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Die vorliegende Erfindung betrifft
das Gebiet geophysikalischer Erkundungsverfahren und betrifft insbesondere
die seismische Erkundung von Öl-
und Gas-Ablagerungen auf der Grundlage von Wellen unterschiedlicher
Arten. Die Erfindung ist für
die Beurteilung der Reservoir- und Fluidsättigungseigenschaften von Gesteinen,
die in der Nähe
des Bohrloches angeordnet sind, und für die Aufnahme quantitativer
Abschätzungen
der bedeutenden Ölfeldparameter
zur Identifizierung des Bildes der Öl- und Gas-Ablagerungen, und für die nachfolgende wirksame
Abgrenzung der produktiven Schichten zur Zeit von Erkundungs- und
Erschließungsbohrungen
der Bohrlöcher
sowie für
die Verwendung der erhaltenen Daten für die Berechnung der Öl- und Gasreserven
gedacht.
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Das Verfahren ist insbesondere effizient
für die
Diagnose zerklüfteter
Reservoire (Kalkstein, Sandstein), da es die Messung von Parametern
des zerklüfteten
Gesteins, etwa die durchschnittliche Länge und die lineare Dichte
von Brüchen
bzw. Rissen, die Porosität
und Permeabilität
des zerklüfteten
Gesteins, die Restwassersättigung
und die Fluidsättigung
zerklüfteten
Gesteins ermöglicht,
wobei der wesentliche Anteil des zuletzt genannten nicht unter Anwendung
standardmäßiger radiometrischer
Bohrlochvermessungsverfahren bestimmt werden kann. Zudem kann das
Verfahren für
die Untersuchung vor Ort der gesteinskundlichen und petrophysikalischen
Parameter des Gesteins verwendet werden.
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Ein Verfahren der vibroseismischen
Erkundung von Öl-
und Gas-Ablagerung (Ru, Patent Nr. 2045079 GO 1V 1/00, 1995) ist
bekannt, wobei die seismischen Oszillationen mit einer Frequenz
von 2 – 20
Hz erzeugt werden, die seismischen Reaktionen der Erde vor und nach
der Anregung der Oszillation von drei Komponenten von nicht weniger
als 2 Geophonen gleichzeitig erfasst werden, und wobei eine deutliche
Vergrößerung des
Extremwerts der empfangenen Amplituden/Frequenz-Eigenschaften der
seismischen Antwort bei Frequenzen von 2 bis 6 Hz verwendet wird,
um eine Entscheidung über
das Vorhandensein einer Öl-
und Gasablagerung zu treffen. Das Verfahren ermöglicht, das Vorhandensein der Öl- und Gas-Ablagerung
in einigen Fällen
zu erkennen, obwohl die Effizienz nicht hoch ist, sofern das Amplitudenmaximum
der Parameter bekannt ist, der von den diversen Faktoren abhängt. Insbesondere
hängen
die Amplitudenwerte signifikant von den Bedingungen der Anregung
und des Nachweises ab, wobei die Abwesenheit von entsprechenden
Daten falsche Informationen hinsichtlich des Vorhandenseins der Öl- und Gas-Ablagerung
vermitteln kann.
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Daher ist es für die Identifizierung der Erstellung
eines derartigen Parameters, etwa des Amplitudenmaximums, notwendig,
den Pegel der Amplitudendifferenz (oder des Schwellwerts) zu erstellen,
und für
die korrekte Wahl der Schwellwertgröße muss zusätzlich Information über die
statistischen Eigenschaften von Nutzsignal und Rauschen zusammen
mit der Verteilung der Wahrscheinlichkeiten der Amplitudenüberschwinger
des Nutzsignals und des Rauschens diverser Pegel verfügbar sein.
Das Verfahren erlaubt nicht die Kontrolle bei Änderung der Bedingungen der
Wellenerzeugung und erfordert ferner einen großen zeitlichen Aufwand bei
der Verwendung zusätzlicher
Geräte,
da bestehende Vibratoren die seismischen Wellen im Infraschallbereich
nicht mit der erforderlichen Frequenz der Anregungen der Oszillationen
erzeugen können.
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Ein Verfahren zur Untersuchung der
Kohlenwasserstoffabscheidungen auf der Grundlage der Wirkungen ihrer
nicht idealen Elastizität
ist ebenso bekannt (Rapport M. B. Ryzhkov V.I. 1992–2000; wissenschaftliche
Beiträge
der internationalen geophysikalischen Konferenzen von SED; IGRC,
EAGE, etc.). In dem zuvor genannten Verfahren wird die experimentelle
Tatsache ausgenutzt, dass das kohlenwasserstoffgesättigte Medium
ein großes
Absorptionsvermögen
aufweist. Es wird vermutet, dass die Wirkungen der seismischen Nichtelastizität von Gestein
mittels einer frequenzabhängigen
Absorption und der Dispersion der Phasengeschwindigkeiten der seismischen
Wellen, deren Werte entsprechend den Daten der seismischen Oberflächen- und Bohrlochüberwachung
berechnet werden, zutage treten. Auf der Grundlage des von den Autoren
offenbarten Verfahrens wurden die Untersuchungen der seismischen
Absorption gemäß den seismischen
Oberflächenuntersuchungsdaten
(2D/3D) implementiert und des weiteren wurden für die Analyse der Absorptionsparameter nicht
gestapelte seismische Daten und die Nachweisbarkeit seismischer
Reflektionen an temporalen Querschnitten verwendet. Die erhaltenen
Daten der Absorptionsparameter werden als Indikatoren für die Anwesenheit
von Kohlenwasserstoff bei der seismischen Oberflächenuntersuchung verwendet.
Die vertikalen seismischen Profildaten (VSP) in den produzierenden
Bohrlöchern
werden als parametrisch bei der Analyse der seismischen Nichtelastizität betrachtet
und werden für
die Trennung der produktiven Dicken angewendet, die zum Zeitpunkt
der radiometrischen Bohrlochvermessung übersprungen werden, während die Beobachtungen
der VSP aus dem Bohrloch, die Abnormalitätsabsorptionsparameter und
die Geschwindigkeitsdispersion, die durch die seismische Oberflächenüberwachung
erhalten wird, unmittelbar mit den Öl- und Gas-Ablagerungen verknüpft werden.
Für die
Definition des Schwellwertpegels, der dem Umriss der Ablagerung
entspricht, werden die Werte der Indikatorparameter permanent mit
den Ergebnissen der Testuntersuchungen der produktiven Bohrlöcher kalibriert.
Die Anwendung des vorgegebenen Verfahrens erlaubt es, die am vielversprechendste
Beziehung hinsichtlich der Öl-
und Gas-Ablagerungen
des untersuchten Bereichs zu definieren und ermöglicht bei Vorhandensein der
Bohrlöcher
ferner, die produktiven Abschnitte abzugrenzen.
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Das zuvor erwähnte Verfahren verwendet jedoch
seismische Oberflächenerkundungsdaten
in berechneter Form, und enthält
die Bedingung, dass die Untersuchungsergebnisse an die radiometrischen
Bohrlochvermessungsdaten anzupassen sind. Auf Grund der Dauer parametrischer
Messungen und bei Vorhandensein lediglich der Abschätzungen
effektiver Abschwächungen
von Amplituden kann das Verfahren zu fehlerhaften Prognosen hinsichtlich
der Entdeckung von Schichten führen,
die in der Öl-
und Gas-Ablagerung vielversprechend sind.
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Dem technischen Grundgedanken der
beanspruchten Erfindung liegt als nächstkommender Stand der Technik
zugrunde: „Verfahren
zur Bestimmung der rheologischen Eigenschaften fest-flüssiger Medien
mittels der seismischen Mehrfachwellenbohrlochuntersuchung" (UA, Patent Nr.
718 C1 G 01 V 1/40, G 01 V 1/00, 15.12.93, Bull. Nr. 2), in der
die Prinzipien der seismischen Bohrlocherkundung (Prototyp) implementiert
sind. Die Wesenheit der Erfindung beruht auf dem Folgenden: in der
Nähe des
Bohrloches wird eine ebene Longitudinalwelle mittels der Anregung
seismischer Oszillationen durch Quellen, die in der Nähe der Oberfläche angeordnet
sind, gebildet. Mittels dreikomponentiger Geophone für Verschiebungen
(oder mechanische Spannungen) werden die dynamischen Eigenschaften
der direkten seismischen Wellen in dem untersuchten Bohrloch aufgezeichnet,
wobei gleichzeitig eines der Geophone entlang der Senkrechten zu
der ebenen Wellenfront der Longitudinalwelle orientiert wird. Anschließend wird
entsprechend den erhaltenen kinematischen Eigenschaften der Longitudinalwelle
und der Scherwellen (oder konvertierten Wellen) die numerische Verarbeitung
der dynamischen Eigenschaften der direkten Longitudinalwelle ausgeführt. Zu
diesem Zwecke wird die Trennung der monotypischen zeitlichen Signale
für die
ausgerichteten Auslenkungskomponenten (oder Spannungskomponenten),
die im Bohrloch angeordnet sind, durch punktweise Deduzierung aus
der axialen Komponente (z-Komponente) die tangentiale Komponente
(x, y-Komponenten) der Auslenkungen (oder Spannungen) ausgeführt, wobei
die signifikanten parametrischen Abschätzungen für die künftigen separaten Signale ermittelt
werden.
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Danach werden gemäß bekannter analytischer Beziehungen
die kinematischen und dynamischen Parameter in Hinblick auf die
Schichtungswerte transformiert, wobei die weitere Bestimmung der
rheologischen Parameter der Gesteine sowie der Absorptionsparameter
der Longitudinalwelle für
jeden Beobachtungspunkt entlang der Tiefes des Bohrloches erfolgt.
Das bekannte Verfahren der seismischen Bohrlochüberwachung bzw. Vermessung
ermöglicht
mittels der dynamischen Eigenschaften der direkten (nach unten gerichteten) seismischen
Wellen, die rheologischen Parameter und die Absorptionsparameter
in porösen
zerklüfteten Schichten
zu definieren, die mittels des Erkundungsbohrloches geöffnet werden,
und in Hinblick auf die wesentliche Unterscheidung der Öl- und Gas-Ablagerungen
mittels rheologischer Eigenschaften wird die zuverlässige Information über die
physikalischen mechanischen Parameter des Gesteins in der Nähe des Bohrloches
ermittelt.
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Das zuvor genannte Verfahren ignoriert
jedoch die Änderungen
der Bedingungen an den mehreren Anregungspunkten der Oszillationen
durch die oberflächennahen
Quellen und den Einfluss der spezifischen Änderungen der dynamischen Parameter
der Longitudinalwelle. Das Verfahren berücksichtigt ferner nicht die Raumgruppenverarbeitung
der Amplitudenwerte der monotypischen zeitlichen Signale für das Ermitteln
der Koeffizienten zur Abschwächung
und zur Energiedispersion der Longitudinalwelle. Die endgültige Zielsetzung des
bekannten Verfahrens erlaubt es nicht, die Gesteinslagerungs- bzw.
schichtungswerte der Ölfeldparameter
für die
exakte Identifizierung der Bilder der Öl- und Gas-Ablagerungen zu
erhalten.
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Der Kernpunkt des Problems, das der
vorliegenden Erfindung zugrunde liegt, besteht im Folgenden. Die
Merkmale der bestehenden Technik der tiefen Bohrlochbildung mit
deutlich unterschiedlichen Drücken
in den Gesteinslagerungen entlang der Tiefe des Bohrloches ist erforderlich,
um bei dem zuvor beschriebenen Bohren Hebebäume unter den spezifizierten
Bedingungen zur Vermeidung von Unfällen anzuwenden, so dass eine
Stoßverformung
des betrachteten Teils an den öl-
und gasführenden
Schichten stattfindet. Durch die Erscheinungsform des Bohrschlammes
der Zonen, in die zuletzt eingedrungen wurde, wird eine qualitative
Beurteilung der produktiven Schichten mittels der standardmäßigen Verfahren
der radiometrischen Bohrlochvermessung ineffizient, was zum Zeitpunkt
der Erschließung
dazu führt,
durchschnittliche und weniger durchlässige öl- und gastragende Schichten
zu überspringen
und damit die mögliche
Produktivität
der Bohrlöcher
um das 1,2 bis 1,5-fache zu reduzieren.
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Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung
besteht darin, das Verfahren zur Wellendiagnostik von Öl- und Gas-Ablagerungen
zu verwenden, wobei dieses mittels der seismischen Beschallung mit
Infraschall in der Nähe
des Bohrloches es ermöglicht, über die
Aufzeichnung der Auslenkungsvektordaten in dem untersuchten Bohrloch
mittels einer dreikomponentigen seismischen Profilierung die Ölfeldinformation
für die
Werte der Absorptionskoeffizienten, die die Art der Fluidsättigung
kennzeichnen; die Koeffizienten der Rissbildung, der granularen
und Rissdurchlässigkeit,
der Restwassersättigung
und der Kohlenwasserstoffsättigung
der Gesteine einschließlich
der Schichten mit den Zonen, in die deutlich eingedrungen wurde,
mit dem Bohrschlamm zu ermitteln.
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Das bestehende Problem des Übergangs
von den beobachtbaren Werten der Parameter zu deren Schichtungswerten
kann gelöst
werden, indem eine spezielle Datenverarbeitung angewendet wird,
wobei die Korrekturen auf die dynamischen Parameter der Daten aus
dem Bohrloch und der Testdaten eingeführt wird, die Änderungen
der Bedingungen der Wellenanregung und die filtrierende Wirkung
der abdeckenden Gesteinsdicke für
jeden Beobachtungspunkt entlang der Tiefe des untersuchten Bohrlochs
berücksichtigt
werden.
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Die zuletzt genannte Eigenschaft
erlaubt zunächst
das Berechnen der dynamischen Parameter der Impulsantworten der
Schichten und dann das Transformieren ihrer entsprechend petrophysikalischer
Parameter und Ölfeldparameter,
wobei gleichzeitig der Erhalt zuverlässiger Informationen über die
effektive Schichtdicke und über
die Position der Gas-, Öl-,
Wasser-Kontakte ermöglicht
wird, und wobei es ferner möglich
ist, die Qualität
der Deckgesteinsschichten abzuschätzen und das Vorhandensein
tektonischer Versetzungen des untersuchten Bohrlochs bei Überquerungen
zu erstellen.
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Das Problem wird in der folgenden
Weise gelöst.
Das Verfahren zur Wellendiagnostik von Öl- und Gasablagerungen umfasst
die Anregung seismischer Wellen durch oberflächennahe Oszillationsquellen,
das Aufzeichnen der Verschiebungsvektoren für die direkte Longitudinalwelle
und die Scherungswellen für
jeden Beobachtungspunkt mittels der dreikomponentigen seismischen
Profilierung entlang der Tiefe des untersuchten Bohrlochs und das
Verarbeiten der kinematischen und dynamischen Parameter, wobei sich
das Verfahren dadurch auszeichnet, dass eine oberflächennahe
Oszillationsquelle die Anregung in der Nähe des Bohrloches für die Longitudinalwellen
ausführt,
und wobei der Empfang gleichzeitig in dem untersuchten Bohrloch
und in dem Prüfbohrloch
durchgeführt
wird; nach der räumlichen
Orientierung der dreikomponentigen Beobachtungsdaten werden monotypische
zeitliche Signale für
die Kompressions- und Scherungskomponenten der direkten Longitudinalwelle
aus den seismischen Signalen ermittelt, die in den axialen und tangentialen
Komponenten des Auslenkungs- bzw. Verschiebungsvektors für die Geräte im Bohrloch
sowie die. Testgeräte
enthalten sind; ferner wird mittels der Verarbeitung der kinetischen
Parameter für
die direkte Longitudinalwelle und die Scherungswellen die Intervallwerte
für die
elastischen Module (Längsmodul
und Schermodul) berechnet; nach der Decodierung der monotypischen
zeitlichen Signale werden die quantitativen Abschätzungen
ihrer signifikanten dynamischen Parameter für jede Komponente und Beobachtungspunkt
gemäß den Daten
aus dem Bohrloch und den Testdaten erstellt, wobei ferner die Genauigkeit
der ermittelten Abschätzungen
der dynamischen Parameter mittels der Computermodellierung der seismischen
Signale überwacht
wird.
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Dann wird die Korrektur des entsprechenden
Parameters wegen der Änderung
der Bedingungen bei der Wellenanregung und der Filterung der seismischen
Signale in der abdeckenden Gesteinsdicke ausgeführt, und die dynamischen Parameter
der Impulsantworten, die Werte der Koeffizienten der dynamischen
Viskosität (volumetrisch
und Scherungsviskosität)
und die Absorption (für
die Kompressions- und Scherungskomponenten) der Schichten werden
berechnet, wenn die kalibrierten Werte der Absorptionskoeffizienten
für die
Kompressionskomponente als die Indikatoren für die Anwesenheit von Kohlenwasserstoff
und die Fluidart in den Schichten verwendet werden; und ferner werden
die Werte der Schichtungskoeffizienten der Amplitudenabschwächung und
der Energiedispersion der Longitudinalwelle berechnet; dann werden
unter Anwendung der funktionalen Abhängigkeiten, die die thermodynamischen
Bedingungen der Gesteinsschichten berücksichtigen, die ermittelten
petrophysikalischen Daten in die Werte der Parameter der Reservoir-
und Fluidsättigungseigenschaften
der Schichten umgewandelt mit dem Ziel, die notwendige Vollständigkeit
der signifikanten Ölfeldparameter
für die
Identifizierung des Bildes der Öl- und Gas-Ablagerung
zu ermitteln.
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Gleichzeitig wird die Tiefe der Position
der Explosivladung (oder der Luftdruckkanone) für die Oszillationsanregung
im oberflächennahen
Bohrloch aus der Bedingung der Separation der direkten Longitudinalwelle
von den begleitenden Wellen, die zum Zeitpunkt der Reflexion an
der freien Oberfläche
gebildet werden, definiert.
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Die Aufzeichnung der Auslenkungsvektoren
für die
direkte Longitudinalwelle (oder Scherungswelle) wird in dem untersuchten
Bohrloch und in dem Testbohrloch gleichzeitig durchgeführt – in dem
untersuchten Bohrloch mit Hilfe der dreikomponentigen multimodularen
Sonde im Bohrloch, die sich entlang der Tiefes des Bohrlochs bewegt,
und in dem Testbohrloch mit Hilfe einer stationär angeordneten dreikomponentigen
Einzelmodulsonde. Die detaillierte dreikomponentige Profilierung
in dem untersuchten Bohrloch wird mittels diskreter Beobachtungen
für alle
2, 5 bis 5 m erreicht. Das Testbohrloch ist an der Trajektorie der
Ausbreitung der direkten Longitudinalwelle (oder Scherungswelle)
und an der Linie, die das untersuchte Bohrloch und den Anregungspunkt
verbindet, unter einem Abstand von 20 bis 50 m von dem Anregungspunkt
angeordnet.
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Da sich die seismischen Wellen außerhalb
der Grenzen des untersuchten Bohrlochs ausbreiten und die Nähe des Bohrlochs
mit Schall beaufschlagen, wird eine zuverlässige Diagnose derartiger kapazitiver,
filternder und Fluidsättigungseigenschaften
der Reservoire unter Bedingungen ihrer natürlichen Lagerung erreicht.
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Mittels der vorliegenden Erfindung
werden alle signifikanten Parameter der Reservoir- und Fluidsättigungseigenschaften
der Gesteine im Radis von 50 bis 100 m in der Nähe des Bohrloches ermittelt,
wohingegen die zuvor genannten Parameter nicht mit der erforderlichen
Vollständigkeit
mittels standardmäßiger radiometrischer
Bohrlochvermessungsverfahren definiert werden, die lediglich die
beschränkte
Information hinsichtlich der Nähe
des Bohrloches in einem Radius bereitstellen, der 0.5 bis 2.5 m
nicht übersteigt.
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Mittels der vorliegenden Erfindung
kann eine zuverlässige
Information über
die quantitativen Parameter der öl-
und gastragenden Schichten ermittelt werden, unabhängig von
den Schwierigkeiten beim Bohren und den Bedingungen der Lagerung,
dem gesteinskundlichen Inhalt und dem thermodynamischen Zustand der Öl- und Gas-Ablagerungen, wodurch
schließlich
die Kosten für
die Bohrungen reduziert werden und wobei auf Grund der Beschränkung der
Anzahl der Bohrlöcher
bleibt der Bereich der Erkundung ökonomisch vertretbar.
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Für
ein besseres vollständiges
Verständnis
der wesentlichen Punkte der vorliegenden Erfindung und deren Vorteile
wird auf die Beschreibung im Zusammenhang mit den begleitenden Figuren
verwiesen, in denen gezeigt ist in:
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1 die
Seismogramme der direkten Longitudinalwelle für die Kompression (S)- und
Scherungs(T)-Komponenten gemäß den Daten
aus der Bohrlochuntersuchung (A) und den Testbeobachtungen (B) von
drei 3 C VSP für
das Bohrloch Lopushna – 13;
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2 die
berechneten dynamischen Parameter der Impulsantworten der Gesteine;
die Koeffizienten der zeitlichen Abschwächung – der Kompression (β0)
und der Scherung (α),
die Eigenfrequenz (F0), die mit der Gesteinskunde
verglichen sind;
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3 die
berechneten rheologischen Parameter der Gesteine; der Elastizitätsmodul
(Lamsche Konstante) der Kompression (λ) und der Scherung (μ); die Koeffizienten
der volumetrischen (λ*)
und der Scherungs- (η)
dynamischen Viskosität,
die mit der Gesteinskunde verglichen sind;
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4 die
berechneten Abschwächungs-
und Absorptionsparameter der Gesteine (für eine charakteristische Frequenz ϖ =
2π · 20 Hz): α',"(InA',"0)
die wirksamen Koeffizienten der Abschwächung und α',"(ϖ) die Koeffizienten
der Absorption gemäß den Kompressions-
und Scherungskomponenten, die mit der Gesteinskunde verglichen werden;
der Parameter D – eine
Abtastgröße;
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5 die
berechneten Reservoir- und Fluidsättigungsparameter des Gesteins:
die Koeffizienten der Porosität
(Φg), der granularen Durchlässigkeit (Kg),
der Restwassersättigung
(k'r.w.s)
und der Fluidsättigung (k'f.s.)
entsprechend der Definition der Fluidart, der Füllung des Porenraums des Reservoirs,
die mit der Gesteinskunde verglichen werden;
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6 die
berechneten Reservoir- und Fluidsättigungsparameter des Gesteins:
die Durchschnittslänge
der Frakturen bzw. Risse (1), die lineare Dichte des Frakturverhältnis (Ld,f), die Koeffizienten der Risspermeabilität (Kf) und der Fluidsättigung (k"f.s.) entsprechend
der Definition der Fluidart, die Füllung des Raumbereichs des
Risses bzw. der Zerklüftung
des Reservoirs, die mit der Gesteinskunde verglichen werden.
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Die Diagnose der dynamischen, rheologischen,
absorbierenden, Reservoir- und Fluidsättigungseigenschaften des Gesteins
in der Nähe
des Bohrloches beruht auf dem kombinierten Deformationsmodell eines vertikal
inhomogenen viskoelastischen isotropen festen Mediums für den isothermen
Fall, das vom Autor vorgeschlagen wird (Briginevich V. A. 1991.
Das kombinierte Modell der Deformation unter der Bedingungen von Longitudinalwellenausbreitung
in viskoelastischen Festkörpern.
Geophysikalisches Journal 10 (3), 388–405). Entsprechend dem kombinierten
Modell bei der Deformierung eines vertikal inhomogenen viskoelastischen isotropen
ersten Mediums hängen
beobachtbare makroskopische Parameter, etwa die Auslenkungen, die Spannungen,
die Elastizitätsmodule,
die Koeffizienten der dynamischen Viskosität und andere, direkt von den mikroskopischen
Parametern des realen festen Mediums, etwa der Mikrostruktur des
Matrixmaterials (Körner), der
Größe der Mikroporen,
den Mikrorissen und deren Fluidsättigung
ab; des weiteren wird ihre Aktivität durch die Gesamtantwort des
zuletzt genannten auf die gesamte äußere Einwirkung in Form des
Durchschnitts der statistischen Werte der Porosität, der Rissbildung,
der Permeabilität,
der Wasser- und Fluidsättigungen
ausgedrückt.
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Das kombinierte Deformationsmodell
des vertikal inhomogenen viskoelastischen festen Mediums wird durch
die Gleichungen bestimmt, die im rechtwinkligen Koordinatensystem
x, y, z die folgenden Spannungs- und Deformationszustände charakterisieren: σ
z>σ
x = σ
y; σ
xz = σ
xy = σ
xy =
zx = 0; ε
z ≠ 0; ε
x = ε
y =
0, wobei σ
x,y,Z die senkrechten mechanischen Spannungen; σ
xz, σ
xy, σ
zx die
tangentialen Spannungen e
x,y,z die linearen
Deformationen repräsentieren,
die in dem festen Medium während
der Ausbreitung der ebenen bzw, flachen Longitudinalwelle auftreten;
des weiteren können
die Gleichungen für
die Komponenten des Spannungsvektors in Operatorform wie folgt dargestellt
werden: Gleichung
1
Gleichung
2
wobei λ = λ(z), μ = μ(z) die Kompressions-
und Scherungsmodule (Lamesche Koeffizienten) sind; und λ* = λ* (z), η = η(z) die
Koeffizienten der volumetrischen und der dynamischen Scherungsviskosität sind.
Entsprechend der Form der Gleichungen (1, 2), die der Bewegungsgleichung
genügen:
wobei ρ = ρ(z) die Dichte; i = (x, y, z)
ist, erhalten wir die homogenen Wellengleichungen für die Komponenten der
Auslenkungen der ebenen Longitudinalwelle, die sich in Richtung
der Achse 0z ausbreitet: Gleichung
3
Gleichung
4
wobei U
x, y, z = U
x, y, z(z, t) die Komponenten des Auslenkungs-
bzw. Verschiebungsvektors für
die rechtwinkligen Achsen x, y, z; V
p =
V
p = [(λ+2μ)/ρ]
1/2 die lokale Geschwindigkeit der Längswelle
ist; ω
0 = (λμ/λ*η)
1/2 die Kreisfrequenz der Eigenschwingungen
ist; α = μ/2η der Scherungskoeffizient
der Abschwächung
ist; β =
(λ+2μ)/λ* der volumetrische
Koeffizient der Abschwächung
ist.
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Im Rahmen der korrekten Aussage des
nicht stationären
gemischten Problems für
Strahlung im Falle der inhomogenen Anfangsbedingungen und der homogenen
Randbedingungen entsprechend dem Impedanztyp, die auf die ebene
Wellenfront der direkten Longitudinalwelle angewendet werden, wenn
t > 0, z > 0 ist, wird die Lösung der
Gleichungen (3, 4) oder die Impulsantworten der Deformation für das o.
g. Medium unter Anwendung des Fourier-Verfahrens für die Komponenten
der Auslenkungen in der Form erhalten: Gleichung
5 und 6
wobei A
0 = konst.; ω = (ω 2 / 0 – α
2)
1/2 die Kreisfrequenz der Abschwächungsoszillationen
ist; β
0 = ω
2
0/β der Koeffizient
der volumetrischen Abschwächung
ist; B
0 = (α
2+ω
2)
1/2/αω die Amplituden; φ
0 = arctg(ω/α) die Anfangsphase ist;
die lokale Wellenzahl ist;
der Koeffizient der Absorption
ist; V
λ =
V
λ(z)
= (λ/ρ)
1/2 ist, und i die imaginäre Einheit ist.
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Die oben aufgezeigte Lösung eines
direkten Problems ermöglicht
die Vorhersage der Überlagerung zweier
monotypischer zeitlicher Signale in der Ausbreitungsrichtung der
direkten ebenen Longitudinalwelle für jeden Punkt des vertikal
inhomogenen viskoelastischen Mediums. Das Vorhandensein der dualen
Impulsantwort während
der Ausbreitung der Longitudinalwelle ist durch die Bedingungen
des spannungsdeformierten Zustandes des flüssigporösen (für Kompressionskomponenten) und
der spröden
rissigen (für
Scherungskomponente) Elemente des dynamisch deformierbaren festen
Mediums definiert.
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Daher bestehen die monotypischen
zeitlichen Signale, die in dem kontinuierlichen festen Medium durch
die ebene Longitudinalwelle angeregt werden, aus zwei gedämpften Prozessen,
die sich in der Polarität, der
Amplitude, den zeitlichen Koeffizienten der Abschwächung, den
momentanen Frequenzen und den Anfangsphasen unterscheiden, wobei
lediglich einer dieser Prozesse an den Scherungskomponenten des
Verschiebungsvektors deutlich beobachtbar ist. In der Tat ist aus
den experimentellen Daten des Polarisierungsverfahrens der VSP bekannt,
dass die direkte Longitudinalwelle, die sich in dem geschichteten
festen Medium ausbreitet, für
den ersten seismischen Impuls linear polarisiert ist und nicht linear
ist für
die nachfolgenden Phasen der seismischen Impulse (Galperin E.I.
1994, Polarisierungsverfahren zur seismischen Vorhersage D. Reidel
Publications Co.).
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Es wird vorausgesetzt, dass eine
ebene Wellenfront der Longitudinalwelle, die sich in Richtung der Achse
oz ausbreitet, die folgenden Randbedingungen der stationären Art
für die
Komponente
U
z (z, t) angewendet werden:
wobei die Gleichung (3)
in die Form umgewandelt wird:
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Aus dieser Gleichung erhalten wir
entsprechend dem Bodgia-Theorem: Gleichung
7
Gleichung
8
wobei
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Wenn die Randbedingungen verwendet
werden, erfüllt
jede der Gleichungen 7 und 8 die Beispiellösungen für die harmonischen Komponenten: Gleichung
9
wobei die charakteristische Kreisfrequenz
ω die unabhängige Variable
ist;
k(
ω )
die komplexe Wellenzahl ist; k(
ω) =
ω/V(
ω)
die reale Wellenzahl ist; ᾶ(
ω) der
Koeffizient der Abschwächung
ist; V(
ω) die Ausbreitungsgeschwindigkeiten
der harmonischen Komponenten sind. Unter Berücksichtigung der zweiten Näherung des VKBD-Verfahrens
(k(
ω) = k
P)
gelten die Lösungen
(9), wenn: V(
ω) = V
p (
ω/ω
0, ᾶ'
," (
ω)
+
α'
,", wobei V(
ω),ᾶ'
,"(
ω),ᾶ'
,"(
ω)
die Ausbreitungsgeschwindigkeit und die Koeffizienten der Abschwächung sind; α'(
ω) =β
ω/2V
pω
0 und α"(
ω)
= V
pω
0 die Absorptionskoeffizienten sind, die
die rheologischen (viskoelastischen) Eigenschaften des festen Mediums
kennzeichnen;
der
Koeffizient der Abschwächung
ist, der die Änderungseigenschaften
der elastischen Parameter in dem festen Medium für U / z (z, t) und U / z (z, t) kennzeichnet.
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Die Beschreibung der Ausbreitung
der direkten ebenen Longitudinalwelle in jedem Punkt des geschichteten
vertikal inhomogenen viskoelastischen festen Mediums ist möglich, wenn
das konvolutionale Modell und Näherungen
für die
Teilwellen mittels der analytischen Berlage-Funktion angewendet
werden, die die Beschreibung einer großen Klasse monotypischer zeitlicher
Signale repräsentiert.
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Somit können die Impulsantworten des
zuvor beschriebenen Deformationsmediums für die Komponenten des Verschiebungsvektors
in der Form dargestellt werden:
wobei
u
x,y,z (z,t) die
Auslenkung bzw. Verschiebungen für
x, y, z-Komponenten sind; A
1', A
1", die von den Koeffizienten
der Wellentransmission in den Schichten abhängigen Amplituden sind;
p'," die
Exponenten der Steilheit sind; β
0
α die
zeitabhängigen
Koeffizienten der Abschwächung
sind;
ω'," die
Kreisfrequenzen sind;
φ
0'," die Anfangsphasen
für die
Kompressions- (')
und Scherungs- (")
Komponenten sind.
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Die physikalische Beobachtung der dreikomponentigen VSP-Daten für das Aufzeichnen
des Verschiebungsvektors wird in den vertikalen zylindrischen Bohrlöchern verwirklicht,
die in dem geschichteten vertikal inhomogenen viskoelastischen festen
Medium angeordnet sind. Gemäß der klassischen
Mechanik für
kontinuierliche Medien ist das Bohrloch ein Bündelungselement für Spannungen
und Deformationen in dem oben genannten Medium. Es ist bekannt,
dass bei gegebener Orthogonalität
der Achse oz die Bohrlöcher
die Wellenfront der ebenen Longitudinalwelle beeinflussen, wobei
die Wellenlänge
deutlich größer als
der Durchmesser der Bohrlöcher 2a ist,
wobei a der Radius des Bohrlochs ist. Daher erhielt der Autor für die Wellenfeldkomponenten
und Beobachtungsdaten an der Wand des zylindrischen Bohrlochs die
spezielle Lösung
des Problems, wobei die Berechnung auf dem Folgenden beruht.
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Wenn die unmittelbare Nachbarschaft
des Bohrlochs in dem zylindrischen Koordinatensystem mit der Ordinate
oz entlang einer Achse des Bohrlochs betrachtet wird, dann werden
die Randbedingungen an der Bohrlochwand für die Spannungen für gewöhnlich in
der Form dargestellt:
wobei σ
r, σ
θ, σ
z die
Normalspannungen für
die radiale, tangentiale und axiale Komponente sind. Gemäß der ermittelten
Lösungen
sind die Komponenten des Verschiebungsvektors die durch die direkte
ebene Longitudinalwelle an der Bohrlochwand gebildet werden und
sich in der Nähe
des Bohrloches in Richtung der Achse oz ausbreiten, gegeben durch:
wobei der Index (~) die
abgeschätzten
Parameter kennzeichnet.
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Bei Anregung der direkten Longitudinalwelle
in der Nähe
des Bohrloches und während
der Beobachtung der Auslenkungen an der Bohrlochwand ist sodann
die Überlagerung
der monotypischen zeitlichen Signale in der axialen (oder Längs-) Komponente
definiert durch:
und
in der tangentialen (oder transversalen) Komponente:
es
wird lediglich ein monotypisches zeitliches Signal beobachtet:
somit folgt: wobei u
s(t), u
T(t) die Verschiebungen
sind, die die monotypischen zeitlichen Signale für die Kompressions-(S) und
Scherungs-(T)Komponenten kennzeichnen.
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Der Prozess der Anwendung der vorliegenden
Erfindung umfasst: die Beobachtung des Wellenfelds in dem untersuchten
Bohrloch und dem Testbohrloch mit der erforderlichen Vollständigkeit
(Registrierung der Verschiebungsvektoren mittels 3C VSP) und der
notwendigen Genauigkeit (eine kompakte Schrittweite für die Beobachtungspunkte
bei der Profilierung des untersuchten Bohrlochs); das digitale Aufzeichnen
der seismischen Wellen in einem dynamischen Breitbandbereich und
einem Breitbandfrequenzbereich; das Datenverarbeiten der 3C VSP
zum Zwecke der Transformierung von dem Beobachtungspunkt in Daten,
die durch das Beobachtungssystem (die oberflächennahe Quelle der Wellenanregung,
während
sich die Geophone in den Bohrlöchern
befinden) in die Daten, die die Werte der dynamischen Parameter
der Impulsantworten des Gesteins repräsentieren, die dann geologisch
interpretiert werden, indem petrophysikalische Daten in Werte der Ölfeldparameter
für die
Gesteinsschichten umgewandelt werden.
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Das Ermitteln der Beobachtungen aus
dem Bohrloch beinhaltet das gleichzeitige Aufzeichnen der drei Komponentenarten
in beiden Bohrlöchern;
in dem untersuchten Bohrloch, indem die Messungen mittels des Profilierens
der Tiefe des Bohrlochs mit der dreikomponentigen multimodularen
Bohrlochsonde verwirklicht werden; und in dem Testbohrloch durch
die dreikomponentige monomodulare Sonde, die stationär angeordnet ist.
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Für
die Anregung der Oszillation wird eine oberflächennahe Quelle (der Anregungspunkt)
verwendet, wobei der Abstand des Anregungspunkts von dem untersuchten
Bohrloch 50 bis 100 m nicht übersteigt.
Die Anregung der Oszillation wird durch bekannte Verfahren realisiert,
beispielsweise mittels der Anordnung einer Explosivladung (oder
einer Druckluftkanone) in der Nähe
der Oberfläche
des Bohrloches bei der optimalen Tiefe, die das Erzielen der maximalen
Energie und eine einfache Form der seismischen Teilwellen der direkten Längswelle
sicherstellt.
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Die optimale Tiefe des Anordnens
der Explosivladung (oder der Luftdruckkanone) wird bestimmt, indem
die obligatorische Bedingung für
die Trennung der direkten Longitudinalwelle von den Sattelitenwellen ausgeübt wird,
die zum Zeitpunkt der Reflexion an der freien Oberfläche gebildet
werden. Gleichzeitig sollte die Kraft der impulshaften Einwirkung
beim Schwingungsanregen, die durch das Gewicht der Ladung (oder
der Luftdruckkanone) und die seismogeologischen Bedingungen ihrer
Position bestimmt ist, das Erzielen einer derartigen Energie der
direkten Longitudinalwelle in dem untersuchten Bohrloch sicherstellen,
so dass an dem Seismogramm der tangentialen Komponente für die dreikomponentige
Sonde im Bohrloch das Nutzsignal von dem Hintergrundrauschen unterscheidbar
ist (das Signal/Rauschenverhältnis
muss größer als
1 sein).
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Für
die Registrierung der Bedingungsänderung
der nicht singulären
Anregung von Schwingungen werden Arbeiten an dem untersuchten Bohrloch
wird das Testbohrloch verwendet, das nahe an dem Anregungsgebiet
und an der Trajektorie der direkten Wellen zwischen dem untersuchten
Bohrloch und dem Anregungspunkt mit einem Abstand von 20 bis 50
m von dem zuletzt genannten Punkt angeordnet ist. Die dreikomponentige
monomodulare Sonde ist in das Testbohrloch bis zu einer Tiefe eingetaucht,
die unterhalb der Tiefe der Position der Explosivladung (oder der
Luftdruckkanone) liegt.
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Die Bohrlochuntersuchungen werden
durchgeführt,
indem die seismischen Signale mit einer standardmäßigen Ausrüstung digital
aufgezeichnet werden, wobei der Kanal für ein Abtastintervall von 0.5
ms und während
der Zeit, wenn keine Amplitudenjustierungen durchgeführt werden,
offen ist. Die Untersuchungen werden in dem Bohrloch bei entsprechenden
Tiefen, in denen eine Öl-
und Gasablagerung erwartet wird (Länge 300 bis 500 m) durchgeführt, indem
eine detaillierte dreikomponentige Profilierung mit diskreten Beobachtungspunkten
alle 2,5 bis 5 m durchgeführt
wird.
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Das Verfahren der Datenverarbeitung
der Beobachtungen aus dem Bohrloch basiert auf der Lösung des
inversen Problems für
den Einfall senkrechter ebener Wellen. Das Verfahren umfasst die
Datenverarbeitung der Dreikomponentenbeobachtungen, die vorläufig im
Raum orientiert sind, und das Herauslösen der monotypischen zeitlichen
Signale für
die Kompressions- und Scherungskomponenten aus den seismischen Impulsen,
die experimentell in den axialen und tangentialen Komponenten des
Verschiebungsvektors der direkten Längswelle an den Geräten im Bohrloch
und in dem Testloch beobachtbar sind. Die Verfahren zur digitalen Herauslösung der
Komponenten und entsprechenden monotypischen zeitlichen Signale
wurde zuvor erläutert.
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Im ersten Schritt der Bearbeitung
werden mittels der parametrischen Analyse der seismischen Kurven die
monotypischen zeitlichen Signale entsprechend den Kompressions-
und Scherungskomponenten der Längswelle
decodiert, wobei ferner quantitative Abschätzungen ihrer signifikanten
dynamischen Parameter, etwa der Anfangsamplitude, dem Exponenten
der Steilheit, den zeitabhängigen
Koeffizienten der Abschwächung,
der Momentanfrequenz und der Anfangsphase, erhalten werden.
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Die parametrische Analyse der monotypischen
zeitlichen Signale zusammen mit dem Vorgang des Bestimmens der numerischen
Abschätzungen
ihrer dynamischen Parameter wird unter Anwendung der Näherung der
seismischen Teilwellen durch die analytische Berlage-Funktion ausgeführt, die
das adäquate
Darstellen der typischen monotypischen zeitlichen Signale durch
lediglich 5 signifikante dynamische Parameter erlaubt:
wobei
die abgeschätzten
Parameter wie folgt sind: A ~'," die Anfangsamplituden;
p'," der Exponent der
Steilheit; ~
0, ᾶ die zeitabhängigen Koeffizienten
der Abschwächung; F ~'," die Momentanfrequenzen und ~
0'," die Anfangsphasen
der monotypischen zeitlichen Signale.
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Erfindungsgemäß wird die Gelegenheit ergriffen,
die präzisesten
Werte der Parameter zu verwenden, da jeder der dynamischen Parameter
bei der Messung seines Wertes entsprechende Offsetwerte enthält. Dies wird
erreicht, indem die monotypischen zeitlichen Signale mit Computer
modelliert werden, mit denen die erhaltenen quantitativen abgeschätzten Parameter
mittels des synthetischen Signals aus dem Modell visuell mit dem
beobachteten monotypischen zeitlichen Signal verglichen wird, und
anschließend
werden diese unter Anwendung optimierter Entscheidungskriterien
korrigiert.
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Es ist wichtig, dass die Vorhersage
der Signalform der monotypischen zeitlichen Signale das Erhalten der
Abschätzungen
ihrer dynamischen Parameter für
jeden Beobachtungspunkt entlang der Tiefe des Bohrloches sicherstellt.
Die abgeschätzten
Parameter können
numerisch in Bezug auf das Umwandeln von beobachtbaren Werten in
Werte für
Gesteinslagerungsschichten korrigiert werden. Zu diesem Zwecke werden
unter Verwendung der Beobachtungsdaten aus dem Bohrloch und der
Testdaten für
die entsprechende Komponente der direkten Longitudinalwelle die
abgeschätzten
dynamischen Parameter der monotypischen zeitlichen Signale separat
berechnet und nach der Korrektur der erhaltenen Werte der Abschätzungen
mittels der Computermodellierung, wobei deren Werte entsprechend
dem von dem Autor offenbarten Algorithmen korrigiert werden, werden
durch Neuberechnung der Parameter die Impulsantworten der Gesteinsschichten
gekennzeichnet.
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Das Ermitteln der dynamischen Parameter
der monotypischen zeitlichen Signale gemäß dem Postulat der Linearität für die Auslenkungen,
den Eigenschaften bei der Ermittlung und den Aufzeichnungsgeräten kann das
Problem der linearen Filterung betrachtet werden; ferner weist der
seismische Kanal die Impuls- und Frequenzkennzeichen auf. Mit Ausnahme
der verzerrenden Wirkung auf Grund der Aktivität des aufzeichnenden Kanals
und mit Ausnahme der Bedingungsänderungen
der Wellenanregung zu Beginn wird die numerische Korrektur der abgeschätzten dynamischen
Parameter ( ~
0,?,?''') der monotypischen
zeitlichen Signale der Beobachtungen aus dem Bohrloch implementiert,
indem die analogen Parameter aus den Testbeobachtungsdaten gemäß den folgenden
Abhängigkeiten
verwendet werden:
wobei
( ~
0,ᾶ;ῶ''')
bor und
( ~
0,ᾶῶ'')
check die abgesetzten Werte der dynamischen
Parameter für
die Daten aus dem Bohrloch und die Testdaten und den entsprechenden
Beobachtungspunkt sind. Danach wird die Korrektur der geänderten
Abschätzungen
der dynamischen Parameter ausgeübt,
indem ein Schicht-Stripping-Verfahren angewendet wird ((β
0,α;ω'')
bor das es
ermöglicht,
die Verzerrungen der Parameter für
die Beobachtungen aus dem Bohrloch zu eliminieren, die durch die
Filterwirkung der Dicke der abdeckenden Gesteinsschicht hervorgerufen wird,
und wobei es ferner möglich
ist, die zuletzt genannten Parameter in die entsprechenden Parameter
der Impulsantworten der Schichten umzuwandeln.
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Die erneute Berechnung der geänderten
Abschätzungen
in den Intervallwerten der dynamischen Parameter der Impulsantwort
für eine
separate Schicht wird gemäß den folgenden
Formeln ausgeführt:
die Werte der geänderten
Abschätzungen
der dynamischen Parameter für
den j-Beobachtungspunkt
repräsentieren;
(β
0,α;ω'')
j-1 die Werte
der geänderten
Abschätzungen
der dynamischen Parameter für
den (j-1)-Beobachtungspunkt entlang der Tiefe des Bohrlochs repräsentieren;
(β
0,α,ω'')
layer die Intervallwerte
der dynamischen Parameter der Impulsantwort der Schicht repräsentieren.
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Im zweiten Schritt der Verarbeitung
werden die Intervallwerte der Elastizitätsmodule definiert, die mittels
Anwendung der kinetischen Parameter der Längs- und Scherungs(oder konvertierten)
Wellen berechnet werden. Die gemeinsame Nutzung der kinetischen
Parameter und der Dichtedaten aus dem Bohrlochbericht ermöglicht es,
die numerischen Werte dieser elastischen Module als Längskomponente λ + 2μ = pV 2 / p und
Scherungskomponente μ =
pV 2 / s, wobei λ, μ die Lameschen
Koeffizienten; Vp,s die Geschwindigkeiten
der Längswellen
und Scherungswellen ρ die
Dichte sind. Unter Verwendung der Werte der dynamischen Parameter
der Impulsantworten und der Elastizitätsmodule für die Gesteinsschichten werden
die Werte rheologischer Parameter, etwa die Koeffizienten der dynamischen
Viskosität: λ* = (λ + 2μ)/β (für die volumetrische
Viskosität)
und η = μ/2α (für die Scherungsviskosität), berechnet.
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Im dritten Schritt wird für die zuvor
getrennten Schichten (entsprechend den gesteinskundlichen Daten)
die Spezialgruppenverarbeitung der abgeschätzten Werte der Anfangsamplituden
((A ~
0',") und des elastischen
Längsmoduls
((λ + 2μ) ausgeführt. Die
vorliegende Erfindung beinhaltet die Möglichkeiten für das Erhöhen der
Genauigkeit beim Ermitteln der Amplitudenabschätzungen der seismischen Impulse
der direkten Longitudinalwelle durch: Verwenden der monotypischen
zeitlichen Signale; Ermitteln ihrer Schätzwerte der Anfangsamplituden
((A ~
0',"); das Korrigieren
der abgeschätzten
Werte der zuvor genannten Amplituden für eine Verringerung ihrer Streuung
auf Grund der Änderung
der Bedingungen zum Zeitpunkt der Mehrfachwellenanregung und deren
nachfolgende Formierung hinsichtlich der Kompensation der geometrischen
Divergenz der Wellenfront (auf Grund der Abweichung im Vergleich
zur idealen ebenen Wellen) für
die Kompressions- und Scherungskomponenten der direkten Longitudinalwelle.
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Nach der Berechnung der Kalibrationskoeffizienten
aus den Testbeobachtungsdaten und der Korrektur der abgeschätzten Werte
der Anfangsamplitude für
die Beobachtungsdaten aus dem Bohrloch wird die Normierung der oben
genannten Amplituden durchgeführt
mit dem Ziel, die geometrische Divergenz der Wellenfront der direkten
Longitudinalwelle zu kompensieren. Ferner wird gemäß den geänderten
und normierten Werten der Anfangsamplituden für jeden Beobachtungspunkt entlang
der Tiefe des Bohrloches und für
die Longitudinalwelle jeder entsprechenden Komponente der Koeffizient
der effektiven Abschwächung
für die
j-Schicht berechnet:
die
Werte der Amplituden an den oberen (j
1)
und unteren (j
2) Grenzen der j-Schicht mit
Dicke ΔH
j bezeichnen, die statistisch durch das Verfahren
der kleinsten Quadrate definiert werden, wobei die Deklination des
Profils der Änderung
des natürlichen
Logarithmus der Amplituden (InA
oj'
,") für das abgeschätzte Intervall
der Tiefen angewendet wird.
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Die Koeffizienten der Abschwächung für die direkte
Longitudinalwelle gemäß dem kombinierten
Deformationsmodell des vertikal inhomogenen viskoelastischen festen
Mediums sind wie folgt:
die
Abschwächungskoeffizienten
sind, die das Änderungsverhalten
der elastischen Parameter bezeichnen; α',"(
ω) die Absorptionskoeffizienten
sind, die die rheologischen Eigenschaften der Schichten des Gesteins
hinsichtlich der Kompressions- und Scherungskomponenten bezeichnen.
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Das reale feste Medium ist für gewöhnlich aus
dünnen
Schichten aufgebaut, die hinsichtlich der beschränkten Annahme einer separaten
dicken Schicht als ein Medium mit Gradient (oder vertikal inhomogenes Medium)
betrachtet werden. Dann kann der Koeffizient der Abschwächung α',"(
ω), der
die Wirkungen der Energiedispersion in Gesteinslagen dünner Schichtung
kennzeichnet, berechnet werden mittels der Verfahrens der kleinsten
Quadrate gemäß:
die
Werte des Längselastizitätsmoduls
an der oberen (j
1) und der unteren (j
2) Grenze der j-Schicht mit der Dicke ΔH
j sind. Das wichtige Kriterium des Verfahrens
für die
Berechnung der Absorptionskoeffizienten α',"(
ω) in der vorliegenden Erfindung
liegt darin, dass es möglich
ist, lediglich Werte der zeitabhängigen
dynamischen Parameter (β, α, ω
0) und die Geschwindigkeiten der Längswelle
V
P in der Schicht zu verwenden, um damit
die oben genannten Absorptionskoeffizienten zu ermitteln.
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Die Absorptionskoeffizienten, die
von der charakteristischen Kreisfrequenz
ω linear
abhängig
sind, werden für
jeden Beobachtungspunkt entlang der Tiefes des Bohrloches gemäß den Formeln
berechnet:
die
Gütefaktoren
(Q-Faktoren) werden berechnet gemäß:
für jeweils
die Kompressions- und Scherungskomponente, wobei ω
0 = 2πF
0 die Kreisfrequenz der Eigenschwingungen
ist; β = ω
0
2/β
0 der
zeitabhängige
Koeffizient der volumetrischen Abschwächung ist. Die gewonnenen Intervallwerte
für die
Absorptionskoeffizienten α',"(
ω) werden
später
statistisch gemittelt in Bezug auf die Tiefe der Schichten durch
das Verfahren der kleinsten Quadrate.
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Der Autor hat experimentell ermittelt,
dass die kalibrierten Werte des Absorptionskoeffizienten α'(ω) für die Kompressionskomponente
der Longitudinalwelle als Indikator für die Anwesenheit von Kohlenwasserstoff
in dem Reservoir dienen kann, da die seismische Nichtelastizität davon
bedingt ist durch Eigenschaften, etwa der Porosität, der Rissbildung,
der Durchlässigkeit
und der Fluidsättigung
(Brygynevych V. A. 1997, REOKONA, seismische Technologiestudien
für Reservoir-
und Fluidsättigungseigenschaften
von Gesteinen in der Nähe
des Bohrlochs, 59th. EAGE Konferenz, Genf, Schweiz, erweiterte Zusammenfassungen
P075). Daher werden die kalibrierten Werte des Absorptionskoeffizienten α'(ω)
für die
Kompressionskomponente der Longitudinalwelle verwendet, um die Abschätzungen
hoher Güte
des Fluidtyps, der Füllung
der Poren und des Raumbereichs in den Rissen des Gesteins zu ermitteln.
Hierbei werden die Bedingungen für
die Kalibrierung dargelegt: α'w(ω)〈α.0(ω)〈α.g(ω), wobei
die quantitativen Werte des Absorptionskoeffizienten verglichen
werden für: Wasser α'w(ω) , Öle α '0 (ω)
und Gas α 'g (ω). Die kalibrierten Werte
des Absorptionskoeffizienten für
die Kompressionskomponente hängen
von der charakterischen Frequenz α ab.
Daher ändern
sich die numerischen Werte des Absorptionskoeffizienten für die Frequenz ω = 2π · 20Hz innerhalb der Grenzen
für: Wasser α'
w(ω) = (1–4)10-3;
für Öle α'0 (ω)
= (5 – 7)10-3m-1 und für Gas α 'g (ω) = (8–10)10-3m-1.
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Andererseits ändern sich die kalibrierten
Werte des Absorptionskoeffizienten α" (ω) für die Scherungskomponente
der Longitudinalwelle in umgekehrter Richtung: α"w(ω)〉α"0(ω)〉α"g(ω), wobei die Absorptionskoeffizienten
wie folgt definiert sind: Wasser α"w(ω), Öl α"0(ω)
und Gas α"g(ω). Es hat sich gezeigt,
dass während der Änderung
des Fluidtyps, der Füllung
der Poren und der Faktoren in den Gesteinen die Absorptionskoeffizienten α',"0(ω) für die Kompressions- und Scherungskomponenten
sich in entgegengesetzter Richtung ändern.
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Wenn die Berechnung der Abschätzungen
der Abschwächung α'," und der Absorption α',"(ω)
ausgeführt
wird, wobei die unabhängigen
Daten verwendet werden, so ist dies möglich, da die Koeffizienten,
die das Streuen der Longitudinalwelle an den lokalen Schichten internen
Inhomogenitäten
beschreiben, gemäß dem Ausdruck
numerisch definiert wird: ᾶ',"disp. = ᾶ',"eff.att. – ⌊α'," + α',"(ω)⌋,
wobei ᾶ',"disp. der Koeffizient der Dispersion an den
lokalen Inhomogenitäten
der j-Schicht mit der Dicke ΔHj ist. Der abgeschätzte Koeffizient der Dispersion ᾶ',"disp. ist
ein Indikator des Spannungszustands der separaten Schichten und
ermöglicht
es, zusätzliche
Information beispielsweise über
die Zonen mit unnormalen hohen Drücken in den Schichtungen zu
erhalten.
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Die Phase des Interpretierens umfasst
das Auswählen
der notwendigen Gesamtheit der gemessenen Ölfeldparameter, mit denen in
ausreichender Vollständigkeit
die Reservoir- und
Fluidsättigungseigenschaften der
Ablagerung gekennzeichnet sind; ferner garantiert der Informationsdichte
die exakte Identifizierung der Bilder der Öl- und Gas-Ablagerungen.
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Die Gesamtheit der signifikanten Ölfeldparameter
einschließlich
der Koeffizienten der Porosität
(φ), der
linearen Dichte der Risse (Ld, f), der granularen
Durchlässigkeit
(Kg) und der Durchlässigkeiten in den Rissen (Kf), der Restwassersättigung (k',"r,w)
und der Fluidsättigung
(k',"f.s.)
kennzeichnet in relativ eindeutiger Weise die kapazitiven, filterungsmäßigen und
Fluidsättigungseigenschaften
der öl-
und gastragenden Schichten, die die Öl- und Gas-Ablagerungen bilden;
des Weiteren können
die oben genannten Parameter als die Indikatoren für die Identifizierung
des Bildes der Öl-
und Gas-Ablagerung verwendet werden. Für die Transformation der petrophysikalischen
Parameter in die Form der Ölfeldgeologiedatenattribute
erkennbarer Objekte stellt der Autor die funktionale Abhängigkeit
bereit, die die thermodynamischen Bedingungen der Schichten des
Gesteins berücksichtigt.
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Für
das Modell des porenenthaltenden Gesteins (oder flüssigporöses Element
des deformierbaren festen Mediums) hängt die granulate Durchlässigkeit
des Gesteins von den Werten des durchschnittlichen Radius der Porenkapillarien
R0 ab, die wie folgt berechnet werden können: R0 = 2ΩD0λ *
/ kT, wobei Ω das
Atomvolumen ist; D0 die Diffusionkonstante
der Atome ist; k die Boltzmann-Konstante ist; T – die Temperatur in Kelvin
(°K) ist.
Gemäß dem Gesetz
von Pauzel und Darsy ist die granulate Durchlässigkeit durch die folgende
Formel definiert: Kg = ΦgR02 / 8P2, wobei P
der Koeffizient der Verwindung der Porenkanäle und Φg der
Koeffizient der granularen Porosität ist.
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Der Koeffizient der granularen Porosität des Gesteins
kann berechnet werden durch: Φg = (ps – p)/(ps – p1 ), wobei p, ps,
p1 die gemeinsamen Dichten der festen und
flüssigen
Phasen sind, und wobei die Parameter p, ps,
p1 definiert werden, wobei die Dichtedaten
der Bohrlochaufzeichnungen, die gesteinskundlichen Daten und kalibrierte
Werte der Absorptionskoeffizienten für die Kompressionskomponente
der Längswelle
verwendet werden. Somit lässt
sich der Koeffizient der granularen Durchlässigkeit unter Berücksichtigung
vorhergehenden Formeln wie folgt ausdrücken: Kg =
(ΦgΩD0λ*)/kTP2, wobei der Parameter P mittels der Formel
berechnet wird: P = Φg
-m, mit m = 1,82
(Erdreich) und m = 2.03 (für
karbonathaltiges Gestein ist). Sodann kann der Koeffizient für die Restwassersättigung
des porösen
Mediums definiert werden gemäß: k'r.w. =
(Φg
1/2τ ') /[(2Kg)1/2 (1–Φg)P, wobei τ' die durchschnittliche Dicke der Schicht
des festen Wasseranteils ist.
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Für
das Modell der rissenthaltenden Gesteinsformation (oder das spröde Element
mit Rissen des deformierbaren festen Mediums) ist die subhorizontale
Rissbildung, die durch Mikrorisse mit begrenzter Länge verursacht
wird, charakterisierbar durch Parameter, etwa die lineare Dichte
des Fakturverhältnisses,
das berechnet wird gemäß: Ld, f = (1,25kTl)/ΩDη, wobei l die durchschnittliche
Länge der
Mikrorisse ist; D die Diffusionskonstante der Hohlräume ist;
sodann wird der Koeffizient der Rissporosität berechnet, wobei die Formel verwendet
wird: Φf = Ld.f.bf, wobei bf die Durchschnittsbreite
(oder Öffnung)
der Mikrorisse ist. Die Öffnung
der Risse bzw. Frakturen wird berechnet gemäß: bf. =
b0 exp⌊βf.(pres. -Psd.)⌋,
wobei b0 die Anfangsbreite der Mikrorisse
ist; βf. der Koeffizient der Risskompressibilität ist; pres., psd. die Drücke in der
Schichtung und der laterale Druck sind. Gleichzeitig kann der Koeffizient
der Rissdurchlässigkeit
wie folgt dargestellt werden: Kf = (Ld.
f.bf.
310-
6)/12
. Somit ist der Koeffizient der Restwassersättigung definiert gemäß: k"r.w. =
(Φf
1/2τ")/[3Kf)1/2(1–Φf), wobei τ" die durchschnittliche
Dicke der Schicht des festen Wasseranteils ist.
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Schließlich werden die Koeffizienten
der Fluidsättigung
des Gesteins gemäß der Formel
berechnet: k","f.s. = (1-k',"*r.w.).
Wenn für
das Ermitteln der parametrischen Abschätzungen der Reservoireigenschaften
(etwa als Koeffizienten der Durchlässigkeiten Kg und
Kf) die Werte der rheologischen Parameter
(etwa die Koeffizienten der dynamischen Viskosität λ* und η) zuvor berechnet werden, müssen die
Werte der Parameter T, D0, D, bf,
pres, psd, τ',τ" zusätzlich ermittelt
werden. So wird beispielsweise die Kelvin-Temperatur (T) aus den Temperaturdaten
der Bohrungsaufzeichnungen definiert, und für die Berechnung der Öffnung der
Mikrorisse werden die Ölfelddaten
hinsichtlich des Druckes in der Schichtung (pres)
und des Minendruckes (psd) angewendet.
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Die Gesamtheit der zuvor genannten
parametrischen Abschätzungen
für das
Bestimmen des Bildes der Öl-
und Gas-Ablagerung garantiert die korrekte Identifizierung der Bilder
diverser Öl-
und Gas-Ablagerungen. Nach Ermittlung der Abschätzungen der Ölfeldparameter
werden Prozeduren zur Identifizierung der Öl- und Gas-Ablagerung mittels
optimaler Entscheidungskriterien auf der Grundlage des Neyman-Person-Kriteriums ausgeführt.
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Beispiele experimenteller Testabläufe und
angewandter Nutzung des beschriebenen Verfahrens.
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Für
die seismischen Bohrlochuntersuchungen wurden technische Geräte, etwa
Digitalrecorder, Explosivstoffe, dreikomponentige monomodulare Sonden
und andere Anlagen verwendet. Zu den Verfahren der seismischen Datennahme
gehörten:
das Anregen der direkten Longitudinalwelle durch die oberflächennahe Quelle
für Schwingungen
(einzelner Anregungspunkt), die digitale Registrierung der Longitudinalwelle
unter Verwendung dreikomponentiger monomodularer Sonden im Bohrloch
und in dem Testloch und eine genaue Beobachtung (ΔH = 2,5 – 5 m) der
3C VSP für
das Aufzeichnen der Verschiebungsvektoren für Longitudinale und Scherungs(oder
transversale) Wellen im entsprechenden Intervall der Produktionstiefe
in dem untersuchten Bohrloch.
-
Die Ergebnisse der experimentalen
Untersuchung dynamischer, rheologischer, absorbierender Reservoir-
und Fluideigenschaften der Gesteine entsprechend den detaillierten
seismischen Messdaten, die in Hinblick auf eine Produktion in Intervallen
der Tiefe von 5030 bis 5130 m in dem Erkundungsbohrloch Lopushna – 13 erhalten
wurden, das in der Unterdruckzone der Pokutso-Bukovynski Karpaten
(Ukraine) angesiedelt ist, sind in 1 bis 6 gezeigt.
-
Das geologische Problem, das vor
der seismischen Überwachung
des Bohrlochs Lopushna-13 formuliert wurde, bestand darin, quantitative
Abschätzungen
der Reservoir- und
Fluidsättigungsparameter
für die mögliche Dicke
der Öl-
und Gas-Ablagerungen von Tonablagerungen (Ton) zu ermitteln, die
bei Tiefen von 5092.5 – 5105
m angeordnet sind. Das Deckgestein ist über dieser Ablagerung angeordnet
(Lehmgestein mit geringer Porosität und geringer Durchlässigkeit).
Die Ergebnisse der seismischen Bohrlochuntersuchung für die Tongesteinsdicke
haben relativ hohe Werte gezeigt für: Φg =
(3.4–8.8)%;
die Rissbildung Ld,f = (48–65) m-1; die granulare Durchlässigkeit Kg =
(49–202)
10-
3 mcm2 und die Rissdurchlässigkeit kf =
(16–40)10-
3mcm2 ,
wobei für
den Großteil
der Schicht Werte für
die Fluidsättigungskoeffizienten
erhalten wurden von: K',"f.s.(91–93)% (5 bis 6).
-
Dabei wurde im oberen Teil der Schicht
(bei einer Tiefe von 5092,5 m) die Zone der tektonischen Dislokation
untersucht, die sich in den Werten der Intervallkoeffizienten der
Absorption α'," (ω)
und den Gütefaktoren
Q'," (ω)
unterscheidet. Offensichtlich hat die tektonische Dislokation die
Abdichtung der Ablagerung geändert,
die früher
hier existierte, woraus lediglich das Restöl in dem oberen Teil der Schicht
( bei Tiefen von 5092,5 bis 5095 m) bewahrt blieb. Die nachfolgenden Ölfelduntersuchungen
in dem vorgegebenen Tiefenintervall haben die zuvor dargelegte Vorhersage
bestätigt.
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Auf Grund der detaillierten Untersuchungen
mittels des Verfahrens der seismischen Erkundung des Bohrlochs Lopushna-13
wurden die anderen Zonen mit den anormalen Werten der rheologischen
und absorbierenden Parameter des Gesteins ebenfalls identifiziert
(3 bis 4). Auf Grund der Gesamtheit der signifikanten Ölfeldparameter
(die zur Identifizierung des Bildes der Öl- und Gas-Ablagerung erforderlich
sind) an den Tiefen von 5030 bis 5065 m, wurden vielversprechende
Schichten erkannt, die aus Erdgestein mit Neogen bestehen.
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Hierbei ist das inhomogene Reservoir
durch die folgenden Parameter repräsentiert: Φg =
(1.3–5.7)%; Ld.f=(19-44)m-1; Kg = (7.9–92.6)10-
3mcm2;
Kf = (3.5–57.9)10-
3mcm2 und kr.w. = (6–16)% (5 bis 6).
Die Öl-
und Gas-Ablagerung zeigt eine trilaminare Abscheidung eines Fluids,
das die Poren und Risse des Gesteins füllt. Insbesondere das Reservoir
in dem Tiefenintervall von 5030 bis 5037,5 m enthält Gas;
das Intervall 5037.5–5047.5
m enthält Öl; das Intervall
von 5.047.5 bis 5052.5 m enthält
Wasser, wenn die Koeffizienten der Fluidsättigung innerhalb der folgenden
Grenzen variieren. von 84% bis 94% (für den granularen Anteil) und von
92% bis 95% (für
den Anteil mit Rissen). Es soll betont werden, dass die oben genannte Ölablagerung früher übersehen
wurde, wenn lediglich die Daten der standardmäßigen radiometrischen Bohrlochuntersuchungsverfahren
verwendet wurden.
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Die gemessenen Koeffizienten der
effektiven Abschwächung
(ᾶ',"eff.att.) und der Dispersion (ᾶ',"disp.)
besitzen in den Tiefenintervallen 5030 bis 5050 m, 5092.5 bis 5105
m und 5117,5–5030
m negative numerische Werte. Dies kennzeichnet die Anwesenheit der
Zonen mit ungewöhnlich
hohem Druck in den zuvor genannten Schichten, was durch direkte Ölfeldmessungen
des Druckes in den eingelagerten Schichten und den Temperaturen
bestätigt
wird. Die numerischen Schätzwerte
der Koeffizienten der Gesteinslagerungen für die Abschwächung, Absorption
und Dispersion, die für
die jeweilige Komponente der direkten Längswelle erhalten werden, sind
in Tabelle 1 dargestellt.
-
Tabelle
1
Die Gesteinslagerungskoeffizienten der Abschwächung, Absorption
und Dispersion von Amplituden der direkten Längswelle für die Kompressions- und Scherungskomponenten
(Bohrloch Lopushna-13).
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Sodann wurde unter Anwendung der
Gesamtheit der Reservoir- und Fluidsättigungsparameter der Gesteine
das Tiefenintervall 5035 bis 5050 m in dem Bohrloch Lopushna-13
für das
Absperren der produktiven Schichten empfohlen. Die Testdurchläufe waren
erfolgreich, indem ein Ölfluss
mit einer Anfangsdurchflussrate von 0.8m3 pro
Tag aus dem Bohrloch erhalten wurde, das zuvor als nichtproduktiv
erachtet wurde.
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Die Ergebnisse der experimentellen
Testabläufe
erlauben es, die Bereiche für
die angewandte Nutzung des beanspruchten Verfahren zur Wellendiagnose
für Öl- und Gas-Ablagerungen vorherzusagen.
Insbesondere:
während
der Erkundungsbohrung, wenn es notwendig ist, das Reservoir, das
Deckgestein und das Vorhandensein der öl- und gastragenden Schichten
zu erfassen; bei der Erschließungsbohrung
während
der Reservoirerschließung
der Öl-
und Gasabscheidungen, wenn es notwendig ist, die Reservoirparameter
der produktiven Schichten und die Qualität des Deckgesteins, präziser zu
definieren, quantitativ die Kohlenwasserstoffsättigung abzuschätzen und
die Positionen der Gas-Öl-Wasser-Kontakte zu bestimmen;
für das Überwachen der
Reservoirerschließung
der Öl-
und Gas-Ablagerungen
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Figurenbeschreibung
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2
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- Gesteinskunde
neue Spalte: Abschwächungskoeffizient
neue
Spalte: Abschwächungskoeffizient
neue
Spalte: Eigenfrequenz
spezielle Markierungen 1 Ton; 2 Aleurolith; 3 weniger
Sandstein; 4 Kalkstein
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3
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- Gesteinskunde
Kompressionsmodul
Koeffizient der
volumetrischen Viskosität
Scherungsmodul
Koeffizient
der Scherungsviskosität
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4
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- Gesteinskunde
effektive Abschwächung
Absorptionskoeffizient
effektive
Abschwächung
Absorptionskoeffizient
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5
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- Gesteinskunde
Porosität
Durchlässigkeit
Restwassersättigung
Fluidsättigung
spezielle
Markierungen: 5 Öl; 6 Öl und Wasser; 7 Wasser; 8 Gas
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6
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- Gesteinskunde
Länge
der Risse
Zerklüftung
oder Rissbildung
Durchlässigkeit
Fluidsättigung
wobei λ = λ(z), μ = μ(z) die Kompressions- und Scherungsmodule (Lamesche Koeffizienten) sind; und λ* = λ* (z), η = η(z) die Koeffizienten der volumetrischen und der dynamischen Scherungsviskosität sind. Entsprechend der Form der Gleichungen (1, 2), die der Bewegungsgleichung genügen:
wobei ρ = ρ(z) die Dichte; i = (x, y, z) ist, erhalten wir die homogenen Wellengleichungen für die Komponenten der Auslenkungen der ebenen Longitudinalwelle, die sich in Richtung der Achse 0z ausbreitet: Gleichung 3
Gleichung 4
wobei Ux, y, z = Ux, y, z(z, t) die Komponenten des Auslenkungs- bzw. Verschiebungsvektors für die rechtwinkligen Achsen x, y, z; Vp = Vp = [(λ+2μ)/ρ]1/2 die lokale Geschwindigkeit der Längswelle ist; ω0 = (λμ/λ*η)1/2 die Kreisfrequenz der Eigenschwingungen ist; α = μ/2η der Scherungskoeffizient der Abschwächung ist; β = (λ+2μ)/λ* der volumetrische Koeffizient der Abschwächung ist.
die lokale Wellenzahl ist;
der Koeffizient der Absorption ist; Vλ = Vλ(z) = (λ/ρ)1/2 ist, und i die imaginäre Einheit ist.
wobei
wobei der Index (~) die abgeschätzten Parameter kennzeichnet.
es wird lediglich ein monotypisches zeitliches Signal beobachtet:
somit folgt: wobei us(t), uT(t) die Verschiebungen sind, die die monotypischen zeitlichen Signale für die Kompressions-(S) und Scherungs-(T)Komponenten kennzeichnen.
für jeweils die Kompressions- und Scherungskomponente, wobei ω0 = 2πF0 die Kreisfrequenz der Eigenschwingungen ist; β = ω0 2/β0 der zeitabhängige Koeffizient der volumetrischen Abschwächung ist. Die gewonnenen Intervallwerte für die Absorptionskoeffizienten α',"(
