EA021970B1 - Псевдокаротажные диаграммы для улучшения стратиграфической корреляции между бассейнами осадконакопления - Google Patents
Псевдокаротажные диаграммы для улучшения стратиграфической корреляции между бассейнами осадконакопления Download PDFInfo
- Publication number
- EA021970B1 EA021970B1 EA201170575A EA201170575A EA021970B1 EA 021970 B1 EA021970 B1 EA 021970B1 EA 201170575 A EA201170575 A EA 201170575A EA 201170575 A EA201170575 A EA 201170575A EA 021970 B1 EA021970 B1 EA 021970B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- basin
- seismic
- layers
- impedance
- pseudo
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 29
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 16
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005056 compaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 7
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/63—Seismic attributes, e.g. amplitude, polarity, instant phase
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)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
В изобретении, чтобы улучшить увязку между эквивалентными по осадконакоплению пластами относительно двух или большего количества бассейнов, обнаруживаемых в многомерном, вызывающем интерес сейсмическом объеме, для каждого бассейна создают псевдокаротажные диаграммы, основанные на среднем атрибутов, получаемых на основании сейсмического импеданса, когда отсутствует тенденция уплотнения. Среднее получают по всем доступным азимутам после структурных вариаций введенных микрослоев. Корреляция между псевдокаротажной диаграммой относительно каждого бассейна обеспечивает более надежную интерпретацию между различными бассейнами, на основании которой может быть принято решение о проведении акустической разведки. Такой способ можно успешно применять к сейсмическим данным, регистрируемым в обстановке глубоководного осадконакопления.
Description
Изобретение относится к созданию псевдокаротажных диаграмм на основании атрибутов, получаемых на основании данных о сейсмическом импедансе, предназначенных для улучшения корреляции эквивалентных по осадконакоплению пластов между двумя или большим количеством бассейнов.
Предпосылки создания изобретения
Один из первых этапов разведки на нефть и газ заключается в определении состоятельной стратиграфической обстановки путем интерпретации подлежащего разведке сейсмического объема, обработанного после суммирования.
В некоторых структурно сложных регионах, например, в обстановке глубоководного осадконакопления этот первый этап может быть трудным вследствие структурной сложности, которая может быть причиной неравномерного осадконакопления (то есть переменной мощности) и стратиграфических несогласий или разрывов между пластами с общим периодом отложения осадков. Например, когда сейсмический объем включает в себя два или большее количество бассейнов, пласты и/или горизонты, ограничивающие пласты в отдельных бассейнах, могут быть осажденными в один и тот же период времени, но определение корреляции между такими пластами может быть трудным вследствие несогласий, разрывов (недостающих разрезов) или различной мощности между бассейнами.
Имеются общепринятые способы анализа сейсмических данных и определения корреляции (например, увязки) между отдельными бассейнами. Эти способы включают в себя идентификацию и корреляцию объектов, таких как поверхности (пласты) и события, обнаруживаемые в отдельных бассейнах, которые имеют общий период отложения осадков. Однако точность этих способов при осуществлении корреляции эквивалентных по стратиграфии событий может быть недостаточной и/или отсутствовать в отдельных случаях.
Отлаженная методология определения точной увязки между бассейнами заключается в бурении скважины в каждом бассейне, каротаже скважины и отборе данных из ствола скважины. Она является трудоемкой и требует больших затрат на оборудование и большого количества рабочих часов.
Краткое изложение
Один аспект изобретения относится к системе и способу определения корреляции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде, между отдельными бассейнами. В одном осуществлении определение корреляции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде выполняют с помощью действий, содержащих (а) получение набора сейсмических амплитудных данных, представляющего вызывающий интерес сейсмический объем, регистрируемого в обстановке глубоководного осадконакопления, в котором размерностями набора сейсмических данных являются (т) двумерное положение на плоскости поверхности вызывающего интерес сейсмического объема, (тт) параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени, и (ттт) параметр, имеющий отношение к амплитуде, получаемой на основании сигнала, приходящего в точку в наборе данных, определенном в соответствии с (т) и (тт); (Ь) идентификацию множества бассейнов в объеме сейсмических амплитудных данных, при этом множество бассейнов включает в себя первый бассейн и второй бассейн; (с) получение значений для параметра импеданса, имеющего отношение к одному или обоим из акустического и/или упругого импеданса, для местоположений в объеме сейсмических данных; (ά) идентификацию стратиграфических слоев в первом бассейне; (е) идентификацию стратиграфических слоев во втором бассейне; (Г) ввод микрослоев между стратиграфическими слоями и/или в стратиграфические слои, идентифицированные на этапе (ά) для первого бассейна и (е) для второго бассейна; (д) получение среднего параметра импеданса в каждом микрослое; (Ь) получение псевдокаротажной диаграммы для каждого из первого бассейна и второго бассейна, включающую средние значения, полученные на этапе (д); (т) выполнение корреляции псевдокаротажной диаграммы для первого бассейна с псевдокаротажной диаграммой для второго бассейна и (]) коррекцию интерпретации относительно непрерывности слоев между первым бассейном и вторым бассейном на основании корреляции, выполненной на этапе (т).
Эти и другие объекты, признаки и характеристики настоящего изобретения, а также способы работы и функции связанных элементов структуры и сочетаний частей и экономика изготовления станут более очевидными при рассмотрении нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения при обращении к сопровождающим чертежам, которые все образуют часть этого описания, при этом на различных чертежах одинаковыми позициями обозначены соответствующие части. Однако должно быть определенно понятно, что чертежи представлены только для иллюстрации и описания и не предполагаются задающими пределы изобретения. Используемая в описания и формуле изобретения сингулярная форма неопределенного и определенного артиклей включает в себя множественные объекты, если из контекста ясно не следует иное.
Краткое описание чертежей
На чертежах:
фиг. 1 - иллюстрация временного среза набора сейсмических амплитудных данных согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 2 - иллюстрация разреза профиля сейсмических амплитудных данных, пересекающего два бассейна, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
- 1 021970 фиг. 3 - иллюстрация вида данных об акустическом импедансе, полученных на основании набора сейсмических амплитудных данных, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 4 - иллюстрация профиля (4А) сейсмических амплитудных данных и данных (4В) об акустическом импедансе, имеющих отношение к некоторому участку вызывающего интерес сейсмического объема, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 5 - диаграмма, показывающая обстановку глубоководного осадконакопления согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 6 - блок-схема последовательности действий, используемых в этом изобретении для увязки вызывающего интерес сейсмического объема с коррелирующими слоями в отдельных бассейнах, которые имеют общие периоды отложения осадков, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 7 - иллюстрация разреза набора сейсмических амплитудных данных с показом поверхностей, картированных вдоль подобных стратиграфических событий, затем использованных для ввода микрослоев, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 8А и 8В - уплощенные версии фиг. 4А и 4В согласно одному или нескольким осуществлениям настоящего изобретения;
фиг. 9 - иллюстрация корреляции псевдокаротажных диаграмм, имеющих отношение к акустическому импедансу, между двумя отдельными бассейнами, идентифицированными на фиг. 1 и 2, согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 10 - иллюстрация корреляции информации об импедансе между двумя отдельными бассейнами согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 11 - иллюстрация первоначальной интерпретации сейсмических данных из двух бассейнов согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения;
фиг. 12 - иллюстрация скорректированной интерпретации сейсмических данных из двух бассейнов согласно одному или нескольким осуществлениям изобретения.
Подробное описание
Размерности сейсмических амплитудных данных, представляющих вызывающий интерес сейсмический объем, обычно включают в себя положение вдоль горизонтальной поверхности (или некоторой другой поверхности) и параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени или сейсмической глубине. Когда сейсмические данные являются трехмерными (например, кубом сейсмических данных), положение вдоль горизонтальной поверхности можно параметризировать парой параметров положения, которые описывают положение на плоскости поверхности соответствующего, вызывающего интерес сейсмического объема (например, х-у-положение вдоль горизонтальной плоскости), при этом амплитуды сейсмических данных расположены вдоль оси, перпендикулярной к отсчетной плоскости поверхности.
На фиг. 1 показано изображение куба 10 сейсмических данных, представляющего вызывающий интерес сейсмический объем, вдоль одного значения параметра, имеющего отношение к сейсмическому времени (например, горизонтальный срез на протяжении куба 10 сейсмических данных). Обычно изображение этого типа известно как временной срез. Как можно видеть, вызывающий интерес сейсмический объем включает в себя два отдельных бассейна, обозначенных на фиг. 1 как первый бассейн В1 и второй бассейн В2. Хотя первый бассейн В1 и второй бассейн В2 показаны как непосредственно граничащие, это не предполагается ограничивающим. Принципы, рассмотренные ниже относительно первого бассейна В1 и второго бассейна В2, могут быть применены к любым двум или большему количеству бассейнов (или суббассейнов), расположенных в общей обстановке осадконакопления. На изображении, приведенном на фиг. 1, куб 10 сейсмических данных представляет вызывающий интерес сейсмический объем (включающий первый бассейн В1 и второй бассейн В2), расположенный в общей обстановке глубоководного осадконакопления. Хотя некоторые аспекты анализа, рассматриваемые относительно куба 10 сейсмических данных, являются специфическими для этой окружающей обстановки, должно быть понятно, что принципы, описываемые ниже, в общем случае можно применять для другой обстановки осадконакопления, когда можно идентифицировать непрерывные и неоднородные слои, такие как, например, мел. Объем этого раскрытия включает в себя анализ сейсмических данных, получаемых из этой другой обстановки осадконакопления, выполняемый в соответствии с описываемыми принципами.
На фиг. 2 показан разрез куба 10 данных по линии С-Ό. показанной на фиг. 1. В приведенном ниже описании рассматриваются различные свойства, отображенные на двумерном виде куба 10 данных, показанном на фиг. 2. Должно быть ясно, что эти свойства относятся не только к двумерному разрезу, показанному на фиг. 2, но и ко всему трехмерному кубу 10 данных, и что рассмотрение этих свойств в показанных двух измерениях делается только с целью иллюстрации. Кроме того, должно быть понятно, что приведенное ниже рассмотрение, касающееся анализа, выполняемого в трех измерениях, можно применять к двумерному набору данных, описывающему подземную структуру одного разреза вызывающего интерес сейсмического объема.
На изображении куба 10 данных, показанном на фиг. 2, можно видеть, что вызывающий интерес сейсмический объем включает в себя множество горизонтов, обозначенных на фиг. 2 как Н1-Н6. Горизонт является поверхностью, образующейся на границе между двумя слоями различного состава в пла- 2 021970 стах вызывающего интерес сейсмического объема. Поскольку горизонты Н1-Н6 представляют пограничные изменения состава пластов вызывающего интерес сейсмического объема, то для задач анализа предполагается, что каждый горизонт Н1-Н6 представляет поверхность в вызывающем интерес сейсмическом объеме, которая очерчивает геологические слои, осажденные в общее хроностратиграфическое время. Это справедливо, поскольку стимул к изменению состава пластов, осаждаемых в одной области вызывающего интерес сейсмического объема, вероятно, должен быть стимулом к подобному изменению состава пластов, осаждаемых в другой области вызывающего интерес сейсмического объема. В частности, в том случае, когда границы, показывающие такое изменение состава для обеих областей, связаны и/или имеют одинаковую глубину в вызывающем интерес сейсмическом объеме.
На фиг. 3 представлено изображение данных об акустическом импедансе, которые соответствуют участку второго бассейна В2. Акустический импеданс обеспечивает метрику, имеющую отношение в большей степени непосредственно к свойствам слоев в вызывающем интерес сейсмическом объеме, в противоположность сейсмическим амплитудным данным, которые, в первую очередь, отображают границы между пластами. На фиг. 3 показано, каким образом пласты, имеющие аналогичные свойства пород, расположены в слоях и каким образом границы этих слоев образуют горизонты Н1-Н6, показанные на фиг. 2.
На фиг. 4А и 4В показано соотношение между сейсмическими данными и акустическим импедансом. На фиг. 4А и 4В показаны два набора данных, представляющих участок разреза куба 10 данных из второго бассейна В2, показанного на фиг. 2 и 3. В первом наборе данных, фиг. 4А, образованном из сейсмических амплитудных данных, пласт, имеющий общие свойства пород, виден как пара соседних и раздельных горизонтов. В отличие от этого в наборе данных, образованном на основании акустического импеданса, фиг. 4В, тот же самый пласт показан как отдельное подразделение, имеющее общие свойства пород и ограниченное с каждой стороны горизонтами, показанными в первом наборе данных. Акустический импеданс получают инверсией сейсмических данных. Инверсия представляет собой известный процесс и может быть выполнена, например, относительно данных после суммирования, суммированных по углу данных и/или других сейсмических данных.
Снова обратимся к фиг. 2, где не только горизонты Н1-Н6 во втором бассейне В2 соответствуют индивидуальным хроностратиграфическим временам, но и другие бассейны в той же самой обстановке осадконакопления также включают в себя горизонты, которые соответствуют одному или нескольким из Н1-Н6. Причина состоит в том, что другие бассейны в такой же обстановке осадконакопления, как и второй бассейн В2, подвергались воздействию тех же самых стимулов к отложению осадков, как и второй бассейн В2. Для иллюстрации на фиг. 2 показан набор горизонтов, имеющихся в первом бассейне В1, некоторые из которых могут соответствовать горизонтам Н1-Н6 во втором бассейне. Коррелированность таких горизонтов и слоев, ограниченных ими, между первым бассейном В1 и вторым бассейном В2, является желательной по ряду причин. Например, она гарантирует надлежащую идентификацию сходного слоя в каждом бассейне. Такую идентификацию затем используют для принятия решения о бурении, на которое затрачивают несколько миллионов долларов. Однако, как можно видеть на фиг. 2, беглый просмотр куба 10 данных не позволяет получать коррелированными горизонты в первом бассейне В1 и горизонты Н1-Н6 во втором бассейне В2, которые были осаждены в общие хроностратиграфические времена, поскольку соответствующие горизонты и слои в бассейнах В1 и В2 могут находиться в различных точках вдоль размерности сейсмического параметра куба 10 данных.
Чтобы коррелировать горизонты и/или слои в первом бассейне В1 и втором бассейне В2, геологические маркеры, общие для первого бассейна В1 и второго бассейна В2, идентифицируют и коррелируют между бассейнами В1 и В2. Геологические маркеры, рассматриваемые ниже, называемые конденсированными разрезами, являются специфическими для обстановки глубоководного осадконакопления. Это не предполагается ограничивающим, и методология, рассматриваемая ниже, может применяться для идентификации геологических маркеров других видов, встречающихся в другой обстановке осадконакопления.
На фиг. 5 представлено изображение типовой обстановки глубоководного осадконакопления. Обычно в обстановке глубоководного осадконакопления (например, при осаждении бассейнов В1 и В2) материал, который осаждается в бассейне, извлекается из песков, глинистых сланцев и обломочного материала, эродированного из близлежащего края шельфа. Эти материалы могут осаждаться в дельтах потоками, которые втекают в более глубокую воду. Когда уровень моря является относительно низким, материал эродирует из континента и/или с края шельфа, и относительно большое количество материала (песков или глинистых сланцев) осаждается в глубоководные бассейны. Когда уровень моря является высоким, меньшее количество материала эродирует с краев шельфа и поэтому меньшее количество осаждается в бассейны. Обычно материалы, которые осаждаются в бассейн при высоких уровнях моря (высоком стоянии), представляют собой очень мелкие материалы, такие как мелкие органические вещества и илы. Осаждение является очень медленным, но относительно устойчивым; при этом создается очень тонкий слой ила и остатков органических веществ. Этот мелкий, богатый органическими веществами материал создает относительно однородный тонкий слой во всех бассейнах, находящихся под влиянием повышения уровня моря. По протяженности слой имеет подобные свойства пород и является региональ- 3 021970 ным. Слои, образованные таким образом в течение периодов высоких уровней моря, называют конденсированными разрезами.
Конденсированные разрезы обычно являются региональными по протяженности, а их неоднородные свойства пород проявляются в подобных характеристиках в сейсмических амплитудных данных. По существу, конденсированными разрезами предоставляются геологические маркеры, предназначенные для использования при идентификации вида осадков (песков против глинистых сланцев) и при выполнении корреляции между отдельными бассейнами. Идентификация конденсированных разрезов в каждом из бассейнов В1 и В2 позволяет увязывать соответствующие сейсмические объемы друг с другом. Под точной корреляцией специалистам в данной области техники следует понимать маркировку времени осадконакопления каждого бассейна, которая, в свою очередь, должна позволять осуществлять восстановление истории осадконакопления одного из бассейнов В1 и В2 или обоих бассейнов. Кроме того, в другой обстановке осадконакопления в региональной зоне могут существовать события устойчивого осадконакопления, аналогичные событиям, обнаруживаемым в глубокой воде. Поэтому описание идентификации и корреляции геологических маркеров, состоящих из конденсированных разрезов, предоставляемое в этой заявке, не предполагается ограничивающим, и методологию, рассматриваемую ниже, можно применять для идентификации геологических маркеров других видов, обнаруживаемых в другой обстановке осадконакопления.
На фиг. 6 представлен способ 20 увязки вызывающего интерес сейсмического объема с коррелированными слоями в отдельных бассейнах, которые имеют общие периоды отложения осадков. Действия способа 20, представленные ниже, предполагаются иллюстративными. В некоторых осуществлениях способ 20 может осуществляться при наличии одного или нескольких дополнительных неописанных действий и/или без одного или нескольких рассматриваемых действий. В дополнение к этому порядок, в котором действия способа 20 показаны на фиг. 6 и описаны ниже, не предполагаются ограничивающими.
В некоторых осуществлениях способ 20 может реализовываться в одном или нескольких обрабатывающих устройствах (например, в цифровом процессоре, аналоговом процессоре, цифровой схеме, предназначенной для обработки информации, аналоговой схеме, предназначенной для обработки информации, конечном автомате и/или других устройствах для электронной обработки информации). Одно или несколько обрабатывающих устройств могут включать в себя один или несколько модулей, выполняющих некоторые или все действия способа 20 в ответ на команды, сохраняемые электронным способом в электронном носителе информации. Один или несколько обрабатывающих модулей могут включать в себя одно или несколько устройств, сконфигурированных с помощью аппаратного обеспечения, микропрограммных средств и/или программного обеспечения так, что они становятся конкретно предназначенными для выполнения одного или нескольких действий способа 20.
В одном осуществлении способ 20 включает в себя действие 22, при выполнении которого получают набор сейсмических данных, представляющий вызывающий интерес объем сейсмических амплитудных данных. Размерности набора сейсмических данных включают в себя пару параметров положения, которые описывают положение на плоскости поверхности вызывающего интерес сейсмического объема (например, х-у-положение вдоль горизонтальной плоскости), и параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени, распределенный вдоль оси, которая является ортогональной к плоскости поверхности. Параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени, может включать в себя, например, сейсмическое время или сейсмическую глубину. Набор сейсмических данных также включает в себя один или несколько параметров, имеющих отношение к распространению и/или отражению энергии сейсмических волн в вызывающем интерес сейсмическом объеме, таких как, например, амплитуда, частота, фаза и/или другие параметры. По существу, в одном осуществлении набор сейсмических амплитудных данных является кубом сейсмических данных, представляющим вызывающий интерес сейсмический объем. В другом осуществлении набор сейсмических амплитудных данных является приведенным к единственной координате на горизонтальной поверхности, из чего следует двумерный набор данных.
При выполнении действия 24 идентифицируют множество бассейнов в вызывающем интерес объеме сейсмических амплитудных данных. В одном осуществлении множество бассейнов включает в себя первый бассейн и второй бассейн.
При выполнении действия 26 значения параметра импеданса, имеющего отношение к акустическому импедансу и/или упругому импедансу, находят для местоположений в вызывающем интерес сейсмическом объеме. Эти значения находят инверсией амплитуд сейсмических волн, включенных в набор сейсмических данных. Параметр импеданса может включать в себя акустический импеданс или упругий импеданс и/или другие параметры, имеющие отношение к акустическому импедансу и/или упругому импедансу.
При выполнении действия 28 определяют, на чем была основана инверсия сейсмических данных, предназначенная для нахождения значений параметра импеданса, осуществленная при выполнении действия 26, на модели или на трассах. Если определяют, что она была основана на модели, то в способе 20 переходят к действию 30, при выполнении которого удаляют низкочастотную составляющую (то есть тренд уплотнения). Если при выполнении действия 26 определяют, что она была основана на трассах, то в способе 20 переходят к действию 32.
- 4 021970
При выполнении действия 32 интерпретируют стратиграфические слои в вызывающем интерес сейсмическом объеме, которые представлены в наборе сейсмических данных. Это действие включает в себя интерпретацию стратиграфических слоев во множестве бассейнов, идентифицированных при выполнении действия 24. В одном осуществлении действие 32 включает в себя интерпретацию стратиграфических слоев в вызывающем интерес сейсмическом объеме путем анализа параметра импеданса, найденного при выполнении действия 26, в зависимости от положения в наборе сейсмических данных. В одном осуществлении действие 32 включает в себя интерпретацию горизонтов непосредственно на основании набора сейсмических данных. Интерпретация заданного стратиграфического слоя при выполнении действия 32 включает в себя интерпретацию границы верхнего слоя и границы нижнего слоя и относящихся к ним местоположений, представленных в наборе сейсмических данных, которые в случае заданного слоя находятся между границей верхнего слоя и границей нижнего слоя. Она может также включать в себя первую интерпретацию, касающуюся соответствия стратиграфических слоев между всеми бассейнами.
При выполнении действия 34 в вызывающей интерес зоне множество непересекающихся поверхностей вводят между слоями и в конечном счете в каждый из слоев, идентифицированных при выполнении действия 32. Кроме того, поверхности могут быть введены над кровлей самого мелководного стратиграфического слоя, идентифицированного при выполнении действия 32, и/или под подошвой самого глубокого стратиграфического слоя, идентифицированного при выполнении действия 32. В зависимости от толщины слоев может отсутствовать необходимость ввода поверхностей в каждый или любой из стратиграфических слоев, идентифицированных при выполнении действия 32. Для иллюстрации на фиг. 7 показан разрез набора сейсмических амплитудных данных, где поверхность 36 очерчивает конденсированный разрез, в то время как поверхность 40 находится выше другого конденсированного разреза. Множество непересекающихся поверхностей, обозначенных позицией 42, очерчивают микрослои, как и поверхности 36, 38 и 40. Как можно видеть на фиг. 7, поверхности 42 распределены до некоторой степени равномерно, а формы индивидуальных поверхностей 42 заданы так, что поддерживается до некоторой степени пропорциональное расстояние между соседними поверхностями 42. По существу, в некотором отношении формы поверхностей 42 соответствуют верхней границе 38 и нижней границе 40. Обычно поверхности 42 интерпретируют на интервалах, которые соответствуют (по меньшей мере, грубо) временному интервалу выборки из набора сейсмических данных (например, 4 мс). Однако при некоторых обстоятельствах (например, когда сейсмические данные являются зашумленными или плохого качества) поверхности 42 можно интерпретировать на более значительных интервалах, таких как целое кратное временного интервала выборки. Такое действие известно специалистам в данной области техники как пропорциональное разделение, а промежуточные поверхности известны как микрослои.
Снова обратимся к фиг. 6, где при выполнении действия 44 получают среднее значений акустического или упругого импеданса, соответствующих микрослоям. В одном осуществлении действие 44 включает в себя уплощение набора данных о параметрах импеданса для облегчения усреднения, необходимого для нахождения среднего фактических значений параметров импеданса в микрослоях, заданных при выполнении действия 34. Уплощение этих данных означает растяжение данных таким образом, что слои и/или горизонты, представленные в этих данных, становятся в большинстве случаев горизонтальными, а не наклонными и/или криволинейными. На фиг. 8А и 8В для примера показаны уплощенные версии разрезов сейсмических данных и данных о параметрах импеданса, представляющие В2, показанный на фиг. 4.
На фиг. 9 для иллюстрации схематично показан процесс получения среднего акустических или упругих импедансов в случае, когда сейсмические данные являются трехмерными. Для простоты микрослой 48 показан горизонтальным/уплощенным; на практике он может быть криволинейным. В одном осуществлении при трехмерных данных среднее акустических или упругих импедансов получают по всем доступным азимутам. В одном осуществлении при двумерных данных среднее получают в единственной плоскости данных. Действие по получению среднего выполняют последовательно для каждого вызывающего интерес бассейна, идентифицированного на этапе 24. Для каждого бассейна среднее значение, получаемое для каждого микрослоя, приписывают единственной трассе 50, называемой в дальнейшем псевдокаротажной диаграммой акустического или упругого импеданса. Вертикальной трассой 50 показана трасса через набор сейсмических данных. Положение х-у трассы 50 становится нерелевантным относительно параметра импеданса независимо от того, что положение х-у трассы 50 является значением параметра импеданса вдоль трассы, поскольку имеется среднее, найденное для этого микрослоя в наборе данных при выполнении действия 44.
Снова обратимся к фиг. 6, где при выполнении действия 52 получают псевдокаротажные диаграммы данных об импедансе для всех бассейнов, подлежащих корреляции. Как было изложено выше, псевдокаротажная диаграмма представляет собой накопление средних значений, найденных для заданного микрослоя при выполнении действия 44.
При выполнении действия 54 идентифицируют геологические маркеры (например, конденсированные разрезы) и осуществляют корреляцию между бассейнами на основании псевдокаротажных диаграмм, полученных при выполнении действия 52. Вероятно, что будет иметься относительно большой
- 5 021970 диапазон фактических значений для параметра импеданса поверхности в пределах микрослоя в вызывающей интерес зоне сейсмического объема, который не является конденсированным разрезом, при этом фактические значения являются центрированными относительно результата измерения базовой линии (соответствующего нулевому акустическому импедансу). В результате определения при выполнении действия 44 среднего значений параметра акустического или упругого импеданса в микрослое, который не находится в конденсированном разрезе или не является им, будет приводить к среднему значению для параметра импеданса, которое близко к результату измерения базовой линии (например, соответствующему нулевому акустическому импедансу). В противоположность этому, как было изложено выше, для конденсированных разрезов характерна тенденция иметь свойства пород (отражаемые в параметре импеданса), которые являются относительно однородными. В соответствии с этим должно быть относительно небольшое отклонение между значением параметра импеданса микрослоя в конденсированном разрезе и фактическими значениями параметра импеданса. Кроме того, вследствие однородности в пределах конденсированных разрезов вероятно, что фактические значения параметра импеданса не будут центрированными относительно результата измерения базовой линии. В результате средние значения параметра импеданса из псевдокаротажных диаграмм, получаемые при выполнении действия 44, соответствующие конденсированным разрезам, будут, по существу, больше и/или меньше, чем результат измерения базовой линии, тогда как средние значения параметра импеданса, получаемые при выполнении действия 44 в микрослоях, которые не являются частью конденсированных разрезов, будут большей частью, по существу, эквивалентными результату измерения базовой линии.
Оценивание псевдокаротажных диаграмм акустического или упругого импеданса облегчает осуществление корреляции 54 между отдельными, вызывающими интерес бассейнами (или суббассейнами) в пределах объема сейсмических данных. Например, на фиг. 10 даны для сравнения псевдо каротажные диаграммы параметра акустического импеданса, оцененного на протяжении каждого из первого бассейна В1 и второго бассейна В2. Поскольку обработка выполнялась способом 44, то, как показано, горизонты в первом бассейне В1, которые соответствуют горизонтам Н1-Н6 в В2, могут быть коррелированными (при этом представлены коэффициенты корреляции).
Вернемся к фиг. 6, где при выполнении действия 56 после осуществления корреляции слоев, облегченной оцениванием псевдокаротажных диаграмм, в соответствии с результатами корреляции обновляют полную интерпретацию вызывающего интерес сейсмического объема. Например, на фиг. 11 показано изображение куба 10 сейсмических данных с показом первоначальной интерпретации сейсмических данных, в котором области 58а, 60а, 62а и 64а в первом бассейне В1 являются коррелированными с областями 58Ь, 60Ь, 62Ь и 64Ь во втором бассейне В2. Однако при выполнении способа 20 сейсмические данные были повторно интерпретированы, что дало в результате интерпретацию, показанную на фиг. 12, в которой конфигурация каждой из областей 60а, 62а и 58Ь изменена в соответствии с результатами корреляции из действия 54.
Хотя изобретение было подробно описано с целью иллюстрации на основании считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными осуществлений, должно быть понятно, что такое подробное описание представлено только с этой целью и что изобретение не ограничено раскрытыми осуществлениями, а наоборот, предполагается охватывающим модификации и эквивалентные компоновки, которые находятся в рамках сущности и объема прилагаемой формулы изобретения. Например, должно быть понятно, что в настоящем изобретении предполагается сочетание по мере возможности одного или нескольких признаков из любого осуществления с одним или несколькими признаками из любого другого осуществления.
Claims (12)
1. Способ определения корреляции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде, между отдельными бассейнами, при этом способ содержит этапы, на которых:
(a) получают набор сейсмических амплитудных данных, представляющий вызывающий интерес сейсмический объем, регистрируемый в обстановке глубоководного осадконакопления, в котором размерностями набора сейсмических данных являются (ί) двумерное положение на плоскости поверхности вызывающего интерес сейсмического объема, (ίί) параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени, и (ίίί) параметр, имеющий отношение к амплитуде, получаемой на основании сигнала, приходящего в точку в наборе данных, определенном в соответствии с (ί) и (ίί);
(b) идентифицируют множество бассейнов в объеме сейсмических амплитудных данных, при этом множество бассейнов включает в себя первый бассейн и второй бассейн;
(c) получают значения для параметра импеданса, имеющего отношение к одному или обоим из акустического и/или упругого импеданса, для местоположений в объеме сейсмических данных;
(ά) идентифицируют стратиграфические слои в первом бассейне;
(е) идентифицируют стратиграфические слои во втором бассейне;
(ί) вводят микрослои между стратиграфическими слоями и/или в стратиграфические слои, идентифицированные на этапе (ά) для первого бассейна и (е) для второго бассейна;
- 6 021970 (д) получают среднее параметра импеданса в каждом микрослое;
(Ь) получают псевдокаротажную диаграмму для каждого из первого бассейна и второго бассейна, включающую средние значения, полученные на этапе (д);
(ί) выполняют корреляцию псевдокаротажной диаграммы для первого бассейна с псевдокаротажной диаграммой для второго бассейна;
(ί) корректируют интерпретацию относительно непрерывности слоев между первым бассейном и вторым бассейном на основании корреляции, выполненной на этапе (ί).
2. Способ по п.1, в котором первый бассейн и второй бассейн представляют собой суббассейны в общей обстановке осадконакопления.
3. Способ по п.1, в котором параметр импеданса представляет собой любой из акустического импеданса, упругого импеданса или сдвигового импеданса.
4. Способ по п.1, в котором микрослои в каждом бассейне уплощают перед получением среднего на этапе (д).
5. Способ по п.1, в котором множество бассейнов, идентифицируемых на этапе (Ь), содержит третий бассейн и где способ также содержит идентификацию стратиграфических слоев в третьем бассейне;
ввод микрослоев между стратиграфическими слоями или в стратиграфические слои, идентифицированные для третьего бассейна;
получение среднего параметра импеданса в каждом микрослое; получение псевдокаротажной диаграммы для третьего бассейна;
корреляцию псевдокаротажной диаграммы для третьего бассейна с псевдокаротажной диаграммой для первого и/или второго бассейнов;
коррекцию интерпретации относительно непрерывности слоев между третьим бассейном и одним или обоими из первого бассейна и/или второго бассейна на основании выполненной корреляции.
6. Способ по п.1, в котором набор сейсмических данных регистрируют в области, где непрерывные и однородные слои могут быть идентифицированы.
7. Система для определения корреляции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде между отдельными бассейнами, при этом система содержит один или несколько процессоров;
электронный носитель информации, имеющий сохраненные на нем команды;
один или несколько модулей, управляемых процессором для выполнения способа определения корреляции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде, между отдельными бассейнами по п.1, в ответ на команды, сохраненные на электронном носителе информации, заключающийся в:
(a) получении набора сейсмических амплитудных данных, представляющего вызывающий интерес сейсмический объем, регистрируемого в обстановке глубоководного осадконакопления, в котором размерностями набора сейсмических данных являются (ί) двумерное положение на плоскости поверхности вызывающего интерес сейсмического объема, (ίί) параметр, имеющий отношение к сейсмическому времени, и (ίίί) параметр, имеющий отношение к амплитуде, получаемой на основании сигнала, приходящего в точку в наборе данных, определенном в соответствии с (ί) и (и);
(b) идентификации множества бассейнов в объеме сейсмических амплитудных данных, при этом множество бассейнов включает в себя первый бассейн и второй бассейн;
(c) получении значений для параметра импеданса, имеющего отношение к одному или обоим из акустического и/или упругого импеданса, для местоположений в объеме сейсмических данных;
(ά) идентификации стратиграфических слоев в первом бассейне;
(е) идентификации стратиграфических слоев во втором бассейне;
(ί) вводе микрослоев между стратиграфическими слоями и/или в стратиграфические слои, идентифицированные на этапе (ά) для первого бассейна и (е) для второго бассейна;
(д) получении среднего параметра импеданса в каждом микрослое;
(Ь) получении псевдокаротажной диаграммы для каждого из первого бассейна и второго бассейна, включающей средние значения, полученные на этапе (д);
(ί) выполнении корреляции псевдокаротажной диаграммы для первого бассейна с псевдокаротажной диаграммой для второго бассейна;
(]) коррекции интерпретации относительно непрерывности слоев между первым бассейном и вторым бассейном на основании корреляции, выполненной на этапе (ί).
8. Система по п.7, в которой первый бассейн и второй бассейн представляют собой суббассейны в общей обстановке осадконакопления.
9. Система по п.7, в которой параметр импеданса представляет собой любой из акустического импеданса, упругого импеданса или сдвигового импеданса.
10. Система по п.7, в которой модуль дополнительно выполнен с возможностью уплощения слоев в каждом бассейне перед получением среднего на этапе (д).
11. Система по п.7, в которой множество бассейнов, идентифицированных на этапе (Ь), содержит третий бассейн и в которой процессор дополнительно выполнен с возможностью определения корреля- 7 021970 ции между эквивалентными по осадконакоплению событиями в среде, между отдельными бассейнами путем идентификации стратиграфических слоев в третьем бассейне;
ввода микрослоев между стратиграфическими слоями или в стратиграфические слои, идентифицированные для третьего бассейна;
получения среднего параметра импеданса в каждом микрослое; получения псевдокаротажной диаграммы для третьего бассейна;
корреляции псевдокаротажной диаграммы для третьего бассейна с псевдокаротажной диаграммой для первого и/или второго бассейнов;
коррекции интерпретации относительно непрерывности слоев между третьим бассейном и одним или обоими из первого бассейна и/или второго бассейна на основании выполненной корреляции.
12. Система по п.7, в которой модуль дополнительно выполнен с возможностью регистрации набора сейсмических данных в области, где непрерывные и однородные слои могут быть идентифицированы.
Фиг. 2
- 8 021970
Акустический импеданс
В2
Фиг. 3
Фиг. 4В
Фиг. 5
- 9 021970
Фиг. 6
Фиг. 7
Фиг. 8А
Уплощение
Фиг. 8В
Фиг. 9
- 10 021970
Фиг. 11 б2а ДИН Желтый Ат Оранжевый Пурпурный Зеленый
Фиг. 12
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/250,632 US7925442B2 (en) | 2008-10-14 | 2008-10-14 | Pseudo logs to improve stratigraphic correlation between sedimentary basins |
| PCT/US2009/060105 WO2010045106A2 (en) | 2008-10-14 | 2009-10-09 | Pseudo logs to improve stratigraphic correlation between sedimentary basins |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170575A1 EA201170575A1 (ru) | 2011-12-30 |
| EA021970B1 true EA021970B1 (ru) | 2015-10-30 |
Family
ID=42099666
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170575A EA021970B1 (ru) | 2008-10-14 | 2009-10-09 | Псевдокаротажные диаграммы для улучшения стратиграфической корреляции между бассейнами осадконакопления |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7925442B2 (ru) |
| EP (1) | EP2340446A2 (ru) |
| CN (1) | CN102224436B (ru) |
| AU (1) | AU2009303613B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0920164A2 (ru) |
| CA (1) | CA2740428A1 (ru) |
| EA (1) | EA021970B1 (ru) |
| WO (1) | WO2010045106A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10746899B2 (en) | 2010-03-12 | 2020-08-18 | Mark C. Robinson | 3D-well log invention |
| US8694261B1 (en) * | 2010-03-12 | 2014-04-08 | Mark C. Robinson | 3D-well log invention |
| AU2013359562B2 (en) * | 2012-12-14 | 2017-03-16 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for seismic modeling using multiple seismic source types |
| CN104516021B (zh) * | 2013-09-27 | 2017-03-15 | 中国石油天然气集团公司 | 一种同时提高解析式稳定性和精度的射线弹性参数反演方法 |
| WO2015137943A1 (en) * | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Landmark Graphics Corporation | Ranking drilling locations among shale plays |
| CN104314560B (zh) * | 2014-08-26 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井入窗前的非等比例地层对比方法和对比装置 |
| CN105089658B (zh) * | 2015-07-01 | 2018-04-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于不确定度的地层对比方法及装置 |
| CN105353407B (zh) * | 2015-10-28 | 2021-02-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种叠后地震波阻抗反演方法 |
| CN105426645B (zh) * | 2016-01-12 | 2019-04-26 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院 | 一种asc地层自动对比方法和系统 |
| US11199640B2 (en) * | 2017-07-27 | 2021-12-14 | Saudi Arabian Oil Company | Determining sediment source locations |
| US11874420B2 (en) | 2018-08-21 | 2024-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Visualizing and editing a representation of a geological surface |
| WO2020068264A1 (en) * | 2018-09-26 | 2020-04-02 | Shell Oil Company | Method for determining a lithologic interpretation of a subterranean environment |
| CN109444189B (zh) * | 2018-11-01 | 2021-05-11 | 科吉思石油技术咨询(北京)有限公司 | 利用数字岩石分析技术开展复杂地层对比与定量评价方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4972383A (en) * | 1988-08-05 | 1990-11-20 | Institut Francais Du Petrole | Method of obtaining a model representative of a heterogeneous medium, and particularly the sub-soil |
| US5706194A (en) * | 1995-06-01 | 1998-01-06 | Phillips Petroleum Company | Non-unique seismic lithologic inversion for subterranean modeling |
| US7072768B1 (en) * | 2003-05-02 | 2006-07-04 | Young Alan G | Method for laterally extrapolating soil property data using soil samples and seismic amplitude data within a seismic coverage area |
| US7373252B2 (en) * | 2005-11-04 | 2008-05-13 | Western Geco L.L.C. | 3D pre-stack full waveform inversion |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100138157A1 (en) * | 2008-12-01 | 2010-06-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for processing borehole logs to enhance the continuity of physical property measurements of a subsurface region |
-
2008
- 2008-10-14 US US12/250,632 patent/US7925442B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-10-09 CA CA2740428A patent/CA2740428A1/en not_active Abandoned
- 2009-10-09 WO PCT/US2009/060105 patent/WO2010045106A2/en active Application Filing
- 2009-10-09 EP EP09821051A patent/EP2340446A2/en not_active Withdrawn
- 2009-10-09 CN CN200980146661.2A patent/CN102224436B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-09 EA EA201170575A patent/EA021970B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 BR BRPI0920164A patent/BRPI0920164A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-10-09 AU AU2009303613A patent/AU2009303613B2/en not_active Ceased
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4972383A (en) * | 1988-08-05 | 1990-11-20 | Institut Francais Du Petrole | Method of obtaining a model representative of a heterogeneous medium, and particularly the sub-soil |
| US5706194A (en) * | 1995-06-01 | 1998-01-06 | Phillips Petroleum Company | Non-unique seismic lithologic inversion for subterranean modeling |
| US7072768B1 (en) * | 2003-05-02 | 2006-07-04 | Young Alan G | Method for laterally extrapolating soil property data using soil samples and seismic amplitude data within a seismic coverage area |
| US7373252B2 (en) * | 2005-11-04 | 2008-05-13 | Western Geco L.L.C. | 3D pre-stack full waveform inversion |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20100094559A1 (en) | 2010-04-15 |
| WO2010045106A2 (en) | 2010-04-22 |
| AU2009303613A1 (en) | 2010-04-22 |
| CN102224436A (zh) | 2011-10-19 |
| BRPI0920164A2 (pt) | 2015-12-22 |
| WO2010045106A3 (en) | 2010-07-08 |
| CA2740428A1 (en) | 2010-04-22 |
| US7925442B2 (en) | 2011-04-12 |
| EA201170575A1 (ru) | 2011-12-30 |
| CN102224436B (zh) | 2015-07-08 |
| AU2009303613B2 (en) | 2015-01-22 |
| EP2340446A2 (en) | 2011-07-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA021970B1 (ru) | Псевдокаротажные диаграммы для улучшения стратиграфической корреляции между бассейнами осадконакопления | |
| CA2279266C (en) | Method for determining barriers to reservoir flow | |
| US10451769B2 (en) | Method for determining petrophysical properties from logging measurements | |
| 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 | |
| Cho et al. | Semi‐auto horizon tracking guided by strata histograms generated with transdimensional Markov‐chain Monte Carlo | |
| CN110727027B (zh) | 多期次河道砂的精细刻画方法 | |
| Lefranc et al. | Reservoir Characterization for Fracture Distribution Prediction and New Well Target Identification | |
| CN112433248B (zh) | 一种碳酸盐岩沉积环境下隐蔽储层的探测方法 | |
| Hogarth et al. | Controlled-source velocity calibration for real-time downhole microseismic monitoring | |
| Bridle et al. | Near‐surface models in Saudi Arabia | |
| CN111538080B (zh) | 地震成像的方法 | |
| Chopra et al. | Processing/integration of simultaneously acquired 3D surface seismic and 3D VSP data | |
| CN115144929A (zh) | 油气藏储量确定方法、装置、存储介质及电子设备 | |
| CN112305594A (zh) | 非均质储层的油气分布确定方法及系统 | |
| CN113514883B (zh) | 一种断层-岩性油藏刻画方法 | |
| RU2789759C1 (ru) | Способ определения границ трещиноватой зоны | |
| CN113267808B (zh) | 振幅补偿方法及装置 | |
| Pullammanappallil et al. | Use of advanced data processing techniques in the imaging of the Coso geothermal field | |
| Haris et al. | Reservoir Compartment Assessment: A Case Study Of Bangko And Bekasap Formation, Central Sumatra Basin Indonesia | |
| RU2339978C1 (ru) | Способ скважинной сейсморазведки | |
| Eskozha et al. | Applying full-azimuth angle domain imaging to study carbonate reefs at great depths | |
| CN115707999A (zh) | 一种基于反射构型的生屑滩识别方法 | |
| CN117192612A (zh) | 一种高精度的浊积砂体地震识别方法 | |
| CN117452490A (zh) | 基于层拉平地震剖面及剥蚀关系的地层对比剖面编绘方法 | |
| Li et al. | Uncertainties in mapping salt flanks with 3D salt proximity survey |
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 TM RU |