BR112020019836A2

BR112020019836A2 - Indicação de hidrocarboneto derivada de velocidade sísmica

Info

Publication number: BR112020019836A2
Application number: BR112020019836-6A
Authority: BR
Inventors: Kang Fu; Dianne Ni
Original assignee: Bp Corporation North America Inc.
Priority date: 2018-03-30
Filing date: 2019-03-28
Publication date: 2021-01-05
Also published as: AU2019243973A1; CA3094120A1; US11112515B2; EA202092277A1; EP3776013B1; EP3776013A1; MX2020010107A; CN111971586A; CA3094120C; WO2019191368A1; BR112020019836B1; US20190302288A1

Abstract

trata-se de um modelo de velocidade gerado com base em formas de onda sísmicas através de qualquer método de construção de modelo sísmico, como inversão de forma de onda total ou tomografia. os dados representativos de uma medição de um atributo físico de uma área que circunda um poço são recebidos e um modelo de atributo é gerado com base no modelo de velocidade e nos dados. uma imagem é renderizada com base no modelo de atributo para uso com exploração sísmica acima de uma região de uma subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo características estruturais ou estratigráficas que conduzem a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

Description

“INDICAÇÃO DE HIDROCARBONETO DERIVADA DE VELOCIDADE SÍSMICA” ANTECEDENTES

[0001] A presente revelação se refere à análise de dados sísmicos e, mais especificamente, à geração de um modelo de atributo para imageamento de hidrocarbonetos presentes em uma região submetida a levantamento sísmico.

[0002] Essa seção pretende introduzir o leito a vários aspectos de técnica que podem estar relacionados a vários aspectos da presente revelação, que são descritos e/ou reivindicados abaixo. Acredita-se que essa discussão seja útil ao fornecer para o leitor informações antecedentes para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos da presente revelação. Consequentemente, deve ficar entendido que essas declarações devem ser lidas a essa luz, e não como admissões da técnica anterior.

[0003] Um levantamento sísmico inclui gerar uma imagem ou mapa de uma região de subsuperfície da Terra ao enviar energia sonora para o interior do solo e gravar a energia sonora refletida que retorna das camadas geológicas no interior da região de subsuperfície. Durante um levantamento sísmico, uma fonte de energia é colocada em várias localizações na ou acima da região de superfície da Terra, a qual pode incluir depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, uma região no interior de uma região de subsuperfície que contém hidrocarbonetos). Cada vez que a fonte é ativada, a fonte gera um sinal sísmico (por exemplo, onda sonora) que percorre para baixo através da Terra, é refletido e, mediante seu retorno, é registrado com o uso de um ou mais receptores dispostos na ou acima da região de subsuperfície da Terra. Os dados sísmicos registrados pelos receptores podem, então, ser usados para criar uma imagem ou perfil da região de subsuperfície correspondente.

[0004] Ao longo do tempo, conforme os hidrocarbonetos estão sendo extraídos da região de subsuperfície da Terra, o local, a saturação e outras características do reservatório de hidrocarboneto (por exemplo, sobrecarga) no interior da região de subsuperfície podem se alterar. Como tal, isso pode ser útil para determinar como a imagem ou mapa da região de subsuperfície se altera ao longo do tempo, de modo que as operações relacionadas à extração dos hidrocarbonetos possam ser modificadas para extrair mais eficientemente os hidrocarbonetos da região de subsuperfície da Terra.

SUMÁRIO

[0005] Um sumário de certas modalidades reveladas no presente documento é apresentado abaixo. Deve ficar entendido que esses aspectos são apresentados meramente para fornecer ao leitor um breve sumário dessas certas modalidades e que esses aspectos não pretendem limitar o escopo desta revelação. Na realidade, esta revelação pode abranger uma variedade de aspectos que podem não ser apresentados abaixo.

[0006] A aquisição sísmica que utiliza fontes e receptores pode ser útil na geração de, por exemplo, imagens sísmicas. As imagens sísmicas podem ser usadas, por exemplo, na determinação de depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, áreas no interior de uma subsuperfície que contém hidrocarbonetos) e/ou riscos de perfuração de subsuperfície. As imagens sísmicas são, em geral, produzidas em formas de onda sísmicas produzidas pela fonte que reflete regiões no interior de uma subsuperfície e são recebidas por receptores. A imagem sísmica pode ser construída com o uso de modelo de velocidade sísmica de alta resolução, como modelo de inversão de forma de onda total (FWI), um modelo de tomografia ou similares aplicados, por exemplo, através de um construtor de modelo de velocidade. O modelo de velocidade sísmica inclui dados que são indicativos de uma alteração na velocidade das formas de onda sísmicas à medida que se propagam através da região de subsuperfície. A alteração na velocidade das formas de onda sísmicas é indicativa do tipo de fluido (salmoura, óleo ou gás) presente. Entretanto, a sensibilidade da velocidade diminui com o aumento da profundidade no interior da região de subsuperfície e/ou com base nos respectivos atributos de formação (por exemplo, porosidade de rocha ou similares). Como tal, pode ser difícil verificar as localizações de depósitos de hidrocarboneto em profundidades aumentadas de uma subsuperfície e/ou que se encontram abaixo de certas porções de uma formação com o uso de um modelo de velocidade sísmica. Consequentemente, as presentes modalidades são direcionadas a técnicas para produzir um modelo de atributo alternado com base no modelo de velocidade sísmica que inclui dados representativos de um atributo físico da área.

[0007] A calibração ou outros ajustes são aplicados a uma determinação de velocidade sísmica para compensar as sensibilidades de velocidade reduzida em profundidades aumentadas e/ou em resposta a atributos particulares de uma formação (por exemplo, densidades de rocha). A calibração de velocidade pode ser representada como um atributo similar à saturação de fluido, por conseguinte, denominada como saturação com base na velocidade (SV). Em uma modalidade, a SV é determinada com o uso de uma combinação da velocidade sísmica e dos dados de velocidade obtidos a partir de registros de poço. Em uma outra modalidade, a SV é derivada de um pressuposto de que a velocidade sísmica é uma média geométrica de velocidade de sedimento para rochas em salmoura e velocidade de sedimento para rochas preenchidas com hidrocarboneto com os respectivos pesos de 1-SV e SV. Em uma outra modalidade, a SV é uma função de velocidade de sedimento para areia ou xisto. Dessa maneira, indicações de hidrocarbonetos presentes em uma formação podem ser derivadas de uma velocidade sísmica. Em uma modalidade preferencial, as velocidades são produzidas por inversão de forma de onda total (FWI).

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0008] Vários aspectos desta revelação podem ser mais bem compreendidos mediante a leitura da seguinte descrição detalhada e mediante a referência aos desenhos, nos quais:

[0009] A Figura 1 ilustra um fluxograma de vários processos que podem ser realizados com base em análise de dados sísmicos adquiridos através de um sistema de levantamento sísmico, de acordo com modalidades apresentadas no presente documento;

[0010] A Figura 2 ilustra um sistema de levantamento marinho em um ambiente marinho, de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento;

[0011] A Figura 3 ilustra um sistema de levantamento terrestre em um ambiente não marinho, de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento;

[0012] A Figura 4 ilustra um sistema de computação que pode realizar operações descritas no presente documento com base em dados adquiridos através do sistema de levantamento marinho da Figura 2 e/ou do segundo sistema de levantamento marinho da Figura 3 de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento;

[0013] A Figura 5 ilustra um exemplo de imagens sísmicas geradas pelo sistema de computação da Figura 4 de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento;

[0014] A Figura 6 ilustra um outro exemplo de uma imagem sísmica gerada pelo sistema de computação da Figura 4 de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento; e

[0015] A Figura 7 ilustra um fluxograma de um método para gerar uma imagem sísmica através do sistema de computação da Figura 4 de acordo com as modalidades apresentadas no presente documento.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES ESPECÍFICAS

[0016] Uma ou mais modalidades específicas serão descritas abaixo. Em um esforço para fornecer uma descrição concisa dessas modalidades, nem todos os recursos de uma implementação real são descritos no relatório descritivo. Deve ser observado que, no desenvolvimento de qualquer tal implementação real, como em qualquer projeto de engenharia ou design, inúmeras decisões específicas de implementação precisam ser tomadas para alcançar os objetivos específicos dos desenvolvedores, como a conformidade com as restrições relacionadas ao sistema e relacionadas aos negócios que podem variar de uma implementação para outra. Além disso, deve ser apreciado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas, todavia, seria uma rotina subjacente a design, fabricação e manufatura para aqueles elementos de conhecimento comum na técnica com o benefício desta revelação.

[0017] Os dados sísmicos podem fornecer informações valiosas em relação à descrição, como a localização e/ou a alteração de depósitos de hidrocarboneto contidos no interior de uma região de subsuperfície da Terra. Adicionalmente, o processamento dos dados sísmicos pode ser realizado com a utilização de diferentes técnicas que podem ser selecionadas com base, por exemplo, nos atributos de formação e/ou em diferentes profundidades da formação a ser analisada e/ou imageada. Consequentemente, em uma modalidade, uma imagem de resolução superior (por exemplo, uma imagem de qualidade superior) para porções particulares de uma formação pode ser gerada através de seleção de um tipo particular de processamento (isto é, modificação de técnicas de processamento de dados sísmicos selecionadas com base nos atributos de formação e/ou profundidades de uma formação para alcançar uma imagem de resolução superior de uma porção particular de uma formação).

[0018] Por meio de introdução, os dados sísmicos podem ser adquiridos com o uso de uma variedade de sistemas e técnicas de levantamento sísmico, dois dos quais são discutidos em relação à Figura 2 e à Figura 3. Independentemente da técnica de coleta de dados sísmicos utilizada, após os dados sísmicos serem adquiridos, um sistema de computação pode analisar os dados sísmicos adquiridos e pode usar os resultados da análise de dados sísmicos (por exemplo, sismograma, mapa de formações geológicas, etc.) para realizar várias operações nas indústrias de produção e exploração de hidrocarboneto. Por exemplo, a Figura 1 ilustra um fluxograma de um método 10 que detalha vários processos que podem ser efetuados com base na análise dos dados sísmicos adquiridos. Embora o método 10 seja descrito em uma ordem particular, deve ser observado que o método 10 pode ser realizado em qualquer ordem adequada.

[0019] Em referência agora à Figura 1, no bloco 12, os locais e as propriedades de depósitos de hidrocarboneto no interior de uma região de subsuperfície da Terra associada ao respectivo levantamento sísmico podem ser determinados com base nos dados sísmicos analisados. Em uma modalidade, os dados sísmicos adquiridos através de uma ou mais técnicas de aquisição sísmica podem ser analisados para gerar um mapa ou perfil que ilustra várias formações geológicas no interior da região de subsuperfície.

[0020] Com base nos locais e propriedades identificados dos depósitos de hidrocarboneto, no bloco 14, certas posições ou partes da região de subsuperfície podem ser exploradas. Ou seja, as organizações de exploração de hidrocarboneto podem usar os locais dos depósitos de hidrocarboneto para determinar locais na superfície da região de subsuperfície para perfuração na Terra. Como tal, as organizações de exploração de hidrocarboneto podem usar os locais e as propriedades dos depósitos de hidrocarboneto e as sobrecargas associadas para determinar um trajeto ao longo do qual para perfuração na Terra, como executar a perfuração na Terra e similares.

[0021] Após os equipamentos de exploração terem sido colocados no interior da região de subsuperfície, no bloco

16, os hidrocarbonetos que são armazenados nos depósitos de hidrocarboneto podem ser produzidos através de poços de fluxo natural, poços de extração artificiais e similares. No bloco 18, os hidrocarbonetos produzidos podem ser transportados para as refinarias e similares através de veículos de transporte, tubulações e similares. No bloco 20, os hidrocarbonetos produzidos podem ser processados de acordo com vários procedimentos de refino para desenvolver diferentes produtos com o uso dos hidrocarbonetos.

[0022] Deve ser observado que os processos discutidos em relação ao método 10 podem incluir outros processos adequados que podem ser baseados nos locais e propriedades de depósitos de hidrocarboneto como indicado nos dados sísmicos adquiridos através de um ou mais levantamentos sísmicos. Como tal, deve ficar entendido que os processos descritos acima não são destinados a apresentar uma lista abrangente de processos que podem ser realizados após determinar os locais e propriedades de depósitos de hidrocarboneto no interior da região de subsuperfície.

[0023] No sentido do supracitado, a Figura 2 ilustra um sistema de levantamento marinho 22 (por exemplo, para uso em conjunto com o bloco 12 da Figura 1) que pode ser empregado para adquirir dados sísmicos (por exemplo, formas de onda) a respeito de uma região de subsuperfície da Terra em um ambiente marinho. Em geral, um levantamento sísmico marinho com o uso do sistema de levantamento marinho 22 pode ser conduzido em um oceano 24 ou outro corpo de água sobre uma região de subsuperfície 26 da Terra que se encontra sob um leito marinho 28.

[0024] O sistema de levantamento marinho 22 pode incluir uma embarcação 30, uma fonte sísmica 32, um cabo sísmico flutuante 34, um receptor 36 e/ou outro equipamento que pode auxiliar na aquisição de imagens sísmicas representativas de formações geológicas no interior de uma região de subsuperfície 26 da Terra.

A embarcação 30 pode rebocar a fonte sísmica 32 (por exemplo, arranjo de pistola de ar) que pode produzir energia, como ondas sonoras (por exemplo, formas de onda sísmica), que é direcionada em um leito marinho 28. A embarcação 30 também pode rebocar o cabo flutuante 34 que tem um receptor 36 (por exemplo, hidrofones) que pode adquirir formas de onda sísmicas que representam a saída de energia pelas fontes sísmicas 32 subsequentes ao fato de serem refletidas de várias formações geológicas dentro da região subsuperficial 26. Embora o receptor 36 seja descrito como sendo rebocado pela embarcação 30, em algumas modalidades, o receptor 36 também pode ser implantado sobre a superfície do leito marinho 28. Adicionalmente, embora a descrição do sistema de levantamento marinho 22 seja descrita com uma fonte sísmica 32 (representada na Figura 2 como um arranjo de pistola de ar) e um receptor 36 (representado na Figura 2 como uma pluralidade de hidrofones), deve ser observado que o sistema de levantamento marinho 22 pode incluir múltiplas fontes sísmicas 32 e múltiplos receptores sísmicos 36. Da mesma maneira, embora as descrições acima do sistema de levantamento marinho 22 sejam descritas com um cabo sísmico flutuante 34, deve ser observado que o sistema de levantamento marinho 22 pode incluir múltiplos cabos sísmicos flutuantes 34. Além disso, embarcações 30 adicionais podem incluir fontes adicionais 32, cabos sísmicos flutuantes 34 e similares para realizar as operações do sistema de levantamento.

[0025] A Figura 3 ilustra um sistema de levantamento terrestre 38 (por exemplo, para uso em conjunto com o bloco 12 da Figura 1) que pode ser empregado para obter informações a respeito da região de subsuperfície 26 da Terra em um ambiente não marinho. O sistema de levantamento terrestre 38 pode incluir uma fonte sísmica de base terrestre 40 e um receptor de base terrestre 44. Em algumas modalidades, o sistema de levantamento terrestre 38 pode incluir uma ou mais múltiplas fontes sísmicas 40 e um ou mais receptores 44 e 46. Na realidade, para propósitos de discussão, a Figura 3 inclui uma fonte sísmica de base terrestre 40 e dois receptores sísmicos 44 e 46. A fonte sísmica de base terrestre 40 (por exemplo, vibrador sísmico) que pode ser disposta sobre uma superfície 42 da Terra acima da região de subsuperfície 26 de interesse. A fonte sísmica de base terrestre 40 pode produzir energia (por exemplo, ondas sonoras, formas de onda sísmica) que é direcionada na região de subsuperfície 26 da Terra. Mediante o alcance de várias formações geológicas (por exemplo, domos de sal, falhas, dobras) no interior da região de subsuperfície 26, a saída de energia pela fonte sísmica de base terrestre 40 pode ser refletida a partir das formações geológicas e adquirida ou registrada por um ou mais receptores de base terrestre (por exemplo, 44 e 46).

[0026] Em algumas modalidades, os receptores de base terrestre 44 e 46 podem ser dispersos através da superfície 42 da Terra para formar um padrão similar à grade. Como tal, cada receptor de base terrestre 44 ou 46 pode receber uma forma de onda sísmica refletida em resposta à energia que é direcionada na região de subsuperfície 26 através da fonte sísmica 40. Em alguns casos, uma forma de onda sísmica produzida pela fonte sísmica 40 pode ser refletida a partir de diferentes formações geológicas e recebida por diferentes receptores. Por exemplo, como mostrado na Figura 3, a fonte sísmica 40 pode emitir energia que pode ser direcionada na região de subsuperfície 26 como forma de onda sísmica 48. Um primeiro receptor 44 pode receber a reflexão da forma de onda sísmica 48 a partir de uma formação geológica e um segundo receptor 46 pode receber a reflexão da forma de onda sísmica 48 a partir de uma formação geológica diferente. Como tal, o primeiro receptor 44 pode receber uma forma de onda sísmica refletida 50 e o segundo receptor 46 pode receber uma forma de onda sísmica refletida 52.

[0027] Independentemente de como os dados sísmicos são adquiridos, um sistema de computação (por exemplo, para uso em conjunto com o bloco 12 da Figura 1) pode analisar as formas de onda sísmica adquiridas pelos receptores de base marinha 36 ou pelos receptores de base terrestre 44 e 46 para determinar informações a respeito da estrutura geológica, do local e da propriedade de depósitos de hidrocarboneto, e similares no interior da região de subsuperfície 26. A Figura 4 ilustra um exemplo de tal sistema de computação 60 que pode realizar várias operações de análise de dados para analisar os dados sísmicos adquiridos pelos receptores 36, 44 ou 46 para determinar a estrutura das formações geológicas no interior da região de subsuperfície 26.

[0028] Em referência agora à Figura 4, o sistema de computação 60 pode incluir um componente de comunicação 62,

um processador 64, uma memória 66, um armazenamento 68, portas de entrada/saída (E/S) 70, um visor 72 e similares. O componente de comunicação 62 pode ser um componente de comunicação com ou sem fio que pode facilitar a comunicação entre os receptores 36, 44, 46, uma ou mais bases de dados 74, outros dispositivos de computação e outros dispositivos habilitados para comunicação. Em uma modalidade, o sistema de computação 60 pode receber dados de receptor 76 (por exemplo, dados sísmicos, sismogramas) que podem ter sido anteriormente adquiridos por receptores sísmicos através de um componente de rede, da base de dados 74 ou similares. O processador 64 do sistema de computação 60 pode analisar ou processar os dados de receptor 76 para verificar vários recursos a respeito de formações geológicas no interior da região de subsuperfície 26 da Terra.

[0029] O processador 64 pode ser qualquer tipo de processador ou microprocessador de computador capaz de executar código executável por computador. O processador 64 também pode incluir múltiplos processadores que pode realizar as operações descritas abaixo. A memória 66 e o armazenamento 68 podem ser quaisquer artigos de manufatura adequados que podem servir como meios para armazenar código executável por computador, dados ou similares. Esses artigos de manufatura podem representar meios legíveis por computador (por exemplo, qualquer forma adequada de memória ou armazenamento) que pode armazenar o código executável por computador usado pelo processador 64 para realizar as técnicas presentemente reveladas. Em geral, o processador 64 pode executar aplicações de software que incluem programas que processam os dados sísmicos adquiridos através de receptores de um levantamento sísmico de acordo com as modalidades descritas no presente documento.

[0030] A memória 66 e o armazenamento 68 também podem ser usados para armazenar os dados, a análise dos dados, as aplicações de software e similares. A memória 66 e o armazenamento 68 podem representar meios legíveis por computador não transitórios (por exemplo, qualquer forma adequada de memória ou armazenamento) que podem armazenar o código executável por computador usado pelo processador 64 para realizar várias técnicas descritas no presente documento. Deve ser observado que não transitório indica simplesmente que os meios são tangíveis e não um sinal.

[0031] As portas de E/S 70 podem ser interfaces que podem se acoplar a outros componentes periféricos como dispositivos de entrada (por exemplo, teclado, mouse), sensores, módulos de entrada/saída (E/S) e similares. As portas de E/S 70 podem permitir que o sistema de computação 60 se comunique com os outros dispositivos no sistema de levantamento marinho 22, no sistema de levantamento terrestre 38 ou similares através das portas de E/S 70.

[0032] O visor 72 pode apresentar visualizações associadas a código executável por software que é processado pelo processador 64. Em uma modalidade, o visor 72 pode ser um visor sensível ao toque capaz de receber entradas de um usuário do sistema de computação 60. O visor 72 também pode ser usado para visualizar e analisar os resultados da análise dos dados sísmicos adquiridos para determinar as formações geológicas no interior da região de subsuperfície 26, do local e da propriedade de depósitos de hidrocarboneto no interior da região de subsuperfície 26 e similares. O visor

72 pode ser qualquer tipo adequado de visor, como um visor de cristal líquido (LCD), visor de plasma ou um visor de diodo emissor de luz orgânico (OLED), por exemplo. Além de apresentar a visualização descrita no presente documento através do visor 72, deve ser observado que o sistema de computação 60 pode também apresentar a visualização através de outros elementos tangíveis, como papel (por exemplo, através de impressão) e similares.

[0033] No sentido do supracitado, as presentes técnicas descritas no presente documento também podem ser realizadas com o uso de um supercomputador que emprega múltiplos sistemas de computação 60, um sistema de computação em nuvem ou similares para distribuir os processos a serem realizados através de múltiplos sistemas de computação. Nesse caso, cada sistema de computação 60 que opera como parte de um supercomputador pode não incluir cada componente listado como parte do sistema de computação 60. Por exemplo, cada sistema de computação 60 pode não incluir o componente de visor 72 uma vez que múltiplos componentes de visor 72 possam não ser úteis para um supercomputador projetado para processar continuamente dados sísmicos.

[0034] Após realizar vários tipos de processamento de dados sísmicos, o sistema de computação 60 pode armazenar os resultados da análise em uma ou mais bases de dados 74. As bases de dados 74 podem ser comunicativamente acopladas a uma rede que pode transmitir e receber dados para e a partir do sistema de computação 60 através do componente de comunicação 62. Além disso, as bases de dados 74 podem armazenar informações a respeito da região de subsuperfície 26, como sismogramas anteriores, dados de amostra geológica,

imagens sísmicas e similares a respeito da região de subsuperfície 26.

[0035] Embora os componentes descritos acima tenham sido discutidos em relação ao sistema de computação 60, deve ser observado que componentes similares podem constituir o sistema de computação 60. Além disso, o sistema de computação 60 também pode ser parte do sistema de levantamento marinho 22 ou do sistema de levantamento terrestre 38, e, assim, podem monitorar e controlar certas operações das fontes 32 ou 40, dos receptores 36, 44, 46, e similares. Adicionalmente, deve ser observado que os componentes listados são fornecidos como exemplo de componentes e as modalidades descritas no presente documento não devem ser limitadas aos componentes descritos em referência à Figura

4.

[0036] Em algumas modalidades, o sistema de computação 60 pode gerar uma representação bidimensional ou uma representação tridimensional da região de subsuperfície 26 com base nos dados sísmicos recebidos através dos receptores mencionados acima. Adicionalmente, os dados sísmicos associados a múltiplas combinações de fonte/receptor podem ser combinados para criar um perfil quase contínuo da região de subsuperfície 26 que pode se estender por alguma distância. Em um levantamento sísmico bidimensional (2-D), os locais de receptor podem ser colocados ao longo de uma única linha, enquanto que em um levantamento tridimensional (3-D), os locais de receptor podem ser distribuídos através da superfície em um padrão de grade. Como tal, um levantamento sísmico 2-D pode fornecer uma representação gráfica em seção transversal (fatia vertical) das camadas da

Terra, tendo em vista que existem diretamente abaixo dos locais de registro. Um levantamento sísmico 3-D, por outro lado, pode criar um “cubo” ou volume de dados que podem corresponder a uma figuração 3-D da região subsuperficial

26.

[0037] Além disso, um levantamento sísmico 4-D (ou intervalos de tempo) pode incluir dados sísmicos adquiridos durante um levantamento 3-D em múltiplos tempos. Com o uso das diferentes imagens sísmicas adquiridas em diferentes tempos, o sistema de computação 60 pode comparar as duas imagens para identificar alterações na região de subsuperfície 26.

[0038] Em qualquer caso, um levantamento sísmico pode ser composto de um número muito grande de registros ou traços sísmicos individuais. Como tal, o sistema de computação 60 pode ser empregado para analisar os dados sísmicos adquiridos para obter uma imagem representativa da região de subsuperfície 26 e para determinar locais e propriedades de depósitos de hidrocarboneto. Para essa finalidade, uma variedade de algoritmos de processamento de dados sísmicos pode ser usada para remover ruído dos dados sísmicos adquiridos, migrar os dados sísmicos pré-processados, identificar desvios entre múltiplas imagens sísmicas, alinhar múltiplas imagens sísmicas e similares.

[0039] Após o sistema de computação 60 analisar os dados sísmicos adquiridos, os resultados da análise de dados sísmicos (por exemplo, sismograma, imagens sísmicas, mapa de formações geológicas, etc.) podem ser usados para realizar várias operações dentro das indústrias de exploração e produção de hidrocarboneto. Por exemplo, como descrito acima, os dados sísmicos adquiridos podem ser usados para realizar o método 10 da Figura 1 que detalha vários processos que podem ser efetuados com base na análise dos dados sísmicos adquiridos.

[0040] Como discutido acima, o sistema de computação 60 pode ser empregado para analisar os dados sísmicos adquiridos com base nas formas de onda sísmicas 52 refletidas para obter uma imagem representativa da região de subsuperfície 26 e para determinar localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto. A Figura 5 mostra uma imagem 78 (por exemplo, um modelo de velocidade) de uma região (por exemplo, região de subsuperfície 26) que foi gerada ao renderizar uma imagem sísmica com uma velocidade sísmica que é gerada por Inversão de Forma de Onda Total (FWI). O processamento de dados sísmicos de FWI opera, em geral, para criar uma estimativa de modelo (velocidade) de subsuperfície através da minimização de diferenças entre dados sísmicos adquiridos e dados sísmicos simulados (isto é, modelados). Para facilitar a discussão da imagem 78, a Figura 5 inclui dois eixos geométricos 80 e 82 que representam uma profundidade e uma distância ao longo de uma superfície (por exemplo, uma distância ao longo de uma superfície do leito marinho 28 ou uma superfície 42 da Terra), respectivamente. A imagem 78 inclui um sombreamento variado que é indicativo de uma velocidade das ondas sísmicas que se desloca através de uma região de subsuperfície: a região sombreada mais escura 79 que representa uma velocidade relativamente lenta das formas de onda sísmicas e a região sombreada mais clara 81 que representa uma velocidade mais rápida das formas de onda sísmicas. Por exemplo, ao se mover ao longo da linha 84 a partir do lado de topo 86 da imagem 78 para o lado de fundo 88 da imagem 78, o sombreamento da imagem se torna, em geral, mais claro. Como tal, a velocidade das ondas sísmicas mais profundas na região de subsuperfície (por exemplo, mais abaixo na imagem 78 ao longo do eixo geométrico 80 da região sombreada mais escura 79 para a região sombreada mais clara 81) tende a aumentar.

[0041] A velocidade de ondas sísmicas que aumenta, em geral, em profundidades crescentes pode se referir ao aumento de pressão em profundidades maiores em uma região de subsuperfície. Adicionalmente, a velocidade das ondas sísmicas pode variar com base na composição (por exemplo, rocha, xisto, areia, porosidade de rocha, presença de líquidos e presença de gás) da formação geológica da região de subsuperfície. Como tal, a velocidade variada das ondas sísmicas é indicativa do tipo de formação e pode ser usada para determinar a localização de depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, quando a velocidade das ondas sísmicas diminui, em vez de aumentar).

[0042] Com referência novamente à Figura 5, a imagem 78 inclui múltiplas regiões 90a, 90b, 90c e 90d que são possíveis localizações de depósitos de hidrocarboneto. Especificamente, a velocidade das ondas sísmicas diminui nas regiões 90a, 90b, 90c e 90d. Algumas das regiões de depósitos de hidrocarboneto são mais evidentes que outras (por exemplo, a magnitude de diminuição da velocidade de onda sísmica é maior). Além disso, as regiões 90a, 90b, 90c e 90d podem criar um efeito de “sombra” (por exemplo, região de mascaramento 92) com base na alteração na velocidade de onda sísmica e atenuação sísmica que pode mascarar regiões 90 que podem existir abaixo das regiões 90a, 90b, 90c e 90d, e impedir que as regiões 90 adicionais de depósitos de hidrocarboneto sejam localizadas. Adicionalmente, conforme discutido no presente documento, a sensibilidade da velocidade pode diminuir com o aumento de profundidade (por exemplo, devido a alterações na composição da formação).

[0043] A presente revelação é direcionada a técnicas para identificar depósitos de hidrocarboneto com sensibilidade aumentada em profundidades maiores contidos no interior de uma região de subsuperfície. Conforme discutido acima, a imagem 78 foi gerada com base no modelo de velocidade de FWI; entretanto, a imagem 78 e, mais especificamente, a análise, pode não ser eficaz na revelação de depósitos de hidrocarboneto profundos no interior de uma região de subsuperfície e/ou depósitos de hidrocarboneto que se encontram, em particular, em tipos de formação, por exemplo. Em algumas modalidades, um modelo de atributo pode ser gerado com o uso de uma combinação de um primeiro modelo de velocidade (por exemplo, o modelo de velocidade de FWI ou velocidade de FWI a título de brevidade) e um atributo físico (por exemplo, propriedades indicativas da formação geológica na região de subsuperfície 26) de uma área que circunda a região de subsuperfície. Por exemplo, a velocidade de FWI pode ser escrita como uma média (por exemplo, média aritmética, média harmônica, média geométrica e similares) de múltiplos parâmetros físicos, como a velocidade das diferentes formações rochosas e/ou velocidade de rochas incluindo diferentes fluidos. Os parâmetros podem ser obtidos a partir de quaisquer métodos adequados, como a partir de uma ferramenta de fundo de poço em um poço. Deve ser entendido que as técnicas de como a velocidade sísmica é derivada são limitadas. Ou seja, a velocidade sísmica derivada de velocidade de FWI ou qualquer outro método pode ser aplicado nas técnicas.

[0044] Como um exemplo não limitante, a velocidade de FWI pode ser expressa como uma média geométrica da velocidade de rochas preenchidas com salmoura, Vsalmoura, e uma velocidade de rochas preenchidas com hidrocarboneto, Vhc, e cada velocidade (por exemplo, atributo físico) é ponderada com um termo de saturação com base em velocidade, SV: = ( ) ( )

[0045] Entretanto, deve ser observado que outros métodos de ponderação diferentes de média geométrica de Vsalmoura e Vhc descritos acima, por exemplo, média aritmética, média harmônica ou similares ou qualquer equação que pode ajustar a velocidade de sedimento como uma função de Vsalmoura, Vhc e saturação de hidrocarboneto podem ser utilizados. Em algumas modalidades, Vsalmoura e Vhc podem ser valores unidimensionais de registros de poço (por exemplo, velocidade como uma função de profundidade). Em outras modalidades, cada velocidade pode ser determinada com base em uma extrapolação ou interpolação de uma tendência observada ou determinada a partir de métodos adequados (por exemplo, dados de registro de poço). Em outras modalidades, Vsalmoura e Vhc podem ser 2D e/ou 3D, o que pode aprimorar adicionalmente a precisão da técnica presentemente descrita.

[0046] No exemplo, a equação pode ser redisposta para solucionar SV: = log /

[0047] Deve ser observado por um elemento de habilidade comum na técnica que, embora a definição física de saturação de hidrocarboneto possa ser diferente de SV, a SV de atributo pode se correlacionar diretamente com a saturação e calibrar o efeito de diferentes fluidos (por exemplo, água, salmoura, hidrocarboneto, gás) na velocidade de onda sísmica na maior parte das profundidades. Como tal, as presentes técnicas podem ser aplicadas à exploração próxima à infraestrutura existente. Além disso, a utilização de SV pode permitir modelos de velocidade que ilustram melhor hidrocarbonetos em profundidades de reservatório aumentadas, uma vez que, comumente, os efeitos de hidrocarbonetos no modelo de velocidade sísmica são sutis à medida que a profundidade de reservatório aumenta. Dessa maneira, a utilização de SV opera como uma calibração ou ajuste do modelo de velocidade sísmica de modo que a SV (por exemplo, um atributo relacionado à saturação de hidrocarboneto) seja criada com um modelo de velocidade sísmica e dados de registro de poço para destacar áreas (por exemplo, regiões 90a, 90b, 90c, 90d e 90e da Figura 6 discutida abaixo) quando a velocidade é influenciada por hidrocarbonetos.

[0048] Embora a equação de SV acima tenha como base Vsalmoura e Vhc, deve ser observado que as velocidades usadas dependem das formações geológicas que são estudadas. Adicionalmente, pode ser vantajoso gerar uma imagem de renderização com base na equação de SV para certas profundidades no interior de uma região de subsuperfície. Como tal, pode ser determinado um limite de profundidade que é mais adequado para usar a equação de SV para gerar uma imagem de renderização. Adicionalmente, em algumas modalidades, um modelo de atenuação sísmica ou modelo de velocidade de onda de cisalhamento pode ser gerado com base no modelo de atributo.

[0049] A Figura 6 mostra uma imagem 94 que é gerada com o uso do termo SV com base na imagem 78 mostrada na Figura 5 de acordo com a presente revelação. Ou seja, a imagem 94 mostra a mesma região de subsuperfície 26 como imagem 78. As sombras escuras indicam um valor de SV baixo que é indicativo de pouco a nenhum hidrocarboneto presente, enquanto as regiões mais claras são indicativas de hidrocarbonetos. Por exemplo, a imagem 94 ilustra as mesmas quatro regiões 90a, 90b, 90c e 90d da Figura 5 e essas regiões 90a, 90b, 90c e 90d na Figura 6 são indicativas de depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, regiões contendo hidrocarbonetos). Como anteriormente observado, as regiões 90a, 90b, 90c e 90d correspondem às regiões mostradas na imagem 78 (por exemplo, como mostrado na Figura 5), entretanto as regiões 90a, 90b, 90c e 90d na Figura 6 são evidentes (isto é, as visualizações das regiões contendo hidrocarbonetos mais prontamente evidentes na imagem 94 em relação à imagem 78). Adicionalmente, uma região adicional 90e é ilustrada na imagem 94, embora essa região 90e se sobreponha a uma região de mascaramento 92 (por exemplo, como mostrado na Figura 5).

[0050] Em algumas modalidades, o sistema de computação 60 pode fornecer uma indicação das regiões 90a, 90b, 90c, 90d e 90e. Por exemplo, o sistema de computação 60 pode determinar um subconjunto da imagem 94 que inclui pixels que têm valores indicativos da presença de hidrocarbonetos que estão acima de um limite. Como tal, o sistema de computação 60 pode fornecer uma indicação da região da subsuperfície 26 que é provável de ter hidrocarbonetos e fornece uma posição (por exemplo, coordenadas ou uma área relativa) das regiões 90a, 90b, 90c, 90d e 90e que contêm os depósitos de hidrocarboneto e/ou (em alguns casos) riscos de perfuração de subsuperfície. Em outras modalidades, a imagem gerada de acordo com as presentes técnicas (por exemplo, imagem 94) pode ser exibida através do visor 72 do sistema de computação 60, facilitando, assim, localizar as regiões 90a, 90b, 90c, 90d e 90e por um usuário do sistema de computação 60.

[0051] Em algumas modalidades, a imagem 94 pode ser gerada em conjunto com um esquema de processamento sísmico como, por exemplo, o método 98 ilustrado na Figura 7. Como ilustrado, o método 98 inclui uma sequência de processamento sísmico que inclui a coleção de dados sísmicos na etapa 100, edição dos dados sísmicos na etapa 102, processamento inicial na etapa 104, e processamento de sinal, condicionamento, construção de modelo de velocidade (como definição de um modelo de atenuação, um modelo de velocidade de onda de cisalhamento, etc.) e imageamento (que pode, por exemplo, incluir a produção de seções ou volumes imageados) na etapa 106 antes de qualquer interpretação dos dados sísmicos, qualquer melhoramento de imagem adicional consistente com os objetivos de exploração desejados, geração de atributos a partir dos dados sísmicos processados, reinterpretação dos dados sísmicos quando necessário e determinação e/ou geração de uma perspectiva de perfuração ou outras aplicações de levantamento sísmico. Como um resultado do método de processamento 98, a localização de hidrocarbonetos no interior de uma região de subsuperfície 26 (por exemplo, nas regiões 90a, 90b, 90c, 90d e 90e) pode ser identificada. A localização desses hidrocarbonetos contidos em depósitos de hidrocarboneto pode ter como base um modelo de velocidade de FWI modificado ou, de outro modo, calibrado. Como anteriormente discutido, uma modalidade da presente revelação se refere à produção de um modelo de atributo (inclusive de SV) com base em um modelo de velocidade sísmica em combinação com um atributo físico associado à região de subsuperfície 26. Em uma modalidade, os atributos físicos são velocidades de formas de onda sísmicas através de diferentes formações geológicas, como areia, xisto, rocha preenchida com salmoura e/ou rocha preenchida com hidrocarboneto que são determinadas por outros métodos adequados (por exemplo, de um registro de poço). Com base nas diferentes formações geológicas presentes, assim como na composição das formações geológicas presentes, o modelo de velocidade pode ser expresso como uma média de cada velocidade determinada para uma formação geológica. Adicionalmente, a cada velocidade determinada para uma formação geológica é dado um peso que é proporcional a uma saturação com base em velocidade, SV, que pode ser determinada pelas velocidades determinadas e pelo modelo de velocidade sísmica. Como tal, o modelo de atributo pode aprimorar a detecção de hidrocarbonetos, por exemplo, em profundidades maiores no interior de uma região de subsuperfície. Adicionalmente, as modalidades descritas acima também podem ser usadas para gerar previsão de pressão de sobrecarga complexa ao usar velocidade sísmica em ambientes terrestres ou marinhos, o que pode facilitar a detecção de hidrocarboneto assim como riscos subterrâneos.

[0052] As modalidades específicas descritas acima foram mostradas a título de exemplo, e deve ficar entendido que essas modalidades podem ser suscetíveis a várias modificações e formas alternativas. Deve ser adicionalmente entendido que as reivindicações não são destinadas a serem limitadas às formas particulares reveladas, mas, em vez disso, destinadas a abranger todas as modificações, equivalentes e alternativas que se encontram no interior do espírito e escopo dessa revelação.

[0053] As técnicas apresentadas e reivindicadas no presente documento são referenciadas e aplicadas em exemplos concretos e objetivos de material de uma natureza prática que aprimora de maneira demonstrativa o presente campo da técnica e, como tal, não são abstratas, intangíveis ou puramente teóricas. Ademais, se quaisquer reivindicações anexas ao fim deste relatório descritivo contiverem um ou mais elementos projetados como “meios para [realizar][uma função]…” ou “etapa para [realizar] [uma função]…”, pretende-se que tais elementos sejam incorporados dispostas no Título 35 do U.S.C. 112(f). Entretanto, para quaisquer reivindicações que contêm os elementos designados de qualquer outra maneira, entende-se que tais elementos não devem ser interpretados de acordo com 35 U.S.C. 112(f).

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método caracterizado por compreender: gerar um modelo de velocidade com base em formas de onda sísmicas através de um construtor de modelo de velocidade; receber dados representativos de uma medição de um atributo físico de uma área que circunda um ou mais poços; gerar um modelo de atributo com base no modelo de velocidade e nos dados; e renderizar uma imagem com base no modelo de atributo para uso com exploração sísmica acima de uma região de uma subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo características estruturais ou estratigráficas que conduzem a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados compreendem uma velocidade de sedimento de uma formação na região da subsuperfície preenchida com salmoura.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por compreender gerar a velocidade de sedimento da formação na região da subsuperfície preenchida com salmoura com base nos dados de registro dos um ou mais poços.

4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os dados compreendem uma velocidade de sedimento da formação na região da subsuperfície preenchida com os hidrocarbonetos.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4,

caracterizado por compreender gerar a velocidade de sedimento da formação na região da subsuperfície preenchida com os hidrocarbonetos com base nos dados de registro do poço.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender utilizar Inversão de Forma de Onda Total em conjunto com o construtor de modelo de velocidade.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender utilizar tomografia em conjunto com o construtor de modelo de velocidade.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo de atributo se correlaciona diretamente à saturação de fluido de uma formação na região da subsuperfície.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo de atributo compreende o modelo de velocidade calibrado para refletir um impacto de saturação de fluido de uma formação na região da subsuperfície em valores do modelo de velocidade.

10. Dispositivo caracterizado por compreender: um processador configurado para: gerar um modelo de velocidade com base em formas de onda sísmicas através de um construtor de modelo de velocidade sísmica que utiliza inversão de forma de onda total ou tomografia; receber os primeiros dados representativos de uma medição de um primeiro atributo físico de uma área que circunda um poço e os segundos dados representativos de uma medição de um segundo atributo físico de uma área que circunda um poço; determinar um fator de calibração com base no modelo de velocidade, nos primeiros dados e nos segundos dados; e gerar uma imagem com base no fator de calibração para uso com exploração sísmica acima de uma região de uma subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo características estruturais ou estratigráficas que conduzem a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

11. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os primeiros dados compreendem uma velocidade de sedimento de uma formação na região da subsuperfície preenchida com salmoura.

12. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os segundos dados compreendem uma velocidade de sedimento da formação na região da subsuperfície preenchida com os hidrocarbonetos.

13. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para aplicar um primeiro valor ponderado aos primeiros dados para gerar os primeiros dados ponderados e aplicar um segundo valor de ponderação aos segundos dados para gerar os segundos dados ponderados.

14. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para equiparar uma velocidade do modelo de velocidade aos primeiros dados ponderados e aos segundos dados ponderados.

15. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para determinar o fator de calibração como um termo no primeiro valor de ponderação e um termo no segundo valor de ponderação como derivados através da equiparação da velocidade do modelo de velocidade com os primeiros dados ponderados e com os segundos dados ponderados.

16. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o fator de calibração se correlaciona diretamente à saturação de fluido de uma formação na região da subsuperfície.

17. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o fator de calibração reflete um impacto de saturação de fluido de uma formação na região da subsuperfície nos valores do modelo de velocidade.

18. Um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios tangíveis caracterizados por compreenderem instruções configuradas para fazer com que um processador: derive um modelo de velocidade com base em formas de onda sísmicas através de um construtor de modelo sísmico; receber dados representativos de uma medição de um atributo físico de uma área que circunda um poço; gerar um modelo de atributo com base no modelo de velocidade e nos dados; e renderizar uma imagem sísmica com base no modelo de atributo representativo de hidrocarbonetos em uma região de subsuperfície da Terra.

19. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 18, caracterizados pelo fato de que a indicação compreende uma posição dos hidrocarbonetos na região de subsuperfície da Terra.

20. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 18, caracterizados por compreenderem instruções configuradas para fazer com que um processador transmita a indicação para exibição em um visor.