CN103827696A - 多井各向异性反演 - Google Patents

多井各向异性反演 Download PDF

Info

Publication number
CN103827696A
CN103827696A CN201280047346.6A CN201280047346A CN103827696A CN 103827696 A CN103827696 A CN 103827696A CN 201280047346 A CN201280047346 A CN 201280047346A CN 103827696 A CN103827696 A CN 103827696A
Authority
CN
China
Prior art keywords
data
formation
well
relationship
parameter
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201280047346.6A
Other languages
English (en)
Inventor
S·A·霍恩
J·沃尔什
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN103827696A publication Critical patent/CN103827696A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Complex Calculations (AREA)

Abstract

一种方法可以包括：为处于大于40度并小于90度的倾斜井眼角度的均匀的、各向异性地层提供纵波和横波慢度数据，所述倾斜井眼角度由垂直横向各向同性对称轴（VTI）定义；提供法向和切向柔量（例如，BN和BT）的关系；以及基于所述数据和所述关系，输出模型，所述模型用于计算各向异性参数值（例如α0，ε，δ），所述各向异性参数值特征化（例如，沿着90度的井眼角度）均匀的、各向异性地层。还公开了各种其它设备、系统、方法等。

Description

多井各向异性反演
相关申请
本申请要求于2011年7月27日提交的题为“METHOD FORMULTI-WELL ANISOTROPY INVERSION”的美国临时专利申请No.61/512,280（卷号26.0657US PSP）的优先权和权益，其公开全部在这里并入作为参考。
背景技术
土质地层可以包括介质层，其中介质的弹性可以是各向同性，各向异性，或在特定方面各向同性，在其它方面各向异性。这样的介质可以通过地震研究来描绘其特征，例如，由源生成的弹性波透过介质，以由一个或多个传感器检测。基于这种特征化的决定会耗费大量资源，例如，提取油、气等。在本文中描述的各种科技、技术等涉及介质的特征化。
发明内容
一种方法可以包括为处于倾斜井眼角度的均匀的、各向异性地层提供纵波和横波慢度数据；提供法向柔量和切向柔量的关系；并且基于所述数据和所述关系，输出用于计算特征化均匀的、各向异性地层（例如，沿着与垂直横向各向同性对称轴正交的井眼角度）的各向异性参数值的模型。系统可以包括处理器、存储器，以及存储在存储器中并且可由处理器执行的处理器可执行指令，以至少部分地基于均匀的、各向异性地层中各个不同的倾斜井眼角度的纵向和横向慢度数据来计算特征化均匀的、各向异性地层（例如，沿着垂直横向各向同性对称轴正交的井眼角度）的各向异性参数值。计算机可读存储介质可以包括计算机可执行指令以指示计算装置：访问地层中至少一个倾斜井的模型和测得的数据；调整模型的弹性系数以使目标函数最小化（其取决于使用模型和测得的数据计算出来的合成数据），以为模型提供优化的弹性系数；对包括可由至少一个优化的弹性系数替代的参数的经验关系执行回归分析；以及至少部分地基于该模型、模型的优化的弹性系数以及对于经验关系的回归分析来计算地层中井的水平段的汤姆森参数。还公开了各个其它设备、系统、方法等等。
发明内容介绍了一些概念，这些概念在下面的具体描述中有进一步的描述。发明内容不希望识别请求主体的关键或本质特征，也不希望作为限制请求主题的范围的辅助使用。
附图说明
组合附图参考下面的描述，所描述的实施例的特征和优势可以更容易地理解。
图1示出了用于测井（logging）数据的示例系统；
图2A-D示出了源和接收器的示例；
图3示出了方法的示例；
图4A-B示出了各向异性地层（formation）中倾斜井的慢度表现（slowness behavior）的示例；
图5A-B示出了各向异性地层中倾斜井的慢度表现的示例；
图6A-B示出了各向异性地层中垂直井和倾斜井的慢度表现的示例；
图7A-B示出了用模型计算出的试验井和倾斜生产井的合成数据的示例；
图8示出了用模型计算出的图7A-B中的倾斜生产井的合成数据；
图9示出了与地层相关的等式的示例；
图10示出了与地层中的波前速度和波前相关的等式的示例；
图11示出了用于输出用于计算未知的各向异性值的模型的方法的示例；
图12示出了来自地层的数据的一系列曲线；
图13示出了图12中的地层的数据和参数的一系列曲线；
图14示出了用于柔量参数（compliance parameter）的关系的示例；
图15示出了汤姆森（Thomsen）参数的一系列曲线，其中一些取决于图13的关系；以及
图16示出了系统和网络系统的组件的示例。
具体实施方式
下面的描述包括目前设想的实施所描述的实施例的最好模式。该描述不作为限制意义，而只用于说明本公开的一般原则的目的。所描述的实施例的范围应该依据公布的权利要求确定。
土质地层可以包括介质层，其中介质的弹性可以是各向同性，各向异性，或在特定方面各向同性，在其它方面各向异性。作为示例，地壳岩石可以是各向异性，但是横向各向同性“TI”（例如，局部极各向异性）。各向同性、各向异性等的知识可以协助计划和实施例如，地层内储藏物的勘探和开发操作。
作为可以特征化介质的各向异性特征（例如地震各向异性）的参数的示例，考虑汤姆森参数ε,δ和γ（参见，例如，Thomsen,“Weak elasticanisotropy”,Geophysics,Vol.51,No.10,pp.1954-1966,1986年10月）。汤姆森参数δ描述测井记录例如，实际深度）和地震深度之间的深度不匹配。关于汤姆森参数ε，其描述垂直纵波与水平纵波（例如，P或P波或准纵波qP或qP波）之间的差异。关于汤姆森参数γ，其描述水平偏振横波和垂直偏振横波的差异（例如，水平横波SH或SH波以及垂直横波SV或SV波或准垂直横波qSV或qSV波）。因此，汤姆森参数ε和γ可以根据波数据估计，而估计汤姆森参数δ包括访问附加信息。根据Thomsen(1986)所指出的，参数δ控制地球物理学中感兴趣介质的大部分的各向异性现象，其中一些现象是不可忽视的，即使在各向异性被认为微弱时。
作为示例，方法可以包括假定地层中的一个角度范围内（例如，从大约40度到大约90度）的至少一些数据来估计用于地层中井的水平段的δ。在这样的示例中，在切向柔量（例如BT）可以用弹性系数描述时（其可以是与定义汤姆森参数γ的系数相同的弹性系数），可以提供法向柔量和切向（或剪切）柔量(例如BN和BT)的关系。
汤姆森参数，以及其它参数，与各种油田活动（例如井完成、地震偏移速度模型构建、井眼稳定性、水力压裂设计以及水力压裂监测）有关系。作为示例，各向异性参数的知识可以协助关于页岩气储藏的计划、实施等，尤其是在一个或多个井设置可以在垂直和水平之间的范围内变化的情况下。
作为示例，为了预测以及应用一个或多个的参数值，方法可以包括在跨越相似地层（例如地层的层）的两个或更多倾斜井中采集声波数据；通过关联各向同性地层特性（例如从中子测井、伽玛射线测井等）来在两个或更多井之间建立深度对应性；使用来自两个或更多井的声波慢度数据来获取地震各向异性的估计（例如一个或多个参数的估计）；确认反演参数和可以在水平井中测量的参数之间的关联；以及应用确认的关联以根据所测得的特性来预测沿着水平井的未知参数。虽然这样的示例提到两个或更多井，考虑，作为另一个示例，在声波数据从单个井或多个井获得，并且一个或多个参数可以至少部分地基于声波数据预测的情况下，可以针对一个角度范围（例如，相对于横向各向异性介质的对称轴）提供声波数据。虽然各个示例都提到慢度，速度可以被替代，因为慢度和速度是相关的。
如下面所描述的，图1和图2提供了可以用于采集声波数据的一些科技和技术的示例。后面是方法、系统等的各个示例，其可以包括声波数据的使用。
图1示出了采用各个示例实施例的井场（wellsite）系统。井场可以在岸上或离岸。在图1的示例系统中，井眼11以众所周知的方式通过旋转钻井在地下地层中形成。各个示例实施例也可以使用定向钻井，这将会在后文中描述。
钻柱12悬挂在井眼11内，并且具有井底钻具组合100，在其底端包括钻头105。地面系统包括位于井眼11之上的平台和井架组件10，组件10包括转盘16、方钻杆17、钩18以及水龙头19。钻柱12通过转盘16旋转，由未示出的方法提供电力，这使得方钻头17处于钻柱的顶端。钻柱12通过允许钻柱相对于钩旋转的方钻杆17和水龙头19悬挂在连接到游动滑车（未示出）的钩18上。作为示例，可以适当使用顶部驱动系统。
在这个实施例的示例中，地面系统进一步包括钻井液或泥浆26，其存储于在井场中形成的坑27中。泵29经水龙头19的接口把钻井液26传送到钻柱12内部，使得钻井液向下流经钻柱12，如方向箭头8所指示的。钻井液经钻头105的接口从钻柱12流出，然后经过钻柱外部和井眼壁之间的环形区域向上流通，如方向箭头9所指示的。以这种众所周知的方式，在钻井液回到坑27中再流通时使钻头105润滑，并且携带地层岩屑向上到达地面。
所示出的实施例的底部钻具组合100包括随钻测井（LWD）模块120、随钻测量（MWD）模块130、旋转导向系统和发动机，以及钻头105。
LWD模块120容纳在特殊类型的钻铤中，这在本领域是已知的，并且可以包含一个或多个已知类型的测井工具。还可以理解可以采用多于一个LWD和/或MWD模块，例如，如120-2所表示的。在提到120的位置时，作为示例，它可以指在120-2位置的模块等等。LWD模块包括测量、处理以及储存信息的能力，以及与地面设备通信的能力。在本实施例中，LWD模块包括地震测量装置。
MWD模块130也容纳在特殊类型的钻铤中，这是在本领域中已知的，并且可以包含一个或多个用于测量钻柱和钻头特征的装置。MWD工具进一步包括为井下系统产生电力的装置（未示出）。这可以包括由钻井液流动发动的泥浆涡轮发生器，应理解可以采用其它的电源和/或电池系统。在图1的示例实施例中，MWD模块包括一个或多个下列类型的测量设备：钻压测量装置、扭矩测量装置、振动测量装置、冲击测量装置、粘滑测量装置、方向计测装置以及倾角测量装置。
图2A，2B，2C和2D示出了地震随钻工具，其可以是LWD工具120，或者可以是在这里并入该专利作为参考的P.Breton等“Well PositionedSeismic Measurements，”Oilfield Review,pp.32-45,Spring,2002中公开的类型的LWD工具套件120A的一部分。井下LWD工具可以具有单个接收器（如在图2A和2B中所描绘的）或多个接收器（如在图2C和2D中所描绘的），并且可以在地面与单个的地震源一起使用（如在图2A和2C中所描绘的），或者在地面与多个地震源一起使用（如在图2B和2D中所描绘的）。因此，图2A（包括地层边界反射，并且被称作“零偏移”垂直地震剖面布置），使用单个源和单个接收器。图2B（包括地层边界反射，并且被称作“噪声检测”垂直地震剖面布置），使用多个源和单个接收器。图2C（包括通过盐丘边界的折射，并且被称作“邻近盐”垂直地震剖面）使用单个源和多个接收器。图2D（包括一些地层边界反射，并且被称作“斜井”垂直地震剖面）使用多个源和多个接收器。
图3示出了预测一个或多个参数以及应用这样的一个或多个参数的方法300的示例。方法300包括采集数据的采集方块310，决定所采集的数据是否来自多个井的决定方块，为多个井之间的数据（例如，基于如中子、伽玛射线等的测井数据）建立深度对应性的对应方块320，组合来自多个井的声波数据所处的对应深度的声波数据的组合方块330，至少部分地基于声波数据（例如，特征化介质的一个或多个各向异性参数）估计一个或多个各向异性特性的估计方块340，至少部分地基于估计方块340的估计（例如，可以包括应用反演过程）推导出一个或多个关系（例如经验或其它的）的推导方块350，以及把这一个或多个关系应用到介质的应用方块360，例如，其中介质沿水平方向延伸（例如，与TI介质的对称轴正交）。
作为示例，方法300可以包括采集方块310中的在跨越相似地层（例如地层的层）的两个或更多倾斜井中采集声波数据；决定方块315中的决定声波数据来自多个井；对应方块320和组合方块330中的在两个或更多井之间通过关联各向同性地层特性（例如从如中子测井数据、伽玛射线数据等的测井数据）建立深度对应性；估计方块340中的使用来自两个或更多井的声波慢度数据来获取地震各向异性估计；推导方块350中的确认反演参数（例如，估计方块340中的每个参数）和可以在水平井中测量的参数之间的关联；以及应用方块360中的应用确认的关联以根据所测得的特性预测沿水平井的未知参数。虽然这样的示例提到两个或更多井，考虑，作为另一个示例，在声波数据从单个井或多个井获得并且一个或多个参数可以至少部分地基于声波数据预测的情况下，可以针对一个角度范围（例如，相对于TI介质的对称轴）提供声波数据。
图4A示出了经过陆地410的横截面示意图，其包括顶部地层412和底部地层414之间的目标地层414。如图所示，单个倾斜井420以接近垂直的角度（标记的C）进入目标地层414，然后向水平方向偏移（标记的D）。曲线430示出作为深度的函数的井420的偏移，其中一些偏移发生在B和C之间，并进一步在C和D之间发生偏移（即，在目标地层414内）。这样的井可以以低渗透率钻探井非常规气藏（例如Haynesville Shale,BarnettShale等）。如果测井测量控制井420的井倾斜部分（例如，从标记的B到C以及从C到D），由于被称为各向异性的现象，响应会变化，即使地层是均匀的。
在图4A的示例中，顶部地层412可以被称作上覆盖层，其可以是各向同性，因此在井420的倾斜的部分（从B到C），由于顶部地层412是均匀的并且是各向同性的，慢度不发生变化。然而，在目标地层414，井420倾斜发生变化（从C到D），并且，即使目标地层414是均匀的，由于目标地层414在一定程度上是各向异性的，慢度（见曲线440）发生变化。在目标地层414已经完全各向同性的情况下，对于目标地层414内的井420的整个部分，所测得的慢度将会在目标地层414内保持恒定（见曲线440中的点线）。
在图4B中，示出慢度与倾斜的曲线460，以及垂直慢度与水平慢度的曲线470。在曲线460和470中，在这种情况下在倾斜井部分所测得的地层是各向异性的慢度数据以实线示出，对于各向同性地层（即，没有各向异性）以点线示出。曲线460显示垂直轴上的慢度数据以及水平轴上的井倾斜。相同的数据在曲线470中使用极线表示，其中各向同性特性描绘出一个圆弧段（例如，与各向异性示例的椭圆形段对比）。
因此，各向同性和各向异性特性之间的差异可以通过把慢度数据绘制为井倾斜的函数来显示。根据这些有井倾斜的慢度变化的分析，估计一些地层弹性参数是可能的；注意这样的参数在各个油田活动中，例如完井、井眼稳定性、水力压裂设计、水力压裂监测以及叠前深度偏移，会是有用的。
记录在倾斜井中的声波数据往往对导致角依赖速度测量的弹性各向异性敏感。作为示例，来自相同地层内的多个倾斜井的压缩声波测量可以用于估计弹性各向异性。图5A示出了经过陆地510的横截面示意图，其包括顶部地层512和底部地层514之间的目标地层514。部署在目标地层514内的是各个井522,524,526和528，每一个都具有从大约0度到大约90度的总的角度，例如，相对于与目标地层514的主要介质的对称轴对应的垂直方向（0度）。
在图5A的示例中，方法可以包括从经过相同地层以不同的角度获得的多个井来估计地层各向异性的多井方法（即，离散角，多个井中每一个的一个角）。在这样的示例中，来自这样的井的慢度数据可以被提取作为井倾斜的函数，如在图5B中的曲线560和570所示，从中可以估计地层514的各向异性参数。在图5A和5B的示例中，每一个井都有离散角的四个井522,524,526和528（见，例如标记A到D）显示为穿过各向异性地层514。曲线560和570显示被描绘为四个离散角（例如，其中一个为大约0度，另一个为大约90度）的井倾斜函数的平均地层慢度数据。由于地层514是各向异性的，慢度作为井倾斜的函数而变化。
作为与在图5A和5B中所示出的情况对应的示例，算法可以使用所观察的相对于层理面（例如，平面、水平面）作为井倾斜的函数的P波速度与各向异性模型的模型P波群速度之间的最小二乘测量。然后这样的各向异性模型可以被修改，直到所观察的和模型化的压缩声波数据之间的差异最小化。
另一个用于相同情况的方法可以依赖在三个特定角度范围内拥有数据（即，近垂直、近水平以及大约45度）。对于近垂直和近水平角/方向，存在群速度的解析表达式，由其可以估计出特定的弹性常数。然而，对于45度角的数据，可以假定相角与群角区别不大。这样的假定可以导致下面两点：首先，数据将从垂直和水平方向获得（例如，相对于VTI对称轴的垂直井眼角度和水平井眼角度）；第二，群角靠近相角可能不是有效的，例如，由于对于特定的弹性常数组合来说qSV波特性的复杂性。
关于另一个方法，包括P-，S-以及管波（例如“斯通利波”）数据的声波数据可以用于估计弹性各向异性参数。这样的技术依赖于包括来自大体垂直的井（见，例如，图5A中的井522）的数据。这样的方法使用弱各向异性平面波（相）速度表达式，其有时可能不恰当，特别是对于可能会出现三重的qSV数据。在前述的方法中，来自垂直导向孔的P,SV和SH声波数据，连同来自倾斜侧钻井的数据，可以用于估计地层的平均各向异性。
关于另一个方法，可以根据由SV与SH的速度差异计算的“明显各向异性”来分析来自单个井的横波数据。在这样的方法中，作为井倾斜的函数的明显各向异性的形状允许确认与两个汤姆森参数ε和δ的差异相关的三个不同的物理条件。
作为示例，方法300可以包括横波数据作为估计过程的一部分，可选择地包括管波（例如，斯通利波）数据，以及提供对于一个或多个参数的预测以特征化地层（例如，介质），而不假定各向异性是“弱”的（见，例如，Thomsen1986）。此外，方法300可以允许使用一个或多个下列数据组估计一个或多个弹性常数子集（例如，或者等效参数）：P,SV,SH,管/斯通利（例如，包括qP,qSV等）。作为示例，方法300可以在存在横向均匀化的情况下应用（例如，不在垂直均匀化存在的条件下应用）。
作为示例，方法可以包括使用来自试验井（例如，可选择地垂直的）和倾斜井的建造部分（例如弯曲部分）的声波数据。图6A示出了经过陆地610的横截面示意图，其包括顶部地层612和底部地层614之间的目标地层614。部署在目标地层614内的是两个井622和624，其中井622大体上垂直（例如0度），井624倾斜，具有跨越位于大约从45度到大约90度之内的角度范围（例如，在40度到90度的范围之内）的弯曲，例如，相对于可与目标地层614的主要介质（例如，TI介质）的对称轴对应的垂直方向（0度）。图6A还示出了井倾斜和慢度相对于倾斜井624的深度的曲线630，以及井倾斜和慢度对于井622的深度的曲线640。在图6A的示例中，井622可以是试验孔，而倾斜井624可以是开采井。
图6A示出了井622和624的各个标记，其中，例如，井624的倾斜部分（例如，从点2到点4）不完全位于目标地层614内；因此，在目标地层614内可以获得有限的角度范围。然而，在目标地层614内的井624的倾斜部分（例如，从点3到点4），角度大于上覆岩层的角度（例如，顶部地层612）。作为示例，来自井622的数据（例如，垂直实验井）（例如，从点3V到点4V）可以用于获得与目标地层614近垂直方向（例如，0度或接近0度的角度）相关的信息。在存在井622的数据组（例如，在目标地层614内）以及存在井624的其它的数据组（例如，在目标地层614内）的情况下，方法可以包括组合这两个数据组以改进对目标地层614的一个或多个各向异性特性的估计。
图6B示出了组合数据的曲线660和670，可以把它们与图5B中的曲线560和570相比较。在曲线660和670中，存在0度或接近0度倾斜的垂直慢度数据，并且存在弯曲部分大于大约45度到大约90度的倾斜的数据（例如，在40度到90度的范围内）。再次地，图5B中的曲线560和570示出了包括垂直和水平（例如，在垂直和水平之间的两个角度留下两个数据点）的四个离散角数据（例如，对于井522,524,526,528）。在图6B的曲线660和670中，作为示例，示出了大于大约45度的具有相关数据的七个点。
作为示例，假定在地层内的垂直井和具有倾斜大于大约40度到大约90度（例如，包括大约45度的数据以及附加的，更大的角度的数据）的弯曲部分的倾斜井，可以通过关联一个或多个合适的测井特性而在两个井之间建立深度对应性。在这样的示例中，来自单个深度处的垂直井的声波数据可以与来自地层中对应深度的倾斜井的声波数据组合。这些组合的声波数据（例如，波的声波测量）可以用于估计在那个深度处的地层的弹性特性。获得了各向异性估计，可以在具有可以在（a）地层的水平部分（例如，倾斜井）测量的值的参数与（b）未知的特性之间建立关联。然后，基于这些关联（例如，在可测量的参数与未知的特性之间）的一个或多个的关系可以用于根据测得的地层的参数值来预测一个或多个这些地层的水平部分的地层的未知特性。
作为示例，声波数据可以使用电缆测量法获得，使用LWD测量法或其它的技术。在地层内的倾斜井部分，声波数据对各向异性效应敏感，使得地层的慢度作为倾斜井部分的角度的函数被测量（例如，在单个倾斜井的各个深度）。这些慢度测量值的变化可以用于估计地层的弹性特性和相关属性。这样的信息对于各个油田活动，例如完井设计，避免井眼不稳定，确定侧钻井非常规资源（例如页岩）着陆点，设计水力压裂，以及从微地震事件监测水力压裂是有用的。
许多类型的岩石的弹性特性可以近似于所谓的垂直横向各向同性（VTI或TI）。VTI材料的物理特性在相对于被称作对称轴的方向测量时理论上是相同的。在有很多沉积岩的情况下，分层往往是水平的，由此产生的对称轴是垂直的。对于这样的系统，弹性刚度张量可以使用五个弹性系数来描述：C11,C33,C44,C66和C13。前述的五个弹性系数对应于给定的所谓“致密表示”的应力张量系数（参见，例如，图9的沃伊特致密表示940）。
五个弹性系数描述三种不同波类型的速度变化：准纵波（qP),在垂直平面偏振的准横波（qSV）以及在水平面偏振的真横波（SH）。qP和qSV波的特性由C11,C33,C44和C13弹性系数控制，其可以被称为地层参数。关于SH波的特性，其由系数值C44和C66控制。
作为示例，模型可以基于弹性系数（例如，或其子集）来定义。所获得的声波数据（例如，在垂直试验井和倾斜生产井中或其它的情况中）可以被称作模型数据。作为示例，通过使用这样的模型和数据，方法可以包括从井的垂直部分（例如，试验井）和井的弯曲部分（例如，倾斜生产井）测量的声波数据来估计弹性系数值或恰当的等效值。
给定描述地层各向异性的模型，可以计算出合成数据。给定来自地层中井的垂直部分和地层中井的弯曲部分的测得的数据（例如，或者来自另一个布置的数据），可以执行使合成数据与测得的数据匹配的匹配过程。这样的匹配过程可以包括修改模型（例如，一个或多个模型参数，可以包括一个或多个前述的五个弹性系数或其等值）以使差异最小化，其可以是至少一些测得的数据和至少一些合成数据之间的差异。
关于计算（例如，生成）合成数据的模型，作为示例，可以实施三维有限差分技术。在这里并入该专利作为参考的Mallan等，2011，“Simulationof borehole sonic waveforms in dipping,anisotropic,and invaded formations,”(Geophysics,Vol.76,No.4,pp.E127-E139)描述了应用到横向各向异性对称的地层的三维有限差分时间差分（3D FDTD）技术，其中纵波和横波速度等同于单独的弹性系数C11,C33,C44和C66，而弹性系数C12和C13分别来自弹性系数C11,C66,C33,和C44的组合。3D FDTD技术使用笛卡儿坐标系提供井眼声波测量法的数值模拟。3D FDTD解决了偶联的速度应力微分等式，其包括关于使用描述IT介质（即，弹性系数C11，C33，C44，C66和C13）的四阶刚度张量的3D速度矢量和应力以及应变张量。3D FDTD包括在空间和时间上使用交错网格和二阶中心有限差分离散等式。作为示例，1260×181×92个单元的FD网格分别用于z,x和y方向。Mallan等的文章提出了以具有圆形、活塞型侵入前端为特征的具有声波能量的垂直井的模拟结果。该文章还提出了对于倾斜井来检查倾斜的横向各向同性的影响的模拟结果。作为示例，可以实施3D FDTD技术以计算全波形数据（例如，合成数据），其可以与所观察的波形（例如，测得的波形数据）匹配。
作为示例，可以采用前述的3D FDTD技术计算合成数据。在这样的示例中，包含在计算机可读存储介质中的指令可以用一个或多个计算机处理器来执行，以计算合成数据。如图所示，3D FDTD可以包括各个系数、变量等等。在方法包括使合成数据和测得的数据差异最小化的情况下，可以调整模型的一个或多个系数、变量等，以使这种差异最小化。此外，可以理解的是，一个或多个系数、变量等可以取决于深度。例如，由于测量数据可以取决于深度，模型可以包括取决于深度的系数、变量等以允许匹配（例如，使一个或多个差异最小化）。
正如所述，方法可以包括计算出的合成波形数据与测得的波形数据的匹配。如另一个示例，速度可以使用把速度创立为源自位于均匀介质中的点源（例如群速度）的模型计算。作为示例，对于弱各向异性的情况，建立位于均匀介质中的平面波速度（例如，“相速度”）的模型对于提供合成数据（例如，以及匹配、最小化等等）会是恰当的。
对于处理TI各向异性的材料，存在平面波（“相”）速度变化的解析表达式（参见，例如，Thomsen，1986）。这种平面波速度表达式在能量源激发平面波或者各向异性弱的情况中可能是恰当的。在源被更精确地表示为点源的情况中，测得的速度为群速度，对于给定的群方向，不存在计算qP和qSV群速度的一致的解析表达式。然而可以通过求解开尔文-克里斯托夫等式计算给定的平波方向的这些“点源”（群）速度，然后计算其方向给出群方向的群速度矢量（见，例如，Musgrave,1970,Crystal Acoustics,Holden-Day,旧金山;Auld,1990,Acoustic Fields and Waves in Solids,KriegerPublishing Company,纽约）。
在偶极子声波测井的情况中，已经证明所测量的速度为群速度（Hornby等，2003，Do we measure phase or group velocity with dipole sonic tools?,第65届EAGE会议,扩展摘要,F-29）。作为示例，方法可以包括构建点源（即，“群”）速度矢量查找表，其在模型的多个不同方向取样。在这样的示例中，可以搜索查找表以找到靠近（例如，试验或其它的井的）垂直部分方向和测得的数据的弯曲方向（例如，倾斜井的，其可以是开采井）的点源（即，“群”）方向。然后，计算出的点源（即，“群”）方向（例如，至少部分地基于查找表搜索）可以使用例如目标函数与测得的声波数据比较。作为目标函数的示例，考虑下列等式：
f ( m ) = Σ i = 1 N | V Obs , i - V Syn , i Δ V i |
其中m是描述地层弹性特性的模型，N是已经被声波测井处理的几个数据点，VObs，i是所观察的速度，VSyn，i是计算出的给定的模型和给定的井倾斜的相应的合成速度。虽然上面的等式包括速度，慢度可以被替代（例如，或其它的与数据一致的恰当的变量）。
作为示例，在方法获得测得的数据与通过模型计算出的合成数据之间的最佳匹配后，该模型可以用于各种用途。例如，各向异性参数可以用于构建速度模型，用于定位由水力压裂操作引发的微地震事件。作为示例，可以结合匹配的模型（例如，使用测得的数据和合成数据匹配的模型）采用Erwemi等，2010，“Anisotropic velocity modeling for microseismicprocessing:Part3-borehole sonic calibration case study”（2010SEG年会,丹佛，科罗拉多州，扩展摘要29,pp.508-512）所描述的方法。
作为另一个示例，可以通过使用计算出的各向异性参数补偿或调整井倾斜的声波测井数据的方法实施匹配的模型（参见，例如，Hornby等，2003，“Anisotropy correction for deviated-well sonic logs:Application to seismicwell tie,SEG年度国际会议，No.69,Vol.68,No.2,pp.464-471）。
作为另一个示例，匹配的模型可以通过计算与各向异性相关的属性的方法实施。在这样的示例中，属性可以是BN与BT的比率（Sayers,2008,“Theeffect of low aspect ratio pores on the seismic anisotropy of shales,”2008SEG年会,拉斯维加斯,内华达州，扩展摘要27,pp.2750-2754），其已经被证明与页岩中的气体饱和度相关。BN与BT的比率可以描述或表示在应用的应力下介质的粒间区域的变形的特征。根据Sayers(2008)，其假定介质由排列的粘土颗粒组成，汤姆森参数γ可以被创立为取决于经过切向（或剪切）柔量BT的粒间区域特性的模型。
再次参考图3的方法300，作为示例，BN与BT的比率可以用于推导关系的推导过程（见，例如推导方块350）。在这样的示例中，BN与BT的比率的估计可以应用于预测一个或多个在VTI地层内钻井的水平井的各向异性参数。例如，在图3的方法300中，应用方块360可以把BN与BT的比率作为推导出的关系应用到至少一个井的水平部分，以预测一个或多个各向异性参数，其中一个或多个各向异性参数包括汤姆森参数δ或其等效物。
关于法向和切向（剪切）柔量参数BN和BT，BT可以根据弹性系数C44和C66来定义，其与可以用于定义汤姆森参数γ的弹性系数相同；然而，注意柔量参数BN和BT具有反演压力单位，而汤姆森参数γ没有单位。因此，如果汤姆森参数γ是已知的（即，与井的水平部分相关），或特别是，如果C44和C66是已知的，确定BT变得可能（例如基于C44和C66），并且，从BT和BN的关系确定BN变得可能。关于C44和C66，正如所述，这些弹性系数值可以从横波慢度（例如，SSH，SSV或SqSV）数据以及密度（见，例如，图10）确定。BN和C11已知，确定弹性系数C13和C33变得可能。关于C11，其可以例如，从纵波慢度（例如，Sp或SqP)以及井的水平部分的密度（见，例如，图10）来确定。因此，通过BT和BN的关系，可以提供五个弹性系数C11，C13，C33，C44和C66的值。如图9和图10所示，这五个弹性系数值允许汤姆森参数ε,δ（或δ*）和γ的确定。如Thomsen（1986）所指出的，这三个参数中，对汤姆森参数δ（例如δ*）有特别的关注，其可以表示近垂直P波速度变化，SV波速的角度依赖等的特征。由于各种原因（例如，深度成像/效应、介质特征、介质组成等），汤姆森参数δ（例如δ*）的知识是有帮助的。
作为示例，给定一个或多个计算出的地层的一个或多个水平部分各向异性参数值（例如，包括汤姆森参数δ或其等效物），方法可以包括预测地层的未来开采。作为另一个示例，可以确定页岩（即，地层是页岩地层）中的总有机物含量（TOC）。这样的示例可以利用页岩中的总有机物含量与页岩各向异性参数的相关性（即，Sondergeld等，2000，SEG年会，卡尔加里，阿尔伯塔，扩展摘要19，pp.1858-1861所指出的）。再次参考图3中的方法300，这样的方法可以输出一个或多个可以用于计算值页岩中的总有机物含量的指示（或测量法）的值。
下面描述了把模型用于计算合成数据的示例。使用模型生成两个井的合成数据，该模型把井建模为垂直试验井和具有每30米12度的恒定构造斜率的倾斜生产井，导致开采井在低于150m的垂直深度范围里从垂直变为水平。在倾斜井部分，地层被假定为是均匀的，并具有下列弹性特性：4000m/s的垂直的P波速度，2000m/s的垂直的S波速度，0.3的汤姆森ε，0.1的汤姆森δ，0.3的汤姆森γ以及2.09g/cm3的密度。井眼中流体的特性为1500ms的流体速度以及1.5g/cm3的流体密度。
图7A示出了假定的均匀地层714中前述的试验井722和开采井724的相关垂直深度相对于水平偏移的曲线710。图7B分别示出了垂直试验井722和倾斜生产井724的合成数据（例如，声波数据）的曲线720和740。曲线720和740示出了慢度（顶部刻度）相对于深度以及井角度倾斜（底部刻度）相对于深度。对于开采井724，如曲线740所示，准纵波（qP）和水平偏振横波（SH）示出了随着开采井724角度从垂直变为水平而慢度降低。由于这些速度变化在均匀地层（即，地层714）出现，这些变化是由于各向异性效应。可以从这些合成数据，或qP，qSV，SH以及低频斯通利波（也被称作管波）的合成数据的子集，在开采井724的倾斜井部分以及一个或多个估计的各向异性参数提取声波数据。关于曲线720，由于地层714是均匀的，并且试验井722是垂直的，qP，qSV和ST相对于深度的值不改变。
图8示出以附加标记放大的图7的合成数据的曲线740。特别是，包括对α0，β0，ε，γ，Δz andΔΘ的标记。如图所示，对于深度的跨度，Δz与从大约45度到大约80度的角度范围（例如，在40度到90度的范围内）ΔΘ对应。在这些范围内，SH和qSV的合成数据值发生变化，其中，在水平时（即，大约90度或π/2）这些值(hS)之间的差异与汤姆森参数γ相关，例如，考虑等式γ=(VSH(π/2)-β0)/β0,其中vSH(π/2)为横波SH的水平速度，β0为横波的垂直声速（例如，vSV(0)，vSH(0）。此外，qP的值从垂直（即，大约0度）到水平（即，大约90度）发生变化，其中，变化（ΔP）与汤姆森参数ε相关，例如，考虑等式ε＝(vP(π/2)-α0)/α0，其中，vP(π/2)为纵波P的水平速度（例如qP），α0为纵波的垂直声速（例如，vP(0)）。在曲线740中，示出了相对于慢度的各向异性参数α0和β0，注意慢度和速度互为倒数地相关。特别是，参数α0被示为接近于垂直时的qP的慢度值，参数β0的值被示为接近于垂直时的SH的慢度值或SH值和垂直和水平时的qSV值。在合成数据的曲线740中，跨度ΔΘ可以被称为甜点：声波数据呈现出由于地层的各向异性（例如，在慢度或速度方面）导致的SH和qSV之间不断变化的差异的角度范围。
关于进行测量的示例，图9示出了分层的陆地902的示例，其具有倾斜井904，钻井工具906，连同笛卡儿坐标系912和圆柱坐标系914。在这样的示例中，钻井工具906可以包括进行测量的特征（例如，作为接收器、发射器、接收器和发射器等）；注意各个示例还出现在图1和图2中。在笛卡儿坐标系912中，应力张量920可以被定义为部分被弹性系数表示。正如所述，沃伊特（Voigt）致密表示940可以改变弹性系数以降低系数的总数。这样的表示还可以在α和β方面改正指数i,j,k和l，例如，以得到弹性模量矩阵Cαβ960。如图9所示，汤姆森参数980可以是依据弹性模量矩阵Cαβ960的各个弹性系数的情况。
图10示出了波前速度和汤姆森参数δ的示例等式1020以及垂直和水平波前的各个示例等式1040。在等式1040中，“v”代表速度，“S”代表慢度。等式1040可以与图7和图8中的曲线740比较，以理解各个系数、变量等如何与慢度数据（例如，或速度数据）相关。
图11示出了方法1110的示例，其包括数据提供方块1140、关系提供方块1150以及输出方块1160。图11还示出了各个计算机可读存储介质方块1142，1152和1162（CRM），其可以包括计算机可执行指令以指示计算装置执行方法1110的一个或多个动作。虽然示出了单独的CRM方块，单个CRM可以包括用于执行与数据提供方块1140、关系提供方块1150和输出方块1160相关联的一个或多个动作的指令。
关于数据提供方块1140，其可以包括为大于大约40度和小于大约90的倾斜井眼角度处的均匀的、各向异性地层提供纵波和横波慢度数据，所述角度如由垂直横向各向同性（VTI）对称轴所定义的。此外，还可以提供其它数据，例如，对于大约90度的声波数据，对于大约0度的声波数据或以上的组合。这样的数据可以贮存在数据存储装置中，例如，经由网络接口可访问的。因此，数据提供方块1140可以包括从数据存储装置访问数据。
关于关系提供方块1150，在图11的示例中，由于对于特定类型的介质，可以假定参数BT与汤姆森参数γ紧密相关（其可以在井的水平部分测量，例如，或者基于测得的数据另外估计），可以提供经验关系以计算沿井的水平部分的弹性参数（例如，每输出方块1160）。作为示例，关系提供方块1150可以提供BN和BT的关系。这样的关系可以是例如，存储在数据存储装置中的预先存在的关系；因此，关系提供方块1150可以包括访问关系、相关值等。关于BN和BT的值，可以经基于来自被分析的地层的数据，来自一个或多个相似的地层或以上的组合的计算来提供。例如，对于感兴趣的页岩地层，可以基于来自另一个页岩地层的数据计算柔量。在BN和BT的值计算出来后，可以执行回归分析以提供拟合关系（例如，等式）。如图11的示例所示，这种关系可以以把BN确定为BT的函数的形式描绘：BN=m*BT-b（例如，在拟合参数m为斜率，拟合参数b为截距的情况下）。
如所述的，汤姆森参数γ可以根据速度值的组合，慢度值的组合或一个或多个速度值与一个或多个慢度值的组合来确定，其中值包括地层中井的水平部分的SH慢度值或速度值（例如，大约90度的角度的VSH或SSH）。作为示例，γ可以根据地层中井的水平部分的快横波和慢横波来确定。作为示例，速度、慢度或速度与慢度可以为C44和C66提供（另参见图10的垂直和水平波前1040）。
当BT可以以已知的弹性系数（例如，C44和C66）的形式描绘时，作为已经提供的关系，BN和BT的比率可以被应用于估计BN（例如，根据来自线性回归分析的常数，每个前述的使BN与BT相关的等式）。作为示例，给定BN和BT的这种关系，方法可以包括输出模型（例如，每个输出方块1160）以计算井的水平部分的一个或多个汤姆森参数ε和δ。在这样的示例中，使用提供的关系（例如，通过线性回归分析），可以预测BN（例如，作为BT的函数，其与定义γ的弹性系数相同）。通过具有井的水平部分（例如，开采井）的BN，BT，C44，C66和C11的值，通过使用模型（其可能与数据提供块1140提供的数据拟合），可以计算其余的两个弹性系数C33和C13。在图11的示例中，注意水平部分的汤姆森参数ε和δ可以根据一个或多个等式（例如，包括δ*）来计算。此外注意，汤姆森参数δ（和δ*）都取决于C33和C13。作为示例，图11的方法1110可以用于确定任何的各种用途的弹性系数C33和C13的值。
作为示例，执行了一种方法，使用在页岩气体活动钻井的近垂直试验井和侧钻开采井获取的数据。在垂直试验井中，在大约3860m的垂直深度遇到页岩气。使用11°/30m的构造率（构造半径150m）钻开采井。近水平地钻开采井到大约1.4km的总水平距离。在垂直试验孔和开采井的构造和水平部分获取井记录（well log）。在垂直试验井和开采井的构造部分获取的伽玛射线记录的比较显示一致，表示地层在最大150m的井间距离中是大体横向均匀的（例如，为了确保弯曲的至少一部分位于页岩内，与该部分相关联的数据可以在确定一个或多个参数、弹性系数等的方法中使用）。
图12示出了相对于相关垂直深度和水平偏移的地层1214中的前述垂直井1222和前述开采井1224的曲线1210。图12还分别示出了执行深度相关过程之后的相关联的伽玛射线记录和岩性记录的曲线1260和1270（见，例如，图3中方法300的对应方块320）。如体积百分比相对于深度的曲线1270所示，岩性记录指示伊利石层（例如，非膨胀，粘土大小，云母矿物）、石英、方解石、水、气等。在大于大约3880m的深度，水和气体的体积百分比增加。
给定数据，该方法在大约75m的深度范围（见，例如，图7的Δz）从3835m到3910m（其对应于从大约150m的垂直和偏移范围测量的大约35度到大约80度（见，例如图7的ΔΘ）的井倾斜）应用各向异性估计过程。这样的过程可以包括拟合模型的弹性系数与测得的数据，使得模型输出与测得的数据匹配的合成数据。正如所述，可以采用从各个类型的模型选择的一个或多个模型（例如，3D FDTD,点源等）。
图13示出包括汤姆森参数（标记的α0,β0,ε,δ和γ）的多井反演结果的一系列曲线1300，汤姆森参数为试验井1222和开采井1224的大部分可能的模型（标记的L），伽玛射线（标记的GR），密度（ρ），井倾斜（Θ）以及模型的和测得的慢度的似然函数。
一系列曲线1300中的汤姆森参数与相对于大部分可能的模型的深度的值对应，例如，由于拟合经过匹配过程使测得的数据与合成数据之间的差异最小化。虽然没有在一系列曲线1300中示出，对于汤姆森参数，一些分布在绘制的值周围存在，例如，与条件概率密度函数（PDF）对应。作为示例，条件PDF可以用于指示参数的分辨率（例如，分布是宽还是窄）。条件PDF可以被视为经过多维模型空间的条，并且可以被计算，例如，通过使模型参数常数与其中一个模型参数分离。在参数被完全求解的情况中，条件PDF在最优解周围将明显达到峰值。相反地，如果条件PDF是平的，那么参数没有被完全求解。作为示例，方法可以包括使分布呈现到显示器上，例如，与大部分可能的模型的条件PDF相关（例如，在匹配过程中的任意点）。在这样的示例中，用户可以容易地可视化匹配，以及是否执行进一步的迭代以进一步减少分布（例如，对于一个或多个汤姆森参数）。
作为示例，各向异性页岩可以使用分别以其法向和切向（或剪切）柔量BN和BT（见，例如，Sayers,2008）为特征的低纵横比孔隙来模拟。图14示出了这些页岩气地层的计算出来的柔量的曲线1400。特别是，曲线1400示出了BN和BT交会图以提供线性关系，其可以经线性回归过程来确定；注意可以采用其它的关系和回归过程（例如，非线性等）。如图所示，两个参数BN和BT以0.85的相关系数呈现强相关，其中线性回归提供了关系BN＝0.47＊BT-3.4×10-12（例如，拟合参数m=0.47，拟合参数b=3.4×10-12）。图14还显示了关于不确定带的虚线和点线（例如，标准倾斜等）。
在图12和13的示例中，两个参数BN和BT呈现了与所有其它的各向异性参数组合相比最高程度的相关。正如所述，由于根据弹性系数（其可以在井的水平部分测量）参数BT可以与汤姆森参数γ紧密相关，可以使用经验关系预测井的水平部分的其余的弹性参数。
作为示例，考虑图14中曲线1400的线性回归分析结果，其中BN＝0.47＊BT-3.4×10-12。在这个示例中，参数BT在开采井1224的水平部分从测得的快横波和慢横波慢度和密度（分别表示为SSH，SSV和ρ）来计算：
B T = C 66 - C 44 C 66 * C 44
其中 C 44 = ρ S SV - 2 , C 66 = ρ S SH - 2
类似地，弹性常数C11可以从沿开采井的水平部分的纵波慢度（Sp）和密度（ρ）计算：
Figure BDA0000483147270000193
使用导出的线性回归关系，预测BN是可能的。有了开采井1224的水平部分的BN，BT，C44，C66和C11，可以计算出其余的两个弹性参数C33和C13：
C33＝(1-δN)Mb
C13＝(1-δN)(Mb-2C66)
其中， δ N = B N M b ( 1 + B N M b ) , M B = C 11 + 4 C 66 2 B N ( 1 + 2 C 11 C 66 B N )
图15示出了计算出的的沿水平开采部分的汤姆森参数连同计算出的误差或不确定性的一系列曲线1500（预测的汤姆森参数见实线周围的虚线）。这些误差基于来自回归分析的误差的标准倾斜（见，例如，图14中的曲线1400以及用虚线和点线表示的不确定性）。注意汤姆森参数γ以及垂直横波速度（β0）可以直接在水平方向测量（例如，来自垂直部分的数据可以是可选的）。
作为示例，根据方法（例如图3中的方法300或者图11中的方法1110），可以确定沿开采井的水平部分预测的弹性特性，可选地连同不确定性，例如基于BN和BT的关系。这样的方法可以包括单独来自弯曲，或弯曲与水平部分的组合，弯曲与垂直部分的组合，或弯曲与水平和垂直部分的组合的数据。当提供了单独的弯曲的足够的数据，模型可以提供估计一个或多个参数以确定C33和C13的值，例如，汤姆森参数δ（例如，或者δ*）。
虽然根据图12,13,14和15的方法可以以连续的方式执行（如相对于图11中的方法1110所描述的），可以输出模型，用于基于数据输入（例如，方块1140）和关系（例如，方块1150）计算值。
作为示例，方法可以包括为大于40度和小于90度的倾斜井眼角度（如垂直横向各向同性（VTI）对称轴所定义的）下均匀的、各向异性地层提供纵波和横波慢度数据；提供法向和切向柔量（BN和BT）关系；以及，基于所述数据和所述关系，输出模型，其用于计算沿着90度的井眼角度（如VTI对称轴所定义的）特征化均匀的、各向异性地层的各向异性参数值（例如，α0，ε，δ）的。在这样的示例中，法向和切向柔量关系可以是线性关系。
作为示例，计算各向异性参数值的模型可以包括取决于如垂直横向各向同性对称轴（例如，对于γ）所定义的90度的角度处均匀的、各向异性地层的水平面偏振横波慢度的输入参数，和取决于如垂直横向各向同性对称轴（例如，对于β0）所定义的0度或90度的角度处均匀的、各向异性地层的另一横波慢度的输入参数。
作为示例，方法可以包括拟合法向和切向柔量（BN和BT）的关系以提供拟合关系。作为示例，计算各向异性参数值的模型可以提供计算各向异性参数的不确定性值，例如，拟合法向和切向柔量（BN和BT）的关系的不确定性提供计算各向异性参数的不确定性值（例如，沿相对于VTI对称轴的90度的井眼角度）。
作为示例，方法可以包括为均匀的、各向异性地层提供密度数据。作为示例，这样的数据以及纵波和横波慢度数据可以包括来自单个倾斜井眼的数据或来自多个倾斜井眼的数据。作为示例，纵波和横波慢度数据可以包括均匀的、各向异性地层中多个深度的数据。
作为示例，系统可以包括一个或多个处理器、存储器，以及存储在存储器中并且可由一个或多个处理器中的至少一个执行的处理器可执行指令，以基于均匀的、各向异性地层中多个不同的倾斜井眼角度的纵波和横波慢度数据，均匀的、各向异性地层的密度数据，处于由垂直横向各向同性对称轴（例如，对于γ）定义的90度的角度的均匀的、各向异性地层的水平面偏振横波慢度，以及由垂直横向各向同性对称轴（例如，对于β0）定义的0度或90度的角度的均匀的、各向异性地层的横波慢度，计算特征化由垂直横向各向同性对称轴定义的90度的角度的均匀的、各向异性地层的各向异性参数值（例如，α0，ε，δ）。。在这样的示例中，可以包括指令以访问切向柔量参数（BT）和法向柔量参数（BN）的经验关系。这样的关系可以基于计算BT和BN的页岩地层的数据。作为示例，可以使用等式BT=（C66-C44）/(C66*C44)，其中，C66和C44是弹性模量矩阵的系数。
作为示例，系统可以包括存储在存储器中并且可由一个或多个处理器执行的指令，可以包括访问柔量参数（BT）和另一柔量参数（BN）之间的拟合关系的指令，例如，从数据存储装置（例如，经网络接口或其它的接口）。
作为示例，系统可以包括通过计算BT，基于BT确定BN以及拟合关系计算各向异性参数值的指令，以及根据C33＝(1-δN)Mb和C13＝(1-δN)(Mb-2C66)计算弹性模量矩阵的系数C33和C13的值的指令，其中，
Figure BDA0000483147270000211
Figure BDA0000483147270000212
并且其中C11和C66是弹性模量矩阵的系数。
作为示例，一个或多个计算机可读存储介质可以包括计算机可执行指令以指示计算装置：访问对于地层中至少一个倾斜井的模型和测得的数据；调整模型的弹性系数以使目标函数最小化，以为模型提供优化的弹性系数，目标函数取决于使用模型和测得的数据计算出的合成数据；对包括可由至少一个优化的弹性系数替代的参数的经验关系执行回归分析；以及至少部分基于模型、模型的优化的弹性系数以及对于经验关系的回归分析计算地层中井的水平部分的一个或多个汤姆森参数。在这样的关系中，可由至少一个优化的弹性系数替代的参数可以是切向柔量（BT）。在这样的示例中，至少一个优化的弹性系数可以包括定义汤姆森参数γ的弹性系数。
图16示出了计算系统1600的示例的组件以及网络系统1610的示例。系统1600包括一个或多个处理器1602，存储器和/或存储组件1604，一个或多个输入和/或输出装置1606以及总线1608。在示例实施例中，指令可以存储在一个或多个计算机可读介质中（例如，存储器/存储组件1604）。这样的指令可以经通信总线（例如，总线1608）被一个或多个处理器读取（例如，处理器1602），通信总线可以是有线的或无线的。一个或多个处理器可以执行这样的指令以实现（全部地或部分地）一个或多个属性（例如，作为部分方法）。用户可以从I/O装置（例如，装置1606）查看输出并且经I/O装置与进程交互。在示例实施例中，计算机可读介质可以是存储组件，例如物理记忆存储装置，例如芯片、封装芯片、记忆卡等（例如，计算机可读的存储介质）。
在示例实施例中，组件可以被分布，例如在网络系统1610中。网络系统1610包括组件1622-1,1622-2,1622-3…1622-N。例如，组件1622-1可以包括处理器1602，而组件1622-3可以包括处理器1602可访问的存储器。此外，组件1602-2可以包括用于显示器的I/O装置，并且可选地与方法交互。网络可以是或者可以包括因特网、蜂窝网络、卫星网络等等。
尽管上文只详细描述了一些示例实施例，本领域技术人员将会容易理解在示例实施例中很多修改时可能的。因此，所有这样的修改都希望包括在本公开的范围内，如下面的权利要求所限定的。在权利要求中，附加方法功能条款希望覆盖在本文中描述的执行所引用的功能的结构，并且不只是结构等效物，还包括等效结构。因此，尽管钉子和螺丝可能不是结构等效物，因为钉子采用圆柱面以使木制部件固定，而螺丝采用螺旋面，在固定木制部件的环境中，钉子和螺丝可以是等效结构。不引用35U.S.C§112，第6段作为对本文中的任何权利要求的限定是申请人的明确意图，除那些其中与相关的功能一起明确使用词语“用于……的构件”的权利要求之外。

Claims (20)

1.一种方法，包括：
为处于大于40度并小于90度的倾斜井眼角度的均匀的、各向异性地层提供纵波和横波慢度数据，所述倾斜井眼角度由垂直横向各向同性对称轴定义；
提供法向和切向柔量的关系；以及
基于所述数据和所述关系，输出模型，所述模型用于计算各向异性参数值，所述各向异性参数值特征化沿着由所述垂直横向各向同性对称轴定义的90度的井眼角度的所述均匀的、各向异性地层。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述法向和切向柔量的关系包括线性关系。
3.如权利要求1所述的方法，其中，用于计算各向异性参数值的所述模型包括取决于处于由所述垂直横向各向同性对称轴定义的90度的角度的所述均匀的、各向异性地层的水平面偏振横波慢度的输入参数，以及取决于处于由所述垂直横向各向同性对称轴定义的0度或90度的角度的所述均匀的、各向异性地层的另一横波慢度的输入参数。
4.如权利要求1所述的方法，进一步包括拟合所述法向和切向柔量的关系以提供拟合关系。
5.如权利要求1所述的方法，其中，用于计算各向异性参数值的所述模型进一步提供用于计算各向异性参数不确定性值。
6.如权利要求5所述的方法，其中，拟合所述法向和切向柔量的关系中的不确定性提供用于计算各向异性参数不确定性值。
7.如权利要求1所述的方法，进一步包括为所述均匀的、各向异性地层提供密度数据。
8.如权利要求1所述的方法，其中，提供纵波和横波慢度数据包括从数据存储装置访问所述纵波和横波慢度数据。
9.如权利要求1所述的方法，其中，所述纵波和横波慢度数据包括来自单个倾斜井眼的数据。
10.如权利要求1所述的方法，其中，所述纵波和横波慢度数据包括来自多个倾斜井眼的数据。
11.如权利要求11所述的方法，其中，所述纵波和横波慢度数据包括来自所述均匀的、各向异性地层中多个深度的数据。
12.一种系统，包括：
一个或多个处理器；
存储器；以及
处理器可执行指令，存储在所述存储器中并且可由所述一个或多个处理器中的至少一个执行，以基于以下项来计算各向异性参数值，所述各向异性参数值特征化沿着由垂直横向各向同性对称轴定义的90度的井眼角度的均匀的、各向异性地层：
对于所述均匀的、各向异性地层中多个不同的倾斜井眼角度的纵波和横波慢度数据，
对于所述均匀的、各向异性地层的密度数据，
对于处于所述由垂直横向各向同性对称轴定义的90度的角度的所述均匀的、各向异性地层的水平面偏振横波慢度，以及
对于处于由所述垂直横向各向同性对称轴定义的0度或90度的角度的所述均匀的、各向异性地层的横波慢度。
13.如权利要求12所述的系统，进一步包括存储在所述存储器中并且可由所述一个或多个处理器中的至少一个执行以访问切向柔量参数和法向柔量参数之间的经验关系的指令。
14.如权利要求13所述的系统，其中，所述经验关系包括基于用于计算所述切向柔量BT和所述法向柔量BN的页岩地层的数据的关系。
15.如权利要求13所述的系统，其中，所述切向柔量BT=（C66-C44）/(C66*C44)，其中，C66和C44是弹性模量矩阵的系数。
16.如权利要求13所述的系统，进一步包括存储在所述存储器中并且可由所述一个或多个处理器中的至少一个执行以访问所述切向柔量参数BT和所述法向柔量参数BN之间的拟合关系的指令。
17.如权利要求16所述的系统，其中，计算各向异性参数值的指令包括计算所述切向柔量BT，基于所述切向柔量BT确定所述法向柔量BN并且确定所述拟合关系，以及根据C33=(1-δN)Mb和C13=(1-δN)(Mb-2C66)计算弹性模量矩阵的系数C33和C13的值的指令，其中，
Figure FDA0000483147260000031
Figure FDA0000483147260000032
并且其中C11和C66是所述弹性模量矩阵的系数。
18.一个或多个计算机可读存储介质，包括计算机可执行指令，用以指示计算装置：
访问用于地层中至少一个倾斜井的模型和测得的数据；
调整所述模型的弹性系数以使目标函数最小化，以为所述模型提供优化的弹性系数，所述目标函数取决于使用所述模型和所述测得的数据计算的合成数据；
对经验关系执行回归分析，所述经验关系包括能够由所述优化的弹性系数中的至少一个替代的参数；以及
至少部分基于所述模型、所述模型的所述优化的弹性系数，以及对于所述经验关系的所述回归分析，计算所述地层中井的水平部分的一个或多个汤姆森参数。
19.如权利要求18所述的一个或多个计算机可读存储介质，其中，可由所述优化的弹性系数中的至少一个替代的参数包括切向柔量。
20.如权利要求19所述的一个或多个计算机可读存储介质，其中，所述优化的弹性系数中的所述至少一个包括定义汤姆森参数γ的弹性系数。
CN201280047346.6A 2011-07-27 2012-07-26 多井各向异性反演 Pending CN103827696A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161512380P 2011-07-27 2011-07-27
US61/512,380 2011-07-27
PCT/US2012/048213 WO2013016470A2 (en) 2011-07-27 2012-07-26 Multi-well anisotropy inversion

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN103827696A true CN103827696A (zh) 2014-05-28

Family

ID=47601758

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280047346.6A Pending CN103827696A (zh) 2011-07-27 2012-07-26 多井各向异性反演

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10436921B2 (zh)
EP (1) EP2737343A2 (zh)
CN (1) CN103827696A (zh)
BR (1) BR112014001992A2 (zh)
RU (1) RU2602409C2 (zh)
WO (1) WO2013016470A2 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105370267A (zh) * 2014-08-29 2016-03-02 中国石油天然气股份有限公司 一种分析致密砂岩弹性系数应力敏感性的方法及装置
CN107092029A (zh) * 2017-04-26 2017-08-25 中国石油大学(北京) 一种地震反演方法和装置
CN110135112A (zh) * 2019-06-04 2019-08-16 南京信息工程大学 一种基于粒子滤波算法的页岩各向异性估计方法
CN115267885A (zh) * 2022-08-19 2022-11-01 招商局重庆交通科研设计院有限公司 一种变能量多波智能可控震源及其振动装置
US11867052B1 (en) * 2018-10-12 2024-01-09 Eog Resources, Inc. Precision targeting with simulated well logs

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9659252B2 (en) 2012-01-23 2017-05-23 Schlumberger Technology Corporation Method to characterize heterogeneous anisotropic media
US9835746B2 (en) 2013-08-24 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Formation stability modeling
US9625599B2 (en) 2013-12-17 2017-04-18 Schlumberger Technology Corporation Downhole elastic anisotropy measurements
WO2016022301A1 (en) 2014-08-04 2016-02-11 Schlumberger Canada Limited In situ stress properties
US10386529B2 (en) * 2014-11-19 2019-08-20 Schlumberger Technology Corporation Subsurface estimation of level of organic maturity
CN104484573B (zh) * 2014-12-30 2017-09-15 中国石油天然气股份有限公司 一种确定地层刚性系数的方法
US10073182B2 (en) * 2015-01-23 2018-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Combination model for predicting stiffness coefficients absent Stoneley wave velocity data
US10191167B2 (en) * 2015-06-30 2019-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Correcting the effects of deviation and dispersion on sonic log measurements of deviated wells in laminated formations
US11008835B2 (en) * 2015-09-03 2021-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Horizontal reservoir description systems
WO2017180795A1 (en) * 2016-04-15 2017-10-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for determining fast and slow shear directions in an anisotropic formation using a logging while drilling tool
WO2017205307A1 (en) 2016-05-25 2017-11-30 Schlumberger Technology Corporation Elastic parameter estimation
AU2016418346A1 (en) * 2016-08-10 2019-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Horizontal reservoir description systems
MX2019001685A (es) * 2016-08-19 2019-06-03 Halliburton Energy Services Inc Inversion de forma de onda completa de datos de pefil sismico vertical para velocidades anisotropicas usando ecuaciones de ondas pseudo-acusticas.
GB201620352D0 (en) 2016-11-30 2017-01-11 British American Tobacco Investments Ltd Smoking article
US10901103B2 (en) 2018-03-20 2021-01-26 Chevron U.S.A. Inc. Determining anisotropy for a build section of a wellbore
US11624849B2 (en) * 2018-05-14 2023-04-11 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining transversely isotropic-elastic constants from borehole sonic velocities in strongly transversely-isotropic formations
US10699945B2 (en) * 2018-10-04 2020-06-30 International Business Machines Corporation Back end of line integration for interconnects
US11719843B2 (en) 2019-04-08 2023-08-08 Chevron U.S.A. Inc. Determining a vertically transverse isotropy (VTI) anisotropy along a horizontal section of a wellbore drilled into a formation
US11681065B2 (en) * 2020-02-17 2023-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Depth-continuous estimation of the elastic tensor using single depth borehole sonic measurements

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003076967A2 (en) * 2002-03-06 2003-09-18 Services Petroliers Schlumberger Determination of anisotropic moduli of earth formations
US20070183259A1 (en) * 2006-02-06 2007-08-09 Precision Energy Services, Ltd. Borehole apparatus and methods for simultaneous multimode excitation and reception to determine elastic wave velocities, elastic modulii, degree of anisotropy and elastic symmetry configurations
WO2009108432A1 (en) * 2008-02-28 2009-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Rock physics model for simulating seismic response in layered fractured rocks
CN101553742A (zh) * 2006-09-12 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 使用图像和声波测井图的组合区分天然裂缝导致的声波各向异性和应力导致的声波各向异性
US20100302903A1 (en) * 2009-06-02 2010-12-02 Schlumberger Technology Corporation Estimating subsurface elastic parameters
CN101952743A (zh) * 2008-03-21 2011-01-19 埃克森美孚上游研究公司 地球物理数据反演的有效方法

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2278920B (en) * 1993-06-07 1996-10-30 Geco As Method of determining earth elastic parameters in anistropic media
GB0018480D0 (en) 2000-07-27 2000-09-13 Geco Prakla Uk Ltd A method of processing surface seismic data
US6714873B2 (en) 2001-12-17 2004-03-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data
RU2319982C2 (ru) 2002-01-15 2008-03-20 Вестернджеко, Л.Л.С. Определение характеристик наклонных трещин с помощью обменных отраженных волн в сочетании с процессом последовательного исключения влияния вышележащих слоев
US7679993B2 (en) * 2005-06-17 2010-03-16 Schlumberger Technology Corporation Method of characterizing a fractured reservoir using seismic reflection amplitudes
US7508735B2 (en) * 2006-09-21 2009-03-24 Shell Oil Company Method of analyzing vertical seismic profile data, method of producing a hydrocarbon fluid, and a computer readable medium
US7924652B2 (en) 2007-06-01 2011-04-12 Baker Hughes Incorporated Method for determining seismic anisotropy
US8194498B2 (en) 2008-01-18 2012-06-05 Westerngeco L.L.C. Using a wave propagator for transversely isotropic media
US8243549B2 (en) 2008-03-10 2012-08-14 Schlumberger Technology Corporation Estimating seismic anisotropy of shales
US8117014B2 (en) * 2009-03-27 2012-02-14 Schlumberger Technology Corporation Methods to estimate subsurface deviatoric stress characteristics from borehole sonic log anisotropy directions and image log failure directions

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003076967A2 (en) * 2002-03-06 2003-09-18 Services Petroliers Schlumberger Determination of anisotropic moduli of earth formations
WO2003076967A3 (en) * 2002-03-06 2004-04-15 Schlumberger Services Petrol Determination of anisotropic moduli of earth formations
US20070183259A1 (en) * 2006-02-06 2007-08-09 Precision Energy Services, Ltd. Borehole apparatus and methods for simultaneous multimode excitation and reception to determine elastic wave velocities, elastic modulii, degree of anisotropy and elastic symmetry configurations
CN101553742A (zh) * 2006-09-12 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 使用图像和声波测井图的组合区分天然裂缝导致的声波各向异性和应力导致的声波各向异性
WO2009108432A1 (en) * 2008-02-28 2009-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Rock physics model for simulating seismic response in layered fractured rocks
CN101952743A (zh) * 2008-03-21 2011-01-19 埃克森美孚上游研究公司 地球物理数据反演的有效方法
US20100302903A1 (en) * 2009-06-02 2010-12-02 Schlumberger Technology Corporation Estimating subsurface elastic parameters

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
金抒辛等: "泥岩裂隙的正演模拟方法研究", 《石油物探》, vol. 44, no. 2, 31 March 2005 (2005-03-31) *

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105370267A (zh) * 2014-08-29 2016-03-02 中国石油天然气股份有限公司 一种分析致密砂岩弹性系数应力敏感性的方法及装置
CN105370267B (zh) * 2014-08-29 2018-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种分析致密砂岩弹性系数应力敏感性的方法及装置
CN107092029A (zh) * 2017-04-26 2017-08-25 中国石油大学(北京) 一种地震反演方法和装置
CN107092029B (zh) * 2017-04-26 2019-01-18 中国石油大学(北京) 一种地震反演方法和装置
US11867052B1 (en) * 2018-10-12 2024-01-09 Eog Resources, Inc. Precision targeting with simulated well logs
CN110135112A (zh) * 2019-06-04 2019-08-16 南京信息工程大学 一种基于粒子滤波算法的页岩各向异性估计方法
CN115267885A (zh) * 2022-08-19 2022-11-01 招商局重庆交通科研设计院有限公司 一种变能量多波智能可控震源及其振动装置
CN115267885B (zh) * 2022-08-19 2024-06-11 招商局重庆交通科研设计院有限公司 一种变能量多波智能可控震源及其振动装置

Also Published As

Publication number Publication date
BR112014001992A2 (pt) 2017-02-21
WO2013016470A2 (en) 2013-01-31
US10436921B2 (en) 2019-10-08
EP2737343A2 (en) 2014-06-04
US20150012251A1 (en) 2015-01-08
RU2014107470A (ru) 2015-09-10
WO2013016470A3 (en) 2013-04-04
RU2602409C2 (ru) 2016-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10436921B2 (en) Multi-well anisotropy inversion
EP3571532B1 (en) Systematic evaluation of shale plays
US8700372B2 (en) Method for 3-D gravity forward modeling and inversion in the wavenumber domain
US12032110B2 (en) Elastic parameter estimation
US11015443B2 (en) Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs
US8117014B2 (en) Methods to estimate subsurface deviatoric stress characteristics from borehole sonic log anisotropy directions and image log failure directions
US20180058211A1 (en) Joint inversion of downhole tool measurements
US7299132B2 (en) Method and system for pre-drill pore pressure prediction
US9670770B2 (en) Fracture evaluation through cased boreholes
EP3433643B1 (en) Method and device for estimating sonic slowness in a subterranean formation
EP2872932B1 (en) Anisotropy parameter estimation
US10768323B2 (en) Methods and systems for seismic data analysis using a tilted transversely isotropic (TTI) model
US10379247B2 (en) Method and system for estimating formation slowness
US11774631B2 (en) Geologic formation neutron porosity system
CN105074505A (zh) 真岩层电阻率的确定
Kozlowski et al. Overburden characterization for geomechanics and geophysical applications in the Eldfisk field: A North Sea case study
US20240069239A1 (en) Methods using dual arrival compressional and shear arrival events in layered formations for formation evaluation, geomechanics, well placement, and completion design
US20240337768A1 (en) Geologic velocity modeling framework
Riahi et al. Velocity based pore pressure prediction-a case study at one of the iranian south west oil fields

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20140528

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication