Аннотация

Рассматривается опыт применения инновационной геофизической технологии контроля геометрии гидравлического разрыва пласта - скважинного микросейсмического (пассивного) мониторинга. Авторы внесли ряд технологических усовершенствований в оборудование, методики наблюдений и обработки данных, что позволило повысить эффективность работ, в т. ч. с использованием старого фонда скважин. Обсуждаются технологические риски и даются рекомендации по проведению мониторинга ГРП. Приводятся примеры контроля геометрии гидроразрывов из опыта работ на нефтяных месторождениях в Казахстане и Западной Сибири.

Ключевые слова

гидравлический разрыв пласта, микросейсмический мониторинг, скважина, нефтяные месторождения,

Информация об авторах

Библиографическая ссылка

Гогоненков Г.Н. Александров С.И. Бандов В.П. Контроль геометрии гидроразрыва пласта при помощи скважинного микросейсмического мониторинга. Технологические риски и факторы успеха // Геофизика. 2010. № 1. С. 23-28.

Список литературы

  •  1) Maxwell S. С., Urbancic Т. /., 2001. The role of passive microseis-mic monitoring in the instrumented oil field// The Leading Edge, 6, 636 - 639.

  •  2) Nikitin A., Pasynkov A., Makarytchev G., Maniere J., Sunder R., Kalyanaraman, TcherkashnevS., 2006, Differential Cased Hole Sonic Anisotropy for Evaluation of Propped Fracture Geometry in Western Siberia, Russia: SPE paper 102405, SPE International Meeting, Moscow.

  •  3) Alexandrov S. I., Gogonenkov G. N., Mishin V. A., Tessman D. J., 2003, A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs: SEG Moscow Workshop, September 1 - 4, 2003, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS 13.

  •  4) Alexandrov S. I., Gogonenkov G. N., Nikitin A. N., Pasynkov A. G., 2007, Hydrofrac geometry determination using passive seismic monitoring in the West Siberia: Problems and success factors. International Geoscience Conference “Tyumen-2007”: Tyumen, Russia, 4-7 December 2007, SEG - AAPG.

Hydrofrac Geometry Monitoring by Downhole Microseismic. Risks and Successes

Gogonenkov G.N. Aleksandrov S.I. Bandov V.P.

Abstract

The usage of innovative geophysical technology for hydrofrac geometry determination namely microseismic (passive) well monitoring is discussed. This technology was advanced by authors using the improvements of data acquisition and processing techniques that allows to increase operating efficiency including the usage of old well reserve. The microseismic technology operation guidance are given and monitoring technology risks are highlighted. The results of the application of microseismic technology in the oil fields of the West Siberia and the Republic of Kazakhstan are presented.

Keywords

hydrofrac, microseismic, well monitoring, oil fields,

Reference

  •  1) Maxwell S. S., Urbancic T. /., 2001. The role of passive microseis-mic monitoring in the instrumented oil field// The Leading Edge, 6, 636 - 639.

  •  2) Nikitin A., Pasynkov A., Makarytchev G., Maniere J., Sunder R., Kalyanaraman, TcherkashnevS., 2006, Differential Cased Hole Sonic Anisotropy for Evaluation of Propped Fracture Geometry in Western Siberia, Russia: SPE paper 102405, SPE International Meeting, Moscow.

  •  3) Alexandrov S. I., Gogonenkov G. N., Mishin V. A., Tessman D. J., 2003, A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs: SEG Moscow Workshop, September 1 - 4, 2003, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS 13.

  •  4) Alexandrov S. I., Gogonenkov G. N., Nikitin A. N., Pasynkov A. G., 2007, Hydrofrac geometry determination using passive seismic monitoring in the West Siberia: Problems and success factors. International Geoscience Conference “Tyumen-2007”: Tyumen, Russia, 4-7 December 2007, SEG - AAPG.