RU2539745C1 - Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas - Google Patents
Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539745C1 RU2539745C1 RU2013139706/28A RU2013139706A RU2539745C1 RU 2539745 C1 RU2539745 C1 RU 2539745C1 RU 2013139706/28 A RU2013139706/28 A RU 2013139706/28A RU 2013139706 A RU2013139706 A RU 2013139706A RU 2539745 C1 RU2539745 C1 RU 2539745C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- drilling
- orientation
- reservoir
- dimensional
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на морском шельфе.The invention relates to the field of geophysics and can be used to control, optimize and improve the safety of developing hydrocarbon deposits on the sea shelf.
Известен способ сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс [1].A known method of seismic monitoring of the development of a hydrocarbon field in water areas, including conducting three-dimensional seismic exploration and building a reservoir model based on it, predicting the orientation of subvertical fracture systems and designing the location of production and injection wells, placing seismic streamers at the bottom of the water area, registering seismic traces with elastic vibrations from artificial sources and control of the hydrocarbon field development process in the dynamic and kinematic changes in the recorded oscillations during processing of seismic trails [1].
Известно, что эффективность разработки месторождений нефти и газа, особенно трудноизвлекаемых запасов из низкопроницаемых коллекторов, зависит от точности и детальности трехмерных построений геологической, гидрогеологической и геомеханической моделей среды. При построении последних особенно важное значение играет ориентация субвертикальных трещин, по которым происходит ускоренное перемещение флюидов в процессе жизни месторождений и их разработки. Наиболее достоверные и точные модели среды строятся по данным трехмерной сейсморазведки (3D), результатам геофизических исследований поисково-разведочных скважин и петрофизического анализа керна.It is known that the efficiency of developing oil and gas fields, especially hard-to-recover reserves from low-permeability reservoirs, depends on the accuracy and detail of three-dimensional constructions of geological, hydrogeological and geomechanical models of the environment. When constructing the latter, the orientation of subvertical fractures, along which accelerated fluid movement occurs during the life of the fields and their development, is especially important. The most reliable and accurate models of the environment are built according to the data of three-dimensional seismic (3D), the results of geophysical studies of exploration wells and petrophysical core analysis.
При современной разведке и разработке месторождений нефти и газа на акваториях повсеместно применяется сейсморазведка 3D на этапе до бурения поисково-разведочных скважин или после бурения первой успешной скважины (последнее часто практиковалось в России). В подавляющем большинстве случаев сейсморазведка 3D реализуется путем возбуждения упругих колебаний группами пневматических источников и их регистраци несколькими (до 20) многоканальными приемными сейсмическими устройствами (сейсмокосами), непрерывно перемещающимися в водной толще вместе с судном. Эволюционное развитие сейсморазведки 3D, ориентированное на повышение ее детальности, достоверности и эффективности, достигается расширением частотного диапазона возбуждаемых и регистрируемых колебаний, применением все более длинных сейсмокос, увеличением их разноса (расстояния между крайними сейсмокосами), уменьшением расстояния между приемниками упругих колебаний в сочетании с увеличением количества регистрирующих каналов. Однако даже широкие (до 1500 м) разносы сейсмокос не позволяют осуществлять полноценные миграционные преобразования и изучать анизотропные свойства среды за счет ущербной узкоазимутальной системы наблюдений, реализуемой при применении традиционной односудовой сейсморазведки 3D (Narrow Azimuth). Для уменьшения или практически полного устранения указанного недостатка на акваториях применяются сложные системы наблюдений, расширяющие азимут наблюдений:In modern exploration and development of oil and gas fields in the waters, 3D seismic is widely used at the stage before drilling exploratory wells or after drilling the first successful well (the latter was often practiced in Russia). In the vast majority of cases, 3D seismic exploration is carried out by exciting elastic oscillations by groups of pneumatic sources and registering them with several (up to 20) multichannel receiving seismic devices (seismic streamers), continuously moving in the water column along with the vessel. The evolutionary development of 3D seismic exploration, aimed at increasing its detail, reliability and efficiency, is achieved by expanding the frequency range of excited and recorded oscillations, using longer seismic streamers, increasing their separation (the distance between extreme seismic streamers), decreasing the distance between elastic oscillation receivers in combination with increasing the number of recording channels. However, even wide (up to 1,500 m) seismic streak spacings do not allow for full-fledged migration transformations and to study the anisotropic properties of the environment due to the flawed narrow-azimuth observation system implemented using the traditional single-vessel 3D seismic exploration (Narrow Azimuth). To reduce or almost completely eliminate this drawback in the waters, complex observation systems are used that expand the azimuth of observations:
1) многократная отработка площади под разными углами профилирования (MAZ - Multi Azimuth);1) multiple development of the area at different profiling angles (MAZ - Multi Azimuth);
2) несколько параллельно идущих судов с источниками колебаний и сейсмокосами (WAZ - Wide Azimuth);2) several parallel vessels with oscillation sources and seismic streamers (WAZ - Wide Azimuth);
3) комбинация двух вышеописанных подходов (RAZ - Rich Azimuth);3) a combination of the two approaches described above (RAZ - Rich Azimuth);
4) кольцевое профилирование (FAZ - Full Azimuth).4) ring profiling (FAZ - Full Azimuth).
Главными недостатками перечисленных технологий, используемых в том числе при реализации известного способа, является значительный рост стоимости работ, сложность и дороговизна повторных 3D исследований, необходимых для осуществления сейсмического мониторинга, позволяющего изучить пространственные и временные изменения флюидонасыщения в разрабатываемых залежах (сейсморазведка 4D). Применение на акваториях 3D технологии ОВС (Ocean Bottom Cable), пространственная система наблюдений которой близка к полноазимутальной сейсморазведке 3D, применяемой на суше, позволяет получить наиболее качественные результаты.The main disadvantages of the listed technologies, including those used in the implementation of the known method, are a significant increase in the cost of work, the complexity and high cost of repeated 3D studies necessary for seismic monitoring, which allows to study spatial and temporal changes in fluid saturation in the developed reservoirs (4D seismic exploration). The use of 3D BF technology (Ocean Bottom Cable) in the waters, the spatial observing system of which is close to the full-azimuth 3D seismic exploration used on land, allows to obtain the highest quality results.
Классическая технология 4D подразумевает комплексную обработку старых (желательно до начала разработки месторождения) и новых данных 3D, полученных по одинаковым системам наблюдений с максимально приближенными параметрами возбуждения и регистрации колебаний [1]. В связи с тем что на большинстве разрабатываемых месторождений первая сейсморазведка 3D проводилась с применением традиционной односудовой технологии, во многих случаях принимается решение о повторении аналогичных наблюдений 3D. Таким образом, недропользователи, идя на применение инновационных исследований 4D, являются заложниками традиционных технических средств 3D со всеми их недостатками, отмеченными выше. Такая ситуация неоднократно имела место за рубежом и сложилась в единственном случае проведения сейсморазведки 4D в России в 2010 г. на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения по проекту Сахалин-2 Sakhalin Energy [2]. Улучшить сложившуюся ситуацию можно только решением о раннем применении современных методик 4D, подразумевающих применение донных сейсмокос или автономных станций.Classical 4D technology implies complex processing of old (preferably before the start of field development) and new 3D data obtained using the same observation systems with the most approximate parameters of excitation and registration of oscillations [1]. Due to the fact that the first 3D seismic survey was carried out using the traditional single-vessel technology in most developed fields, in many cases a decision is made to repeat similar 3D observations. Thus, subsoil users, going to the application of innovative 4D research, are held hostage to traditional 3D technology with all their shortcomings noted above. This situation has repeatedly occurred abroad and occurred in the only case of 4D seismic surveys in Russia in 2010 at the Astokh site of the Piltun-Astokh field under the Sakhalin-2 Sakhalin Energy project [2]. The current situation can be improved only by a decision on the early application of modern 4D techniques, involving the use of bottom seismicos or autonomous stations.
С применением стационарных донных сейсмокос с четырехкомпонентной регистрацией связаны наиболее прогрессивные технологии сейсмического мониторинга процесса разработки месторождений. При этом в ряде случаев сейсмокосы устанавливаются на все время разработки месторождения (PRSM - Permanent Seismic Reservoir Monitoring, LoFS - Life of Field Seismic) и передают регистрируемые колебания, возбуждаемые с периодически (от трех месяцев до двух лет) приходящего судна, по кабелям на ближайшую платформу или по радиоканалу в пункт сбора и обработки данных [1]. Такое оборудование было установлено и успешно применяется за рубежом на ряде месторождений, включая норвежское Valhall в Северном море (с 2003 г. - впервые в мире) и Jubarte (с 2010 г.) на континентальном склоне Бразилии в бассейне Кампос (глубина воды до 1650 м). Однако в большинстве случаев оно устанавливалось после начала разработки месторождения, в частности через 21 год на месторождении Valhall (компания BP) в Северном море, когда значительная часть углеводородов уже извлечена и получаемая при сейсморазведке 4D информация может повлиять только на размещение и бурение новых эксплуатационных (включая водогазонагнетательных) скважин [1]. На разрабатываемом с 1982 г. месторождении Valhall в 2003 г. были установлены 120 км сейсмокос PRSM, после чего до 2012 г. было выполнено 15 повторных съемок, позволивших оптимизировать процесс разработки, поднять уровень добычи в 2004 г. более чем на 20% и продлить жизнь месторождения до 2050 г.With the use of stationary bottom seismic streamers with four-component registration, the most advanced seismic monitoring technologies for the field development process are associated. At the same time, in some cases, seismic streamers are installed for the entire time the field is developed (PRSM - Permanent Seismic Reservoir Monitoring, LoFS - Life of Field Seismic) and transmit the recorded oscillations excited from periodically (from three months to two years) of the incoming vessel via cables to the nearest platform or over the air to a data collection and processing point [1]. Such equipment was installed and successfully used abroad at a number of fields, including the Norwegian Valhall in the North Sea (since 2003 - the first time in the world) and Jubarte (since 2010) on the continental slope of Brazil in the Campos basin (water depth up to 1650 m ) However, in most cases, it was installed after the development of the field began, in particular, after 21 years at the Valhall field (BP) in the North Sea, when a significant part of the hydrocarbons has already been extracted and the information obtained from 4D seismic surveys can only affect the placement and drilling of new production (including water-gas injection) wells [1]. At the Valhall field, which has been developed since 1982, in 2003, 120 km of the PRSM seismic survey were installed, after which 15 repeated surveys were performed until 2012, which made it possible to optimize the development process, raise the production level in 2004 by more than 20% and extend field life until 2050
Технической задачей описываемого изобретения является повышение эффективности и безопасности разработки месторождения.The technical task of the described invention is to increase the efficiency and safety of field development.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, включающем проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс, сейсмокосы размещают на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин, в процессе их бурения регистрируются микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, размещение и траекторию бурения эксплуатационных скважин, зон перфорации и гидроразрыва пласта, причем в процессе гидроразрыва пласта регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию системы трещин.The stated technical problem is solved due to the fact that in the method of seismic monitoring of the development of hydrocarbon deposits in water areas, including three-dimensional seismic exploration and the construction of a reservoir model from it, predicting the orientation of subvertical fracture systems and designing the location of production and injection wells, placement at the bottom of the water area stationary seismic streak, registration of seismic traces with elastic vibrations from artificial sources and cont During the development of hydrocarbon deposits according to the dynamic and kinematic changes in the recorded fluctuations during processing of seismic trails, seismic streamers are placed at the bottom of the water area before the start of drilling production wells, during their drilling microseismic vibrations are excited, excited by a bit on the bottom of the well, during which dynamic and kinematic characteristics are determined the anisotropic properties of the medium in the drilling zone, specify the orientation of the systems of subvertical cracks and correct three ernye reservoir model placement and trajectory of drilling wells, perforating and fracturing the zones, in which process the fracture recorded microseismic oscillations determine three-dimensional coordinates of their sources and further refine the three dimensional reservoir model and the orientation of the fracture system.
Сущность изобретения заключается в том, что реализуют сейсмический мониторинг процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях на начальной стадии его освоения. Это позволяет получать детальную информацию о пространственных изменениях анизотропных свойств среды в разрабатываемой залежи с прогнозом ориентации основных систем субвертикальных трещин для уточнения трехмерной гидрогеологической и геомеханической моделей залежи, оптимизировать размещение вертикальных, наклонных и горизонтальных стволов эксплуатационных скважин и направлений вскрытия пластов при их перфорации, а также выбор мест гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология подразумевает установку на дно стационарных сейсмокос до начала бурения эксплуатационных скважин. Места размещения на дне сейсмокос, количество линий и пунктов приема упругих колебаний задают с учетом экономических соображений, но не менее чем необходимо для проведения сейсмического мониторинга 4D.The essence of the invention lies in the fact that they implement seismic monitoring of the process of developing a hydrocarbon field in the waters at the initial stage of its development. This allows you to obtain detailed information about spatial changes in the anisotropic properties of the medium in the developed reservoir with a forecast of the orientation of the main systems of subvertical fractures to refine three-dimensional hydrogeological and geomechanical models of the reservoir, to optimize the placement of vertical, inclined and horizontal wells of production wells and the directions of opening of the reservoirs during their perforation, as well as the choice of places of hydraulic fracturing (hydraulic fracturing). The technology involves the installation of stationary seismic streamers at the bottom before the start of drilling production wells. Placements at the bottom of the seismicos, the number of lines and points of reception of elastic vibrations are set taking into account economic considerations, but no less than necessary for 4D seismic monitoring.
Сейсмокосами осуществляется периодическая регистрация упругих колебаний (сейсмических волновых полей), возникающих в процессе разрушения породы при бурении стволов первой и последующих скважин в пласте-резервуаре (микросейсмы). При обработке рассчитываются амплитудно-частотные спектры (АЧС) и другие динамические характеристики регистрируемых волновых полей, выбираются АЧС сейсмических каналов, равноудаленных от точки проекции текущего забоя скважины на дно, для частот максимальных значений амплитуд АЧС строятся индикатрисы (азимутальные зависимости) амплитуд фиксированных частот АЧС, при интерпретации которых на основе выявления экстремумов определяют ориентацию основных систем субвертикальных трещин [3].Seismic strips periodically record elastic vibrations (seismic wave fields) that occur during rock destruction during drilling of the first and subsequent wells in the reservoir (microseisms). During processing, the amplitude-frequency spectra (ASF) and other dynamic characteristics of the recorded wave fields are calculated, the ASF of seismic channels are selected that are equidistant from the projection point of the current bottom of the well to the bottom, for the frequencies of the maximum ASF amplitudes, indicatrixes (azimuthal dependencies) of the amplitudes of the fixed ASF frequencies are constructed, in the interpretation of which, based on the identification of extremes, the orientation of the main systems of subvertical cracks is determined [3].
Возможность получения сейсмических записей волновых полей, возбуждаемых долотом, пригодных для изучения анизотропных свойств среды, доказана в работе [4] на примере полевого эксперимента по изучению околоскважинного пространства в скважине Скворцовская-1 на северном борту Днепрово-Донецкой впадины. Результаты данного эксперимента хорошо согласуются с данными ультразвукового прозвучивания образцов керна. Получаемая информация об анизотропных свойствах среды по данным прямых волн, возбуждаемых долотом в призабойной зоне, отличается большей точностью и корректностью по сравнению с отраженными волнами, возбуждаемыми и регистрируемыми в водной толще или вблизи поверхности земли. Это обусловлено тем, что первые проходят систему субвертикальных трещин до пунктов приема по одному лучу под одним углом к системе трещин, а вторые - по двум лучам (падающему и отраженному) под двумя углами.The possibility of obtaining seismic records of wave fields excited by a bit suitable for studying the anisotropic properties of the medium was proved in [4] as an example of a field experiment to study the near-wellbore space in the Skvortsovskaya-1 well on the northern side of the Dnieper-Donets depression. The results of this experiment are in good agreement with the ultrasound data of core samples. The information obtained on the anisotropic properties of the medium according to the data of direct waves excited by a bit in the bottomhole zone is more accurate and correct than the reflected waves excited and recorded in the body of water or near the surface of the earth. This is due to the fact that the former pass through the system of subvertical cracks to the points of reception along one beam at one angle to the system of cracks, and the latter along two rays (incident and reflected) at two angles.
Использование описываемого способа за счет оперативного получения информации об ориентации систем трещин в условиях ”реального времени” позволяет повысить эффективность и безопасность разработки месторождений путем возможной коррекции ориентации горизонтального ствола скважины, а после завершения бурения скважины выбирать оптимальные места для перфорации и многостадийного ГРП на основе выбора зон с наиболее выраженной анизотропией динамических характеристик зарегистрированных волновых полей. Правильность определения ориентации систем трещин и эффективность каждого ГРП подтверждается при обработке микросейсм, возбуждаемых в процессе ГРП [5, 6] и регистрируемых теми же донными сейсмокосами.Using the described method by promptly obtaining information on the orientation of fracture systems in real-time conditions improves the efficiency and safety of field development by possibly correcting the orientation of the horizontal wellbore, and after completing the drilling of the well, select the optimal locations for perforation and multistage hydraulic fracturing based on the choice of zones with the most pronounced anisotropy of the dynamic characteristics of the recorded wave fields. The correctness of determining the orientation of fracture systems and the effectiveness of each hydraulic fracturing is confirmed by processing microseisms excited during hydraulic fracturing [5, 6] and recorded by the same bottom seismic strips.
Источники информацииInformation sources
1. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p.56-62.1. Smit F., Ligtendag M., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p. 56-62.
2. Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа. Технологии сейсморазведки, №2, 2013, С.31-36.2. Ampilov Yu.P., Baturin D.G. The latest 4D seismic monitoring technology for offshore oil and gas exploration. Seismic exploration technologies, No. 2, 2013, S.31-36.
3. Богоявленский В.И., Урупов А.К., Будагова Т.А., Добрынин С.В. Анизотропные свойства осадочного чехла континентального шельфа. Газовая промышленность, №7, 1997, С.16-18.3. Epiphany V. I., Urupov A. K., Budagova T. A., Dobrynin S. V. Anisotropic properties of the sedimentary cover of the continental shelf. The gas industry, No. 7, 1997, S.16-18.
4. Бланк A.M., Урупов А.К., Жуков A.M. Возможность контроля природно-техногенных процессов в геологической среде методами сейсморазведки при бурении глубоких скважин. В сб.: ”Проблемы техногенного изменения среды и охраны недр в горнодобывающих регионах”. Пермь, 1991, С.70-71.4. Form A.M., Urupov A.K., Zhukov A.M. The ability to control natural and technological processes in the geological environment by seismic methods for drilling deep wells. In: “Problems of technogenic changes in the environment and the protection of mineral resources in mining regions.” Perm, 1991, S.70-71.
5. Бутула К.К., Верещагин С.А. Разработка трудноизвлекаемых запасов - интеграция данных для заканчивания скважин с целью оптимальной разработки месторождений. Oil&Gas Journal Russia, №7 (73), 2013, С.42-43.5. Butula K.K., Vereshchagin S.A. Development of hard-to-recover reserves - data integration for well completions with the goal of optimal field development. Oil & Gas Journal Russia, No. 7 (73), 2013, P.42-43.
6. Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. и др. Применение микросейсмического мониторинга для контроля технологических рисков ГРП. Нефтесервис, №1 (21), 2013, С.50-52.6. Alexandrov S.I., Mishin V.A., Burov D.I. etc. The use of microseismic monitoring to control the technological risks of hydraulic fracturing. Oil Services, No. 1 (21), 2013, S.50-52.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013139706/28A RU2539745C1 (en) | 2013-08-28 | 2013-08-28 | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013139706/28A RU2539745C1 (en) | 2013-08-28 | 2013-08-28 | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2539745C1 true RU2539745C1 (en) | 2015-01-27 |
Family
ID=53286632
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013139706/28A RU2539745C1 (en) | 2013-08-28 | 2013-08-28 | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2539745C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109212593A (en) * | 2017-07-01 | 2019-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of longitudinal and shear wave joint positioning method based on more perforation double differences |
| CN109212594A (en) * | 2017-07-01 | 2019-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of anisotropic medium longitudinal and shear wave joint positioning method |
| CN109655919A (en) * | 2017-10-11 | 2019-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Dot product localization method and system when anisotropy longitudinal and shear wave is walked |
| CN109655892A (en) * | 2017-10-11 | 2019-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Trinary polynomial combined positioning method and system when anisotropy longitudinal and shear wave is walked |
| RU2690031C2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-05-30 | Фэйрфилд Индастриз Инкорпорейтед | Underwater data transmission system with high throughput capacity |
| RU2691630C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Hydrocarbons technogenic deposits formation seismic monitoring method during the hydrocarbon deposits on water bodies exploration and development |
| US10488537B2 (en) | 2016-06-30 | 2019-11-26 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| US10623110B2 (en) | 2013-03-15 | 2020-04-14 | Magseis Ff Llc | High-bandwidth underwater data communication system |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| WO2009007822A2 (en) * | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and systems for processing microseismic data |
| RU2451307C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates microseismic sources |
-
2013
- 2013-08-28 RU RU2013139706/28A patent/RU2539745C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| WO2009007822A2 (en) * | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and systems for processing microseismic data |
| RU2451307C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates microseismic sources |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БОГОЯВЛЕНСКИЙ В.И., УРУПОВ А.К., БУДАГОВА Т.А., ДОБРЫНИН С.В., "Анизотропные свойства осадочного чехла континентального шельфа", ж-л "Газова промышленность", N7, 1997, стр.16-18. АМПИЛОВ ЮП., БАТУРИН Д.Г., "Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа", ж-л "Технология сейсморазведки", N2, 2013, стр.31-36. АЛЕКСАНДРОВ С.И., МИШИН В.А., БУРОВ Д.И. и др., "Применение микросейсмического мониторинга для контроля технологических рисков ГРП", ж-л "Нефтесервис", N1(21) 2013, стр.50-52. * |
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10623110B2 (en) | 2013-03-15 | 2020-04-14 | Magseis Ff Llc | High-bandwidth underwater data communication system |
| US11128386B2 (en) | 2013-03-15 | 2021-09-21 | Fairfield Industries Incorporated | High-bandwidth underwater data communication system |
| US11057117B2 (en) | 2013-03-15 | 2021-07-06 | Magseis Ff Llc | High-bandwidth underwater data communication system |
| RU2690031C2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-05-30 | Фэйрфилд Индастриз Инкорпорейтед | Underwater data transmission system with high throughput capacity |
| US10778342B2 (en) | 2013-03-15 | 2020-09-15 | Magseis Ff Llc | High-bandwidth underwater data communication system |
| US11422274B2 (en) | 2016-06-30 | 2022-08-23 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| US10488537B2 (en) | 2016-06-30 | 2019-11-26 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| US10712458B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-07-14 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| US10677946B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-06-09 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| CN109212593B (en) * | 2017-07-01 | 2020-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | Longitudinal and transverse wave combined positioning method based on multiple perforation double differences |
| CN109212593A (en) * | 2017-07-01 | 2019-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of longitudinal and shear wave joint positioning method based on more perforation double differences |
| CN109212594B (en) * | 2017-07-01 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Combined positioning method for longitudinal waves and transverse waves of anisotropic medium |
| CN109212594A (en) * | 2017-07-01 | 2019-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of anisotropic medium longitudinal and shear wave joint positioning method |
| CN109655892B (en) * | 2017-10-11 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Combined positioning method and system of anisotropic longitudinal and transverse wave travel time ternary polynomial |
| CN109655919B (en) * | 2017-10-11 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Anisotropic longitudinal and transverse wave travel time point multiplication positioning method and system |
| CN109655892A (en) * | 2017-10-11 | 2019-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Trinary polynomial combined positioning method and system when anisotropy longitudinal and shear wave is walked |
| CN109655919A (en) * | 2017-10-11 | 2019-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Dot product localization method and system when anisotropy longitudinal and shear wave is walked |
| RU2691630C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Hydrocarbons technogenic deposits formation seismic monitoring method during the hydrocarbon deposits on water bodies exploration and development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2539745C1 (en) | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas | |
| RU2602735C2 (en) | Method for seismic monitoring of process of development of hydrocarbons in water areas | |
| EP3011366B1 (en) | Seismic data processing | |
| Belaidi et al. | The Lancaster Field: progress in opening the UK's fractured basement play | |
| CN105431612A (en) | Drilling method and apparatus | |
| CN113655542A (en) | Method for acquiring reservoir information in dry hot rock development stage based on geophysical property | |
| Landrø et al. | Gas flow through shallow sediments—A case study using passive and active seismic field data | |
| Schwab et al. | Volund Field: development of an Eocene sandstone injection complex, offshore Norway | |
| Lay et al. | Advanced seismic imaging techniques characterize the Alpine Fault at Whataroa (New Zealand) | |
| Meckel et al. | Offshore CO2 storage resource assessment of the northern Gulf of Mexico | |
| Rodríguez-Pradilla | Microseismic monitoring of a hydraulic-fracturing operation in a CBM reservoir: Case study in the Cerrejón Formation, Cesar-Ranchería Basin, Colombia | |
| Wu et al. | The application of microseismic monitoring in unconventional reservoirs | |
| Zhou et al. | Seeing coal‐seam top ahead of the drill bit through seismic‐while‐drilling | |
| Abdulaziz | Microseismic imaging of hydraulically induced-fractures in gas reservoirs: A case study in Barnett shale gas reservoir, Texas, USA | |
| RU2690089C1 (en) | Method of detecting and mapping fluid-saturated anisotropic cavernous-fracture reservoirs in inter-salt carbonate formations of a sedimentary cover | |
| Dance et al. | Geological characterisation of the Otway project pilot site: What a difference a well makes | |
| Francese et al. | Mapping the geometry of an aquifer system with a high‐resolution reflection seismic profile | |
| US10392913B2 (en) | Treatment based on fiber cable sensor data | |
| Gray et al. | Fractured reservoir characterization using avaz on the Pinedale anticline, Wyoming | |
| Viegas et al. | Influence of geological setting on stress released by hydraulic fracture-induced earthquakes | |
| Deflandre | Induced microseismicity: short overview, state of the art and feedback on source rock production | |
| Torres et al. | Quantitative 3D seismic characterization of potential lacustrine-stratigraphic intervals in the Woodford Shale Oklahoma, using multiattribute seismic displays and applying a supervised neural network | |
| Yang et al. | Gas hydrate accumulation associated with fluid escape structure in the western margin of South China Sea | |
| RU2279695C1 (en) | Method of prospecting of carbon methane | |
| House et al. | Understanding hydraulic fractures in tight-gas sands through the integration of borehole microseismic data, three-dimensional surface seismic data, and three-dimensional vertical seismic profile data: A Jonah field case study |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180829 |