MX2010006060A - Estimacion de parametros elasticos sub-superficiales. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para estimar los parámetros elásticos sub-superficiales. Uno o más vectores de lentitud pueden determinarse en base a un perfil sísmico vertical de un área sub-superflcial. Un modelo que contiene parámetros de anisotropía y un estimado de desviación de pozo puede generarse en base a los datos recolectados. Los vectores de lentitud pueden corregirse para el estimado de desviación de pozo basado en el modelo. Uno o más vectores de lentitud moldeado puede calcularse usando los vectores de lentitud corregidos y los parámetros de anisotropía en el modelo.

Description

ESTIMACIÓN DE PARÁMETROS ELÁSTICOS SUB -SUPERFICIALES Campo de la Invención Las implementaciones de las varias técnicas descritas i aquí se refieren generalmente a técnicas para procesar djatos sísmicos, y más particularmente, a las técnicas para estimar los parámetros elásticos.

Antecedentes de la Invención Las descripciones y los ejemplos siguientes | no constituyen una admisión como técnica anterior en virtud d;e su inclusión dentro de esta sección. j i i Cuando un material se dice que es anisotrópíco significa que sus características varían con la dirección en la cual se mide. Por ejemplo, las velocidades de las ondas de comprensión en una roca sedimentaria son típicamente menores cuando son medidas en la dirección vertical en comparación con juna j medida similar tomada en una dirección horizontal. j Típicamente, las formaciones a n i sot ró p icas resultan de las capas finas, que tienden a ser horizontales, dando ¡ por resultado un llamado compuesto isotrópico transversal vertical (VTI). Es también posible que estas capas contengan fracturas i alineadas, casi verticales, dando por resultado una foca compuesta que pueda poseer simetría ortorrómbica .

Las medidas sísmicas, tales como los estudios ! de I reflexión sísmica, son sensibles a las características elásticas de la roca, y así, a la anisotropía elástica. El no considerar la anisotropía elástica puede conducir a imágenes sísmicas pobres que pueden ser enfocadas mal. Las imágenes sísmicas pobres pueden también representar las inexactitudes en profundidad que pueden conducir a faltas costosas e'n el desarrollo del campo de los hidrocarburos. Por estas razones, las mediciones de la anisotropía sísmica es de gran valor en la industria sísmica. i La anisotropía sísmica se puede estimarse usando' estudios de perfil sísmico vertical (VSP) apropiadamente diseñados. Si se van determinar las estimaciones de la anisotropía en un intervalo intersecado por una perforación de pozo, después la colocación de un arreglo receptor sobre este rango de profundidad puede permitir la extracción de los parámetros elásticos de la anisotropía usando varios métodos diversos. ! í Un arreglo VSP particularmente ventajoso es el ;VSP desplazable (walkaway VSP). En esta configuración la fuente se mueve progresivamente a otras posiciones a lo largo de la superficie, mientras que los receptores permanecen en una localización fija. El VPS desplazable puede proporcionar 2 (2.a) imagen dimensional de la superficie inferior que puede estar de una resolución más alta que los datos sísmicos i superficiales. Además, el VPS desplazable puede proporcionar una cobertura más continua que otros tipos de VSP, tales como una compensación VSP. Los receptores típicamente tienen 3 componentes y son sensibles al movimiento a lo largo de tres i direcciones ortogonales. | En un estudio VSP tridimensional (3D), las fuentes sísmicas se despliegan sobre área que forma un patrón de la rejilla o del espiral. Tales estudios se pueden utilizar jpara mejorar las imágenes sísmicas 3D en las áreas donde los datos sísmicos superficiales no proporcionan una adecuada imagen. La insuficiencia de la imagen puede ser debido á los I efectos próximos a la superficie, o a las obstrucciones supe rf i cíales.

Típicamente, un campo de ondas de 3 componentes se puede descomponer en componentes de polarización y de lentitud que se pueden resolver a lo largo de la perforación del pozo. Los componentes de polarización y de lentitud se pueden entonces invertir para dar estimaciones de la elasticidad . Estas características del campo de ondas de los componentes de polarización y de lentitud también proporcionan una ventaja en que son dependientes solamente de la elasticidad lodal a través del arreglo receptor. Como tal, los estudios sobre VSP se pueden utilizar en las formaciones con la complejidad de sobrecarga arbitraria. j En caso de que la geología se pueda considerar que es estratificada plana, puede ser posible construir datos de la curva de lentitud a partir de las medidas de llegada de las ondas P usando un VPS desplazable. j En caso de que los datos VSP 3D estén disponibles,1 una superficie de lentitud puede ser construida. Tales datos 3D pueden permitir la inversión de formas más complicadajs de anisotropía que describen los efectos de la propagación! que cambian con el ángulo del acimut así como los cambios| con respecto al ángulo de inclinación.

Breve Descripción de la Invención Se describen aquí las implementaciones de varias tecnologías para estimar parámetros elásticos subsuperficies. Uno o más vectores de lentitud pueden ser resueltos de acuerdo con un perfil sísmico vertical de un ;área i subsuperficial. Los vectores de lentitud pueden incluir una primera lentitud horizontal, una segunda lentitud horizontal y una lentitud vertical aparente.

Un modelo que contiene parámetros de anisotropía y una estimación de la desviación del pozo puede generarse basado en datos del examen. Los vectores de lentitud se pueden corregir para la estimación de la desviación del pozo basada i en el modelo. Los vectores de lentitud pueden ser corregidos recuperando una lentitud vertical verdadera de lentitud vertical aparente y de la estimación de la desviación del pozo. Uno o i más vectores de lentitud modelados se pueden calcular usando los vectores de lentitud corregidos y los parámetros de anisotropía en el modelo.

En otra ¡mplementación, los vectores de lentitud modelados pueden ser comparados con los vectores de lenjtitud corregidos. Las magnitudes de los vectores de lentitud corregida y las magnitudes de los vectores de lentitud modelados se pueden comparar usando una mJtrica conveniente. Se puede determinar si el modelo es el representante del área subsuperficial , en base a Jesta comparación. Si el modelo es representante de la anisotropía elástica, el modelo se puede utilizar para mejorar una n sísmica.

En otra implementación , los vectores de lentitud I modelados pueden ser calculados con la ecuación de Kelvin- I Christoffel. La ecuación de Kelvin-Christoffel puede utilizar direcciones de la fase de los vectores de lentitud corregidos, y las constantes elásticas Las constantes elásticas se pueden calcular usando los parámetros de anisotropía en el modele». Breve Descripción de las Figuras ¡ Las implementaciones de varias tecnologías de aqují en adelante serán descritas con referencia a los dibujos anexos. Debe ser entendido, sin embargo, que los dib ilustran solamente las diferentes implementacion aquí y no se pretende que limiten el alcance d tecnologías descritas aquí.

La figura 1 ilustra un sistema de estudio para un perfil sísmico vertical (VSP) de acuerdo con las implementaciones descritas aquí.

La figura 2 ilustra un diagrama de flujo de un método para estimar los parámetros elásticos de una superficie inferior de acuerdo con las implementaciones descritas aquí.

La figura 3 ¡lustra un diagrama de flujo de un paso ¡para modelar vectores de lentitud de acuerdo con ¡ las í implementaciones descritas aquí.

La figura 4 ¡lustra un sistema de cálculo, con el cual las implementaciones las varias tecnologías descritas aquí pueden ser implementadas.

Descripción Detallada de la Invención La discusión que sigue se dirige a ciertas implementaciones específicas. Debe entenderse que la discusión que sigue solamente tiene el fin de permitir a| una persona con habilidad ordinaria en la técnica hacer y utilizar cualquier tema definido ahora o más adelante en las reivindicaciones de patente" encontradas en cualquier patente publicada.

El párrafo siguiente proporciona un breve resumen de las varias técnicas descritas aquí. Un método para estimar los parámetros elásticos se describe generalmente. Un modelo que contiene los parámetros que describen la anisotropía elástica se puede generar basada en datos a priori sobre una región subsuperficial. Además, el modelo puede incluir una estimación de la desviación del pozo. Los tríos múltiples de lentitud pueden ser resueltos de un perfil sísmico vertical (VSP) de la región subsuperficial. Los tríos de lentitud se pueden corregir para la desviación estimada del pozo en el modelo.

Los vectores de lentitud modelados se pueden calcular basándose en los vectores de lentitud corregidos y los parámetros de la anisotropía contenidos en el modelo!. La ¡ conveniencia del modelo puede ser determinada comparando las magnitudes de los vectores de lentitud corregidos cor) las magnitudes de los vectores de lentitud modelados. El proceso se puede repetir con los modelos nuevamente generados si los criterios especificados de convergencia no se cumplen. Una o más implementaciones de esas técnicas ahora serán descjritas más detalladamente en referencia a las figuras 1-4 enj los i párrafos siguientes. La figura 1 ilustra un sistema de estjudio 100 para un perfil sísmico vertical (VSP) desplazable de acuerdo con las implementaciones descritas aquí. Enj un ambiente marino, un taladro 110 puede tener fuentes sísmicas múltiples tales como pistolas de aire 102. El taladro 110 se puede colocar sobre una perforación de pozo submarino ¡130. Como se muestra, el sistema de estudio 100 puede ¡n'cluir sensores sísmicos múltiples 120, dispuestos en diversas profundidades dentro de la perforación de pozo 130.

Los pistolas de aire 102 pueden generar las ondas elásticas (no mostradas), una porción de las cuales ¡ son reflejadas parcialmente por el lecho del mar 170, y una porción de las cuales propagan en una subsuperficie 150. Las ondas elásticas pueden viajar a uno o más de los sensores sísmicos 120. Los sensores 120 pueden detectar las ondas elástic'as y generar el representante de las señales eléctricas (no mostradas) de las ondas elásticas recibidas. Además, ¡ los sensores 120 pueden transmitir las señales eléctricas, designadas rastros sísmicos, al taladro 110 donde| se registran.

Las señales eléctricas se pueden introducir con la I información con respecto a la subsuperficie 150. Las señales eléctricas se pueden transmitir a un centro de datos, donde las señales eléctricas se pueden capturar como registro de los datos de VSP. En una implementación, las señales eléctricas i se pueden transmitir de forma inalámbrica.

El término general, se pretende incluya los tipos de VSP, tales como VPS desplazable y datos VSP 3D, Una vez que está capturado, el registro de los datojs de VSP se puede procesar de acuerdo con varias implementaciones descritas aquí. En una implementación, puede ser generado un modelo que contenga los parámetros de anisotropía que pueden ser representantes de la subsuper|ficie 150. En otra implementación, las imágenes sísmicas de la región subsuperficial 150 se pueden mejorar usandoj los parámetros estimados de la anisotropia en el modelo.

En algunos panoramas, la perforación de pozo 130 puede desviarse de la vertical. En otras palabras, la perforación de pozo 30 pueden no ser perpendicular al fondo del mar 170. Las perforaciones de pozos pueden desviarse de la vertical debido a inmersiones en las subsuperficies 150.

Las perforaciones de pozos se pueden también desviar deliberadamente. Las razones de la desviación deliberada pueden incluir la exposición cada vez mayor a las zonas que producen hidrocarburos, a la intersección de un número más grande de fracturas, para seguir una estructura complej'a, o similares. En algunos panoramas, la perforación de pozo 130 puede incluso ser horizontal. El ángulo al cual la perforación de pozo 130 diverge de la vertical se llama desviación.

La desviación puede distorsionar los datos de VSP, que son generados por los sensores 120. En tal caso, el mojdelo producido en el procesamiento de datos puede incluir ; una estimación de la desviación. La estimación de la desviaciójn se puede utilizar en el procesamiento de datos para atenuar la distorsión. i Debe ser observado que el ambiente marino es simplemente un ejemplo del ambiente para realizar el VSP. El VSP se puede también realizar en otro ambiente, tales i^omo tierra, deltas, y pantanos.

La figura 2 ilustra un diagrama de flujo de un método: 200 para estimar los parámetros elásticos de una superficie inferior de acuerdo con las implementaciones descritas aquí. El método 200 se puede realizar en los datos de VSP, en un centro de datos, como se describe anteriormente. El centro de datos se describe a mayor detalle referente a la figura 4. Debe i ser entendido que mientras que el diagrama de flujo indica una orden particular de la ejecución, en algunas implementaciones, ciertos pasos del método 200 se pueden implementar en una diversa orden. ¡ i En el paso 210, los vectores múltiples de lentitud pueden ser resueltos de datos de VSP. Aquí, los vectores de lenjtitud también son llamados tríos de lentitud. El trío de lentitud puede ser un vector que describe las variaciones direccionales de la velocidad de una onda - dos horizontales (H-, y H2) y una vertical S. Por claridad, los vectores de lentitud se refieren como sigue: (H i H2 S) VECTOR DE LENTITUD En el paso 220, un modelo que describe los parámetros de la anisotropía puede ser generado a partir de los datos a priori. Los datos de los exámenes sísmicos anteriores de la subsuperficie 150 se pueden utilizar para estimar un modelo de las subsuperficies 150. Los datos a priori pueden incluir estimaciones de la anisotropía de la migración de! 'a profundidad pre-apilados o los resultados del análisis! de desplazamiento pre-apilados de mayor grado. El modelo puede describir la anisotropía en términos de constantes o parámetros elásticos de la anisotropía que describan las subsuperficies 150. Además de la descripción de la anisotropía, el modelo puede también incluir una desviación estimada de la perforación de pozo.

Las constantes elásticas pueden ser el cociente de la tensión al esfuerzo cuando la región subsuperficial 150 es deformada. Debido a que las velocidades dependen de^ las constantes elásticas y de la densidad solamente con el cociente de las constantes elásticas a las densidades] las I constantes elásticas pueden ser normalizadas para la densidad. Es decir las constantes elásticas se pueden dividir por un valor de densidad al generar el modelo.

Las relaciones entre las constantes elásticas pueden tener una simetría prescrita tal como, monoclínica, ortorrómbica , o transversalmente isotrópica. Además, ) las constantes elásticas se pueden restringir por ecuacionesj que deben satisfacer los parámetros de anisotropía Los parámetros de anisotropía en el modelo pueden ser los parámetros de los cuales pueden ser calculadas las Í constantes elásticas. Por ejemplo, en un panorama donde la simetría prescrita es transversalmente isotrópica, los parámetros de la anisotropía pueden incluir las velocidades de i la onda P de fondo y la onda de desgarre del fondo y los parámetros de Thomsen. Hay dos parámetros de anisotropia de Thomsen. Uno de estos parámetros de anisotropia de Thomsen describen la diferencia entre las velocidades horizontales y verticales, mientras que la diferencia entre los dos parámetros de anisotropia de Thomsen es una indicación de que¡ las variaciones de la velocidad no son elípticas.

Los parámetros de la anisotropia pueden también incluir los parámetros que representan el debilitamiento del área subsuperficial debido a las fracturas y a la representación de í los ángulos orientación de la anisotropia. j En el paso 230, los vectores de lentitud se pueden corregir para la desviación del pozo basada en el modeló. La desviación del pozo puede distorsionar los datos de lentitud. Consecuentemente, la lentitud medida, S, puede solamente ser una lentitud vertical aparente. La lentitud vertical verdadera, Se, se puede recuperar de la lentitud vertical aparente, S, usando la desviación estimada de la perforación de pozo descrita en el modelo. Porque solamente la lentitud verticail, S, del vector de lentitud, (Hi H2 S), se puede cambiar en la corrección, los vectores de lentitud corregidos se pueden representar como: ( H -i H2 Sc) i VECTOR CORREGIDO DE LENTITUD j i En el paso 240, los vectores de lentitud modelados se pueden calcular usando vectores de lentitud corregidos y; los parámetros de la anisotropía en el modelo. Similar J los vectores de lentitud corregidos, los vectores de lenjtitud modelados pueden representar variaciones direccionales †e la velocidad. Sin embargo, los vectores de lentitud modelados pueden representar las velocidades basadas en los parámetros de la anisotropía en el modelo. El paso 240 es descrito más detalladamente en los párrafos abajo con referencia a la figura 3. Por claridad, los vectores de lentitud modelados se expresan como sigue como sigue: j (HM-| HM2 S|vi) VECTOR DE LENTITUD MODELADO En el paso 250, los vectores de lentitud modeladojs se pueden comparar con vectores de lentitud corregidos. i Semejanzas entre los vectores de lentitud modelados y los vectores de lentitud corregidos pueden indicar el grado al cual los parámetros de anisotropía en el modelo son representantes de las subsuperficies 150.

En una implementación , las magnitudes de los vectores de lentitud modelados pueden compárese a las magnitudejs de los vectores de lentitud corregidos. En tal implementación!, las magnitudes de los vectores de lentitud modelados, y corregido los vectores de lentitud pueden ser calculados. La diferencia entre las magnitudes de los vectores de lentitud modeladas y los vectores de lentitud corregidos pueden ser calculados En el paso 260, se hace una determinación de sí los criterios de convergencia que indican que se han cumplido los parámetros de la anisotropía en el modelo son representante de la subsuperficie 150. En una implementación, la diferencia en magnitudes se puede utilizar como criterio de convergencia para determinar si los parámetros de anisotropía en el modelo son representante de las subsuperficies 150.

En tal implementación, una función objetiva apropiada se puede utilizar para hacer esta determinación. La función objetiva apropiada puede depender del tipo de ruido en los datos del VSP. Por ejemplo, si el ruido en los datos de jVSP sigue una distribución gaussiana, una función de mínimos cuadrados puede ser utilizada.

En otra implementación, tos criterios de convergencia pueden incluir un umbral específica para la diferencia en magnitudes. Si la diferencia en las magnitudes, ajustadas] cae debajo del umbral especificado, los parámetros de la i anisotropía en el modelo pueden considerarse el representante de la subsuperficie 150.

Si el ruido en los datos de VSP sigue una distribución Laplaciana (más fraccionamiento que en la distribución gaussiana), una menos función valor absoluto se puede utilizar para determine si el modelo es representante de las subsuperficies 150. En tal caso, si el valor absoluto de la diferencia entre los valores de las magnitudes bajas debajo de este umbral, los parámetros de la anisotropía en el modelo se ; puede determinar que son representantes de las subsuperfjicies 150.

En otra implementación adicionales, los criterios de convergencia pueden incluir un número especificado) de modelos que se generan antes de que el modelo se pueda determinar como representante de las subsuperficies 150. i Si los criterios de convergencia no se cumplen, el jflujo puede volver al paso 220 donde un modelo nuevo puede ser generado. En una implementación, el modelo nuevo puede ser generado como un salto al azar del modelo previamente generado. En otra implementación, el modelo nuevo se puede generar usando las diferencias entre vectores de lentitud modelados y los datos de VSP.

Una vez que se cumplen los criterios de convergencia, el método fluye al paso 270, donde el modelo se puede utilizar en cualquier número de utilidades. En una implementación, en el paso 270, una imagen sísmica se puede mejorar usando los parámetros de la anisotropía en el modelo.

En caso de que la anisotropía sea causada por fracturas alineadas es posible utilizar la información derivada dé los parámetros de modelo para estimar la orientación de la fractura. Tal información es útil para planear la perforación del pozo, por ejemplo, para perforar el pozo adentro la tal dirección para intersectar tantas fracturas como sea posible.

La figura 3 ilustra un diagrama de flujo de un método 300 para calcular vectores de lentitud modelados de acuerdo' con las implementaciones descritas aquí. Debe ser entendido que mientras que el diagrama de flujo indica una orden particular de la ejecución, en algunas implementaciones, ciertas operaciones del método 300 se puede ¡mplementar en un diferente orden.

En el paso 310, las direcciones de la fase de los vectores t de lentitud corregidos pueden ser calculadas. Las direcciones de la fase pueden representar vectores de unidad de los vectores de lentitud corregidos. Por consiguiente, j las I magnitudes de los vectores de lentitud corregidos pueden ser calculados. Las direcciones de la fase pueden entonces ser calculadas dividiendo los vectores de lentitud corregidos! por ! sus magnitudes respectivas. Como tal, las direcciones de la fase pueden represéntese como: DIR El paso siguiente puede ser realizado si el modelo contiene parámetros de anisotropía en vez de las constajntes elásticas. De otra forma, el flujo puede continuar al paso 330.

En el paso 320, las constantes elásticas se pueden calcular de la parámetros de anisotropía en el modelo. Según lo indicado previamente, el modelo puede contener parámetros de anisotropía de los cuales las constantes elásticas pueden ser calculadas, por ejemplo, las velocidades de la onda ¡P de fondo y la onda de desgarre del fondo. j En el paso 330, la ecuación de Kelvin-Christoffel puede ser aplicada, usando las constantes elásticas y las direccijones de la fase. La ecuación de Kelvin-Christoffel se puede utilizar para calcular los vectores de lentitud modelados.

La figura 4 ilustra un sistema de cálculo 400, en el cual las implementaciones las varias tecnologías descritas aquí pueden ser implementadas. El sistema de cálculo 400 puede incluir una o más computadoras de sistema 430, que se pueden implementar como cualquier computadora personal o servidor convencional. Sin embargo, los expertos en la materia i i apreciarán que las implementaciones de las varias tecnologías i descritas aquí pueden ser practicadas en otras configuraciones del sistema informático, incluyendo los servidores del protocolo de transferencia de hipertexto (HTTP), los dispositivos de mano, sistemas de multiprocesador, productos electrónicos de consumo programables o a base I de mciroprocesador, PC de la red, miniordenadores, computadoras de unidad central, y similares. ! La computadora de sistema 430 puede estar er la comunicación con dispositivos de almacenamiento de discos 429, 431 , 432, y 433, que pueden ser los dispositivos de almacenamiento externos del disco duro. Se contempla que los ¡ dispositivos de almacenamiento de disco 429, 431 , 432, y |433 i 1 son lectores de discos duros convencionales, y como tal, serán ¡mplementados por una red de área local o por acceso remoto. Por supuesto, mientras que son los dispositivos de almacenamiento de disco 429, 431, 432, y 433 ilustrado como dispositivos separados, un dispositivo de almacenamiento de un solo disco se puede utilizar para almacenar cualesquiera y todas las instrucciones de programa, datos de las mediciones, y resultados según lo deseado.

En una implementación, una imagen sísmica se genera en base en un estudio sísmico de la subsuperficie 150 se puede almacenar en el dispositivo de almacenamiento 431 del disco.

Además, los datos VSP de los receptores 120 se pueden l almacenar en el dispositivo de almacenamiento 432 del disco.

La computadora de sistema 430 puede recuperar los datos j apropiados de los dispositivos de almacenamiento del disco 431, 432 para procesar datos sísmicos según las instrucciones de programa que corresponden a las ¡mplementaciones de varias tecnologías descritas aquí. Las instrucciones , del programa se puede escribir en un lenguaje de programación de computadora, tal como C + + , Java y similares.

Las instrucciones de programa se pueden almacenar en un medio legible por computador, por ejemplo el dispositivo de almacenamiento del disco del programa 433. Tales mejdios legibles por computadora pueden incluir medios de memoria interna y medios de comunicación. ¡ Los medios de memoria interna pueden incluir volátiles y no volátiles, y medios retirables y no retirables implementjados en cualquier método o tecnología para almacenaje dje la información, tal como instrucciones legibles por computadora, estructuras de datos, módulos de programa u otros datos. Los medios de memoria interna pueden incluir además RAM, ROM, memoria de lectura programable borrable (EPROM), memoria de lectura programable borrable eléctricamente (EEPROM), memoria Flash u la otra tecnología de memoria de esjtado sólido, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD), u Jotro almacenaje óptico, cartuchos magnéticos, cinta magnética, almacenamiento en discos magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnéticos, o cualquier otro medio que se pueden utilizar para almacenar la información deseada yj que pueda ser accesado por la computadora del sistema 430.

Los medios de comunicación pueden incorporarj las instrucciones legibles por computadora, datos las estructuras, los módulos de programa u otros datos en una señal de djatos modulada, tal como la onda portadora u otro mecanismo de ! transporte y pueden incluir cualquier medio de suministró de información. El término, señal de datos modulada, puede i significar una señal que tenga uno o más de las características fijaron o cambiaron de tal manera en cuanto a codificaín la información en la señal.

A modo de ejemplo, y no limitación, los medios! de comunicación pueden incluir medios conectados tales como una red conectada o una conexión directa, y medios inalámbricos por ejemplo acústicos, RF, infrarrojos y otros medios inalámbricos. Combinaciones de uno de los anteriores puede también ser incluido dentro del alcance de medios i legibles por computadora. j En una implementación , la computadora de sistema 430 puede presentar salida sobre todo en la representación gráfica 427, o alternativamente vía la impresora 428. Como ejemplo, los parámetros elásticos subsuperficiales se pueden presentar ! en la representación gráfica 427. El sistema la computadora 430 puede almacenar los resultados de los métodos descritos arriba en el almacenamiento en discos 429, para el uso posterior y el análisis adicional. El teclado 426 y el dispositivo I i apuntador (por ejemplo un ratón, trackball, o similares) 425 se pueden proporcionar la computadora de sistema 430 para permitir la operación interactiva.

La computadora de sistema 430 se puede situar en un centro de datos remoto de la región del examen.! La computadora de sistema 430 puede estar en comunicación con los receptores (directamente o vía una unidad de grabación, no mostrada), recibir las señales indicativas de la energía sísmica reflejada. Estas señales, después del formato convencional y de otro proceso inicial, se pueden almacenar eri la computadora de sistema 430 como datos digitales en los dispositivos de almacenamiento de disco 431 , 432 para la recuperación subsecuente y procesar de la manera descrita arriba.

Mientras que la figura 4 ¡lustra los dispositivos de almacenamiento del disco 431 , 432 como directamente i conectado con la computadora de sistema 430, también se contempla que los dispositivos de almacenamiento del disco 431 , 432 pueden ser accesibles a través de una red de área local o por acceso remoto. Además, mientras que¡ los dispositivos de almacenamiento de disco 429, 431 , 432 se ¡lustran como separados de los dispositivos para almacenar los datos y los resultados sísmicos del análisis, los dispositivos de almacenamiento de disco 429, 431 , 432 se pueden implementar dentro de un accionamiento de un solo disco (junto con q por separado del dispositivo de almacenamiento de disco del programa 433), o de cualquier otra manera convencional como será entendido completamente por alguien con experiencia en la técnica que tenga referencia a esta especificación. j Mientras que lo anterior se dirige a las modalidades de la presente invención, otras modalidades de la invención pueden ser concebidas sin la salirse del alcance básico del mismo, y su alcance es determinado por las siguientes.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para estimar parámetros elásticos subsuperficiales, que consiste en: determinar uno o más vectores de lentitud basados en un perfil sísmico vertical de un área subsuperficial; generar un modelo que contiene parámetros de anisotropia y una estimación de la desviación de la perforación de pozo babada en datos del examen; corregir los vectores de lentitud para la estimación de la desviación de la perforación de pozo basada en el modelo; y í calcular uno o más vectores de lentitud modelados usando vectores de lentitud corregidos y los parámetros de anisotropia en el modelo.

2. El método de la reivindicación 1, que además consiste en: comparar los vectores de lentitud modelados con los vectores de lentitud corregidos; ; I determinar si el modelo es representante del área subsuperficial de acuerdo con la comparación; y usar el modelo para mejorar una imagen sísmica después i de la determinación de que el modelo es representante del área subsuperficial.

3. El método de la reivindicación 1, en el cual el modelo comprende las constantes elásticas. j

4. El método de la reivindicación 1, en el cual los parámetros de anisotropia comprende: j parámetros de Thomsen; parámetros que representen un debilitamiento del área subsuperf icial debido a fracturas; i una velocidad de onda P de fondo y una velocidad de onda de desgarre del fondo; | ángulos que representan una orientación de la anisotropía del área subsuperficial; o sus combinaciones. !

5. El método de la reivindicación 1, en el cual el cálculo estimar de los vectores de lentitud modelados consiste en: calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una dirección de la fase de los vectores de lentitud corregidos usando la magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una o más constantes elásticas usando I los parámetros de anisotropía en el modelo; y i calcular los vectores de lentitud modelados con la ecuación de Kelvin-Christoffel, usando las direcciones de la fase y j las constantes elásticas.

6. El método de la reivindicación 1, en el cual comparar los vectores de lentitud modelados con los vectores de lentitud corregidos consiste en: calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una magnitud de los vectores de lentitud modelados; y determinar una diferencia entre la magnitud de los vectores de lentitud corregidos y la magnitud de los vectores de lentitud I modelados.

7. El método de la reivindicación 1, en el cual los vectores de lentitud presentan una primera lentitud horizontal, una segunda lentitud horizontal y una lentitud vertical aparente y en el cual la corrección de los vectores de lentitud para la estimación de la desviación de la perforación de pozo incluye la recuperación de una lentitud vertical verdadera a partir de tuna lentitud vertical aparente y de la estimación de la desviación de la perforación de pozo.

8. El método de la reivindicación 1, en el cual los vectores de lentitud modelados se calculan usando la ecuación de Kelvin- Christoffel. i

9. El método de la reivindicación 1, en el cual los datos! del examen incluyen datos a priori.

10. Un medio legible por computadora que almacena las instrucciones de programa implementables por un procesador para: determinar uno o más vectores de lentitud basados en un perfil sísmico vertical de un área subsuperficial; generar un modelo que contiene los parámetros de la anisotropía basados en datos a priori, en el cual el modelo abarca ? parámetros de la anisotropía y una estimación de la desviación de la perforación de pozo; corregir los vectores de lentitud para la estimación de la desviación de la perforación de pozo basada en el modelo; y | calcular uno o más vectores de lentitud modelados usando los vectores de lentitud corregidos y los parámetros de anisotropía en el modelo.

11. El medio legible por computadora de la reivindicación 10, que además comprende instrucciones de programa ejecutables por el procesador para usar el modelo para: j comparar los vectores de lentitud modelados con los vectores de lentitud corregidos; determinar si el modelo es el representante del área subsuperficial, en base a esta comparación; í si el modelo es representante de la anisotropía elástica, el modelo se puede utilizar para mejorar una imagen sísmica.

12. El medio legible por computadora de la reivindicación 10, en el cual las instrucciones de programa ejecutables por el procesador para comparar los vectores de lentitud modelados con los vectores de lentitud corregidos comprenden instrucciones! de programa ejecutables por el procesador para: calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una magnitud de los vectores de lentitud modelados; determinar la diferencia entre los vectores de lentitud corregidos y los vectores de lentitud modelados.

13. El medio legible por computadora de la reivindicación 10, en el cual los vectores de lentitud presentan una primera lentitud horizontal, una segunda lentitud horizontal y una lentitud vertical aparente y en el cual la corrección de los vectores de lentitud para la estimación de la desviación de la perforación de pozo incluye la recuperación de una lentitud vertical verdadera a partir de una lentitud vertical aparente y de la estimación de la desviación de la perforación de pozo. i

14. El medio legible por computadora de la reivindicación 1, en el cual las instrucciones de programa ejecutables por el procesador para calcular los vectores de lentitud modelados comprenden instrucciones de programa ejecutables por el procesador para: calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; ! calcular una dirección de fase de los vectores de lentitud corregidos usando la magnitud de los vectores de lentitud corregidos; j calcular una o más constantes elásticas usando los parámetros de anisotropia en el modelo; y calcular los vectores de lentitud modelados con la ecuación de Kelvin-Christoffel, usando las direcciones de la fase y las constantes elásticas.

15. Un sistema que comprende: un procesador; ! una memoria que presenta instrucciones de programa ejecutables por el procesador para: determinar uno o más vectores de lentitud basados en un i perfil sísmico vertical de un área subsuperficial; generar un modelo que contiene parámetros de anisotropía y una estimación de la desviación de la perforación de pozo basada en datos del examen; corregir los vectores de lentitud para la estimación de la desviación de la perforación de pozo basada en el modelo; y calcular uno o más vectores de lentitud modelados usando vectores de lentitud corregidos y los parámetros de anisotropía en el modelo; ¡ comparar los vectores de lentitud modelados con ¡los vectores de lentitud corregidos; determinar si el modelo es representante del área subsuperficial de acuerdo con la comparación; y usar el modelo para mejorar una imagen sísmica después de la determinación de que el modelo es representante del área subsuperficial.

16. El sistema de la reivindicación 15, en el cual los criterios de convergencia comprende un umbral especificado p'ara una diferencia en la magnitud de los vectores de lentitud modelados y una magnitud en los vectores de lentitud corregidos, y determinar que el modelo es representante del área subsuperficial si la diferencia es menor que el umbral especificado. I

17. El sistema de la reivindicación 15, en el cual los criterios de convergencia comprende un umbral especificado para un valor absoluto de una diferencia entre la magnitud de los vectores de lentitud modelados y una magnitud en los vectores de lentitud corregidos, y determinar que el modelo es representante del área subsuperficial si el valor absoluto de la diferencia es menor que el umbral especificado.

18. El sistema de la reivindicación 15, en el cual í los criterios de convergencia comprende un umbral especificado para un valor ajustado por mínimos cuadrados de una diferencia entre la magnitud de los vectores de lentitud modelados y una magnitud en los vectores de lentitud corregidos, y determinar que el modelo es representante del área subsuperficial si el valor ajustado por mínimos cuadrados la diferencia es menor que el um'bral especificado.

19. El sistema de las reivindicación 15, en el cual ; las í instrucciones de programa ejecutables pro procesador para calcular los vectores de lentitud modelados comprenden instrucciones de programa ejecutables por el procesador: ¡ calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una dirección de fase de los vectores de lentitud corregidos usando la magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una o más constantes elásticas usando los parámetros de anisotropía en el modelo; y calcular los vectores de lentitud modelados con la ecuación de Kelvin-Christoffel, usando las direcciones de la fase y las constantes elásticas.

20. El sistema de la reivindicación 15, en el cual las instrucciones de programa ejecutables por el procesador para comparar los vectores de lentitud modelados con los vectore† de lentitud corregidos comprenden instrucciones de programa ejecutables por el procesador: calcular una magnitud de los vectores de lentitud corregidos; calcular una magnitud de los vectores de lentitud modelados; determinar la diferencia entre los vectores de lentitud corregidos y los vectores de lentitud modelados.