FR3064755A1 - Correlation de diagraphie de puits automatisee en utilisant des descripteurs - Google Patents

Correlation de diagraphie de puits automatisee en utilisant des descripteurs Download PDF

Info

Publication number
FR3064755A1
FR3064755A1 FR1850981A FR1850981A FR3064755A1 FR 3064755 A1 FR3064755 A1 FR 3064755A1 FR 1850981 A FR1850981 A FR 1850981A FR 1850981 A FR1850981 A FR 1850981A FR 3064755 A1 FR3064755 A1 FR 3064755A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
descriptors
well
slopes
combination
data point
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
FR1850981A
Other languages
English (en)
Inventor
Ahinoam POLLACK
Yang Peng
Kainan WANG
Ming-Kang SHIH
Krisha Hansel TRACY
Jesse Mathias Lomask
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Landmark Graphics Corp
Original Assignee
Landmark Graphics Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Landmark Graphics Corp filed Critical Landmark Graphics Corp
Publication of FR3064755A1 publication Critical patent/FR3064755A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V20/00—Geomodelling in general
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/026—Determining slope or direction of penetrated ground layers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Debugging And Monitoring (AREA)
  • Complex Calculations (AREA)
  • User Interface Of Digital Computer (AREA)

Abstract

Des diagraphies de puits peuvent être automatiquement corrélées en utilisant un alignement dynamique avec des descripteurs. Par exemple, un dispositif de calcul peut recevoir une entrée d'utilisateur indiquant une corrélation manuelle entre un premier nœud dans une première diagraphie de puits et un second nœud dans une seconde diagraphie de puits. Le dispositif de calcul peut utiliser la corrélation manuelle pour déterminer automatiquement une combinaison de descripteurs utilisable pour corréler le premier nœud au second nœud. Le dispositif de calcul peut ensuite réaliser un alignement dynamique sur d'autres diagraphies de puits en utilisant la combinaison de descripteurs déterminée en utilisant la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits. Cela peut fournir des corrélations plus précises entre des diagraphies de puits.

Description

(54) CORRELATION DE DIAGRAPHIE DE PUITS AUTOMATISEE EN UTILISANT DES DESCRIPTEURS.
FR 3 064 755 - A1 (5j) Des diagraphies de puits peuvent être automatiquement corrélées en utilisant un alignement dynamique avec des descripteurs. Par exemple, un dispositif de calcul peut recevoir une entrée d'utilisateur indiquant une corrélation manuelle entre un premier noeud dans une première diagraphie de puits et un second noeud dans une seconde diagraphie de puits. Le dispositif de calcul peut utiliser la corrélation manuelle pour déterminer automatiquement une combinaison de descripteurs utilisable pour corréler le premier noeud au second noeud. Le dispositif de calcul peut ensuite réaliser un alignement dynamique sur d'autres diagraphies de puits en utilisant la combinaison de descripteurs déterminée en utilisant la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits. Cela peut fournir des corrélations plus précises entre des diagraphies de puits.
Figure FR3064755A1_D0001
2016-IPM-100867-U1-FR 1
CORRÉLATION DE DIAGRAPHIE DE PUITS AUTOMATISÉE EN UTILISANT DES
DESCRIPTEURS
Domaine technique
La présente divulgation concerne généralement des procédés et des dispositifs de diagraphie de puits ou d’étude de trou de forage. Plus spécifiquement, mais sans s’y limiter, cette divulgation concerne une corrélation de diagraphie de puits automatisée en utilisant des descripteurs.
Contexte de l’invention
Un système de puits (par ex., pour une extraction d’huile ou de gaz) peut inclure de multiples puits de forage forés à travers une formation souterraine. Chaque puits de forage peut présenter un outil de diagraphie de puits qui fournit des données sous la forme d'une diagraphie de puits en retour à un opérateur de puits. Une diagraphie de puits peut être un enregistrement indicateur des strates souterraines qui sont pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage. L’opérateur de puits peut passer en revue manuellement les diagraphies de puits pour identifier des strates ou d’autres spécificités d’intérêt dans la formation souterraine. Par exemple, l’opérateur de puits peut passer en revue manuellement de multiples diagraphies de puits dans une vue en coupe bidimensionnelle (2D) ou une vue en coupe tridimensionnelle (3D) pour identifier des structures ou des spécificités d’intérêt.
Brève description des dessins
La figure 1 est une vue latérale en coupe d’un exemple d’un système de puits pour une obtention de diagraphies de puits selon certains aspects.
La figure 2 est un graphique d’un exemple de surfaces de strates qui ont été corrélées parmi de multiples diagraphies de puits via une corrélation manuelle et une corrélation automatisée selon certains aspects.
La figure 3A est un graphique d’un exemple de diagraphies de puits avant un alignement dynamique selon certains aspects,
La figure 3B est un graphique d’un exemple de diagraphies de puits après un alignement dynamique selon certains aspects.
La figure 4A est un graphique d’un exemple d’un descripteur de forme associé à un nœud dans une diagraphie de puits selon certains aspects.
La figure 4B est un graphique d’un exemple d’un autre descripteur de
2016-IPM-100867-U1-FR 2 forme associé à un autre nœud dans une autre diagraphie de puits selon certains aspects.
La figure 5 est un graphique d’un exemple de surfaces de strates qui ont été corrélées en utilisant un alignement dynamique avec des descripteurs selon certains aspects,
La figure 6 est un schéma de procédé d’un exemple d’un processus pour une corrélation de diagraphie de puits automatisée en utilisant des descripteurs selon certains aspects.
La figure 7 est un graphique d’un exemple de nœuds manuellement corrélés dans des diagraphies de puits selon certains aspects.
La figure 8 est un schéma de procédé d’un exemple d’un processus pour une détermination d’une combinaison gagnante de descripteurs, de paramètres, et de pondérations selon certains aspects.
La figure 9 est un schéma fonctionnel d’un exemple d’un dispositif de calcul pour une réalisation d’une corrélation de diagraphie de puits automatisée selon certains aspects.
Description détai liée
Certains aspects et spécificités de la présente divulgation concernent une corrélation (par ex., un alignement) de diagraphies de puits en réalisation un alignement dynamique en utilisant des descripteurs. Un alignement dynamique peut inclure un décalage, une compression, et un étirement de deux diagraphies de puits pour tenter d’aligner les diagraphies de puits l’une avec l'autre. Des descripteurs peuvent être des informations présentes dans un motif, une forme, une fréquence, une amplitude, ou une autre caractéristique de données entourant un nœud (un point de données) d’intérêt dans une diagraphie de puits. À titre d’exemple particulier, un dispositif de calcul peut identifier des descripteurs liés à chaque nœud dans une première diagraphie de puits et des descripteurs liés à chaque nœud dans une seconde diagraphie de puits. Le dispositif de calcul peut ensuite réaliser un alignement dynamique en utilisant les descripteurs pour déterminer un alignement entre les diagraphies de puits. Par exemple, le dispositif de calcul peut réaliser l’alignement temporel dynamique au moins en partie en comparant les descripteurs liés à chaque nœud dans la première diagraphie de puits aux descripteurs liés à chaque nœud dans ia seconde diagraphie de puits. L’alignement résultant entre les diagraphies de puits peut être plus précis que des alignements déterminés en utilisant d’autres procédés. Par exemple, l’alignement résultant peut être
2016-IPM-100867-U1-FR 3 plus précis que ce qui est faisable par simple comparaison de l’amplitude de chaque nœud dans la première diagraphie à l’amplitude de chaque nœud dans la seconde diagraphie de puits. Une réalisation d’un alignement dynamique en utilisant des descripteurs peut mettre à profit plus d’informations à partir des diagraphies de puits pour réaliser la corrélation de diagraphie de puits, fournissant ainsi des résultats plus informés et précis.
Dans certains exemples, un alignement dynamique peut être réalisé en utilisant de multiples descripteurs pour chaque nœud. Et chaque descripteur peut présenter un ou plusieurs paramètres configurables, une pondération configurable, ou les deux. Il peut être difficile et chronophage d’identifier manuellement une combinaison de descripteurs, de valeurs de paramètres, et de pondérations qui aboutissent à un alignement suffisamment précis entre deux diagraphies de puits. Certains exemptes de la présente divulgation peuvent surmonter un ou plusieurs des problèmes mentionnés plus haut (i) en générant automatiquement diverses combinaisons de descripteurs, de paramètres, et de pondérations ; (ii) en réalisant automatiquement un alignement dynamique sur deux diagraphies de puits en utilisant les diverses combinaisons ; et (ni) en identifiant automatiquement quelle combinaison aboutit à l’alignement le plus précis entre les deux diagraphies de puits.
Par exemple, le dispositif de calcul peut recevoir une sélection de deux diagraphies de puits. Le dispositif de calcul peut ensuite recevoir une entrée d’utilisateur indiquant un nœud dans une des diagraphies de puits qui est corrélée à un autre nœud dans une autre des diagraphies de puits. Cette corrélation déterminée manuellement peut être désignée comme une corrélation manuelle. Après quoi, le dispositif de calcul peut générer (par ex., de manière aléatoire) de multiples combinaisons différentes de descripteurs, de paramètres, et de pondérations. Le dispositif de calcul peut réaliser un alignement dynamique sur les deux diagraphies de puits en utilisant l’ensemble des différentes combinaisons pour identifier quelle combinaison aboutit à une corrélation qui est la plus similaire à la corrélation manuelle. Le dispositif de calcul peut utiliser cette combinaison en tant que combinaison gagnante. Le dispositif de calcul peut ensuite corréler des nœuds dans d’autres diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison gagnante.
Ces exemples illustratifs sont donnés afin de présenter au lecteur l’objet général décrit ici et ils ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts divulgués. Les sections suivantes décrivent diverses spécificités et exemples additionnels en référence aux dessins parmi lesquels des numéros identiques désignent des éléments
2016-IPM-100867-U1-FR 4 identiques, et les descriptions de direction servent à décrire les aspects illustratifs mais, comme les aspects illustratifs, ils ne doivent pas servir à limiter la présente divulgation.
La figure 1 est une vue latérale en coupe d’un exemple d’un système de puits 100 pour une obtention de diagraphies de puits selon certains aspects. Le système de puits 100 inclut de multiples puits de forage 102a à h forés à travers une formation souterraine 104. Les puits de forage 102a à b s’étendent depuis la surface de puits 108 dans des strates 106a à c de la formation souterraine 104. Les strates 106a à c peuvent inclure différents matériaux (par ex., de la roche, du sol, de l’huile, de l’eau, ou du gaz) et varier en épaisseur et en forme.
Certains ou l’ensemble des puits de forage 102a à h peut inclure des outils de puits, tels que des outils de diagraphie 110a et b, pour une génération des diagraphies de puits. Chacun des outils de puits peut mesurer des propriétés des roches, d’un fluide, ou d’autres contenus des strates 106a à c et utiliser les propriétés mesurées pour générer une diagraphie de puits respective. Par exemple, l’outil de diagraphie 110a peut mesurer les propriétés électriques, acoustiques, radioactives, électromagnétiques, ou de pression des régions de strates à proximité d’un puits de forage 102a. L’outil de diagraphie 110a peut ensuite utiliser les mesures pour générer une diagraphie de puits. Une diagraphie de puits distincte peut être générée pour chacun des puits de forage 102a à h.
Les outils de puits peuvent communiquer électroniquement les diagraphies de puits à un dispositif de calcul 112, qui peut être positionné sur site (comme le montre la figure 1 ) ou hors site. L’outii de puits peut communiquer électriquement avec le dispositif de calcul 112 via une interface à câble ou sans fil. Dans certains exemples, les outils de puits peuvent communiquer électroniquement les diagraphies de puits au dispositif de calcul 112 indirectement, comme par exemple sur Internet ou un autre réseau.
Le dispositif de calcul 112 peut afficher certaines ou l’ensemble des diagraphies de puits comme des figures bidimensionnelles (2D) ou tridimensionnelles (3D). Un exemple d’une telle figure est montré dans la figure 2. Dans la figure 2, chaque ligne verticale représente un unique puits de forage. Par exemple, une ligne verticale 202a représente un puits de forage particulier. Étant donné qu'il y a 21 lignes verticales, il y a 21 puits de forage différents représentés dans cette figure. La portion de la ligne 202a proche du sommet 206 de (a figure représente ta portion du puits de forage proche de la surface de puits, avec la profondeur du puits de forage qui augmente en bas de la page. Les données à motif à gauche d’une ligne verticale sont une diagraphie de puits.
2016-IPM-100867-U1-FR 5
Par exemple, des données à motif 204 sont une diagraphïe de puits correspondant au puits de forage représenté par une ligne 202a. Un pic, un creux, ou un changement d’ombrage des données à motif 204 peut représenter la composition changeante des strates dans la formation souterraine.
Dans la figure 2, les neuf lignes verticales les plus à droite présentent deux diagraphies de puits correspondantes : une diagraphïe de puits à gauche et une autre diagraphïe de puits à droite. Par exemple, la ligne verticale 202b présente une diagraphïe de puits 210 à gauche et une autre dïagraphie de puits 212 à droite. Ces diagraphies de puits proviennent du même puits de forage (représenté par une ligne verticale 202b), mais sont générées en utilisant différents procédés. Par exemple, une diagraphïe de puits 210 peut être générée sur la base d’un rayonnement gamma émis à partir des strates dans la formation souterraine, et une diagraphïe de puits 212 peut être générée sur la base du potentiel spontané des strates dans la formation souterraine. Le dispositif de calcul 112 peut délivrer en sortie n’importe quel nombre et quelle combinaison de diagraphies de puits individuellement ou en même temps.
Dans l’exemple montré dans la figure 2, l’ensemble des diagraphies de puits provient de puits de forage qui font partie du même système de puits et pénètrent les mêmes strates. Donc, l’ensemble des diagraphies de puits fournit des informations à propos des mêmes strates. Mais étant donné que les strates sont non uniformes, tes puits de forage sont dans différents emplacements à l’intérieur du système de puits, et les puits de forage présentent différentes profondeurs, les diagraphies de puits ne s’alignent pas toutes parfaitement les unes avec les autres. Par exemple, tes rainures et les creux représentant une strate particulière dans une diagraphïe de puits 208 peuvent être plus proches du sommet 206 de la figure 2 que les rainures et les creux représentant la même strate dans une dïagraphie de puits 210. Il peut être souhaitable d’identifier et de corréler une unique strate à travers de multiples diagraphies de puits.
Un géologue peut manuellement passer en revue tes diagraphies de puits et identifier la même strate dans chaque diagraphïe de puits. Le géologue peut ensuite corréler la même strate à travers les diagraphies de puits. Des exemples de strates manuellement identifiées et corrélées sont montrés comme des lignes continues dans la figure 2. La première ligne continue (s’étendant à partir d’une boîte « 1 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une première strate. La deuxième ligne continue (s’étendant à partir d’une boîte « 2 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une deuxième strate. La troisième ligne continue (s’étendant à partir d’une boîte « 3 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une troisième strate. Mais
2016-IPM-100867-U1-FR 6 le fait de passer en revue et de corréler manuellement des surfaces de strates parmi de multiples diagraphies de puits peut être coûteux, chronophage, difficile, et subjectif. Un géologue peut passer plusieurs jours à identifier et corréler des milliers de surfaces à travers des douzaines de diagraphies de puits.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut exécuter une application de logiciel pour identifier et corréler des strates à travers de multiples diagraphies de puits de manière plus automatisée. Cela peut être désigné comme une corrélation automatisée. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut analyser chacune des diagraphies de puits, identifier les diverses strates dans les diagraphies de puits, et corréler tes strates les unes aux autres, tout cela avec peu ou pas d’intervention manuelle. Des exemples de surfaces de strates corrélées d’une telle manière par te dispositif de calcul 112 sont montrés comme des lignes en pointillés dans ta figure 2. La première ligne en pointillés (s’étendant à partir d’une boîte « 1 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une première strate. La deuxième ligne en pointillés (s’étendant à partir d’une boîte « 2 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une deuxième strate. La troisième ligne en pointillés (s’étendant à partir d’une boîte « 3 » à gauche) peut représenter la surface supérieure d’une troisième strate. Une corrélation automatisée peut être plus rapide, plus cohérente, nécessiter moins de temps de traitement, et nécessiter moins d’utilisation d’énergie qu’une corrélation manuelle.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut réaliser une corrélation automatisée en utilisant un alignement dynamique. Un exemple d’alignement dynamique est un alignement temporel dynamique. Un alignement dynamique peut inclure un décalage, une compression, et un étirement de deux diagraphies de puits pour tenter d’aligner les diagraphies de puits l’une avec l’autre. Un exemple d’alignement dynamique est montré dans les figures 3A et 3B. La figure 3A montre un exemple de deux diagraphies de puits pour deux puits, Puits I et Puits J, avant un alignement dynamique. Les profondeurs souterraines associées aux nœuds dans les diagraphies de puits sont exprimées 1e long de l’axe Y. Les amplitudes des nœuds sont exprimées le long de l’axe X. Dans ta figure 3A, tes deux diagraphies de puits sont en mauvais alignement l’une avec l’autre. Par exempte, des ensembles de nœuds 302a et b, 304a et b, et 306a et b sont en mauvais alignement les uns avec les autres. La figure 3B montre un exemple des diagraphies de puits après un alignement dynamique. Comme montré, la dïagraphie de puits pour un Puits I a été compressée et décalée pour l’aligner avec la dïagraphie de puits pour un Puits J. Par exemple, les nœuds mentionnés ci-dessus (montrés entourés) sont maintenant alignés les uns avec les autres. Après un alignement
2016-IPM-100867-U1-FR 7 des deux diagraphies de puits l’une avec l’autre, des corrélations entre les divers nœuds (par ex., entre un nœud 302a et un nœud 302b, entre un nœud 304a et un nœud 304b, et entre un nœud 306a et un nœud 306b) peuvent être déterminées.
Un alignement dynamique peut inclure une comparaison des amplitudes des nœuds dans la diagraphie de puits pour un Puits I aux amplitudes des nœuds dans les diagraphies de puits pour un Puits J. Par exemple, l’amplitude d’un nœud 302a peut être comparée à l’amplitude de chaque nœud respectif dans la diagraphie de puits pour un Puits J. Un alignement dynamique peut également inclure une création d’une matrice d’erreur exprimant la différence respective entre un nœud 302a et chaque nœud respectif dans la diagraphie de puits pour un Puits J. Ce processus peut être répété pour l’ensemble des nœuds dans les deux diagraphies de puits, avec chaque répétition aboutissant à l’ajout de plus d’informations à la matrice d’erreur. Après une création de la matrice d’erreur, un trajet à travers la matrice d’erreur avec ('erreur moyenne la plus faible possible peut être déterminé. Le trajet peut être des nœuds corrélés entre les deux diagraphies de puits. Chaque point dans le trajet peut être une corrélation entre un nœud dans la diagraphie de puits pour un Puits l et un autre nœud dans la diagraphie de puits pour un Puits J. Le dispositif de calcul 112 peut réaliser un alignement dynamique au moins en partie pour mettre en œuvre un processus de corrélation automatisé.
Un alignement dynamique qui est mis en œuvre uniquement en comparant les amplitudes de nœuds dans des diagraphies de puits les unes aux autres, cependant, peut ne pas toujours fournir des résultats idéaux. Par exempte, en revenant à la figure 2, ies lignes en pointillés représentent des corrélations automatisées générées en utilisant ce type d’alignement dynamique. Et les lignes continues représentent des corrélations manuelles. On peut voir que les lignes en pointillés dévient des lignes continues dans certains emplacements. Ces déviations peuvent représenter des erreurs entre les corrélations automatisées et ies corrélations manuelles.
Certains exemples de la présente divulgation peuvent fournir des corrélations automatisées plus précises en prenant en compte en plus ou en variante d’autres informations liées à des nœuds de diagraphie de puits lors d’une réalisation d’un alignement dynamique. Par exempte, te dispositif de calcul 112 peut analyser chaque nœud dans un ensemble de diagraphies de puits et étiqueter chaque nœud avec des informations additionnelles qui décrivent la forme entourant 1e nœud, les amplitudes de nœuds voisins, une moyenne des amplitudes des nœuds voisins, une fréquence des amplitudes des nœuds voisins, ou une quelconque combinaison de celles-ci. Chaque fragment d’information additionnel peut être désigné comme un descripteur, car il décrit
2016-IPM-100867-U1-FR 8 une caractéristique du nœud. Ensuite, plutôt que de se contenter de comparer (es amplitudes de deux nœuds au cours d’un alignement dynamique, le dispositif de calcul 112 peut en plus ou en variante comparer les descripteurs pour les nœuds. Cela peut aboutir à une corrélation plus précise entre tes deux nœuds, et ainsi à une corréiation plus précise entre l’ensemble de diagrapbies de puits.
Un exemple d’un descripteur peut être un descripteur de forme. Un descripteur de forme peut indiquer une forme de données entourant (avant, après, ou les deux) un nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits. Par exemple, le descripteur de forme peut indiquer une ou plusieurs pentes (par ex., des gradients) dans des données entourant un nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits. Un exemple d’un descripteur de forme est montré dans les figures 4A et 4B. Dans la figure 4A, te dispositif de calcul 112 a identifié un nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits. Le nœud d’intérêt est entouré. Le dispositif de caicul 112 peut ensuite diviser un nombre prédéterminé de nœuds dans la région entourant le nœud d’intérêt en un nombre prédéterminé de segments, qui dans cet exemple est quatre segments 402a à 408a. Le dispositif de calcul 112 peut ensuite déterminer la pente des nœuds dans chaque segment. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut déterminer la pente de l’ensemble des nœuds dans un segment 402a en réalisant une régression linéaire à travers les nœuds dans le segment 402a. Le dispositif de calcul 112 peut répéter ce processus pour des segments 404a à 408a. Des représentations visuelles des pentes pour tes segments 402a à 408a sont montrées dans la figure 4A à droite des segments 402a à 408a. Le dispositif de caicul 112 peut ensuite associer certaines ou l’ensemble des pentes au nœud d’intérêt. Dans certains exemples, chaque pente individuelle peut être un descripteur de forme distinct pour le nœud d’intérêt. Dans d’autres exemples, deux ou plusieurs des pentes peuvent collectivement représenter un descripteur de forme pour le nœud d’intérêt. Par exemple, un unique descripteur de forme pour ie nœud d’intérêt peut inclure les quatre pentes pour des segments 402a à 408a. Le dispositif de calcul 112 peut répéter te processus mentionné ci-dessus pour certains ou l’ensemble des nœuds dans la diagraphie de puits 400a.
Après une détermination des descripteurs de forme pour les nœuds dans la diagraphie de puits 400a, le dispositif de calcul 112 peut réaliser un alignement dynamique au moins en partie en comparant ie descripteur de forme pour chaque nœud dans une diagraphie de puits 400a au descripteur de forme pour chaque nœud dans une diagraphie de puits 400b de la figure 4B. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut comparer le descripteur de forme pour ie nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits
2016-IPM-100867-U1-FR 9
400a au descripteur de forme pour le nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits 400b. On peut voir dans les figures 4A et B que les descripteurs de forme pour ces deux nœuds d’intérêt sont sensiblement similaires, ce qui peut aboutir au fait que le dispositif de calcul 112 identifie une corrélation entre ces deux nœuds. Cela peut aboutir à une corrélation plus précise entre des diagrapbies de puits 400a et b que si, par exemple, seules les amplitudes des nœuds d’intérêt étaient comparées entre elles (par ex., car les amplitudes des nœuds d’intérêt dans les figures 4A et B sont significativement différentes les unes des autres).
Un autre exemple d’un descripteur est un descripteur de moyenne. Le descripteur de moyenne peut indiquer des valeurs de moyenne des amplitudes de nœuds entourant un nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits. Par exempte, le dispositif de calcul 112 peut diviser un nombre prédéterminé de nœuds dans la région entourant te nœud d’intérêt en un nombre prédéterminé de segments, tels que des segments 402a à 408a. Le dispositif de calcul 112 peut ensuite déterminer une moyenne respective des amplitudes des nœuds dans chaque segment. Dans certains exemples, chaque moyenne individuelle peut être un descripteur de moyenne distinct pour le nœud d’intérêt. Dans d’autres exemples, deux ou plusieurs des moyennes peuvent collectivement représenter un descripteur de moyenne pour le nœud d’intérêt Par exemple, un unique descripteur de moyenne pour le nœud d’intérêt peut inclure les quatre moyennes pour des segments 402a à 408a.
Un autre exemple d’un descripteur est un descripteur d’amplitude. Le descripteur d’amplitude peut indiquer les amplitudes de nœuds entourant un nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits. Par exemple, le descripteur d’amplitude peut indiquer une ou plusieurs amplitudes d’un nombre prédéterminé de nœuds entourant le nœud d’intérêt.
Un autre exemple d’un descripteur est un descripteur d’histogramme.
Le descripteur d’histogramme peut indiquer des fréquences dans lesquelles des pentes de nœuds qui entourent un nœud d’intérêt se situent dans des plages de pente préalablement désignées. Par exemple, te dispositif de calcul 112 peut identifier un nombre prédéterminé de nœuds dans la région entourant ie nœud d’intérêt. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer la pente de chacun de ces nœuds. Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut déterminer une pente d’un nœud en déterminant un gradient central du nœud selon l’équation suivante :
p _ valeur noeud (+1+ valeurnoeu^ _j_ en enoeud_i 2 * (Distance entre les noeuds)
2016-IPM-100867-U1-FR 10 où Pentenoeudi est la pente à travers un nœud i ; valeurnoeud ,+1 est ta valeur d’un nœud i+1 ; valeurnoeud ,_t est la valeur d’un nœud i-1 ; et Distance entre les noeuds est la distance entre un nœud i+1 et un nœud i-1 (par ex., avec un espacement de profondeur d’un demi-pied entre des nœuds, la distance entre un nœud i+1 et un nœud i-1 serait 1 pied). Le dispositif de calcul 112 peut également déterminer des catégories (par ex., des plages de pentes) dans lesquelles catégoriser les pentes des nœuds. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut déterminer quatre catégories, où une première catégorie inclut des pentes entre -40 degrés et -20 degrés, une deuxième catégorie inclut des pentes entre -20 degrés et 0 degré, une troisième catégorie inclut des pentes entre 0 degré et 20 degrés, une quatrième catégorie inclut des pentes entre 20 degrés et 40 degrés. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer n'importe quel nombre de catégories, avec chaque catégorie couvrant un nombre similaire ou différent de degrés. Le dispositif de calcul 112 peut ensuite catégoriser les pentes des nœuds dans leurs catégories correspondantes, et compter combien de nœuds sont dans chaque catégorie. Le nombre de nœuds dans chaque catégorie peut être désigné comme une valeur de catégorie. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut déterminer ie fait que trois nœuds sont dans la première catégorie, donc ia première catégorie peut présenter une valeur de catégorie de trois. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer le fait qu’un nœud est dans la deuxième catégorie, donc la deuxième catégorie peut présenter une valeur de catégorie de un. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer le fait que deux nœuds sont dans la troisième catégorie, donc la troisième catégorie peut présenter une valeur de catégorie de deux. Le descripteur d’histogramme pour le nœud d’intérêt peut indiquer certaines ou l’ensemble de ces valeurs de catégorie.
Un autre exemple d’un descripteur est un descripteur d’erreur. Le descripteur d’erreur peut indiquer une erreur entre les amplitudes de nœuds d’intérêt dans deux diagraphies de puits différentes. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer l’erreur entre les nœuds d’intérêt selon l’équation suivante :
, i puissance erreur = \noeudi — noeud)j où noeuds est ie nœud d’intérêt dans une diagraphie de puits, noeudj est le nœud d’intérêt dans l'autre diagraphie de puits, et puissance est une valeur exponentielle prédéterminée. Le descripteur d’erreur peut réduire ou exagérer un effet de valeurs aberrantes.
Le dispositif de calcul 112 peut déterminer et utiliser n’importe quel nombre et combinaison de descripteurs pour une corrélation de diagraphies de puits. Par
2016-IPM-100867-U1-FR 11 exemple, le dispositif de calcul 112 peut utiliser des descripteurs de forme, des descripteurs d’amplitude, des descripteurs de moyenne, des descripteurs d’histogramme, des descripteurs d’erreur, ou une quelconque combinaison de ceux-ci (en plus ou en variante des amplitudes des nœuds) pour corréler des diagraphies de puits. Cela peut aboutir à une corrélation plus précise. Par exemple, la figure 5 montre les mêmes diagraphies de puits que la figure 2, avec les lignes en pointillés représentant des corrélations automatisées générées en utilisant un alignement dynamique avec des descripteurs. Les lignes continues représentent des corrélations manuelles. Les lignes en pointillés sont significativement plus proches des lignes continues que dans la figure 2, ce qui peut signifier que les corrélations automatisées sont plus précises.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut associer des pondérations aux différents descripteurs pour améliorer la précision de la corrélation entre des diagraphies de puits. Par exemple, une correspondance de descripteur de forme peut être une indication plus fiable d’une corrélation entre des nœuds dans des diagraphies de puits qu’une correspondance de descripteur d’amplitude. Donc, le dispositif de calcul 112 peut attribuer à des descripteurs de forme une pondération plus élevée qu’à des descripteurs d’amplitude. Le dispositif de calcul 112 peut prendre en considération les pondérations pour les descripteurs lors d’une réalisation d’une corrélation de diagraphie de puits.
Il peut s’avérer difficile de sélectionner manuellement des descripteurs, des paramètres pour chaque descripteur, et une pondération pour chaque descripteur en raison du nombre important de descripteurs et de paramètres impliqués. Par exempte, te descripteur de forme peut présenter un paramètre de nombre de nœuds, un paramètre d’emplacement de nœud, un paramètre de nombre de segments, un paramètre de taille de segment, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Le paramètre de nombre de nœuds peut indiquer combien de nœuds environnants (par ex., des nœuds entourant un nœud d’intérêt) doivent être divisés en segments. Le paramètre d’emplacement de nœud peut indiquer si les nœuds environnants doivent être situés avant le nœud d’intérêt, après le nœud d’intérêt, ou les deux. Le paramètre de nombre de segments peut indiquer en combien de segments diviser tes nœuds environnants. Le paramètre de taille de segment peut indiquer le nombre de nœuds par segment (il peut y avoir des segments se chevauchant). Le fait de faire varier chacun de ces paramètres peut affecter la précision d’une corrélation de diagraphie de puits. À titre d’autre exemple, le descripteur de moyenne peut présenter un paramètre de nombre de nœuds, un paramètre d’emplacement de nœud, un paramètre de nombre de segments, un paramètre de taille
2016-IPM-100867-U1-FR 12 de segment, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans encore un autre exemple, le descripteur d’amplitude peut présenter un paramètre de nombre de nœuds, un paramètre d’emplacement de nœud, ou les deux de ceux-ci. Dans encore un autre exemple, le descripteur d’histogramme peut présenter un paramètre de nombre de nœuds, un paramètre d’emplacement de nœud, un paramètre de nombre de catégories Indiquant en combien de catégories catégoriser les pentes de nœuds, un paramètre de type de pentes, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. En outre, chacun de ces descripteurs peut présenter une pondération associée. Dans encore un autre exemple, le descripteur d’erreur peut présenter un paramètre d’exposant pour la valeur exponentielle dans l’équation mentionnée plus haut. Il peut être difficile, chronophage, et coûteux pour un utilisateur de tenter de déterminer manuellement des paramètres appropriés et des pondérations pour chaque descripteur pour fournir des résultats de corrélation de diagraphie de puits précis.
Certains exemples de la présente divulgation peuvent surmonter un ou plusieurs des problèmes susmentionnés en sélectionnant automatiquement un ou plusieurs descripteurs, paramètres pour le(s) descripteur(s), et/ou pondérations pour les descripteurs pour une utilisation dans une réalisation de corrélation de diagraphie de puits. Un exemple d’un schéma de procédé d’un processus pour sélectionner automatiquement de telles informations est montré dans la figure 6. Dans d’autres exemples, le processus peut être mis en œuvre en utilisant plus d’étapes, moins d’étapes, des étapes différentes, ou un ordre différent des étapes représentées dans la figure 6.
En se référant maintenant à la figure 6, dans un bloc 602, le dispositif de calcul 112 détermine des puits de forage d’intérêt. Le dispositif de calcul 112 peut déterminer les puits de forage d’intérêt sur la base d'une entrée d’utilisateur indiquant les puits de forage d’intérêt. Par exempte, te dispositif de calcul 112 peut afficher une interface utilisateur graphique (GUI) présentant une représentation visuelle de multiples puits de forage dans un système de puits. Le dispositif de calcul 112 peut recevoir, à titre d’entrée d’utilisateur, une sélection de certains ou de l’ensemble des puits de forage affiché dans la GUI. Dans certains exemptes, ies puits de forage ne nécessitent pas d’être sélectionnés ou ordonnés selon une ligne de pendage primaire. Le dispositif de calcul 112 peut recevoir l’entrée d’utilisateur via un dispositif d’entrée d’utilisateur. Le dispositif de calcul 112 peut utiliser les puits de forage sélectionnés comme les puits de forage d’intérêt.
Dans un bloc 604, le dispositif de calcul 112 reçoit un groupe de diagraphies de puits associé aux puits de forage d’intérêt. Par exemple, le dispositif de
2016-IPM-100867-U1-FR 13 calcul 112 peut récupérer les diagraphies de puits à partir d'un dispositif de mémoire locale. Dans un autre exemple, le dispositif de calcul 112 peut communiquer avec un serveur distant pour récupérer les diagraphies de puits à partir d’une base de données distante.
Dans un bloc 606, le dispositif de calcul 112 pré-traite le groupe de diagraphies de puits correspondant aux puits de forage d’intérêt. Le dispositif de calcul 112 peut réaliser une ou plusieurs opérations pour pré-traiter les diagraphies de puits.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut pré-traiter les diagraphies de puits en normalisant les diagraphies de puits afin que les diagraphies de puits puissent être comparées les unes aux autres. Par exemple, l’ensemble des diagraphies de puits peut ne pas présenter une plage uniforme de valeurs. Pour rendre les diagraphies de puits comparables, le dispositif de calcul 112 peut manipuler les diagraphies de puits afin que l'ensemble des diagraphies de puits présente la même plage de valeurs. Λ titre d’exemple particulier, une diagraphie de puits de polarisation spontanée n’a souvent pas une plage standard de valeurs. Donc, pour comparer deux diagraphies de puits de polarisation spontanée, le dispositif de calcul 112 peut normaliser les deux diagraphies de puits afin qu’elles aient toutes deux la même plage de valeurs.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut pré-traiter les diagraphies de puits en lissant les diagraphies de puits. Par exemple, des diagraphies de puits peuvent présenter un bruit à haute fréquence. Le dispositif de calcul 112 peut lisser tes diagraphies de puits pour réduire ou éliminer l’influence du bruit à haute fréquence. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut diviser la diagraphie de puits en intervalles d’une quantité prédéterminée de nœuds (par ex., des intervalles de cinq nœuds). Le dispositif de calcul 112 peut déterminer une valeur moyenne des nœuds dans un intervalle et attribuer à tous tes nœuds dans l’intervalle la valeur moyenne. Le dispositif de calcul 112 peut répéter ce processus pour tous les intervalles, lissant ainsi la diagraphie de puits. Cela peut aider à réduire l’influence d’un bruit à haute fréquence dans le processus de corrélation de diagraphie de puits.
Dans certains exemptes, te dispositif de calcul 112 peut pré-traiter tes diagraphies de puits en retirant une tendance à partir des diagraphies de puits. Une tendance peut inclure une augmentation ou une diminution dans les valeurs d’une diagraphie de puits avec une profondeur. Une tendance peut survenir suite à un dysfonctionnement de l’outil de puits qui a généré la diagraphie de puits ou à un autre phénomène non-géologique. Le dispositif de calcul 112 peut éliminer une tendance à partir d’une diagraphie de puits pour réduire des erreurs associées à la tendance.
2016-IPM-100867-U1-FR 14
Dans certains exemptes, te dispositif de calcul 112 peut ne pas prétraiter les diagraphies de puits. Au lieu de cela, le dispositif de calcul 112 peut utiliser tes diagraphies de puits dans leur forme brute pour réaliser certaines ou l’ensemble des étapes restantes décrites ci-dessous.
Dans un bloc 608, le dispositif de calcul 112 reçoit une entrée d’utilisateur indiquant une corrélation manuelle entre des nœuds dans deux des diagraphies de puits. Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut recevoir une entrée d’utilisateur indiquant une corrélation manuelle entre un premier nœud dans une première diagraphie de puits dans te groupe de diagraphies de puits et un second nœud dans une seconde diagraphie de puits dans le groupe de diagraphies de puits. À titre d’exemple particulier, te dispositif de calcul 112 peut afficher les deux diagraphies de puits adjacentes l’une à l’autre, comme pour la figure 7. Un utilisateur peut manipuler une souris ou un autre dispositif d’entrée d’utilisateur pour sélectionner le premier nœud dans un Puits I et te second nœud dans un Puits J, Le dispositif de calcul 112 peut recevoir l’entrée d’utilisateur et, sur la base de l’entrée d’utilisateur, déterminer le fait qu’une corrélation existe entre te premier nœud dans un Puits I et le second nœud dans un Puits J. Un exemple d’une telle corrélation est représenté par une flèche 704a.
Dans un bloc 610, le dispositif de calcul 112 détermine s’il reste d’autres corrélations manuelles à entrer. Par exemple, le logiciel de corrélation automatisée peut nécessiter un nombre minimum de corrélations manuelles entre des diagraphies de puits (par ex., pour fournir des résultats suffisamment précis). Si le dispositif de calcul 112 détermine qu’il reste d’autres corrélations manuelles à entrer, le processus peut revenir à un bloc 608, l’utilisateur peut alors saisir une autre corrélation manuelle. Cette seconde corrélation manuelle peut être représentée par une flèche 704b dans la figure 7. Des blocs 608 à 610 peuvent être répétés afin que l’utilisateur puisse saisir n’importe quel nombre et combinaison de corrélations manuelles entre n’importe quel nombre et combinaison de diagraphies de puits dans le groupe de diagraphies de puits. Si le dispositif de calcul 112 détermine qu’il ne reste pas d’autres corrélations manuelles à entrer, te processus peut continuer vers un bloc 612.
Dans un bloc 612, le dispositif de calcul 112 détermine une combinaison gagnante de descripteurs, de paramètres pour le(s) descripteur(s), de pondérations pour le(s) descripteur(s), ou une quelconque combinaison de ceux-ci sur la base des corrélations manuelles entre les deux diagraphies de puits. La combinaison gagnante peut inclure n’importe quel nombre et combinaison de descripteurs, de paramètres, et de pondérations. Dans certains exemptes, le dispositif de calcul 112 peut déterminer la
2016-IPM-100867-U1-FR 15 combinaison gagnante en réalisant certains ou l’ensemble des processus montrés dans la figure 8. Dans d’autres exemples, le processus de la figure 8 peut être mis en œuvre en utilisant plus d’étapes, moins d’étapes, des étapes différentes, ou un ordre différent des étapes représentées dans ia figure 8.
En se référant maintenant à la figure 8, dans un bloc 802, le dispositif de calcul 112 sélectionne différentes combinaisons de descripteurs parmi un groupe de descripteurs. Le groupe de descripteurs peut inclure un descripteur de forme, un descripteur d'amplitude, un descripteur de moyenne, un descripteur d’histogramme, un descripteur d’erreur, ou une quelconque combinaison de ceux-ci.
Dans certains exemptes, te dispositif de calcul 112 peut sélectionner les différentes combinaisons de descripteurs selon une quelconque technique ou combinaison de techniques. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut sélectionner de manière aléatoire les différentes combinaisons de descripteurs. A titre d’autre exemple, le dispositif de calcul 112 peut méthodiquement sélectionner les différentes combinaisons de descripteurs pour garantir que toutes les combinaisons possibles de descripteurs sont tentées. Dans encore un autre exemple, certaines combinaisons de descripteurs peuvent être préalablement désignées comme particulièrement précises ou particulièrement imprécises. Le dispositif de calcul 112 peut sélectionner les combinaisons préalablement désignées comme particulièrement précises, passer les combinaisons préalablement désignées comme particulièrement imprécises, ou tes deux.
Dans certains exemptes, le dispositif de calcul 112 peut déterminer une combinaison initiale de descripteurs. Le dispositif de calcul 112 peut ensuite réaliser certaines ou l’ensemble des étapes restantes dans la figure 8 pour déterminer si la combinaison initiale de descripteurs correspond à une ou aux corrélations manuelles ou se situe dans une plage de tolérance prédéterminée de la ou des corrélations manuelles. Si tel est te cas, la combinaison initiale de descripteurs peut être utilisée comme la combinaison gagnante. Si tel n’est pas te cas, te processus peut revenir à un bloc 802, où une autre combinaison de descripteurs peut être sélectionnée et te processus peut être répété (par ex., jusqu’à ce qu’une combinaison gagnante de descripteurs soit identifiée).
Dans un bloc 804, le dispositif de calcul 112 détermine des valeurs de paramètres pour les descripteurs dans chaque combinaison de descripteurs. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut déterminer des valeurs pour au moins deux paramètres correspondant à au moins un descripteur dans une combinaison de descripteurs. À titre d’exemple particulier, te dispositif de calcul 112 peut sélectionner des
2016-IPM-100867-U1-FR 16 valeurs pour un paramètre de nombre de noeuds, un paramètre d’emplacement de nœud, un paramètre de nombre de segments, et un paramètre de taille de segment correspondant à un descripteur de forme dans une combinaison de descripteurs.
Dans certains exemples, te dispositif de calcul 112 peut sélectionner de manière aléatoire tes valeurs de paramètres pour tes descripteurs. Dans d’autres exemples, le dispositif de calcul 112 peut méthodiquement sélectionner les différentes valeurs de paramètres pour garantir que toutes les combinaisons possibles de valeurs de paramètres sont tentées. Dans certains exemples, certaines valeurs de paramètres ou plages de valeurs de paramètres peuvent être préalablement désignées comme particulièrement précises ou particulièrement imprécises. Le dispositif de calcul 112 peut sélectionner les valeurs de paramètres préalablement désignées comme particulièrement précises, passer tes valeurs de paramètres préalablement désignées comme particulièrement imprécises, ou tes deux.
Dans un bloc 806, le dispositif de calcul 112 détermine des pondérations pour les descripteurs dans chaque combinaison de descripteurs. Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut sélectionner de manière aléatoire les pondérations pour les descripteurs. Dans d'autres exemples, le dispositif de calcul 112 peut méthodiquement sélectionner les différentes pondérations pour garantir que toutes tes combinaisons possibles de pondérations sont tentées. Dans certains exemptes, certaines pondérations peuvent être préalablement désignées comme particulièrement précises ou particulièrement imprécises. Le dispositif de calcul 112 peut sélectionner les pondérations préalablement désignées comme particulièrement précises, passer les combinaisons préalablement désignées comme particulièrement imprécises, ou les deux.
Dans un bloc 808, le dispositif de calcul 112 réalise un alignement dynamique sur deux diagraphies de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs, de paramètres, de pondérations, ou n’importe quelle combinaison de ceuxci pour générer de multiples alignements différents entre les deux diagraphies de puits. Par exemple, le dispositif de calcul 112 peut réaliser un alignement dynamique sur les deux diagraphies de puits en utilisant l’ensemble des combinaisons de descripteurs, de paramètres, et de pondérations précédemment identifiées. Cela peut aboutir aux multiples alignements différents entre les deux diagraphies de puits.
Dans un bloc 810, le dispositif de calcul 112 analyse les multiples alignements différents pour déterminer quelle combinaison de descripteurs, de paramètres, de pondérations, ou une quelconque combinaison de ceux-ci aboutit à la corrélation qui est la plus proche de la ou des corrélations manuelles. Par exemple, le
2016-IPM-100867-U1-FR 17 dispositif de calcul 112 peut comparer l’ensemble des différents alignements pour déterminer qu’une combinaison spécifique de descripteurs, de paramètres, et de pondérations aboutit à ta corrélation la plus proche de ta ou des corrélations manuelles fournies dans un bloc 608.
Dans un bloc 812, le dispositif de calcul 112 sélectionne à titre de combinaison gagnante la combinaison de descripteurs, de paramètres, et de pondérations qui aboutit à la corrélation la plus proche de la ou des corrélations manuelles. Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 peut identifier plusieurs combinaisons de descripteurs, de paramètres, et de pondérations qui aboutissent à des corrélations qui se situent dans une plage de tolérance prédéterminée de ta ou des corrélations manuelles. La plage de tolérance prédéterminée peut être fournie à titre d’entrée d’utilisateur. Le dispositif de calcul 112 peut sélectionner, parmi les plusieurs combinaisons, la combinaison qui présente les résultats les plus similaires à ta ou aux corrélations manuelles comme la combinaison gagnante.
En revenant maintenant à la figure 6, dans un bloc 614, le dispositif de calcul 112 peut corréler des nœuds entre d’autres diagraphies de puits dans le groupe de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison gagnante (par ex., déterminée dans un bloc 812). Par exempte, le dispositif de calcul 112 peut sélectionner un ensemble différent de diagraphies de puits à partir du groupe de diagraphies de puits. Le dispositif de calcul 112 peut réaliser un alignement dynamique sur l'ensemble différent de diagraphies de puits en utilisant les descripteurs, des paramètres, et des pondérations déterminés dans un bloc 612. Cela peut aboutir à une corrélation entre l’ensemble différent de diagraphies de puits. Dans certains exemples, te dispositif de calcul 112 peut répéter ce processus, par exemple, pour déterminer des corrélations entre chaque paire possible de diagraphies de puits dans le groupe de diagraphies de puits. Ces corrélations peuvent être désignées comme des corrélations par deux.
Après une détermination de certaines ou de l’ensemble des corrélations par deux, le dispositif de calcul 112 peut utiliser un algorithme de régression sur les corrélations par deux pour identifier une corrélation globale à travers toutes les diagraphies de puits. Le dispositif de calcul 112 peut ensuite déterminer une surface d’une strate (une « surface de strate ») représentée dans tes diagraphies de puits et corréler la surface de strate à travers toutes les diagraphies de puits dans le groupe de diagraphies de puits.
Dans certains exemptes, certaines ou l’ensemble des spécificités
2016-IPM-100867-U1-FR 18 mentionnées plus haut peuvent être mises en œuvre en utilisant ie dispositif de calcul 112 montré dans la figure 9. Le dispositif de calcul 112 peut inclure un dispositif de traitement 904, un bus 906, un dispositif de mémoire 908, un dispositif d’entrée d’utilisateur 916, un dispositif d’affichage 918, et une interface de communication 920. Dans certains exemples, certains ou l’ensemble des composants montrés dans la figure 9 peut être intégré dans une unique structure, telle qu’un unique boîtier. Dans d’autres exemples, certains ou l’ensemble des composants montrés dans la figure 9 peut être distribué (par ex., dans des boîtiers distincts) et en communication électrique les uns avec les autres.
Le dispositif de traitement 904 peut exécuter une ou plusieurs opérations pour corréler automatiquement des diagraphies de puits en utilisant des descripteurs. Le dispositif de traitement 904 peut exécuter des instructions stockées dans le dispositif de mémoire 908 pour réaliser les opérations. Le dispositif de traitement 904 peut inclure un dispositif de traitement ou de multiples dispositifs de traitement. Des exemples non limitatifs du dispositif de traitement 904 incluent un circuit intégré prédiffusé programmable (« FPGA »), un circuit intégré à application spécifique (« ASiC »), un dispositif de micro-traitement, etc.
Le dispositif de traitement 904 peut être couplé de manière communicative au dispositif de mémoire 908 via le bus 906. Le dispositif de mémoire non volatile 908 peut inclure n’importe quel type de dispositif de mémoire qui conserve des informations lorsqu’il n’est pas alimenté en énergie. Des exemples non limitatifs du dispositif de mémoire 908 incluent une mémoire morte effaçable et programmable électriquement (« EEPROM »), une mémoire flash, ou n’importe quel autre type de mémoire non volatile. Dans certains exemples, au moins une partie du dispositif de mémoire 908 peut inclure un support à partir duquel le dispositif de traitement 904 peut lire des instructions. Un support lisible par ordinateur peut inclure des dispositifs de stockage électroniques, optiques, magnétiques, ou autres capables de fournir au dispositif de traitement 904 des instructions lisibles par ordinateur ou un autre code de programme. Des exemples non limitatifs d’un support lisible par ordinateur incluent (mais sans s’y limiter) un ou plusieurs disques magnétiques, une ou plusieurs puces mémoires, une mémoire morte (ROM), une mémoire vive (« RAM »), un ASIC, un dispositif de traitement configuré, un dispositif de stockage optique, ou un quelconque autre support à partir duquel un dispositif de traitement informatique peut lire des instructions. Les instructions peuvent inclure des instructions de traitement spécifiques au dispositif générées par un programme de compilation ou un programme d’interprétation à partir
2016-IPM-100867-U1-FR 19 d’un code écrit dans n’importe quel langage de programmation informatique adapté, y compris, par exemple, C, C++, C#, etc.
Dans certains exemples, le dispositif de mémoire 908 peut inclure des diagraphies de puits 910. Les diagraphies de puits 910 peuvent être communiquées au dispositif de calcul 112 à partir d’un ou de plusieurs outils de puits positionnés dans un ou plusieurs puits de forage.
Dans certains exemples, le dispositif de mémoire 908 peut inclure un moteur de corrélation de diagraphie de puits 912. Le moteur de corrélation de diagraphie de puits 912 peut être une application de logiciel pour une identification de corrélations parmi des nœuds dans les diagraphies de puits 910. Le moteur de corrélation de diagraphie de puits 912 peut identifier les corrélations en utilisant des descripteurs pour réaliser un alignement dynamique. Dans certains exemples, le moteur de corrélation de diagraphie de puits 912 peut déterminer les descripteurs, des paramètres pour le(s) descripteur(s), et/ou des pondérations pour les descripteurs pour une utilisation dans un alignement dynamique.
Dans certains exemples, le dispositif de mémoire 908 peut inclure une base de données de corrélation 914. La base de données de corrélation 914 peut être une base de données présentant des corrélations entre des nœuds dans des diagraphies de puits. Par exemple, la base de données de corrélation 914 peut inclure une association de nœuds dans les diagraphies de puits 910.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 inclut un dispositif d’entrée d’utilisateur 916. Le dispositif d’entrée d’utilisateur 916 peut représenter un ou plusieurs composants utilisés pour entrer des données. Des exemples du dispositif d’entrée d’utilisateur 916 peuvent inclure un clavier, une souris, un pavé tactile, un bouton, ou un affichage à écran tactile, etc.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 inclut un dispositif d’affichage 918. Le dispositif d’affichage 918 peut représenter un ou plusieurs composants utilisés pour délivrer des données en sortie. Des exemples du dispositif d’affichage 918 peuvent inclure un affichage à cristaux liquides (LCD), une télévision, un moniteur d’ordinateur, un affichage à écran tactile, etc. Dans certains exemples, le dispositif d’entrée d’utilisateur 916 et le dispositif d’affichage 918 peuvent être un unique dispositif, tel qu’un affichage à écran tactile.
Dans certains exemples, le dispositif de calcul 112 inclut une interface de communication 920. L’interface de communication 920 peut représenter un ou plusieurs composants qui facilitent une connexion réseau ou autrement facilitent une
2016-IPM-100867-U1-FR 20 communication entre des dispositifs électroniques. Des exemples incluent, mais sans s’y limiter, des interfaces câblées telles que des interfaces Ethernet, USB, IEEE 1394, et/ou sans fil telles que des interfaces IEEE 802.11, Bluetooth, de communication en champ proche (CCP), des interfaces RFID, ou des interfaces radio pour un accès à des réseaux téléphoniques cellulaires (par ex., un émetteur-récepteur/une antenne pour un accès à un réseau AMRC, GSM, UMTS, ou un autre réseau de communication mobile).
Dans certains aspects, une corrélation de diagraphie de puits automatisée peut être réalisée en utilisant des descripteurs selon un ou plusieurs des exemples suivants :
Exemple 1 : Support lisible par ordinateur non transitoire pouvant inclure un code de programme pour une corrélation automatique de diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits. Le code de programme peut être exécutable par un dispositif de traitement. Le code de programme peut amener te dispositif de traitement à recevoir une pluralité de diagraphies de puits. Chaque diagraphie de puits de ia pluralité de diagraphies de puits peut indiquer des strates souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif. Le code de programme peut amener le dispositif de traitement à déterminer une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une première diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits. La combinaison de descripteurs peut être déterminée (i) en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, où un descripteur peut être un type d’informations à propos d’un point de données dans une diagraphie de puits ; (ü) en réalisant un alignement dynamique sur la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d’alignements entre la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits, où un alignement dynamique peut inclure une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner la diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et/ou (tii) en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer le fait que la combinaison de descripteurs aboutit au premier point de données étant corrélé au second point de données. Le code de programme peut amener le dispositif de traitement à corréler des points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant ia combinaison de descripteurs.
Exemple 2 : Support lisible par ordinateur non transitoire selon
2016-IPM-100867-U1-FR 21 l’exempte 1, pouvant inclure en outre un code de programme exécutable par te dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant une valeur pour un paramètre correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
Exemple 3 : Support lisible par ordinateur non transitoire selon l’un quelconque des exemples 1 et 2 pouvant inclure en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant une pondération respective pour chaque descripteur dans la combinaison de descripteurs.
Exempte 4 ; Support lisible par ordinateur non transitoire selon l’un quelconque des exemples 1 à 3 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de forme qui est indicatif d’une ou de plusieurs pentes dans des données avant ou après un point de données d’intérêt. Le support lisible par ordinateur non transitoire peut en outre inclure un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les une ou plusieurs pentes : (i) en déterminant le point de données d’intérêt dans la première dïagraphie de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en déterminant les une ou plusieurs pentes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque pente des une ou plusieurs pentes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en réalisant une régression linéaire sur des points de données respectifs dans te segment respectif.
Exemple 5 : Support lisible par ordinateur non transitoire selon l’un quelconque des exemples 1 à 4 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de moyenne qui est indicatif d’une ou de plusieurs moyennes de données avant ou après un point de données d’intérêt Le support lisible par ordinateur non transitoire peut en outre inclure un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener te dispositif de traitement à déterminer tes une ou plusieurs moyennes : (i) en déterminant te point de données d’intérêt dans la première diagraphïe de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en déterminant les une ou plusieurs moyennes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque moyenne des une ou plusieurs moyennes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en faisant une moyenne des points de données respectifs dans le segment respectif.
2016-IPM-100867-U1-FR 22
Exemple 6 : Support lisible par ordinateur non transitoire selon i’un quelconque des exemples 1 à 5 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur d’histogramme qui est représentatif de fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes. Le support lisible par ordinateur non transitoire peut en outre inclure un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes ; (i) en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ; (ii) en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ; (iii) en associant chaque point de données dans la pluralité de points de données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur la base d’une pente associée au point de données ; et/ou (iv) en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes.
Exemple 7 : Support lisible par ordinateur non transitoire selon l’un quelconque des exemples 1 à 6 pouvant en outre inclure un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs ; (i) en identifiant de multiples combinaisons de descripteurs qui aboutissent au premier point de données étant corrélé au second point de données dans une quantité qui se situe dans une plage de tolérance prédéterminée ; et/ou (îi) en sélectionnant la combinaison de descripteurs à partir des multiples combinaisons de descripteurs sur la base de la combinaison de descripteurs aboutissant à une corrélation plus proche entre le premier point de données et le second point de données qu’une autre combinaison de descripteurs dans les multiples combinaisons de descripteurs.
Exemple 8 ; Système pouvant être pour une corrélation automatique de diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits. Le système peut inclure un dispositif de traitement et un dispositif de mémoire sur lequel des instructions exécutables par le dispositif de traitement sont stockées. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à recevoir une pluralité de diagraphies de puits. Chaque diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits peut indiquer des strates souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif. Les instructions peuvent amener te dispositif
2016-IPM-100867-U1-FR 23 de traitement à déterminer une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une première dïagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde dïagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits. La combinaison de descripteurs peut être déterminée (i) en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, où un descripteur peut être un type d’informations à propos d’un point de données dans une dïagraphie de puits ; (ii) en réalisant un alignement dynamique sur la première dïagraphie de puits et la seconde dïagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d’alignements entre la première diagraphie de puits et ta seconde dïagraphie de puits, où un alignement dynamique peut inclure une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner la diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et/ou (iii) en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer le fait que la combinaison de descripteurs aboutit au premier point de données étant corrélé au second point de données. Les instructions peuvent amener le dispositif de traitement à corréler des points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison de descripteurs.
Exemple 9 ; Système selon l’exemple 8 pouvant contenir le dispositif de mémoire incluant en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant des valeurs pour au moins deux paramètres correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
Exemple 10 : Système selon l’un quelconque des exemples 8 et 9 pouvant contenir le dispositif de mémoire incluant en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant une pondération respective pour chaque descripteur dans la combinaison de descripteurs.
Exemple 11 : Système selon l’un quelconque des exemples 8 à 10 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de forme qui est indicatif d’une ou de plusieurs pentes dans des données avant ou après un point de données d’intérêt. Le dispositif de mémoire peut en outre inclure des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les une ou plusieurs pentes : (i) en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en
2016-IPM-100867-U1-FR 24 déterminant ies une ou plusieurs pentes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque pente des une ou plusieurs pentes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en réalisant une régression tinéaire sur des points de données respectifs dans le segment respectif.
Exemple 12 : Système selon l’un quelconque des exemptes 8 à 11 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de moyenne qui est indicatif d’une ou de plusieurs moyennes de données avant ou après un point de données d’intérêt. Le dispositif de mémoire peut en outre inclure des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les une ou plusieurs moyennes : (i) en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en déterminant les une ou plusieurs moyennes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque moyenne des une ou plusieurs moyennes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en faisant une moyenne des points de données respectifs dans le segment respectif.
Exemple 13 : Système selon i’un quelconque des exemples 8 à 12 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur d’histogramme qui est représentatif des fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes. Le dispositif de mémoire peut en outre inclure des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes : (i) en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ; (ii) en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ; (iii) en associant chaque point de données dans la pluralité de points de données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur la base d’une pente associée au point de données ; et/ou (iv) en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes.
Exemple 14 : Système selon t'un quelconque des exemples 8 à 13 pouvant contenir le dispositif de mémoire pouvant inclure en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à
2016-IPM-100867-U1-FR 25 déterminer la combinaison de descripteurs : (i) en identifiant de multiples combinaisons de descripteurs qui aboutissent au premier point de données étant corrélé au second point de données dans une quantité qui se situe dans une plage de tolérance prédéterminée ; et/ou (ii) en sélectionnant ia combinaison de descripteurs à partir des multiples combinaisons de descripteurs sur la base de la combinaison de descripteurs aboutissant à une corrélation plus proche entre le premier point de données et le second point de données qu’une autre combinaison de descripteurs dans les multiples combinaisons de descripteurs.
Exemple 15 ; Procédé pouvant être pour une corrélation automatique de diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits. Le procédé peut inclure une réception d’une pluralité de diagraphies de puits. Chaque diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits peut indiquer des strates souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif. Le procédé peut inclure une détermination d’une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une première diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits. La combinaison de descripteurs peut être déterminée (i) en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, où un descripteur peut être un type d’informations à propos d’un point de données dans une diagraphie de puits ; (ii) en réalisant un alignement dynamique sur ia première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d’alignements entre la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits, où un alignement dynamique peut inclure une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner la diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et/ou (iii) en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer ie fait que la combinaison de descripteurs aboutit au premier point de données étant corrélé au second point de données. Le procédé peut inclure une corrélation de points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison de descripteurs. Certaines ou l’ensemble des étapes peut être réalisé par un dispositif de traitement.
Exemple 16 ; Procédé selon l’exemple 15 pouvant en outre inclure une détermination de la combinaison de descripteurs en sélectionnant des valeurs pour au moins trois paramètres correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
2016-IPM-100867-U1-FR 26
Exemple 17 : Procédé selon l’un quelconque des exemples 15 et 16 pouvant en outre inclure une détermination de la combinaison de descripteurs en sélectionnant une pondération respective pour chaque descripteur dans la combinaison de descripteurs.
Exemple 18 : Procédé selon l’un quelconque des exemples 15 à 17 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de forme qui est indicatif d’une ou de plusieurs pentes dans des données avant ou après un point de données d’intérêt. Le procédé peut en outre inclure une détermination des une ou plusieurs pentes : (i) en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en déterminant les une ou plusieurs pentes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque pente des une ou plusieurs pentes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en réalisant une régression linéaire sur des points de données respectifs dans le segment respectif.
Exemple 19 : Procédé selon l’un quelconque des exemples 15 à 18 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur de moyenne qui est indicatif d’une ou de plusieurs moyennes de données avant ou après un point de données d’intérêt. Le procédé peut en outre inclure une détermination des une ou plusieurs moyennes : (i) en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ; (ii) en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et/ou (iii) en déterminant les une ou plusieurs moyennes sur la base des un ou plusieurs segments. Chaque moyenne des une ou plusieurs moyennes peut correspondre à un segment respectif des un ou plusieurs segments et peut être déterminée en faisant une moyenne des points de données respectifs dans le segment respectif.
Exemple 20 : Procédé selon l’un quelconque des exemples 15 à 19 pouvant contenir la combinaison de descripteurs y compris un descripteur d’histogramme qui est représentatif de fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes. Le procédé peut inclure une détermination des fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes : (i) en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ; (ii) en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de
2016-IPM-100867-U1-FR 27 pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ; (iii) en associant chaque point de données dans la pluralité de points de données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur la base d’une pente associée au point de données ; et/ou (ïv) en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes.
La description précédente de certains exemples, incluant des exemples illustrés, a été présentée uniquement à des fins d’illustration et de description et n’est pas destinée à être exhaustive ou à limiter la divulgation aux formes précises divulguées. De nombreuses modifications, adaptations et utilisations de ceux-ci seront apparentes à l’homme du métier sans s’écarter de la portée de la divulgation.
2016-IPM-100867-U1-FR

Claims (15)

  1. Revendications
    1. Support lisible par ordinateur non transitoire comprenant un code de programme pour corréler automatiquement des diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits, le code de programme étant exécutable par un dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :
    recevoir une pluralité de diagraphies de puits, chaque diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits indiquant des strates souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif ;
    déterminer une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une première diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits ;
    en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, un descripteur étant un type d’information à propos d’un point de données dans une diagraphie de puits ;
    en réalisant un alignement dynamique sur la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d’alignements entre la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits, dans lequel un alignement dynamique inclut une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner ia diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer le fait que la combinaison de descripteurs aboutit au premier point de données étant corrélé au second point de données ; et corréler des points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison de descripteurs.
  2. 2. Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 1, comprenant en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant une valeur pour un paramètre correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
    2016-IPM-100867-U1-FR 29
  3. 3. Support lisible par ordinateur non transitoire selon ia revendication 2, comprenant en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant une pondération respective pour chaque descripteur dans la combinaison de descripteurs.
  4. 4. Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 3, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur de forme qui est indicatif d’une ou de plusieurs pentes dans des données avant ou après un point de données d’intérêt, et comprenant en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les une ou plusieurs pentes ;
    en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ;
    en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et en déterminant les une ou plusieurs pentes sur la base des un ou plusieurs segments, chaque pente des une ou plusieurs pentes correspondant à un segment respectif des un ou plusieurs segments et étant déterminée en réalisant une régression linéaire sur des points de données respectifs dans le segment respectif.
  5. 5. Support lisible par ordinateur non transitoire selon ia revendication 3, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur de moyenne qui est indicatif d'une ou de plusieurs moyennes de données avant ou après le point de données d’intérêt, et comprenant en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à :
    déterminer tes une ou plusieurs moyennes sur la base des un ou plusieurs segments, chaque moyenne des une ou plusieurs moyennes correspondant à un segment respectif des un ou plusieurs segments et étant déterminée en faisant une moyenne de points de données respectifs dans ie segment respectif,
  6. 6. Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 3, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur d’histogramme qui est représentatif de fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes, et comprenant en outre
    2016-IPM-100867-U1-FR 30 un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes :
    en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ;
    en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ;
    en associant chaque point de données dans la pluralité de points de données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur ta base d’une pente associée au point de données ; et en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes,
  7. 7. Support lisible par ordinateur non transitoire selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, comprenant en outre un code de programme exécutable par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs :
    en identifiant de multiples combinaisons de descripteurs qui aboutissent au premier point de données étant corrélé au second point de données dans une quantité qui se situe dans une plage de tolérance prédéterminée ; et en sélectionnant la combinaison de descripteurs parmi des multiples combinaisons de descripteurs sur la base de la combinaison de descripteurs aboutissant à une corrélation plus proche entre le premier point de données et le second point de données qu’une autre combinaison de descripteurs dans les multiples combinaisons de descripteurs.
  8. 8. Système pour une corrélation automatique de diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits, ie système comprenant ;
    un dispositif de traitement ; et un dispositif de mémoire sur lequel des instructions exécutables par le dispositif de traitement sont stockées pour amener le dispositif de traitement à :
    recevoir une pluralité de diagraphies de puits, chaque diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits indiquant des strates
    2016-IPM-100867-U1-FR 31 souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif ;
    déterminer une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une première diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits :
    en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, un descripteur étant un type d’information à propos d’un point de données dans une diagraphie de puits ;
    en réalisant un alignement dynamique sur la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d’alignements entre la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits, dans lequel un alignement dynamique inclut une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner la diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer le fait que la combinaison de descripteurs aboutît au premier point de données étant corrélé au second point de données ; et corréler des points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison de descripteurs.
  9. 9. Système selon la revendication 8, dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer la combinaison de descripteurs en sélectionnant des valeurs pour au moins deux paramètres correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
  10. 10. Système selon les revendications 8 et 9, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur de moyenne qui est indicatif d’une ou de plusieurs moyennes de données avant ou après un point de données d’intérêt, et dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les une ou plusieurs moyennes :
    en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ;
    2016-IPM-100867-U1-FR 32 en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et déterminer tes une ou plusieurs moyennes sur la base des un ou plusieurs segments, chaque moyenne des une ou plusieurs moyennes correspondant à un segment respectif des un ou plusieurs segments et étant déterminée en faisant une moyenne de points de données respectifs dans le segment respectif.
  11. 11. Système selon l’une quelconque des revendications 8 et 9, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur d’histogramme qui est représentatif de fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes, et dans lequel le dispositif de mémoire comprend en outre des instructions exécutables par le dispositif de traitement pour amener le dispositif de traitement à déterminer les fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes :
    en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ;
    en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ;
    en associant chaque point de données dans la pluralité de points de données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur la base d’une pente associée au point de données ; et en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes.
  12. 12. Procédé pour une corrélation automatique de diagraphies de puits pour identifier des spécificités d’une strate représentée dans les diagraphies de puits, le procédé comprenant :
    une réception, par un dispositif de traitement, d’une pluralité de diagraphies de puits, chaque diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits indiquant des strates souterraines pénétrées à diverses profondeurs par un puits de forage respectif ;
    une détermination, par un dispositif de traitement, d’une combinaison de descripteurs utilisée pour corréler un premier point de données dans une
    2016-IPM-100867-U1-FR 33 première diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits à un second point de données dans une seconde diagraphie de puits de la pluralité de diagraphies de puits en :
    en sélectionnant différentes combinaisons de descripteurs à partir d’une pluralité de descripteurs, un descripteur étant un type d’information à propos d’un point de données dans une diagraphie de puits ;
    en réalisant un alignement dynamique sur la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits en utilisant les différentes combinaisons de descripteurs pour générer une pluralité d'alignements entre la première diagraphie de puits et la seconde diagraphie de puits, dans lequel un alignement dynamique inclut une manipulation d’une forme d’une diagraphie de puits pour aligner la diagraphie de puits avec une autre diagraphie de puits ; et en analysant la pluralité d’alignements pour déterminer le fait que la combinaison de descripteurs aboutit au premier point de données étant corrélé au second point de données ; et en corrélant, par le dispositif de traitement, des points de données entre d’autres diagraphies de puits dans la pluralité de diagraphies de puits en réalisant un alignement dynamique en utilisant la combinaison de descripteurs.
  13. 13. Procédé selon la revendication 12, comprenant en outre une détermination de la combinaison de descripteurs en sélectionnant des valeurs pour au moins trois paramètres correspondant à au moins un descripteur dans la combinaison de descripteurs.
  14. 14. Procédé selon l’une quelconque des revendications 12 et 13, dans lequel ia combinaison de descripteurs comprend un descripteur de forme qui est indicatif d’une ou de plusieurs pentes dans des données avant ou après un point de données d’intérêt, et comprenant en outre une détermination des une ou plusieurs pentes :
    en déterminant le point de données d’intérêt dans la première diagraphie de puits ;
    en divisant des points de données avant ou après le point de données d’intérêt en un ou plusieurs segments ; et en déterminant les une ou plusieurs pentes sur la base des un ou plusieurs segments, chaque pente des une ou plusieurs pentes correspondant à un segment respectif des un ou plusieurs segments et étant déterminée en réalisant une
    2016-IPM-100867-U1-FR 34 régression linéaire sur des points de données respectifs dans le segment respectif.
  15. 15. Procédé selon l’une quelconque des revendications 12 et 13, dans lequel la combinaison de descripteurs comprend un descripteur d’histogramme qui est
    5 représentatif de fréquences dans lesquelles des pentes d’une pluralité de points de données se situent dans une pluralité de plages de pentes, et comprenant en outre une détermination des fréquences dans lesquelles les pentes de la pluralité de points de données se situent dans la pluralité de plages de pentes :
    en déterminant une pluralité de pentes correspondant à la pluralité de
    10 points de données, chaque pente dans la pluralité de pentes correspondant à un point de données respectif dans la pluralité de points de données ;
    en déterminant la pluralité de plages de pentes, chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes couvrant un nombre prédéterminé de degrés ;
    en associant chaque point de données dans la pluralité de points de
    15 données à une plage de pentes respective de la pluralité de plages de pentes sur la base d’une pente associée au point de données ; et en déterminant un nombre de points de données associé à chaque plage de pentes de la pluralité de plages de pentes.
    2016-IPM-100867-U1-FR
    1/9
    1Ü2’J *02*'
FR1850981A 2017-03-31 2018-02-06 Correlation de diagraphie de puits automatisee en utilisant des descripteurs Withdrawn FR3064755A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2017/025405 WO2018182691A1 (fr) 2017-03-31 2017-03-31 Corrélation automatisée de diagraphies de puits au moyen de descripteurs
IBWOUS2017025405 2017-03-31

Publications (1)

Publication Number Publication Date
FR3064755A1 true FR3064755A1 (fr) 2018-10-05

Family

ID=63594120

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR1850981A Withdrawn FR3064755A1 (fr) 2017-03-31 2018-02-06 Correlation de diagraphie de puits automatisee en utilisant des descripteurs

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11220898B2 (fr)
FR (1) FR3064755A1 (fr)
GB (1) GB2573708B (fr)
NO (1) NO20191018A1 (fr)
WO (1) WO2018182691A1 (fr)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11555398B2 (en) * 2018-04-12 2023-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Determining pressure measurement locations, fluid type, location of fluid contacts, and sampling locations in one or more reservoir compartments of a geological formation
US11649722B2 (en) * 2019-05-30 2023-05-16 Magnetic Variation Services, Llc Automated filtering and normalization of logging data for improved drilling performance
WO2021007271A1 (fr) * 2019-07-09 2021-01-14 Schlumberger Technology Corporation Différenciation et fusion visuelles de données de pétrole/gaz au moyen d'une interface utilisateur de concordance
NO20220100A1 (en) * 2019-08-26 2022-01-21 Landmark Graphics Corp Dynamic time warping of signals plus user picks
US11454111B2 (en) * 2020-01-30 2022-09-27 Landmark Graphics Corporation Determination of representative elemental length based on subsurface formation data
US11391856B2 (en) * 2020-07-08 2022-07-19 Saudi Arabian Oil Company Stochastic dynamic time warping for automated stratigraphic correlation
WO2022216311A1 (fr) 2021-04-08 2022-10-13 Sas Institute Inc. Techniques d'apprentissage machine pour identifier automatiquement des sommets de couches géologiques dans des formations souterraines
US11531138B2 (en) * 2021-04-22 2022-12-20 Schlumberger Technology Corporation Processes and systems for correlating well logging data
US11988795B2 (en) 2021-08-31 2024-05-21 Saudi Arabian Oil Company Automated well log data quicklook analysis and interpretation

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7280932B2 (en) 2004-09-07 2007-10-09 Landmark Graphics Corporation Method, systems, and computer readable media for optimizing the correlation of well log data using dynamic programming
WO2009064732A1 (fr) 2007-11-12 2009-05-22 Schlumberger Canada Limited Calcul de la profondeur d'un puits de forage
US7873476B2 (en) * 2008-07-02 2011-01-18 Chevron U.S.A. Inc. Well log correlation
US20140081613A1 (en) 2011-11-01 2014-03-20 Austin Geomodeling, Inc. Method, system and computer readable medium for scenario mangement of dynamic, three-dimensional geological interpretation and modeling
US9377547B2 (en) 2012-10-05 2016-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Analyzing fracture stratigraphy
CN104813193B (zh) 2012-12-19 2018-02-06 哈里伯顿能源服务公司 利用补偿井信息的先行电阻率的系统和方法
US10459098B2 (en) * 2013-04-17 2019-10-29 Drilling Info, Inc. System and method for automatically correlating geologic tops
US20150088424A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Schlumberger Technology Corporation Identifying geological formation depth structure using well log data
CN104598705B (zh) * 2013-10-31 2018-05-22 国际商业机器公司 用于识别地下物质层的方法和装置
US11106185B2 (en) 2014-06-25 2021-08-31 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling to provide formation mechanical analysis
WO2016011384A1 (fr) 2014-07-18 2016-01-21 Chevron U.S.A. Inc. Système et procédé de détermination de position stratigraphique et étendue de superficie de carbone organique total à l'aide d'une approche stratigraphique intégrée
MY185636A (en) * 2015-05-13 2021-05-27 Conocophillips Co Time corrections for drilling data
WO2017135972A1 (fr) * 2016-02-05 2017-08-10 Hitachi, Ltd. Système et procédé d'analyse des données de diagraphie de sondage

Also Published As

Publication number Publication date
GB2573708A (en) 2019-11-13
NO20191018A1 (en) 2019-08-23
US20190383133A1 (en) 2019-12-19
GB201911265D0 (en) 2019-09-18
GB2573708B (en) 2021-10-20
US11220898B2 (en) 2022-01-11
WO2018182691A1 (fr) 2018-10-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR3064755A1 (fr) Correlation de diagraphie de puits automatisee en utilisant des descripteurs
US11704748B2 (en) System and method for automatically correlating geologic tops
EP2987003B1 (fr) Système et procédé pour la corrélation automatique de toits de formations
FR3063765A1 (fr) Correlation des surfaces de strates a travers des journaux de puits
EP2761329B1 (fr) Procede de validation d'image d'entrainement pour la modelisation geostatistique multipoint du sous-sol
EP2963235B1 (fr) Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer
FR3034222A1 (fr)
EP2628893A1 (fr) Procédé d'exploitation d'un gisement à partir d'une technique de sélection des positions de puits à former
WO2018020181A1 (fr) Procede de determination temporelle d'un volume d'eau prelevable maximum admissible d'une source d'eau souterraine
FR3036820A1 (fr) Modelisation de la saturation et permeabilite de reservoir de champ petrolifere
EP3146367B1 (fr) Procédé de détermination d'une carte de hauteur d'hydrocarbure liquide dans un réservoir
FR3038408A1 (fr)
FR3038338A1 (fr) Correction des effets de deviation et de dispersion sur des mesures de diagraphie acoustique de puits devies dans des formations stratifiees
EP3224653B1 (fr) Méthode et dispositif de traitement de données de puits
FR3029664A1 (fr) Definition de petrofacies non-lineaires pour un modele de simulation de reservoir
FR3037682A1 (fr)
FR3057979A1 (fr) Correction de biais dans les donnees d'evenements microsismiques
FR3049735A1 (fr) Visualisation d'attributs de multiples surfaces de faille en temps reel
FR3041124A1 (fr)
FR3087274A1 (fr) Étalonnage d’images sismiques répétitives pour des opérations de production
FR3110729A1 (fr) Procédé de détermination de la simulation minimale, procédé de simulation et dispositif associés
FR3074339A1 (fr) Systeme d'analyse et d'affichage geologique source-puits
FR3074340A1 (fr) Analyse de la provenance de sediments geologiques et systeme d'affichage
FR3037992A1 (fr)
FR3048802A1 (fr) Actualisation de modeles de sequences geologiques complexes

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 2

PLSC Publication of the preliminary search report

Effective date: 20200814

ST Notification of lapse

Effective date: 20201006