EA020635B1 - Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны - Google Patents
Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны Download PDFInfo
- Publication number
- EA020635B1 EA020635B1 EA201101493A EA201101493A EA020635B1 EA 020635 B1 EA020635 B1 EA 020635B1 EA 201101493 A EA201101493 A EA 201101493A EA 201101493 A EA201101493 A EA 201101493A EA 020635 B1 EA020635 B1 EA 020635B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- velocity
- depth
- well
- value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 18
- 238000010276 construction Methods 0.000 title description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 44
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 32
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 32
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 17
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 claims description 4
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 9
- 238000009933 burial Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 230000008859 change Effects 0.000 description 12
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/66—Subsurface modeling
- G01V2210/665—Subsurface modeling using geostatistical modeling
- G01V2210/6652—Kriging
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Описан способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны, для построения которой используют ограниченную скважиной поперечную переменную H-V кривую (Н - глубина, V - скорость), в которой линейно увеличивающаяся с глубиной скорость сейсмического интервала, представлена зависимостью:v=ah+b; где, v - скорость сейсмического интервала, h - глубина залегания пластов, a, b - характеристики параметров ограниченной скважиной поперечной переменной H-V кривой "глубина-скорость". О наличии углеводородов в разведываемой зоне судят исходя из аномальных отклонений в значениях полученного поля средних скоростей сейсмической волны в сравнении со значениями этого поля в местах, заведомо не имеющих залежей углеводородов. Предложенный способ для поиска углеводородов позволяет увеличить долю успешных попыток разведочного бурения и уменьшить стоимость работ по проведению нефтегазовой геофизической сейсморазведки, а также повысить точность составления сейсмотектонической карты.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой геофизической сейсморазведке и, в частности, к способу применения поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления нефтегазовых месторождений. Особенностью данного изобретения является использование для этой цели ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У (глубина-скорость) кривой для построения поля средних скоростей сейсмической волны, и выявление на этой основе месторождений углеводородов.
Предпосылки создания изобретения
Применение поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления нефтегазовых месторождений в районах сложного геологического строения, несмотря на определенную известность в геофизической сейсморазведке месторождений углеводородов, тем не менее, не свободно от недостатков. В настоящее время имеется много теоретических и прикладных достижений в этой области, однако, они, главным образом, сосредоточены на следующих двух аспектах.
(1) Использование для выявления нефтегазовых месторождений максимально точной величины поля средних скоростей сейсмической волны на основе полученных сейсмических данных.
Этот аспект, главным образом, включает два момента: во-первых, улучшение точности определения итерационной (часто повторяющейся) скорости сейсмической волны посредством методов итерационного взвешенного анализа скоростей по геологическим пластам, итерационного взвешенного анализа отклонения скоростей и т.д.; во-вторых, улучшение точности определения скорости сейсмического интервала (скорость пробега сейсмической волны между двумя соседними положениями точек регистрации, определяемую по разности времени этого пробега) посредством таких методов, как обобщенный метод Дикса и различных методов сглаживания скоростей и т.д. Однако ввиду большого количества факторов, воздействующих на скорость сейсмической волны, упомянутые методы, хотя и повышают до некоторой степени точность получаемых данных, но не могут гарантировать корректность построения поля средних скоростей.
(2) Второй аспект относится к использованию для выявления нефтегазовых месторождений поля средних скоростей сейсмической волны, полученных посредством сейсмического каротажа и У8Р (вертикального сейсмического профилирования). Этот способ применения поля средних скоростей сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений является наиболее распространенным. Однако его эффективное применение во многом зависит от опыта интерпретатора, суммирующего сейсмическую скорость, каротаж и данные У8Р, что требует выполнения очень большого объема работ. Кроме того, различные интерпретаторы нередко получают поле сейсмических скоростей, сильно отличающееся от фактических данных, что затрудняет точное построение поля скоростей сейсмической волны по геологическим пластам.
Это обусловлено тем, что скорость распространения сейсмической волны в пластах связана с литологией породы, пористостью, глубиной залегания, свойствами поровой жидкости, давлением поровой жидкости и окружающей пласты внешней средой, причем литология породы является наиболее важным фактором. Пласты различных геологических эр различаются по показателям литологии и пористости и, соответственно, по показателям скоростей сейсмической волны. Вообще, при переходе от новых эр к старым скорость сейсмического интервала в геологических пластах постепенно увеличивается.
В пластах одной и той же эры, особенно морского дна, литология породы является простой. Вообще, поперечная вариация скоростей сейсмической волны вызвана двумя факторами. Первый из них вызван поперечной вариацией осадочных фаций, результирующей поперечные литологические изменения, таким образом, что скорость сейсмического интервала также изменяется поперечно. Теоретически, скорость сейсмического интервала отдельной уплотненной породы является близкой к детерминированному значению, но фактически пласты не составлены из единственного компонента, а сформированы перемешиванием различных компонентов, таких как глинистый песчаник, известковый песчаник и им подобных, которые придают скорости распространения сейсмической волны разнородный неустановившийся характер. Кроме того, пористость, характер заполнений жидкостью пор и давление поровой жидкости также аналогично воздействуют на скорость сейсмической волны. Другим фактором, воздействующим на поперечную вариацию скоростей, является глубина залегания пластов. В общем случае, чем глубже их глубина залегания, тем больше уплотненность породы, меньше пористость и выше скорость сейсмической волны.
Известно, что одной и той же глубине залегания пластов соответствует определенная температура, давление нагрузки и т.п., в связи с чем зависимость между скоростью сейсмической волны и глубиной скважины может быть рассчитана статистическим методом. В частности, если скорость сейсмического интервала для определенной группы пластов взять как ось X, а глубину их залегания как ось Υ, тогда кривая глубина-скорость (т.е. Н-У кривая) будет отражать характер изменения скорости сейсмической волны по глубине расположения разбросанных точек. Если так, тогда изменение скорости сейсмической волны в зависимости от глубины залегания геологических пластов может быть описано функцией первой степени, в соответствии с которой скорость сейсмической волны увеличивается линейно по глубине, что может быть выражено следующей формулой:
ν = ай + Ь,
- 1 020635 где ν - скорость сейсмического интервала (скорость пробега сейсмической волны между двумя соседними положениями точек регистрации, определяемая по разности времени этого пробега),
1ι - глубина залегания пласта, а, Ь - характеристики параметров кривой глубина-скорость (т.е. Н-У кривая).
Наряду с множеством способов определения скоростей сейсмической волны по геологическим пластам есть также много способов получения кривой глубина-скорость (кривая, характеризующая скорость сейсмической волны в зависимости от глубины залегания пласта). Например, кривая глубинаскорость может быть получена по каротажу скоростей сейсмической волны на множестве скважин; кривая глубина-скорость может быть получена по конверсионному интервалу скорости бурения скважины в зависимости от характера и толщины слагающих породу пластов на множестве скважин (отсюда и далее под термином конверсионный интервал скорости бурения понимается изменение скорости бурения скважины в зависимости от характера и толщины слагающих породу пластов), или кривая глубинаскорость может быть получена по скорости прохождения сейсмической волны. Поскольку имеется множество различных факторов, влияющих на сейсмическую скорость и конверсионный интервал скорости бурения, то среди множества кривых кривая интервала глубина-скорость, полученная путем каротажа интервала скоростей на множестве скважин, может лучше отражать реальное состояние разведываемой зоны.
Как упомянуто выше, варьирование скоростей сейсмической волны в зависимости от глубины залегания пластов может быть описано функцией первой степени. В этом случае возникает вопрос: может ли одна кривая глубина-скорость описать вариации поперечной скорости сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений посредством геофизической сейсморазведки или нет? Ответом является - нет. Причиной этого являются два основных фактора, воздействующих на вариации поперечной скорости.
Первый фактор связан с увеличением скорости сейсмической волны по мере увеличения глубины залегания пластов и, следовательно, возрастания на них давления вышележащих пластов. Данная зависимость может быть описана значением вышеупомянутой кривой глубина-скорость. В отношении небольшого района нефтегазовой геофизической сейсморазведки значение а в кривой глубина-скорость по геологическим пластам является относительно постоянным. Является оно почти постоянным также для пластов морского дна. В связи с этим для этих районов нефтегазовой геофизической сейсморазведки фиксированное значение а может быть использовано для описания характера изменения скорости сейсмической волны по мере увеличения глубины залегания пластов. Однако в отношении большой зоны нефтегазовой геофизической сейсморазведки величина значения а может быть переменной.
Другим фактором, заметно воздействующим на скорость сейсмического интервала, являются поперечные вариации осадочных фаций. Теоретически, скорость сейсмического интервала в отношении уплотненной породы, сложенной из одного единственного компонента, является близкой к детерминируемому значению, однако на самом деле пласт редко бывает составлен из единственного компонента, чаще всего он сформирован из различных компонентов, таких как глинистый песчаник, известковый песчаник и им подобных, которые в зависимости от содержания различных компонентов придают скорости сейсмической волны неоднородный, неустановившийся характер. Сверх того, пористость, характер поровой жидкости и давление поровой жидкости также аналогично воздействуют на скорость сейсмической волны. Поэтому, если описанная выше функция первого порядка используется для описания поперечной вариации скоростей сейсмической волны, то результат, полученный даже в отношении небольшого района нефтегазовой геофизической сейсморазведки, дает большие вариации значения Ь.
Из вышеупомянутого следует, что вариации скоростей сейсмической волны для различных глубин залегания пластов могут быть описаны функцией первого порядка, и что Н-У кривая изменяется вкрест (поперек во всех направлениях). При этом тенденция (направленность) вариаций значения а и значения Ь в кривой является различной. Там, где значение а является относительно постоянным, вариации вкрест являются небольшими; там же, где значение Ь находится под воздействием многих факторов, вариации вкрест могут быть значительными.
Вышеприведенные выкладки являются общеизвестными, однако применение их на практике для выявления нефтегазовых месторождений путем построения и использования поля скоростей сейсмической волны остается пока во многом нерешенной задачей. В ходе ее решения было обращено внимание на то, что результат построения поля скоростей сейсмической волны является в общем случае отражением зависимости время-глубина, результат которой должен соответствовать практическому результату бурения скважины. По аналогии с этой зависимостью предположили, что для построения поля скоростей сейсмической волны можно использовать поперечную переменную Н-У кривую (глубина скважиныскорость сейсмической волны), создание которой может быть также ограничено результатами бурения.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение описывает способ применения поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления нефтегазовых месторождений на основе создания ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У (глубина-скорость) кривой, что позволяет повысить точность определения продуктивных на углеводороды пластов, включая глубину их залегания. Применение
- 2 020635 изобретения позволяет добиться соответствия между конверсионным интервалом скорости бурения и скоростью сейсмической волны не только в местонахождении пробуренной скважины, но и в местах без какой бы то ни было скважины. То есть скорость бурения скважины от устья до забоя имеет в зависимости от характера выбуриваемой породы из ствола скважины различные вариации, которые согласуются со скоростью прохождения через эти породы сейсмической волны, до такой степени точности, которые являются достаточно надежными для выявления залежей углеводородов на основе построенного поля средних скоростей сейсмической волны в пределах района геофизической разведки. Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в уменьшении количества ошибочно пробуренных скважин и повышении точности определения перспективных месторождений углеводородов.
Изобретение осуществляют посредством следующих технических решений.
Для построения поля скоростей сейсмической волны используют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-ν кривую, в которой кривая скорость-глубина отражает вариации скоростей сейсмической волны в зависимости от глубины бурения и описывается функцией первой степени. В частности, линейно увеличивающаяся скорость сейсмического интервала с глубиной может быть представлена формулой ν = ай + Ь;
где ν - скорость сейсмического интервала, й - глубина залегания пласта, а, Ь - характеристики параметров ограниченной скважиной поперечной переменной Н-ν кривой глубина-скорость, которую можно построить посредством следующих шагов:
A) определяют скорость сейсмического интервала для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине в пределах района сейсмической разведки посредством кривой акустического каротажа и определяют конверсионный интервал скорости бурения для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине посредством обработки фактических результатов бурения (с учетом фактической глубины залегания пласта);
B) по координатам расположения скважины в каждом пласте в шаге А вычерчивают контур с точкой (координаты скважины) в качестве центра с определенным радиусом (устанавливаемом оператором, например, 3000 м и т.д.) и формируют совокупность местонахождений всех скважин в контуре; если количество скважин в совокупности является меньшим, чем заданное значение, т.е. минимального количества скважин, расширяют радиус, пока количество скважин в совокупности станет большим или сравняется с заданным значением (в общем случае заданное значение равно 4);
C) выполняют аппроксимацию (приближенное решение) функции первой степени относительно вариаций скоростей с глубиной посредством регрессионного анализа, согласно каротажу скорости сейсмического интервала для каждой скважины в совокупности скважин, при этом значение а (определенной по формуле ν = ай+Ь) берут в качестве значения местонахождения скважины;
И) определяют значение Ь по формуле ν = ай+Ь, используя значение а местонахождения скважины, при этом конверсионный интервал скорости бурения, выведенный из шага А, берут в качестве значения Ь местонахождения скважины;
Е) для получения значения а и значения Ь для каждого местонахождения скважины по всему району сейсмической разведки выполняют координатную привязку значения а, полученного в шаге С и соответственно значения Ь, полученного в шаге И с использованием интерполяционного алгоритма Крайджинга, после чего формируют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-ν кривую в соответствии с формулой ν = ай+Ь.
Полученную ограниченную скважиной поперечную переменную Н-ν кривую используют для построения поля скоростей сейсмической волны для чего
a) определяют пропорциональный коэффициент между значением Ь конверсионного интервала скорости бурения в месте расположения скважины и значением Ь скорости сейсмического интервала, т.е. пропорциональный коэффициент равен значению Ь конверсионного интервала скорости бурения к значению Ь скорости сейсмического интервала, основанного на созданной (сконструированной) ограниченной скважиной поперечной переменной Н-ν кривой и установленной ограниченной скважиной поперечной переменной Н-ν кривой;
b) получают пропорциональный коэффициент по результатам исследования всего района сейсмической разведки интерполяцией Крайджинга в поперечном направлении (под поперечным направлением понимается каждая простирающаяся в плане координата);
c) умножают значение Ь скорости сейсмического интервала всего рабочего района сейсмической разведки на упомянутый пропорциональный коэффициент для получения множественных ограниченной скважиной значений Ь для всего рабочего района;
ά) используя значение Ь полученного в шаге с) в вышеупомянутой формуле ν = ай + Ь, скорость сейсмической волны каждой точки полученной согласно его значению а, и данные о глубине залегания каждой точки строят поле скоростей сейсмической волны. После этого ограниченную скважиной поперечную переменную Н-ν кривую обрабатывают посредством обратного (инверсионного) алгоритма пре- 3 020635 образования сейсмической скорости, включающего следующие шаги:
(1) используя сравнительно интерпретируемую горизонтальную модель и Н-У кривую, рекурсивно определяют исходную глубину каждой глубинной точки посредством вскрытия пластов слой за слоем от поверхности (устья) до дна (забоя) скважины в соответствии с каждой глубинной точкой;
(2) итеративно определяют толщину каждого слоя (пласта) выбуриваемой породы по Н-У кривой функции ν (ЬЦ) = / (Н(|) (где ί - порядковый номер глубинной точки, ΐ - порядковый номер слоя), т.е. определяют толщину слоя по времени отражения сейсмической волны и по кривой Н-У функции, модифицирующей скорость сейсмической волны в соответствии с разницей между расчетной глубиной и фактической глубиной скважины полученной в созданной модели Н-У кривой; процесс определения продолжают до тех пор, пока ошибка в показателе глубины скважины полностью не удовлетворит его точность, а скорость сейсмического интервала и глубина залегания каждого слоя (пласта) в точке будут являться полученными при сходимости итерации;
(3) обработку каждой глубинной точки ведут тем же самым способом, в конечном счете, получают скорость сейсмического интервала и глубину залегания каждого слоя соответствующего каждой глубинной точке.
Для слоя _) при глубинной точке ί, Н-У кривая, функцией которой является ν (Ьу) =/ (Ьу) слоя ΐ-1, при условии, что глубина Нуб слоя ΐ-1 является известной (глубина залегания слоя 0 является фиксированной на ноль), инверсионный алгоритм для определения глубины залегания слоя и скорости сейсмического интервала для слоя ΐ является следующим.
(1) Дается исходная толщина Ьу = Ьоу слоя ί;
(2) определяют начальную скорость сейсмического интервала ν^ = / (Но,,) слоя ΐ от функции ν (Ьу) =/ (Ьу) Н-У кривой слоя ί;
(3) определяют теоретическую разницу времени отражения сейсмической волны Δί = Ьоу/νϋ между слоем _) и слоем ΐ-1;
(4) при условии, что фактическая разность времени отражения сейсмической волны между слоем ΐ и слоем ΐ-1 есть ΔΤ (которая может быть определена по времени прохождения сейсмической волны в этом пласте); и если разница между теоретическим временем отражения сейсмической волны и фактическим временем отражения |Δΐ-ΔΤ| есть <ε (ε - небольшая заданная величина, обычно принимается равной 1/2 времени приёма сигналов обратной связи), то Ηί, является фактической толщиной слоя ΐ, и ν^ является фактической скоростью сейсмического интервала слоя ΐ; причем когда процесс заканчивается, результатом инверсии является выходной сигнал;
(5) если ΔΙ-ΔΤ <0, показатель толщины Ь,, является относительно небольшим, определяют Ь,, = Ь^+ |Δΐ-ΔΤ| ν^ и возвращаются к шагу (2); если же ΔΙ-ΔΤ >0, показатель толщины Ь,, является относительно большим, определяют Ь,, = Ь,, - |Δΐ-ΔΤ| νί-, и возвращаются к шагу (2).
Для того чтобы повысить точность инверсионного алгоритма, начальной толщиной Ь слоя ΐ может быть скорость сейсмического интервала слоя ΐ глубинной точки ΐ-1. Результат теоретического определения и практического применения показал, что алгоритм имеет хорошую сходимость, в связи с чем при его применении в наших условиях несходимость не наблюдалась. Способ является не только пригодным для преобразования зависимости время-глубина в благоприятных районах поисковых работ, но также пригоден для преобразования зависимости время-глубина в сложных районах геофизической сейсморазведки. Кроме того, рекурсивный инверсионный алгоритм можно детерминировать и рассматривать ошибку (нормальную или инвертированную), полностью контролируемую интерпретируемой горизонтальной моделью, не затронутой человеческими факторами, что дает возможность восстановить реальную форму подошвы (пласта).
Преимуществом предложенного способа применения поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления месторождений углеводородов в районах геофизической сейсморазведки является то, что ввиду повышенной точности определения значений скоростей упомянутого поля удается также значительно повысить точность выявления нефтегазовых месторождений.
Построение более точного поля значений скоростей сейсмической волны на основе ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой является новым подходом к решению проблемы поиска залежей углеводородов. По сравнению с предшествующим уровнем шаг С для построения кривой Н-У выявляет вариации скоростей с глубиной, соответствующих реальным условиям применения значения а, полученного от акустического каротажа; использование конверсионного интервала скорости бурения различных скважин в шаге Б обусловлено тем, что скорость бурения в местонахождении скважины является тождественной фактической конверсионной скорости интервала бурения, и, следовательно, глубина скважины, полученная от конверсии время-глубина, соответствует фактическим результатам бурения; шаг Е свидетельствует, что вариации значения а и значения Ъ в поперечном направлении являются относительно умеренными; кроме того, изобретение по сравнению с предшествующим уровнем техники дает возможность исходя из шагов а, Ъ, с и б построить наиболее реальную картину поля скоростей сейсмической волны, при котором достигается соответствие между скоростью сейсмической волны и конверсионным интервалом скорости бурения в месте нахождения пробуренной скважины, а также там, где
- 4 020635 скважины нет; скорость бурения имеет тенденцию (направленность) вариаций, которая соответствует скорости сейсмической волны. Тем самым достигается повышение точности построения поля средних скоростей сейсмической волны, что обеспечивает эффективное выявление нефтегазовых месторождений.
В частности, благодаря использованию более точного поля скоростей сейсмической волны достигается постоянство между скоростью сейсмической волны и конверсионным интервалом скорости бурения не только в местонахождении буровой скважины, но и в местах ее отсутствия, причем изменение скорости бурения соответствует изменению скорости сейсмической волны, что обеспечивает возможность точного определения средних скоростей сейсмической волны в пределах разведываемой зоны. Это, в свою очередь, позволяет повысить точность составления сейсмотектонической карты, определить нужную глубину бурения, увеличить долю успешных попыток разведочного бурения для выявления нефтегазовых месторождений и, как результат, уменьшить стоимость исследовательских и эксплуатационных работ и, самое главное, повысить точность определения продуктивных на углеводороды пластов, включая глубину их залегания.
Детальное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения
Вариант 1.
Изобретение раскрывает способ применения поля средних скоростей сейсмических волн для выявления нефтегазовых месторождений на основе построения ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой (глубина-скорость), отражающей вариации скоростей сейсмической волны в залегающих на разной глубине геологических пластах. В частности, вариации скоростей сейсмической волны могут быть описаны функцией первой степени, в которой линейно увеличивающаяся с глубиной скорость сейсмического интервала представлена формулой ν = ай + Ь;
где ν - скорость сейсмического интервала, й - глубина залегания пластов, а, Ь - характеристики параметров ограниченной скважиной поперечной переменной кривой глубина-скорость, которую можно построить посредством следующих шагов:
A) определяют скорость сейсмического интервала для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине в пределах района сейсмической разведки посредством кривой акустического каротажа и определяют конверсионный интервал скорости бурения для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине посредством обработки фактических результатов бурения (с учетом фактической глубины залегания пласта);
B) по координатам расположения скважины в каждом пласте в шаге А вычерчивают контур с точкой (координаты скважины) в качестве центра с определенным радиусом (устанавливаемом оператором, например, 3000 м и т.д.) и формируют совокупность местонахождений всех скважин в контуре; если количество скважин в совокупности является меньшим, чем заданное значение, т.е. минимального количества скважин, расширяют радиус, пока количество скважин в совокупности станет большим или сравняется с заданным значением (в общем случае заданное значение равно 4);
C) выполняют аппроксимацию (приближенное решение) функции первой степени относительно вариаций скоростей с глубиной посредством регрессионного анализа, согласно каротажу скорости сейсмического интервала для каждой скважины в совокупности скважин, при этом значение а (определенное по формуле ν = ай+Ь) берут в качестве значения местонахождения скважины;
И) определяют значение Ь по формуле ν = ай+Ь, используя значение а местонахождения скважины, при этом конверсионный интервал скорости бурения, выведенный из шага А, берут в качестве значения Ь местонахождения скважины;
Е) для получения значения а и значения Ь для каждого местонахождения скважины по всему району сейсмической разведки выполняют координатную привязку значения а, полученного в шаге С, и соответственно значения Ь, полученного в шаге И, с использованием интерполяционного алгоритма Крайджинга, после чего формируют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую в соответствии с формулой ν = ай+Ь;
полученную ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую используют для построения поля скоростей сейсмической волны для чего
a) определяют пропорциональный коэффициент между значением Ь конверсионного интервала скорости бурения в месте расположения скважины и значением Ь скорости сейсмического интервала, т.е. пропорциональный коэффициент равен значению Ь конверсионного интервала скорости бурения к значению Ь скорости сейсмического интервала, основанного на созданной (сконструированной) ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой и установленной ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой;
b) получают пропорциональный коэффициент по результатам исследования всего района сейсмической разведки интерполяцией Крайджинга в поперечном направлении (под поперечным направлением понимается каждая простирающаяся в плане координата);
c) умножают значение Ь скорости сейсмического интервала всего рабочего района сейсмической
- 5 020635 разведки на упомянутый пропорциональный коэффициент для получения множественных ограниченной скважиной значений Ъ для всего рабочего района;
й) используя значение Ъ, полученное в шаге с в формуле ν = ай+Ъ, скорость сейсмической волны каждой точки, полученной согласно его значению а, и данные о глубине залегания каждой точки, строят поле скоростей сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений.
Вариант 2.
Другой предпочтительный вариант изобретения описан ниже.
1. В предшествующем уровне техники использование Н-У кривой (глубина скважины-скорость сейсмической волны) с целью построения поля скоростей сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений производилось исходя из следующих соображений.
На скорость распространения сейсмической волны в пластах влияют литология породы, пористость, глубина залегания, свойства поровой жидкости, давление поровой жидкости и окружающая пласты внешняя среда, причем литология является наиболее важным фактором. Пласты различных геологических эр отличаются друг от друга по показателям литологии и пористости и, соответственно, по показателям скоростей сейсмической волны. Вообще, при переходе от новых эр к старым скорость сейсмического интервала (скорость пробега сейсмической волны между двумя соседними положениями точек регистрации, определяемую по разности времени этого пробега) в пластах постепенно увеличивается.
В пластах одной и той же эры, особенно морского дна, литология грунтов является простой. Вообще, поперечная вариация скоростей сейсмической волны вызвана двумя факторами. Первый из них вызван поперечной вариацией осадочных фаций, результирующей поперечные литологические изменения, таким образом, что скорость сейсмического интервала также изменяется поперечно. Теоретически, скорость сейсмического интервала отдельной уплотненной породы является близкой к детерминированному значению, но фактически пласты не составлены из единственного компонента, а сформированы перемешиванием различных компонентов, таких как глинистый песчаник, известковый песчаник и им подобных, которые придают скорости распространения сейсмической волны разнородный неустановившийся характер. Кроме того, пористость, характер заполнений жидкостью пор и давление поровой жидкости также аналогично воздействуют на скорость. Другим фактором, воздействующим на поперечную вариацию скоростей, является глубина залегания пластов. В общем случае, чем глубже глубина залегания, тем больше уплотненность породы, меньше пористость и выше скорость сейсмической волны.
Известно, что одной и той же глубине залегания пластов соответствует определенная температура, давление нагрузки и т.п., в связи с чем зависимость между скоростью сейсмической волны и глубиной скважины может быть рассчитана статистическим методом. В частности, если скорость сейсмического интервала для определенной группы пластов взять как ось X, а глубину их залегания как ось Υ, тогда кривая глубина-скорость (т.е. Н-У кривая) будет отражать характер изменения скорости сейсмической волны по глубине расположения разбросанных точек. Если так, тогда изменение скорости сейсмической волны в зависимости от глубины залегания геологических пластов, может быть описано функцией первой степени, в соответствии с которой скорость сейсмической волны увеличивается линейно по глубине, что может быть выражено следующей формулой:
ν = ай+Ъ;
где ν - скорость сейсмического интервала (скорость пробега сейсмической волны между двумя соседними положениями точек регистрации, определяемая по разности времени этого пробега), й - глубина залегания пласта, а, Ъ - характеристики параметров кривой глубина-скорость (т.е. Н-У кривая).
Наряду с множеством способов определения скоростей сейсмической волны по геологическим пластам есть также много способов получения кривой глубина-скорость (кривая, характеризующая скорость сейсмической волны в зависимости от глубины залегания пласта). Например, кривая глубинаскорость может быть получена по каротажу скоростей сейсмической волны на множестве скважин; кривая глубина-скорость может быть получена по конверсии (преобразованию) скорости сейсмического интервала на множестве скважин; или кривая глубина-скорость может быть получена по скорости прохождения сейсмической волны. Поскольку имеется множество различных факторов, влияющих на сейсмическую скорость и конверсионный интервал скорости бурения, то среди множества кривых кривая интервала глубина-скорость, полученная путем каротажа интервала скоростей на множестве скважин, может лучше отражать реальное состояние разведываемой зоны.
Как упомянуто выше, варьирование скоростей сейсмической волны в зависимости от глубины залегания пластов может быть описано функцией первой степени. В этом случае возникает вопрос: может ли одна кривая глубина-скорость описать вариации поперечной скорости сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений посредством геофизической сейсморазведки или нет? Ответом является - нет. Причиной этого являются два основных фактора, воздействующих на вариации поперечной скорости.
Первый фактор связан с увеличением скорости сейсмической волны по мере увеличения глубины залегания пластов и, следовательно, возрастания на них давления вышележащих пластов. Данная зависимость может быть описана значением вышеупомянутой кривой глубина-скорость. В отношении не- 6 020635 большого района нефтегазовой геофизической сейсморазведки значение а в кривой глубина-скорость по геологическим пластам является относительно постоянным. Является оно почти постоянным также для пластов морского дна. В связи с этим для этих районов нефтегазовой геофизической сейсморазведки фиксированное значение а может быть использовано для описания характера изменения скорости сейсмической волны по мере увеличения глубины залегания пластов. Однако в отношении большой зоны нефтегазовой геофизической сейсморазведки величина значения а может быть переменной.
Другим фактором, заметно воздействующим на скорость сейсмического интервала, являются поперечные вариации осадочных фаций. Теоретически, скорость сейсмического интервала в отношении уплотненной породы, сложенной из одного-единственного компонента, является близким к детерминируемому значению, однако на самом деле пласт не составлен из единственного компонента, а сформирован перемешиванием различных компонентов, таких как глинистый песчаник, известковый песчаник и им подобных, которые в зависимости от содержания различных компонентов придают скорости сейсмической волны неоднородный, неустановившийся характер. Сверх того, пористость, характер поровой жидкости и давление поровой жидкости также аналогично воздействуют на скорость сейсмической волны. Поэтому, если та же самая функция первого порядка используется для описания поперечной вариации скоростей сейсмической волны, то результат, полученный даже в отношении небольшого района сейсмической разведки, дает большие вариации значения Ъ.
Другим фактором, заметно воздействующим на скорость сейсмического интервала, являются поперечные вариации осадочных фаций. Теоретически, скорость сейсмического интервала в отношении уплотненной породы, сложенной из одного-единственного компонента, является близкой к детерминируемому значению, однако на самом деле пласт редко бывает составлен из единственного компонента, чаще всего он сформирован из различных компонентов, таких как глинистый песчаник, известковый песчаник и им подобных, которые в зависимости от содержания различных компонентов придают скорости сейсмической волны неоднородный, неустановившийся характер. Сравнительно меньше это проявляется в отношении морского дна с относительно стабильными осадочными фациями. Здесь несмотря на то, что составляющие морское дно ингредиенты также являются различными, тем не менее, вариации скоростей сейсмической волны по сравнению с пластами суши относительно меньше подвержены изменениям. В пластах суши пористость, характер поровой жидкости и давление поровой жидкости значительно сильнее воздействуют на скорость сейсмической волны. Поэтому если описанная выше функция первого порядка используется для описания поперечной вариации скоростей сейсмической волны, то результат, полученный даже в отношении небольшого района нефтегазовой геофизической сейсморазведки, дает большие вариации значения Ъ.
Из вышеупомянутого следует, что вариации скоростей сейсмической волны для различных глубин залегания пластов могут быть описаны функцией первого порядка, и что Н-У кривая изменяется вкрест (поперек во всех направлениях). При этом тенденция (направленность) вариаций значения а и значения Ъ в кривой является различной. Там, где значение а является относительно постоянным, вариации вкрест являются небольшими; там же где значение Ъ находится под воздействием многих факторов, вариации вкрест могут быть значительными.
Вышеприведенные выкладки являются общеизвестными, однако применение их на практике для выявления нефтегазовых месторождений путем построения и использования поля скоростей сейсмической волны остается пока во многом нерешенной задачей. В ходе ее решения было обращено внимание на то, что результат построения поля скоростей сейсмической волны является в общем случае отражением зависимости время-глубина, результат которой должен соответствовать практическому результату бурения скважины. По аналогии с этой зависимостью предположили, что для построения поля скоростей сейсмической волны можно использовать поперечную переменную Н-У кривую (глубина скважиныскорость сейсмической волны), создание которой может быть также ограничено результатами бурения. Построение поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления нефтегазовых месторождений состоит из следующих шагов:
A) определяют скорость сейсмического интервала для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине в пределах района сейсмической разведки посредством кривой акустического каротажа и определяют конверсионный интервал скорости бурения для каждого пласта (т.е. для различных геологических пластов в местонахождении скважины) в каждой скважине посредством обработки фактических результатов бурения (с учетом фактической глубины залегания пласта);
B) по координатам расположения скважины в каждом пласте в шаге А вычерчивают контур с точкой (координаты скважины) в качестве центра с определенным радиусом (устанавливаемым оператором, например, 3000 м и т.д.) и формируют совокупность местонахождений всех скважин в контуре; если количество скважин в совокупности является меньшим, чем заданное значение, т.е. минимального количества скважин, расширяют радиус, пока количество скважин в совокупности станет большим или сравняется с заданным значением (в общем случае заданное значение равно 4);
C) выполняют аппроксимацию (приближенное решение) функции первой степени относительно вариаций скоростей с глубиной посредством регрессионного анализа, согласно каротажу скорости сейсми- 7 020635 ческого интервала для каждой скважины в совокупности скважин, при этом значение а (определенное по формуле ν = ай+Ь) берут в качестве значения местонахождения скважины;
Ό) определяют значение Ь по формуле ν = ай+Ь, используя значение а местонахождения скважины, при этом конверсионный интервал скорости бурения, выведенный из шага А, берут в качестве значения Ь местонахождения скважины;
Е) для получения значения а и значения Ь для каждого местонахождения скважины по всему району сейсмической разведки выполняют координатную привязку значения а, полученного в шаге С, и соответственно значения Ь, полученного в шаге Ό, с использованием интерполяционного алгоритма Крайджинга. В итоге, для каждой точки разведываемой зоны получают линейную зависимость значений скорости сейсмической волны от глубины залегания геологических пластов, после чего формируют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую в соответствии с формулой ν = ай+Ь посредством алгоритма обратного преобразования скорости сейсмической волны.
Это обусловлено тем, что в фактическом преобразовании зависимости время-глубина известной является только время сейсмического отражения, тогда как глубина отражения остается неизвестной. Однако время отражения сейсмической волны может быть преобразовано в глубину отражения, что дает возможность использовать инверсионный алгоритм (алгоритм обратного преобразования) для формирования ограниченной поперечной переменной Н-У кривой, состоящей из следующих шагов:
(1) используя сравнительно интерпретируемую горизонтальную модель и Н-У кривую, рекурсивно определяют исходную глубину каждой глубинной точки посредством вскрытия пластов слой за слоем от поверхности (устья) до дна (забоя) скважины в соответствии с каждой глубинной точкой;
(2) итеративно определяют толщину каждого слоя (пласта) выбуриваемой породы по Н-У кривой функции ν (йу) = / (йу) (где ί - порядковый номер глубинной точки, _) - порядковый номер слоя), т.е. определяют толщину слоя по времени отражения сейсмической волны и по кривой Н-У функции, модифицирующей скорость сейсмической волны в соответствии с разницей между расчетной глубиной и фактической глубиной скважины, полученной в созданной модели Н-У кривой; процесс определения продолжают до тех пор, пока ошибка в показателе глубины скважины полностью не удовлетворит его точность, а скорость сейсмического интервала и глубина залегания каждого слоя (пласта) в точке будут являться полученными при сходимости итерации;
(3) обработку каждой глубинной точки ведут тем же самым способом, в конечном счете, получают скорость сейсмического интервала и глубину залегания каждого слоя.
Для слоя _) при глубинной точке ί, Н-У кривая, функцией, которой является ν (йу) =/ (йу) слоя _)-1, при условии, что глубина Ну^ слоя _)-1 является известной (глубина залегания слоя 0 является фиксированной на ноль), инверсионный алгоритм для определения глубины залегания слоя и скорости сейсмического интервала для слоя _) является следующим:
дается исходная толщина йу = йог) слоя _);
определяют начальную скорость сейсмического интервала ν^ = Г(йо||) слоя _) от функции ν (й,,) = ./(Η,,) Н-У кривой слоя _);
определяют теоретическую разницу времени отражения сейсмической волны Δΐ = йОуА^ между слоем _) и слоем _)-1;
при условии, что фактическая разница времени отражения сейсмической волны между слоем _) и слоем _)-1 есть ΔΤ (которая может быть определена по времени прохождения сейсмической волны в этом пласте); и если разница между теоретическим временем отражения сейсмической волны и фактическим временем отражения |Δΐ-ΔΤ| есть <ε (ε - небольшая заданная величина, обычно принимается равной 1/2 времени приёма сигналов обратной связи), то йц является фактической толщиной слоя р и ν^ является фактической скоростью сейсмического интервала слоя _); причем когда процесс заканчивается, результатом инверсии является выходной сигнал;
если ΔΙ-ΔΤ <0, показатель толщины й,, является относительно небольшим, определяют й,, = Ιι,,+ΐΔΙΔΤ| νρ и возвращаются к шагу (2); если же ΔΙ-ΔΤ >0, показатель толщины й,, является относительно большим, определяют й = В,, - |Δΐ-ΔΤ| ν^ и возвращаются к шагу (2).
Для того чтобы повысить точность инверсионного алгоритма, начальной толщиной й, слоя _) может быть скорость сейсмического интервала слоя _) глубинной точки ΐ-1. Результат теоретического определения и практического применения показал, что алгоритм имеет хорошую сходимость, в связи с чем при его применении в наших условиях несходимость не наблюдалась. Способ является не только пригодным для преобразования зависимости время-глубина в благоприятных районах поисковых работ, но также пригоден для преобразования зависимости время-глубина в сложных районах геофизической сейсморазведки. Кроме того, рекурсивный инверсионный алгоритм можно детерминировать и рассматривать ошибку (нормальную или инвертированную), полностью контролируемую интерпретируемой горизонтальной моделью, не затронутой человеческими факторами, что дает возможность восстановить реальную форму подошвы (пласта).
Построение поля средних скоростей сейсмической волны по геологическим пластам для выявления нефтегазовых месторождений с использованием ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У
- 8 020635 кривой производят посредством интегрирования скорости сейсмического интервала и конверсионного интервала скорости бурения, т.е. интегрирования различных скоростей. Основным фактором, обусловливающим вариацию скоростей в поперечном направлении, являются вариации поперечных осадочных фаций, являющихся вариациями значений Ъ в кривой глубина-скорость. Поперечные вариации осадочных фаций проявляются медленно, следовательно, вариации значений Ъ проявляются также замедленно. Соответственно, если соотношение между значением Ъ скорости сейсмического интервала и значением Ъ конверсионного интервала скорости бурения описывается пропорциональным коэффициентом, то этот коэффициент также будет меняться медленно. Несомненно, что на пропорциональный коэффициент оказывают влияние различные факторы, и может быть трансформация некоторых из них, тем не менее, общая тенденция вариаций скоростей будет замедленной. Это означает, что при построении поля средних скоростей сейсмической волны влияние пор, трещин, наполненности и подобных (факторов) на значение Ъ может быть проигнорировано, и лишь вариации поперечных скоростей сейсмической волны, вызванные поперечным изменением осадочных фаций, являются обоснованными.
Многолетний опыт показывает, что изменение скорости сейсмической волны по мере увеличения глубины залегания пластов описывается функциональной зависимостью первого порядка, т.е. скорость сейсмической волны по мере возрастания глубины, увеличивается линейно и функция первого порядка может не учитывать эффект глубины (уплотненности) на скорость. Учитывая изложенное, процесс построения поля средних скоростей сейсмических волн является нижеследующим:
a) определяют пропорциональный коэффициент между значением Ъ конверсионного интервала скорости бурения в месте расположения скважины и значением Ъ скорости сейсмического интервала, т.е. пропорциональный коэффициент равен значению Ъ конверсионного интервала скорости бурения к значению Ъ скорости сейсмического интервала, основанного на созданной (сконструированной) ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой и установленной ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой;
b) получают пропорциональный коэффициент по результатам исследования всего района сейсмической разведки интерполяцией Крайджинга в поперечном направлении (под поперечным направлением понимается каждая простирающаяся в плане координата);
c) умножают значение Ъ скорости сейсмического интервала всего рабочего района сейсмической разведки на упомянутый пропорциональный коэффициент для получения множественных ограниченной скважиной значений Ъ для всего рабочего района;
б) используя значение Ъ, полученное в шаге с в формуле ν = аН+Ь. скорость сейсмической волны каждой точки, полученной согласно его значению а, и данные о глубине залегания каждой точки, строят поле скоростей сейсмической волны для выявления нефтегазовых месторождений. При этом о наличии нефти или газа в разведываемой зоне судят по появлению аномальных отклонений в поле средних скоростей сейсмических волн, в сравнении с местом, заведомо не содержащим углеводородов.
Предложенный для поиска углеводородов способ позволяет увеличить долю успешных попыток разведочного бурения и уменьшить стоимость работ по проведению нефтегазовой геофизической сейсморазведки, а также повысить точность составления сейсмотектонической карты.
Claims (2)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны, отличающийся тем, что для построения поля средних скоростей сейсмической волны используют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую (Н - глубина, У - скорость), в которой линейно увеличивающаяся с глубиной скорость сейсмического интервала представлена зависимостью ν = аН+Ъ;где ν - скорость сейсмического интервала,Н - глубина залегания пластов, а, Ъ - характеристики параметров ограниченной скважиной поперечной переменной Н-У кривой глубина-скорость, которую можно построить посредством следующих шагов:определяют скорость сейсмического интервала для каждого геологического пласта в каждой скважине в пределах района сейсмической разведки посредством кривой акустического каротажа и определяют конверсионный интервал скорости бурения для каждого пласта в каждой скважине посредством обработки фактических результатов бурения;по координатам расположения скважины в каждом пласте вычерчивают контур с точкой в качестве центра с установленным оператором радиусом и формируют совокупность местонахождений заданного количества скважин в контуре;исходя из результатов каротажа скоростей сейсмического интервала в каждой скважине посредством регрессионного анализа выполняют аппроксимацию зависимости ν = аН+Ъ относительно вариаций скоростей с глубиной в совокупности скважин, причем значение а в зависимости используют в качестве значения местонахождения скважины;- 9 020635 используя значение а, определяют значение Ъ в зависимости ν = αΙι+Ь. при этом конверсионный интервал скорости бурения берут в качестве значения Ъ местонахождения скважины;выполняют координатную привязку значения а и значения Ъ с использованием интерполяционного алгоритма Крайджинга, после чего формируют ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую по зависимости ν = аН+Ъ посредством нижеследующих шагов:определяют пропорциональный коэффициент между значением Ъ конверсионного интервала скорости бурения в месте расположения скважины и значением Ъ скорости сейсмического интервала;интерполяцией Крайджинга получают пропорциональный коэффициент в отношении всего района сейсмической разведки в поперечном направлении;умножают значение Ъ скорости сейсмического интервала на пропорциональный коэффициент для получения множественных ограниченных скважиной значений Ъ для всего рабочего района;используя полученные значения Ъ и а и данные о глубине залегания каждой точки, строят поле скоростей сейсмической волны и исходя из аномальных отклонений в значениях полученного поля судят о наличии углеводородов в разведываемой зоне.
- 2. Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны по п.1, отличающийся тем, что ограниченную скважиной поперечную переменную Н-У кривую обрабатывают посредством инверсионного алгоритма сейсмической скорости до тех пор, пока не будут достигнуты требуемая точность показателя глубины скважины, а также сходимость итерации в отношении скорости сейсмического интервала и глубины залегания каждого пласта в точке, после чего приступают к построению поля средних скоростей сейсмической волны и исходя из аномальных отклонений в значениях полученного поля судят о наличии углеводородов в разведываемой зоне.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2009100589208A CN101533103B (zh) | 2009-04-13 | 2009-04-13 | 地震波速度场构建中井约束横向可变h-v曲线构建方法 |
| PCT/CN2010/000145 WO2010118624A1 (zh) | 2009-04-13 | 2010-02-02 | 地震波速度场构建中井约束横向可变h-v曲线构建方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201101493A1 EA201101493A1 (ru) | 2012-03-30 |
| EA020635B1 true EA020635B1 (ru) | 2014-12-30 |
Family
ID=41103824
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201101493A EA020635B1 (ru) | 2009-04-13 | 2010-02-02 | Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8868348B2 (ru) |
| EP (1) | EP2420862A4 (ru) |
| CN (1) | CN101533103B (ru) |
| EA (1) | EA020635B1 (ru) |
| WO (1) | WO2010118624A1 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101533103B (zh) * | 2009-04-13 | 2012-03-21 | 中国石油天然气集团公司 | 地震波速度场构建中井约束横向可变h-v曲线构建方法 |
| GB2479172B (en) * | 2010-03-31 | 2016-02-10 | Statoil Petroleum As | Estimating interval velocities |
| CN103790569B (zh) * | 2012-10-26 | 2016-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用vsp时深关系对声波测井资料进行校正的方法 |
| US10620330B2 (en) | 2013-03-19 | 2020-04-14 | Westerngeco L.L.C. | Estimating translational data |
| AU2014386285B2 (en) * | 2014-03-11 | 2016-10-27 | Landmark Graphics Corporation | Validation of depth-depth curves using time-seismic depth interval velocity |
| CN106154329B (zh) * | 2015-04-16 | 2018-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 利用vsp速度校正声波均方根速度的方法及其系统 |
| CN105353412B (zh) * | 2015-12-14 | 2017-08-29 | 中国石油大学(华东) | 一种井震联合平均速度场的计算方法及系统 |
| CN108427141B (zh) * | 2017-02-15 | 2019-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种在沉积地层中识别与提取周期性波动的方法及系统 |
| CN108562938B (zh) * | 2018-03-23 | 2019-09-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种消除频散效应的方法、装置及系统 |
| CN108828666B (zh) * | 2018-08-07 | 2019-12-27 | 中国石油大学(华东) | 一种正断层附近地层埋藏史的恢复方法 |
| CN111596348B (zh) * | 2019-02-21 | 2023-08-22 | 中国石油天然气集团有限公司 | 基于声波时差测井资料的地层层速度校正方法及装置 |
| CN111856567B (zh) * | 2019-04-30 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 基于地震叠加速度的压实系数确定方法及装置 |
| CN110618460A (zh) * | 2019-07-22 | 2019-12-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种结合层位信息的微测井方位加权插值建模方法 |
| CN112649876A (zh) * | 2019-10-12 | 2021-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 建立地震偏移速度模型的方法和装置 |
| CN113589367B (zh) * | 2020-04-30 | 2023-04-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于面积守恒大断裂附近构造趋势矫正方法 |
| CN111856585A (zh) * | 2020-07-01 | 2020-10-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 时深转换速度场的构建方法、装置、设备及可读存储介质 |
| CN112255686B (zh) * | 2020-10-14 | 2023-08-11 | 东北石油大学 | 一种基于回归算法的断层边部速度建模方法 |
| CN116381782A (zh) * | 2023-02-17 | 2023-07-04 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种低幅度构造成图方法、设备及存储设备 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5136551A (en) * | 1989-03-23 | 1992-08-04 | Armitage Kenneth R L | System for evaluation of velocities of acoustical energy of sedimentary rocks |
| US6185512B1 (en) * | 1998-10-13 | 2001-02-06 | Raytheon Company | Method and system for enhancing the accuracy of measurements of a physical quantity |
| US6502038B1 (en) * | 2000-06-30 | 2002-12-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for non-hyperbolic moveout analysis of seismic data |
| US6864890B2 (en) * | 2002-08-27 | 2005-03-08 | Comoco Phillips Company | Method of building and updating an anisotropic velocity model for depth imaging of seismic data |
| FR2856710B1 (fr) * | 2003-06-30 | 2007-11-23 | Michel Fonfrede | Mur-barrage hydraulique a debit controle |
| US7493241B2 (en) * | 2003-07-23 | 2009-02-17 | Lee Wook B | 3D velocity modeling, with calibration and trend fitting using geostatistical techniques, particularly advantageous for curved for curved-ray prestack time migration and for such migration followed by prestack depth migration |
| US20060047429A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Adams Steven L | Method of estimating geological formation depths by converting interpreted seismic horizons from the time domain to the depth domain |
| US7525874B2 (en) * | 2006-04-21 | 2009-04-28 | Prism Seismic Inc. | Method for converting seismic data from the time domain to the depth domain |
| CN100487488C (zh) * | 2006-05-11 | 2009-05-13 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 零井源距垂直地震剖面纵横波数据深度域走廊叠加剖面处理方法 |
| CN101329407B (zh) * | 2007-06-20 | 2011-01-12 | 中国石油天然气集团公司 | 一种快速p-sv转换波直接模拟以确定地层岩性、岩相变化的方法 |
| US7974824B2 (en) * | 2007-06-29 | 2011-07-05 | Westerngeco L. L. C. | Seismic inversion of data containing surface-related multiples |
| CN101354444B (zh) * | 2007-07-25 | 2011-02-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种确定地层岩性和孔隙流体的方法 |
| CN101363916B (zh) * | 2007-08-10 | 2012-05-30 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 一种高精度折射静校正数据反演方法 |
| CN101533103B (zh) * | 2009-04-13 | 2012-03-21 | 中国石油天然气集团公司 | 地震波速度场构建中井约束横向可变h-v曲线构建方法 |
-
2009
- 2009-04-13 CN CN2009100589208A patent/CN101533103B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-02-02 WO PCT/CN2010/000145 patent/WO2010118624A1/zh active Application Filing
- 2010-02-02 EP EP10764037.7A patent/EP2420862A4/en not_active Withdrawn
- 2010-02-02 EA EA201101493A patent/EA020635B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-10-13 US US13/273,096 patent/US8868348B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2420862A4 (en) | 2017-05-03 |
| WO2010118624A1 (zh) | 2010-10-21 |
| US8868348B2 (en) | 2014-10-21 |
| CN101533103B (zh) | 2012-03-21 |
| CN101533103A (zh) | 2009-09-16 |
| EP2420862A1 (en) | 2012-02-22 |
| US20120053841A1 (en) | 2012-03-01 |
| EA201101493A1 (ru) | 2012-03-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA020635B1 (ru) | Способ сейсмической разведки для поиска углеводородов с применением поля средних скоростей сейсмической волны | |
| US10816686B2 (en) | Seismic constrained discrete fracture network | |
| CN108802812B (zh) | 一种井震融合的地层岩性反演方法 | |
| CN104047597B (zh) | 含油气泥页岩地层测井曲线标准化方法 | |
| WO2019062655A1 (zh) | 薄夹层的确定方法和装置 | |
| CN106094032B (zh) | 一种构建地层速度模型的方法 | |
| CN104502966B (zh) | 一种薄储层的预测方法及系统 | |
| US10359529B2 (en) | Singularity spectrum analysis of microseismic data | |
| WO2017035104A1 (en) | Velocity model seismic static correction | |
| US20140336940A1 (en) | Estimation of q-factor in time domain | |
| CN105527653A (zh) | 一种基于地质信息的虚拟井构建方法 | |
| Liu et al. | Seismic characterization of a carbonate reservoir in Tarim Basin | |
| CN113050157A (zh) | 一种基于露头资料的碳酸盐岩地震储层反演方法及系统 | |
| US10451769B2 (en) | Method for determining petrophysical properties from logging measurements | |
| Martorana et al. | Seismo-stratigraphic model of “La Bandita” area in the Palermo Plain (Sicily, Italy) through HVSR inversion constrained by stratigraphic data | |
| CN112505754B (zh) | 基于高精度层序格架模型的井震协同划分沉积微相的方法 | |
| Harbi et al. | Modeling 3D porosity and permeability from GPR data in the Ellenburger Dolomite, central Texas | |
| CN109991663B (zh) | 工区地震速度体校正方法和装置 | |
| CN104898164B (zh) | 一种基于地震相位微变分析的致密薄储层地震预测方法 | |
| CN109975876A (zh) | 一种基于构造层位的井震融合速度模型的建模方法 | |
| Jafari et al. | Estimation of acoustic-impedance model by using model-based seismic inversion on the Ghar Member of Asmari Formation in an oil field in southwestern Iran | |
| CN109459790A (zh) | 针对煤系地层地震速度场建立方法及系统 | |
| RU2145101C1 (ru) | Способ оценки эксплуатационных свойств нефтегазовой залежи | |
| Fretwell et al. | A new approach to 3-D geological modeling of complex sand injectite reservoirs: The Alba field, United Kingdom central North Sea | |
| Torres-Verdin et al. | A Comparison between Geostatistical Inversion and Conventional Geostatistical-simulation Practices for Reservoir Delineation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): TM RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): TM RU |