BRPI0611627A2 - método implementado por computador para determinar parámetros de tipo de rocha e fluido de uma região de sub-superfìcie a partir de dados de reflexão sìsmicos medidos e método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região subterránea - Google Patents
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Abstract
MéTODO IMIPLEMENTADO POR COMPUTADOR PARA DETERMINAR PARáMETROS DE TIPO DE ROCHA E FLUIDO DE UMA REGIãO DE SUB-SUPERFìCIE A PARTIR DE DADOS DE REFLEXãO SìSMICOS MEDIDOS E MéTODO PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA REGIãO SUBTERRáNEA Método para obter parâmetros de rocha tais como porosidade e v-xisto diretamente de inversão de dados sísmicos correspondendo a um único local de rastro. Este método é distinto de métodos existentes que obtêm propriedades elásticas de inversão de dados sísmicos, então relacionam o parâmetros elásticos a parâmetros de litologia de rocha tais como porosidade ou v-xisto porque é realizado em uma etapa, pode incorporar anisotropia e não requer múltiplos locais de rastro para estabilidade. Os dados são separados em pilhas parciais, e um 'wavelet' é especificado para cada pilha. Um conjunto de equações linearizadas é construído que relaciona refletividade sísmica a mudanças em parâmetros elásticos, e outro conjunto de equações linearizadas é construído relacionando as mudanças em parâmetros elásticos aos parâmetros litológicos. As equações de refletividade linearizadas são combinadas com as equações fisicas de rocha linearizadas, convolvidas com os wavelets' especificados, e comparada aos dados sísmicos. As equações de matriz resultantes são então invertidas e uma solução é obtida para todos os deslocamentos simultaneamente.
Description
"METODO IMPLEMENTADO POR COMPUTADOR PARADETERMINAR PARÂMETROS DE TIPO DE ROCHA E FLUIDO DEUMA REGIÃO DE SUB-SUPERFÍCIE A PARTIR DE DADOS DEREFLEXÃO SÍSMICOS MEDIDOS E MÉTODO PARA PRODUZIRHIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA REGIÃO SUBTERRÂNEA"
Este pedido reivindica o benefício de Pedido Provisório US N060/694.069, depositado em 24 de junho de 2005.
CAMPO DA INVENÇÃO
Esta invenção relaciona-se geralmente ao campo deprospecção geofísica e, mais particularmente, à inversão de litologia emétodos para predizer volume de areia (ou xisto) e porosidade em rochas desub-superfície de dados sísmicos.
FUNDAMENTO DA INVENÇÃO
Para determinar reservas de petróleo, construir modelosgeológicos e desenvolver planos de depleção ótima, é útil conhecer adistribuição de areia e xisto ao longo do reservatório como também aporosidade associada dessas rochas. Hidrocarbonetos (por exemplo, petróleoou gás) que estão localizados em areia que é de baixa porosidade ouconectada pobremente são muito mais difíceis de drenar do que areiasmaciças de porosidade mais alta. Enviando ondas acústicas pela sub-superfície e então registrando as ondas refletidas que são retornadas, épossível obter uma imagem da estrutura da sub-superfície chamada arefletividade sísmica. Como parte do processamento de dados, os perfis derefletividade são organizados freqüentemente para formar linhas espaçadasregularmente em duas direções ortogonais que juntas incluem um volumetridimensional da terra. Um sistema de equações matemáticas pode serconstruído que relaciona a amplitude da resposta sísmica à estrutura intrínsecadas rochas que estão refletindo as ondas. Métodos de inversão podem entãoser usados para resolver todas estas equações simultaneamente. (Inversão équalquer processo por meio do qual uma quantidade y conhecida a dependerde uma ou mais variáveis x, os valores de χ correspondendo a valoresmedidos de y são deduzidos). Métodos de inversão atuais obtêm impedânciasou outros atributos de dados sísmicos, mas nenhum obtém diretamenteporosidade e volume de xisto (v-xisto) ou estimativas de conteúdo de argila.
Xisto ou argila atua como uma barreira a fluxo de hidrocarbonetos, e seusespaços de poro estão tipicamente cheios com água em lugar dehidrocarbonetos. Até mesmo quando seus espaços de poro contémhidrocarbonetos, é muito difícil extrair tal petróleo. O que não é xisto ouargila nos sistemas de deposição 'siliciclastic' geralmente é areia. Assim,identificar as areias e a quantidade de conectividade entre regiões de areia éum requisito principal para produção de reservatório eficiente.
As amplitudes de ondas sísmicas refletidas que viajaram pelasub-superfície estão relacionadas a mudanças nos parâmetros elásticos (taiscomo impedâncias P e S, velocidades de onda PeS e/ou densidade) dasrochas entre uma camada e a próxima, como também o ângulo de incidênciacom o qual a onda incidiu no limite. Conseqüentemente, mudanças emamplitude como uma função de deslocamento de receptor (AVO) podem serusadas para deduzir informação sobre estas propriedades elásticas. Para tirarproveito deste fenômeno, subconjuntos de dados de reflexão sísmicoscorrespondendo a deslocamentos particulares (ou ângulos) ou pequenosgrupos de deslocamentos (ou ângulos) podem ser processados no que sãochamadas pilhas de ângulo. ("Deslocamento" é a distância entre um receptor ea fonte sísmica.)
Um método geralmente usado para determinar v-xisto (isto é,conteúdo de barro) e porosidade de dados de reflexão sísmicos (ou atributosdos dados sísmicos) é inverter pilhas de ângulo para obter propriedadeselásticas (tais como impedâncias P e S, velocidades de onda P e S, e/oudensidade) e então procurar relações entre esses parâmetros invertidos e osparâmetros atuais de interesse (isto é, parâmetros litológicos tal como aporosidade da rocha e se é uma areia ou um xisto). Este é um processo deduas etapas e tem a desvantagem que a refletividade sísmica está relacionadamatematicamente às propriedades elásticas em lugar de os parâmetros atuaisde interesse. Manuais com os detalhes matemáticos de AVO incluem Aki eRichards, "Quantitative Seismology", W. H. Freeman e Co, (1980) e Castagnae Backus, "Offset-dependent reflectivity-theory and practice of AVOanalysis", Sociedade Geofísicos de Exploração (1993). Detalhes de comoexecutar inversão elástica estão contidos em muitos documentos, incluindo D.Cooke e W. Schneider, "Generalized linear inversion of reflection seismicdata", Geophysics 48, 665-676, (1983); e J. Helgesen e M. Landro,"Estimation of elastic parameters from AVO effects in the Tau-P Domain",Geophysical Prospecting 41, 341-355, (1993); e J. Simmons e M. Backus,"Waveform-based AVO inversion and AVO prediction-error", Geophysics 61, 1575-1588, (1996). Outras publicações descrevem métodos de relacionarparâmetros elásticos obtidos em inversão elástica aos parâmetros litológicosde interesse, por exemplo, G. Lortzer e Berkhout, "An integrated approach tolithologic inversion - Part I: Theory", Geophysics 57, 233-244 (1992).Algumas publicações discutem ambos os pedaços juntos - inversão elásticaseguida por algum tipo de inversão de litologia ou transformação, porexemplo, Pana, et ai., "An integrated target-oriented prestack elasticwaveform inversion", Geophysics 59, 1392-1404 (1994); Martinez, et al.,"Complex Reservoir Characterization by Multiparameter Constrainedinversion", Reservoir Geophysics, ed. por Sheriff, 224-234, (1992); J. Brae, etal., "Inversion with a priori information: an approach to integratedstratigraphic interpretation", Reservoir Geophysics, ed. Sheriff, ρ 251-258,(1992); e M. Landro e A. Buland, "Objective-oriented AVO inversion of datafrom Valhall and Hod fields", The Leading Edge, 855-861 (1995). Porém,nenhum destes documentos propõe inverter as pilhas de ângulo de dados dereflexão sísmicos diretamente para os parâmetros de composição de interesse.
Técnicas de AVO também foram o assunto de várias patentesanteriores. Patente U.S. 5.583.825 para Carrazone, et al. provê váriasreferências de literatura e discute muitas destas patentes anteriores. Todasessas envolvem predições das refletividades de onda P e onda S de dados depilha completos em lugar de pilhas de ângulo. Patente U.S. 6.665.615 paraVan Riel et al. descreve inversão conjunta de pilhas de ângulo para obterparâmetros elásticos (por exemplo, impedância P, impedância S, velocidadede onda P, velocidade de onda S5 e densidade) com um método que requer inverter simultaneamente múltiplos deslocamentos de múltiplos locais derastro a fim de estabilizar o resultado. Nessa mesma patente, eles sugeremtambém a possibilidade de inverter parâmetros de composição (por exemplo,porosidade e v-xisto) de dados sísmicos usando pilhas de ângulos, porém, osinventores não descrevem como tal inversão seria construídamatematicamente e realizada com êxito.
Outra classe de métodos para predizer conteúdo de argila eporosidade de dados sísmicos usa reconhecimento padrão, freqüentementeimplementado com redes neurais, para relacionar mudanças em amplitudecomo uma função de deslocamento de receptor com mudanças em litologia ouporosidade na sub-superfície como descrito em, por exemplo, Hampson, etal., "Use of multi-attribute transforms to predict Iog properties from seismicdata", Geophysics 66, 220-236 (2001). Estes métodos usam um conjunto detreinamento para identificar padrões entre os dados de poço e sísmicos e entãoclassificam o resto do conjunto de dados sísmicos de acordo com os padrõesobservados no conjunto de treinamento. Conseqüentemente, o conjunto detreinamento precisa conter um conjunto de relações que atravessam a gamainteira de possíveis relações que poderiam ser achadas no reservatório (isto é,o conjunto de treinamento requer exemplos de poços que penetraram emseções diferentes do reservatório a fim de treinar a rede competentemente).Em regiões de poço controle limitado, as relações derivadas desta maneiranão podem ser usadas com confiança. Com poço controle suficiente, redesneurais probabilísticas podem ser interpoladores muito bons (emboraextrapoladores geralmente terríveis). Em regiões de poço controle limitado,elas são interpoladores incertos e extrapoladores piores.
Um método é precisado para obter porosidade e estimativas dev-xisto diretamente de inversão de dados sísmicos. Para reduzir complexidadecomputacional, o método deveria ser aplicável a múltiplos deslocamentos emum único local de rastro. Tal método ofereceria redução de custo significantesobre métodos existentes, e proveria predições de litologia mais precisas quedeveriam reduzir o número de furos secos perfurados e melhoraria colocaçãode poço. A presente invenção satisfaz esta necessidade.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Em uma concretização, a invenção é um métodoimplementado por computador para determinar parâmetros de tipo de rocha efluido (por exemplo, porosidade e fração de volume de xisto) de uma regiãode sub-superfície diretamente de dados de reflexão sísmicos medidos em umúnico local de rastro, dito método incluindo: (a) pré-processar os dados dereflexão medidos em uma pluralidade de pilhas parciais; (b) especificar um'wavelet' para cada uma das pilhas; (c) construir um conjunto linearizado deequações de refletividade que relacionam refletividade sísmica a mudançasem parâmetros elásticos (por exemplo, impedâncias acústicas P e S,velocidades de onda P e S, e densidade) de dita região de sub-superfície; (d)construir um conjunto linearizado de equações de física de rocha querelacionam mudanças nos parâmetros elásticos para os parâmetros de tipo derocha e fluido; (e) combinar as equações de refletividade linearizadas com asequações de física de rocha linearizadas; (f) formar equações de matrizconvolvendo os 'wavelets' especificados com o conjunto combinado deequações e comparar aos dados medidos; e (g) inverter as equações de matrizpara resolver através de métodos numéricos para ditos parâmetros de tipo derocha e fluido, dita solução sendo para todos os deslocamentossimultaneamente em um único local de rastro.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
A presente invenção e suas vantagens serão entendidas melhorse referindo à descrição detalhada seguinte e aos desenhos anexos, em que:
Figura 1 é um fluxograma de etapas básicas em algumasconcretizações do presente método inventivo; e
Figura 2 mostra um canal de areia se estendendo por umvolume de dados de v-xisto que foi deduzido por uso do presente métodoinventivo.
A invenção será descrita com relação a suas concretizaçõespreferidas. Porém, à extensão que a descrição seguinte é específica a umaconcretização particular ou um uso particular da invenção, isto é pretendidosó ser ilustrativo, e não é para ser interpretado como limitando a extensão dainvenção. Pelo contrário, é pretendido cobrir todas as alternativas,modificações e equivalentes que podem ser incluídos dentro do espírito eextensão da invenção, como definida pelas reivindicações anexas.
DESCRIÇÃO DETALHADA DE CONCRETIZAÇÕES PREFERIDAS
A presente invenção é um método para deduzir o conteúdo deargila e porosidade de um reservatório diretamente dos dados de reflexãosísmicos resolvendo um sistema de equações que relaciona as mudanças emamplitude sísmica como uma função de deslocamento (AVO) para osparâmetros litológicos de interesse, v-xisto e porosidade. (O termo "v-xisto"será entendido aqui significar fração de volume de xisto). Esta inversão deuma etapa tem várias vantagens preditivas sobre abordagens de duas etapasque precisam achar parâmetros elásticos como uma etapa intermediária.
Primeiro, porque a inversão é constrangida para obter os parâmetros deinteresse em lugar de obter parâmetros intermediários, o ajuste final para osdados é sempre igual e geralmente melhor do que qualquer resultado quepossa ser obtido com uma série de inversões, a menos que uma ou maisdessas inversões seja não linear. Segundo, o modelo de partida para a inversãoé baseado nos parâmetros de interesse (tais como as tendências de xisto eporosidade gerais da terra) e portanto é provável ser mais preciso que algunsparâmetros intermediários (tais como a velocidade e estrutura de densidade)que são menos bem compreendidos. Terceiro, a habilidade para incorporarfacilmente termos anisotrópicos desta maneira de uma etapa é muito útilcomo muitas partes de crosta da terra exibem comportamento anisotrópico.
Porque a invenção trabalha mais efetivamente explorandomudanças em AVO, os dados de reflexão sísmicos são preferivelmenteorganizados em pilhas de ângulo parciais, cada pilha de ângulo parcialconsistindo em dados de reflexão para uma gama limitada de ângulos deincidência de sub-superfície. Tipicamente, a gama de ângulos abrangida emtais pilhas é escolhida ser estreita bastante assim para minimizar a variaçãoem mudança do coeficiente de reflexão enquanto ao mesmo tempo escolhidapara ser larga bastante assim para aumentar a relação de sinal para ruído parao empilhamento. As dobras de deslocamento originais também podem serusadas com a presente invenção mapeando os deslocamentos em ângulosatravés de traçado pela função de velocidade usada no processamento dedados. Tipicamente, os dados são processados para aumentar a PP(refletividade de onda P para onda P), e este é o modo que é usado paraextrair os parâmetros de litologia e porosidade. Porém, dados convertidos (Pabaixo e S acima ou vice-versa), SS (onda S abaixo e acima) ou combinaçõesde dados de reflexão PP, SS, PS, e SP também podem ser usadas. No eventoque modo convertido ou dados de SS são usados, é preferível processar osdados em pilhas de ângulo e alinhar os horizontes refletores; porém, tambémé possível usar pilhas completas. Processar os dados sísmicos em pilhas émostrado como a etapa 10 no fluxograma da Figura 1. O problema éformulado tratando os dados sísmicos registrados como a convolução de um'wavelet' com a refletividade da terra:
'Wavelet' * refletividade = dados (1)
onde o operador '*' denota uma certa operação matemáticachamada convolução que pode ser descrita por:
<formula>formula see original document page 9</formula>
Um 'wavelet' deve ser estimado para cada pilha (Etapa 11).
Um método simples, assumindo que os dados foram processados paraconverter o 'wavelet' à fase zero, é computar o espectro de Fourier dos dados,fixar a fase igual a zero, tomar a transformada de Fourier inversa, e chamaresse o 'wavelet'. Este método assume que o espectro de refletividade da terra ébranco. Métodos mais sofisticados para deduzir 'wavelets' são descritos emmanuais tais como Seismic Data Processing (1987) por Oz Yilmaz ouApplied Geophysics por Sheriff e Geldart (1990). A refletividade como umafunção de ângulo (ou deslocamento de receptor) pode ser escrita (etapa 13)em termos de mudanças na velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S(Vs), e densidade (p) contrasta usando uma generalização da equação derefletividade de Aki & Richards (1980) derivada por R. H. Stolt e A. B.Weglein em "Migration and inversion of seismic data", Geophysics 50, 2458-2472,(1985):
<formula>formula see original document page 9</formula>
Os termos de velocidade quadrada média na equação sãopreferivelmente médias através das duas camadas em qualquer lado dainterface que é a superfície refletora. Alternativamente, alguém poderia usaras equações linearizadas de Shuey em Geophysics 50, 609-614 (1985), ondeas equações são reescritas com uma dependência da relação de Poisson,tomando a forma Ref(O) = A + B sen (Θ) + tan2C (0) e então desenvolvemum conjunto diferente de física de rocha equações linearizadas. Quandomodos de SS ou convertidos são usados, a expressão linearizada apropriadapara os coeficientes de reflexão SS, PS, e SP é substituída para equação (2) -veja Aki e Richards, "Quantitative Seismology" publicada por W. H. Freeman & Co. (1980) por exemplo. (O termo linearizado é usado aqui quando umarelação que pode não ser perfeitamente linear teoricamente é não obstanteaproximada por uma equação linear). A pessoa qualificado na arte podeconhecer outros modos para construir um conjunto de equações lineares querelacionam os dados sísmicos aos parâmetros elásticos VP, Vs e p. Porém, osparâmetros atuais de interesse são propriedades de rocha e assim outroconjunto de equações é requerido. Os parâmetros elásticos VP, Vs e ρ podemser relacionados (etapa 14) às propriedades de rocha de v-xisto (vsh) eporosidade (φ) por equações de física de rocha linearizadas da forma seguinte:
<formula>formula see original document page 10</formula>
Onde os coeficientes A, Β, e C são constantes que podem serderivados de regressão linear de dados de registro de poço ou aplicandorelações medidas no laboratório de amostras de rocha ou de modelos físicosde rocha simples, lineares ou linearizados. Relações físicas de rochadiferentes preferivelmente são derivadas para cada tipo fluido (gás, petróleo,água). Relações para fluidos diferentes podem ser geradas por substituição defluido se todos os fluidos não forem observados no poço ou medidos nolaboratório. Um volume separado contendo os contatos de fluido pode serusado quando a matriz é construída realmente para assegurar que o conjuntocorreto de relações físicas de rocha seja aplicado aos locais apropriadosdentro do volume.
Combinando as Eqs. (2) e (3) (etapa 17 da Figura 1) na Eq. (1)produz um conjunto de equações de matriz (etapa 18) que pode ser escritosimbolicamente como:<formula>formula see original document page 9</formula>
que pode ser reescrito em termos de uma única matriz "G":
<formula>formula see original document page 9</formula>
A matriz G contém as relações funcionais entre o que alguémdeseja saber (φ e vsh como uma função de tempo) e o que pode ser observado(as amplitudes sísmicas como uma função de deslocamento). Na Eq. (4), amatriz etiquetada 'Aki & Richards' representa Eq. (2) ou qualquer outroconjunto linearizado de equações que relacionam refletividade sísmica amudanças em parâmetros elásticos, com a matriz etiquetada "Derivado"contendo os operadores derivados parciais da Eq. (2) em seus elementosdiagonais com elementos fora de diagonal todos zeros. A matriz "Física deRocha" representa um conjunto linearizado de equações tais como Eqs. (3)que relaciona mudanças nos parâmetros elásticos aos parâmetros de modelo.
A matriz de coluna com elementos φ e vsh é o vetor que contém quaisquerparâmetros de modelo a serem resolvidos. Para propósitos ilustrativos, osparâmetros modelo são mostrados como sendo φ e vsh, mas poderiam incluirao invés outros parâmetros de tipo de fluido rocha tais como mudanças empressão de poro e saturação de água para o caso da aplicação da invenção adados sísmicos de tempo transcorrido (discutido abaixo). Em um exemplotípico, a matriz de coluna poderia ter vinte componentes, os primeiros dezsendo os valores de porosidade a dez profundidades diferentes (ou tempos deviagem), e os próximos dez componentes sendo os valores de v-xisto nosmesmos dez intervalos de profundidade. A matriz de dados consistiria nosdados de reflexão sísmicos medidos dessas mesmas dez profundidades adeslocamentos diferentes ou ângulos, mas de um único local de rastro. Assoluções para φ e vsh são então os valores calculados de porosidade e v-xistonas dez profundidades diferentes correspondendo ao local de rastro de dados.Se os dados fossem empilhados em 3 ângulos, então haveria uma pilha deângulo próximo, médio e longe. Neste exemplo, G é um arranjo de 20 χ 20 edados é uma matriz de coluna de 30 χ 1 cujos elementos são a amplitude5 sísmica a cada um dos dez intervalos de profundidade no local particular (x,y), os primeiros em dez correspondendo às amplitudes de pilha de ângulopróximo, os segundos dez correspondendo às amplitudes de pilha de ângulomédio e os últimos dez correspondendo às amplitudes de pilha de ângulolonge.
Eq. (4) é baseada na equivalência bem conhecida da operaçãode convolução como definida em forma integral sobre uma multiplicação determo por termo de duas vezes, repetindo isto depois de deslocar os termos deuma série uma amostra (uma unidade por vez), e continuando a deslocar erepetir até que as duas séries não tenham nenhum termo não zerocorrespondente, somando todos os resultados. O especialista qualificadoentenderá como construir a matriz de 'wavelet' na Eq. (4) de forma que amultiplicação de matriz indicada por Eq. (4) gere a soma de produtos recémdescrita.
Métodos de inversão padrão tais como são descritos em W.
Menke, "Geophysical Data Analysis: Discrete Inverse Theory" podem serusados (etapa 19) para inverter a matriz de G e obter uma "melhor suposição"para porosidade e v-xisto. A fim de melhorar a qualidade da solução, um"modelo de partida" a priori pode ser usado como um ponto de partida para ainversão (etapa 12). Este modelo não tem que ser complicado particularmente.
Pode ser baseado em tendências gerais de porosidade e xisto, como observadoem poços pertos, embora modelos de partida mais complicados também sejampermissíveis. O modelo seria de fato dois modelos, um para porosidade e ooutro para volume de xisto.
Adicionando Termos AnisotrópicosNo caso onde as rochas estão se comportandoanisotropicamente com um eixo vertical de simetria, Eq. (2) pode sersubstituída (etapa 15) com uma relação tal como a aproximação de Ruger paraa refletividade de onda P em meios transversalmente isotrópicos ("P-wavereflection coefficients for transversally isotropic models with vertical andhorizontal axes of symmetry", Geophysics 62, 713-722, (1997)).Generalizando esta equação de interfaces únicas para múltiplas de umamaneira semelhante à generalização isotrópica de Stolt & Weglein (1985),alguém pode obter:
<formula>formula see original document page 13</formula>
que é semelhante à Eq. (2) exceto que contém dois termosadicionais que servem para modificar a resposta de refletividade como umafunção de ângulo (deslocamento de receptor). Estes termos são baseados nosparâmetros de anisotropia δ e ε de L. Thomsen ("Weak Elastic Anisotropy",Geophysics 51, 1954-1966, (1986)), que descreve a resposta anisotrópicavertical próxima e a diferença entre as velocidades de onda P verticais ehorizontais, respectivamente. Nesta concretização anisotrópica particular dainvenção, que usa a aproximação de Ruger, a velocidade vertical é usada nostermos de logaritmo natural.
Se duas equações linearizadas adicionais forem derivadas paraa relação de física de rocha na mesma forma como a Eq. (3), mas com δ e εcomo os parâmetros de interesse, alguém obtém (etapa 16):
<formula>formula see original document page 13</formula>
(medições de registro de δ e ε não existem habitualmente,assim estimativas tais como essas que podem obtidas de medições delaboratório ou experiências de modelagem dianteira podem ser usadas),depois de que um conjunto de equações anisotrópicas semelhantes a Eq. (4)pode ser construído:
<formula>formula see original document page 14</formula>
e simplificada novamente para produzir um análogoanisotrópico a Eq. (5):
<formula>formula see original document page 14</formula>
que, novamente, pode ser resolvido usando técnicas deinversão padrão. O resultado final são os mesmos dois parâmetros de modelo,porosidade e v-xisto, mas mapeamento interno dentro da matriz G contémtermos anisotrópicos que melhor descrevem o comportamento de AVO que10 ocorre em regimes anisotrópicos. Em rochas anisotrópicas com sistemas desimetria mais complicados, seria possível considerar anisotropia, porexemplo, definindo um sistema de coordenadas que está alinhado com os trêseixos anisotrópicos (a direção de velocidade rápida, lenta e intermediária) eentão computando os pesos para essas três direções e então computando as15 pilhas em cada uma dessas três direções.
Alternativas de inversão
Em uma concretização da invenção, um formalismo demínimos quadrados amortecidos é usado para resolver o conjunto linearizadode equações. Isto envolve anexar uma matriz de amortecimento abaixo da20 matriz G, que é uma matriz diagonal de uns e anexar um vetor contendo apriori, modelos de partida para a porosidade e v-xisto para o fundo do vetorde dados. Estes modelos representam um ponto de partida para a inversão epodem ser derivados de estimativas de freqüência muito baixa (simples, compequeno detalhe) do que a porosidade de fundo e distribuição de v-xisto na25 terra é provável ser. A matriz de amortecimento e porção associada do vetorde dados são multiplicadas por coeficientes (a e β) que são determinados poruma série de testes nos quais os coeficientes são variados e o erro de RMSdos dados sintéticos preditos e dos dados observados é comparado. Osparâmetros de amortecimento ótimos são escolhidos e a matriz resultante tema forma seguinte:
<formula>formula see original document page 15</formula>
Com escolhas apropriadas de α e β, esta parametrizaçãoparticular produz uma solução que ambas honra os dados de reflexão sísmicose honra a expectativa do geofísico da estrutura de terra mais provável.
Em vez de usar quadrados mínimos amortecidos, muitosmétodos padrão para inverter matrizes estão disponíveis e poderiam serusados ao invés. Por exemplo, estes incluem decomposição de valor singular,quadrados mínimos ponderados, e métodos de probabilidade máxima, comotambém métodos não lineares tais como recozimento simulado ou algoritmosgenéticos. Qualquer escolha de algoritmo de inversão está dentro da extensãoda presente invenção. Uma pessoa qualificado na arte estará familiarizadacom tais técnicas.
Dados de lapso de tempo
Quando múltiplas pesquisas de reflexão sísmicas foramobtidas com o passar do tempo para um campo quando está sendo produzido,as mudanças em refletividade como uma função de tempo podem sermodeladas como mudanças em pressão (ΔΡ) e saturação de água (ASw). Asrelações de físicas de rocha são substituídas com estas equações linearizadasde pressão e saturação de água e o vetor de dados sísmicos contém asdiferenças entre elas. Os coeficientes das equações de Aki & Richards (Eq. 2)permanecem os mesmos; porém, o vetor de dados contém a diferença entre aspesquisas de base e monitor e o vetor de modelo (que está sendo resolvido)contém diferenças em VP, Vs e ρ como um resultado de produção. O conjuntofinal de equações toma a forma:
<formula>formula see original document page 16</formula>
Uma formulação alternativa é obtida invertendosimultaneamente as pesquisas de lapso de tempo (em lugar de suasdiferenças) para porosidade e litologia como também mudanças em pressão esaturação de água. Ainda outra formulação é inverter independentemente aspesquisas (em lugar de suas diferenças) e então tomar a diferença doresultado. Comum a cada tal concretização do método é que as diferençasobservadas entre estas pesquisas podem ser exploradas para produzirinformação sobre mudanças em saturação de água e pressão quando umcampo está sendo drenado.
Exemplo
O presente método inventivo foi aplicado a dados sísmicosatuais adquiridos através de um campo de petróleo potencial. Figura 2 mostraum quadro de uma imagem 3-D em um fiindo preto do canal de areiadeduzido se estendendo por um volume de v-xisto invertido (as partesxistosas foram feitas invisíveis). V-xisto é maior que 50% em todos lugares,exceto onde o canal de areia é mostrado. Dois poços perfurados noreservatório confirmam o local das areias e as porcentagens de volume. Alémde ajudar em colocação de poço, predições precisas de volume de areia/xistocomo acima (Figura 2) podem ser usadas para estimar reservas, ambos dequais são importantes nas fases de desenvolvimento iniciais de um campoquando controle de poço é limitado e risco empresarial é o maior.
Claims (26)
1. Método implementado por computador para determinarparâmetros de tipo de rocha e fluido de uma região de sub-superfície a partirde dados de reflexão sísmicos medidos em um único local de rastro, ditométodo caracterizado pelo fato de incluir:a. pré-processar os dados de reflexão medidos em umapluralidade de pilhas parciais;b. especificar um 'wavelet' para cada uma das pilhas;c. construir um conjunto linearizado de equações derefletividade que relacionam refletividade sísmica a mudanças em parâmetroselásticos de dita região de sub-superfície;d. construir um conjunto linearizado de equações físicas derocha que relacionam mudanças nos parâmetros elásticos aos parâmetros detipo de rocha e fluido;e. combinar as equações de refletividade linearizadas com asequações físicas de rocha linearizadas;f. formar equações de matriz através convolvendo os 'wavelets'especificados com o conjunto combinado de equações e comparar aos dadosmedidos; eg. inverter as equações de matriz para resolver através demétodos numéricos para ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido, ditasolução sendo para todos os deslocamentos simultaneamente em um únicolocal de rastro.
2. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido incluem porosidade efração de volume de xisto.
3. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros elásticos são selecionados de um grupo incluindoimpedâncias acústicas P e S, velocidades de onda P e S, e densidade.
4. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que cada dito 'wavelet' é estimado computando o espectro de Fourierdos dados sísmicos correspondendo à dita pilha depois que ditos dados foramprocessados para corresponder a um 'wavelet' de fase zero, fixando a fase deditos dados transformados igual a zero, e então executando uma transformadade Fourier inversa.
5. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que dito conjunto linearizado de equações que relacionamrefletividâde sísmica a mudanças em parâmetros elásticos é baseado naequação seguinte para refletividâde como uma função de tempo t e ângulo dereflexão Θ:<formula>formula see original document page 18</formula>onde Vp é velocidade de onda P, Vs é velocidade de onda S, e ρ é densidade.
6. Método de acordo com reivindicação 2, caracterizado pelofato de que dito conjunto linearizado de equações físicas de rocha é:<formula>formula see original document page 18</formula>onde Al, A2, A3, BI, B2, B3, Cl, C2 e C3 são constantes derivadas deregressão linear de dados de registro de poço, φ é porosidade, vsh é a fraçãode volume de xisto, Vp é velocidade de onda P, Vs é velocidade de onda Sepé densidade.
7. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que um modelo a priori da região de sub-superfície é usado como ummodelo de partida para inversão iterativa das equações de matriz, dito modeloincluindo valores de ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido a umapluralidade de posições espaciais.
8. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de incluir separar dados de onda P de dados de onda S e combinar ditapilhas parciais para formar pilhas completas.
9. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que as equações de refletividade linearizadas são anisotrópicas.
10. Método de acordo com reivindicação 9, caracterizado pelofato de que ditas equações de refletividade linearizadas são baseadas naequação seguinte para refletividade como uma função de tempo t e ângulo dereflexão Θ: <formula>formula see original document page 19</formula> onde Vp é velocidade de onda P, Vs é velocidade de onda S, ρ é densidade, eonde δ e ε são parâmetros de anisotropia descrevendo resposta anisotrópicavertical próxima e a diferença entre as velocidades de onda P vertical ehorizontal, respectivamente.
11. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditas equações físicas de rocha linearizadas incluem termosanisotrópicos.
12. Método de acordo com reivindicação 11, caracterizadopelo fato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido incluemporosidade e fração de volume de xisto, e dito conjunto linearizado deequações físicas de rocha são: <formula>formula see original document page 19</formula>onde Al, A2, A3, A4, A5, BI, B2, B3, B4, B5, Cl, C2, C3, C4 e C5 sãoconstantes obtidas de pelo menos um de um grupo consistindo em regressãolinear de dados de registro de poço, medições de laboratório, e modelosfísicos de rocha lineares; e onde φ é porosidade, vsh é a fração de volume dexisto, Vp é velocidade de onda P, Vs é velocidade de onda S, e ρ é densidade,onde δ e ε são parâmetros de anisotropia descrevendo resposta anisotrópicavertical próxima e a diferença entre as velocidades de onda P vertical ehorizontal, respectivamente.
13. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido incluem mudanças empressão de poro de fluido e mudanças em saturação de água, e em que ditodados são diferenças em dados sísmicos entre duas pesquisas sísmicas delapso de tempo.
14. Método de acordo com reivindicação 2, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido ademais incluemmudanças em pressão e mudanças em saturação de água.
15. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido incluem mudanças empressão e mudanças em saturação de água.
16. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido incluem mudanças empressão e mudanças em saturação de água, e ademais incluindo repetir asetapas (a) - (g) para um segundo conjunto de dados de lapso de temporepresentando a mesma região de sub-superfície em um momento diferente, eexecutar a etapa (h) para ambos os conjuntos de dados simultaneamente.
17. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que dita equação de matriz é expressa na forma seguinte:<formula>formula see original document page 21</formula>onde, m1, m2, mN são ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido, e a matrizG contém relações funcionais da combinação das equações de refletividadelinearizadas com as equações físicas de rocha linearizadas.
18. Método de acordo com reivindicação 17, caracterizadopelo fato de que dito método de inversão numérica minimiza diferenças entredados observados e preditos.
19. Método de acordo com reivindicação 18, caracterizadopelo fato de que dito método de inversão numérica usa um formalismo demínimos quadrados amortecidos.
20. Método de acordo com reivindicação 19, caracterizadopelo fato de adicionar N filas à matriz G na forma de uma matriz deamortecimento diagonal, e adicionar N elementos à dita matriz de dados que éum vetor de coluna, ditos elementos de dados adicionados contendo valoresde baixa freqüência para ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido, todos osditos elementos adicionais sendo multiplicados por coeficientes que sãodeterminados comparando dados preditos sintéticos e observados.
21. Método de acordo com reivindicação 18, caracterizadopelo fato de que dito método de inversão numérica usa um formalismoselecionado de um grupo consistindo em decomposição de valor singular,mínimos quadrados ponderados, e métodos de probabilidade máxima.
22. Método de acordo com reivindicação 18, caracterizadopelo fato de que dito método de inversão numérica usa um método não lineartais como algoritmos de recozimento ou genéticos simulados.
23. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que equações físicas de rocha linearizadas diferentes são construídaspara cada tipo de fluido presente em dita região subterrânea, por esse meiopermitindo aplicação das equações físicas de rocha ser consistente cominformação de contato de fluido conhecida para dita região de sub-superfície.
24. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelofato de que os dados de reflexão medidos são ordenados antes de empilhar deacordo com se os dados representam ondas P ou ondas S, antes e depois dereflexão.
25. Método implementado por computador para determinarparâmetros de tipo de rocha e fluido de uma região de sub-superfície a partirde dados de reflexão sísmicos medidos em um único local de rastro, ditométodo caracterizado pelo fato de incluir:a. ordenar os dados de reflexão medidos de acordo com se osdados representam ondas P ou ondas S, antes e depois de reflexão, e empilharditos dados em pilhas completas, cada pilha completa incluindo uma gamapré-selecionada de ângulos de reflexão;b. especificar um 'wavelet' para cada uma das pilhas;c. construir um conjunto linearizado de equações derefletividade que relacionam refletividade sísmica a mudanças em parâmetroselásticos de dita região de sub-superfície;d. construir um conjunto linearizado de equações físicas derocha que relacionam mudanças nos parâmetros elásticos aos parâmetros detipo de rocha e fluido;e. combinar as equações de refletividade linearizadas com asequações físicas de rocha linearizadas;f. formar equações de matriz através convolvendo os 'wavelets'especificados com o conjunto combinado de equações e comparar aos dadosmedidos; eg. inverter as equações de matriz para resolver através demétodos numéricos para ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido, ditasolução sendo para todos os deslocamentos simultaneamente em um únicolocal de rastro.
26. Método para produzir hidrocarbonetos a partir de umaregião subterrânea, caracterizado pelo fato de incluir:a. obter dados de reflexão sísmicos de uma pesquisa sísmica daregião subterrânea;b. obter parâmetros de tipo de rocha e fluido representativos daregião subterrânea, ditos parâmetros tendo sido gerados:(i) pré-processando os dados de reflexão medidos em umapluralidade de pilhas parciais;(ii) especificando um 'wavelet' para cada uma das pilhas;(iii) construindo um conjunto linearizado de equações derefletividade que relacionam refletividade sísmica a mudanças em parâmetroselásticos de dita região de sub-superfície;(iv) construindo um conjunto linearizado de equações físicasde rocha que relacionam mudanças nos parâmetros elásticos aos parâmetrosde tipo de rocha e fluido;(v) combinando as equações de refletividade linearizadas comas equações físicas de rocha linearizadas;(vi) formando equações de matriz através convolvendo os'wavelets' especificados com o conjunto combinado de equações ecomparando aos dados medidos; e(vii) invertendo as equações de matriz para resolver através demétodos numéricos para ditos parâmetros de tipo de rocha e fluido, ditasolução sendo para todos os deslocamentos simultaneamente em um únicolocal de rastro; ec. produzindo hidrocarbonetos da região subterrânea usando osparâmetros de tipo de rocha e fluido.
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