 8. Закачка жидкости в данном случае проводится для поддержания давления, а не для ГРП. 29 Обрабатываемая скважина Наблюдательная скважина Микросейсм Пласт Трещина ГРП Рис. 8. Микросейсмический метод мониторинга трещин ГРП. Чувствительные многокомпонентные сейсмоприемники в наблюдательной скважине регистрируют микросейсмы (акустические сигналы), вызванные процессом ГРП. По результатам обработки данных определяется положение источника микросейсмов, а визуализация позволяет инженерам осуществлять мониторинг хода работ по интенсификации притока. тельных к изменению напряженного состояния, можно построить пространственно-временные микросейсмические диаграммы. Поскольку спрогнозировать время микросейсмических событий невозможно, система наблюдений для пассивного сейсмомониторинга должна отличаться от систем для стандартно- Сейсмоприемники Источники Межскважинное просвечивание Рис. 9. Межскважинное просвечивание: источники находятся в одной скважине, а сейсмоприемники — в другой. Так как траектории лучей находятся под большим углом к любой пластовой границе, отражается лишь малая часть волн; основная часть энергии, регистрируемой сейсмоприемниками, относится к прямым волнам. Эти данные предоставляют информацию о пластовых скоростях в межскважинном пространстве. Повторяемая конфигурация системы наблюдения делает межскважинное просвечивание пригодным для периодического мониторинга различных операций, например, нагнетания пара в пласт. 30 го ВСП. Регистрирующие системы должны находиться в активном состоянии в течение продолжительного времени, находясь в готовности к срабатыванию на акустические сигналы. В некоторых случаях группы сейсмоприемников устанавливаются на постоянной основе для регистрирования в течение длительных периодов. Еще один тип скважинного профилирования связан с распространением сейсмических сигналов между скважинами. Он называется межскважинным просвечиванием (crosswell seismic survey) (рис. 9). При таком исследовании в одной скважине на выбранных глубинах устанавливаются скважинные источники, например, вибраторы, а группа сейсмоприемников спускается в другую скважину. Поскольку направление от источника к приемнику субпараллельно пластовым границам, большинство волн проходит без отражения. Записанные данные обрабатываются для получения информации о скоростях распространения волн в межскважинном пространстве. Так как межскважинные данные не содержат достаточно информации об отражающих горизонтах, то пластовые границы в исходной скоростной модели, используемой для обработки данных межскважинного просвечивания, обычно определяются по акустическому каротажу или стандартному ВСП. Применение данного метода ограничено максимально допустимым расстоянием между скважинами (как правило, несколько тысяч футов), которое зависит от типа вмещающих пород, затухания, мощности источников и частотного состава возбуждаемых колебаний. Большинство описанных выше методов скважинных сейсмических исследований могут применяться на различных этапах эксплуатации коллектора. Непродольное, обращенное и 3D ВСП и межскважинное просвечивание могут проводиться на периодической основе до и после начала добычи. С помощью периодических исследований определяется изменение положения межфлюидных контактов, состава флюидов и других параметров, таких как поровое давление, напряжение и температура. Как и в случае наземной периодической сейсмосъемки, здесь также требуется обеспечить максимально точное воспроизведение условий получения и обработки данных, чтобы различия между результатами базовых и мониторинговых исследований можно было интерпретировать как изменения коллекторских свойств. Метод ВСП эволюционировал от простой увязки данных поверхностных сейсмических исследований по времени-глубине до обеспечения широкого диапазона решений проблем, возникающих при разведке и добыче. 9 Оставшаяся часть настоящей статьи посвящена практическим примерам, отражающим гибкость современных методов скважинных сейсмических исследований, начиная с ВСП в процессе бурения. Снижение неопределенностей при строительстве скважин Скважинные сейсмические исследования более всего известны своей способностью увязывать временные сейсмические разрезы с глубинными данными, такими, как каротажные данные и глубинные отметки по бурению. Возможность таких корреляций обусловлена тем, что известна глубина каждого сейсмоприемника в скважине и время, необходимое сейсмической волне для того, чтобы достигнуть сейсмоприемника. Однако эти корреляции содержат Нефтегазовое обозрение неопределенности, если скважина еще не достигла глубин, по которым должна проводиться увязка. В таких случаях необходимо заглянуть дальше конечной глубины и предсказать свойства пласта за долотом. Такую опережающую информацию могут предоставить два метода скважинных сейсмических исследований: сейсмические исследования в процессе бурения и промежуточное ВСП. Примером использования первого из них служит получение компанией Devon Energy изображений ВСП (наряду с временными и глубинными данными и информацией о скоростях) в процессе бурения направленной скважины в Мексиканском заливе. Формы импульсов регистрировались во время наращивания бурильной колонны, передавались на поверхность во время бурения и обрабатывались в центре обработки данных компании Schlumberger. Результаты отправлялись инженерам компании Devon на буровой и в офисах за пределами промысла. По исходным сейсмическим построениям для отметки на 1 000 футов (305 м) выше целевой зоны, полученным с помощью системы сейсмического сопровождения бурения seismicVISION, было установлено, что эта скважина может и не выйти на целевой объект, как планировалось (рис. 10). Специалисты группы Devon в Хьюстоне приняли решение о зарезке бокового ствола и использовали дополнительные данные seismicVISION для проводки скважины до конечной глубины. Промежуточное ВСП также предоставляет информацию дальше конечной глубины. Компания ВР провело такое “опережающее” уровенное ВСП в глубоководной скважине в Мексиканском заливе. 10 Эта скважина должна была вскрыть соляную 9. Hornby BE, Yu J, Sharp JA, Ray A, Quist Y and Regone C: “VSP: Beyond Time-to-Depth,” The Leading Edge 25, no. 4 (April 2006): 446–448, 450–452. структуру и достичь подсолевых отложений. Бурение глубоководных скважин через соли дорого и рискованно. Соль скрывает сейсмические сигналы от нижележащих пластов, что затрудняет их отображение, и является также мощной покрышкой, под которой поровое давление может быть аномально высоким. Величину порового давления можно оценить по отношению сейсмических скоростей, полученных в результате обработки данных поверхностных наблюдений, однако величины этих скоростей часто характеризуются большими неопределенностями. 11 Скважинные сейсмические исследования способствует снижению риска при разбуривании подсолевых отложений благодаря более точному определению отношений скоростей до выхода скважины из соли. В ходе исследований ВР скважинный 12-уровневый сейсмический прибор уровенного ВСП регистрировал данные в соляной толще рядом с ее нижней границей (рис. 11). При такой конфигурации было произведено 800 возбуждений на поверхности вдоль линии протяженностью около 25 000 футов (7 600 м) в обе стороны от скважины. Продольные волны, созда- Исходная скважина Боковой ствол Изображение Изображение из исходной скважины из бокового ствола Рис. 10. Построение сейсмических изображений в процессе бурения. Два таких изображения (синие и красные полосы) наложены на уже имеющиеся данные поверхностных наблюдений (черные и белые полосы). Первое изображение (слева от вертикальной черной линии), полученное в исходной скважине (зеленая линия), указывает на то, что эта скважина может и не достичь целевого объекта, как планировалось. В скважине был зарезан боковой ствол (желтая линия), и в процессе его бурения получено еще одно сейсмическое изображение (справа от вертикальной черной линии), которое свидетельствует о том, что боковой ствол достигнет целевого объекта. ваемые источником, отражались обратно в виде продольных (Р-p) и обменных поперечных (P-s) волн. Прибор был прижат к подошве Соль 10. Leaney WS and Hornby BE: “Subsalt Elastic Velocity Prediction with a Look-Ahead AVA Walkaway,” paper OTC 17857, presented at the Offshore Technology Conference, Houston, May 1–4, 2006. 11. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P and Verga F: “Understanding Uncertainty,” Oilfield Review 14, no. 3 (Autumn 2002): 2–15. Осень 2007 Рис. 11. Уровенное ВСП для анализа зависимости амплитуды отражения от угла падения (AVA) по подошве соляной толщи. При обработке было сделано допущение, что траектории падающего луча и луча, отраженного от подошвы соли, эквивалентны. 31 Коэффициент отражения 0,50 0,25 0 –0,25 –0,50 –75 –50 –25 0 25 50 75 Угол падения, град Рис. 12. Сравнение данных анализа AVA и результатов моделирования. В амплитуды отраженных волн Р-p (красная кривая) и P-s (зеленая кривая) можно ввести поправки на смещение угла наклона границы на 6°, что соответствует углу падения подошвы соляной толщи (синяя кривая – Р-p с поправкой, черная кривая – P-s с поправкой). Подобранные модельные кривые выделены фиолетовым (для Р-p) и оранжевым (для P-s) цветом. (Leaney and Hornby, сноска 10). Глубина соли максимально плотно, поэтому сейсмические волны, отражающиеся здесь под различными углами, можно проанализировать на зависимость амплитуды отражения от угла падения (amplitude variation with angle — AVA). Анализ AVA, аналогичный известному анализу за- Vs Vp Vp/Vs Прогнозные значения по методу МонтеКарло Скорость Отношение Vp/Vs Рис. 13. Сравнение прогнозных и измеренных скоростей продольных (V p ) и поперечных (V s ) волн и областей неопределенности. Прогнозная скорость V p и соответствующая область неопределенности по опережающему уровенному ВСП (зеленая область) охватывают значения, полученные позднее при каротаже в той же скважине (черная кривая). Аналогично, прогнозная скорость V s и ее соответствующая область неопределенности (синяя область) точно согласуются со скоростями поперечных волн, установленными при последующем каротаже (красная кривая). Здесь также показано прогнозное отношение V p /V s (красная область) и отношение результатов каротажа (синяя кривая). (Leaney and Hornby, сноска 10). 32 висимости амплитуды от удаления (AVO), позволяет определить упругие свойства среды на отражающей границе. 12 В данном случае геофизики рассчитывали измерить скорости продольных и поперечных волн, отразившихся от подошвы соли, и количественно оценить неопределенности, чтобы использовать полученные значения для определения порового давления и безопасной плотности бурового раствора. 13 Если результаты этих исследований оказались бы полезны для бурения с выходом из соляной толщи, то период между последним возбуждением и расчетом плотности бурового раствора должен быть коротким, не более двух суток. Изменение амплитуды с изменением угла падения (AVA) зависит от плотности и скорости продольных и поперечных волн в среде по обе стороны от отражающей границы. Измеренные параметры AVA для отраженных волн Р-p и Р-s сравнивались с модельными значениями, и для достижения наилучшего совпадения с полученными данными модель модифицировалась путем многократного применения инверсии (рис. 12). Инверсия скоростей продольных и поперечных волн в подсолевых отложениях возможна, потому что плотность и скорости в соляной толще известны с высокой степенью достоверности. Шум в данных затрудняет инверсию подсолевой плотности, поэтому было принято оценочное значение. Отношение скоростей продольных и поперечных волн, спрогнозированное по инверсии, характеризуется меньшей степенью неопределенности, чем оценки их отношения, проведенные до начала бурения. Дипольный акустический каротаж в соляной и подсолевой толщах позволил измерить скорости в подсолевой толще после бурения. Полученные значения имели такую же степень неопределенности, что и значения по “опережающему” уровенному ВСП (рис. 13). 3D ВСП в двух скважинах Компании Petrobraz требовалось найти способы снижения рисков при реализации программы уплот- няющего бурения на месторождении Риашо-де-Барра (Riacho de Barra) на поздней стадии разработки в бассейне Реконкаво (Rec ô ncavo) на северо-востоке Бразилии. Традиционная поверхностная 3D сейсмосъемка на этом месторождении не выделила структурных и стратиграфических ловушек с достаточной степенью надежности. Наличие перекрывающей высокоскоростной конгломератовой толщи вызывало затухание сейсмических сигналов и уменьшение частотного диапазона, ухудшая разрешение и затрудняя выделение границ коллектора (рис. 14). 14 Для повышения качества сейсмического изображения была оценена возможность проведения 3D ВСП в существующих скважинах. Главной целью исследований являлось выделение поверхностей эрозионных срезов в верхнем коллекторе и оконтуривание более глубокого целевого объекта, недостаточно хорошо определенного по данным поверхностных наблюдений. По данным поверхностной 3D съемки была построена исходная скоростная модель, откалиброванная с использованием каротажных данных по более чем 30 скважинам в этом районе. Трассирование лучей по модели помогло выбрать конфигурацию исследования для максимизации охвата на целевых границах. Конфигурация 3D ВСП включала 2 700 пунктов возбуждения на площади свыше 13 км 2 (5 квадратных миль) с одновременной регистрацией в двух соседних скважинах (рис. 15). Для оптимизации съемки сейсмическая группа компании Petrobraz провела важные специальные работы, такие, как определение размещения пунктов возбуждения и бурение взрывных скважин глубиной 4 м (13 футов) для установки взрывных источников. Пересеченная местность, покрытая лесом, усложняла проведение наблюдений. Для спуска длинных сейсмоприемных компоновок в скважины использовался специально доставленный кран, поскольку буровые установки отсутствовали. Та к к а к для р егист рации данны х тр ебуетс я хор ошая связь между с ей с м опр и ем ни ко м и пл аст о м, Нефтегазовое обозрение Бассейн Тукано Бр ази ли я ЮЖНАЯ АМЕРИКА Рис. 14. Наземное месторождение Риашо-де-Барра, Бразилия. На разрезе, полученном в результате интерпретации каротажных данных (вверху на рис.), выделен основной коллектор (желтая область) и нижняя целевая толща (оранжевая область). Оба этих объекта имеют верхний эрозионный срез и перекрываются конгломератовыми отложениями, которые маскируют сейсмические сигналы. После неудачной попытки построить качественное изображение эрозионных срезов по данным поверхностной 3D сейсмосъемки, компания Petrobras провела 3D ВСП, чтобы лучше выделить границы коллектора. (Sanchez and Schinelli, сноска 14). Месторождение Риашо-де-Барра Бассейн Реконкаво в об е и х и с с ле д у е м ы х с кв а ж и н а х был а п р о ве д е н а о це н ка сце пл е н и я цеме н та. Д ля о б е с пе ч е н и я про х о ж дени я с и г н алов из пл а ст а ч е ре з це мен т и о б с ад н у ю ко л о н н у д о се й смопри е м н и к о в- аксе л е ро м е т ро в э т и ск в аж и н ы б ыли т а м по н и ро в а н ы цеме н том . Пе р е д н ач алом 3D В С П в ка ж дой с к важ и н е б ы л о про в е д е н о 115- у р овн е во е с т а н д а рт н о е В С П . Полу ч е н н ые д ан н ы е д о ст а т о ч н о г о к ачес тва с п ос об с т в о в а л и в ы б о ру опти м аль н ой г луб и н ы ра з м е щ е н и я 0 км 25 0 мили 25 N 12. Leaney WS, Hornby BE, Campbell A, Viceer S, Albertin M and Malinverno A: “Sub-Salt Velocity Prediction with a Look-Ahead AVO Walkaway VSP,” Expanded Abstracts, 74th SEG Annual International Meeting and Exposition, Denver (October 10–15, 2004): 2369–2372. Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S and Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (January 1993): 42–50. 13. Dutta NC, Borland WH, Leaney WS, Meehan R and Nutt WL: “Pore Pressure Ahead of the Bit: An Integrated Approach,” in Huffman A and Bowers G (eds): Pressure Regimes in Sedimentary Basins and Their Prediction, AAPG Memoir 76. Tulsa: AAPG (2001): 165–169. 14. Sanchez A and Schinelli M: “Successful 3D-VSP on Land Using Two Wells Simultaneously,” Expanded Abstracts, 77th SEG Annual International Meeting and Exposition, San Antonio, Texas (September 23–28, 2007): 3074–3078 Осень 2007 Рис. 15. 3D ВСП в двух скважинах. Более 2 700 пунктов возбуждения располагались по линиям на площади 13 км 2 . Охваченная площадь есть объединение двух кругов с центрами в местах нахождения двух скважин (справа на рис.). Положения пунктов возбуждения имеют цветовую кодировку от малых (синие точки) до больших (красные точки) высотных отметок. Для планирования 3D ВСП использовалась скоростная модель, построенная по имеющимся данным поверхностной 3D сейсмосъемки (слева на рис.). Низкие и высокие скорости в этой модели обозначены областями синего и красного цвета соответственно. (Sanchez and Schinelli, сноска 14). 33 Разрез по данным наземной съемки Куб данных 3D ВСП 3D ВСП Продольный и поперечный разрез и временной срез 700 м Рис. 16. Результаты 3D ВСП, проведенного компанией Petrobras. В результате этих скважинных исследований получены данные высокого разрешения, которые можно интерпретировать с помощью программы для интерпретации данных наземных трехмерных сейсмических исследований, включая построение куба данных (слева вверху на рис.), продольных и поперечных разрезов и временных срезов (слева внизу на рис.). Разрешение данных 3D ВСП намного превзошло разрешение данных наземной сейсмической съемки на той же площади (справа на рис.). сейс м оп р и е м н ых г рупп ун и в е рса ль н ог о с е й с м и ч е с ко г о ска н е ра VSI для 3D ВСП, а информация о ск оро с тя х д ля ка ж д о й скв а ж и н ы испо ль зовалас ь в о бра бо т ке д а н н ых 3 D В С П. Чтобы упростить обработку, данные 3D ВСП по каждой скважине обрабатывались отдельно. Затем они были объединены перед заключительным этапом миграции. Полученные изоб- ражения имеют лучшее разрешение по сравнению с данными поверхностной 3D съемки (рис. 16). В настоящее время интерпретаторы работают с новыми данными 3D ВСП для выделения границ пласта. 3D ВСП в Мексиканском заливе Примером ВСП в морских скважинах является ВСП, проведенное на месторождении Тандер-Хорс (оператор — компания ВР) на юге центральной части Новый Орлеан Соль Месторождение ТандерХорс Прибор VSI алив анский з Мексик 0 0 км 150 мили Целевой объект 150 Рис. 17. Месторождение Тандер-Хорс в Миссисипи-Каньон, Мексиканский залив (слева на рис.). Компания ВР провела несколько 3D ВСП на этой площади, включающей большое количество соляных интрузий, которые снижают эффективность поверхностных сейсмических исследований. Трехмерные ВСП можно сконфигурировать так, что большинство лучей не будут распространяться через соль (справа на рис.). 34 Миссисипи-Каньона в Мексиканском заливе. Глубина моря на этом месторождении составляет около 6 300 футов (1 920 м), и здесь находится самая большая в мире полупогружная заякоренная буровая установка.15 Построение сейсмических изображений на данной площади сильно затруднено из-за большого количества вышележащих соляных тел. Хорошая разрешенность сложных структур и стратиграфических особенностей является важным фактором успеха, но ее трудно добиться по данным 3D сейсмических исследований, потому что соль маскирует основные подсолевые объекты. Эти данные загрязнены кратными отражениями от морского дна и подошвы соли, а полезные отражения затухают в глубинных слоях толщи пласта. Трехмерное ВСП можно сконфигурировать так, чтобы свести прохождение волн через соль к минимуму (рис. 17), что устраняет ряд проблем, характерных для традиционных поверхностных сейсмических исследований. При ВСП отраженные волны проходят меньший путь, благодаря чему уменьшается затухание и улучшается разрешение. С такой истинно трехмерной геометНефтегазовое обозрение 6 4 2 Удаление по Y, км рией исследований также получаются данные в широком диапазоне азимутов, что обеспечивает лучшее освещение при поверхностных сейсмических наблюдениях. 16 Суточная стоимость нахождения на глубоководных буровых установках очень высока, а 3D ВСП может занять от нескольких дней до двух недель, поэтому оно должно проводиться эффективно. Во время первого 3D ВСП на месторождении Тандер-Хорс использовался универсальный сейсмический сканер VSI с 12 трехкомпонентными шаттлами, что является максимумом для данного случая. Прогнозное скважинное давление и температура составляли 17 400 фунт / дюйм 2 (120 МПа) и 275 °F (135 °С) соответственно. 17 Первое 3D ВСП было проведено в скважине 822-3 в феврале 2002 г. Прибор VSI с 12 шаттлами последовательно устанавливался на трех глубинах, что обеспечило ВСП на 36 уровнях. Для эффективности исследований была выбрана спиральная схема расстановки источников, которая повторялась для каждой глубины установки группы сейсмоприемников. В результате было произведено около 30 000 возбуждений и получено более одного миллиона 0 –2 –4 –6 –6 17. Ray A, Hornby B and Van Gestel J-P: “Largest 3D VSP in the Deep Water of the Gulf of Mexico to Provide Improved Imaging in the Thunder Horse South Field,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting and Exposition, Dallas (October 26–31, 2003): 422–425. Jilek P, Hornby B and Ray A: “Inversion of 3D VSP P-Wave Data for Local Anisotropy: A Case Study,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting and Exposition, Dallas (October 26–31, 2003): 1322–1325. Pfau G, Chen R, Ray A, Kapoor J, Koechener B and Albertin U: “Imaging at Thunder Horse,” Expanded Abstracts, 72nd SEG Annual International Meeting and Exposition, Salt Lake City, Utah, USA (October 6–12, 2002): 432–435. Осень 2007 –2 0 2 4 6 Удаление по Х, км Рис. 18. 3D ВСП со спиральным размещением пунктов возбуждения. При таком размещении пунктов возбуждения использовались группы из двух источников с поочередным возбуждением. Сначала срабатывал источник на левом (синие точки), а затем на правом (зеленые точки) борту судна. Возбуждение по спиральной траектории повторялись для каждой глубины установки группы сейсмоприемников. (Ray et al, сноска 17). Разрез по данным площадной поверхностной съемки 3D ВСП 15 250 17 750 Глубина, футы 15. “Thunder Horse: No Ordinary Project,” http://www. bp.com/genericarticle.do?categoryId=9004519&co ntentId=7009088 (accessed October 8, 2007). 16. Camara Alfaro J, Corcoran C, Davies K, Gonzalez Pineda F, Hill D, Hampson G, Howard M, Kapoor J, Moldoveanu N and Kragh N: “Reducing Exploration Risk,” Oilfield Review 19, no. 1 (Spring 2007): 26–43 (в русском переводе: Х. Камара Альфаро, К. Коркоран, К. Дэвис, Ф. Гонсалес Пинеда, Г. Хэмпсон, Д. Хилл, М. Ховард, Д. Капур, Н. Молдовану и Э. Кра: «Снижение риска прогноза геологоразведочных работ», Нефтегазовое обозрение, том. 19, № 1 (весна 2007 г.): 30–51). –4 20 250 22 750 25 250 27 750 –5 000 0 5 000 10 000 Расстояние, футы Рис. 19. Сравнение результатов 3D ВСП с результатами площадной поверхностной съемки. Данные 3D ВСП (слева на рис.) везде характеризуются лучшим разрешением по сравнению с данными поверхностных наблюдений (справа на рис.). (Ray et al, сноска 17). 35 3 2 1 500 м Рис. 20. 3D ВСП без буровой установки, Мексиканский залив. Пока буровая установка использовалась для бурения одной скважины, в другой скважине было проведено 3D ВСП. Двадцатиуровневый прибор VSI был спущен через специальное отверстие (false rotary) в кормовой части палубы полупогружной платформы (слева на рис.). На изображении, построенном по полученным данным, виден разлом (сиреневая линия), наличие которого объясняет , почему некоторые скважины не вскрыли продуктивную зону (красная линия). Скважина 1 пересекла разлом, но не достигла продуктивного пласта. Скважина 2 прошла через незначительную часть продуктивной зоны, а скважина 3 вошла в нее в нужном месте. Информация о положении и падении разлома, полученная по наклономеру (синие отрезки), подтверждает его наличие, определенное на изображении ВСП. (Hornby et al, сноска 18). трасс (рис. 18). Изображение оказалось намного качественней имевшихся данных поверхностной сейсмосъемки, имело заметно лучшее разрешение и было меньше загрязнено естественными и техногенными помехами (рис. 19). Применение многоуровневого прибора VSI обеспечило эффективное и рентабельное получение данных 3D ВСП вокруг целевых скважин. Построенные изображения высокого разрешения можно использовать для проводки эксплуатационных скважин, а данные по нескольким скважинам можно объединить для более полного отображения геологической среды. 3D ВСП в морских скважинах можно проводить даже без буровой установки. Одним из примеров является ВСП на месторождении Мэд-Дог в районе Грин-Каньон в Мексиканском заливе. Сложное соляное тело, перекрывающее это 36 месторождение, создает теневую зону, которая затрудняет получение четкого изображения по данным поверхностных наблюдений. 18 Одна скважина была обсажена до конечной глубины и законсервирована, а буровая установка переместилась по платформе для бурения другой скважины. Чтобы провести 3D ВСП в первой скважине, на кормовой части главной палубы полупогружной платформы были установлены кабельная лебедка, кабестан и регистрирующий модуль. Двадцатиуровневый прибор VSI с интервалом между шаттлами 100 футов (30 м) был спущен через толщу воды глубиной 4 500 футов (1 370 м), захвачен и направлен в подводное устье скважины с помощью подводного аппарата с дистанционным управлением (remotely operated vehicle — ROV). Видеоконтроль за этой операцией позволил оператору лебедки и инженерам-каротажникам координировать развертывание прибора с оператором ROV. После установки группы сейсмоприемников в нужном месте была эффективно проведена регистрация данных без каких-либо непродуктивных потерь времени. Судно «Snapper», принадлежащее компании WesternGeco, буксировало группу из трех источников и отработало два профиля уровенного ВСП. Затем возбуждения производились по спиральной схеме. С помощью системы VSI было произведено 32 000 возбуждений за шесть суток. Компания ВР сэкономила значительные средства, не используя буровую установку для ВСП. Результаты 3D ВСП на месторождении Мэд-Дог помогли получить улучшенное изображение на площади, где на качестве данных поверхностной сейсмосъемки сказывалась перекрывающая соль (рис. 20). Интерпретаторы выделили разлом со смещением примерно 1 640 футов (500 м), которое стало причиной полного пропуска продуктивного интервала первой скважиной. До проведения ВСП в данной структуре было пробурено три скважины, и лишь одна из них вскрыла целевой объект в нужном месте. Каротажные данные по всем остальным скважинам подтвердили положение и падение разлома, выделенного по скважинным сейсмическим данным. Компания ВР установила, что средства на забуривание двух боковых стволов можно было бы сэкономить, если бы 3D ВСП было проведено до начала бурения первой скважины. Оптимизация ГРП в реальном времени Скважинные сейсмические приборы применяются для регистрации сейсмических волн, создаваемых при ГРП, начиная с 1980-ых гг. 19 Полученная информация о геометрии и пространственном распространении трещин используется для оптимизации ГРП. 20 Возможность принятия решений по оптимизации ГРП основывается на двух главных требованиях: получение точной информации о распространении трещины со временем Нефтегазовое обозрение Осень 2007 Области добычи в глинах Барнетт Траектория горизонтальной скважины Фактическая вертикальная глубина, футы для внесения изменений в проводящиеся работы и наличие технологии внесения таких изменений. Для удовлетворения первого требования компания Schlumberger разработала инновационный метод мониторинга ГРП, предоставляющий инженерам в реальном времени информацию о геометрии и распространении систем трещин ГРП. Такая оперативная информация позволяет операторам своевременно принимать решения об изменении конечной геометрии трещин и снизить вероятность возникновения нежелательных ситуаций, таких, как водоприток, наложение на участки предыдущих обработок, поглощение жидкости пластом и неэкономичная закачка, или даже полностью предотвратить их. Возможность изменить результаты ГРП зависит от имеющихся проблем. Если трещина распространяется за пределы запланированной области, можно принять решение о прекращении закачки. Если обработка не достигает требуемых интервалов, можно изменить закачиваемые жидкости для герметизации поглощающих зон. Технология селективной обработки позволяет эффективно закупорить системы трещин и создать дополнительные ответвляющиеся трещины. Один оператор использовал систему диагностики ГРП StimMAP для отслеживания хода многоступенчатого ГРП в горизонтальной скважине в глинах Барнетт. Этот пласт в бассейне Форт-Уэрт (на севере центральной части Техаса) является самым активным газоносным объектом в США. Он является коллектором с крайне низкой проницаемостью и плотной сетью естественных трещин, и для эффективной интенсификации притока с целью обеспечения рентабельности его разработки требуется создание трещин ГРП с большой площадью поверхностей. Горизонтальная уплотняющая начальную сетку скважина была пробурена в направлении минимального главного напряжения, чтобы облегчить создание поперечных трещин ГРП. Расчетные системы трещин, созданные в результате ГРП в нескольких соседних вертикальных 7 410 7 420 7 430 7 440 7 450 7 460 7 470 7 480 9 500 9 000 8 500 8 000 7 500 Глубина по стволу, футы Рис. 21. Расчетные системы трещин ГРП и горизонтальная скважина в глинистом пласте Барнетт. Добыча в вертикальных скважинах (кружки), вскрывших глины Барнетт , ведется из обработанных зон, приблизительно показанных заштрихованными областями (слева на рис.). Оператор пробурил горизонтальную скважину (черная линия) для доступа к недренированным зонам. Траектория этой скважины (справа на рис.) от устья пошла вниз , затем поднялась на 30 футов (9 м) в интервале 2 000 футов (610 м) между устьем и забоем. В призабойной части скважины имеется пять групп перфорационных каналов (красные и зеленые точки), которые являются местами закачки на первом этапе ГРП. В синих точках будет проводиться закачка на втором этапе ГРП. скважинах, пересекли околоустьевый интервал горизонтальной скважины (рис. 21). Эти области низкого напряжения, полученные после предыдущих обработок для интенсификации притока, будут “притягивать” разрастающиеся трещины, что может затруднить обработку призабойного интервала. Данная обработка проводилась в два этапа, первый из которых должен был осуществляться на пяти группах перфорационных каналов, ближайших к забою. По микросейсмам на этапе 1а видно, что трещина распространилась в сторону от интервала повышенного напряжения около забоя горизонтальной скважины и приблизилась к интервалу пониженного напряжения, поэтому призабойный участок оказался недостаточно обработан (рис. 22). В попытках перевода следующей обработки на дальние перфорационные каналы была закачана порция закупоривающей жидкости. Мониторинг сейсмической активности на этапе 1b показал, что ГРП в призабойной части опять оказался неудачным, и для отвода жидкости ГРП от ненужных зон снова была закачана порция отводящей жидкости. Изучение микросейсмической карты показало, что микросейсмы возникали возле первых двух групп перфорационных каналов, а не за ними. Чтобы проверить наличие какой-либо преграды, мешающей начальному распространению трещины между второй и третьей группой перфораций, в скважину была спущена гибкая насосно-компрес- 18. Hornby BE, Sharp JA, Farrelly J, Hall S and Sugianto H: “3D VSP in the Deep Water Gulf of Mexico Fills in Subsalt ‘Shadow Zone’,” First Break 25 (June 2007): 83–88. 19. Albright JN and Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Tool for Hydraulic Fracture Location: Experience at the Fenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22, no. 4 (August 1982): 523–530. 20. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD Davidson BM, Wright CA and Dunn KP: “Optimizing Horizontal Completion Techniques in the Barnett Shale Using Microseismic Fracture Mapping,” paper SPE 90051, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. Ketter AA, Daniels JL, Heinze JR and Waters G: “A Field Study Optimizing Completion Strategies for Fracture Initiation in Barnett Shale Horizontal Wells,” paper SPE 103232, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September 24–27, 2006. Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi L, Craven M and Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture Treatment: A Tool to Improve Completion and Reservoir Management,” paper SPE 106159, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas, January 29–31, 2007. 37 Этап 1а 500 футов Этап 1b Препятствие Этап 1с Этапы 1 и 2 сорная труба (НКТ). Инженеры установили, что в этом интервале имелась песчаная пробка. После устранения этой пробки в призабойной зоне был успешно проведен ГРП этапа 1с. Сразу после этого были зарегистрированы микросейсмы от ранее необработанных интервалов призабойного участка горизонтальной скважины. Закачивая дополнительные порции закупоривающей жидкости при каждом ослаблении микросейсмичности, определяемом в реальном времени, оператор получил возможность провести обработку 900-футового (274 м) призабойного участка бокового ствола без установки многочисленных мостовых пробок и перфорирования, для чего потребовалось бы много времени. Далее обрабатывался приустьевый интервал горизонтальной скважины, что также контролировалось путем картирования микросейсмичности. Мониторинг перфорирования Компания Shell Exploration & Production занималась строительством добывающих скважин на месторождении Корморант (Cormorant) в британском секторе Северного моря. Пробуренные скважины должны были быть перфорированы с помощью перфораторов, спускаемых на НКТ. Компания Shell рассмотрела несколько методов контроля работ с НКТ и приняла решение о проведении мониторинга перфорирования с помощью скважинного сейсмического прибора. При перфорировании спускаемыми на кабеле перфораторами их срабатывание можно определить по изменениям натяжения кабеля с подтверждением этого после их подъема и осмотра на поверхности. В случае спуска на НКТ перфо- Рис. 22. Микросейсмы, зарегистрированные в ходе ГРП. На этапе 1а (первый рис. сверху) обработка коснулась области возле устья горизонтальной скважины, но практически не достигла забоя. Для отвода группы перфорационных каналов вблизи забоя была закачана порция закупоривающей жидкости. Обработка 1b (второй рис. сверху) также не достигла призабойного участка. Ее результат указывает на наличие препятствия между второй и третьей группой перфорационных каналов. После удаления песчаной пробки проведена успешная обработка 1с (второй рис. снизу) в оставшемся призабойном интервале протяженностью 900 футов. При наложении диаграмм всех трех этапов (первый рис. снизу) можно видеть, что обработка 2 привела к интенсификации притока в околоустьевом интервале данной скважины (темно-синие точки). 38 раторы могут навсегда остаться в скважине. В отсутствие подтверждения о срабатывании перфораторов, единственным, хотя и очень дорогостоящим, способом убедиться в этом, является подъем НКТ на поверхность для их инспекции. Хотя прибор VSI предназначен для проведения скважинных сейсмических исследований, он также способен регистрировать сигналы, возбуждаемые в околоскважинном пространстве. Несомненно, он сможет принять сигналы от таких мощных источников, как кумулятивные заряды, используемые для перфорирования той же скважины. В отличие от других скважинных сейсмических приборов, VSI может осуществлять запись любой длительности. В стандартных системах сейсмокаротажа длина записи составляет примерно 5 000 мс с началом в момент срабатывания контролируемого сейсмического источника. Однако для мониторинга перфорирования система была настроена на начало записи после закрепления прибора на месте и на ее продолжение до тех пор, пока она не будет остановлена полевым инженером по сейсморазведке. Скважины должны были иметь многоствольную конструкцию с одним главным и одним боковым стволом. Как правило, после бурения и обсадки главного ствола в него на НКТ спускалась компоновка с перфораторами длиной более 3 000 футов (910 м). Она устанавливалась в интервале коллектора. Перфораторы приводились в действие с помощью системы взрывания с временной задержкой. После этого над перфорируемым интервалом в главном стволе устанавливался отклонитель для обеспечения выхода из обсадной колонны для забуривания бокового ствола. Для мониторинга детонирования кумулятивных зарядов перфораторов в 100 футах (33 м) над отклонителем был установлен прибор VSI (рис. 23). После срабатывания перфораторов и последующих бурения, заканчивания, перфорирования и обсадки бокового ствола было проведено перфорирование отклонителя для обеспечения притока из пласта-коллектора, вскрытого главным стволом. Нефтегазовое обозрение Прибор VSI Отклонитель Рис. 23. Мониторинг перфорирования на НКТ с использованием скважинного сейсмоприемника. Перфораторы были спущены на НКТ до забоя и установлены на срабатывание с большой временной задержкой. После посадки откло- нителя через бурильную колонну был спущен прибор VSI до отметки 100 футов выше отклонителя. Детонирование перфораторов создало сейсмические сигналы, зарегистрированные датчиками. 04:44:03 Вступление волны в 04:44:22 25 октября 04:44:15 Время Рис. 24. Регистрация сейсмических данных при срабатывании перфораторов и при других событиях. Здесь показана непрерывная запись, начинающаяся сверху. Вторая линия является продолжением первой, и т.д. Амплитуда для каждой линии отложена по вертикали. При времени 04:44:22 видно отчетливое вступление волны, возникшей при срабатывании перфораторов. Этот сигнал насыщает динамический диапазон регистрирующей системы на несколько секунд. Запись возвращается на уровень фонового шума на момент времени 04:44:30, хотя до и после этого момента наблюдаются отдельные всплески помех. Перфораторы Сильное насыщение сигнала, поскольку динамический диапазон регистрирующей системы не способен правильно отобразить слишком высокую амплитуду. Частота волны увеличивается со временем. 04:44:27 Полное насыщение сигнала в течение данного короткого времени записи Отдельный всплеск помех примерно через 6,7 с после вступления главной волны Возврат на уровень фонового шума в 04:44:30 25 октября 04:44:39 Всплески случайных помех с малой амплитудой после пропадания главной волны. 04:44:51 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 Время, с Прибор VSI зарегистрировал отчетливое вступление волны, возникшей при срабатывании перфораторов (рис. 24). Он был установлен рядом с отклонителем, и динамический диапазон регистрирующей системы оказался насыщен высокоамплитудными сигналами. Хотя амплитуду нельзя было определить по записи, в течение нескольких секунд после Осень 2007 времени вступления наблюдалось повышение частоты сигнала. Сигнал вернулся на уровень фонового шума примерно через 8 секунд после вступления. По сейсмическим сигналам подтверждено успешное срабатывание перфораторов. В ы п о л н и в о с н о в н у ю з а д а ч у, и н женеры компании Shell изучили сейсмические данные, чтобы по- лучить дополнительную информацию. После срабатывания перфораторы заполнились жидкостью. Возврат сейсмического сигнала на уровень фонового шума указал на отсутствие движения жидкостей в этой части ствола. Общая продолжительность сигнала сейсмической записи была проинтерпретирована как время, за39 Высокопрочный кабель Двухбарабанный кабестан для высокопрочного кабеля Стандартная установка компании Schlumberger для спуска приборов на кабеле Пневмопушка Рис. 25. Прибор для скважинных сейсмических исследований в экстремальных условиях. Каротажная платформа SlimXtreme для скважин малого диаметра с высокой температурой и высоким давлением может работать при давлении до 30 000 фунт/дюйм 2 и температуре до 500°F. Компании-операторы использовали данный прибор в скважинах с температурами до 238°С (460°F). траченное на заполнение пустых перфораторов. Его можно связать с динамикой притока в скважине. Считая ствол ниже отклонителя замкнутой системой и зная объем перфораторов, фактически представляющих собой камеру при атмосферном давлении, инженеры компании Shell включили значение времени заполнения перфораторов в расчеты для получения приблизительной оценки абсолютного свободного дебита. Получив дополнительную информацию по данным сейсмомониторинга перфорирования, инженеры компании Shell определили предполагаемый дебит из пластаколлектора. 40 Исследования в скважинах с высокой температурой и высоким давлением Хотя прибор VSI может провод и т ь с ей с ми ч ес к и е и с с ледова ни я в больши нс тве с к ва жи н, с к ва ж и н ы с вы с ок ой тем пер а тур ой и в ы с о к и м да влени ем на к ла ды ва ю т ос обы е тр ебова ни я . П р и бор д л я с ей с м и ч ес к и х и с с ледова ни й , ра з ра бота нны й для и с польз ова н и я с к а р ота жной пла тфор м ой S lim X tr eme для с к ва жи н ма лого д и а м етр а с вы с ок ой тем пер а тур ой и в ы с ок и м да влени ем , объ еди ня ет в се б е вы с ок оэффек ти вную к онс т рукци ю и воз можнос ти а на логов о й р еги с тр а ци и с ми ни м а льны м ч и сл ом хр упк и х элек тр онны х к ом по н е нтов (р и с . 2 5 ). К а к и др уги е при б ор ы с емей с тва Xtr eme, этот при б ор ди а метр ом 3 ⅜ дюй м а бы л с оз да н для р а боты при давл ении до 3 0 0 0 0 фунт / дюйм 2 ( 207 МПа) и тем пер а тур е 5 0 0 °F ( 260°С) . Ко р отк и й и легк и й з онд снабжен о дни м тр ехк омпонент ным набо ро м с ей с мопр и емни к ов дл я про ведени я с ей с мок а р ота жа, но сего дня о н пр и меня етс я и для ВСП в скважина х с вы с ок ой температ у ро й и выс ок и м да влени ем. У компании ConocoPhillips (U.K.) Limited было несколько причин для спуска аналогового сейсмического прибора малого диаметра в сложную скважину с высокой температурой и высоким давлением, пробуренную в центральной части Северного моря. Во-первых, была необходимость в точной увязке глубинных скважинных данных и временных данных морской 3D сейсмосъемки по целевому объекту. В то время как отНефтегазовое обозрение ражающая граница в подошве мела четко выделялась на сейсмических разрезах, выделить более глубокую границу в кровле пласта-коллектора было затруднительно. Корреляция данных ВСП, каротажа и поверхностных сейсмических исследований могла бы повысить достоверность интерпретации формы и протяженности пласта-коллектора. Компания ConocoPhillips также хотела получить глубинное изображение продуктивного интервала и слоев ниже конечной глубины скважин по данным ВСП. Отражения от наклонных продуктивных пластов в данных поверхностной сейсмосъемки частично загрязнены кратными отражениями, которые выглядят как горизонтальные отражения, накладывающиеся на сигналы от пласта-коллектора. Поскольку при ВСП регистрируются и нисходящие, и восходящие волны и проводится многокомпонентная обработка, получаемое изображение может содержать меньше кратных волн и дать более точную 61° Рис. 26. Траектория скважины НРНТ компании ConocoPhillips, пробуренной в Северном море. На этой горизонтальной проекции положение источника показано в виде синей сферы, сейсмоприемники в скважине отмечены зелеными точками, а точки отражения на целевом горизонте находятся в сине-белой области. Верхний участок скважины имеет азимут N61Е. Затем скважина отклоняется на северо-запад. Система наблюдений и времена пробега проецировались на вертикальную плоскость вдоль азимута N61E, чтобы определить один азимут для миграции данных. Двойное время пробега X.250 X.500 Мел X.750 Y.000 Конечная глубина скважины Y.250 Рис. 27. Сравнение результатов ВСП и поверхностной сейсмической съемки. Изображение по данным поверхностной сейсмосъемки, полученное с использованием слишком низких скоростей в меле (слева на рис.), не совпадает с изображением по данным ВСП (справа на рис.). (Изображению ВСП соответствует небольшая область повышенных амплитуд и лучшего разрешения по сравнению с изображением по данным поверхностных сейсмических исследований, сужающаяся вверх по разрезу). Расхождения можно наблюдать на нескольких интервалах. Осень 2007 41 Двойное время пробега, с X 500 X 750 Y 000 Рис. 28. Увязка глубин залегания отражающих границ по ВСП и синтетической трассе, полученной по каротажным данным. Сейсмические данные с правильной увязкой по глубине совмещаются с синтетической трассой, полученной по данным акустического и плотностного каротажа. Эта трасса выделена желтым цветом. Выделены только положительные амплитуды, чтобы не закрывать сейсмические данные. Почти по всей скважине наблюдается корреляция положительных амплитуд на синтетической трассе с амплитудами ВСП, что подтверждает надежность допущений в отношении проекции, сделанных при обработке. Изображение ВСП распространяется ниже забоя скважины. картину строения пласта-коллектора. Продолжение изображения ниже конечной глубины скважины могло бы позволить скоррелировать горизонты под пластом-коллектором с отражающими границами по данным поверхностных наблюдений. Третьей причиной проведения ВСП была необходимость в получении уточненных пластовых скоростей для более качественной переобработки данных морской 3D съемки. Снижение неопределенностей в данных о скоростях в отложе42 ниях мела и нижележащих пластах позволило бы получить более точные 3D изображения, что могло снизить риски при бурении скважин на этой площади в будущем. Аналоговый сейсмический прибор малого диаметра был единственным вариантом для проведения ВСП при ожидаемой скважинной температуре и давлении. Температуры на конечной глубине свыше 15 000 футов (4 600 м) могут достигать 380°F (193°С). Траектория скважины была отклонена выше мела, а затем в ней был зарезан боковой ствол, выходящий из плоскости отклонения по мере возрастания глубины. Несмотря на жесткие условия, исследование проходило без проблем. Прибор регистрировал данные с помощью сейсмоприемников, расположенных через 50 футов (15 м) по всему интервалу глубин от коллектора и вверх через мел, а также еще выше при большем расстоянии между сейсмоприемниками. Температура в районе самого глубокого из 73 приемников достигала 380°F. Сейсмический источник состоял из 3 пневмопушек с объемом камер 150 кубических дюймов, установленных на буровой в конфигурации для продольного ВСП. Обработка трехкомпонентных данных для определения источников отражения включает стандартные этапы и ввод специальной поправки на трехмерность траектории скважины. Это могло бы позволить мигрировать данные ВСП, используя 2D алгоритм. Трехмерная траектория скважины проецировалась на вертикальную плоскость, совмещенную с верхней частью скважины (рис. 26). Времена, положения и амплитуды отражений рассчитывались при том допущении, что сигналы ВСП ограничены этой плоскостью, хотя в действительности некоторые отражения приходили и из-за ее границ. Чтобы их учесть, траектории и времена пробега для каждой трассы рассчитывались по трехмерной скоростной модели, полученной в результате начальной обработки данных поверхностных наблюдений. Далее проводилось сравнение с аналогичными параметрами, рассчитанными по двумерной модели, выделенной из куба данных в основном вертикальном разрезе, выбранном для обработки. Разность между двумя наборами рассчитанных времен пробега вводилась как статическая поправка в каждую трассу перед миграцией. Различия в скоростных моделях также свидетельствовали о том, что скорости, определенные при ВСП, были выше в меле и ниже под мелом по сравнению со скоростями в модели по данным поверхностной съемНефтегазовое обозрение ки, что привело к невязкам между подмеловыми разрезами, полученными двумя методами (рис. 27). Глубины отражающих границ на изображении ВСП совпали с определенными по синтетической трассе, полученной по данным акустического и плотностного каротажа, что подтвердило точность глубин по ВСП, несмотря на несоответствие между трехмерным характером исследований и двухмерным подходом к обработке их результатов (рис. 28). Компания ConocoPhillips (U.K.) Limited использует скорости, определенные по данным скважинных сейсмических исследований, для переобработки имеющихся данных поверхностных наблюдений и планирует использовать данный аналоговый сейсмический прибор малого диаметра в будущих скважинах с высокой температурой и высоким давлением. Волны будущего По сравнению со стандартными методами скважинных сейсмических исследований, например, для глубинных преобразований и привязки сейсмических данных к скважине, современные методы сделали огромный шаг вперед, хотя их основным назначением и осталась такая привязка. Как видно из настоящей статьи, ВСП может использоваться для широкого диапазона целей, обеспечивая трехмерные изображения геологической среды, помогая оптимизировать ГРП, подтверждая результаты перфорирования и предоставляя высококачественные данные в условиях высокой температуры и высокого давления. Дальнейшее развитие ВСП, несомненно, будет осуществляться в нескольких направлениях. Будут созданы новые скважинные приборы для различных условий и новые источники, еще больше повышающие эффективность исследований. Некоторые операторы уже провели 21. Hornby et al, сноска 9. 22. Djikpesse H, Haldorsen J, Miller D and Dong S: «Mirror Imaging: A Simple and Fast Alternative to Interferometric Migration of Free-Surface Multiples with Vertical Seismic Profiling,» submitted to Geophysics, 2007. Осень 2007 испытания новых систем, постоянно установленных в скважине для долгосрочного мониторинга пластов. 21 Постоянно установленные приборы можно использовать для проведения периодических исследований или регистрации сейсмических волн, создаваемых в процессе добычи или закачки, даже если эти приборы установлены в добывающих или нагнетательных скважинах. Другие инновации ждут нас в области обработки получаемых данных с целью повышения качества изображений. В большинстве методов обработки данных ВСП для построения изображений многое позаимствовано у методов поверхностных сейсмических исследований. Однако скважинные сейсмические исследования с их особыми конфигурациями систем наблюдения, предлагают возможности, которые еще не до конца изучены. Одна из многообещающих областей — интерферометрия, в которой используется интерференция двух и более волн для получения конечной волны, отличающейся от исходных. Исследователи изучают пути использования интерферометрии для преобразования сигналов, ранее считавшихся помехами, в полезную информацию. Например, миграция в стандартных процедурах обработки данных ВСП проводится только по однократным отраженным волнам. Кратные волны от свободной поверхности обычно считались помехами и исключались перед миграцией записанных данных. Мигрированные изображения ВСП характеризуются меньшей степенью затухания и лучшим определением скоростей по сравнению с мигрированными данными поверхностных наблюдений, но представляют лишь относительно узкую освещаемую зону ниже сейсмоприемников, установленных в скважине. В то же время кратные волны от свободной поверхности содержат ценную информацию о менее глубоких геологических структурах и при правильной миграции могут обеспечить более широкое освещение и лучшее вертикальное разрешение, чем при построениях с использованием только однократных отражений (рис. 29). 22 Зеркально отраженные сейсмоприемники Свободная поверхность Источник Скважинные приемники Рис. 29. Зеркальное отражение — пример интерферометрии. Свободная поверхность и площадь над ней заменяются на зеркальное изображение среды с такими же упругими свойствами, включающей скважину и сейсмоприемники. Сейсмоприемники в новом материале являются зеркальным отражением реальных сейсмоприемников. Зона освещения при исходном скважинном сейсмическом исследовании ограничена зоной ниже сейсмоприемников, тогда как зона освещения при зеркальном отражении простирается до бывшей свободной поверхности. Первой целью ВСП было снижение рисков за счет более точной увязки временных данных поверхностных сейсмических исследований и глубинных каротажных данных. Существующие и будущие возможности скважинных сейсмических исследований будут включать как снижение рисков, так и повышение отдачи пластов. —ЛС 43 О важности механических свойств горных пород: лабораторная проверка геомеханических данных Джон Кук Кембридж, Англия Рене А. Фредериксен Клаус Хасбо Hess Denmark Aps Копенгаген, Дания Сидни Грин Арнис Джадзис Дж. Уэсли Мартин Роберто Суарес-Ривера Солт-Лейк-Сити, Юта, США Йорг Хервангер Патрик Хойман Дон Ли Шейла Нёт Колин Сейерс Хьюстон, Техас, США Ник Куцабелулис Роберт Марсден Брэкнелл, Англия Мортен Г. Стейдж DONG Energy Хёрсхольм, Дания Чи Фуат Тан Куала-Лумпур, Малайзия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи: Бена Элбела (Даллас, Техас, США), Иэна Уолтона (Рошарон, Техас, США) и Смэйна Зиру (Кламар, Франция). Также благодарим компании Hess Denmark ApS, DONG Exploration and Production A/S, Noreco ASA и Danoil за предоставленную информацию об их работе в Северном море. ECLIPSE, Petrel, TerraTek, UBI (Ultrasonic Borehole Imager) и VISAGE являются товарными знаками компании Schlumberger. 44 Механические напряжения и давление оказывают воздействие на каждый продуктивный пласт и ствол скважины и каждую компоновку заканчивания. Процессы бурения, добычи и закачки изменяют эти напряжения и давления, иногда нанося существенный ущерб эксплуатирующим компаниям. Благодаря достижениям в измерении, моделировании и мониторинге геомеханических процессов компании-операторы сегодня способны прогнозировать либо предотвращать осложнения, возникающие в результате воздействия изменяющихся напряжений и давления на разработку в течение всего срока эксплуатации месторождений, от оценки до консервации. Стоит измениться напряжению, приложенному к горной породе, — и она деформируется, изменяя свой объем, геометрию и пути перемещения флюидов внутри нее. Напряженное состояние пласта может зависеть от различных факторов, включая тип породы, условия осадконакопления, региональную тектонику, процессы эрозии и поднятия, локальную сейсмическую активность и даже приливные воздействия. Влияние этих факторов еще более усложняется благодаря различиям в минералого-петрографическом составе горных пород. Геологоразведочные и добывающие компании проявляют возрастающий интерес к поведению пластов под воздействием изменяющихся напряжений. Бурение, добыча и закачка приводят к изменению напряжений в пластах, достигших перед этим равновесия на протяжении геологических времен. Если не учитывать эти изменения, то масштаб проблем и расходов может существенно превзойти предварительные оценки эксплуатирующей компании. Чтобы охарактеризовать пластовые напряжения и деформации, компании привлекают геомеханику. В рамках этой обширной дисциплины меха- ника твердого тела и текучих сред, физика и геология вместе с технологическими расчетами используются для выяснения того, как породы и содержащиеся в них флюиды реагируют на силовое воздействие или же на изменения напряжений, давления и температуры, вызванные процессами бурения, заканчивания скважин и добычи. В прошлом большинство буровых и добывающих подразделений не уделяли особого внимания пластовым напряжениям и геомеханике. Многие пласты считались технически простыми и были подвергнуты лишь ограниченному истощению. Однако истощение запасов и высокие цены на нефть подталкивают операторов к бурению все более глубоких и сложных скважин; в то же время срок эксплуатации месторождений в стадии падающей добычи удается продлить благодаря использованию новых технологий. Таким образом, операторы все больше обращаются к геомеханике для оценки осложнений, которые могут возникнуть во время бурения и добычи. Это особенно касается тех компаний, которые хотят защитить свои капиталовложения в случае дорогостоящего заканчивания скважин в условиях Нефтегазовое обозрение Максимальное главное эффективное напряжение σ1 Прочность на одноосное сжатие Прочность на растяжение Минимальное главное эффективное напряжение σ3 высокой температуры и давления, в тектонически активных районах или на сверхглубоководных месторождениях. Недостаточное понимание важности геомеханики может иметь очень серьезные последствия. Чрезмерные потери бурового раствора, неустойчивость ствола скважины, смятие или сдвиг обсадной колонны, осадка поверхности, вынос песка, активация разломов и нарушение изоляционных свойств покрышки коллектора — все это может быть проявлением изменяющихся напряжений в пласте. Осень 2007 Часто операторы вынуждены своевременно реагировать на изменения напряжений или минералого-петрографического состава пород при бурении или добыче, в то время как существует более предусмотрительный альтернативный подход, базирующийся на использовании анализа кернов и геомеханического моделирования деформаций, напряжений и прочности горных пород для достижения более качественного проектирования скважин и планирования разработки месторождений. Этому способствует и открытие Центров передового опыта по геомеханике в Брэкнелле (Англия), Хьюстоне (Техас, США) и Солт-ЛейкСити (Юта, США). В настоящей статье обсуждаются достижения в области лабораторных методов геомеханических испытаний, в области моделирования напряженно-деформированного состояния месторождений, а также мониторинга месторождений. Примеры прикладных исследований, проведенных в Центрах передового опыта «Экспериментальная геомеханика» и «Геомеханика месторождений» компании Schlumberger, показывают, как эта дисциплина помо45 σV σH σH σh σV Рис. 1. Напряжения, действующие в пласте, и главные напряжения. Напряжения, действующие на элементарный кубический объем материала геологической среды, обозначены σ V , σ H и σ h , где V указывает на вертикальное направление, Н обозначает направление максимального горизонтального напряжения, а h — направление минимального горизонтального напряжения. Для простоты часто предполагается, что эти направления совпадают с осями главных напряжений, хотя главные оси могут быть повернуты относительно них на значительный угол. Главные напряжения обычно обозначаются как σ 1 , σ 2 и σ 3 , в порядке уменьшения величины. Если направления главных напряжений не совпадают с вертикалью и горизонталью, то имеются и напряжения сдвига, действующие на поверхности куба представленной ориентации. гает оптимизировать бурение и добычу на месторождениях со все более сложными пластовыми условиями. Напряжения в геологической среде Напряжения, действующие на пласт, могут различаться по механизму возникновения, величине и направлению. Естественные вертикальные напряжения в пласте создаются главным образом весом перекрывающей толщи. Обычно в основе горизонтальных напряжений также лежит гравитационная составляющая, которая может увеличиваться из-за тектоники, тепловых эффектов и геологического строения. Кроме того, на величину и ориентацию напряжений и реакцию породы на их действие влияют и другие факторы, такие, как литология, поровое давление и температура. 46 Напряжение (определяемое как сила, действующая на выбранную площадку) включает нормальную и сдвиговую составляющие. Нормальное напряжение σ — это напряжение, приложенное перпендикулярно площадке или поверхности образца, а напряжение сдвига τ приложено вдоль площадки. Математически существует единственная ориентация ортогональных осей, задающих направления напряжений, при которой все напряжения сдвига равны нулю. Такая ориентация определяет главные оси напряжений, в которых все действующие напряжения строго нормальны. Во многих случаях главные оси тензора напряжений в пласте предполагаются ориентированными вдоль вертикали и горизонтали (рис. 1), однако это не всегда так. Величина и ориентация напряжений в геологической среде изменяются из-за ее структурных особенностей, например, из-за падения пласта, которое может отклонять направления главных напряжений от горизонтали и вертикали. Это также может происходить из-за наличия разломов, соляных диапиров, горных массивов и других сложных структур. 1 В недрах, где деформация ограничена, эти три компонента напряжений взаимосвязаны, и любое изменение напряжения в одном направлении сопровождается его изменением по ортогональным осям. Например, при продолжительном осадконакоплении с увеличением глубины залегания результирующий рост вертикального геостатического напряжения может вызвать изменение горизонтального напряжения, в зависимости от возможности перемещений породы в направлении простирания пластов. Это перемещение обычно сдерживается окружающими пластами, которые ограничивают деформацию пласта. Различия в пластовых свойствах могут приводить к перепадам напряжений между соседними литологическими образованиями. В свою очередь, анизотропия пластовых свойств может обусловить возникновение различных горизонтальных напряжений по разным направлениям. Реакция горной породы на приложенное напряжение выражается в различных деформациях, вызывающих изменения объема и формы, которые часто сопровождаются изменениями свойств породы (рис. 2). Прежде чем происходит окончательное разрушение породы, деформация проходит путь от обратимой (упругой) до необрати1. Addis MA: “The Stress-Depletion Response of Reservoirs,” paper SPE 38720, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October 5–8, 1997. 2. Geertsma J: “Land Subsidence Above Compacting Oil and Gas Reservoirs,” paper SPE 3730, presented at SPE-AIME European Spring Meeting, Amsterdam, May 16–18, 1972. 3. Подробнее о траекториях напряжений см.: Crawford BR and Yale DP: “Constitutive Modeling of Deformation and Permeability: Нефтегазовое обозрение Rhett DW and Teufel LW: “Effect of Reservoir Stress Path on Compressibility and Permeability of Sandstones,” paper SPE 24756, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington, DC, October 4–7, 1992. Scott TE: “The Effects of Stress Paths on Acoustic Velocities and 4D Seismic Imaging,” Осень 2007 Область упругой деформации Напряжение Предел текучести Область пластической деформации Деформация Пове разрушрхност растя ения ь жен пр ии и Напряжение сдвига Q = σ1 – σ3 Рис. 2. Диаграмма зависимости деформации от напряжения. Упруго-деформированные горные породы запасают энергию деформации при изменении своего объема. При снятии приложенных граничных напряжений порода возвращается в исходное состояние, а энергия деформации возвращается на исходный уровень. В случае достижения большего напряжения породы испытывают неупругое деформирование, при котором происходят необратимые внутренние структурные изменения (начиная с предела текучести), такие, как появление микротрещин растяжения, дробление зерен или скольжение вдоль межзеренных границ. Эти изменения приводят к постоянной объемной деформации, часто называемой пластической деформацией. Дальнейшее повышение напряжения в конечном итоге вызывает разрушение породы (на пределе разрушения), примером чего может являться дробление или растрескивание зерен и цемента или растворение минералов. Запрещенные состояния ушения разр Повер хнос остьсдвиге н Начал х ть у ьная вер при пло ь п По т ове тне с о рхн е н ни и х н о е р я с н е т ть в о о л п п у з я а Ра н ь Уплотнение ел Упругая область ед Пр ния Relationships between Critical State and Micromechanics,” paper SPE/ISRM 78189, presented at the SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, Irving, Texas, October 20–23, 2002. Предел разрушения тне ло уп мой (пластической). Деформация сжатия, растяжения или сдвига может привести к уплотнению, расширению, смещению или повороту, заканчиваясь в итоге разрушением породы в режиме сдвига, растрескивания или раскалывания. Помимо величины действующего напряжения, реакция породы также существенно зависит и от ее типа, сцементированности, пористости и глубины залегания. Деформация в песчаниках зависит от размера, формы и количества площадок контакта между отдельными зернами породы, а в известняках — от структуры и прочности его скелета. 2 Небольшое увеличение напряжения обычно приводит к небольшой деформации породы, после которой она может вернуться в исходное состояние. Однако с некоторого момента порода начнет деформироваться необратимо или разрушаться. Режим деформирования и разрушения определяется соотношением между приращениями максимальных и минимальных главных напряжений, что можно проиллюстрировать диаграммой деформирования и разрушения (рис. 3). Полный путь изменения главных напряжений называется траекторией напряжений. 3 В нефтегазовой геомеханике принято характеризовать траекторию напряжений параметром K, который представляет собой отношение изменений минимального эффективного горизонтального напряжения и эффективного вертикального (геостатического) напряжения в процессе снижения пластового давления относительно исходных пластовых условий: K = Δσ 3 /Δσ 1 . K также можно выразить через изменения напряжения сдвига Q и среднего напряжения P’, показанные на диаграмме деформирования и разрушения. 4 Среднее эффективное напряжение P' = (σ1 + σ2 + σ3)/3 Рис. 3. Диаграмма деформирования и разрушения. Различные режимы деформации и разрушения можно представить как функции напряжения сдвига Q и среднего эффективного напряжения P’. При относительно малом P’ и большом Q разрушение геоматериала обычно происходит в виде локального сдвига вдоль плоскости, находящейся под некоторым углом к осям главных напряжений. При относительно большом P’ и малом Q может произойти уплотнение породы за счет закрытия пор. (Scott, сноска 3). The Leading Edge 26, no. 5 (May 2007): 602–608. Teufel LW, Rhett DW and Farrell HE: “Effect of Reservoir Depletion and Pore Pressure Drawdown on In-Situ Stress and Deformation in the Ekofisk Field, North Sea,” Proceedings of the 32nd US Rock Mechanics Symposium. Rotterdam, The Netherlands: A.A. Balkema (1991): 63–72. 4. Существуют соотношения, связывающие параметр наклона траектории напряжений, напряжение сдвига и среднее эффективное напряжение. Коэффициент K, характеризующий траекторию напряжений, можно выразить как K = Δσ 3 / Δσ 1, напряжение сдвига Q представляется как Q = σ 1 – σ 3, а среднее эффективное напряжение P’ записывается как P’ = (σ 1+σ 2+σ 3)/3. В лабораторных испытаниях на одноосное напряжение, когда минимальное и среднее главные напряжения считаются равными (σ 2 = σ 3), наклон η в плоскости P’–Q, соответствующий данному K, определяется следующим уравнением (Crawford and Yale, сноска 3): 47 σh = 2 000 фунт/дюйм2 σH = 3 000 фунт/дюйм2 σH = 3 000 фунт/дюйм2 Ствол скважины σh = 2 000 фунт/дюйм2 Кольцевое напряжение, фунт/дюйм2 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 Рис. 4. Горизонтальная проекция кольцевых напряжений вокруг вертикальной скважины. В представленном случае поровое и скважинное давления равны, а максимальное и минимальное эффективные давления в пласте составляют 2 000 и 3 000 фунт/дюйм 2 (13,8 и 20,7 МПа) соответственно. Кольцевое напряжение, зависящее от расстояния от скважины и азимута, является сильно сжимающим в направлении минимального горизонтального напряжения σ h (красные области выше и ниже скважины), достигая почти 7 000 фунт/дюйм 2 (48,3 МПа). С наибольшей вероятностью разрушение стенок скважины произойдет вдоль этой оси. (Sayers et al, сноска 9). Достаточно малые значения параметра траектории напряжений К указывают на то, что порода будет разрушаться в режиме сдвига с образованием плоскости сдвига. По мере роста горизонтального геостатического напряжения, действующего на породу, прочность на сдвиг будет увеличиваться. В случае бóльших значений К порода будет уплотняться, а ее пористость снижаться. Это наиболее характерно для мягких высокопористых пород, таких, как мел, высокопористые песчаники и диатомиты. 5 Некоторые другие породы (например, соли) под воздействием дифференциальных напряжений могут проявлять текучесть с течением времени, при этом уменьшаются напряжения сдвига, и напряженное состояние смещается в сторону гидростатического сжатия. При управлении разработкой месторождений нефтегазодобывающие компании должны учитывать множество факторов, влияющих на напряжения в пласте, не все из которых обусловлены воздействием перекрывающей толщи или тектоникой. Локальные изменения 48 ориентаций и величин напряжений могут зависеть также и от порового давления, перепадов температур и химических взаимодействий. Напряжения и поровое давление взаимосвязаны. 6 В поровом пространстве горной породы напряжение передается жидкостям или газам в виде давления. Величина давления, действующего в жидкости, одинакова по всем направлениям. Жидкость реагирует на сжатие возникновением равного по величине, но противоположного по знаку (направленного наружу) давления. Поровые флюиды, находящиеся под давлением, несут на себе некоторую часть нагрузки, действующей на пласт в целом. Таким образом, поровое давление является важным компонентом полного напряжения, действующего в объеме породы. Температура также вносит свой вклад в полное напряженное состояние. Разница между температурами бурового раствора и пласта вызывает теплоперенос между этими двумя средами. При низкой теплопроводности, характерной для большинства горных пород, такие температурные изменения могут приводить к возникновению достаточно больших градиентов деформаций, способных вызвать значительные разрушения породы и переориентацию напряжений. Поскольку коэффициент теплового расширения воды, заполняющей поровое пространство, гораздо больше, чем у пористого скелета, то тепло, переходящее от бурового раствора в пласт, вызовет большее объемное расширение порового флюида с соответствующим повышением порового давления. 7 Тепловое расширение скелета поровой горной породы в стесненных условиях приводит к дальнейшему росту напряжений. Снижение способности бурового раствора поддерживать устойчивость стенок скважины часто сопряжено с увеличением порового давления в пласте. Такое снижение несущей способности бурового раствора вместе с тепловым расширением скелета пористой среды ухудшает устойчивость ствола скважины. И наоборот, охлаждение пласта может повысить устойчивость ствола скважины благодаря уменьшению порового давления и касательных напряжений в окрестности скважины. Снижение касательных напряжений может также привести к уменьшению давления гидроразрыва пласта (ГРП), а при дальнейшем снижении касательные напряжения становятся отрицательными и провоцируют возникновение локальных трещин гидроразрыва. Взаимодействия между породой и буровым раствором могут также влиять на напряжения и поровое давление. Особо чувствительными к буровым растворам являются глины, которые присутствуют в большинстве пробуренных разрезов. Эти низкопористые породы, насыщенные, как правило, пластовыми водами, могут вступать в химические реакции с некоторыми буровыми растворами. Если пласт разбуривается с использованием несовместимого бурового раствора, проникающий в него фильтрат может вызвать разбухание глин и их разупрочнение, чреватое последующей потерей устойчивости ствола скважины. Снижение устойчивости стенок скважины в глинах, прогрессирующее во времени, может также происходить под действием перепада Нефтегазовое обозрение давлений между буровым раствором в скважине и в порах пласта либо контраста соленостей бурового раствора и пластовой жидкости. 8 Кроме того, объемные изменения в глинах, происходящие в результате взаимодействий между глинами и буровым раствором, могут изменить ориентации и величины напряжений вокруг скважины. Таким образом, помимо локальных и региональных тектонических напряжений, играющих большую роль в деформировании горных пород, необходимо учитывать вклады, вносимые в локальное напряженно-деформированное состояние и другими факторами, такими как колебания порового давления, плотности бурового раствора и давления в скважине, а также температура и химический состав. Влияние этих факторов может ослабляться текстурными свойствами породы, характерными для локальной литологии, такими, как гранулометрический состав и распределение зерен и пор, минералогия и состав диагенетического цемента. Учитывая разнообразие реакций на изменение напряжений, очень важно, чтобы оператор обладал максимумом информации о породах, окружающих скважину, и условиях, в которых они находятся в настоящей момент и будут находиться в дальнейшем. Изменения напряжений Бурение и добыча влияют на локальное напряженно-деформированное состояние. Осложнения, возникающие при бурении, могут предвещать последующие затруднения на этапе добычи. Изменения напряжения могут вызвать разрушение горной породы в процессе бурения и потерю устойчивости ствола скважины. На более поздней стадии, после заканчивания скважины, такие изменения могут приводить к выносу песка. При некоторых других работах, проводимых в период эксплуатации месторождения, могут измениться поровое давление и температура, что в свою очередь может вызвать изменение напряжений, действующих на значительном удалении от ствола. Изменения напряжения оказывают влияние не только на пласт-коллектор, но и на соседние пласты. Процессы бурения нарушают исходное равновесие напряженного состояния в прискважинной зоне. По мере выработки цилиндрического объема горной породы напряжения, действовавшие на него, начинают перераспределяться на окружающие породы. При этом возникают касательные (кольцевые) напряжения, которые должны переноситься на породы, окружающие ствол скважины. Эти напряжения зависят от плотности бурового раствора, наклона ствола скважины, угла падения и азимута пласта, а также величины и ориентации напряжений вдали от скважины (σV, σH и σh). Кольцевые напряжения существенно зависят от радиуса и азимута ствола скважины.9 Величина этих напряжений может значительно превысить σH (рис. 4). Чаще всего при традиционном бурении давление бурового раствора используется, чтобы компенсировать механический подпор, изымаемый по мере выбуривания цилиндрического объема породы из пласта. По сути дела, буровики заменяют столб породы столбом бурового раствора. Однако, давление бурового раствора действует одинаково по всем направлениям и не может полностью уравновесить напряжения сдви- га в пласте, которые могут иметь выделенные направления. По мере того, как напряжения на стенках скважины перераспределяются, напряжения сдвига могут превысить предел прочности породы. Когда это происходит, ствол скважины необратимо деформируется или полностью разрушается. Типичными примерами геомеханических проблем, которые могут возникать при бурении, являются неустойчивость ствола скважины и растрескивание пласта. Это может приводить к финансовым потерям из-за потери бурового раствора, выбросов, прихватов, к необходимости спуска дополнительных обсадных колонн, бурения незапланированных боковых стволов и даже ликвидации скважины. Чтобы избежать возникновения неустойчивости ствола скважины, операторы должны разрабатывать программы бурения и обустройства скважин, учитывающие величины и направления напряжений, плотность бурового раствора, траекторию скважины и поровое давление до начала, в процессе и после завершения бурения скважины. Чтобы предотвратить осложнения, связанные с неустойчивостью ствола скважины, буровые подразделения контролируют давления, создаваемые буровым раствором. Этот контроль гидравлических эффектов в скважине представляет собой пример инженерного подхода к решению геомеханичесих проблем в нефтегазовой индустрии. Повреждения ствола скважины во время бурения, провоцируемые давлением бурового раствора, могут происходить по различными механизмам: 10 5. Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel NB, Pattillo PD and Sayers C: “Compaction and Subsidence,” Oilfield Review 18, no. 3 (Autumn 2006): 50–68. 8. Gazaniol D, Forsans T, Boisson MJF and Piau JM: “Wellbore Failure Mechanisms in Shales: Prediction and Prevention,” paper SPE 28851, presented at the SPE European Petroleum Conference, London, October 25–27, 1994. Stabilization of Shales Exposed to WaterBased Drilling Fluids,” paper SPE 30499, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, October 22–25, 1995. 6. Addis, сноска 1. 7. Choi SK and Tan CP: “Modeling of Effects of Drilling Fluid Temperature on Wellbore Stability,” Proceedings, SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering Symposium, Trondheim, Norway (July 8–10, 1998): 471–477. Li X, Cui L and Roegiers J: “Thermoporoelastic η= ∆σ 1 − ∆σ 3 ∆Q 3(1 − K ) = = . ∆P ' ( ∆σ 1 + 2 ∆σ 3 ) / 3 1 + 2 K Analysis for Inclined Borehole Stability,” Proceedings, SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering Symposium, Trondheim, Norway (July 8–10, 1998): 443–452. Осень 2007 Mody FK and Hale AH: “A Borehole Stability Model to Couple the Mechanics and Chemistry of Drilling Fluid Interaction,” in Proceedings, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam (February 22–25, 1993): 473–490. Tan CP, Rahman SS, Richards BG and Mody FK: “Integrated Approach to Drilling Fluid Optimization for Efficient Shale Instability Management,” paper SPE 48875, presented at the SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition, Beijing, November 2–6, 1998. van Oort E, Hale AH and Mody FK: “Manipulation of Coupled Osmotic Flows for 9. Sayers CM, Kisra S, Tagbor K, Dahi Taleghani A and Adachi J: “Calibrating the Mechanical Properties and In-Situ Stresses Using Acoustic Radial Profiles,” paper SPE 110089PP, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, November 11–14, 2007. 10. Подробнее о проблемах устойчивости ствола скважины см.: Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L and Plumb D: “The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2 & 3 (April/July 1993): 33–43. 49 5 320 Глубина, футы 5 321 5 322 5 323 5 324 5 5 325 0 –5 0 Радиус, дюймы 5 –5 Рис. 5. Треугольный вывал (breakout) стенок скважины. Представлены измерения ультразвуковым скважинным сканером Ultrasonic Borehole Imager (UBI), показывающие распределение повреждений, вызванных воздействием напряжений. В изотропном или поперечно-изотропном пласте, в котором свойства пород постоянны в плоскостях, перпендикулярных оси скважины, такие повреждения обычно направлены вдоль плоскости наименьшего горизонтального напряжения. • Разрушение при растяжении происходит при увеличении давления бурового раствора до тех значений, когда стенка скважины начнет растягиваться и в конечном итоге будет превышен предел прочности породы на растяжение. Это вызывает рост трещины в породе вдоль плоскости, перпендикулярной направлению минимального напряжения, и зачастую приводит к потере бурового раствора. • Разрушение при сжатии может стать результатом использования бурового раствора со слишком высокой или слишком низкой плотностью. В каждом из этих случаев происходит обрушение или откалывание горной породы с повреждением ствола скважины или образованием в нем треугольных вывалов (breakouts) (рис. 5). Если не 50 проводить надлежащей очистки скважины, то скопившиеся обломки породы могут вызвать прихват буровых колонн или инструмента при затекании или обрушении стенок. • Сдвиговое смещение происходит тогда, когда давление бурового раствора достаточно высоко, чтобы вызывать раскрытие существующих трещин, пересеченных скважиной. После раскрытия таких трещин происходит временный сброс напряжения вдоль плоскости раскрытия, что позволяет противоположным берегам трещины сдвигаться друг относительно друга, создавая небольшие, но потенциально опасные смещения вдоль ствола скважины. На устойчивость ствола скважины влияют и другие факторы, такие, как соотношение между наклоном скважины, углом падения пласта и вари- ации прочностных свойств по направлению, например, вдоль плоскостей напластования и по нормали к ним (рис. 6). Некоторая степень обрушения ствола — обычное явление для вертикальных скважин в глинистых сланцах с большим падением или наклонных скважин, полого пересекающих плоскости напластования глинистых сланцев. Это может происходить из-за пониженной прочности на сдвиг и растяжение вдоль плоскостей ослабления в сланцах. 11 Изучение вопроса прочности горной породы (ее способности выдерживать напряжение) указывает на то, что ее деформация и разрушение фундаментальным образом определяются ее минералого - петрографическим составом. 12 Минералого-петрографический состав породы может определять, способно ли данное напряжение приводить к ее деформированию или полному разрушению, он также может влиять на протяженность и ориентацию трещин или треугольных вывалов в скважине. Таким образом, хотя обычно считается, что треугольный вывал в скважине располагается вдоль оси минимального напряжения, он может переместиться в соответствии с расположением точек максимального ослабления породы в зависимости от характера напластования, цементации, минерального и гранулометрического состава. Для прогнозирования и предотвращения осложнений, подобных описанным выше, некоторые добывающие компании обращаются к специалистам по геомеханике Центра передового опыта по прогнозированию порового давления и анализу устойчивости ствола скважины компании Schlumberger. Специалисты этой группы расположены в Хьюстоне, Техас, США, однако, в то же время способны работать и обеспечивать техническую поддержку заказчикам по всему миру. Данная междисциплинарная группа активно помогает заказчикам в снижении рисков при бурении, заканчивании и эксплуатации скважин в сложных геомеханических условиях, в частности, для глубоководных разведочных скважин, скважин под солевыми отложениями и скважин в нетрадиционных газоносных и несцементированных пластах. Нефтегазовое обозрение За пределами прискважинной области Влияние геомеханических факторов может распространяться и за пределы прискважинной области — как в пласт, так и за его пределы, причем область их влияния может быть неизвестна до окончания разработки коллектора. Депрессия на пласт, создаваемая для обеспечения притока в скважину, сопровождается снижением давления в скважине ниже уровня порового давления в пласте, увеличивая риск разрушения горной породы. 13 При извлечении пластовых флюидов геостатическая нагрузка, частично поддерживаемая давлением флюида в порах, должна перераспределяться на скелет породы, окружающий поры. Результирующие изменения порового давления вызовут изменение полных и эффективных напряжений. Увеличившаяся нагрузка внутри породы приведет к деформациям или разрушениям различной степени, проявляющимся в скольжении и повороте зерен, пластической деформации, разрушении цемента на контактах между зернами или активации существующих трещин. 14 В более крупном масштабе изменения в скелете породы под действием напряжений, возникающих в процессе добычи, могут привести к закрытию пор и дополнительному уплотнению пласта-коллектора. 15 (В то же время уплотнение не всегда ведет к осложнениям — наоборот, в некоторых случаях режим разработки с уплотнением пласта помогает поддерживать давление нефти в некоторых коллекторах, увеличивая темпы притока к скважинам и извлекаемые запасы). 16 В результате операторам приходится бороться с осложнениями, связанными с осадкой поверхности, деформациями и смятием насосно-компрессорных труб, изгибами компонентов заканчивания скважины. Другие примеры возможных осложнений — снижение пористости и проницаемости, реактивация трещин, растрескивание пластов, вынос песка и нарушение изоляционных свойств покрышек. Геомеханические эффекты особенно существенно проявляются в подземных хранилищах газа, где периодические процессы закачки и извлечения приводят к изменениям давления в поровом пространстве пласта-коллектора. Повышение давления ведет Осень 2007 Рис. 6. Влияние пласта на устойчивость ствола скважины. Скважина может быть повреждена в результате совместного воздействия структурных и стратиграфических факторов. В данном случае неустойчивые слои перекрывают более прочный пласт вблизи гребня геологической структуры. В результате относительного перемещения происходит повреждение цемента и смятие обсадной колонны. к уменьшению эффективных напряжений, действующих в скелете горной породы, а его снижение увеличивает нагрузку на скелет, что повторяется периодически в каждом цикле закачки и извлечения газа. Хотя полное вертикальное геостатическое напряжение может оставаться неизменным, полные горизонтальные напряжения, действующие в пласте, могут изменяться вместе с давлением, как правило, уменьшаясь во время извлечения газа. Если создаваемые напряжения превысят предел упругости породы, то пористость и проницаемость, а так- 11. Aoki T, Tan CP and Bamford WE: “Stability Analysis of Inclined Wellbores in Saturated Anisotropic Shales,” in Siriwardane HJ and Zaman MM (eds): Computer Methods and Advances in Geomechanics: Proceedings of the Eighth International Conference on Computer Methods and Advances in Geomechanics, Morgantown, West Virginia, USA, May 22–28, 1994. Rotterdam, The Netherlands: A.A. Balkema (1994): 2025–2030. Yamamoto K, Shioya Y, Matsunaga TY, Kikuchi S and Tantawi I: “A Mechanical Model of Shale Instability Problems Offshore Abu Dhabi,” paper SPE 78494, presented at the 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, October 13–16, 2002. 12. Понятие минералого-петрографического состава приблизительно охватывает минеральный состав и размер, форму, ориентацию и цементацию зерен компонентов в породе, включая их относительное расположение в виде микроскопических слоев или более крупных пропластков. 13. Cook J, Fuller J and Marsden JR: “Geomechanics Challenges in Gas Storage and же общая емкость хранилища могут необратимо уменьшиться. Более того, так как окружающие породы испытывают постоянные возмущения, вызываемые циклическими изменениями давления и напряжений, возможна активация близлежащих трещин. 17 Изменения, обусловленные добычей, могут также повлиять на горную породу за пределами продуктивных зон коллектора. Свойства пластаколлектора, такие, как пористость и проницаемость, могут изменяться в уже разрабатываемых пластах, приводя в свою очередь к неравномер- Production,” presented at the United Nations Economic and Social Council: Economic Commission for Europe: Working Party on Gas: Proceedings of 3rd Workshop on Geodynamic and Environmental Safety in the Development, Storage and Transport of Gas, St. Petersburg, Russia, June 27–29, 2001. 14. Sayers C M a n d S c h u t j e n s P M T M : “A n I n t r o d u c t i o n t o R e s e r v o i r Geomechanics,” The Leading Edge 26, n o . 5 ( M ay 2 0 0 7 ) : 5 9 7 – 6 0 1 . 15. Doornhof et al, сноска 5. Sayers C, den Boer L, Lee D, Hooyman P and Lawrence R: “Predicting Reservoir Compaction and Casing Deformation in Deepwater Turbidites Using a 3D Mechanical Earth Model,” paper SPE 103926, presented at the First International Oil Conference and Exhibition, Cancun, Mexico, August 31–September 2, 2006. 16. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk, Joint Chalk Research Monograph, RFRogaland Research, Stavanger, 1995. 17. Cook et al, сноска 13. 51 Давление в скважине, фунт/дюйм2 15 000 12 000 та лас п ие ен 9 000 тощ Ис Допустимая депрессия 6 000 3 000 0 0 3 000 6 000 9 000 12 000 15 000 Пластовое давление, фунт/дюйм2 Рис. 7. Изменения напряжений, вызванные добычей. В процессе истощения месторождения величины напряжений могут резко измениться. При таких условиях системы заканчивания или перфорационные каналы, изначально ориентированные в соответствии с направлениями максимальной устойчивости в начальный момент добычи, могут впоследствии стать неустойчивыми и разрушиться в ходе дальнейшей разработки. В данном примере горизонтальное перфорирование обеспечивает максимально безопасный перепад давления (синяя кривая), а также добычу без выноса твердой фазы. Однако по мере истощения месторождения и изменения напряжений этот ранее устойчивый перфорационный канал сомкнется, поэтому для добычи в течение всего периода эксплуатации месторождения предпочтительной становится вертикальная перфорация, хотя это и снижает безопасный перепад давления (красная кривая). (Marsden, сноска 18). ности их дренирования и истощения. Разработка пласта может также сопровождаться его уплотнением, при этом изменения давления и смещение прилегающих пластов вынужденно компенсируются вмещающими породами. Подобное уплотнение над продуктивным пластом приводит к изменениям в перекрывающих породах над ним, этот эффект описывается далее в настоящей статье. Изменения напряжений, действующих на продуктивный горизонт, могут вывести его из состояния равновесия с окружающими породами. Результатом является соответствующее перераспределение напряжения между истощающимся пластом или интервалом закачки и породой, непосредственно прилегающей к ним. Результирующая деформация пород может нарушить целостность систем заканчивания в интервале продуктивного пласта и в перекрывающей толще (рис. 7). Масштаб изменений напряжений, вызванных добычей, и возможные негативные последствия их воздействия на промысловые операции, объем 52 добычи и экономические показатели зависят от механических свойств горных пород, присутствия естественных трещин и разломов. 18 Чтобы понять и предугадать такие изменения в скважине и за ее пределами, операторы все чаще обращаются к новейшим методам геомеханических испытаний и моделирования. Лабораторная проверка геомеханических данных Несмотря на многолетний опыт проведения геомеханических исследований, большинство геологоразведочных и добывающих компаний продолжают сталкиваться с геомеханическими проблемами, вызванными бурением или добычей. Однако геомеханика — это гораздо больше, чем просто анализ напряжений. Хотя изменения полей напряжений могут полностью нарушить планы бурения и добычи, ориентация и величина напряжений и деформаций имеют лишь небольшое значение без привязки к самой породе, в которой они возникают. При этом разные породы могут очень сильно отличаются друг от друга. Кроме того, возникают сложности, обусловленные отчасти чрезмерно упрощенным описанием поведения породы и отчасти ограниченными возможностями моделирования и анализа, что усугубляется нехваткой комплексных данных о свойствах пород. Работы в этом направлении ведутся Центром передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Компания TerraTek, Inc., была приобретена компанией Schlumberger в июле 2006 г. (см. «Экспериментальная геомеханика: испытания в экстремальных условиях», стр. 54). Современные системы и методы испытаний под высоким давлением, разработанные в Центре TerraTek, были созданы в попытках описания и прогнозирования перемещений грунта и образования кратеров в результате ядерных испытаний. Интерпретация и оценка этих испытаний невозможна без результатов измерения свойств горных пород под высоким давлением. Проведение таких измерений было очень сложной задачей, в ходе выполнения которой в TerraTek был совершен ряд технических прорывов. Требовались высокоточные данные по зависимости деформации от нагрузки, для получения которых были необходимы измерения в испытательных камерах под крайне высоким давлением. Ученые TerraTek проводили исследования по определению свойств горных пород при давлениях вплоть до величин порядка 150 000 фунт/ дюйм 2 (1 034 МПа). Полученные данные позволили провести анализ величины перемещений грунта, вызванных ядерным взрывом. Исследователи TerraTek провели десятки тысяч испытаний горных пород под высоким давлением. Впоследствии эти возможности были использованы для геомеханических исследований и в других областях, в том числе для решения проблем геотермальной энергетики, угледобычи, глубинного захоронения радиоактивных отходов, подземного хранения углевоНефтегазовое обозрение 18. Marsden R: “Geomechanics for Reservoir Management,” in Sonatrach-Schlumberger Well Evaluation Conference – Algeria 2007. Houston: Schlumberger (2007): 4.86–4.91. Осень 2007 50 000 фунт/дюйм2 A' A 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 0 фунт/дюйм2 50 000 фунт/дюйм2 B' B 2,0 фута 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 0,9 1,0 фут 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 фунт/дюйм2 0 футов дородов и добычи нефти и газа. В настоящее время Центр передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger на регулярной основе проводит испытания горных пород, извлеченных с больших глубин, при давлениях до 30 000 фунт/ дюйм 2 (207 МПа) и выше — до 50 000– 60 000 фунт/ дюйм 2 (345– 414 МПа), если это необходимо для анализа прочностых свойств пород для проведения буровых или перфорационных работ. Помимо геомеханических испытаний под высоким давлением в этом Центре осуществляются полномасштабные лабораторные эксперименты по определению характеристик бурения и заканчивания. Специализированные лабораторные геомеханические испытания позволяют получить важнейшие данные для проектирования бурения и заканчивания скважины, а также для управления разработкой пласта. Но так было не всегда. Традиционный инженерный анализ добывного потенциала пласта и продуктивности скважин чаще всего не учитывал неоднородности коллекторских пород. Хотя степень неоднородности и можно было определить по данным газового каротажа бурового раствора, по фотографиям керна или по каротажу петрофизических параметров, эти характеристики никак не отражались в упрощенных однородных представлениях, применявшихся для моделирования пласта и происходящих в нем геомеханических процессов. Механические свойства горных пород часто считались одинаковыми в каждой точке геологического блока и одинаковыми по всем н а п р а в л е н и я м . Та к о й п о д х о д н е избежно приводил к недооценке роли свойств материала в геомеханике. Однако сегодня в отрасли начинают осознавать важность знания свойств горной породы и Рис. 8. Фотография керна, совмещенная с результатами испытания методом царапания. В методе используется острый резец, который проводится по поверхности керна с постоянным прижимным усилием. Глубину царапания, являющуюся показателем прочности породы (красные кривые), можно связать с механическими свойствами исследуемой породы. Интервалы, визуально похожие друг на друга (одинаковые оттенки серого, точки А и А’), могут обладать разной прочностью, тогда как интервалы визуально различные (более светлые и более темные оттенки серого, точки В и В’) характеризуются одинаковой прочностью. Изменчивость механической прочности по длине керна очень высока: от 8 000 до 23 000 фунт/дюйм 2 (55–159 МПа) при общей длине керна всего 8 футов (3,6 м). необходимость учитывать при геомеханическом исследовании изменения ее свойств. Еще одной сложностью в процессе проектно-изыскательных работ является то, что анализ пласта на каждой стадии, от геологического исследования до начала бурения и от стадии геологоразведочных работ до моделирования течения в пласте и управления добычей, обычно проводился независимо, без привязки к его масштабным характеристикам. До недавнего времени не имелось методологии, позволяющей согласовать этот процесс для каждой стадии. Однако развитие методик непрерывного профилирования свойств и многомерного кластерного анализа данных скважинного каротажа позволило создать используемую сейчас единую шкалу масштабной привязки для включения неоднородностей свойств пласта в разрабатываемые модели на всех этапах его анализа и оценки. Непрерывное профилирование. Определение свойств пород пласта методом царапания, также называемое непрерывным профилированием прочности на одноосное сжатие, позволяет провести количественную оценку изменчивости прочности, текстуры и состава образцов керна вдоль их поверхности. Эта изменчивость может быть увязана с изменчивостью и других свойств породы. Данный метод оказался чрезвычайно полезным для правильного определения фаций и неоднородностей, что ранее было сложно или невозможно осуществить с помощью одного только геологического описания или по каротажным диаграммам. Цифровые фотографии керна совместно с испытаниями методом царапания позволяют выполнить визуализацию текстурной неоднородности и обусловленной ею неоднородности прочностных свойств (рис. 8). (Продолжение на стр. 60) 53 Экспериментальная геомеханика: испытания в экстремальных условиях В Центре передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США, изучают влияние геомеханических процессов на широкий диапазон геологоразведочных работ и операций при добыче углеводородов. Диапазон приложений включает следующие фундаментальные проблемы, стоящие перед операторами и ждущие своих решений: • Бурение и заканчивание скважин: оценка устойчивости ствола скважины, вероятности выноса песка и разрушения перфорационных каналов; анализ стыков многоствольных скважин, оценка устойчивости обсаженной скважины с обычными и расширяющимися хвостовиками. • Заканчивание скважин и интенсификация притока: выбор оптимальных мероприятий по заканчиванию с учетом механических и физических свойств горных пород; анализ вариантов по отложенной установке гравийного фильтра и направленного перфорирования; выбор и оптимизация методов интенсификации притока. • Планирование добычи в долгосрочной перспективе: исследование возможных режимов напряженно-деформированного состояния, вызывающих деформацию коллектора в ходе добычи; прогнозирование проседания поверхности и последующего снижения проница- 54 Рис. А. Стенд для испытания крупных блоков на многоосное напряжение с имитацией скважинных условий. Специалист опускает стальную плиту при подготовке к герметизации испытательной камеры. емости; анализ выноса мелких частиц, образующихся в процессе уплотнения, и связанной с этим деградации призабойной зоны; оценка вероятности смятия обсадной колонны. • Перекрывающие породы: испытание бурового раствора на совместимость с глинами; оптимизация выбора бурового раствора; оценка вероятности замедленного обрушения глин в результате взаимодействий между ними и буровым раствором; анализ тепловых эффектов, вызывающих замедленное обрушение глин. • Разведка и разбуривание неисследованных участков: разработка полевых и лабораторных Нефтегазовое обозрение корреляционных зависимостей для прогнозирования механических свойств и напряжений в пласте до начала и во время геологоразведочного бурения. Испытания проводятся в различных специализированных лабораториях в зависимости от типа испытываемого материала, технических требований заказчика и сложности исследования. Многие крупномасштабные испытания осуществляются в лаборатории заканчивания скважин. Одним из ее главных преимуществ является наличие стенда для испытания крупных блоков на многоосное нагружение, благодаря которому обеспечиваются контролируемые условия нагрузки для регистрации поведения породы в ходе квазистатического испытания. На этой установке исследователи могут одновременно измерять харктеристики деформации и динамический отклик образцов при нагружении с различной скоростью и до различных пределов. Этот стенд для испытаний крупных блоков можно использовать для моделирования различных скважинных условий и давлений. Диапазон применений стенда весьма широк — от анализа устойчивости ствола скважины до оценки вероятности выноса песка, нагрузки на хвостовик и песчаный фильтр, оценки эффективности перфорирования, а также моделирования ГРП. Внешняя часть стенда, размещенного в шахте, изготовлена из нескольких стальных колец, поставленных друг на друга. Они образуют оболочку внутренней камеры, в которой может поместиться блок горной породы Осень 2007 размером до 30 х 30 х 36 дюймов (76 х 76 х 91 см). Камера герметизирована стальными плитами, закрепленными на 12-ти больших стяжных стержнях (рис. А). На противоположных сторонах образца горной породы установлены три пары устройств баллонного типа, называемых плоскими гидравлическими домкратами, которые создают независимую трехосную нагрузку по каждому из трех направлений главных напряжений. Эти три пары домкратов находятся под внутренним давлением, при этом одна поверхность домкрата действует на поверхность образца, а другая — на стенку внутренней камеры испытательного стенда или на ее опорную плиту. Максимальное напряжение, которое можно приложить по каждому из трех направлений, составляет 8 000 фунт/ дюйм 2 (55 МПа), а максимальная разница между двумя горизонтальными напряжениями не превышает 2 000 фунт/ дюйм 2 (13,8 МПа). Напряжение по каждому из направлений можно контролировать независимо. На представленном испытательном стенде можно также контролировать поровое давление в образце. При подобных испытаниях образец горной породы помещается в тонкостенный стальной контейнер, а на верхнюю и нижнюю поверхность образца накладываются толстые резиновые листы для предотвращения утечки флюида, находящегося под давлением. Пористая обкладка вокруг блока, состоящая из проппанта, обеспечивает граничное условие с постоянным давлением. Каждое из трех главных напряжений, поровое давление Рис. Б. Стенд для испытаний на многоосное нагружение. На этой установке можно проводить испытания образцов размером до 12 х 12 х 16 дюймов (30 х 30 х 41 см). и давление в скважине контролируются с помощью специального программного обеспечения, которое, в частности, может быть запрограммировано на поддержание постоянного эффективного напряжения на блоке в ходе всего испытания. Для некоторых экспериментов требуется модельная проницаемая зона, ограниченная сверху и снизу непроницаемыми слоями. В таких случаях для подачи жидкости (которая может варьироваться от некоторого минерализованного раствора 55 Рис. В. Образец с измерительными устройствами, подготовленный для испытания на трехосное напряжение. Представленная экспериментальная установка применяется для измерения радиальной и осевой деформации, а также скорости продольных и поперечных волн. Данная конфигурация позволяет одновременно определить псевдостатические и динамические упругие свойства образца в условиях пластовых напряжений. Через керн, состоящий из чередующихся светлых и темных слоев алевролита и аргиллита, пропускаются ультразвуковые импульсы и измеряются скорости сейсмических волн в породе. Этот образец изолирован прозрачной полиуретановой пленкой, предотвращающей переток жидкости между зонами с внешним сжимающим давлением и поровым давлением. На данных стендах можно также проводить испытания по уплотнению при одноосной деформации, испытания толстостенных цилиндрических образцов и другие испытания со специально заданными траекториями нагружений при температуре до 200°С (392°F). Осевое усилие, прикладываемое к образцам диаметром до 6 дюймов (15 см), достигает 1,5 х 106 фунт-сил (6,7 МН). Мониторинг внешнего и порового давления осуществляется с помощью обычных датчиков давления с пределом измерений 30 000 фунт/дюйм2 (207 МПа). Еще одна установка в данной лаборатории позволяет развить давление 60 000 фунт/дюйм2 (414 МПа). до реального бурового раствора и различных жидкостей для заканчивания скважин) используется инжектор с контролируемой подачей, который может поддерживать заданный расход 56 жидкости или заданную величину давления. Закачка может быть реализована для скважины уменьшеннго масштаба или скважины реального размера. Образцы меньших габари- тов испытываются на стенде для образцов среднего размера (рис. Б). Этот стенд часто используется для исследования кислотного ГРП и других методов интенсификации притока и обладает целым рядом возможностей. Еще одним уникальным экспериментальным подразделением является лаборатория механики горных пород, оснащенная 14 стендами, предназначенными для испытаний цилиндрических образцов пород диаметром от 0,5 до 6 дюймов (12,7–152,4 мм). Испытания, проводимые на меньшем масштабе, также могут дать ценную информацию о характеристиках породы. а Для измерения деформации породы и влияния деформации на скорость сейсмических волн был разработан специальный стенд для трехосных испытаний (рис. В). Скорости звука, измеренные одновременно с измерениями осевой и радиальной деформации, дают информацию о статических и динамических механических свойствах породы, которые можно увязать с каротажными данными. Образец керна диаметром 1 дюйм (2,5 см) и длиной 2 дюйма (5 см) удерживается на стенде для трехосных испытаний между отполированными торцевыми пластинами из закаленной стали, при этом он изолирован непроницаемой мембраной. Смещения при воздействии на образец напряжений и давления регистрируются рычажными датчиками вдоль осевого и радиальных направлений. Датчик для измерения осевой деформации прикреплен к верхней торцевой пластине, смещение определяется через отклонение опорного конуса, Нефтегазовое обозрение присоединенного к нижней торцевой крышке. Система датчиков для регистрации радиальной деформации состоит из кольца с четырьмя тензометрическими рычажными датчиками, измеряющими радиальное смещение в четырех точках, определяющих две перпендикулярные оси, пересекающиеся в центре образца. Нижняя торцевая пластина опирается на внутренний тензодатчик напряжений, и осевое напряжение рассчитывается по измеренному усилию, действующему на него. В ходе испытаний проводится корректировка данных на упругую деформацию торцевых пластин и на деформации, связанные с материалом изолирующей оболочки. В торцевых пластинах также находятся пьезоэлектрические преобразователи, которые предназначены для измерения скорости распространения ультразвуковых колебаний. Такие датчики преобразуют электрические импульсы в механические и наоборот. Продольные и поперечные колебания генерируются импульсным генератором, который подает короткий высоковольтный импульс ультразвукового диапазона на один из пьезоэлектри- а. В лаборатории можно проводить испытания широкого диапазона — на свободное одноосное сжатие, одноосное деформирование в стесненных условиях, трехосное сжатие и многоступенчатое трехосное сжатие, испытания при контролируемом постоянном параметре траектории напряжений К и испытания на толстостенных цилиндрических образцах (с радиальным потоком жидкости и без него, с измерением выноса песка), испытания на прочность на растяжение, а также испытания с одновременным измерением скоростей звука и акустической эмиссии — и многие другие специальные испытания и исследования. Осень 2007 ческих преобразователей. Этот импульс распространяется через образец горной породы в виде упругой волны. Регистрирующий преобразователь на другом конце образца преобразует эту волну в электрический импульс, который выводится на цифровой осциллограф. Скорости продольной и поперечной волн рассчитываются по времени их пробега через образец. После сборки образец с измерительными устройствами помещается в камеру высокого давления, которая заполняется уайт-спиритом или маслом для поддержания внешнего сжимающего давления. При каждом испытании проводится измерение и контроль осевого напряжения, осевой деформации, радиальной деформации и внешнего сжимающего давления. В зависимости от поставленных задач эти испытания могут проводиться с дренированием поровых флюидов до достижения атмосферного давления или без дренирования. Кроме того, можно поддерживать повышенную температуру для большего соответствия реальным пластовым условиям. Стенд для испытаний на трехосное нагружение позволяет проводить измерения для различных ориентаций относительно плоскостей напластования. С помощью таких измерений можно определить предельную поверхность разрушения образца в зависимости от ориентации нагружения относительно направлений напластования. Кроме того, можно установить анизотропные свойства породы. Эта информация очень важна для прогнозирования устойчивости ствола скважины, определения Рис. Г. Модельная скважина в лаборатории TerraTek. Полномасштабную буровую установку и модельную скважину можно сконфигурировать для испытаний на производительность, износ, отклонение и динамические характеристики работы полноразмерного бурового долота при бурении на депрессии или репрессии с учетом пластовых условий на модельных глубинах. Буровым трехплунжерным насосом со специальным высоконапорным манифольдом можно создавать давление до 11 000 фунт/дюйм 2 (75,8 МПа) для имитации бурения под высоким давлением. Установка может также использоваться для изучения влияния различных буровых растворов на показатели бурения, скругливание долота, повреждение пласта, отбор керна и проникновение фильтрата в керн. пластовых напряжений и планирования ГРП в сильно анизотропных пластах, например, таких, как низкопроницаемые газоносные глинистые сланцы. Ск ор ос ти ультр а з вука, по - 57 Рис. Д. Моделирование треугольного вывала. Показанный песчаник, находящийся под действием увеличивающегося сжимающего давления, разбуривался без бурового раствора; модельная скважина постепенно растрескивалась. В результате получился классический рельеф стенок скважины с треугольными вывалами. лу ч е н н ые с о в м е с т н о с ре з ул ь татам и и зм е р е н и й о с е в о й и р ад и аль н о й де ф о рм а ци и , д а ю т и н ф ор м ац и ю о с т а т и ч е с ки х и д и н ам и ч е с ки х м е х а н и ч е ск и х с во й с тва х , ко т о ры е м о ж н о у вя зать с к ар о т а ж н ы м и д а н н ы м и . С к ор ос ти ул ьт ра з в уко в ы х во лн в п е с ч ани ка х , о с о бе н н о в с лаб ос ц е м е н т и ро в а н н ы х , с уще с тве н н о за в и сят о т н а пряж е н и я . Так и м о бра з о м , и з м е н е н и я н ап р я ж е н и я м о ж н о о т ка л и б р о вать п о ве л и ч и н е с ко ро ст и ак у с ти ч е с к и х в о л н . Д л я м н о г и х д р у г и х, б о ле е с це м е н т и ро в а н н ых п о р о д , та ки х , ка к пл о т н ы е п е с к и и г ли ни с т ы е сл а н цы , хар ак те р н о со в с е м д руг о е по ве д е н и е . С к о ро с т и в о л н в э т и х п о р о д ах п р акт и ч е с ки н е з а в и сят от н ап р я ж е н и я, по эт о м у и з м е н е н и я в и зм е ре н н ы х с ко ро ст ях м ож н о с вя зат ь с д руг и м и ф а кт о - 58 ра м и , на пр и мер , с а ни з отр опи ей св о й с тв пор оды . Более ранние представления о поведении пород основывались на результатах испытаний однородных и изотропных материалов, такие же упрощенные представления присутствовали и в используемых моделях. В настоящее время все больше внимания уделяется новым возможностям, связанным с нетрадиционными запасами углеводородов, что требует определения истинных свойств пород, в которых они залегают. Такие установки, как описанный стенд для трехосных испытаний, позволяют получить данные, являющиеся основой для построения новых моделей, учитывающих неоднородную, анизотропную природу сложных пластов. В Центре TerraTek также прово- дятся испытания новых технологий бурения, заканчивания и интенсификации добычи, включая испытания буровых растворов и долот под высоким давлением. Хотя имеющиеся возможности и позволяют измерять отдельные свойства пород и растворов при экстремальных температурах и давлениях, получить полную картину таких сложных процессов, как раскалывание и дробление горных пород в присутствии бурового раствора на больших глубинах, гораздо труднее. Чтобы проводить крупномасштабные геомеханические испытания, в лаборатории бурения имеется модельная скважина, в которой можно воспроизвести давление на глубине продуктивного пласта и обеспечить циркуляцию бурового раствора с теми же параметрами, которые обычно требуются при бурении в экстремальных условиях (рис. Г). Модельная скважина TerraTek — центральное звено недавних исследований по бурению при высоком давлении, финансируемых Министерством энергетики США в рамках межотраслевой программы под названием Deep Trek. С Центром TerraTek был заключен договор на проведение полномасштабных лабораторных испытаний долот и опытных буровых растворов при скважинном давлении 10 000 фунт/дюйм2 (68,9 МПа), что намного превышает давления, рассматриваемые во всех предыдущих исследованиях. Результаты данных испытаний могут оказать большое влияние на экономические показатели бурения на больших глубинах. Проведенные исследования показали, что скорость проходки при бурении глубоких скважин Нефтегазовое обозрение можно увеличить за счет использования усовершенствованных долот и буровых растворов. Хотя предыдущие исследования показали, что скорость проходки снижается при повышении скважинного давления, при этом не были учтены некоторые факторы, существенно влияющие на скорость проходки на большой глубине, такие, как тип бурового раствора, используемый утяжелитель и мгновенная фильтрация (поглощение фильтрата). б Еще одной типичной проблемой, связанной с устойчивостью ствола скважины, являются треугольные вывалы породы (breakouts) в скважине. Хотя треугольные вывалы часто возникают во время бурения, они могут также повлиять и на процесс заканчивания скважины. В одном из исследований по этой проблеме инженеры TerraTek пробурили скважину диаметром 8½ дюйма (21,6 см) в вырезанном из массива образце песчаника большого размера. Образец был подвергнут воздействию увеличивающегося сжимающего напряжения. Получившийся в скважине треугольный вывал оказался схож с повреждениями в реальных скважинах, бурив- б. Мгновенная фильтрация — это мгновенный уход некоторого объема жидкого компонента бурового раствора при его проникновении в стенку скважины до образования плотной фильтрационной корки. Подробнее об испытаниях на скорость проходки см.: Judzis A, Bland R, Curry D, Black A, Robertson H, Meiners M and Grant T: “Optimization of Deep Drilling Performance; Benchmark Testing Drives ROP Improvements for Bits and Drilling Fluids,” paper SPE/IADC 105885, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 20–22, 2007. Осень 2007 Рис. Е. Рельефы бурения. По отпечаткам, оставленным долотом на забое, можно отследить его работу при бурении высокопрочного песчаника. В данном примере бурение осуществлялось долотом, армированным поликристаллическими алмазными вставками, с буровым раствором на углеводородной основе плотностью 16 фунт/галлон (1,9 г/см3) при скважинном давлении 10 000 фунт/дюйм2 (68,9 МПа). Затем, чтобы определить влияние различных условий на производительность бурения, проводилось изучение отпечатков на забое. Уменьшение глубины колец свидетельствует о снижении эффективности долота и, следовательно, о снижении скорости проходки. При использовании некоторых буровых растворов отпечатки могут иногда полностью исчезать. шихся со слишком легким буровом раствором (рис. Д). Затем этот же образец был использован для испытаний раздвижного противопесочного фильтра на механическую целостность. Фильтр в сборке с несущей трубой был расширен и плотно прижат к стенке скважины с частичным прониканием в зону треугольного вывала для определения того, насколько далеко внутрь треугольного вывала мог деформироваться фильтр. Кроме того, определя- лось сопротивление фильтра сжимающей нагрузке. Наличие других факторов, негативно влияющих на показатели бурения, таких, как вибрация или закручивание ствола скважины, определяется путем изучения рельефа бурения долота (рис. Е). Используя модельную скважину, инженеры имеют возможность тщательно исследовать рельеф, оставляемый долотом на забое, что в иных случаях было бы невозможно. 59 1 Гаммакаротаж 0 gAPI 150 Фотоэффект барн/е Скважина 1 Скважина 2 Отклонение 6 Объемная плотность г/см3 3 2 Пористость по нейтронному Удельное каротажу Каверномер сопротивление 5 дюймы 15 0 Ом·м 1 000 0,45 об./об, –0,15 Глубина, футы X 500 Глубина, футы X 500 Глубина, футы X 500 X 600 X 600 X 600 X 700 X 700 X 700 X 800 X 800 X 800 X 900 X 900 X 900 Y 000 Y 000 Y 000 Y 100 Y 100 Y 100 Y 200 Y 200 Y 200 Y 300 Y 300 Y 300 Y 400 Y 400 Y 400 Y 500 Y 500 Y 500 Кластер 0 50 Проценты 100 Рис. 10. Выделение кластеров по двум скважинам. Кодированные цветом каротажные данные по каждой скважине вместе с результатами анализа величины отклонения (колонка «Отклонение») используются для определения изменений толщины и расположения ранее выделенных кластеров от скважины к скважине. В данном примере, красно-синежелтые последовательности в скважине 1 значительно выше и толще, чем в скважине 2. Три выброса с расхождением более 40% (красная линия) указывают на зоны для последующего отбора керна с целью более подробного описания набора вскрытых фаций. Рис. 9. Кластерный анализ каротажных диаграмм. Для выделения сходного и различающегося поведения объединенных кривых на каротажных диаграммах применяется многомерный статистический алгоритм. Это позволяет пользователю выявить литологические комплексы с одинаковыми и различающимися свойствами. Результаты выводятся в виде последовательности кластеров с цветовой кодировкой для визуальной интерпретации литологических комплексов с сильно отличающимися свойствами в рассматриваемом интервале (колонка 4). 60 Непрерывное профилирование прочности в комбинации с кластерным анализом выявляет фундаментальные зависимости, позволяющие перейти к более крупному или более мелкому масштабу описания задачи (upscaling and downscaling) и поэтому является мощным инструментом построения корреляций между свойствами керна и каротажными данными. Кластерный анализ. Кластерный анализ позволяет определить степень неоднородности на масштабе скважинного каротажа, основываясь на многомерном анализе каротажных кривых (рис. 9). Данный метод основан на использовании подробных алгоритмов выделения участков схо- жего и различающегося поведения кривых. Поскольку в нем анализируются обобщенные характеристики, основанные на комбинации полного набора измерений, этот метод позволяет выделить небольшие, но согласованные изменения в каротажных данных. В отношении неоднородного распределения свойств материала кластерный анализ позволяет также определить подходящий масштаб для варьирования величин переменных на последующих этапах анализа данных в ходе реализации проекта. Выделение кластеров. Кластерный анализ можно применять как для одной, так и для нескольких скважин, проводя сравнение контрольной Нефтегазовое обозрение Неоднородность по керну 50 000 10 000 50 000 Неоднородность по образцам 0 футов 0 футов 1 1 10 000 50 000 10 000 Неоднородность по каротажным данным 2 1 фут 1 фут 2 фута 2 фута 1 2 50 000 10 000 33 2 дюйма 2 0 футов 0 футов 3 4 4 4 10 000 40 000 1 фут 1 фут 2 фута 2 фута Рис. 11. Использование неоднородности породы для выбора лабораторных образцов. Неоднородность по каротажным данным, обозначенная цветом кластеров (слева на рис.), сравнивается с результатами анализа неоднородности керна методом царапания (красные кривые), наложенными на его фотографии (в центре рис.). На диаграмме неоднородности по каротажным данным используется цветовая кодировка для разграничения зон с одинаковыми и различающимися свойствами материала в зависимости от прочности на свободное одноосное сжатие. В данном примере желтые кластеры соответствуют самым слабым блокам, а коричневые — самым прочным. При прохождении через область 1 (желтый кластер), область 2 (от желтого до темно-синего), область 3 (от скважины (с отбором керна) с другими скважинами на месторождении. Особенности, выделенные путем кластерного анализа для одной скважины, можно использовать для выделения схожих особенностей в соседних скважинах с помощью процесса, называемого выделением кластеров. Этот процесс начинается с определения кластеров каротажных данных в контрольной скважине на дискретных интервалах, где отбирался керн. Затем значения каротажных данных в этих кластерах сравниваются с каротажными данОсень 2007 темно-синего до коричневого) и область 4 (коричневый кластер) прочность породы изменяется более чем на 400%. На фотографиях керна (в центре рис.) видно соответствующее изменение прочности на свободное одноосное сжатие от 10 000 фунт/дюйм 2 (68,9 МПа) в алевролитах (разрез керна 1) до 40 000 фунт/дюйм 2 (275,8 МПа) в базальных карбонатах (разрез керна 4) в пределах данного интервала протяженностью 40 футов (12 м). Из сплошного керна отобраны цилиндрические образцы для проведения детального анализа и испытаний (справа на рис.). Такая методика помогает операторам обеспечить репрезентативность отобранных двухдюймовых цилиндрических проб в отношении изменчивости свойств, наблюдаемой в сплошном керне. ными по другой скважине, в которой керн не отбирался. Используя соотношения, полученные на основе корреляций керновых и каротажных данных в контрольной скважине, проводится выделение кластеров каротажных данных во второй скважине, при этом строится кривая ошибки для оценки отклонения данных каротажа от параметров наиболее подходящего кластера. Считается, что кластеры совпадают плохо, если расхождение превышает 40%, а это указывает на то, что выделенные ранее класте- ры не связаны с данными в рассматриваемом интервале каротажа, следовательно, здесь присутствует новая фация. Такие участки являются кандидатами на отбор керна для получения их детальных характеристик с целью введения определений новых кластеров и более детального описания набора фаций на исследуемом объекте (рис. 10). Кластерный анализ также можно использовать для оптимального выбора образцов керна. При исследовании пластов коллектора требуется испытание образцов самого слабого 61 Кластер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Рис. 12. Кластерный анализ по нескольким скважинам в масштабе бассейна. Данное изображение построено с помощью программного комплекса сейсмогеологического моделирования и интерпретации Petrel, чтобы помочь заказчикам визуализировать результаты кластерного анализа и проследить качество пласта по всему месторождению. Различные кластерные блоки соответствуют различному уровню продуктивности скважин. Они также связаны с параметрами, характеризующими возможность сдерживания роста трещины. После лабораторного определения значений этих двух параметров их можно распространить по горизонтали по всей площади бассейна. Выделены поверхности, ограничивающие интервалы с наивысшими значениями продуктивных свойств пласта. Кластерный анализ в данном случае позволил выявить и охарактеризовать неоднородность, присущую любому из таких литологических элементов, которые в ином случае считались бы однородными. и самого прочного керна методом непрерывного профилирования, причем в пропорции, соответствующей их относительной распространенности в коллекторе. Неправильный отбор керна в неоднородном или тонкослоистом пласте может существенно исказить представления о свойствах пласта. Кластерный анализ помогает операторам увязать свойства по каротажным и керновым данным по всему месторождению и тем самым определить, какие части керна заслуживают дополнительного анализа (рис. 11). Используя результаты кластерного анализа неоднородности на каротажных диаграммах и аналогичные измерения на керне методом царапания, оператор может определить минимальное количество и оптимальное расположение образцов, необходимых для адекватного описания керна. Прогнозирование свойств на уровне кластеров. Поскольку модели традиционно строятся на основе структуры 62 и стратиграфии бассейна, дискретное и неоднородное распределение коллекторских и неколлекторских литологических комплексов в пределах одного стратиграфического разреза обычно представлено плохо. Кластерный анализ позволяет выделить блоки изменения свойств по их подобию и картировать их распределение по длине ствола скважины. Сопоставляя лабораторные данные по этим блокам с объединенными каротажными кривыми, можно получить корреляции между керновыми и каротажными данными для каждого кластера. Поскольку рассматриваемый метод не зависит от изменения толщины или последовательности различных кластерных блоков, он позволяет прогнозировать свойства вдоль направления исследованного интервала скважины. Анализ по нескольким скважинам. Для анализа в масштабе всего месторождения выделенные кластеры в нескольких скважинах привязывают- ся к общей эталонной модели, включающей описание свойств материала по всему месторождению. Результаты этого анализа можно использовать для трехмерного отображения изменения коллекторских и неколлекторских комплексов по простиранию пласта. Кластерный анализ был очень полезен в проведенных региональных исследованиях для заказчика, который хотел разрабатывать нетрадиционные запасы газа. Целью работы было провести моделирование вертикальной и горизонтальной прерывистости основных продуктивных блоков в плотных газоносных глинистых сланцах. Такие пласты-коллекторы сильно неоднородны как по вертикали, так и по горизонтали, и имеют локальные диагенетические изменения, обуславливающие значительную изменчивость свойств горных пород. В результате коллекторские и механические свойства сильно варьируются от точки к точке между скважинами; также значительно меняется продуктивность скважин, даже если они пробурены на небольшом расстоянии друг от друга. Заказчик потребовал провести исследования, чтобы определить характер изменчивости проницаемости, газонасыщенной пористости, а также общего содержания органических веществ, поскольку эти параметры определяют качество коллектора. Кроме того, было важно понять, как меняются условия сдерживания вертикального распространения трещин гидроразрыва в пласте между различными скважинами, вскрывшими наиболее перспективные продуктивные блоки. Для обеспечения оптимальной продуктивности даже в высокооднородном пласте требуется качественное заканчивание скважины. Без успешного ГРП с контролируемым распространением трещины по вертикали, возможно получение низкой продуктивности скважины даже в случае высокооднородного пласта. Определив на месторождении области, где обеспечены условия для высокой продуктивности скважины и ее качественного заканчивания, заказчик смог выделить самые перспективные объекты месторождения (рис. 12). Результаты этих исследований также могли бы помочь в визуализации распределения добычи по площади бассейна. Нефтегазовое обозрение Для проведения оценки данного месторождения учеными TerraTek был использован кластерный анализ и выделение кластеров. Информация о вертикальной последовательности кластерных блоков в скважине помогла заказчику определить расположение и мощность участков с наилучшими коллекторскими свойствами. Определив эти параметры, заказчик смог выбрать оптимальную геометрию горизонтальных скважин и наилучшие интервалы для перфорирования. Кроме того, информация о свойствах кластерных блоков непосредственно выше и ниже наиболее перспективных продуктивных интервалов способствовала определению механических свойств и условий контроля распространения трещин ГРП в вертикальном направлении. Моделирование геомеханических свойств Взаимное влияние геологических характеристик, ориентации ствола скважины и изменений напряжения, вызванных бурением или добычей углеводородов, является сложной трехмерной проблемой. Это взаимное влияние непрерывно меняется со временем, что добавляет еще одно измерение и еще один уровень сложности. В течение срока эксплуатации месторождения происходят бесчисленные события, изменяющие геомеханическую картину в пространстве между коллектором и поверхностью. Проводится бурение и исследование разведочных скважин; бурятся и осваиваются дополнительные скважины; некоторые скважины переводятся в нагнетательный режим, другие — ремонтируются, а третьи вообще останавливаются и ликвидируются. Все эти операции вызывают изменения напряжения: одни — лишь очень небольшие, другие — более значительные. В некоторых случаях такие изменения могут привести к значительным убыткам, например, оказывая влияние на целостность, пористость и проницаемость пласта, целостность скважины и системы заканчивания, а также приводя к уплотнению пласта и осадке вышележащих горных пород. Мотивировкой изучения таких изменений стало отчасти понимание того, что на определенных месторождениях Осень 2007 осадка оказалась напрямую связана с добычей. Чтобы понять характер осадки пород на месторождении Уилмингтон (Wilmington), Калифорния, США, и предсказать ее дальнейшее развитие, в начале 1950 - х гг. были построены первые математические модели. 19 Позднее, в связи с осадкой пород на месторождении Экофиск (Ekofisk) в Северном море, открытом в начале 1980 - х гг., встал вопрос о создании более полных компьютерных моделей на основе конечно-элементного анализа. Эти модели связывали добычу углеводородов с изменением коллекторских свойств и деформации, а также, в свою очередь, с движением морского дна и образованием разломов в вышележащей толще. Геологоразведочные и добывающие компании начали интересоваться данными об изменении напряжений по мере истощения месторождений. Если бы моделирование изменений напряжений в течение всего срока эксплуатации месторождения можно было выполнить с достаточной точностью, эксплуатирующие компании могли бы предсказывать возникновение осложнений в скважине в течение всего срока ее службы или же предвидеть необходимость уплотняющего бурения. Неуклонный рост вычислительных мощностей дает возможность использовать все более изощренные методы моделирования в геомеханических программных продуктах. Одним из таких методов моделирования поведения горных пород, разработанных для анализа изменений напряжения в коллекторах, является программный комплекс для анализа напряжений и деформаций VISAGE. Этот передовой программный комплекс геомеханического моделирования был создан в ходе исследований самопроизвольной избирательности заводнения на месторождениях в Северном море и в других регионах. Разработанный в 1993 г. компанией V.I.P.S. (Vector International Processing Systems), Брэкнелл, Англия, геомеханический программный комплекс VISAGE предназначен для решения уравнений, связывающих напряжения и поровое давление в горной породе с деформацией и изменением фильтрационно-емкостных свойств. Объединяя геомеханику, данные о по- ведении горных пород и технологии разработки пласта, компания V.I.P.S. создала первый в мире комплексный программный продукт по моделированию геомеханических и гидродинамических процессов в пласте с учетом их взаимного влияния. После приобретения компании V.I.P.S. компанией Schlumberger в апреле 2007 г. центр в Брэкнелле получил название Центра передового опыта «Геомеханика месторождений». Конечно-элементное моделирование широко используется для анализа напряжений как в обычных инженерных, так и в геомеханических исследованиях. Конечно-разностное моделирование используется для анализа течения флюидов. Преимуществом VISAGE является интегрированное описание и моделирование геомеханических напряжений и течения флюидов в пласте в их эволюции во времени и с учетом их взаимосвязанности путем объединения двух традиционных типов анализа. Такой подход к моделированию является ключевым при построении трехмерных и зависящих от времени псевдочетырехмерных механических моделей геологической среды. В отличие от моделей пласта, предназначенных для описания его разработки без учета напряжений, геомеханические модели месторождения должны учитывать не только сам пласт, но и перекрывающую его толщу, морское дно, нижележащие породы и боковые (прилегающие) породы, которые часто обеспечивают задание граничных условий для напряжений. 20 Геомеханические модели месторождения, как правило, намного больше стандартных гидродинамических моделей пласта по размерности и требуют значительно больших объемов данных для их оснащения, что бывает трудно обеспечить. 19. McCann GD and Wilts CH: “A Mathematical Analysis of the Subsidence in the Long BeachSan Pedro Area,” technical report, California Institute of Technology, Pasadena (November 1951), in Geertsma, сноска 2. 20. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T and Stouffer T: “Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling,” Oilfield Review 15, no. 2 (Summer 2003): 22–39. 63 Геологические данные • Региональная тектоническая система • Структурные карты по глубине • Литостратиграфическая колонка • Региональные тенденции уплотнения • Анализ бассейна • Определение ориентаций плоскостей разлома при землетрясениях • Пластовая наклонометрия • Испытания и описание керна – состав и текстура породы – интеграция керновых и каротажных данных – определение неоднородности и анизотропии – описание петрофизических и механических свойств Сейсмические данные • Куб сейсмических данных • Площадные сейсмопрофили • Скоростная томография • Данные вертикального сейсмического профилирования и сейсмокаротажа • Скоростные разрезы по продольным волнам Оценка параметров пласта • Каротажные данные, полученные приборами на кабеле и в процессе бурения – гамма –каротаж, измерение удельного сопротивления, каротаж плотности, акустический каротаж, кавернометрия – акустический сканер – анализ изображений ствола скважины • Скважинные испытания и измерения пластового давления – опробование пластов, в том числе приборами на бурильных трубах Данные при бурении • Суточные отчеты по бурению • Отчет об окончании бурения скважины • Профиль плотности бурового раствора • Испытания на гидроразрыв, испытания пласта на прочность, пробные мини–ГРП • Инклинометрия • Данные газового каротажа бурового раствора Калибровочные данные • Лабораторные исследования керна • Измерения напряжений в пласте путем испытания на гидроразрыв • Выявленные треугольные вывалы и другие повреждения, возникшие под действием напряжений • Данные по добыче и другие измерения на месторождении Рис. 13. Набор входных параметров для механической модели геологической среды. Сложное поведение пород, их изменяющиеся и неоднородные свойства и крупномасштабное моделирование требуют более совершенного программного обеспечения и более высокого качества данных, особенно керновых. Старые упрощенные модели позволяли пользоваться упрощающими допущениями и повсюду предполагать однородность свойств плас64 та. Современные, более совершенные методы численного моделирования неизбежно требуют расширенного набора входных данных. Рассматриваемая ниже геомеханическая модель месторождения построена с учетом этого требования (рис. 13). Геомеханическое моделирование обычно начинается с построения трехмерной структурной модели. Следующим шагом является добавление в нее сведений о механических свойствах каждого пласта и разлома, полученных на основе сейсмических, каротажных и керновых исследований, а также геостатистических проекций и инверсии данных по треугольным вывалам и бурению в отдельных скважинах. После этого задаются граничные условия, отражающие существующие профили напряжений на боковых границах модели. Далее модель с введенными данными импортируется в систему VISAGE для расчета эволюции напряжений во всей расчетной области (рис. 14). Основным движущим механизмом при моделировании являются, главным образом, изменения давления при извлечении флюида из коллектора или при закачке жидкости. Течение флюида моделируется с помощью программного пакета для моделирования коллектора, например, такого, как ECLIPSE. Учитывая эти изменения давления при расчете напряжений с помощью VISAGE, можно точно спрогнозировать деформации и изменение напряжений в геологической среде и оценить их влияние на такие свойства пласта, как проницаемость и пористость. Построенную модель можно использовать в качестве источника данных о состоянии напряжений на следующих ключевых этапах: • планирование скважин: устойчивость ствола скважины и оптимальное направление бурения; • заканчивание скважин: борьба с выносом песка; • интенсификация притока: направление трещин гидроразрыва; • управление эксплуатацией месторождения: поддержание давления и закачка; • целостность скважин: конструкция скважины, учитывающая уплотнение и осадку пласта по мере его эксплуатации. Такой комплексный подход был недавно использован при изучении месторождения Саут-Арн (South Arne) в датском секторе Северного моря, где ведется добыча из пластов Маастрихтский Тор и Датский Экофиск, сложенных мелом. Приток нефти из низкопроницаемого мелового слоя обеспечивается как закачкой воды, так и уплотнением самого мела. В 2006 г. на этом месторождении были проведены исследования с целью проведения количественной оценки результатов эксплуатации за период с 1999 до 2005 гг. и определения показателей предполагаемого плана освоения. В исследованиях, включавших 4 этапа, использовалась модель ECLIPSE, откалиброванная по истории разработки, и программный комплекс геомеханического моделирования VISAGE. Целью первого этапа являлось усовершенствование имевшейся модели коллектора путем добавления большего числа пластов и структурных особенностей. Сначала модель была расширена до морского дна за счет добавления 20 новых слоев и 8 горизонтов для оптимального описания вышележащей толщи. Ниже продуктивного пласта было добавлено 10 слоев в качестве подстилающей толщи, а на каждой из четырех боковых границ введено по 8 ячеек, служащих боковой толщей. Затем в расширенную модель было добавлены 45 разломов и две различные системы трещин. Механические свойства определялись по результатам лабораторных испытаний, калибровке по керновым данным и литературным данным. Калибровочное одноосное напряжение было установлено по диаграмме плотностного каротажа, результатам испытаний на гидроразрыв и результатам моделирования порового давления на основе каротажных данных. На втором этапе проводилось определение начального напряженного состояния до начала добычи. Начальное распределение эффективных напряжений было рассчитано на основе свойств, определенных на первом этапе. В этих расчетах учитывались скачки деформаций и прочностных свойств различных слоев, а также разрывы в самих слоях (рис. 15). Рассчитанное начальНефтегазовое обозрение Импорт из программного комплекса ECLIPSE или Petrel (или из обоих) Импорт поверхностей разломов Добавление сведений о перекрывающей, нижележащей и окружающих (боковых) толщах ∆p, ∆T Данные и результаты, используемые при техническом проектировании и планировании Моделирование с помощью ECLIPSE Моделирование с помощью VISAGE ∆kij, ∆Vpore Инициализация и взаимосвязанное моделирование (параллелизация) Выбор определяющих соотношений и значений параметров элементов модели Рис. 14. Последовательность операций при взаимосвязанном четырехмерном моделировании механических свойств коллектора. Данные о продуктивном пласте и его структуре образуют основу исходной модели месторождения. Затем в нее добавляются характеристики окружающих горных толщ. Напряжения и деформация моделируются по всему коллектору и прилегающим породам, что позволяет получить информацию об их изменении во времени. ное напряженное состояние было проверено для подтверждения его согласованности с полевыми данными и геологическими особенностями, связанными с величиной и ориентацией напряжений и ориентацией разломов. Це ль ю тр е ть е г о э т а па яв л ял о сь опред е ле н и е с у щ е с т в ую щ и х н а пря же н и й . Д ля э т о г о бы л о н е о бходи м о вып олн и т ь м о д е л и ро в а н и е к ак те ч е н и я ф лю и д о в , т а к и и з м е н ени я н ап р я ж е н и й , о т т а л ки в а яс ь от и зм е н е н и й д а в л е н и я, пре д с ка занног о п у те м м о д е л и ро в а н и я с испо ль зован и е м па ке т а E C L IP S E . Зате м с п о м ощь ю V I S AG E о це н и ва ли с ь и зм е н е н и я н а пряж е н и й и дефо р м ац и й , вызв а н н ы е про це сс а ми д об ыч и и зака ч ки . Р а сс ч и т а н н ое у п ло тн е н и е н а кро в л е пл а с т а хоро шо с ог лас у е т ся с о з н а ч е н и е м , получ е н н ым и з а н а л и з а т ре х м е рн ых с е й с м и ч е с к их д а н н ы х . Осень 2007 Кроме того, было необходимо оценить риск обрушения скважины. Взаимосвязанное гидрогеомеханическое моделирование показало, что схлопывание пор пласта-коллектора вызовет уплотнение и осадку пород с последующим обрушением стенок скважины (рис. 16). На последнем этапе проводилось моделирование течения флюидов и изменения напряжений при проницаемости, зависящей от изменений напряжения и деформации. После калибровки по данным о добыче и закачке с течением времени, геомеханическая модель показала хорошее согласование с историей добычи. Мониторинг месторождения: геомеханика и данные четырехмерных сейсмических исследований После построения модели месторождения ее необходимо периодически обновлять на основе данных мониторинга. Для мониторинга геомеханических эффектов в масштабе месторождения разработаны различные методики. Например, для измерения осадки поверхности используются глобальные системы позиционирования (GPS), батиметрия и скважинные наклономеры. Уплотнение пласта можно выявить, отслеживая перемещения муфт обсадной колонны, хотя этот метод и недостаточно точен. Методы пассивного микросейсмического мониторинга используются для обнаружения областей перемещения и разрушения пород, которые возникают в ходе истоще- 65 Напряжение 0 Максимум Рис. 15. Объемное изображение пласта. Самый верхний горизонт пласта в антиклинальной структуре пересечен многочисленными разломами (наклонные полупрозрачные поверхности фиолетового, красного, зеленого и синего цвета). Большая полуось антиклинали совпадает с длинной осью рисунка. Цвета на поверхности пласта отображают рассчитанное значение начального максимального главного напряжения, действующего на эту поверхность. В областях, удаленных от разломов и не испытывающих их влияния, максимальные главные напряжения (зеленый цвет) хорошо совпадают по величине с вертикальным (геостатическим) давлением, что указывает на субгоризонтальную и субвертикальную ориентацию главных напряжений. Области сниженного напряжения (синий цвет) являются результатом перераспределения напряжений и сводообразования в тех местах, где геометрия структуры и жесткость вышележащих слоев обуславливает неполную передачу веса перекрывающих толщ на нижележащий пласт. Высокие концентрации максимального напряжения (желтые и красные области) рядом с разломами совпадают с областями, в которых наблюдается поворот главных напряжений, в результате величины максимальных главных напряжений превышают величины литостатических или геостатических напряжений, возникших под действием силы тяжести или веса вышележащей горной массы. Черный контур в верхнем квадранте ограничивает область, подробно рассмотренную на рис. 16. ния. Эти методы особенно полезны для выявления движений разломов и мониторинга образования и роста трещин во время закачки и добычи с помощью методов термометрии. 21 Для геомеханического мониторинга также используются повторные (или так называемые четырехмерные) сейсмические съемки. 22 Рас п р о с тр ан е н и е про д о л ь н ы х и попе р е ч н ых с е й см и ч е с ки х в о л н подве р ж е н о влиян и ю и з м е н е н и й н апря ж е н и й вн у т ри и в о круг пл а ста , в ызван н ых п ро це сс а м и д о бы ч и . Пери од и ч е с к и е се й см и ч е с ки е и ссл ед ован и я , в к о т о ры х и спо л ь з уются в о с н о вн о м про д о л ь н ы е в о л 66 н ы , у же да вно пр и меня ютс я для м о н и т ор и нга и з менени й в пла с те, про и сходя щи х в ходе его р а з р а б о т ки . П овтор я ющи ес я и с с ледова н и я пла с та поз воля ют геофи з и к а м сра в ни ва ть р а з ли ч и я в с ей с м и ч ес ки х па р а м етр а х, та к и х, к а к а м пл и т уд ы отр а женны х волн и вр ем е н а пр обега , опр еделенны х пр и пе рв она ч а льной (ба з овой ) с ъ емк е и по следующи х мони тор и нговы х съ е м ка х. Эти р а з ли ч и я ос обенно по л е зны для вы я влени я пер емещ е н и й гр а ни ц к онта к та м ежду га з о в о й и жи дк ой фа з ой , пр ои с ход ящ и х по м ер е р а з р а ботк и пла с та . В по с ледни е годы ч еты р ехмер ны е с ей с ми ч ес к и е и с с ледо вания т акже пр и меня ютс я дл я мо нит о ринга и з менени й меха ни ческих сво йст в гор ны х пор од пла ст а-ко л л ект о ра, вы з ва нны х добы ч ей . Ср а вни ва я р ез ульт ат ы базо во й и м они тор и нговы х съемо к, гео ф из и к и и ногда отм еч а ю т сдвиги времен пр обега с ей с ми ческих во л н до опр еделенного гор изо нт а. Сначала эти р а с хождени я о бъяснял ись тр уднос тя м и с пр о ведением по втор ны х с ъ ем ок на мест о ро ждении, а и менно с тр уднос тью размещения и с точ ни к ов и с ей смо приемнико в в одни х и тех же м ест ах при каждой с ъ емк е. Да же само е мал о е их с м ещени е от нужной т о чки мо жет и з мени ть тр а ек тор ии л у чей распр ос тр а нени я волн, ко т о рые бу дут пр оходи ть ч ер ез дру гие част и геологи ч ес к ой с р еды, чт о изменит вр емена пр обега . К ро ме т о го , часто с ч и та лос ь, ч то расхо ждения во вр емена х пр обега сейсмических волн вы з ва ны р а з личиями в ко нфи гур а ци и с и с тем регист рации и ли и с к а жени я м и , вно симыми в пр оцес с е обр а ботк и . К настоящему времени в технологии сбора и обработки сейсмических данных сделан большой шаг вперед, и нынче имеется возможность повторно размещать сейсмические источники и приемники с очень высокой точностью, обеспечивая надежное измерение времен пробега длительностью до 1 миллисекунды. Такой уровень точности позволяет геофизикам использовать периодические сейсмические исследования для определения изменений времен пробега, вызванных эксплуатацией месторождения, на все большем числе месторождений. Совместные наблюдения на месторождениях Экофиск (Ekofisk) и Валхалл (Valhall) в Северном море, проведенные специалистами по разработке и эксплуатации месторождений, геофизиками и специалистами по геомеханике, позволили сделать вывод, что мягкий меловой пласт, составляющий коллектор на этих месторождениях, подвергается интенсивному уплотнению, которое сопровождается другим важным явлением — растяжением перекрывающей толщи. 23 Результирующие изменения времен пробега Нефтегазовое обозрение Уплотнение 0 Максимум Рис. 16. Уплотнение, вызванное добычей. Эти рисунки соответствуют оконтуренной области, показанной на рис. 16. Сдвиги времен пробега по данным четырехмерной съемки (слева на рис.) хорошо согласуются с картиной расчетных пластических деформаций, полученной путем взаимосвязанного гидрогеомеханического численного моделирования (справа на рис.). Максимальное уплотнение (красный цвет) согласуется с северо-западным направлением горизонтальных скважин (темно-синие линии) в верхней части данного рисунка. Как и предполагалось, область наибольшего уплотнения соответствует самой продуктивной и, следовательно, наиболее быстро истощающейся части пласта. Максимальная расчетная величина осадки 1,45 м (4,76 фута) на кровле пласта хорошо согласуется с величиной смещения в той же точке 1,4 м (4,59 фута), оцененной на основе анализа трехмерных сейсмических данных. Отсутствие данных четырехмерных сейсмических съемок (белая зона) объясняется наличием газонасыщенной области. Хорошее совпадение данных четырехмерных сейсмических исследований с численной моделью позволяет говорить о достоверности результатов моделирования для области, о которой отсутствуют сейсмические данные. весьма значительны, а их величины не могут быть объяснены только лишь отличиями в конфигурации системы регистрации. 24 Сейсмические данные подтвердили, что породы пласта-коллектора деформировались неравномерно и что их деформация вызвала деформирование окружающих пород. В данном случае такая неравномерная деформация, вызванная уплотнением пласта, а также эффект сводообразования в перекрывающей толще привели к релаксации сжимающих напряжений и соответствующему растяжению перекрывающих пород. Схожие сдвиги времен пробега в перекрывающей толще были впоследствии обнаружен и над пластами с высокой температурой и давлением, а также на некоторых глубоководных турбидитных месторождениях. 25 Осень 2007 Геомеханические последствия, сопутствующие сдвигам времен пробега, оценивались с помощью геомеханических моделей пласта, 21. Подробнее о микросейсмических методах см.: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC and Tezuko K: “The Source for Hydraulic Fracture Characterization,” Oilfield Review 17, no. 4 (Winter 2005/2006): 42–57. 22. Doornhof et al, сноска 5. 23. Barkved O, Heavey P, Kleppan T and Kristiansen TG: “Valhall Field—Still on Plateau After 20 Years of Production,” paper SPE 83957, presented at SPE Offshore Europe, Aberdeen, September 2–5, 2003. 24. Guilbot J and Smith B: “4-D Constrained Depth Conversion for Reservoir Compaction Estimation: Application to Ekofisk Field,” The Leading Edge 21, no. 3 (March 2002): 302–308. построенных для описания деформаций, вызванных процессом добычи, и прогнозирования связанных с ними изменений напряжений. Nickel M, Schlaf J and Sønneland L: “New Tools for 4D Seismic Analysis in Compacting Reservoirs,” Petroleum Geoscience 9, no. 1 (2003): 53–59. Hall SA, MacBeth C, Barkved OI and Wild P: “TimeLapse Seismic Monitoring of Compaction and Subsidence at Valhall Through Cross-Matching and Interpreted Warping of 3D Streamer and OBC Data,” presented at the 72nd SEG International Exposition and Annual Meeting, Salt Lake City, Utah, October 6–11, 2002. 25. Hatchell PJ, van den Beukel A, Molenaar MM, Maron KP, Kenter CJ, Stammeijer JGF, van der Velde JJ and Sayers CM:“Whole Earth 4D: Monitoring Geomechanics,” Expanded Abstracts, 73rd SEG Annual International Meeting, Dallas (October 26–31, 2003): 1330–1333. Hatchell P and Bourne S: “Rocks Under Strain: Strain-Induced Time-Lapse Time-Shifts Are Observed for Depleting Reservoirs,” The Leading Edge 24, no. 12 (December 2005): 1222–1225. 67 Вертикальное смещение Δz Δz, м 0,25 1 500 0,20 Глубина, м 2 000 0,15 Сдвиг Δt времени пробега вертикальных продольных волн по данным периодической сейсмосъемки 0,10 2 500 0,05 Δt, мс 3 000 0,00 –2 000 –1 000 0 1 000 Расстояние, м 2 000 3 000 Изменение ΔVр скорости вертикальной продольной волны Уменьшение ПВП Увеличение ПВП –3 000 –0,05 2 000 ΔVр, м/с Глубина, м 3 500 –4 000 1 500 2 500 3 000 1 500 8 6 Глубина, м 2 000 3 500 –4 000 –3 000 –2 000 4 2 500 –1 000 0 1 000 Расстояние, м 2 000 3 000 2 0 3 000 –2 3 500 –4 000 –3 000 –2 000 1 000 –1 000 0 Расстояние, м 2 000 3 000 Рис. 17. Изменение сейсмических параметров. Изменение геометрии системы (слева вверху на рис.) и скорости сейсмических волн (слева внизу на рис.) влияет на времена пробега отраженных волн. Полное время пробега (ПВП) (справа на рис.) постепенно увеличивается в направлении кровли пласта из-за растяжения перекрывающей толщи и связанного с этим снижения скорости. Наибольший сдвиг времени пробега наблюдается возле добывающих скважин. Внутри пласта скорость увеличивается из-за роста напряжения, поэтому сдвиги времен пробега становятся меньше. Предложенная последовательность действий позволяет геофизикам сравнивать наблюдавшиеся при периодической съемке сдвиги времен пробега со сдвигами, полученными в геомеханических моделях. 26 Глубинные деформация пласта и изменения напряжений совместно влияют на время пробега как за счет изменения расстояния, которое должна пройти сейсмическая волна, так и за счет изменения скорости ее распространения (рис. 17). Предложенная 26. Hatchell et al, сноска 25. Hatchell and Bourne, сноска 25. Herwanger JV, Palmer E and Schiøtt CR: “Field Observations and Modeling Production-Induced Time-Shifts in 4D Seismic Data at South Arne, Danish North Sea,” presented at the 69th EAGE Conference and Exhibition, London, June 11–14, 2007. 27. Herwanger et al, сноска 26. Sayers C: “Monitoring Production Induced Stress-Changes Using Seismic Waves,” presented at the SEG International Exposition and 74th Annual Meeting, Denver, October 10–14, 2004. 68 последовательность действий обеспечивает прогнозирование изменений времен пробега в любой точке трехмерной модели месторождения. Изменения времен пробега можно также определять на основе полевых измерений, полученных с помощью четырехмерной сейсмической съемки (рис. 18). Прогнозирование и наблюдение таких изменений может быть полезно для проверки и калибровки геомеханических моделей и, тем самым, для повыше- Herwanger JV and Horne SA: “Linking Geomechanics and Seismics: Stress Effects on Time-Lapse Multi-Component Seismic Data,” presented at the 67th EAGE Conference and Exhibition, Madrid, Spain, June 13–16, 2005. Sayers CM: “Asymmetry in the Time-Lapse Seismic Response to Injection and Depletion,” Geophysical Prospecting 55 (September 2007): 699–705. ния надежности прогноза изменений напряжений при самых разных сценариях добычи. Помимо этого, лабораторные измерения на кернах помогают геологоразведочным и добывающим компаниям получить больше информации об изменениях скоростей распространения ультразвуковых колебаний при различных напряженно-деформированных состояниях и свойствах поровой жидкости. Все это помогает операторам лучше контролировать пластовое Sayers CM: “Sensitivity of Elastic Wave Velocities to Reservoir Stress Changes Caused By Production,” paper ARMA/USRMS 06-1048, presented at the 41st US Symposium on Rock Mechanics, Golden, Colorado, June 17–21, 2006. Sayers CM: “Sensitivity of Elastic-Wave Velocities to Stress Changes in Sandstones,” The Leading Edge 24, no. 12 (December 2005): 1262–1267. Sayers CM: “Sensitivity of Time-Lapse Seismic to Reservoir Stress Path,” Geophysical Prospecting 54 (September 2006): 369–380. Нефтегазовое обозрение Отражение от кровли коллектора смещается в сторону более позднего времени вступления и становится более ярким Отражение от подошвы коллектора смещается в сторону более позднего времени вступления и становится менее ярким Базовая съемка Мониторинговая съемка Рис. 18. Мониторинг уплотнения во времени. Сравнение сейсмических трасс базовой (зеленая кривая) и мониторинговой (синяя кривая) съемки с одинаковым расположением сейсмоисточника и приемника показывает влияние растяжения перекрывающей толщи на время вступления сейсмической волны. Отметим устойчивый сдвиг времен вступления при мониторинговой съемки в сторону увеличения по сравнению с базовой съемкой. напряжение, а также найти наилучший компромисс между вытеснением углеводородов в режиме уплотнения и нежелательными проблемами, связанными с уплотнением, такими, как повреждение ствола скважины и снижение проницаемости. Осень 2007 В настоящее время отслеживание изменений времен пробега вертикальных волн является общепринятым методом мониторинга геомеханических процессов – например, изменений вертикального напряжения и деформации. Данная методика поз- воляет получить полезную информацию и дает геофизикам возможность выделять уплотняющиеся и неуплотняющиеся участки пласта. Тем не менее, чтобы понять и спрогнозировать другие геомеханические факторы, такие, как устойчивость ствола скважины или разрушение породы, необходимо иметь полную информацию о состоянии всех компонент трехосного напряжения. Учитывая это, исследовательские группы компаний Schlumberger и WesternGeco в настоящее время разрабатывают методы использования поверхностной четырехмерной сейсмосъемки для определения изменений полного тензора напряжений во времени. 27 Дальнейшие исследования Отрасль ищет новые возможности интегрирования представлений о минералого-петрографическом составе горных пород в геомеханический анализ, чтобы получить возможность экстраполировать информацию о микроструктуре породы на весь образец керна и далее на масштаб скважинного каротажа а, в конечном итоге — на сейсмический разрез. Это даст операторам возможность прослеживать характеристики пласта по всей протяженности нефтегазоносного комплекса и за его пределами, вплоть до областей, которые нельзя характеризовать по скважинным данным. При этом геомеханика может изменить не только общепринятые схемы, по которым ведется разработка и эксплуатация месторождений, но и методы их разведки. С этой целью исследовательские группы компании Schlumberger активно работают над новыми методиками лабораторных измерений, методами каротажа скважин и сейсмических измерений, а также методами численного геомеханического моделирования. На самом деле возможности численного моделирования уже существуют, поэтому дальнейшему детальному исследованию подлежат реальные горные породы, их минералого-петрографический состав и связь между ним и поведением породы. —МВ 69 Современные методы измерения свойств пластовых флюидов Свойства пластовых флюидов играют ключевую роль в проектировании и оптимизации заканчивания скважин и наземного добывающего оборудования для эффективного управления разработкой месторождения. Поэтому точное описание пластовых флюидов составляет существенную часть любого проекта добычи нефти или газа. Передовые методы анализа флюидов обеспечивают получение высококачественных данных, позволяющих вырабатывать подходящие стратегии разработки месторождения. Сорайя Бетанкур Кембридж, Массачусетс, США Тара Дэвис Рэй Кеннеди Эдмонтон, Альберта, Канада Чэнли Дон Шугар-Ленд, Техас, США Открытие месторождения нефти или газа сразу ставит вопросы о рентабельности его разработки. Операторы хотят получить больше информации о протяженности продуктивного пласта, типах пластовых флюидов, которые можно было бы добывать, ожидаемых дебитах и предположительном периоде разработки. Анализ флюидов составляет Хани Эльшахави Shell International Exploration and Production Хьюстон, Техас, США существенную часть процесса, используемого инженерами для описания продуктивного пласта, определения его строения и принятия решения о возможности его эксплуатации. Для этого требуются высококачественные пробы, поскольку ошибочные данные могут стать причиной неправильного определения параметров добычи, таких, как дре- 16 000 14 000 Оливер К. Маллинс Джон Найсуондер Хьюстон, Техас, США Майкл О’Киф Хобарт, Тасмания, Австралия Давление, фунт/дюйм2 Парафины 12 000 10 000 Пласт 8 000 Гидраты 6 000 Асфальтены 4 000 Давление насыщения 2 000 Благодарим за помощь в подготовке данной статьи: Гретхен Джиллис и Дона Уильямсона (ШугарЛенд, Техас, США), а также Лизу Стюарт (Кембридж, Массачусетс, США). CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), Fluid Profiling, LFA (Live Fluid Analyzer), MDT (Modular Formation Dynamics Tester), Oilphase-DBR, PVT Express, Quicksilver Probe и RealView являются товарными знаками компании Schlumberger. OLGA является товарным знаком компании Scandpower AS. 70 0 Выкидная линия 0 50 100 150 Температура, °F 200 250 300 Рис. 1. Типичная диаграмма температуры и давления для нефтяной фазы глубоководного месторождения в Мексиканском заливе. При перемещении нефти из коллектора в выкидную линию, температура и давление нефти падают. При этом может произойти пересечение межфазных границ, в результате чего начнут выделяться и образовывать твердые отложения асфальтены (фиолетовая кривая), парафины (синяя кривая) и гидраты (зеленая кривая). Выделение газа из нефти соответствует моменту прохода кривой добычи нефти через значение давления насыщения (красная кривая). Нефтегазовое обозрение 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Средневзвешенная нефть Вода Углеводороды 90 80 5 Конденсат 4 70 2 3 60 0 1 50 нируемый объем, дебиты, запасы, параметры добывающего оборудования и заканчивания. Очевидно, что некачественные или ошибочные данные могут привести к серьезным негативным финансовым последствиям. Если анализ продуктивного пласта дал положительные результаты, инженеры начинают проектировать добывающую систему, которая обеспечит эффективную доставку флюидов из пласта в скважины, выкидные линии, добывающие сооружения и далее. Во время такой транспортировки флюиды подвергаются влиянию температур и давлений, которые существенно отличаются от исходных пластовых температур и давлений. Такие вариации могут вызвать изменения физического состояния, из-за которых добыча осложняется или прерывается, если возможность их появления не выявлена заранее, до проектирования труб и оборудоОсень 2007 вания. Чтобы определить характер поведения флюидов в условиях добычи, инженерам может потребоваться отбор и анализ проб из каждого потенциально продуктивного пропластка. Обычно отбор проб и их исследование разнесены во времени, так как полученные образцы пластовых флюидов, как правило, отправляются на анализ в лаборатории за пределами промысла. При такой процедуре оператор получает результаты анализа с задержкой и испытывает сложности в принятии срочных промысловых решений. Но нынче современные средства отбора и испытания проб позволяют получать данные о свойствах пластовых флюидов в процессе разведочных работ, т.е. намного раньше, включая возможность их определения в реальном времени с помощью технологии Fluid Profiling и количественной оценки их изменчивости по глубине. 40 Благодаря этой технологии операторы могут оценить продуктивный пласт, не извлекая пробоотборник из скважины, и получить дополнительные данные, если пласт оказался сложнее, чем предполагалось. Кроме того, инженеры и специалисты по свойствам пластовых флюидов могут более точно определить место, время и объем отбора проб. Все это обеспечивает существенное повышение качества проб, доставляемых на поверхность. Химики в лаборатории определяют состав флюидов, температуры и давления фазовых переходов, а также поведение каждой фазы в зависимости от температуры и давления. Точное описание флюида и понимание его PVT-свойств (давления, объема и температуры) очень важны для принятия приемлемых экономически эффективных решений по планированию, строительству, эксплуатации и мониторингу скважин. Если в результате первич71 Критическая Криконденбара точка н ия ова р и з зга ра я 50% ни Ли 40% 20% Нефть и газ денс ации Давление Нефть Месторождение газа Месторождение газа с ретроградной без ретроградной конденсацией конденсации Крикондентерма Месторождение нефти с растворенным газом 10% Газ Ли н ия кон 5% 0% Температура Рис. 2. Обобщенная диаграмма давления и температуры пластовых флюидов. Она включает две основные области: однофазную (цветом от зеленого до оранжевого) и двухфазную (бежевого цвета). Граница между этими областями называется линией насыщения и имеет три ключевых особенности. На левой части этой границы, называемой линией разгазирования, начинается выделение газа из жидкости. На правой ее части, называемой линией конденсации, жидкость начинает конденсироваться из газа. Линия разгазирования и линия конденсации встречаются в критической точке. Крикондентерма и криконденбара представляют собой соответственно максимальную температуру и максимальное давление на линии насыщения. Пластовые флюиды классифицируются по поведению изображающих их точек на диаграмме давления и температуры в пластовых условиях и при добыче. Сухой газ не попадает в двухфазную область в процессе добычи. Жирный газ остается однофазной системой в пласте независимо от падения давления. Однако в ходе добычи изображающая его точка в своем движении на диаграмме пересекает линию конденсации, и образуется жидкая фаза. Ретроградный газ находится в однофазной области при температуре в диапазоне от критической (критическая точка) до максимальной (крикондентерма). При снижении давления в условиях пластовой температуры в пласте образуется жидкая фаза, присутствие которой поддерживается в течение всего процесса добычи. Летучая нефть описывается точкой, расположенной в однофазной области левее критической точки. Выделение газа происходит при пересечении этой движущейся изображающей точкой линии насыщения в ходе добычи. «Черная» нефть находится в однофазной области при пластовых температурах намного ниже критической. Газ выделяется в процессе добычи, но его содержание меньше, чем в летучей нефти. Тяжелая нефть содержит совсем мало газа, а ее жидкая фаза состоит главным образом из высокомолекулярных соединений. ного PVT-анализа и термодинамического моделирования было установлено нестандартное фазовое поведение (например, образование эмульсий, осаждение парафинов или асфальтенов, наличие гидратов и отложений), то обычно проводится специальное испытание для уточнения поведения пластового флюида. Все эти операции входят в комплекс мер по обеспечению бесперебойного притока флюидов. 72 При наличии потенциальных проблем с притоком инженеры могут предотвратить или устранить их несколькими путями. 1 Среди них — контроль температуры (циркуляция горячей жидкости, электронагрев и теплоизоляция), контроль давления (нагнетание, повышение давления и продувка) и химическая обработка. Эти методики позволяют регулировать режим температуры и давления, при котором происходит перемещение углеводородов в ходе добычи, или, при химической обработке, изменять состав флюида для предотвращения фазовых превращений и диспергировать твердые частицы в случае осаждения. Кроме того, существуют методы физической очистки, такие, как очистка скребками, струйная промывка и срезание. 2 Компании, работающие в области разведки и добычи, все больше сталкиваются с необходимостью добычи из все более удаленных пластов, в частности, в глубоководных условиях, когда обеспечение притока имеет критически важное значение. Перемещение флюидов глубоководных месторождений из пласта на добывающий комплекс сопровождается сложными изменениями давления, температуры и объема, что чревато трудностями с притоком (рис. 1). Подобные трудности могут возникнуть и в арктических условиях, когда разность температур в пласте и поверхностном оборудовании может быть очень большой. Точное понимание PVT-поведения очень важно, поскольку проблемы, связанные с пластовыми флюидами на таких удаленных объектах, могут негативно повлиять на экономическую жизнеспособность проекта. В данной статье описывается роль химии, геологии и термодинамики в описании коллектора и в исследованиях по обеспечению притока на промысле и в лаборатории. Здесь также приведены два практических примера работ на морских месторождениях, которые демонструют полезный эффект таких операций для заканчивания и эксплуатации скважин. Отбор проб пластовых флюидов Ученые и инженеры различных специальностей принимают решения по разработке месторождения, основываясь на данных по пробам пластовых флюидов. Например, инженеры-эксплуатационники используют эти данные для определения строения продуктивного пласта, оценки запасов, расчета емкостных параметров и анализа потока флюидов в пористой среде. Геологам требуется точная информация для корреляНефтегазовое обозрение Асфальтены Парафины Неорганические отложения Гидраты ций свойств пластов и геохимических исследований. Специалисты перерабатывающих и сбытовых подразделений принимают решения по объему и стоимости переработанной продукции. Использование неверных данных может привести к непредвиденным и дорогостоящим последствиям. 3 Большое разнообразие поведения флюидов следует учитывать при разработке программ отбора и анализа их проб. Систему пластовых флюидов можно приблизительно классифицировать по поведению жидкой и газообразной фаз: от сухого (dry gas), жирного (wet gas) и ретроградного (retrograde gas) газа до летучей (volatile oil), «черной» (black oil) и тяжелой (heavy) нефти (рис. 2). 4 Другим критерием является поведение твердой углеводородной фазы. Образование парафинов и гидратов вызывается главным образом снижением температуры, а падение давления или смешивание флюидов обычно приводит к выпадению асфальтенов из раствора (рис. 3). 5 Инженеры отбирают пробы пластовой воды для определения возможности образования отложений кальцита, барита или галита в выкидных линиях. Необходимо выявлять коррозионные и токсичные вещества, такие, как двуокись углерода (CO 2 ) и сероводород (H 2 S), и определять их содержание, поскольку это влияет на выбор материала труб и конструкцию предохранительных систем и систем защиты окружающей среды на участке от устья скважины до наземного добывающего оборудования. рН воды также является важным параметром, от которого зависит образование отложений и коррозионное воздействие. Этот показатель можно измерять прямо в скважине, чтобы исключить неопределенности. 6 Еще одним учитываемым фактором является изменчивость состава флюида по месторождению или пласту. Нефтяные пласты могут состоять из нескольких гидродинамически изолированных друг от друга блоков. Существование таких невзаимодействующих областей фильтрации может кардинальным образом влиять на достижимый охват пласта дренированием. В качестве аналогии можно представить отдельный блок пласта как губку с открытыми порами, которая позволяет полностью дрени- 1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M and Riding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity: Closing the Loop with Connectivity and Measurements,” paper SPE 90244, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 3. Nagarajan NR, Honarpour MM and Sampath K: “Reservoir-Fluid Sampling and Characterization—Key to Efficient Reservoir Management,” Journal of Petroleum Technology 59, no. 8 (August 2007): 80–91. 2. Подробнее о методах удаления отложений см.: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A and King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,” Oilfield 4. McCain WD Jr: “The Five Reservoir Fluids,” in The Properties of Reservoir Fluids (2nd Edition). Tulsa: PennWell Books (1990): 147–164. Осень 2007 Рис. 3. Отложения, чаще всего формирующиеся в трубах при добыче углеводородов. Отложение парафинов и гидратов обычно вызвано снижением температуры, а отложение асфальтенов — изменениями давления, температуры и состава флюидов. Неорганические отложения возникают в результате изменений давления, температуры и состава водных флюидов, добываемых вместе с углеводородами. (Опубликовано с любезного разрешения компании Springer Science and Business Media) Review 11, no. 3 (Autumn 1999): 30–45. ровать флюид, содержащийся в блоке, через одно отверстие. Продолжая аналогию, можно сказать, что блоки пласта напоминают рулон воздушно-пузырьковой пленки — систему с закрытыми порами, в которой содержимое одного пузырька не может попасть в другой. Если сквозь этот рулон сделан единственный прокол, то содержимое может выделиться только из проткнутых пузырьков. Таким образом, рулон воздушно-пузырьковой пленки можно классифицировать как сильно расчлененный. 5. Akbarzadeh K, Hammami, A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC and Solbakken T: “Asphaltenes – Problematic but Rich in Potential,” Oilfield Review 19, no. 2 (Summer 2007): 22–43 (в русском переводе: К. Акбарзаде, А. Хаммами, А. Харрат, Д. Чжан, С. Алленсон, Д. Крик, Ш. Кабир, А. Джамалуддин, А.Дж. Маршалл, Р.П. Роджерс, О.К. Маллинс и Т. Солбаккен: «Асфальтены: проблемы и перспективы», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 2 (лето 2007 г.): 28–53). 73 Увеличение глубины Рис. 4. Пробы сырой нефти из одной нефтяной части залежи. Непрерывное изменение цвета — яркая иллюстрация изменения состава нефти. (Фотография публикуется с разрешения компании Shell). Кроме того, необходимо учитывать существование значительных вариаций состава углеводородов по горизонтали и по простиранию пласта в пределах одного блока. Разделение по составу часто обусловлено гравитацией или неравновесными силами биодеградации, температурными градиентами, текущим притоком флюида, его динамикой или наличием неуплотненных экранирующих глин.7 Вариация состава может быть весьма значительной, что зависит от геологического и геохимического прошлого пласта (рис. 4).8 Наличие технически надежной программы отбора проб флюидов имеет первостепенное значение при расчлененности пласта и/или вариативности состава насыщающих его флюидов. Возможность отбора представительных проб зависит от свойств продуктивного пласта. Для отбора проб необходим приток флюида в скважину, который происходит только в том случае, когда давление в стволе скважины меньше пластового. Однако если давление отбора становится ниже давления насыщения флюида, то происходит образование газообразной (для летучей или «черной» нефти) или жидкой (для ретроградного газа) фазы (рис. 5). Различные фазы флюида характеризуются различной относительной подвиж- Давление Пластовое давление Исходный пластовый флюид Свободный газ Давление Давление насыщения Давление отбора в скважине Исходный пластовый флюид Однофазная представительная проба флюида Рис. 5. Эффекты снижения давления при отборе проб пластового флюида. При падении пластового давления ниже давления насыщения при отборе проб нефти происходит выделение газа с образованием двухфазной системы (вверху на рис.). Аналогично, если в коллекторе присутствует ретроградный газ, то при падении пластового давления ниже давления точки росы образуется жидкость. Когда в пласте происходят фазовые переходы, в потоке превалирует более подвижная фаза, что обусловлено относительной проницаемостью, и потому получаемая проба не является представительной. Поддержание пластового давления выше давления насыщения или давления точки росы в процессе отбора проб позволяет сохранить однофазный характер течения в пласте и получить представительную пробу (внизу на рис.). 74 ностью, поэтому из-за неравенства скоростей их течения состав флюида, поступающего в скважину, отличается от его состава в пластовых условиях. Эффект изменения состава при двухфазном течении можно подавить частично или полностью, отбирая пробы при максимально низкой скорости притока и депрессии. И последним важным фактором является точность измерений пластовой температуры. Ошибка всего на несколько градусов в PVT-испытаниях может привести к неправильной интерпретации. Например, конденсат, извлеченный из пласта, может вести себя, как летучая нефть, если в лабораторных исследованиях использовано неправильное значение температуры. Такая ошибка может стать причиной дорогостоящих просчетов в проектировании системы добычи. Существует два основных метода отбора проб углеводородов: непосредственно из пласта на определенной глубине скважины и на ее устье. Глубинный отбор проб в скважине осуществляется с помощью пробоотборника, спускаемого до продуктивной зоны или последовательно до нескольких зон на бурильной колонне, кабеле или тросе. Отбор проб в необсаженной скважине можно проводить с использованием модульного динамического пластоиспытателя Modular Formation Dynamics Tester (MDT) и пробоотборника Quicksilver Probe с фокусированным отбором проб чистого пластового флюида. Пробы из обсаженных скважин отбираются динамическим пластоиспытателем для обсаженных скважин Cased Hole Dynamics Tester (CHDT), однофазным пробоотборником (single-phase reservoir sampler — SRS) или пробоотборником SCAR. 9 Устьевой отбор проб, который чаще всего проводится Нефтегазовое обозрение на сепараторе при устойчивом гидродинамическом режиме, включает получение проб газа и жидкости. Инженеры могут получать устьевые пробы в разведочных скважинах, если глубинные методы неприменимы, и делать это в течение всего срока эксплуатации скважины для контроля за изменениями свойств флюидов. 10 Глубинные пробы должны отбираться в точках, обеспечивающих получение наиболее достоверной информации для принятия решений. Для этого современные инструменты для отбора и испытания проб включают набор приборов, способных проводить анализ флюида прямо в скважине — глубинный анализ флюидов (downhole fluid analysis — DFA). Приборы DFA позволяют измерять свойства флюида в реальном времени в пластовых условиях, давая инженерам возможность анализировать пробы до их подъема на поверхность. Методы глубинного анализа флюидов DFA включают оптическую абсорбционную спектроскопию, измерения отражающей способности, измерения флуоресценции и некоторые неоптические методы измерения, в том числе плотности, вязкости и рН. Спектрометр работает на длинах волн 6. Raghuraman B, Gustavson G, Mullins OC and Rabbito P: “Spectroscopic pH Measurement for High Temperatures, Pressures and Ionic Strength,” AIChE Journal 52, no. 9 (2006): 3257–3265. Xian C, Raghuraman B, Carnegie A, Goiran P-O and Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,” Transactions of the 48th SPWLA Annual Logging Symposium, Austin, Texas, June 3–6, 2007, paper JJ. 7. Riemens WG, Schulte AM and de Jong LNG: “Birba Field PVT Variations Along the Hydrocarbon Column and Confirmatory Field Tests,” Journal of Petroleum Technology 40, no. 1 (January 1988): 83–88. 8. Ruiz-Morales Y, Wu X and Mullins O: “Electronic Absorption Edge of Crude Oils and Asphaltenes Analyzed by Molecular Orbital Calculations with Optical Spectroscopy,” Energy & Fuels 21, no. 2 (2007): 944–952. 9. Подробнее об устройствах для отбора проб флюидов см.: MDT: Colley N, Ireland T, Reignier P, Richardson S and Joseph J: “The MDT Tool: A Wireline Testing Breakthrough,” Oilfield Review 4, no. 2 (April 1992): 58–65. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E and Van Dusen A: “Quantifying Contamination Using Color of Crude and Condensate,” Oilfield Review 13, no. 3 (Autumn 2001): 24–43. Осень 2007 44–2 100 нм, что соответствует диапазону от видимой до ближней инфракрасной области спектра. Спектры регистрируются в реальном времени, и по ним определяется соотношение долей метана (С 1), углеводородов от этана до пентана (С 2-5), гексана и высших углеводородов (С 6+) и СО 2, а также газовый фактор. Кроме того, различия в спектрах пластового флюида и бурового раствора указывают на уровень загрязнения пробы. 11 Глубинные флуоресцентные измерения предоставляют информацию о фазах флюида, которая особенно важна в случае ретроградных конденсатов и летучих нефтей. 12 Флуоресцентные измерения также чувствительны к образованию жидкости в конденсатном газе в случае падения давления отбора в скважине ниже давления точки росы, позволяя инженерам по отбору проб следить за разделением фаз в реальном времени и получать представительные однофазные пробы (рис. 6). 13 Блок питания Модуль с пробоотборными емкостями Модуль с насосом на пробоотборной линии Поток флюида в пробоотборной линии Анализатор LFA на пробоотборной линии Гидравлический модуль Пробоотборник с фокусированным отбором проб Поток флюида в фокусирующей линии Анализатор LFA на фокусирующей линии Модуль с насосом на фокусирующей линии Рис. 6. Схема модульного динамического пластоиспытателя MDT с пробоотборником Quicksilver Probe с фокусированным отбором проб. Зонд пробоотборника прижимается к стенке скважины, чтобы извлечь образец пластового флюида для дальнейшего определения его свойств; отбор проб из соседних интервалов позволяет осуществить профилирование изменений этих свойств по глубине (Fluid Profiling). Глубинные анализаторы подвижных флюидов Liquid Fluid Analyzers (LFA) позволяют проводить количественное определение плотности и вязкости флюида, газового фактора, углеводородного состава и рН пластовой воды в реальном времени. Quicksilver Probe: Akkurt, R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S and Zeybek M: “Focusing on Downhole Fluid Sampling and Analysis,” Oilfield Review 18, no. 4 (Winter 2006/2007): 4–19 (в русском переводе: Р. Аккурт, М. Боукок, Д. Дэвис, К. Дель Кампо, Б. Хилл, С. Джоши, Д. Кунду, С. Кумар, М. О’Киф, М. Самир, Д. Тарвин, П. Уайнхебер, С. Уильямс и М. Зейбек: «В фокусе — глубинный отбор и анализ проб пластовых флюидов», Нефтегазовое обозрение, том 18, № 4 (зима 2006–2007 гг.): 4–23). CHDT: Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. SRS и SCAR: Aghar, H, Carie M, Elshahawi H, Gomez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E and Theuveny B: “The Expanding Scope of Well Testing,” Oilfield Review 19, no. 1 (Spring 2007): 44–59 (в русском переводе: Х. Агхар, М. Кэри, Х. Эльшахави, Х. Рикардо Гомес, Д. Сайеди, К. Янг, Б. Пенге, К. Свейнсон, Э. Такла и Б. Тёвени: «Расширение спектра гидродинамических исследований скважин», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 1 (весна 2007 г.): 52–69). 10. Подробнее об отборе проб на устье скважины см.: Aghar et al, сноска 9. 11. Подробнее о методах оптического глубин- ного анализа флюидов DFA: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR and Terabayashi H: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole,” Oilfield Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G and Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Autumn 1998): 26–41. Dong C, Hegeman PS, Carnegie A and Elshahawi H: “Downhole Measurement of Methane Content and GOR in Formation Fluid Samples,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 9, no. 1 (February 2006): 7–14. 12. Betancourt SS, Fujisawa G, Mullins OC, Eriksen KO, Dong C, Pop J and Carnegie A: “Exploration Applications of Downhole Measurement of Crude Oil Composition and Fluorescence,” paper SPE 87011, presented at the SPE Asia Pacific Technical Conference on Integrated Modeling for Asset Management, Kuala Lumpur, March 29–30, 2004. 13. Dong CM, O’Keefe M, Elshahawi H, Hashem M, Williams S, Stensland D, Hegeman P, Vasques R, Terabayashi T, Mullins O and Donzier E: “New Downhole Fluid Analyzer Tool for Improved Reservoir Characterization,” paper SPE 108566, presented at the SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition, Aberdeen, September 4–7, 2007. 75 Газовый фактор по DFA, фут3/барр. 100 1 000 10 000 100 000 0 A Разрез пласта По 500 кр ка По кр ыш ка B ыш 1 000 1 500 2 000 D E C 2 500 3 000 F G H J I 3 500 Нефть Вода Сухой газ Глубина, футы Жирный газ и конденсат Рис. 7. Разрез пласта (слева на рис.) и результаты глубинного анализа (DFA) газового фактора пластовых флюидов (справа на рис.) в глубоководной разведочной скважине. Наблюдается хорошее согласие между значениями газового фактора и данными о структуре пласта. Анализ по алгоритму сравнения флюидов FCA позволил определить точки отбора проб (синие точки справа на рис.). Пластовые флюиды представлены в широком диапазоне: от сухого газа (флюиды А и В) и конденсатных газов (флюид С) в верхней части до «черных» нефтей с различным газовым фактором (флюиды D–J) в нижней части. Изменения газового фактора внизу столба нефти (флюиды H, I и J) указывают на умеренный градиент ее состава. С другой стороны, между флюидами E и F наблюдается инверсия газового фактора: флюид F залегает глубже флюида Е, но имеет более высокий газовый фактор. Подобная инверсия также наблюдается и для флюидов G и J, что позволяет предположить сложное строение пласта с возможным барьером проницаемости в точке отбора J. Технология глубинного профилирования свойств флюидов Fluid Profiling в реальном времени путем их анализа DFA позволяет диагностировать вариации состава флюидов и способствует выявлению гидродинамически изолированных блоков. Например, на расчленение может указывать резкое различие между газовыми факторами соседних зон в одной скважине или в соседних скважинах. Для подтверждения значимости полученных различий в свойствах флюидов инженеры должны сначала рассмотреть неопределенности, связанные с измерениями. Новейшим методом оценки таких неопределенностей является алгоритм сравнения флюидов (Fluid Comparison Algorithm — FCA). 14 В нем используются параметрические модели, по которым оцениваются 76 неопределенности газового фактора и окраски, как функции изменчивости измеренной оптической плотности (σ ε ) и степени загрязнения флюида буровым раствором (σ η ). С помощью этого алгоритма проводится сравнение результатов измерений на двух флюидах и рассчитывается вероятность статистической значимости различий. Если результаты FCA указывают на то, что флюиды разные, это является обоснованием для отбора проб с целью их детального анализа на поверхности. Следующий практический пример иллюстрирует, как инженеры используют DFA и FCA для описания пласта и определения интервалов для отбора проб. Отбор проб и определение параметров пласта на глубоководном месторождении Компания Shell использовала DFA и FCA для описания строения коллектора и выбора точек отбора проб флюидов в реальном времени в глубоководной разведочной скважине. 15 По мере спуска прибора MDT спектрометрами измерялся газовый фактор на нескольких глубинах (рис. 7). По результатам анализа FCA были отобраны пробы на 10 разных глубинах. Этот анализ позволил выявить значительную изменчивость состава пластового флюида (от сухого газа и конденсатных газов в верхней части до «черных» нефтей с разным газовым фактором в нижней части). В низу нефтяной части залежи, в нижних песках, газовый фактор постепенно изменялся с глубиной, что указывало на изменение состава флюида. Также была обнаружена инверсия газового фактора между верхним и нижним песчаным интервалом, что позволило предположить наличие барьеров проницаемости и сложное строение пласта. Анализ DFA и FCA показал, что вероятность нахождения флюидов выше и ниже участка инверсии в разных блоках превышает 99%. Скачок давления между блоками подтвердил отсутствие гидродинамической сообщаемости. Специалисты компаний Shell и Schlumberger подробно изучили нефтяную часть залежи, сравнив данные по газовому фактору с информацией о петрофизических параметрах, пластовом давлении и газовом анализе бурового раствора и проведя анализ FCA (рис. 8). По кривым гамма-каротажа и давления видно, что верхняя часть нефтяной залежи находится в одной песчаной зоне с относительно постоянным газовым фактором и градиентом давления. Остальная нефть залегает в нижней песчаной зоне, и ее газовый фактор уменьшается с глубиной. Профиль давления по глубине также указывал на существенное различие в плотности флюидов в верхней и нижней песчаных зонах. Последние достижения в области газового каротажа бурового раствора предоставили инженерам еще Нефтегазовое обозрение 14. Venkataramanan L, Weinheber P, Mullins OC, Andrews AB and Gustavson G: “Pressure Gradients and Fluid Analysis as an Aid to Determining Reservoir Compartmentalization,” Transactions of the 47th SPWLA Annual Logging Symposium, Vera Cruz, Mexico, June 4–7, 2006, paper S. 15. Dong C, Elshahawi H, Mullins OC, Venkataramanan L, Hows M, McKinney D, Flannery M and Hashem M: “Improved Interpretation of Reservoir Architecture and Fluid Contacts through the Integration of Downhole Fluid Analysis with Geochemical and Mud Gas Analyses,” paper SPE 109683, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, October 30–November 1, 2007. 16. Venkataramanan L, Elshahawi H, McKinney D, Flannery M, Hashem M and Mullins OC: “Downhole Fluid Analysis and Fluid Composition Algorithm as an Aid to Reservoir Characterization,” paper SPE 100937, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia, September 11–13, 2006. Газовый фактор, фут3/барр. 1 500 900 2 750 5 500 Давление, фунт/дюйм2 6 000 0 Относительная концентрация метана Гаммакаротаж, ед. API 150 Верхняя песчаная зона F G 2 800 0 2 4 F G Повышенная концентрация С1 соответствует меньшей плотности флюида J 2 850 Глубина, футы 2 900 2 950 H J 3 000 3 050 J H Нижняя песчаная зона I Повышенный вклад термогенного притока I 3 100 3 150 –55 Степень загрязнения буровым раствором на углеводородной основе, ση одно средство выявления покрышек, барьеров проницаемости, изменений литологии и положений контактов фаз в реальном времени. 16 Газы, собираемые на поверхности в процессе бурения или выделяемые из проб флюидов, можно проанализировать на содержание изотопов. Изотопный показатель δ 13 С есть отношение содержаний изотопов углерода 13 С и 12 С в метане из отобранной пробы, выраженное относительно эталонного отношения в тыс –1 . Его график, будучи построенным на диаграмме стандартного газового каротажа бурового раствора, показывает, что более высокие значения δ 13 С могут свидетельствовать о повышенной концентрации биогенного газа в пласте, а их изменение — о неравновесном распределении метана. Выраженный разрыв в кривой δ 13 С в области газа бурового раствора говорит о наличии покрышки. 17 Инженеры установили разрыв в δ 13 С на отметке около 2 950 футов (899 м), что позволило сделать предположение о наличии здесь еще одного барьера. Анализ FCA подтвердил это, указав на 95–99%-ную вероятность того, что флюиды выше и ниже разрыва являются разными и относятся к разным блокам, не имеющим гидродинамической сообщаемости. δ13С (метан), тыс–1 0,10 1,0 0,09 0,9 0,08 0,8 0,7 0,07 0,6 0,06 0,05 Флюиды G и H P = 0,95 0,04 0,03 –50 0,5 0,4 P = 0,80 P = 0,90 0,02 Флюиды G и J P = 0,99 0,01 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 Оптическая плотность σε 0,3 0,2 0,1 0 Рис. 8. Расширенная каротажная диаграмма и результаты анализа FCA по нефтяному столбу в нижней части глубоководной залежи. Корреляция диаграммы газового фактора (слева вверху на рис.) и кривой гамма-каротажа (зеленая кривая вверху в центре рис.) свидетельствует о том, что флюиды F и G пришли из одной песчаной зоны, а флюиды J, H и I — из другой. Флюиды F и G в верхней песчаной зоне имеют одинаковый газовый фактор, тогда как флюиды J, H и I в нижних песках характеризуются снижением газового фактора с глубиной. Плотности флюидов, определенные по градиентам давления (синяя кривая), характеризуются двумя особенностями: инверсией плотности между флюидами G и J и постепенным увеличением плотности от флюида J до флюида I, что позволяет предположить отсутствие вертикальной сообщаемости между верхней и нижней песчаными зонами. Это подтверждается и диаграммой газового каротажа бурового раствора (справа вверху на рис.). Величина δ 13 С (красные точки) на глубине флюида J резко падает, а затем постепенно увеличивается с глубиной. Относительная концентрация метана (синие точки) на этой глубине резко изменяется, а затем постепенно уменьшается с глубиной, что соответствует увеличению плотности флюида. Это было окончательно подтверждено результатами анализа FCA (внизу на рис.). Алгоритм FCA дает на выходе значение вероятности того, что два флюида статистически различны. При снижении неопределенностей измерений (σ) увеличивается достоверность данных. Таким образом, низкие значения σ указывают на высокую вероятность достоверности выявленных различий в свойствах флюидов. На контурной диаграмме видно, что вероятность отличия флюида G от J составляет 99%, а от флюида Н — 95%. Выявление блочного строения коллектора позволило компании Shell заново оценить месторождение и внести существенные стратегические изменения в план его освоения. 17. Berkman T, Ellis L and Grass D: “Integration of Mud Gas Isotope Data with Field Appraisal at Horn Mountain Field, Deepwater Gulf of Mexico,” AAPG Bulletin 86, no. 13 (2002): supplement. Осень 2007 77 1,0 0,9 0,8 Оптическая плотность 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Лабораторная проба Проба, проанализированная прибором LFA 0,0 0,1 1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000 Длина волны, нм Оптическая плотность по данным LFA 1,5 1,0 1 070 1 725 0,5 1 290 1 671 1 920 1 445 1 600 0 0 0,5 X=Y Регрессионная зависимость 1,0 1,5 Оптическая плотность по лабораторным данным Рис. 9. Анализ системы обеспечения сохранности неизмененной пробы сырой нефти. Проводится сравнение спектров в видимой и ближней инфракрасной области по данным глубинного анализа флюидов DFA и по результатам лабораторного анализа проб. Оба спектра получены для скважинных условий: при давлении 15 000 фунт/дюйм 2 (103 МПа) и температуре 250°F (121°С). В спектральном анализе (вверху на рис.) глубинные дискретные данные (красные кружки) сравниваются с непрерывным спектром лабораторной пробы (синяя кривая). Регрессионная зависимость (внизу на рис.) между оптическими плотностями по данным LFA и по результатам лабораторного анализа указывает на их превосходную согласованность, что видно по практически идеальному ее (красная линия) совпадению с линией X=Y (синяя линия). Данная проба флюида хорошо сохранилась и пригодна для дальнейших лабораторных исследований. Выявление заполненных разными флюидами блоков на этом глубоководном месторождении заставило инженеров Shell внести изменения в модели коллектора и план освоения. Блочное строение коллектора усложняет проектирование и приводит к 78 Лучшее понимание геологического строения в региональном масштабе соответствующе повлияло на принятие решений по забуриванию боковых стволов, которое должно быть реализовано в ближайшей перспективе. С учетом размещения скважины, специалисты Shell также сделали вывод, что изменение состава флюидов в нижнем коллекторе, вероятно, продолжается и ниже вскрытой зоны. В результате проекты добывающей системы были изменены с учетом ожидаемого снижения газового фактора со временем. Возможность проведения анализов флюидов в реальном времени позволило Shell принимать решения в процессе освоения месторождения намного раньше и сократить срок реализации проекта более, чем на полгода. При современных ценах на нефть это сэкономленное время стоит сотни миллионов долларов. увеличению затрат, поскольку каждая зона должна рассматриваться отдельно. Сложность прогнозирования объема добычи, подсчета запасов и определения схем добычи с применением методов повышения нефтеотдачи пласта пропорционально растет. Лабораторная подготовка флюидов и система обеспечения сохранности проб Рассмотренный выше практический пример демонстрирует, сколь велики усилия и тщательность работы инженеров в процессе отбора проб. Тем не менее, сложные скважинные условия и сам характер скважинных операций могут стать причиной неправильной работы или повреждения оборудования для глубинного анализа флюидов DFA и пробоотборных устройств, а также искажения результатов последующего анализа. Инженеры компании Schlumberger обратились к решению этой проблемы, внедрив процедуру, позаимствованную из судебной медицины и называемую системой обеспечения сохранности проб. 18 Улика должна быть доставлена с места преступления в зал суда официально утвержденным и безопасным путем, иначе она может не быть принята судом к рассмотрению. Аналогично химики в удаленной испытательной лаборатории должны обладать компетентностью в определении степени сохранности химического состава доставленной пробы. DFA является удобным методом установления системы обеспечения сохранности проб флюидов, поскольку химики имеют возможность сравнить глубинные аналитические данные с лабораторными данными по соответствующим пробам. Нефтегазовое обозрение Осень 2007 1,6 Лабораторная проба Проба, проанализированная прибором LFA 1,4 Оптическая плотность 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2 000 Длина волны, нм 1,5 Оптическая плотность по данным LFA На промысле после подъема прибора из скважины инженеры извлекают отобранные пробы пластового флюида. В этот момент можно провести предварительные измерения в промысловой лаборатории анализа пластовых флюидов PVT Express и определить, согласуются ли свойства отобранного флюида с результатами глубинного анализа DFA. 19 При невозможности такого анализа или необходимости в более сложных испытаниях пробы отправляются в удаленную лабораторию в исходных пробоотборных емкостях или переносятся в специально предназначенный для этих целей транспортный контейнер. Когда пробы доставляются в лабораторию Schlumberger, химики помещают их в условия пластовой температуры и давления и дают флюиду достигнуть равновесного состояния с помощью непрерывного перемешивания длительностью до пяти суток. Процесс восстановления пластовых условий проводится с целью растворения осевших частиц асфальтенов и парафинов, обеспечения однородности флюида во всей емкости и создания представительного однофазного флюида для испытаний. Спектр в видимой и ближней инфракрасной области является эффективным индикатором углеводородов. 20 Спектрометр DFA проводит анализ пробы сырой нефти сразу после ее получения, обеспечивая прямое измерение свойств флюида в глубинных условиях. В лаборатории осуществляются аналогичные измерения с использованием спектрометра исследовательского класса опять же при глубинных температуре и давлении. Различия между спектром DFA и лабораторным спектром могут указывать на изменение лабораторной пробы. Например, если концентрация метана в лабораторном спектре ниже, то могла иметь место утечка из пробоотборной камеры или ошибка при перемещении флюида в процессе его отбора или транспортировки в лабораторию. Приведенные ниже примеры иллюстрируют систему обеспечения сохранности проб. В первом примере имеется проба флюида с морского месторождения нефти. Наблюдается почти идеальное совпадение между спектрами по данным глубинного и лабораторного анализа (рис. 9). Это говорит о том, что проба хорошо со- 1 070 1,0 1 725 0,5 1 280 1 671 1 600 0 0 1 445 1 820 X=Y Регрессионная зависимость 0,5 1,0 1,5 Оптическая плотность по лабораторным данным Рис. 10. Исследование системы обеспечения сохранности измененной пробы сырой нефти. Оба спектра получены в скважинных условиях: при давлении 20 000 фунт/дюйм 2 (138 МПа) и температуре 200°F (93°С). Анализ спектра в видимой и ближней инфракрасной области (вверху на рис.) показал небольшие различия в оптической плотности при длинах волн более 1 600 нм. При 1 671 нм (метановый пик) оптическая плотность лабораторной пробы меньше оптической плотности, измеренной прибором LFA. При 1 725 нм (метиленовый «нефтяной пик») имеет место обратное. Эти различия также видны на линейной регрессионной диаграмме (внизу на рис.). Отношение между метановой отметкой и нефтяным пиком можно использовать для расчета газового фактора. В таком случае примененные алгоритмы показали, что газовый фактор лабораторной пробы значительно меньше газового фактора пробы, проанализированной в скважине. Таким образом, для дальнейшей работы с этой пробой может потребоваться дополнительный анализ. хранилась и пригодна для дальнейших лабораторных исследований. Второй пример представлен еще одной пробой с морского нефтяного месторождения (рис. 10). Глубинный и лабораторный спектры характеризуются хорошей общей согласованностью, однако на длинах волн около 1 600 нм наблюдаются небольшие расхождения. Эти расхож- 18. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG and Mullins O: “Chain of Custody for Samples of Live Crude Oil Using Visible Near-Infrared Spectroscopy,” Applied Spectroscopy 60, no. 12 (December 2006): 1482–1487. 19. Aghar et al, сноска 9. 20. Подробнее о спектроскопии в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне: Crombie et al, сноска 11. 79 100,00 Содержание, масс. % 10,00 1,00 0,10 CO2 H2S N2 C1 C2 C3 изоC4 нC4 изоC5 нC5 C6 МЦПC5 Бензол ЦГC6 C7 МЦГC6 Толуол C8 С2Бензол м и пКсилолы оКсилол C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C26 C27 C28 C29 C30+ 0,01 Компоненты Рис. 11. Типичный состав сырой нефти, определенный газовой хроматографией. На диаграмме показаны вклады отдельных углеводородов от С 1 до С 30+, а также концентрация СО 2 (МЦП — метилциклопентан, ЦГ — циклогексан, МЦГ — метилциклогексан). дения были дополнительно изучены с использованием алгоритмов расчета газовых факторов и вероятностей схожести двух проб. 21 Расчеты показали, что газовый фактор по глубинному спектру – 580 фут 3 / барр. (103,3 м 3 / м 3 ) существенно выше газового фактора по лабораторному спектру – 320 фут 3 /барр. (57,0 м 3 / м 3 ). Эта разница соответствует 93%-ной вероятности того, что хотя бы один спектр является ошибочным или лабораторная проба оказалась непредставительной. Для подтверждения пригодности пробы для дальнейших лабораторных исследований необходимо дополнительно проанализировать процедуры работы с пробой на поверхности и эксплуатационные параметры прибора DFA. Лабораторные методы обеспечения притока Химики в лаборатории определяют состав флюидов и измеряют их свойства, связанные с обеспечением притока. Для анализа состава точно измеренный объем флюида перемещается при постоянном давлении и температуре в пикнометр для измерения массы и плотности. Затем 80 пикнометр подсоединяется к специальному аппарату, в котором проба нефти охлаждается до окружающей температуры при снижающемся давлении. По объему газа, выделившемуся в этом процессе, можно рассчитать газовый фактор. Составы газообразной фазы до С 15+ и жидкой фазы до С 36+ определяются газовой хроматографией. Состав свободной сырой нефти рассчитывается путем суммирования вкладов отдельных веществ в каждую фазу (рис. 11). Этот метод обеспечивает получение согласованного состава пластового флюида для последующего определения его свойств и моделирования условий разработки пласта. Давление насыщения определяется путем испытания на расширение при постоянном составе (constant composition expansion — ССЕ). Известный объем уравновешенного флюида помещается в PVT-камеру при пластовых давлении и температуре. (рис. 12). Сначала флюид является однофазным, и испытание начинается с изотермического снижения давления. При этом осуществляется мониторинг изменения объема флюида. В конце концов, флюид разделяется на две фазы. Давление продолжают ступенчато снижать с шагом от 100 до 500 фунт/дюйм 2 (от 0,69 до 3,45 МПа), на каждой ступени газообразная и жидкая фазы уравновешиваются, а их объемы измеряются и откладываются на графике в зависимости от давления. В случае «черной» нефти давление насыщения определяется по точке пересечения линий для одной и двух фаз на диаграмме давления и объема. Процедура испытаний для обеспечения притока зависит от природы сырой нефти. Например, основными контрольными методами при осаждении асфальтенов являются анализ SARA (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены) и титрование дегазированной нефти парафиновым растворителем. 22 Кроме того, часто давление осаждения асфальтенов измеряют на пробе газированной нефти. Если в результате выявляется возможность осаждения асфальтенов, то проводят дополнительные исследования для построения фазовой диаграммы асфальтенов и оценки эффективности использования химреагентов или покрытий труб для предотвращения такого осаждения. 23 Парафинистые сырые нефти создают различные осложнения при добыче и транспортировке. Отложения парафинов в трубах и трубопроводах снижают эффективную площадь поперечного сечения потока, увеличивают перепад давления и могут привести к их полному закупориванию. Поэтому очень важно полностью понять поведение нефти при изменяющихся температуре и давлении на всем ее пути из пласта в добывающее оборудование. Температура является главным параметром, влияющим на вязкость, предельное статическое напряжение сдвига, температуру застывания и кристаллизацию и осаждение парафинов для парафинистых нефтей. Хотя для получения предварительных данных можно использовать дегазированные нефти, такие, как товарная нефть, в программу испытаний необходимо включить и газированные нефти, Нефтегазовое обозрение 21. Mullins OC, Beck G, Cribbs MY, Terabayashi T and Kagasawa K: “Downhole Determination of GOR on Single-phase Fluids by Optical Spectroscopy,” Transactions of the 42nd SPWLA Annual Logging Symposium, Houston, June 17–20, 2001, paper M. Venkataramanan L, Fujisawa G, Mullins OC, Vasques RR and Valero H-P: “Uncertainty Analysis of Near-Infrared Data of Hydrocarbons,” Applied Spectroscopy 60, no. 6 (June 2006): 653–662. 22. Газированная нефть содержит растворенные пластовые газы. Если эти газы выделяются после подъема нефти на поверхность или в лаборатории, то остается жидкость, называемая дегазированной нефтью. Товарная нефть также является дегазированной. 23. Подробное обсуждение проблем обеспечения притока, связанных с асфальтенами см.: Akbarzadeh et al, сноска 5. 24. При постоянных температуре и давлении ньютоновские жидкости характеризуются постоянной вязкостью при всех скоростях сдвига. Вязкость неньютоновских жидкостей не является постоянной при всех скоростях сдвига. Кажущаяся вязкость — это вязкость жидкости при данной скорости сдвига и температуре. Осень 2007 Вид сбоку Катетометр Solvent Oil Насосы высокого давления Магнитная мешалка 16 030 14 030 Tres = 176°F T = 120°F T = 75°F 12 030 Давление, фунт/дюйм2 поскольку давление и растворенные в них газы могут существенно повлиять на растворимость парафинов. Первым шагом в исследовании является измерение количества парафинов, которые могут выпасть и отложиться на твердой поверхности. Основными методами таких измерений являются фильтрация газированной нефти и высокотемпературная газовая хроматография. Последняя представляется более полезным методом, так как она определяет состав н-парафинов с высоким углеродным числом (от С 60 до С 100 ) — эту информацию химики вводят в термодинамические модели для прогнозирования поведения парафинов. Температура начала кристаллизации парафинов — один из важнейших измеряемых параметров для анализа обеспечения притока. Это — температура начала образования кристаллов парафина в пробе сырой нефти. Данные измерения позволяют оценить вероятность возникновения осложнений, связанных с осаждением парафинов. Проба дегазированной нефти помещается на предметный столик поляризационного микроскопа. В начале измерения поляризационные призмы — поляризатор и анализатор, — установленные ниже и выше столика 10 030 8 030 6 030 4 030 2 030 30 25 30 35 40 45 50 55 Объем, см3 60 65 70 75 Рис. 12. PVT-камера и определение давления насыщения . Полностью прозрачная PVT-камера позволяет напрямую подтвердить начало появления пузырьков при разных температурах и давлениях (вверху на рис.). Магнитная мешалка обеспечивает интенсивное перемешивание для поддержания фазового равновесия. Катетометр с видеосистемой измеряет уровни флюида в камере для расчетов фазовых объемов. PVT-камера нагревается до температуры испытаний с помощью печи, и техники контролируют и регистрируют фазовый объем как функцию давления. Точка пересечения кривых при снижении давления определяет давление насыщения. На представленной диаграмме это давление составляет примерно 5 000 фунт/дюйм 2 (34,5 МПа) (внизу на рис.). соответственно, взаимно ориентированы так, что свет не проникает сквозь анализатор. Кристаллы парафина вращают плоскость поляризации поляризованного света, поэтому эти кристаллы, образующиеся по мере остывания пробы флюида, становятся хорошо заметны в виде ярких пятен на черном фоне (рис. 13). В некоторых лабораториях имеются поляризационные микроскопы, работающие при высоких давлениях, с помощью которых можно измерять температуру начала кристаллизации парафинов в газированных нефтях. Камера для проб работает при давлении до 20 000 фунт/дюйм 2 (138 МПа) и температуре до 392°F (200°C). Образование и рост кристаллов парафина могут повлиять на реологическое поведение сырой нефти. При температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов большинство углеводородных систем ведет себя, как ньютоновские жидкости, однако при охлаждении флюидов и последующих фазовых переходах их поведение может стать неньютоновским, например, псевдопластическим; при увеличении скорости сдвига будет увеличиваться вязкость. Это поведение необходимо правильно оценить количественно, чтобы инженеры смогли спроектировать подходящую систему добычи. 24 Реологические свойства, интересующие исследователей в контексте парафинистой сырой нефти, включают 81 Прибор с зарядовой Предметный столик, связью вид сверху Анализатор 20 50 Поляризатор ИКфильтр 0°C ТНКП = 42°С Предметный столик с контролируемой температурой Столик, поворачива ющийся на 360° Охлаждающий газ 10 Температура 48,6 44°C Рис. 13. Определение температуры начала кристаллизации парафинов методом поляризационной микроскопии. В поляризационном микроскопе имеется нагреваемый предметный столик, расположенный между двумя поляризационными призмами — поляризатором и анализатором (вверху на рис.). В начале испытания призмы взаимно ориентированы так, что свет не проникает сквозь анализатор. По мере охлаждения столика происходит образование кристаллов парафина, вращающих плоскость поляризации света, и видеокамера регистрирует их появление в виде светлых пятен. В данном примере при 111°F (44°С) свет не проходит сквозь анализатор (внизу справа на рис.), потому что температура флюида превышает температуру начала кристаллизации парафинов ТНКП = 42°С. Светлые пятна начинают появляться после того, как флюид охладится до этой температуры (внизу в центре рис.), а при охлаждении флюида до 0°С (внизу слева на рис.) изображение становится еще светлее. Точность данного метода составляет ±2°F (1,1°С). Aзот под давлением для разрушения геля Циркуляционный насос высокого давления Регулятор противодавления Сосуд с пробой флюида Конвекционная печь Нагреваемые линии Ванна с регулируемой температурой Питающий насос системы Рис. 14. Аппарат для испытания на модельном трубопроводе. Товарная нефть циркулирует по змеевику, погруженному в ванну с регулируемой температурой. Как только ванна нагреется до температуры испытания, поток через змеевик останавливают, и флюид выдерживается и превращается в гель. После периода выдержки измеряется давление азота, необходимое для начала потока в петле, и рассчитывается предельное статическое напряжение сдвига по простому уравнению баланса сил. 82 температуру застывания, кажущуюся вязкость и предельное статическое напряжение сдвига. Температура застывания — это температура, ниже которой флюид больше не является подвижным изза загустевания, гелеобразования или образования твердой фазы. Испытание для определения температуры застывания дегазированных нефтей проводится в соответствии со стандартом ASTM D97. 25 Для газированных нефтей используется аппарат с прозрачной сапфировой камерой, смонтированной на автоматическом безвибрационном поворотном кронштейне, находящемся в программируемой конвекционной печи. Проба нефти нагревается до пластовой температуры и медленно остывает до прекращения движения флюида в камере. Большинство парафинистых сырых нефтей начинает обнаруживать неньютоновское поведение при температуре, близкой к температуре застывания. Если температура застывания окажется выше прогнозной температуры при добыче нефти, то для обеспечения притока можно добавить присадку, понижающую температуру застывания. Кажущаяся вязкость парафинистых сырых нефтей обычно резко увеличивается со снижением температуры и скорости сдвига, особенно при температурах, близких к температуре застывания. Инженеры компании Schlumberger измеряют вязкость с помощью реометра, работающего при давлении 6 000 фунт/ дюйм 2 (41,4 МПа) и температуре 302°F (150°C), что позволяет проводить измерения на газированных нефтях. Парафинистые сырые нефти склонны к гелеобразованию при температурах ниже температуры застывания. Для разрушения геля и восстановления притока в случае остановки добычи потребуются высокие давления прокачки. Поэтому для правильного проектирования выкидных линий и предотвращения осложнений при добыче необходимо получить данные по пределу текучести парафинистых нефтей. Предел текучести газированных флюидов определяется испытанием на модельном трубопроводе (рис. 14). 26 Нефтегазовое обозрение Еще одним измеряемым параметром, важным для проектирования системы добычи и обеспечения притока, является скорость отложения парафинов. Она зависит, главным образом, от температуры флюида, тепловых потерь через стенку трубопровода, содержания парафинов, скорости сдвига и вязкости флюида. Скорость отложения парафинов можно определить в замкнутой гидравлической системе для изучения отложения парафинов (waxdeposition flow loop — WDFL) в моделируемых условиях потока в трубопроводе (рис. 15). На приведенном ниже практическом примере показано, как операторы используют лабораторные измерения для разработки рабочих стратегий предотвращения, снижения или устранения отложений парафинов и гелеобразования. Оптимизация подводной системы добычи в Западной Африке Пластовая температура и давление на западноафриканском месторождении, глубина моря на котором не достигает 1 000 футов (300 м), составляют 170°F (76,7°С) и 3 180 фунт/ дюйм 2 (21,9 МПа) соответственно. Температура морского дна равна 55°F (12,8°С). Оператор планировал добывать нефть через замкнутую подводную выкидную линию с внутренним диаметром 6 дюймов, идущую к главному терминалу сбора нефти, находящемуся в 2 милях (3,2 км) от месторождения. Изза большой разности температур в пласте и на морском дне и большого расстояния транспортировки флюида по холодному дну оператору требовалось предотвратить нарушение потока из-за отложения твердого материала. Компания Schlumberger собрала глубинные пробы пластовых флюидов и направила их в лабораторию Oilphase-DBR в Эдмонтоне, Альберта, Канада, для исследования этого вопроса. 27 Анализ состава пластового флюида показал, что он представляет собой «черную» нефть с газовым фактором 230 фут 3 / барр. (41,0 м 3 / м 3 ) и плотностью 36,3° API. Было установлено, что доля углеводородов с углеродным числом более С 30 составляет Осень 2007 Датчик давления Охлаждающая вода Термопары Охлаждающая ванна Термопары Термопары Секция отложения Бак Насос Расходомер Расплавляющая ванна Ванна контроля температуры Рис. 15. Замкнутая гидравлическая система для изучения отложения парафинов WDFL. В этой миниатюрной гидравлической системе товарные нефти подвергаются воздействию различных тепловых потоков с разными скоростями сдвига, которые могут иметь место в выкидной линии в реальном процессе добычи. Секция отложения в этой системе — труба из нержавеющей стали длиной 39 дюймов (1 м) и наружным диаметром 0,375 дюйма. Нефтяной бак вместимостью 0,53 галлонов США (2,0 л) обеспечивает поддержание температуры нефти выше температуры застывания в течение всего испытания. Нефть выходит из бака и протекает с контролируемым расходом через медный змеевик длиной 50 футов (15 м) в ванне, предназначенной для регулировки температуры. Контур отложения погружен в охлаждающую ванну для имитирования тепловых потерь в трубопроводе. Когда нефть проходит через этот контур, система сбора данных осуществляет мониторинг температур стенки, нефти и воды, перепада давления между входом и выходом кольцевого трубопровода и расхода. Отложения парафинов препятствуют потоку внутри контура, что приводит к повышению давления, необходимого для поддержания потока. Величина этого увеличения давления позволяет рассчитать количество отложившихся парафинов. 35,8%. Дальнейшее определение доли С 30+ и распределения н-парафинов показало, что сырая нефть содержит примерно 13,1 масс. % н-парафинов С 17+ . 28 Относительно высокая концентрация н-парафинов стала причиной беспокойства относительно того, 25. ASTM D97-06 Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products. West Conshohocken, Pennsylvania, USA: ASTM International, 2006. 26. Предел текучести τ y рассчитывается по следующему уравнению баланса сил: τ y = P y . D/ 4L, где P y —перепад давления, необходимый для начала движения флюида, D — внутренний диаметр кольцевого трубопровода и L — длина кольцевого трубопровода. 27. Alboudwarej H, Huo Z and Kempton E: “FlowAssurance Aspects of Subsea Systems Design for Production of Waxy Crude Oils,” paper что данный флюид может вызвать проблемы с обеспечением притока, связанные с отложением парафинов. Таким образом, целью группы Oilphase-DBR было проведение измерений, которые могли бы помочь найти способы предотвращения и усSPE 103242, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September 24–26, 2006. 28. Парафины — общее название группы алкановых углеводородов с общей формулой C n H 2n+2 , где n — количество атомов углерода. Простейшая молекула парафина — молекула метана CH 4 (газ при комнатной температуре). Октан C 8 H 18 при комнатной температуре —жидкость. Твердые парафины представлены более тяжелыми молекулами — от C 20 до C 40 . Линейные (без боковых ветвей и циклических фрагментов) соединения в этом семействе называются н - парафинами. 83 160 ТНКП Температура застывания Температура, °F 130 100 70 40 0 200 400 Давление, фунт/дюйм2 600 800 Рис. 16. Температура начала кристаллизации парафинов (ТНКП) и температура застывания, измеренные на пробах газированной и дегазированной сырой нефти с месторождения в Западной Африке. Данные измерений на дегазированной нефти приведены при атмосферном давлении. При падении давления газированного флюида с 700 фунт/дюйм 2 до атмосферного температура начала кристаллизации парафинов (красные точки) и температура застывания (синие точки) увеличились примерно на 20°F. Такое увеличение вызвано выходом растворенных газов из флюида. 300 фунт/дюйм2 700 фунт/дюйм2 1,0E+11 1,0E+11 1,0E+10 1,0E+10 1,0E+09 1,0E+07 1,0E+08 Вязкость, мПа·с Вязкость, мПа·с 1,0E+09 Вязкость при 55°F Вязкость при 65°F Вязкость при 80°F 1,0E+08 1,0E+06 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+03 1,0E+02 1,0E+01 1,0E+01 Напряжение сдвига, Па 100 1,0E+11 1,0E+10 1,0E+09 1,0E+08 Вязкость, мПа·с 1,0E+06 1,0E+02 100 фунт/дюйм2 1,0E+07 1,0E+06 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+03 1,0E+02 1,0E+01 1,0E+00 10 84 1,0E+07 1,0E+03 1,0E+00 10 транения отложения парафинов при установившемся и переходном режиме во время добычи сырой нефти. Давление насыщения при пластовой температуре, измеренное во время испытания на расширение при постоянном составе, оказалось равным 700 фунт/ дюйм2 (4,8 МПа). Испытания для определения температуры начала кристаллизации парафинов и температуры застывания проводились на пробах газированной и дегазированной нефти (рис. 16). При падении давления флюида ниже давления насыщения до атмосферного произошло выделение растворенного газа, и средний состав проб сместился в сторону более тяжелых углеводородов, а температура начала кристаллизации парафинов и температура застывания увеличились примерно на 20°F (11,1°С). Реологические испытания показали образование гелевых структур в газированной сырой нефти при низкой скорости сдвига, когда температура Напряжение сдвига, Па 100 1,0E+00 10 Напряжение сдвига, Па 100 Рис. 17. Реологическое поведение газированной сырой нефти с месторождения в Западной Африке. Напряжение сдвига измерялось в зависимости от вязкости при температуре около и ниже температуры застывания и давлениях 100, 300 и 700 фунт/дюйм 2 (0,69, 2,07 и 4,83 МПа). При давлении 700 фунт/дюйм 2 повышенные значения вязкости на плато при низких скоростях сдвига при температурах 55°F и 65°F (слева вверху на рис.) указывают на наличие гелевых структур. Незначительное гелеобразование имеет место в районе температуры застывания 80°F (26,7°С). Аналогичное поведение наблюдается и при 300 фунт/дюйм 2 (справа вверху на рис.), но в этом случае требуется более высокое напряжение сдвига для разрушения геля при 55°F и 65°F, что соответствует потере легких углеводородов из пробы. При давлении 100 фунт/дюйм 2 (слева внизу на рис.) образец для 80°F характеризуется выраженным псевдопластическим поведением (большим снижением вязкости при увеличении скорости сдвига). Нефтегазовое обозрение Осень 2007 40 Скорость отложения, мг/м2с флюида становилась меньше температуры застывания и приближалась к температуре морского дна (рис. 17). По мере снижения давления по реометру увеличивалось напряжение сдвига, требуемое для разрушения геля. Такое поведение соответствует потере легких углеводородов. В районе температуры застывания наблюдается псевдопластическое поведение (снижение вязкости при увеличении скорости сдвига) без гелеобразования при всех давлениях. В дальнейших исследованиях предельного статического напряжения сдвига осуществлялось выдерживание проб газированной и дегазированной нефти в течение 12 ч при температуре морского дна. Для газированной нефти предельное статическое напряжение сдвига при давлении от 100 до 700 фунт/дюйм 2 изменялось в диапазоне 38–42 Па, а для дегазированной нефти этот параметр при температуре окружающей среды оказался более чем в три раза выше — 142 Па. Испытания на отложение парафинов в дегазированной нефти проводились в системе WDFL при температурах от 81 до 122°F (от 27,2 до 50,0°С) (рис. 18). По их результатам выявлен разрыв в скорости отложения при высоких значениях из диапазона скоростей сдвига. При каждой скорости сдвига в стандартную модель с уравнением состояния для расчета коэффициента диффузии н-парафинов вводились измеренные скорости отложения, распределение н-парафинов, состав С 30+ и профиль вязкости. В модели сделано допущение, что главная движущая сила отложения парафинов — молекулярная диффузия парафинов. 29 На следующем этапе производился ввод измеренных параметров для обеспечения притока, данных по отложению парафинов и коэффициентов диффузии в модель OLGA (коммерческое программное обеспечение для расчета многофазных течений и процессов переноса в трубах) для оценки и прогнозирования поведения сырой нефти при различных вариантах добычи. Инженеры компании Schlumberger использовали моделирование OLGA для двух случаев: добыча в установившемся режиме и возобновление добычи после ее остановки. 170 с1 511 с1 35 30 25 20 15 10 70 80 90 100 Температура, °F 110 120 130 Рис. 18. Динамика отложения парафинов в дегазированной нефти месторождения в Западной Африке. Измерения при двух скоростях сдвига, 170 и 511 с –1 , показали необычное поведение. При меньшей скорости сдвига (красные точки) процесс отложения постоянно замедлялся с повышением температуры. Однако когда температура флюида превысила примерно 100°F (37,8°С), скорость отложения при большей скорости сдвига (синие точки) внезапно превысила скорость отложения при меньшей скорости сдвига. Для подтверждения воспроизводимости такого поведения были проведены повторные измерения. Значения скоростей отложения вводились в модели с уравнением состояния и модели перемещения флюида, которые помогают инженерам прогнозировать поведение сырой нефти при разных вариантах добычи. Так как температура начала кристаллизации парафинов в западноафриканской сырой нефти примерно на 50°F (27,7°С) выше температуры застывания, основные риски при обеспечении притока в установившемся режиме добычи связаны с отложением парафинов и гелеобразованием. Проектной целью оператора было предотвращение отложения парафинов при дебитах нефти свыше 5 000 барр./ сутки (795 м 3 / сутки). Методы предотвращения или замедления этого процесса в трубопроводе включают изоляцию труб, установку подогревателей и закачку ингибиторов парафиноотложения в поток добытой нефти. Моделирование OLGA показало, что самым подходящим методом обеспечения притока является изоляция труб (рис. 19). Наличие данных как по газированной, так и по дегазированной нефти оказалось очень важным. Зная температуру начала кристаллизации пара- финов только для дегазированной нефти, оператор может сделать вывод о необходимости дорогостоящей изоляции трубопровода методом «труба в трубе». Расчеты с использованием более низкой температуры начала кристаллизации парафинов для газированной нефти показали, что для предотвращения отложения парафинов достаточно более дешевой влажной изоляции. Поскольку при перемещении по трубопроводу на сборный пункт нефть охлаждается, потребовалось спрогнозировать вероятность гелеобразования. При условии потока нефти с расходом 5 000 барр./ сутки через трубопровод с влажной изоляцией, моделирование OLGA показало, что период, за который текущая 29. Hayduk W and Minhas BS: “Correlations for Prediction of Molecular Diffusivities in Liquids,” Canadian Journal of Chemical Engineering 60, no. 2 (April 1982): 295–299. 85 160 Температура на выходе, °F 150 140 ТНКП товарной нефти 130 120 ТНКП газированной нефти Изоляция «труба в трубе» Влажная изоляция 110 100 0 2 500 5 000 7 500 10 000 12 500 15 000 17 500 20 000 Дебит нефти, барр./сутки 160 Изоляция «труба в трубе» Влажная изоляция Температура °F 140 120 100 Температура застывания товарной нефти 80 Температура застывания газированной нефти 60 40 0 5 10 15 20 25 Время, ч 1,2 Толщина отложений, мм Рекомендуемая максимально допустимая толщина 1,0 парафиновых отложений Коэффициент диффузии нпарафинов (стандартная модель) 0,8 0,6 Коэффициент диффузии нпарафинов (WDFL) 0,4 0,2 0 Устье скважины 0 0,5 Сборный пункт 1,0 1,5 2,0 Расстояние по выкидной линии, мили Рис. 19. Моделирование поведения западноафриканской нефти в выкидной линии при установившемся режиме добычи с помощью OLGA. Моделирование используется в качестве технического инструмента для выбора изоляции труб и предотвращения отложения парафинов в процессе добычи. Здесь показаны диаграммы температур, при которых нефть приходит на сборный пункт, в зависимости от дебита (вверху на рис.). Влажная изоляция (красная кривая) дешевле изоляции методом «труба в трубе» (синяя кривая), но в четыре раза менее эффективна. Наличие данных по температуре начала кристаллизации парафинов (ТНКП) оказалось очень полезным, поскольку это позволило определить, что влажная изоляция достаточна при дебите нефти свыше 5 000 барр./ сутки. На следующем графике (в центре рис.) показан профиль охлаждения нефти по мере ее прохождения по выкидной линии. В случае влажной изоляции (красная кривая) время охлаждения до начала гелеобразования (температуры застывания) составит 12 ч для дегазированной нефти и 20 ч для газированной нефти. Двадцатичасовой период достаточно продолжителен для перемещения нефти от устья скважины до сборного пункта. Моделирование OLGA также позволило спрогнозировать двухнедельные профили отложения парафинов по выкидной линии (внизу на рис.). Толщина отложений парафинов, определенная по стандартной модели (синяя кривая), почти в три раза больше значения, рассчитанного при лабораторных испытаниях в WDFL (красная кривая). В результате можно существенно увеличить интервал между операциями по удалению парафиновых отложений. 86 по трубопроводу газированная нефть достигнет температуры застывания, составляет примерно 20 ч, что достаточно для ее попадания в резервуар для товарной нефти. Для расходов при дебите нефти менее 5 000 барр./ сутки модель OLGA предсказала скорости отложения парафинов в трубопроводе. Не имея экспериментальных данных испытаний в WDFL, инженерам пришлось бы использовать стандартную модель для оценки коэффициента диффузии н-парафинов, прогнозирования скорости отложения и планирования операций по удалению парафинов. Для данной западноафриканской нефти стандартная модель показала, что работы по удалению парафинов потребуется проводить каждые две недели. Но с данными WDFL модель предсказала намного более медленное отложение парафинов, что увеличило интервал между исправительными операциями до шести недель. Методы удаления отложений парафинов включают очистку трубопровода скребками, промывку горячей нефтью и обработку растворителями с помощью гибких труб. Важным вопросом обеспечения притока является возможность возобновления потока в системе после ее остановки. Согласно данным оператора, максимальное безопасное давление для преодоления предельного статического напряжения сдвига и возобновления потока составило 500 фунт/ дюйм 2 (рис. 20). По результатам расчетов по модели OLGA с использованием данных по предельному статическому напряжению сдвига газированной нефти и параметров транспортировки флюида было определено, что поток можно возобновить, если давление в трубопроводе остается выше, чем примерно 100 фунт/ дюйм 2 . Данный практический пример показывает, что использование только экспериментальных данных по дегазированной нефти и стандартных расчетов отложения парафинов может привести к принятию чрезмерно консервативных решений при проектировании систем добычи. В этой ситуации прогнозы в отношении обеспечения притока, сделанные на основе данных по газированной Нефтегазовое обозрение Давление возобновления потока, фунт/дюйм2 2 000 Многоточечные термопары 1 750 1 500 1 250 1 000 750 Максимальное давление возобновления потока 500 250 0 Регуляторы потока высокого давления Сдвиговая камера 0 100 200 300 400 500 600 700 Стойка для механического монтажа Электро двигатель постоянного тока с регу лированием частоты вращения 800 Давление флюида, фунт/дюйм2 Подача Рис. 20. Расчеты давления возобновления потока в выкидной линии диаметром 6 дюймов по модели OLGA. Если при остановке добычи в трубопроводе в нефти происходит гелеобразование, то для преодоления предельного статического напряжения сдвига и инициирования потока необходимо приложить давление. Максимальное безопасное давление составляет 500 фунт/ дюйм 2 . Моделирование показало, что поддержание внутреннего давления в выкидной линии на уровне свыше 100 фунт/дюйм 2 обеспечит возможность безопасного возобновления потока. Внутренний вращающийся цилиндр Выход хладагента Электро нагревательный элемент Отложение Внешний неподвижный цилиндр Нефть Хладагент Вход хладагента нефти, позволяют оператору сэкономить миллионы долларов путем снижения затрат на выкидную линию и увеличения интервала между операциями по удалению отложений парафинов. Нов ые дос т иж ени я в о б ла с т и обеспеч ения при т о к а па раф и ни с т ых не ф т е й В настоящее время продолжаются работы по усовершенствованию методов испытаний для обеспечения притока и контроля свойств флюидов в течение всего срока эксплуатации месторождения. На практическом примере месторождения в Западной Африке продемонстрированы выгоды от проведения таких испытаний на газированных сырых нефтях. Однако испытания на отложение парафинов в аппаратах типа WDFL ограничивались только дегазированными 30. Zougari M, Hammami A, Broze G and Fuex N: “Live Oils Novel Organic Solid Deposition and Control Device: Wax Deposition Validation,” paper SPE 93558, presented at the 14th SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Bahrain, March 12–15, 2005. 31. Число Рейнольдса в механике жидкостей представляет собой безразмерное отношение между силами инерции и вязкости. При числе Рейнольдса свыше 3 000 течение в трубах становится турбулентным. 32. Akbarzadeh et al, сноска 5. Осень 2007 нефтями. Установку WDFL можно модифицировать для проведения испытаний под высоким давлением, но требуемый для нее объем двух литров газированной нефти может оказаться чрезмерно дорогим. Исследователи группы OilphaseDBR решили эту проблему, сконструировав и внедрив камеру для отложения твердого материала в газированных флюидах RealView. 30 Требуя всего 0,04 галлона США (150 мл) нефти, эта камера может работать при давлениях до 15 000 фунт/ дюйм 2 (103,4 МПа), температурах до 392°F и числах Рейнольдса до 500 000. 31 В отличие от WDFL, нефть в данной камере находится в цилиндрическом сосуде. Вращающийся шпиндель в центре приводит флюид в движение. Это устройство может имитировать условия добычи по температуре, давлению, составу, шероховатости поверхности трубы и ламинарному и турбулентному потоку. Испытание при турбулентном потоке является полезным, поскольку в нем моделируются условия сдвига на стенке выкидной линии (рис. 21). Благодаря испытаниям на газированной нефти в камере RealView уже реализованы значительные достижения в области обеспечения притока асфальтеновых нефтей. 32 Предварительные лабораторные результаты по- Слив Рис. 21. Внешний вид и вид в разрезе камеры RealView. В этой камере можно создать турбулентный поток и сдвиговое напряжение у стенки, характерные для выкидных линий (вверху на рис.). Флюид перемещается под действием вращающегося внутреннего шпинделя (в центре рис.). Температура стенки и давление в системе могут контролироваться независимо. Поверхность, на которой происходит отложение, и ее шероховатость можно изменять, вставляя специальные гильзы. Парафиновые отложения появляются на поверхности неподвижного цилиндра (внизу на рис.). 87 25 WDFL 24,5 Камера RealView 23,7 20 15,5 15 9,2 10 5 Газированная нефть, турбулентный поток Газированная нефть, ламинарный поток Товарная нефть, турбулентный поток Товарная нефть, ламинарный поток 0 3,3 Товарная нефть, ламинарный поток Полная скорость отложения парафинов, мг/м2с 30 Рис. 22. Характер отложения парафинов при испытаниях парафинистой сырой нефти в установках WDFL и RealView. Испытания проводились на дегазированных и газированных нефтях. Скорости отложения парафинов в дегазированной нефти в ламинарном потоке в WDFL и RealView оказались практически одинаковыми. При турбулентном потоке в камере RealView скорость отложения в дегазированной нефти существенно снизилась. Скорости отложения в газированной нефти при испытании в камере RealView в обоих режимах потока оказались еще меньше. казывают, что такие испытания могут привести к аналогичным улучшениям и для парафинистых нефтей. Недавно было проведено лабораторное изучение поведения «черной» парафинистой нефти в гипотетической ситуации, требующей обеспечения притока. Исследователи группы Oilphase-DBR имитировали вход нефти в трубопровод внутренним диаметром 6 дюймов и длиной 2 мили при температуре 170°F и давлении 3 170 фунт/ дюйм 2 (21,9 МПа). Принятый дебит составил 5 000 барр./ сутки, а температура морского дна была 65°F (18,3°С). В таких условиях были проведены испытания на скорость отложения парафинов для сравнения поведения товарной и газированной нефти в ламинарном и турбулентном потоках (рис. 22). Результаты показали, что отложение парафинов в турбулентном потоке происходит медленнее, а скорости их отложения в газированной нефти намного ниже, чем в товарной. Низкие скорости отложения парафинов в газированных нефтях могли бы существенно повлиять 33. Amin A, Smedstad E and Riding M: “Role of Surveillance in Improving Subsea Productivity,” paper SPE 90209, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 88 на конструкцию гипотетической выкидной линии и периодичность проведения работ по удалению парафинов. Моделирование OLGA показало, что двухмильную выкидную линию можно изготовить из труб с пеноизоляцией, а не с изоляцией «труба в трубе», что позволит сэкономить 4 млн долл. США. Что касается очистки трубопровода, традиционные измерения на товарной нефти с использованием WDFL свидетельствуют о необходимости удаления парафиновых отложений каждые две недели. Моделирование же с исходными данными для газированной нефти показывает, что очистка трубопровода потребуется примерно раз в год, благодаря чему существенно сократятся эксплуатационные затраты. П о м ер е р а з р а ботк и мес тор ожден и я ч а с то пр ои с ходи т и з м енени е с в о й ств с ы р ой нефти . Н а пр и м ер , при п а дени и да влени я га з ок онденс а т а ни же да влени я на с ы щени я в х о д е и с тощени я его вы ход и тем пе ра т ур а на ч а ла к р и с та лли з а ци и па ра фи нов м огут ум еньши тьс я . В с т ра т ифи ци р ова нной по с ос та ву з а л е жи с ос та в добы ва емой пр одук ци и может и з мени тьс я пр и добы ч е ф л ю идов и з з он, на ходи вши хс я на бо л ь ш ом р а с с тоя ни и от и с ходной точ к и отбор а пр об . Такие изменени я м огут с и льно по вл ият ь на р ешени я о мер а х, требу емых дл я обес печ ени я пр и тока. Мониторинг изменения свойств флюидов обычно осуществляется путем периодического отбора проб из сепараторов или извлечения газированной нефти около перфорационных каналов с последующими лабораторными испытаниями на обеспечение притока. Такой подход в условиях морских и глубоководных месторождений является слишком дорогостоящим. 33 С приходом систем интеллектуального заканчивания скважин, снабженных датчиками, передающими данные о скважинной температуре, давлении и дебитах в реальном времени, стал возможным дистанционный эксплуатационный мониторинг. Такие системы также включают насосы и клапаны с дистанционным управлением, которые можно использовать для устранения проблем с обеспечением притока. В настоящее время разрабатываются химические датчики для регистрации изменений состава флюида. Если их установить в стратегических точках компоновки заканчивания и в трубопроводе, будет обеспечено получение данных в реальном времени для мониторинга отложения твердого материала, скорости коррозии и реологических свойств флюида. Это позволит входить в скважину для отбора проб или проведения исправительных операций только при необходимости. Сегодня методы отбора и анализа проб флюидов развиваются в направлении непрерывного использования согласованных стандартов для всей последовательности операций, начиная от глубинного анализа флюидов и описания коллектора до отбора и лабораторного анализа проб, и далее — до контроля параметров добычи. Такой комплексный подход будет становиться все более ценным для операторов в принятии решений по разведке, освоению и эксплуатации коллекторов, особенно на удаленных месторождениях, связанных с высокими рисками. –ЭБН Нефтегазовое обозрение Авторы Сорайя Бетанкур (Soraya Betancourt) — инженер-исследователь группы анализа флюидов Исследовательского центра имени Генри Долла компании Schlumberger в Кембридже, Массачусетс, США. Начала работать в компании Schlumberger в 2000 г. инженером по разработке месторождений Центра по заканчиванию скважин компании Schlumberger в Рошароне, Техас, США. До этого работала технологом по добыче в компании Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) Oil & Gas в Венесуэле. Имеет степень бакалавра наук по технологии добычи нефти и газа, полученную в Университете штата Сулия (Universidad del Zulia), Маракайбо, Венесуэла, и степень магистра наук по технологии добычи нефти и газа, полученную в Университете Талсы, Оклахома, США. Джон Блэкберн (John Blackburn) — начал работать в компании ConocoPhillips шесть лет назад после получения степени магистра наук по геофизике в Университете Лидса, Англия, и степени бакалавра с отличием по геофизике в Эдинбургском университете, Шотландия. В настоящее время работает геофизиком компании ConocoPhillips Ltd. на месторождении Джей-Блок (J-Block) на британском шельфе Северного моря. Ведет работы по разведке и разработке в условиях нормального и высокого пластового давления и высокой температуры на материковом склоне Великобритании. Тим Бантинг (Tim Bunting) — менеджер по геофизике компании WesternGeco Asia and Australia, работает в Куала-Лумпуре, Малайзия, руководит научным и техническим обоснованием региональных сейсмических решений. Был принят на работу в компанию в 1990 г. на должность полевого геофизика и пять лет проработал на морских месторождениях. Выполнял различные функции геофизической поддержки в Европе, Африке, на Ближнем Востоке и в России. Прежде чем занять нынешнюю управленческую должность в 2005 г., работал глобальным Лето 2007 менеджером по обеспечению сбора геофизических данных. Получил степень бакалавра наук по горному делу в Стаффордширском университете, Сток-он-Трент, Англия. Крис Чепмэн (Chris Chapman) — консультант по сейсмологии Кембриджского исследовательского центра (SCR) компании Schlumberger в Англии, почетный профессор теоретической сейсмологии Кембриджского университета. После длительной карьеры преподавателя физики и геофизики Университета провинции Альберта и Университета Торонто в Канаде, а также Кембриджского университета в Англии, в 1991 г. он становится научным советником SCR. Автор учебника «Основные принципы распространения сейсмических волн» («T he Funda me n tal s of S e i smi c Wave P ro p ag ati on »), опубликованного в 2004 г. издательством Cambridge University Press. «Дополнение» («Addendum») к этому учебнику описывает его личный опыт, полученный во время цунами на побережье острова Шри-Ланка. Имеет степень бакалавра искусств по теоретической физике и степень доктора философии по геофизике, полученные в Кембриджском университете. Фил Кристи (Phil Christie) — начал свою карьеру в компании Schlumberger в 1972 г. инженером по эксплуатации каротажного оборудования в Западной Африке. По возвращении в Великобританию в 1975 г. получил степень доктора философии и сделал последипломную работу по сейсмологии в Кембриджском университете, Англия. Возобновил работу в компании Schlumberger в 1981 г. и стал работать в области развития бизнеса скважинной сейсморазведки в Европе. На протяжении всей своей карьеры организовывал или руководил сейсморазведочными подразделениями исследовательских центров компании Schlumberger в Коннектикуте, Париже и Кембридже, Англия. В 1996–1997 гг. был прикомандирован к группе компаний BP Atlantic Margin group, где осуществлял совместную коорди- нацию эксперимента по мониторингу подводного пласта на месторождении Фойнавен (Foinaven). Затем руководил группой геофизического исследования пластов в компании WesternGeco в Гатвике, где также помогал в организации геофизического технического сообщества компании Schlumberger. В 2000 г. вернулся в Кембриджский исследовательский центр компании Schlumberger на должность научного советника по геофизическому исследованию пластов, периодической сейсмической съемке и построению изображений подбазальтовых пластов. Соредактор журнала «Petroleum Geoscience» и вице-президент EAGE. Джон Кук (John Cook) — сотрудник департамента бурения, телеметрии и контроля Кембриджского исследовательского центра компании Schlumberger в Англии, работает в области предотвращения неустойчивости ствола скважины, борьбы с выносом песка, стратегии перфорационных работ и оптимизации буровых работ. Выпускник Кембриджского университета, имеет степень бакалавра искусств по материаловедению и степень доктора философии по физике. Джон Дэниэлс (John Daniels) — инженер по оказанию услуг заказчикам компании Schlumberger по проектным решениям и оценке услуг (DESC*), участвует в нескольких проектах Центрального подразделения компании Devon Energy, в особенности — в разработке газоносного пласта БарнеттШейл (Barnett Shale). Работает в Оклахома-Сити, Оклахома, США. Оказывает услуги клиентам подразделения Oilfield Services (OFS) компании Devon. Интегрирует технологии OFS, а также специализируется на оптимизации добычи из нетрадиционных газоносных пластов с использованием каротажа, сейсморазведки, микросейсмических исследований и технологий гидравлического разрыва пласта (ГРП). Начал работать в компании Schlumberger в 2001 г. инженером сервисного подразделения по обеспечению добычи (Well Production Services — WPS), 89 работал над проектами проведения ГРП и использования гибких насосно-компрессорных труб в Саудовской Аравии и Бахрейне. Провел первые работы по ГРП с применением технологий вязкоупругой потокоотклоняющей кислоты Viscoelastic Diverting Acid (VDA*) и безполимерной жидкости ГРП ClearFRAC*. В 2003 г. перевелся на должность руководителя сектора WPS, обеспечивал материально-техническую поддержку при проведении региональных работ. Также работал в подразделении континентальных месторождений восточной части США (US Land East) координатором продвижения на рынок (Product Champion) новых эффективных методов многопластового ГРП, которые он начал внедрять в 2005 г. Имеет степень бакалавра наук по материаловедению и технологии, полученные в Университете штата Вашингтон, Сиэтл, США. Тара Дэвис (Tara Davies) — координатор продвижения на рынок (Product Champion) технологий анализа флюидов Производственного центра OilphaseDBR компании Schlumberger в Эдмонтоне, провинция Альберта, Канада. Отвечает за услуги по испытаниям в камере изучения отложений твердой фазы в газированных флюидах RealView* и по моделированию обеспечения притока флюидов. Была принята на работу в 2001 г. инженером по программному обеспечению, работала инженером-конструктором и инженером-эксплуатационником по скважинным испытаниям на установке отбора проб и анализа флюидов группы Oilphase-DBR, специализировалась на продажах и поддержке оборудования для PVTанализа и программного обеспечения. Получила степень бакалавра наук по технологии добычи нефти и газа в Университете провинции Альберта, Канада. Скотт Дингуолл (Scott Dingwall) — геофизик сегмента оценки пластов приборами на кабеле регионального производственного подразделения Северного моря. Работает в Абердине, Шотландия. Перешел на данную должность в 2004 г. из группы обработ90 ки данных и консультационных услуг (Data &Consulting Services — DCS) компании Schlumberger в Ставангере, Норвегия, где работал старшим геофизиком. В его обязанности входит техническая и геофизическая поддержка исследований методом вертикального сейсмического профилирования компании Schlumberger в районе Северного моря. До начала работы в компании Schlumberger в 1996 г. начал свою карьеру в области обработки морских поверхностных сейсмических данных. Работал геофизиком в группе обработки скважинных сейсморазведочных данных в Абердине, позднее перевелся в группу скважинной сейсморазведки в Лондоне. Выпускник Имперского колледжа Лондона, имеет степень магистра наук по разведывательной геофизике. Чэнли Дон (Chengli Dong) — ведущий инженер по разработке месторождений компании Schlumberger в Шугар-Ленде, Техас, США, ведет работы по разработке приборов для испытания пластов и отбора проб, в частности, модульного динамического пластоиспытателя Modular Formation Dynamic Tester (MDT*), анализатора подвижных флюидов Live Fluid Analyzer (LFA*) для прибора MDT, анализатора состава флюида Composition Fluid Analyzer (CFA*) и нового поколения алгоритмов интерпретации данных анализаторов флюидов. Автор множества технических статей, получил степени магистра наук и доктора философии по технологии добычи нефти и газа в Университете штата Техас в Остине, США. Хани Эльшахави (Hani Elshahawi) — старший штатный петрофизик, глобальный советник по оценке пластов и отбору проб флюидов компании Shell International Exploration and Production в Хьюстоне, Техас, США. Основным направлением его деятельности является планирование, реализация и анализ важных глобальных проектов по испытанию пластов и глубинному отбору проб флюидов. Имеет более чем двадцатилетний опыт работы в нефтяной промышленности, работал как в сервисных, так и в добыва- ющих компаниях в более чем 10 странах мира — в Африке, Азии, на Ближнем Востоке и в Северной Америке. Занимал различные должности в сфере интерпретации данных, консалтинговых услуг, технологических операций, маркетинга и разработки новых технологий. Читал лекции в различных аудиториях по разным разделам петрофизики, геолого-геофизическим исследованиям и технологии добычи нефти и газа, автор нескольких патентов и более 50 технических статей. Получил степень бакалавра наук по технологии машиностроения и степень магистра наук по технологии добычи нефти и газа в Университете штата Техас в Остине, США. Рене А. Фредериксен (René A. Frederiksen) — руководитель группы оптимизации добычи компании Hess в Копенгагене, Дания. До этого восемь лет работал в компании Maersk Oil. До начала работы в компании Hess в 2006 г. возглавлял группу инженеров по разработке и добыче, ведущую разработку месторождения в меловых отложениях продуктивностью 100 000 барр./сутки. Автор статей и работ по темам сложных горизонтальных скважин, влияния интенсификации притока в процессе заканчивания на продуктивность скважин, борьбы с отложениями солей и повреждениями ствола скважины в процессе нагнетания и добычи. Получил степень магистра наук по химической технологии в Датском техническом университете в Копенгагене и степень Европейского делового администрирования EBA (European Business Administration) во время работы в компании Maersk Oil. Сидни Грин (Sidney Green) — менеджер отдела развития бизнеса в области исследования геомеханических свойств горных пород группы обработки данных и консультационных услуг компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Один из основателей и бывший президент-председатель-генеральный директор компании TerraTek, Inc., приобретенной в 2006 г. компанией Schlumberger, последние 40 лет работал в области механики горных пород. ПолуНефтегазовое обозрение чил множество почетных наград, включая звание «Выдающегося инженера» от штата Юта, «Предпринимателя года» от Mountain West Venture Group и «Почетного выпускника» от Университета штата Юта. Опубликовал множество статей и отчетов, автор ряда патентов, создатель множества презентаций на темы геомеханики. Также работает профессором-исследователем в Университете штата Юта в СолтЛейк-Сити на двух должностях: по технологии машиностроения и по строительству и охране окружающей среды. Входил в состав ряда корпоративных советов, правительственных комитетов и консультативных советов университета, а также является последним председателем Национального комитета США по механике горных пород Национальной академии наук. Имеет степень бакалавра наук по технологии машиностроения, полученную в Университете штата Миссури в Ролла, США, и степень магистра наук по технологии машиностроения, полученную в Питтсбургском университете, Пенсильвания, США. Также имеет степень инженера по теоретической механике, полученную в Стэнфордском университете, Калифорния, США. Член Национальной академии технических наук США. трация возможности технической реализации платформы для газлифтной эксплуатации, разработка временных стандартов прокладки трубопроводов и испытания надежности скважинных измерительных приборов. Получил степень бакалавра наук с отличием по физике в Эдинбургском университете, Шотландия, и степень магистра наук по методам оценки риска и надежности в Университете Лафборо, Англия. Джеффри Хампден-Смит (Geoffrey Hampden-Smith) — работает в Абердине, Шотландия, выполняет функцию поддержки проектных групп бурения и скважинных услуг компании Shell. Начал свою карьеру в компании Schlumberger в 1971 г. инженером по эксплуатации каротажного оборудования, в основном работал в Африке и Европе. В 1983 г. руководил внедрением технологии перфорирования на насосно-компрессорных трубах (tubing-conveyed perforating — TCP) на Северном море. Через пять лет основал собственную компанию по разработке проектов и программного обеспечения по управлению рисками и предоставлению услуг по поддержке управления проектами в нефтяной промышленности. Начал работать с компанией Shell в 1998 г., обеспечивал поддержку разнообразным проектам, таким, как создание планов качества проведения скважинных работ, демонс- Йорг Хервангер (Jorg Herwanger) — старший геофизик Технологического центра компании WesternGeco в Хьюстоне, Техас, США, специализируется на анализе полевых сейсмических данных для выявления периодических эффектов, вызванных напряжением. Основным направлением его деятельности является более тесная интеграция повторных сейсмических исследований с моделированием разработки и геомеханикой пласта. Начинал карьеру научным сотрудником, удостоенным стипендии имени Марии Кюри, в компании WesternGeco в 2003 г. в Гатвике, Англия. До переезда в 2006 г. в Хьюстон работал старшим геофизиком в Гатвике. Получил степень доктора философии по геофизике в Имперском колледже Лондона и степень магистра наук по геофизике в Техническом университете Клаусталя, Германия. Лето 2007 Клаус Хасбо (Klaus Hasbo) — недавно приступил к работе в компании NORECO ASA, Хольте, Дания, на должности менеджера объекта — системы каналов миграции углеводородов Сири Фэйрвэй (Siri Fairway) в южной части Северного моря. В 1997 г. после получения степени магистра технических наук по технологии добычи нефти и газа в Университете Хериот-Ватт, Эдинбург, Шотландия, начал работать в компании DONG Energy, Дания, инженером по разработке месторождений на месторождении Саут Арне (South Arne). В 2002 г. был прикомандирован к компании Hess Denmark ApS для работы менеджером объекта — месторождения Саут Арне. С 2003 по 2005 гг. работал главным геологом на месторождении Сири (Siri). Патрик Хойман (Patrick Hooyman) — менеджер по геомеханике сегмента обработки данных и консультационных услуг компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США, занимает данную должность с 2002 г. Имеет более чем двадцатилетний международный опыт геофизических, геомеханических и комплексных исследований. Начинал карьеру геофизиком в компании Amoco в Денвере, Колорадо, США, участвовал в открытии нескольких крупных нефтяных и газовых месторождений в США, включая месторождение Уитни-Каньон (Whitney Canyon). До начала работы в компании Schlumberger в 1995 г. занимал технические, управленческие позиции в таких компаниях, как Compagnie Générale de Géophysique (CGG), где работал менеджером передовых услуг, занимал пост вице-президента и главного геофизика компании GECO Geophysical в Хьюстоне, работал вице-президентом компании Geotrace Technologies. На протяжении 12 лет читал курс лекций «Введение в интерпретацию сейсмических данных» для Общества геофизиков-разведчиков (Society of Exploration Geophysicists — SEG). Имеет степень бакалавра наук по физике, полученную в Бенедиктинском университете, Лайл, Иллинойс, США, и степень доктора философии по физике, полученную в Университете штата Вайоминг, Ларами, США. Дипломированный профессиональный геофизик штата Техас. Арнис Джадзис (Arnis Judzis) — вице-президент сегмента обработки данных и консультационных услуг и генеральный менеджер по эксплуатации, отвечает за развитие бизнеса и глобализацию деятельности Центра передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek*» компании Schlumberger, Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Начал работу в компании TerraTek в 1999 г. вице-президентом подразделения бурения и заканчивания скважин, а затем стал исполнительным вице-президентом компании. До начала работы в компании TerraTek 23 года занимал управленческие должности в компании ВР в Далласе, Лондоне, Хьюстоне и Анкоридже. 91 В 1979 г. после получения степени доктора философии по химической технологии в Мичиганском университете, Анн-Арбор, США, начал работать в компании Standard Oil Company of Ohio, которая впоследствии была поглощена компанией ВР. Член консультативного комитета по исследованиям и разработке совета директоров Общества инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers — SPE), а также член совета директоров компании Offshore Technology Conference Inc., где последние два года выполняет обязанности председателя совета директоров. Имеет степень магистра наук, полученную в Мичиганском университете, и степень бакалавра наук, полученную в Корнеллском университете, Итака, Нью - Йорк, США. Рэй Кеннеди (Ray Kennedy) — инженер по маркетингу Производственного центра OilphaseDBR компании Schlumberger в Эдмонтоне, провинция Альберта, Канада. Работает в области продаж оборудования и развития бизнеса с момента начала работы в DBR в 1994 г. В качестве менеджера группы разработки проектов службы отбора проб и анализа пластового флюида Производственного центра Oilphase-DBR компании Schlumberger координировал деятельность глобальной группы, состоящей из 12 человек, в рамках работы по отбору проб и анализу флюида в лабораториях Хьюстона, Дубай и Абердина. Работал координатором продвижения (Product Champion) системы управления и доставки данных PVT ReCORD* и отвечал за ее внедрение и коммерциализацию. Получил степень бакалавра наук по химической технологии в Университете провинции Альберта, Эдмонтон, Канада. Ник Куцабелулис (Nick Koutsabeloulis) — вице-президент и генеральный менеджер Центра передового опыта по геомеханике пласта компании Schlumberger в Брэкнелле, Англия. В данном Центре проводится работа по интеграции численных геомеханических решений с решениями в области разработки пластов, обращения сейсмических данных, четырехмерных сейсмических исследова92 ний, микросейсмических методов, целостности ствола скважины и разработки схем заканчивания скважины. С 1993 по 2007 гг. занимал пост управляющего директора компании V.I.P.S. (Vector International Processing Systems) Limited в Брэкнелле, где разрабатывал систему VISAGE* (комплекс программных продуктов для получения взаимосвязанных геомеханических решений), используя метод конечных элементов и интегрируя воедино стандартные методы моделирования разработки с передовыми методами анализа геомеханики пластов. Начал карьеру в 1985 г. разработчиком геомеханических решений компании D’Appolonia S.p.A. в Генуе, Италия. С 1986 по 1993 гг. работал старшим аналитиком механических напряжений компании BP International в Санбери-на-Темзе, Англия, где он основал департамент геомеханики для горнорудных и нефтегазовых приложений. Имеет степень доктора философии по строительству, полученную в Манчестерском городском университете (Manchester Metropolitan University), Англия, и степень бакалавра наук по строительству, полученную в Салоникском университете имени Аристотеля, Греция. Скотт Лини (Scott Leaney) — советник по геофизике сегмента обработки данных и консультационных услуг компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США. Работает в компании с 2002 г. Специализируется на обработке и обращении трехкомпонентных данных скважинной сейсморазведки, анализе анизотропии и интеграции сейсмических данных. С 1988 по 1992 гг. работал разработчиком геофизического программного обеспечения компании Schlumberger в Кламаре, Франция. Впоследствии был переведен в Джакарту на должность геофизика-специалиста по скважинной сейсморазведке по южной и восточной Азии. С 1998 по 2002 гг. работал в Гатвике, Англия, занимался разработкой методов интегрированной обработки скважинных и поверхностных сейсмических данных. Имеет степень бакалавра наук по геофизике, полученную в Университете Манитобы, Виннипег, Канада, и степень магистра наук по геофизике, полученную в Университете Британской Колумбии, Ванкувер, Канада. Жоэль Ле Калвес (Joёl Le Calvez) — старший геолог компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США, с декабря 2007 г. будет работать руководителем недавно созданной группы микросейсмических исследований в Далласе, Техас, США. Продолжит работу по разработке и коммерциализации услуг по предоставлению данных микросейсмических исследований, а также будет руководить группой геофизиков и геологов, занимающейся расширением деловой активности на месторождении Барнетт-Шейл (Barnett Shale) и на других нетрадиционных участках. Его основными обязанностями являются обработка и интерпретация данных для геологических, геофизических и геомеханических приложений и подготовка презентаций для заказчиков. Также работает с производственными центрами по созданию программ и тестированию программного обеспечения, взаимодействует с исследовательскими центрами по разработке и тестированию алгоритмов. Начал работать в компании Schlumberger в 2001 г. после получения степени доктора философии по геологии в Техасском университете в Остине, США. С тех пор участвовал в геологических и сейсмических исследованиях на юго-западе США и шельфе Анголы. Имеет диплом об углубленном университетском образовании (Diplome d’Etudes Approfondies) по тектонофизике и наукам о конденсированном состоянии вещества, полученный в Университете имени Пьера и Марии Кюри в Париже, Франция, степень магистра наук по геологии и геофизике, полученную в Университете Ниццы — София-Антиполис (Universite de Nice-Sophia Antipolis), и степень бакалавра наук по математике и физике, полученную в Университете Ниццы, Франция. Нефтегазовое обозрение Дон Ли (Don Lee) — главный специалист в области наук о Земле сегмента обработки данных и консультационных услуг компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США. Его работа включает обработку и интерпретацию данных о механических свойствах пласта, неустойчивости ствола скважины и бурении в реальном времени для проектов по всему миру. После получения степени бакалавра наук по электротехнике в Технологическом университете штата Теннеси в Куквилле, США, в 1980 г. начал работать в компании Schlumberger полевым инженером в Техасе. Его последующие назначения включали должности инженера специальных услуг, интерпретатора каротажных диаграмм, старшего интерпретатора каротажных диаграмм, инженера по разработке приложений, старшего инженера по разработке приложений для интерпретации данных и менеджера центра сбора данных. Роб Марсден (Rob Marsden) — советник по геомеханике пластов компании Schlumberger, работает в Центре передового опыта по геомеханике пласта в Брэкнелле, Англия. До этого работал менеджером по геомеханике на Ближнем Востоке и в Азиатско-Тихоокеанском регионе. После 10 лет работы старшим лектором и руководителем лаборатории механики горных пород и группы исследования механических свойств ствола скважины в Имперском колледже Лондона в 2000 г. начал работать в компании Schlumberger. Получил степень по строительству в Сандерлендском политехническом институте, Англия, и степень магистра наук и диплом Имперского колледжа (DIC) по теоретической механике горных пород, имеет почти двадцатипятилетний консультативный, промысловый, исследовательский и преподавательский опыт в области механики нефтеносных пород. Дипломированный инженер, опубликовал множество статей и входил в состав различных международных и отраслевых комитетов. Лето 2007 Дж. Уэсли (Уэс) Мартин (J. Wesley (Wes) Martin) — имеет более чем двадцатилетний опыт лабораторной работы в области механики горных пород в рамках коммерческих и правительственных программ. Менеджер-специалист (Discipline Manager) по геомеханике Центра передового опыта «Экспериментальная геомеханика – TerraTek» в Солт-ЛейкСити, Юта, США, где он руководит лабораторией механики горных пород и тесно сотрудничает с группой петрологии по всем программам, связанным с геомеханикой. Руководит группой специалистов по горному делу, электротехнике и технологии машиностроения, геологии и петрологии. Начинал карьеру в TerraTek техником-геологом в 1985 г. С 2000 по 2005 гг. в качестве руководителя отделения геомеханики вел все лабораторные проекты и осуществлял руководство персоналом группы механики горных пород. В следующем году становится вице-президентом и главой подразделения, отвечающим за эффективность и рентабельность отделения геомеханики. До работы в TerraTek работал геологом в компании American International Resources, Inc., Илай, Невада, США, и в лаборатории лесоведения Орегонского государственного университета, Корваллис, США. Получил степень магистра делового администрирования в Университете Финикса в СолтЛейк-Сити, Юта, США, и степень бакалавра наук по геологии в Государственном университете имени Гумбольдта, Арката, Калифорния, США. Генри Менкити (Henry Menkiti) — координатор направления (Domain Champion) геофизики главного управления скважинных измерений приборами на кабеле компании Schlumberger в Лондоне, Англия, осуществляет глобальный надзор над предоставлением услуг скважинных сейсмических исследований. Пять лет работал промысловым инженером в Венесуэле, Нигерии, Канаде и Бразилии. В 1997 г. переводится в группу технической поддержки наземных сейсмических исследований в Ганновере, Германия, затем становится инструктором по геофизике и обработке сейсмических данных в Гатвике, Англия. После этого был зачислен в штат подразделения промысловых услуг (Oilfield Services — OFS), где отвечал за переподготовку персонала OFS в Северной и Южной Америке. Впоследствии становится менеджером по предоставлению услуг каротажных исследований на промысле в Белль-Шасс (Belle Chasse), Луизиана, США, а затем координатором направления (Domain Champion) по Мексиканскому заливу. До занятия нынешней должности руководил предоставлением всех услуг каротажных исследований компании Schlumberger в Северном море, Европе и в Каспийском и Африканском регионах. Получил степень магистра наук по геологии нефти и газа в Имперском колледже Лондона, Англия. Оливер К. Маллинс (Oliver C. Mullins) — научный советник компании Schlumberger и координатор направления (Domain Champion) оценки пластов главного управления скважинных измерений приборами на кабеле в Хьюстоне, Техас, США. Создатель метода глубинного анализа флюидов — новой важной услуги в нефтяной промышленности, — за который он получил три золотые медали: две от компании Schlumberger и третью от штата Коннектикут. Нефтяная промышленность оценила этот метод присвоением ему звания «Заслуженного лектора SPWLA» и «Заслуженного лектора SPE» в 2007 г. Разработанные в ходе запущенных им проектов приборы, основанные на спектроскопии в ближней инфракрасной области и флуоресцентной спектроскопии, применяются для выявления расчлененности и других сложностей геологического строения продуктивных пластов. Он также возглавляет исследовательскую группу по асфальтенам и науке о нефти. Соредактор трех книг об асфальтенах, соавтор девяти глав и автор одной из самых цитируемых статей в нефтяной науке. Опубликовал 70 статей в рецензируемых научных журналах, 35 статей в отраслевых журналах и выступил соавтором 40 выданных патентов США. Получил степень бакалавра наук по биологии в Белойтском колледже, Висконсин, США, и степени магистра наук и доктора философии по химии в Университете Карнеги-Меллона, Питтсбург, Пенсильвания, США. 93 Джон Найсуондер (John Nighswander) — технический менеджер и советник по отбору проб и анализу пластовых флюидов компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США. Начинал карьеру в 1989 г. в компании DB Robinson and Associates Ltd в Эдмонтоне, провинция Альберта, Канада. До начала работы в компании Schlumberger в 1998 г. занимал различные должности в компаниях DB Robinson, включая должность президента компании DBR Fluid Properties, Inc. в Хьюстоне. Во время работы в компании Schlumberger занимал несколько управленческих постов в Абердине и Хьюстоне. Получил степени бакалавра наук и доктора философии по химической технологии в Университете Калгари, провинция Альберта, Канада. Шейла Нёт (Sheila Noeth) — главный специалист по геомеханике группы геомеханики сегмента обработки данных и консультационных услуг (Data & Consulting Services — DCS) отделения промысловых услуг (Oilfield Services — OFS) компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США. В качестве члена группы геомеханики DCS по геомеханике участвует в исследованиях для прогноза трехмерного распределения порового давления и скважинного мониторинга в реальном времени. После получения степеней магистра наук и доктора философии по геологии в Рурском университете, Бохум, Германия, в 1991 г. становится консультантом Института промышленной безопасности и охраны окружающей среды (Institut für Sicherheit und Umweltschutz) — инженерно-геологической компании, изучающей геологию окружающей среды в Дортмунде, Германия. Опыт ее работы также включает должность старшего преподавателя по моделированию региональных геологических бассейнов, геологии нефти и газа и литологии на факультете геологии Кельнского университета, Германия, и должность приглашенного ученого и приглашенного старшего преподавателя геологии и геофизики в Сельскохозяйственном и политехническом университете штата Техас (Texas A&M University), КолледжСтейшн, США. 94 Лес Натт (Les Nutt) — менеджер по скважинным сейсмическим исследованиям в Северной Америке компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США. Занимает настоящую должность с 2004 г. Начинал карьеру районным геофизиком компании Geophysical Services Inc. в Великобритании и Саудовской Аравии. Начал работать в компании Schlumberger в Париже в 1981 г., а затем работал интерпретатором каротажных диаграмм и геофизиком на Дальнем Востоке и в Европе. В 1991 г. прибывает в Норвегию на должность менеджера по маркетингу сегмента скважинных исследований приборами на кабеле и ГДИС. В 1995 г. вошел в группу разработки методов интерпретации каротажных данных компании Schlumberger в Париже и Хьюстоне, до этого был переведен в Технический центр компании Schlumberger в Японии на должность менеджера по маркетингу. В 2002 г. переезжает в Хьюстон, где занимает должность менеджера направления (Domain Manager) по геофизике. Получил степень бакалавра наук с отличием по теоретической и прикладной физике и степень доктора философии по физике в Королевском университете Белфаста, Северная Ирландия. Майкл О’Киф (Michael O’Keefe) — координатор продвижения на рынок (Product Champion) технологий глубинного анализа пластовых флюидов компании Schlumberger в Хобарте, Тасмания, Австралия. Занимает данную должность с 2006 г. Начал работу в компании Schlumberger в 1990 г. полевым инженером по каротажным работам в Австрии. С 1991 г. работал старшим инженером-разработчиком в Саудовской Аравии, Норвегии и других скандинавских странах. Автор большого количества научных статей. В 2006 г. получил Золотую медаль за создание пробоотборника Quicksilver Probe*. Также был членом группы разработчиков пробоотборника Quicksilver Probe, удостоенных Поощрительной награды в сфере технологий журнала «Hart’s E&P» на конференции по морским технологиям в 2006 г. Получил степень бакалавра технических наук с отличием по электротехнике в Университете Тасмании, Австралия. Адриан Санчес (Adrian Sanchez) — координатор направления (Domain Champion) скважинной сейсморазведки в Мексике и Центральной Америке. Работает в Виллаэрмоса, штат Табаско, Мексика. Отвечает за внедрение новых технологий, поддержку работ и развитие рынка приложений скважинной сейсморазведки. Занимал должность старшего геофизика и координатора направления по южной части Латинской Америки, где отвечал за маркетинг и обработку данных, прежде чем занять нынешний пост в августе 2007 г. Начал карьеру в 1994 г. в компании Western Geophysical геофизиком-специалистом по поддержке проведения сейсмических исследований и обработки данных. С 1997 по 2002 гг. работал геофизиком и старшим геофизиком отделения промысловых услуг (Oilfield Services — OFS) принадлежащей компании Schlumberger компании GeoQuest в Венесуэле. Имеет степень бакалавра наук по геофизике, полученную в Университете имени Симона Боливара в Каракасе, Венесуэла. Колин Сейерс (Colin Sayers) — научный советник группы геомеханики компании Schlumberger в Хьюстоне, Техас, США, консультирует по вопросам прогноза порового давления, анализа устойчивости ствола скважины, геомеханики, физических свойств горных пород, геофизики и свойств трещиноватых коллекторов. Имеет степень бакалавра искусств по физике, полученную в Ланкастерском университете, Англия, и степень доктора философии по теоретической физике твердого тела, полученную в Имперском колледже Лондона, Англия. Член обществ AGU, ARMA, EAGE, SEG и SPE, а также член Комитета по научным исследованиям Общества геофизиков-разведчиков (SEG) и член редакционных советов журналов «The Leading Edge», «Geophysical Prospecting» и «International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences». Нефтегазовое обозрение Марко Скинелли (Marco Schinelli) — после получения степени бакалавра наук по геологии в Федеральном университете штата Баия, Салвадор, Бразилия, с 1980 г. работает в компании Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras). По окончании специальных курсов и после кратковременной работы в сейсморазведке 14 лет работал в области обработки данных наземной и морской сейсморазведки. С 1994 г. специализируется на интерпретации сейсмических данных, обеспечивает поддержку по сейсмическому определению характеристик продуктивных пластов объектовым группам регионального офиса компании Petrobras в Баие. Среди его основных интересов — скважинная и четырехмерная сейсморазведка и передовые методы интерпретации сейсмических данных. Получил профессиональную степень магистра наук в компании Petrobras. Сатиш К. Сингх (Satish C. Singh) — профессор Парижского института физики земли (Insitut de Physique du Globe de Paris — IPGP) и главный научный сотрудник Кембриджского университета, Англия. Автор и соавтор более 90 статей в международных журналах, включая семь статей в журналах «Nature» и «Science». Организовал и возглавляет консорциум нефтяных и сервисных компаний LITHOS, директор лаборатории морских геолого-геофизических исследований (Laboratoire Geosciences Marine) в IPGP. Руководил проектом по созданию французской сети донных сейсмографов, которую и возглавил. Руководитель международного Проекта изучения мощного Суматранско-Андаманского землетрясения (Sumatra-Andaman Great Earthquake Research — SAGER), в котором принимают участие более 50 ученых и 16 международных институтов. Координатор Европейской сети широкополосных сейсмометров NERIES, а также главный научный сотрудник во время многочисленных научных морских экспедиций, последние из которых — в Суматру на борту исследовательского судна «R/V Marion Dufresne» и судна «Geco Searcher» компании WesternGeco. Выпускник Университета Торонто. Канада, имеет степень доктора философии по теоретической сейсмологии. Лето 2007 Джим Следзик (Jim Sledzik) — директор по глобальному маркетингу компании WesternGeco в Лондоне, Англия, отвечает за разработку и внедрение стратегического направления компании. Начинал карьеру в компании Western Geophysical в 1987 г. помощником менеджера группы и бухгалтером в Нигерии, впоследствии становится менеджером группы в ОАЭ и руководителем полевых исследований в Нигерии и Аргентине. Ушел из компании на год, снова вернулся в 1996 г. и до 2000 г. занимал несколько управленческих должностей в Венесуэле, Нигерии, Мозамбике и Туркменистане, впоследствии становится главой представительства компании WesternGeco в Аргентине. До 2003 г. работал генеральным менеджером подразделения мультиклиентной сейсмосъемки компании WesternGeco в Хьюстоне, Техас, США, затем был прикреплен к инициативной группе разработки корпоративной стратегии компании Schlumberger. До перевода в Англию в 2006 г. был глобальным директором группы по работе с клиентами подразделения промысловых услуг Oilfield Services компании Schlumberger в Хьюстоне. Имеет степень магистра делового администрирования по международному бизнесу, полученную в Высшей школе бизнеса имени Джозефа М. Катца Питтсбургского университета, Пенсильвания, США, и степень бакалавра наук по наукам о Земле, полученную в Пенсильванском государственном университете в Юниверсити-Парке, США. Мортен Дж. Стейдж (Morten G. Stage) — координатор научно-исследовательских работ компании DONG Exploration and Production (E&P), Херсхольм, Дания. До этого работал специалистом по геомеханике и старшим петрофизиком компании DONG E&P. До работы в компании DONG в 2003 г. работал старшим менеджером проекта в Датском геотехническом институте (GEO). Имеет более чем десятилетний опыт работы в отрасли, опубликовал множество статей на тему физических и геомеханических свойств горных пород. Имеет степень магистра наук по физике, полученную в Университете Оденсе, Дания, и степень доктора философии по физике горных пород, полученную в Техническом университете Чалмерса, Гетеборг, Швеция. Роберто Суарес-Ривера (Roberto Suarez-Rivera) — менеджер-специалист и руководитель отдела интенсификации притока и добычи подразделения TerraTek компании Schlumberger в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Изучает влияние неоднородности и анизотропии пласта на устойчивость ствола скважины, продуктивность, внутрипластовое напряжение и схему заканчивания скважин в низкопроницаемых битуминозных сланцах. Имеет восьмилетний опыт работы инженером по техническому обслуживанию скважин в процессе эксплуатации в компании Dowell Schlumberger. Также работал научным сотрудником и консультантом по механике горных нефтесодержащих пород в Норвежском институте механики горных пород (IKU) и Национальной лаборатории имени Лоуренса в Беркли, Калифорния, США. Получил степень доктора философии по механике горных пород в Калифорнийском университете в Беркли, США. Чи Фуат Тан (Chee Phuat Tan) — советник по геомеханике на Ближнем Востоке и в Азии компании Schlumberger. Работает в Технологическом центре глубоководных исследований в Куала-Лумпуре, Малайзия, предоставляет основные технические данные для разработки последовательности операций, программного обеспечения и получения решений при геомеханических исследованиях для сегмента обработки данных и консультационных услуг (Data & Consulting Services —DCS). Занимается активным внедрением новых технологий, таких, как акустическая сканирующая платформа Sonic Scanner*. В процессе работы взаимодействует с несколькими компаниями в Азиатско-Тихоокеанском, Ближневосточном, Африканском и Каспийском регионах. Начал работать в сегменте обработки данных и консультационных услуг DCS компании 95 Schlumberger в Перте, Австралия, с 2005 г. – координатором направления (Domain Champion) геомеханики и координатором по геомеханике по Азиатско-Тихоокеанскому региону Технологического центра в Куала-Лумпуре. До работы в компании Schlumberger с 1987 по 2005 гг. работал в компании CSIRO Petroleum в Мельбурне и Перте, Австралия, где занимал различные должности, включая должности менеджера по развитию бизнеса и руководителя группы. Получил степень доктора философии по механике горных пород и степень бакалавра наук по строительству в Университете имени Монаша, Мельбурн, Австралия. Стивен Уилсон (Stephen Willson) — советник по механике горных пород в подразделении компании ВР, занимающемся технологиями бурения и заканчивания скважин в Хьюстоне, Техас, США. Имеет более чем двадцатилетний опыт работы в области геомеханики нефти и газа. Основными областями его нынешней деятельности являются устойчивость ствола скважины, механические свойства солевых отложений, а также — уплотнение пластов и осадка покрывающих пород, включая геомеханические проблемы, связанные с целостностью скважин при освоении компанией ВР глубоководных месторождений в Мексиканском заливе. После прихода в компанию ВР в 1988 г. занимал различные посты в сфере исследований и разработки технологий в Санберри, Англия, и Хьюстоне, Техас, США. С 1992 по 1995 гг. работал менеджером по заканчиванию скважин в компании TerraTek, Inc., в Солт-Лейк-Сити, Юта, США. Имеет специальность инженера-строителя и степень доктора философии по механике грунтов, полученную в Манчестерском университете, Англия. Астериск (*) используется для указания на товарный знак компании Schlumberger. Alternate Path® — товарный знак компании ExxonMobil; на использование этой технологии компании Schlumberger предоставлена исключительная лицензия. В следующем номере «Нефтегазового обозрения» Интеллектуальные скважины. Последнее десятилетие было временем постоянного повышения надежности скважин, оборудованных для дистанционного мониторинга и контроля. В результате через пять лет можно ожидать пятикратного увеличения числа подобных скважин. В статье описывается эволюция интеллектуальных скважин — от разработки стратегий избежания больших затрат и высокого риска при проведении скважинных работ до современных мощных инструментов контроля за разработкой месторождения, которые могут применяться на скважинах с самыми разными экономическими характеристиками. 96 Общая картина. Несметное количество данных, поступающих с интеллектуальных («цифровых») месторождений, может просто заполонить отдел добычи. Сегодня некоторые операторы применяют автоматизированные последовательности операций для того, чтобы наилучшим образом использовать полученные данные. В статье описывается, каким образом можно объединить измерения в реальном времени, автоматизированные последовательности операций и аналитические модели для создания среды коллективных вычислений, которая поможет операторам проводить диагностику проблем добычи и вырабатывать своевременные решения. Оптимизация добычи Нефтепромысловые операции непрерывно автоматизируются. Однако, каждый их элемент поддерживается различным программным обеспечением, что осложняет процесс оптимизации всей системы. Сегодня инновационные программы позволяют наладить взаимодействие и обратную связь между разнородными частями операции, позволяя построить комплексную модель объекта. В статье описывается, каким образом программное обеспечение облегчает связь между элементами системы для оптимизации объекта в целом, независимо от того, определяется ли функционирование системы продуктивностью пласта или возможностями оборудования. Нефтегазовое обозрение
