BR112012017221B1

BR112012017221B1 - Método para o processamento de dados de subsuperfície, e sistema para processamento de dados de subsuperfície

Info

Publication number: BR112012017221B1
Application number: BR112012017221-2A
Authority: BR
Inventors: Stephen Allan Horne; Paolo Primiero
Original assignee: Prad Research And Development Limited
Priority date: 2010-01-12
Filing date: 2011-01-05
Publication date: 2020-09-29
Also published as: GB201211858D0; US8411529B2; BR112012017221B8; WO2011086443A3; GB2489156A; NO344426B1; US20110170372A1; CA2786372A1; NO20120815A1; WO2011086443A2; BR112012017221A2; GB2489156B

Abstract

método para o processamento de dados subsuperfície, e sistema para processamento de dados subsuperfície. métodos e sistemas relacionados são descritos em relação ao processamento de dados de subsuperfície sônicos e sísmicos. as técnicas descritas usam estimativas de anisotropia derivadas de um walkaway vsp para calibrar propriedades elásticas derivadas de perfilagens sônicas. uma relação empírica entre os parâmetros de anisotropia derivados sônicos é modificada até que as propriedades elásticas em aumento de escala dos dados de perfilagem sônica melhor combinem com os parâmetros de anisotropia medidos com o walkaway vsp. o resultado é um conjunto de constantes elásticas consistentes com as medições de walkaway vsp.

Description

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO 1. Campo da Invenção

Este relatório descritivo de patente se refere a perfilagem sônica e dados sismicos de poço utilizando ferramentas de fundo de poço. Mais particularmente, este relatório descritivo de patente se refere a sistemas e métodos para combinar dados de perfilagem sônica com dados sismicos de poço incluindo um cálculo de constantes elásticas que descrevem anisotropia.

2. Fundamentos da Invenção

As propriedades elásticas são úteis para muitas aplicações em engenharia de subsuperficie. Por exemplo, o conhecimento das propriedades elásticas que descrevem as velocidades sismicas de subsuperficie é necessário para imageamento preciso por métodos sismicos. De particular interesse é a anisotropia elástica de uma rocha, isto é, a variação da sua resistência mecânica com a direção. As propriedades elásticas podem ser derivadas de perfis sônicos onde fontes sismica de alta frequência são implantadas no poço e as ondas resultantes registradas usando receptores que também são implantados no poço. Esses perfis sônicos medem estimativas de alta resolução espacial das propriedades elásticas em torno do poço. As estimativas elásticas da região em volta do poço podem também ser derivadas de Perfis Sísmicos Verticais (na sigla em inglês para vertical seismic profile,VSP) walkaway.

Sabe-se que as propriedades elásticas de um sólido são completamente descritas usando 21 constantes elásticas. No entanto, em muitas situações a resposta elástica pode ser bem descrita usando menos parâmetros. Por exemplo, no caso de um sólido, cujas propriedades são invariantes com a direção na qual elas são medidas, apenas duas constantes elásticas são necessárias. Materiais com esse comportamento são chamados isotrópicos. Materiais cujas propriedades mudam com a direção são chamados anisotrópicos com vários subconjuntos que descrevem certos tipos de simetrias direcionais. Uma forma comum de anisotropia que é frequentemente observada na terra é aquela de Isotropia Transversal onde as propriedades mudam apenas com relação a uma única direção. Um exemplo pode ser construído a partir do empilhamento de camadas finas isotrópicas. As propriedades do empilhamento irão alterar apenas com relação à camada normal, mas são de outro modo isotrópicas com relação á direção transversal à direção normal. Essa Isotropia Transversal (na sigla em inglês para Trnsversal Isotropy,TI) pode ser descrita usando 5 constantes elásticas ou parametrizações equivalentes, tal como as descritas por Thomsen (1986), que têm sido amplamente adotadas na indústria sísmica. Os parâmetros de Thomsen são VpO, VsO que são as velocidades de onda de Compressão e de Cisalhamento ao longo do eixo de simetria, e ε δ, e Y que são parâmetros adimensionais que descrevem as variações direcionais, ε de Thomsen descreve a diferença nas velocidades de onda de compressão medida ao longo do eixo de simetria e em ângulos retos a ele. Da mesma forma, Y mede a diferença entre a velocidade de onda de cisalhamento medida ao longo do eixo de simetria e em ângulos retos a ele. O terceiro parâmetro Thomsen, δ, é menos facilmente descrito, pois o comportamento de velocidade resultante depende tanto de ε quanto de δ.

Modernas ferramentas sônicas, como DSI™ e Scanner Sonic™ de Schlumberger são capazes de medir quatro tipos de onda a partir dos quais duas constantes elásticas podem ser calculadas (C44 e C66) e dois outros parâmetros elásticos (mC33, N) que são uma combinação das outras constantes elásticas (vide, por exemplo, Norris, A.N. e Sinha, B.K., 1993, Weak elastic anisotropy and the tube wave, Geophysics 58, 1091-1098, aqui incorporado por referência e aqui referido como "Norris e Sinha (1993)"). Para resolver todos os parâmetros de Thomsen destes quatro parâmetros o modelo ANNIE pode ser utilizado (vide, por exemplo, Schoenberg, M. , Muir, F. , e Sayers, C. M, 1996, Introducing ANNIE: A simple three-parameter anisotropic Velocity model for shales: Journal of Seismic Exploration, 5, 35-49, aqui incorporado por referência e aqui referido como ’'Schoenberg, Muir, e Sayers (1996)"). O modelo ANNIE às vezes pode ser uma boa aproximação para folhelhos e implica que delta de Thomsen é zero. No entanto, tal aproximação pode não ser sempre apropriada, como é demonstrado nas Figs, la-d que são uma série de gráficos mostrando as medições dos parâmetros anisotrópicos de Thomsen de ε e δ, como é conhecido na técnica. Em particular, os parâmetros anisotrópicos de Thomsen de ε e δ para Folhelho Kimmeridge é mostrado nas Figs, la e 1b, e para Folhelho Bakken nas Figs, 1c e ld. Pode ser visto nos gráficos das Figs. 1b, e ld que o parâmetro δ de Thomsen geralmente não é igual a 0, como exigido pelo modelo ANNIE (linha 112 na Fig. 1b e linha 116 na Fig. ld). Isto sugere que o modelo ANNIE pode não ser sempre uma boa aproximação. No entanto, nas Figs, la e lc observamos também que os parâmetros de anisotropia de Thomsen de ε e y são fortemente correlacionados como tem sido observado por vários autores (vide, por exemplo, Wang, Z., 2002, Seismic anisotropy in sedimentar rocks, part 2: Laboratory data; Geophysics 67 (5) 1423-1440 (aqui referida como "Wang (2002)", Sondergeld, C.H., Chandra, S.R., Margesson, R.W., & Whidden, K.J., 2000, Ultrasonic measurement of anisotropy on the Kimmeridge Shale, SEG Anual Meeting Expanded Abstracts, e Tsuneyama, F., e Mavko, G., 2005, Velocity anisotropy estimation for brine- saturated sandstone and shale, The Leading Edge, 882-888, todos os quais são aqui incorporados por referência). Além disso este grau de correlação, mostrado como a linha 110 na Fig. la e linha 114 na Fig. lc, é dependente da formação, no folhelho Kimmeridge é de aproximadamente 0,75 e para o Folhelho Bakken é de aproximadamente 0,97.

A extração dos parâmetros de anisotropia a partir de medições walkaway VSP pode ser considerada. Em geral, existem dois métodos para derivar as constantes elásticas em torno da matriz de receptores do poço. O primeiro método é o da técnica de lentidão, (ver, por exemplo, Miller, D.E., Leaney, S., e Borland, W.H., 1994, An in-situ estimation of anisotropic elastic moduli for a submarine shale, Journal of Geophysical Research, 99, 21659-21665, aqui incorporada por referência), que requer uma sobrecarga horizontalmente em camadas próximas. 0 segundo método é de polarização de lentidão (vide, por exemplo, de Parscau, J. , 1991, P- and SV-wave transversely isotropic Velocity analysis from VSP data. Geophysical Journal International 107, 629-638, aqui incorporado por referência) , que não requer simplicidade estrutural na sobrecarga, como o método de lentidão. Em geral, estes métodos extraem apenas quatro dos parâmetros de anisotropia de Thomsen VpO, VsO, ε e δ. y de Thomsen não é geralmente medido com VSPs convencionais uma vez que este parâmetro descreve o comportamento das ondas de cisalhamento horizontalmente polarizadas (SH), que normalmente não são geradas por fontes sismicas convencionais.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De acordo com modalidades, um método para processamento de dados de subsuperficie é fornecido. O método inclui o recebimento de dados sísmicos que representam medições feitas de energia sísmica que passou através de uma formação subterrânea e de dados sônicos que representam medições feitas de energia sônica que passou através da formação de subsuperficie. 0 método inclui fazer uma primeira suposição com respeito à formação de subsuperficie, baseado pelo menos em parte nos dados sônicos, calculando uma ou mais constantes elásticas que podem ser usadas para descrever anisotropia da formação de subsuperficie; comparar atributos dos dados sônicos com atributos dos dados sísmicos, de modo a determinar se a primeira suposição é aceitável, e alterar a primeira suposição se a primeira suposição não é aceitável.

O método preferencialmente também inclui o cálculo de uma ou mais constantes elásticas efetivas com base pelo menos em parte nas uma ou mais constantes elásticas calculadas, onde os atributos dos dados sônicos utilizados na comparação são baseados pelo menos em parte nas constantes elásticas efetivas. 0 cálculo das constantes efetivas preferencialmente também inclui um processo de aumento de escala de uma ou mais constantes elásticas calculadas.

A invenção também está configurada em um sistema para processamento de subsuperficie. O sistema inclui um sistema de processamento que é adaptado e programado para realizar o método acima descrito.

Outras características e vantagens da invenção irão se tornar mais prontamente evidentes a partir da seguinte descrição detalhada quando tomada em conj unto com os desenhos em anexo.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A presente invenção é ainda descrita na descrição detalhada que se segue, com referência à pluralidade observada de desenhos por meio de exemplos não limitativos de modalidades exemplares da presente invenção, em que numerais de referência semelhantes representam partes semelhantes ao longo das várias vistas dos desenhos, e em que:

As Figs, la a d são uma série de gráficos mostrando medições reportadas dos parâmetros anisotrópicos de Thomsen de ε, Y e δ, como é conhecido na técnica.

A Fig. 2 ilustra um sistema de processamento para combinação de dados sônicos de furo de poço e dados sismicos de furo de poço de acordo com algumas modalidades.

A Fig. 3 é um fluxograma mostrando etapas envolvidas na combinação de dados sísmicos de poço e dados sônicos de poço de acordo com algumas modalidades.

As Figs. 4a e 4b são gráficos relativos a um exemplo sintético descrito de acordo com modalidades.

A Fig. 5 mostra resultados da inversão walkaway VSP sintéticos e resultados de aumento de escala para os dados de perfil de acordo com o exemplo sintético.

A Fig. 6 mostra a função objetiva em função do coeficiente de calibração para o exemplo de dados sintéticos.

A Fig. 7 mostra propriedades de perfil sônico dipolo derivadas de acordo com algumas modalidades.

A Fig. 8 mostra resultados de inversão walkaway VSP e resultados de aumento de escalara para os dados de perfil de acordo com o exemplo de dados de campo.

A Fig. 9 mostra a função objetiva em função do coeficiente de calibração para o exemplo de dados de campo, e

As Figs. 10a e 10b mostram parâmetros de anisotropia computados para o perfil calibrado e comparam estes com medições de anisotropia derivadas dos testemunhos.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERENCIAIS

As particularidades aqui apresentadas são a titulo de exemplo e para fins de discussão ilustrativa das modalidades da presente invenção e são apresentadas com o objetivo de fornecer o que se acredita ser a descrição mais útil e facilmente compreensível dos princípios e aspectos conceituais da presente invenção. A este respeito, nenhuma tentativa é feita para mostrar detalhes estruturais da presente invenção em mais detalhes do que o necessário para a compreensão fundamental da presente invenção, a descrição tomada com os desenhos tornando evidente para os especialistas na técnica como as diversas formas da presente invenção podem ser incorporadas na prática. Além disso, números de referência e designações similares nos vários desenhos indicam elementos iguais.

A Fig. 2 ilustra um sistema de processamento para combinação de dados sônicos de poço e dados sismicos de poço de acordo com algumas modalidades. Uma ferramenta sismica de poço 220 é implantada em um poço 230 por meio de cabo de aço 224 a partir da plataforma 212. A ferramenta sísmica 22 0 inclui receptores 226a e 226b e 22 6c que medem ondas sísmicas geradas por fonte sísmica 228 implantada pela embarcação 222 na superfície. A fonte sísmica 228 pode ser, por exemplo, um agrupamento de pistola de ar, como é conhecido na técnica. A fonte 228 é ativada em distâncias crescentes do poço 230 para fazer medições de perfil sísmico vertical (VSP) "walkaway". As medições da ferramenta 220 são registradas e podem ser processadas na plataforma 212 e, em seguida transmitidas a um centro de processamento 250. 0 centro de processamento 250 inclui uma ou mais unidades de processamento central 24 4, sistema de armazenamento 242, módulos de comunicações e de entrada / saída 240, um visor de usuário 246 e um sistema de entrada do usuário 248.

Durante uma operação separada ou na mesma operação, a ferramenta de medição sônica 210 é implantada no poço 230 por cabo de aço 214 a partir da plataforma 212. De acordo com algumas modalidades a ferramenta de perfilagem 210 é uma ferramenta de perfilagem sônica dipolo, tal como DSI™ ou Sonic Scanner™ da Schlumberger. As medições da ferramenta sônica 210 incluem uma onda de compressão, duas ondas de cisalhamento (rápida e lenta) e uma onda de tubo. As medições da ferramenta 210 são registradas e podem ser processadas na plataforma 212 e, em seguida transmitidas a um centro de processamento 250. De acordo com algumas outras modalidades, o centro de processamento 250 pode estar contido na plataforma 212. De acordo com algumas modalidades, a ferramenta sônica 210 é implantada em um poço separado do poço 230 e os dados são recolhidos sobre a mesma formação de interesse que os dados da ferramenta sismica 220. Embora a Fig. 2 seja mostrada no ambiente marinho, aqueles que são especialistas na técnica irão reconhecer que as técnicas aqui descritas se aplicam aos dados sônicos e sísmicos recolhidos da terra ou de poços da zona de transição. De acordo com algumas modalidades, por exemplo, o poço 230 está localizado na terra e um ou mais caminhões de perfilagem são usados para passar as ferramentas 210 e 220, e uma fonte sísmica terrestre é usada.

As medições sísmicas dos receptores 226a e 226b, e 226c são de uma resolução espacial menor do que as medições de perfilagem sônica da ferramenta 210, por causa das diferenças nas frequências das medições. As medições VSP são de uma resolução menor do que os perfis sônicos e tipicamente usam frequências da ordem de 10 Hz, com uma resolução correspondente da ordem de 10 m. Para perfilagens sônicas a frequência das ondas elásticas está tipicamente na faixa de 10.000 Hz e a resolução da medição é da ordem de 0,1 m. Esta diferença de escala torna a comparação convencional direta de perfilagem sônica e de dados VSP dificil.

Uma forma de reconciliar os dois comprimentos de escala é através de um processo conhecido como aumento de escala. Aumento de escala é um processo que faz medições de alta frequência e converte as mesmas para uma resposta de frequência equivalente baixa. Um experimento conceituai esclarece o conceito de aumento de escala. Considere um conjunto de molas que são unidas de ponta a ponta. Cada mola individual é definida por uma constante de mola diferente e, portanto, irá estender por uma quantidade diferente mediante aplicação de uma força aplicada. Este arranjo em série de molas pode ser substituído por uma única mola com uma resposta equivalente. A substituição do arranjo de mola em série por uma única mola é conseguido através de aumento de escala das constantes de mola individuais com uma constante de mola única que é uma média das constantes de mola individuais. Um exemplo de um processo de aumento de escala que é comumente utilizado na indústria sísmica é aquele de média de Backus (vide, Backus, G.E., 1962, Long-wave elastic anisotropy produced by horizontal layering, Journal of Geophysical Research, 67, 4427-4440, aqui incorporado por referência). Uma média Backus é aplicada a um conjunto de camadas planas isotrópicas para calcular as propriedades elásticas de uma camada única anisotrópica com as mesmas propriedades mecânicas. Esta abordagem foi generalizada em Schoenberg, M., e Muir, F., 1989, A calculus for finely layered anisotropic media: Geophysics, 54, 581-589 (aqui incorporado por referência e aqui referido como "Schoenberg e Muir (1989) ") de modo que as camadas constituintes podem possuir anisotropia arbitrária (triclinica).

Com as modernas ferramentas de perfilagem sônica dipolo, tal como DSI™ ou Sonic Scanner™ da Schlumberger, uma onda de compressão, duas ondas de cisalhamento (rápida e lenta) e uma onda de tubo podem ser medidas. Sob certas circunstâncias, estas quatro velocidades podem ser usadas para determinar um subconjunto das constantes elásticas e outros parâmetros que são uma combinação das constantes elásticas (ver, Norris e Sinha (1993)). Os parâmetros que são uma combinação de constantes elásticas podem ser decompostos ainda nas constantes elásticas subjacentes se informação adicional está disponível. Isto é feito convencionalmente assumindo certa forma de anisotropia, conhecida como o modelo ANNIE (vide, Schoenberg, Muir, e Sayers (1996)).

De acordo com algumas modalidades, o centro de processamento 150 está programado para usar estimativas de anisotropia derivadas de walkaway VSPs como uma restrição nos dados de perfilagem sônicos com aumento de escala para derivar uma relação entre os parâmetros anisotrópicos medidos da perfilagem sônica. Este processo evita a utilização do modelo ANNIE que é atualmente utilizado em processamento e que pode não ser sempre apropriado.

De acordo com algumas modalidades os seguintes quatro elementos são usados: (1) medições de propriedades anisotrópicas de perfilagem sônica, (2) medições de propriedades anisotrópicas de walkaway VSP ao longo do intervalo de mesma profundidade que os dados de perfilagem sônica, (3) uma relação entre o ε Thomsen e y Thomsen, e (4) aumento de escala de um empilhamento de camadas anisotrópicas.

A Fig. 3 é um fluxograma mostrando as etapas envolvidas na combinação de dados sismicos de poços e dados sônicos de poços, de acordo com algumas modalidades. Na etapa 310, as perfilagens sônicas são processadas para obter os parâmetros C44Log, C66LOg, mC33Log e NLog. Técnicas de processamento adequadas são descritas em Norris e Sinha (1993). Na etapa 311, os dados walkaway VSP também são processados para derivar os parâmetros de anisotropia de £VSPθ δvsp θ as incertezas associadas estimadas associadas com estes parâmetros de ΔεVsp eΔδvsp. Na etapa 312 o parâmetro YLOÇde Thomsen é calculado sobre o intervalo de profundidade walkaway VSP das estimativas de perfilagem sônica de C44Log e C66LogA onde:

Na etapa 314, uma relação linear é assumida entre sLog e YLog de Thomsen:

onde X é um coeficiente de correlação. Na etapa 316, as constantes elásticas C11Log, C33Log e Ci3Log são calculadas a partir de mC33Log, e NLog, onde:

Na etapa 318, um processo de aumento de escala, tal como o descrito em Schoeberg e Muir (1989), é aplicado para computar as constantes elásticas efetivas <CuLog>, <C33Log> <Ci3Log>r <C44Log>e <C56Log>. Na etapa 320, os parâmetros de anisotropia de Thomsen, <εLθg>e <^Log>são computados para a média ponderada:

Na etapa 322, <εLog> e <δLθg>são comparados com εVSP e δVsp utilizando uma métrica adequada f (X) , por exemplo:

onde ΔεVsp e Δδvsp são erros de estimativa de parâmetro a partir da inversão de anisotropia walkaway VSP. Na etapa 324, o coeficiente de correlação X (como descrito no que diz respeito à etapa 314) é, então, modificado até a métrica descrita com relação à etapa 322 ser minimizada, de modo que haja uma boa concordância entre os dois conjuntos de parâmetros de anisotropia. Na etapa 326, quando há um acordo adequado, a relação ótima linear derivada é, então, usada para calcular as constantes elásticas ao longo do intervalo.

No caso em que os resultados de anisotropia walkaway VSP abrangem formações heterogêneas é possível pesquisar os coeficientes de correlação, dependendo do tipo de formação. Por exemplo, se o VSP abrange um intervalo de folhelho e um intervalo de arenito pode ser útil procurar o coeficiente de correlação apenas no intervalo de folhelho (como indicado pelo perfil de raios gama) e assumir que o arenito é elipticamente anisotrópico, que é o caso usual para arenitos (ver, Wang, (2002)).

É importante notar que as técnicas acima descritas não estão tentando diretamente coincidir as constantes elásticas, ou velocidades, mas apenas os parâmetros adimensionais anisotrópicos. Isto é feito porque as velocidades derivadas de medições de perfilagem de alta frequência são diferentes das que foram medidas com as medições de frequência mais baixa, tais como VSPs sísmicos, devido à atenuação, dispersão e anisotropia (Sato, S., Yamamoto, H., e Cao, D., 2000, Can Discrepancy between Seismic and Sonic Transit times be Modeled?, SPWLA, que é aqui incorporada por referência). Por esta razão, é preferível coincidir os parâmetros adimensionais anisotrópicos que se espera ser menos sensíveis a estes efeitos dependentes da frequência.

Nós também notamos que o coeficiente de correlação recuperado pode ser relacionado com o grau de saturação do fluido em rochas como discutido em Sayers, C., 2008, The effect of low aspect ratio pores one the seismic anisotropy of shales SEG, aqui incorporada por referência.

Varias modalidades podem ser demonstradas utilizando um conjunto de dados sintéticos e podem, então, ser aplicadas a um conjunto de dados de campo compreendendo perfilagens sônicas, walkaway VSP e medições de testemunho adquiridas para os fins de determinação das propriedades elásticas em uma unidade de folhelho de vedação.

Exemplo Sintético

O conceito foi testado em dados sintéticos construídos como se segue: (1) Construir perfis 1D sintéticos com base no exemplo de dados de campo utilizando a relação e = y; (2) Modelar os tempos de chegada correspondentes a uma geometria walkaway VSP; (3) Construir curvas de lentidão dos dados walkaway VSP sintéticos, (4) Inverter a curva de lentidão para obter os parâmetros de anisotropia na escala VSP, e (5) Aumentar a escala do perfil sintético e calibrar os parâmetros de anisotropia de Thomsen de ε e δ com o método proposto.

Utilizando os valores de anisotropia derivados de VSP aplicamos a invenção para descobrir que o coeficiente de correlação ideal entre ε e y é de 1,0, o valor correto.

As Figs. 4a e 4b são gráficos relacionados com o exemplo sintético descrito. Em particular na Fig. 4a os gráficos 410, 412, 414 e 416 são perfilagens sintéticas para C44/ Cge, N e mC33, respectivamente, versus profundidade relativa de acordo com o exemplo sintético. Na Fig. 4b o gráfico 420 é y de Thomsen versus profundidade relativa de acordo com o exemplo sintético.

A Fig. 5 mostra resultados de inversão de walkaway VSP sintético de acordo com o exemplo sintético. Em particular, os parâmetros invertidos de ε de Thomsen versus δ de Thomsen são sombreados de acordo com o valor da função de probabilidade (tonalidades mais escuras são soluções mais prováveis para os dados). A solução mais provável é para ε de Thomsen = 0,36 e δ = 0,39, conforme indicado pelo circulo. Sobrepostos a este gráfico são parâmetros de Thomsen derivados por aumento de escala dos parâmetros elásticos quando o coeficiente de correlação é alterado (linha branca 510). A correspondência mais próxima obtida é indicada pelo quadrado que se sobrepõe aos parâmetros de anisotropia encontrados a partir dos dados VSP.

A Fig. 6 é um gráfico que mostra a função objetiva derivada do exemplo sintético. A função objetiva, mostrada pela linha 610, mede a diferença entre os parâmetros de anisotropia derivados de walkaway VSP e as Perfilagens Sônicas de aumento de escala quando o coeficiente de correlação é alterado. A melhor combinação entre o walkaway VSP e as perfilagens sônicas de aumento de escala ocorre para um coeficiente de calibração de 1,0, correspondendo à relação ε = y.

Exemplo de Dados de Campo

Para testar a invenção, usamos dados de um campo do Mar do Norte, onde walkaway VSP, perfilagens sônicas dipolo e medições de testemunho foram obtidas para caracterizar uma formação de folhelho anisotrópica conhecida.

O walkaway VSP foi adquirido usando uma matriz de receptores de oito niveis que mediu o folhelho anisotrópico. Uma vez que a sobrecarga era essencialmente plana o método da curva de lentidão foi usado para calcular estimativas de anisotropia para a formação de folhelho. Os parâmetros de anisotropia invertidos Thomsen para a curva de lentidão são εVsp = 0,15 e δVsp = 0,02.

Perfilagens sônicas dipolo de um poço vizinho que intersecta a formação do mesmo folhelho amostrado pelo walkaway VSP foram processadas utilizando técnicas de processamento, como descritas em Norris e Sinha (1993) para gerar C44Log/ CggLogr mC33Log θ NLog.

A Fig. 7 mostra propriedades de perfilagens sônicas dipolo derivadas de acordo com algumas modalidades. Nos primeiros quatro painéis, os gráficos 710, 712, 714 e 716 mostram os parâmetros elásticos calculados para C44Log, CsβLog, NLog, θ mC33Log, respectivamente. Nos painéis seguintes, os gráficos 720, 722 e 724 mostram desvio de poço, densidade e perfilagem de raios gama, respectivamente.

A Fig. 8 é um gráfico para parâmetros ε e δ de Thomsen, de acordo com algumas modalidades. Este gráfico mostra uma comparação de εvsp e δV3P(mostrada com o circulo) e a melhor combinação <εLog>e <δLθg>(mostrada com o quadrado). Os quadrados cinzas mostram resultados de uma inversão de Monte Cario dos dados VSP para os parâmetros de anisotropia e são sombreados de acordo com a bondade de ajuste de tal forma que os tons mais escuros correspondem aos modelos mais bem ajustados. 0 modelo de melhor ajuste para os dados VSP tem parâmetros de anisotropia de SVSP = 0,15 e δvsp = 0,02 (tal como indicado pelo circulo) . A linha continua branca 810 corresponde a parâmetros de anisotropia calculados dos perfis aumentos em escala conforme a relação empirica é modificada. A correspondência mais próxima ao dados VSP reside em <εLog>= 0,15 e <δLog>= 0,05 (tal como indicado pelo quadrado).

A Fig. 9 mostra a função objetiva de uma função do coeficiente de calibração. A partir da linha 910, pode ser visto que a melhor correspondência entre os valores de perfilagem de aumento de escala <εLθg>e <δLog> θ os valores anisotrópicos observados no VSP em εVsp = 0,15 e δVSP= 0,02 ocorre para um coeficiente de calibração de 1,03.

Como pode ser visto a partir das Figs. 8 e 9, a aplicação das modalidades descritas oferece uma melhor correspondência entre os dados de perfilagem sônica dipolo com aumento de escala e os resultados walkaway VSP a um coeficiente de correlação de 1,03.

Estudos laboratoriais publicados com base em medições de testemunho têm mostrado que o coeficiente de correlação entre ε e y de Thomsen é de 1,05. Por exemplo, vide Wang (2002). As Figs. 10a e 10b mostram os parâmetros de anisotropia computadorizada para a perfilagem calibrada em comparação com as medições de anisotropia derivadas de medições de testemunho. Em particular, medições de ε, δ e y de Thomsen derivadas de medições de testemunho (quadrados pretos grandes, tal como quadrado 1010 na Fig. 10a, e quadrado 1012 na Fig. 10b) são comparadas com os valores previstos (pequenos quadrados cinzas, tal como quadrado 1020 na Fig. 10a e quadrado 1022 na Fig. 10b) que são calculados da perfilagem calibrada. Podemos ver que os parâmetros de anisotropia estimados estão em bom acordo com as medições de testemunho de anisotropia.

Muitas das modalidades aqui descritas foram descritas com respeito aos parâmetros de Thomsen de anisotropia. No entanto, especialistas na técnica reconhecerão que as técnicas descritas podem ser aplicadas a outros parâmetros de anisotropia. Por exemplo, de acordo com algumas modalidades, elipticidade e não elipticidade de parâmetros de anisotropia de Schoenberg são utilizadas em conexão com as técnicas aqui descritas.

Considerando que muitas alterações e modificações da presente invenção, sem dúvida, tornam-se aparentes a uma pessoa com conhecimentos correntes na técnica após leitura da descrição anterior, deve ser entendido que as modalidades particulares mostradas e descritas a titulo de ilustração não são de forma alguma destinadas a serem consideradas limitativas. Além disso, a invenção foi descrita com referência a determinadas modalidades preferenciaisr mas variações dentro do espirito e escopo da invenção ocorrerão para aqueles especialistas na técnica. Note-se que os exemplos anteriores foram fornecidos meramente para fins de explicação e não devem ser de maneira alguma considerados como limitativos da presente invenção. Embora a presente invenção tenha sido descrita com referência a modalidades exemplares, entende-se que as palavras que foram aqui utilizadas, são palavras de descrição e ilustração, em vez de palavras de limitação. Alterações podem ser feitas, dentro da visão das reivindicações anexas, conforme presentemente declaradas e como emendadas, sem se afastar do escopo e do espirito da presente invenção em seus aspectos. Embora a presente invenção tenha sido descrita aqui com referência a meios particulares, materiais e modalidades, a presente invenção não se destina a ser limitada às indicações aqui divulgadas; mas sim, a presente invenção se estende a todas as estruturas funcionalmente equivalentes, métodos e utilizações, tal como estão dentro do escopo das reivindicações anexas.

Claims

1. MÉTODO PARA O PROCESSAMENTO DE DADOS DE SUBSUPERFÍCIE, caracterizado por compreender: receber dados sísmicos que representam medições feitas de energia sísmica que passou através de uma formação de subsuperficie; receber dados sônicos que representam medições feitas de energia sônica que passou através da formação de subsuperficie ; fazer uma primeira suposição com respeito à formação de subsuperficie baseado pelo menos em parte nos dados sônicos, em que a primeira suposição inclui uma relação entre os parâmetros anisotrópicos sônica dos dados sônicos; calcular, por um processador e com base na relação assumida e nos dados sônicos, uma ou mais constantes elásticas que podem ser usadas para descrever anisotropia da formação de subsuperficie; calcular um ou mais parâmetros anisotrópicos sônicos dos dados sônicos com base na uma ou mais constantes elásticas; comparar o um ou mais parâmetros anisotrópicos sônicos dos dados sônicos com um ou mais parâmetros anisotrópicos sísmicos dos dados sísmicos, de modo a determinar se a primeira suposição é aceitável; e alterar a primeira suposição se a primeira suposição não é aceitável; e emitir um perfil dos dados sônicos com base, pelo menos em parte, nas constantes elásticas calculadas se a primeira suposição é aceitável.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender calcular uma ou mais constantes elásticas efetivas baseado pelo menos em parte nas uma ou mais constantes elásticas calculadas, onde os um ou mais parâmetros anisotrópicos dos dados sônicos utilizados na comparação são baseados pelo menos em parte nas constantes elásticas efetivas.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que calcular uma ou mais constantes elásticas incluir um processo de aumento de escala das uma ou mais constantes elásticas calculadas.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os atributos dos dados sônicos e os atributos dos dados sismicos se basearem em um ou mais parâmetros anisotrópicos.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por os um ou mais parâmetros anisotrópicos serem parâmetros anisotrópicos de Thomsen selecionados do grupo que consiste em: ε, δ, e y-

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por a primeira suposição incluir uma relação entre dois parâmetros anisotrópicos de Thomsen selecionados do grupo consistindo em: ε, δ, e Y-

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por a relação ser uma relação linear incluindo um coeficiente de correlação, a primeira suposição incluindo uma suposição do valor para o coeficiente de correlação, e a alteração da primeira suposição inclui modificação do valor para o coeficiente de correlação.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por as constantes elásticas calculadas incluírem uma ou mais constantes selecionadas do grupo consistindo em: cll, cl2, cl3, cl4, cl5, cl6, c22, c23, c24, c25, c26, c33, c34, c35, c36, c44, c45, c46, c55, c56, c66.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda calcular outras constantes elásticas para a formação com base pelo menos em parte em uma primeira suposição alterada aceitável.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por compreender ainda emitir um perfil dos dados sônicos com base pelo menos em parte nas constantes elásticas calculadas adicionais.

11. SISTEMA PARA PROCESSAMENTO DE DADOS DE SUBSUPERFÍCIE, caracterizado por compreender um sistema de processamento programado e configurado para: receber dados sismicos que representam medições feitas de energia sismica que passou através de uma formação de subsuperficie; receber dados sônicos que representam medições feitas de energia sônica que passou através da formação de subsuperficie; fazer uma primeira suposição com respeito à formação de subsuperficie com base em pelo menos parte nos dados sônicos, em que a primeira suposição inclui uma relação entre os parâmetros anisotrópicos sônicos dos dados sônicos; calcular, com base na relação assumida e nos dados sônicos, uma ou mais constantes elásticas que podem ser usadas para descrever anisotropia da formação de subsuperficie ; calcular um ou mais parâmetros anisotrópicos sônicos dos dados sônicos com base na uma ou mais constantes elásticas; comparar os um ou mais parâmetros anisotrópicos sônicos dos dados sônicos com um ou mais parâmetros anisotrópicos sismicos dos dados sismicos, de modo a determinar se a primeira suposição é aceitável com base em uma métrica; e alterar a primeira suposição, se a primeira suposição não é aceitável; emitir um perfil dos dados sônicos com base, pelo menos em parte, nas constantes elásticas calculadas se a primeira suposição é aceitável.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 11, caracterizadopor compreender ainda um de um sistema de ferramenta sônica e um sistema de ferramenta sismica de 5 poço adaptado e configurado para ser implantado dentro do poço e registrar pelo menos um dos dados sônicos e dos dados sísmicos.