NO20110465A1 - Multikomponent seismisk inversjon av VSP-data - Google Patents

Description

BAKGRUNN

[0001] Operasjoner, slik som leting, boring, kabeltesting, kompletteringer, produksjon, planlegging og feltanalyse blir typisk utført for å lokalisere og samle inn verdifulle brønnhullsfluider. Undersøkelser blir ofte utført ved å bruke innsamlingsmetoder slik som seismiske avsøkere eller måleanordninger for å generere kart over undergrunnsformasjonene. Disse formasjonene blir ofte analysert for å bestemme forekomst av verdier i undergrunnen slik som verdifulle fluider eller mineraler, eller for å bestemme om formasjonene har karakteristikker som er egnet for lagring av fluider. Selv om undergrunnsverdiene ikke er begrenset til hydrokarboner slik som olje, kan i dette dokumentet, uttrykk slik som "oljefelt" og "oljefeltoperasjon" brukes vekselvis med uttrykkene "felt" og "feltoperasjoner" for å referere til et felt som har verdifulle fluider eller mineraler av en hvilken som helst type og feltoperasjoner som er relatert til noen av disse undergrunnsverdiene.

[0002] Under borings- og produksjonsoperasjoner blir data typisk samlet inn for analyse og/eller overvåkning av operasjonene. Slike data kan innbefatte for eksempel informasjon vedrørende undergrunnsformasjoner, utstyr og historiske og/eller andre data.

[0003] Forskjellig slags utstyr kan posisjoneres omkring på feltet for å overvåke feltparametere, for å manipulere operasjonene og for å separere og dirigere fluid fra brønnene. Overflateutstyr og kompletteringsutstyr kan også brukes til å injisere fluider i reservoarer, enten for å lagring eller ved strategiske punkter for å forbedre produksjonen til reservoaret.

[0004] Det er velkjent at mekaniske forstyrrelser kan brukes til å etablere akustiske bølger i grunnformasjoner som omgir et brønnhull, og egenskapene til bølgene kan måles for å fremskaffe informasjon om formasjonene som bølgene har for-plantet seg gjennom. I geofysikken refererer en vertikal seismisk profil (VSP) til målinger tatt i et brønnhull ved å bruke geofoner inne i brønnhullet og en kilde på overflaten nær brønnen. Typiske anvendelser av VSP-målinger innbefatter å fremskaffe bilder med høyere oppløsning enn seismiske overflatebilder og for å se foran borkronen under boreoperasjoner. Innsamlingsgeometrien i forbindelse med VSP-er kan variere i brønnkonfigurasjonen, antallet og posisjonen til kilder og geofoner og hvordan kildene og geofonene blir utplassert. De fleste VSP-er benytter en seismisk overflatekilde som vanligvis er en vibrator på land og en luftkanon til sjøs eller i marine omgivelser. Forskjellige typer VSP-er innbefatter VSP ved null-offset, offset-VSP, bortvandrende VSP, overvandrende VSP, salt-nærhets-VSP, skjærbølge-VSP og borestøy-VSP eller VSP ved seismikk under boring.

[0005]Seismisk invertering er prosessen med å transformere seismiske refleksjonsdata til en kvantitativ berg-egenskapsbeskrivelse av et reservoar (f.eks. akustisk impedans, skjærimpedans og densitet). Seismisk invertering innbefatter typisk andre reservoarmålinger slik som brønnlogger og kjerner som bidrar med liten informasjon under frekvensen til det seismiske båndet, og for å begrense inverteringen. VSP-data er typisk ikke tilstrekkelig utnyttet i seismiske inverterings-arbeidsflyter som fører til resultater med ukjente feil. Seismisk VSP-invertering benytter f.eks. typisk behandlede VSP-data i form av en en-dimensjonal (1D) seismisk trase (dvs. en korridorstakk) ved å forutsette en normal innfallsvinkel med hensyn til undergrunnsreflektorer (f.eks. formasjonslag) og bruk av en nedadgående bølgeform som en småbølge uten å ta hensyn til uelastiske effekter (f.eks. forårsaket av lagdeling, porefylling, selve bergarten, spesielt leiretyper) på bølge-feltet. Typisk seismisk VSP-invertering genererer følgelig 1D traser som representerer den akustiske impedansen og mangler skjærimpedans- og densitetsinformasjon.

[0006]Antagelsen om normal innfallsvinkel kan føre til at estimatet av akustisk impedans blir mindre nøyaktig, og gjør i noen tilfeller at estimatet blir ugyldig når den aktuelle innfallsvinkelen skiller seg med mer enn 15 grader eller så fra antagelsen om normal innfallsvinkel. Bruk av det nedadgående bølgefeltet som inngangssmåbølge har i tillegg vist seg å være ukorrekt ved at en ekstrahert oppadgående småbølge (sammenlignet med det oppadgående bølgefeltet med logger) ofte er rotert, noe som kan ha betydelig innvirkning på inverteringsresultatet. Forsøket på å anvende seismisk VSP-inverteringsarbeidsflyt på retningsbrønner, har videre vist seg å være lite vellykkede.

OPPSUMMERING

[0007]I én eller flere implementeringer av den multikomponente, seismiske inverteringen av VSP-data, innbefatter fremgangsmåten å fremskaffe en innledende hastighetsmodell for undergrunnsformasjonen, hvor den innledende hastighetsmodellen omfatter akustiske hastigheter for bølgeforplantning i nærheten av brønnhullet, å bestemme en innsamlingsgeometri for å fremskaffe VSP-dataene, hvor innsamlingsgeometrien omfatter et antall mottakerposisjoner i brønnhullet og en kildeposisjon, å utføre en seismisk undersøkelse for å fremskaffe VSP-dataene basert på innsamlingsgeometrien, å analysere, ved bruk av en sentralenhet (CPU) i et datasystem, direkte ankomstsignaler av VSP-dataene for å generere overførings-tidsdata for bølgeforplantning fra kildeposisjonen til antallet mottakerposisjoner, å modifisere, ved å bruke CPU-en, den innledende hastighetsmodellen for å generere en oppdatert hastighetsmodell ved å utføre en tomografisk invertering av overføringstidsdataene, å generere ved å bruke CPU-en, en elastisk modell av undergrunnsformasjonen ved å utføre den seismiske inverteringen av VSP-dataene ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodellen, og å justere operasjonen på oljefeltet basert på den elastiske modellen.

[0008]Andre aspekter ved flerkomponent seismisk inversjon av VSP-data vil fremgå av en følgende beskrivelse og de vedføyde patentkrav.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0009]De vedføyde tegningene illustrerer flere utførelsesformer av flerkomponent seismisk invertering av VSP-data og er ikke å anse som begrensende for oppfinnelsens omfang, idet multikomponent seismisk invertering av VSP-data kan muliggjøre andre like effektive utførelsesformer.

[0010]Fig. 1.1 skisserer en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et felt som har et antall datainnsamlingsverktøy posisjonert ved forskjellige posisjoner langs feltet for innsamling av data fra undergrunnsformasjonen, hvor utførelsesformen av flerkomponent seismisk invertering av VSP-data kan implementeres.

[0011]Fig. 1.2 skisserer en grunnformasjon som gjennomtrenges av et brønnhull og som har et eksempel på VSP-innsamlingsutstyr hvor flerkomponent invertering av seismiske VSP-data kan implementeres.

[0012]Fig. 2 skisserer et system hvor én eller flere utførelsesformer av den flerkomponente seismiske inverteringen av VSP-data kan implementeres.

[0013]Fig. 3 skisserer et eksempel på en fremgangsmåte for flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer.

[0014]Fig. 4.1 skisserer et eksempel på en arbeidsflyt for flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer.

[0015]Fig. 4.2 skisserer et eksempel på en innledende hastighetsmodell for flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer.

[0016]Fig. 4.3 skisserer et eksempel på behandlede VSP-data for flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer.

Fig. 4.3 er tegnet på fire ark som figurene 4.3.1-4.4.4 for tydelighetens skyld.

[0017]Fig. 4.4 skisserer et eksempel som et resultat av flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer. Fig. 4.4 er tegnet på tre ark som figurene 4.4.1-4.4.3 for tydelighets skyld.

[0018]Fig. 5 skisserer et datamaskinsystem hvor én eller flere utførelsesformer av flerkomponent seismisk invertering av VSP-data kan implementeres.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0019]Utførelsesformer er vist på de ovenfor angitte tegningene og blir beskrevet nedenfor. Under beskrivelse av utførelsesformene er like eller identiske henvis-ningstall brukt til å identifisere felles eller lignende elementer. Tegningene er ikke nødvendigvis i målestokk, og visse trekk og visse skisser på tegningene kan være vist i overdrevet skala eller skjematisk med hensyn på klargjøring og nøyaktighet.

[0020]Flerkomponent invertering av seismiske VSP-data angår generelt en seismisk invertering av to-dimensjonale (2D) seismiske bilder som innbefatter både akustiske (trykk) til akustiske (trykk) (dvs. P til P) og akustiske til skjærbølge (dvs. P til S) refleksjonsamplituder så vel som relatert innfallsvinkel og refleksjons-vinkel. I tilfelle av en vertikal brønn, kan de to-dimensjonale seismiske bildene være degenerert til en-dimensjonale (1D) seismiske bilder. I én eller flere utførelsesformer er flerkomponent invertering av seismiske VSP-data utført uten de foran nevnte antagelser relatert til den normale innfallsvinkelen, og det nedadgående bølgefeltet er basert på følgende:

[0021]a. Å bruke en ikke-normal innfallsvinkel i en dybde/tid-avhengig vinkelmodell for å beregne en elastisk modell av grunnformasjonen slik at den innbefatter skjærimpedans- og densitetsinformasjon i tillegg til en akustiske impedansen.

[0022]b. Å innbefatte både en-dimensjonale, to-dimensjonale og tre-dimensjonale seismiske bilder.

[0023]c. Å kombinere et oppadgående bølgefelt med brønnlogger som inngang (for eksempel tidsvariant) for å estimere småbølgeoperatorer for den seismiske inverteringen.

[0024]d. Å estimere og kompensere for uelastiske effekter og Q-faktor på bølgefeltet. Flere detaljer ved småbølgeoperatorer, uelastiske effekter og Q-faktor blir beskrevet i forbindelse med fig. 4.1 nedenfor.

[0025]Fig. 1.1 skisserer en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et felt 100 som har datainnsamlingsverktøy 102-1, 102-2, 102-3 og 102-4 posisjonert ved forskjellige posisjoner i feltet for innsamling av data om en undergrunnsformasjon 104. Som vist, kan dataene som er innsamlet fra verktøyene 102-1 til 102-4 brukes til henholdsvis å generere dataplottinger 108-1 til 108-4.

[0026]Som vist på fig. 1.1 innbefatter undergrunnsformasjonen 104 flere geologiske strukturer 106-1 til 106-4. Som vist har formasjonen et sandstenslag 106-1, et kalkstenslag 106-2, et skiferlag 106-3 og et sandlag 106-4. En forkast-ningslinje 107 strekker seg gjennom formasjonen. I én eller flere utførelsesformer er innsamlingsverktøyene for statiske data innrettet for å måle formasjonen og detektere karakteristikkene ved de geologiske strukturene i formasjonen.

[0027]Som vist på fig. 1.1, er det skissert en boreoperasjon som utføres ved hjelp av boreverktøy 102-2 opphengt i en rigg 101 og som føres inn i undergrunnsformasjonene 104 for å danne et brønnhull 103. Boreverktøyene 106b kan være innrettet for måling av brønnhullsegenskaper ved å bruke verktøy for logging-under-boring ("LWD").

[0028]En overflateenhet (nå vist) blir brukt til å kommunisere med boreverktøyene 102-2 og/eller operasjoner utenfor borestedet. Overflateenheten er i stand til å kommunisere med boreverktøyene 102-2 for å sende kommandoer til bore-verktøyene 102-2 og motta data fra disse. Overflateenheten kan være forsynt med dataanlegg for å motta, lagre, behandle og/eller analysere data fra oljefeltet. Overflateenheten samler inn data generert under boringsoperasjonen og frembringer en datautmating som kan lagres eller videresendes. Datamaskinanleggene, slik som i overflateenheten, kan være plassert ved forskjellige posisjoner omkring på oljefeltet og/eller på fjerntliggende steder.

[0029]Sensorer, slik som målere, kan posisjoneres omkring på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som tidligere beskrevet. Sensoren kan f.eks. være posisjonert i én eller flere posisjoner i boreverktøyene 102-2 og/eller i riggen 101 for å måle boreparametere, slik som vekt på borkronen, dreiemoment på borkronen, trykk, temperatur, strømningsmengder, sammen-setninger, rotasjonshastighet og/eller andre parametere i forbindelse med oljefeltoperasjonen.

[0030]De dataene som innsamles ved hjelp av sensorene, kan innsamles ved hjelp av overflateenheten og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen behandling. Dataene som innsamles ved hjelp av sensorene, kan brukes alene eller i kombinasjon med andre data. Dataene kan samles i én eller flere databaser og/eller overføres til brønnstedet eller andre fjerntliggende steder. Alle eller valgte deler av dataene kan selektivt brukes for å analysere og/eller forutsi oljefeltoperasjoner for det aktuelle og/eller andre brønnhull. Dataene kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av disse. Sanntidsdataene kan brukes i sanntid eller lagres for senere bruk. Dataene kan også kombineres med historiske data eller andre innmatinger for ytterligere analyse. Dataene kan lagres i separate databaser eller kombineres i en enkelt database.

[0031]De innsamlede dataene kan brukes til å utføre aktiviteter, slik som brønnhullsstyring. I henhold til et annet eksempel, kan den seismiske data-utgangen brukes til å utføre geologiske, geofysiske og/eller reservoartekniske oppgaver. I dette eksempel kan reservoar-, brønnhulls-, overflate- og/eller prosessdataene brukes til å utføre reservoarsimuleringer, brønnhullssimuleringer, geologiske simuleringer, geofysiske simuleringer eller andre simuleringer. Datautgangene fra oljefeltoperasjonen kan genereres direkte fra sensorene eller etter en viss forbehandling eller modellering. Disse datautgangene kan virke som innganger for ytterligere analyse.

[0032]Som vist på fig. 1.1, er dataplottinger 108-1 til 108-4 eksempler på plottinger av statiske og/eller dynamiske egenskaper som kan genereres ved hjelp av datainnsamlingsverktøyene, henholdsvis 102-1 til 102-4. Dataplottingen 108-1 er f.eks. en seismisk to-veis responstid. I et annet eksempel er dataplottingen 108-2 målt på en kjerneprøve fra formasjonen 104.1 henhold til et annet eksempel, er dataplottingen 108-3 en loggetrase. Ifølge et annet eksempel er dataplottingen 108-4 en plotting av en dynamisk egenskap, nemlig fluidstrømningsmengde over tid. Fagkyndige på området vil forstå at andre data også kan samles inn, slik som f.eks., men ikke begrenset til, historiske data, brukerinnmatinger, økonomi-informasjon, andre måledata og andre parametere av interesse.

[0033]Selv om en spesiell undergrunnsformasjon 104 med spesielle geologiske strukturer er skissert, vil det være opplagt at formasjonen kan inneholde en lang rekke forskjellige geologiske strukturer. Fluid, bergart, vann, olje, gass og andre geomaterialer kan også være tilstede i forskjellige andeler i formasjonen. Hver av måleanordningene kan brukes til å måle egenskaper ved formasjonen og/eller dens underliggende strukturer. Selv om hvert innsamlingsverktøy er vist som om det er ved spesielle posisjoner langs formasjonen, vil man forstå at én eller flere typer av målinger kan tas ved én eller flere posisjoner over ett eller flere felter eller ved andre posisjoner for sammenligning og/eller analyse ved bruk av én eller flere innsamlingsverktøy. Uttrykkene "måleanordning", "måleverktøy", "innsamlings-verktøy" og/eller "feltverktøy" blir brukt om hverandre i dette dokumentet basert på sammenhengen.

[0034]De data som er innsamlet fra forskjellige kilder, slik som datainnsamlings-verktøyene på fig. 1.1, kan så evalueres. Seismiske data fremvist i dataplottingen 108-1 fra datainnsamlingsverktøyet 102-1 blir typisk bruk av en geofysiker til å bestemme karakteristikker ved undergrunnformasjonen 104. Kjernedata som vist i plottingen 108-2 og/eller loggedata fra brønnloggen 108-3 blir typisk brukt av en geolog til å bestemme forskjellige karakteristikker ved de geologiske strukturene i undergrunnsformasjonen 104. Produksjonsdata fra produksjonsgrafen 108-4 blir typisk brukt av reservoaringeniøren til å bestemme fluidstrømnings-karakteristikker for reservoaret.

[0035]Fig. 1.2 skisserer en grunnformasjon gjennomtrengt av et brønnhull og som har et eksempel på VSP-innsamlingsutstyr for hvilket utførelsesformer av multikomponent seismisk invertering av VSP-data kan implementeres. Grunnformasjonen 120 kan f.eks. være hovedsakelig den samme som formasjonen 104 på fig. 1.1 ovenfor, mens den havbaserte riggen 111 og brønnhullet 112 utfører lignende funksjoner som den landbaserte riggen 101 på fig. 1.1 og brønnhullet 103 på fig. 1.1. Selv om grunnformasjonen 104 på fig. 1.1 er lokalisert på land mens formasjonen 120 befinner seg under havet, kan grenser for formasjonslagene 106- 1 til 106-4 som skissert på fig. 1.1, virke som seismiske bølgereflektorer på hovedsakelig samme måte som havbunnen 123 og formasjonslaggrensen 121 som er skissert på fig. 1.2. Selv om datainnsamlingsverktøyet 102-1 og den seismiske trasen 108-1 på fig. 1.1 videre er relatert til seismiske overflateundersøkelser, er VSP-innsamlingsutstyret vist på fig. 1.2.

[0036]Som vist på fig. 1.2, er en seismisk kilde 113 (f.eks. en luftkanonanordning) plassert ved havoverflaten 122 og genererer seismiske bølger som forplanter seg langs forskjellige strålebaner slik som en direkte ankomststrålebane 115-1, en nedadgående multippelstrålebane 115-2, en reflektert primærstrålebane 115-3 og en reflektert oppadgående multippelstrålebane 115-4. Slike seismiske bølger blir registrert ved hjelp av én eller flere mottakere (f.eks. en geofon) plassert ved forskjellige dybder (f.eks. 114-1, 114-2, 114-3, osv.) i brønnhullet 112 som tidsbaserte trasedata (f.eks. 116-0 til 116-5) skissert som horisontale linjer langs en tidsskala ispredt signalpakker (f.eks. 117-1 til 117-4 referert til som bølgelinjer av fagkyndige på området). De tidsbaserte trasedataene 116-1, 116-2 og 116-3 er f.eks. registrert ved hjelp av én eller flere mottakere plassert ved dybder på henholdsvis 114-1,114-2 og 114-3. Posisjoner for slike signalpakker (f.eks. 117-1 til 117-4) langs tidsskalaer med forskjellige trasedata (f.eks. 116-0 til 116-5) representerer forplantningstiden til den seismiske bølgen som forplanter seg langs forskjellige strålebaner (f.eks. 115-1 til 115-4) for å ankomme ved den ene eller de flere respektive mottakerposisjonene. Slike tidsbaserte data (f.eks. 116-0 til 116-5) er innbefattet i VSP-rådata som etterpå blir behandlet for å generere behandlede VSP-data. Forskjellige formater av VSP-rådata og behandlede VSP-data blir generelt referert til som VSP-data. Eksempler på VSP-data er beskrevet i forbindelse med figurene 4.3 og 4.4 nedenfor.

[0037]I én eller flere utførelsesformer, kan flere mottakere være plassert ved separate dybder innenfor et område for registrering av de seismiske bølgene samtidig. Alternativt kan én eller flere mottakere være anordnet på en kabel og senkes til flere dybder i et område for å registrere de seismiske bølgene i flere gjennomkjøringer. Registreringen av seismiske bølger ved bruk av en seismisk kilde og mottakere blir referert til som VSP-innsamling. De registrerte VSP-dataene avhenger av spesifikke konfigurasjoner av posisjonene til den seismiske kilden og mottakerne. Slike spesifikke konfigurasjoner blir referert til som innsamlingsgeometri. Kort sagt, er innsamlingsgeometrien utformet for å tillate strålebanene som de seismiske bølgene følger, å krysse et tilstrekkelig område av interesse (f.eks. i nærheten av brønnhullet) for VSP-innsamlingen.

[0038]Som vist på fig. 1.2, ankommer seismiske bølger som forplanter seg langs den direkte ankomststrålebanen 115-1, ved mottakeren ved dybde 114-1 uten refleksjon og blir registrert som et direkte ankomstsignal 117-1 i de tidsbaserte trasedataene 116-1. Seismiske bølger, som forplanter seg langs den nedadgående multippelstrålebanen 115-2, ankommer ved mottakeren ved dybde 114-1 etter flere refleksjoner ved havoverflaten 122 og havbunnen 123 og blir registrert som et nedadgående multippelsignal 117-2 i de tidsbaserte trasedataene 116-1. Seismiske bølger, som forplanter seg langs den reflekterte primærstrålebanen 115-3, ankommer ved mottakeren ved dybde 115-1 etter en enkelt refleksjon ved formasjonslaggrensen 121 og blir registrert som et reflektert primærsignal 117-3 i de tidsbaserte trasedataene 116-1. Seismiske bølger som forplanter seg langs den reflekterte oppadgående multippelstrålebanen 115-4 ankommer ved mottakeren ved dybde 114-1 etter flere refleksjoner ved havoverflaten 122, havbunnen 123 og formasjonslaggrensen 121, og blir registrert som et reflektert oppadgående multippelsignal 117-4 i de tidsbaserte trasedataene 116-1. Det direkte ankomstsignalet 117-1, det nedadgående multippelsignalet 117-2, det reflekterte primærsignalet 117-3 og det reflekterte, oppadgående multippelsignalet 117-4 i de tidsbaserte trasedataene 116-1 blir behandlet sammen med forskjellige signaler i andre tidsbaserte trasedata (f.eks.116-0, 116-2, 116-3, 116-4, 116-5, osv.) for å bli deler av forskjellige VSP-dataformater som blir referert til som direkte ankomstsignaler, nedadgående multippelsignaler, reflekterte primærsignaler og reflekterte oppadgående multippelsignaler i VSP-dataene i forskjellige formater.

[0039] Tidligere kjente fremgangsmåter for å utføre invertering av seismiske VSP-data fokuserer på ekstrahering av reflekterte primærsignaler fra VSP-data for analyse. Andre deler av VSP-dataene blir typisk forkastet fordi de tidligere kjente fremgangsmåtene er ute av stand til å benytte de andre delene. Ifølge én eller flere utførelsesformer av den multikomponente inverteringen av seismiske VSP-data blir de direkte ankomstsignalene og andre to-dimensjonale, seismiske bilder analysert for å generere gangtid og dybdeavhengig vinkelinformasjon som skal brukes i forbindelse med de reflekterte primærsignalene for å utføre den seismiske inverteringen av VSP-data. Ytterligere detaljer ved bruk av de direkte ankomstsignalene og andre to-dimensjonale seismiske bilder for seismisk invertering ved bruk av de direkte ankomstsignalene og andre to-dimensjonale seismiske bilder for seismisk invertering av VSP-data, blir beskrevet nedenfor.

[0040]Fig. 2 skisserer et system 200 inkorporert med en del av et felt, som vist og beskrevet ovenfor i forbindelse med fig. 1.1. Som vist, innbefatter systemet 200 en overflateenhet 202 operativt forbundet med et kabelsystem 204, servere 206 og et VSP-datainverteringsverktøy 208 via en grensesnittanordning 230 på VSP-datainverteringsverktøyet 208. VSP-datainverteringsverktøyet 208 er også operativt forbundet via grensesnittanordningen 230 med serverne 206. Overflateenheten 202 og brønnstedsystemet 204 kan innbefatte forskjellige feltverktøy og brønnstedsfasiliteter. Kommunikasjonsforbindelser er som vist tilveiebrakt mellom overflateenheten 202 og brønnstedsystemet 204, serverne 206 og VSP-datainverteringsverktøyet 208. En kommunikasjonsforbindelse er også tilveiebrakt mellom VSP-datainverteringsverktøyet 208 og serverne 206. En rekke forskjellige forbindelser kan være tilveiebrakt for å lette strømmen av data gjennom systemet 200. Kommunikasjonsleddene kan f.eks. sørge for kontinuerlig, intermitterende, en-veis, to-veis og/eller selektiv kommunikasjon gjennom systemet 200. Kommunikasjonsforbindelsene kan være av en hvilken som helst type, innbefattende, men ikke begrenset til, ledningsførte og trådløse.

[0041]I én eller flere utførelsesformer kan brønnstedssystemet 204 være tilknyttet en rigg (f.eks. riggen 101, 111), et brønnhull (f.eks. brønnhull 103,112) og annet utstyr på brønnstedet, og er innrettet for å utføre oljefeltoperasjoner som beskrevet ovenfor i forbindelse med figurene 1.1 og 1.2. Brønnstedssystemet 204 kan spesielt være innrettet for å utføre operasjoner (f.eks. VSP-innsamling, boring, oppsprekking, produksjon eller andre oljefeltoperasjoner) som dirigert av en overflateenhet 202.1 én eller flere utførelsesformer er overflateenheten 202 forsynt med en innsamlingskomponent 212, en styringsenhet 214, en visningsenhet 216, en prosessor 218 og en kombinert sender/mottaker 220. Innsamlingskomponenten 212 samler inn og/eller lagrer data for feltet. Feltdataene kan være målt ved hjelp av sensorer på brønnstedet. Feltdataene kan også være mottatt fra andre kilder slik som de som er beskrevet i forbindelse med fig. 1.1 ovenfor. Ifølge én eller flere utførelsesformer innbefatter feltdataene VSP-data, brønnlogger og andre data relatert til formasjonstopper, horisonter, brønnhelning, osv.

[0042]Styringsenheten 214 kan være i stand til å utføre kommandoer på feltet. Styringsenheten 214 kan være forsynt med aktiveringsmidler som kan utføre boreoperasjoner slik som styring, fremføring, osv., eller ellers å utføre handlinger for andre operasjoner slik som oppsprekking, produksjon, osv. på brønnstedet. Kommandoer kan genereres basert på logikken i prosessoren 218 eller ved hjelp av kommandoer mottatt fra andre kilder. I én eller flere utførelsesformer er prosessoren 218 forsynt med trekk for manipulering og analyse av dataene. Prosessoren 218 kan være forsynt med ytterligere funksjonalitet for å utføre feltoperasjoner.

[0043]I én eller flere utførelsesformer kan en visningsenhet 216 være anordnet på brønnstedet og/eller fjerntliggende steder for å betrakte feltdata (ikke vist). De feltdataene som representeres av visningsenheten 216 kan være rådata, behandlede data og/eller datautmatinger generert fra forskjellige data. I én eller flere utførelsesformer er visningsenheten 216 innrettet for å tilveiebringe fleksible visninger av dataene slik at de skisserte skjermene kan kundetilpasses etter ønske. En bruker kan planlegge, justere og/eller på annen måte utføre feltoperasjoner (f.eks. bestemme det ønskede handlingsforløpet under feltoperasjoner) basert på betraktning av de fremviste feltdataene. Feltoperasjonene kan justeres selektivt som reaksjon på betraktning av dataene på visningsenheten 216. Visningsenheten 216 kan innbefatte en to-dimensjonal (2D) visning eller en tre-dimensjonal (3D) visning for å betrakte feltdata eller forskjellige aspekter ved feltoperasjonene.

[0044]Ifølge én eller flere utførelsesformer tilveiebringer den kombinerte senderen/mottakeren 220 et middel for å gi datatilgang til og/eller fra andre kilder. Senderen/mottakeren 220 kan også utgjøre et middel for å kommunisere med andre komponenter slik som serverne 206, brønnstedssystemet 204, overflateenheten 202 og/eller VSP-datainverteringsverktøyet 208.

[0045]Serverne 206 kan være innrettet for å overføre data fra en overflateenhet 202 ved ett eller flere brønnsteder til VSP-datainverteringsverktøyet 208. Som vist, innbefatter serverne 206 en server 222 på stedet, en fjerntliggende server 224 og en tredje parts server 226. Serveren 222 på stedet kan være posisjonert på brønnstedet og/eller i andre posisjoner for å distribuere data fra overflateenheten 202. Som vist, er den fjerntliggende serveren 224 plassert på et sted i avstand fra feltet og leverer data fra fjerntliggende kilder. Den tredje partens server 226 kan være på stedet eller på et annet sted, men blir ofte operert av en tredje part slik som en klient.

[0046]Ifølge én eller flere utførelsesformer er serverne 206 i stand til å overføre data slik som logger, boringshendelser, bane, seismiske data (f.eks. VSP), historiske data, økonomiske data, andre feltdata og/eller andre data som kan være av nytte under analyser. Typen server er ikke ment å begrense den multikomponent seismiske inverteringen av VSP-data. I én eller flere utførelsesformer er systemet innrettet for å funksjonere med en hvilken som helst type server som kan anvendes.

[0047]I én eller flere utførelsesformer kommuniserer serverne 206 med VSP-datainverteringsverktøyet 208 gjennom kommunikasjonsforbindelsene. Som antydet ved hjelp av de flere pilene, kan serverne 206 ha separate kommunikasjonsforbindelser med VSP-datainverteringsverktøyet 208 og overflateenheten 202. Én eller flere av serverne 206 kan være kombinert eller forbundet for å tilveiebringe en kombinert kommunikasjonsforbindelse.

[0048]I én eller flere utførelsesformer samler serverne 206 inn en lang rekke forskjellige data. Dataene kan være innsamlet fra et stort antall forskjellige kanaler som tilveiebringer en viss type data, slik som VSP-data, brønnlogger, andre data relatert til formasjonstopper, formasjonshorisonter, brønnavvik, osv. Dataene fra serverne blir ført til VSP-datainverteringsverktøyet 208 for behandling. Serverne 206 kan også være innrettet for å lagre og/eller overføre data. Dataene kan f.eks. samles inn ved brønnstedssystemet 204 ved å bruke VSP-innsamlingsutstyr, verktøyer for måling-under-boring (MWD), verktøy for logging-under-boring (LWD) og hvilke som helst andre lignende typer måleverktøy eller en hvilken som helst egnet kombinasjon av disse. Registrering av VSP-data ved bruk av VSP-innsamlingsutstyr er beskrevet i forbindelse med fig. 1.2 ovenfor. I tillegg kan MWD-verktøy og/eller LWD-verktøy være innrette for å fremskaffe brønnlogger over formasjonsparametere slik som resitivitet, porøsitet, lydhastighet, gamma-stråling, osv. i brønnhullet ved brønnstedsystemet 204. Formasjonsmodellen kan videre formuleres basert på magnetometerdata fremskaffet ved å bruke et MWD- verktøy eller elektriske bilder av brønnhullet fremskaffet ved å benytte et LWD-verktøy. Ifølge én eller flere utførelsesformer blir VSP-data og brønndata fremskaffet for å utlede småbølgeoperatorer for seismisk invertering mens en formasjonsmodell blir brukt som en lavfrekvent modell for å tilveiebringe bakgrunns-informasjon under det seismiske båndet.

[0049]I én eller flere utførelsesformer er VSP-datainverteringsverktøyet 208 operativt forbundet med overflateenheten 202 for å motta data fra denne. I noen tilfeller kan VSP-datainverteringsverktøyet 208 og/eller den ene eller de flere serverne 206 være posisjonert på brønnstedet. VSP-datainverteringsverktøyet 208 og/eller den ene eller de flere serverne 206 kan også være posisjonert på forskjellige steder. VSP-datainverteringsverktøyet 208 kan være operativt forbundet med overflateenheten 202 via den ene eller der flere serverne 206. VSP-datainverteringsverktøyet 208 kan også være innbefattet i eller plassert nær overflateenheten 202.

[0050]I én eller flere utførelsesformer innbefatter VSP-datainverteringsverktøyet 208 et grensesnitt 230, en behandlingsenhet 232, et datalager 234, en data-visningsenhet 236 og en VSP-datainverteringsenhet 248. Ifølge én eller flere utførelsesformer er VSP-datainverteringsenheten 248 i VSP-datainverteringsverktøyet 208 innrettet for å transformere VSP-data til en elastisk modell av formasjonen (f.eks. en akustisk impedansmodell, en skjærimpedansmodell og/eller en densitetsmodell). Mer spesielt kan VSP-datainverteringsenheten 248 være innrettet for å bruke en-dimensjonale og to-dimensjonale seismiske bilder fremskaffet ved hjelp av VSP-innsamlingsutstyret og brønnhullsegenskaper fremskaffet ved hjelp av MWD-verktøy og eller LWD-verktøy i brønnstedssystemet 204 for å beregne akustisk impedans, skjærimpedans og densitet i nærheten av brønnhullet. I dette tilfelle kan brønnhullsegenskapene fremskaffes fra serverne 206 hvor brønnstedssystemet 204 og overflateenheten 202 er innrettet for å lagre brønnhullsegenskaper i serverne 206 i sanntid.

[0051]I én eller flere utførelsesformer er grensesnittet 230 i VSP-datainverteringsverktøyet 208 innrettet for å kommunisere med serverne 206 og overflateenheten 202. Grensesnittet 230 kan også være innrettet for å kommunisere med andre oljefelt- eller ikke-oljefeltkilder. Grensesnittet 230 kan være innrettet for å motta dataene og kartlegge dataene for behandling. Ifølge én eller flere utførelsesformer blir data fra serverne 206 sendt langs forutbestemte kanaler som kan være valgt av grensesnittet 230.

[0052]Som skissert på fig. 2, velger grensesnittet 230 datakanalen for den ene eller de flere serverne 206 og mottar dataene. Ifølge én eller flere utførelsesformer kartlegger grensesnittet 230 også datakanalene for data fra brønnstedet 204. Dataene kan så føres fra grensesnittet 230 til behandlingsmodulene 242 i behandlingsenheten 232.1 én eller flere utførelsesformer blir dataene umiddelbart inkorporert i VSP-datainverteringsverktøyet 208 for sanntidssesjoner og/eller modellering. Grensesnittet 230 kan skape dataforespørsler (f.eks. profiler, under-søkelser, logger, MWD/LWD-data, osv.), visning av brukergrensesnittet og overvåke forbindelsen med hensyn på tilstandshendelser. Ifølge én eller flere utførelsesformer utgjør grensesnittet 230 også å momentanvelge dataene til et dataobjekt for behandling.

[0053]Ifølge én eller flere utførelsesformer, innbefatter behandlingsenheten 232 formatteringsmoduler 240, behandlingsmoduler 242 og bruksmoduler 246. Disse modulene er innrettet for å manipulere feltdataene for analyse, eventuelt i sanntid.

[0054]Ifølge én eller flere utførelsesformer, omformer formatteringsmodulene 240 dataene til et ønsket format for behandling. Innkommende data kan formatteres, translateres, konverteres eller manipuleres på annen måte for bruk. I én eller flere utførelsesformer er formatteringsmodulene 240 innrettet for å gjøre det mulig for data fra en lang rekke forskjellige kilder å bli formattert og brukt slik at dataene behandles og vises i sanntid.

[0055]Ifølge én eller flere utførelsesformer tilveiebringer bruksmodulene 246 understøttelsesfunksjoner for VSP-datainverteringsverktøyet 208. Ifølge én eller flere utførelsesformer innbefatter bruksmodulene 246 en loggekomponent (ikke vist) og en styringskomponent (ikke vist) for et brukergrensesnitt (Ul). Loggekomponenten tilveiebringer et felles anrop etter loggedataene, noe som betyr at bruksmodulene 246 tillater loggedestinasjonen å bli fastsatt av applikasjonen. Loggekomponenten kan også være forsynt med andre trekk, slik som et feil-søkingsprogram, en meldingsforbindelse og et varslingssystem, blant andre. Feilsøkingsprogrammet sender en feilsøkingsmelding til verten ved å bruke systemet. Meldingsforbindelsen sender informasjon til delsystemene, brukerne og andre. Informasjonen som er sendt av meldingsforbindelsen kan avbryte, men behøver ikke å avbryte, operasjonen og kan distribueres til forskjellige steder og/eller brukere i systemet. Varslingssystemet kan være innrettet for å sende feilmeldinger og varsler til forskjellige steder og/eller brukere av systemet. I noen tilfeller kan varselmeldingene avbryte prosessen og vise alarmer.

[0056]I følge én eller flere utførelsesformer frembringer Ul-styringskomponenten (ikke vist) brukergrensesnitt-elementer for visninger. US-styringskomponenten definerer brukerinnmatings-skjermer, slik som menyelementer, kontekstmenyer, verktøylinjer og innstillingsvinduer. Ul-styringsanordningen kan også være innrettet for å dirigere hendelser relatert til disse brukerinnmatingsskjermene.

[0057]Ifølge én eller flere utførelsesformer, er behandlingsmodulene 242 innrettet for å analysere dataene og generere utmatinger. Som beskrevet ovenfor, kan de dataene som er analysert av behandlingsmodulene 242, innbefatte statiske data, dynamiske data, historiske data, sanntidsdata eller andre typer data. De dataene som er analysert ved hjelp av behandlingsmodulene 242 kan videre være relatert til forskjellige aspekter ved feltoperasjonene slik som formasjonsstruktur, geologisk stratigrafi, kjerneprøvetakning, brønnlogging, densitet, resistivitet, fluid-sammensetning, strømningsmengde, brønnhullstilstand, overflatetilstand, utstyrstilstand eller andre aspekter ved feltoperasjonene. Ifølge én eller flere utførelsesformer, blir dataene behandlet ved hjelp av behandlingsmodulen 242 for å fremskaffe flere volumdatasett for lagring og fremhenting.

[0058]Ifølge én eller flere utførelsesformer lagrer datalageret 234 dataene for VSP-datainverteringsverktøyet 208. De data som er lagret i datalageret 234, kan være i et format som er tilgjengelig for bruk i sanntid (f.eks. blir informasjon oppdatert med tilnærmet samme hastighet som informasjonen blir mottatt med). Ifølge én eller flere utførelsesformer blir dataene videresendt til datalageret 234 fra behandlingsmodulene 242. Dataene kan beholdes i filsystemet (f.eks. som en ekstensiv formatteringsspråk-fil (XML-fil)) eller i en database. Brukeren, et dataprogram eller en annen bestemmende entitet kan bestemme hva slags lager som er det som passer best til bruk for et gitt dataelement, og lagrer dataene på en måte for å muliggjøre automatisk flyt av dataene gjennom resten av systemet på en sømløs og integrert måte. Systemet kan også lette manuelle og automatiske arbeidsflyter (f.eks. modellerings-, geologi- og geofysikk-arbeidsflyter) basert på de bestående dataene.

[0059]Ifølge én eller flere utførelsesformer utfører datagjengivelsesenheten 236 visningsalgoritme-beregninger for å frembringe ett eller flere bilder for visning av dataene. Bildene for visualisering av dataene kan presenteres ved å bruke én eller flere kommunikasjonsforbindelser til en bruker ved visningsenheten 216 i overflateenheten 202. Datagjengivelsesenheten 236 kan inneholde et to-dimensjonalt bilde, et tre-dimensjonalt bilde, et brønnsnittsbilde eller andre bilder, enten som en normal eller som valgt av en bruker. Datagjengivelsesenheten 236 kan selektivt levere bilder sammensatt av en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere bilder. Bildene kan, men behøver ikke, synkroniseres med hverandre under visning. Ifølge én eller flere utførelsesformer er datagjengivelsesenheten 236 forsynt med mekanismer for å aktivere forskjellige bilder eller andre funksjoner i systemet. Datagjengivelsesenheten 236 kan videre selektivt tilveiebringe visninger sammensatt av en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere volumdatasett. Volumdatasettene inneholder typisk undersøkelse- og produksjonsdata.

[0060]Selv om spesielle komponenter er skissert og/eller beskrevet for bruk enhetene og/eller modulene i VSP-datainverteringsverktøyet 208, vil det være opplagt at en rekke forskjellige komponenter med forskjellige funksjoner kan inn-rettes for å tilveiebringe formatterings-, behandlings-, bruks- og koordinerings-funksjonene som er nødvendig for å behandle data i VSP-datainverteringsverktøyet 208. Komponentene kan ha flere kombinerte funksjonaliteter og kan være implementert som programvare, maskinvare, fastvare eller egnede kombinasjoner av disse.

[0061]Komponentene (f.eks. behandlingsmodulene 242, datagjengivelsesenheten 236, osv.) i VSP-datainverteringsverktøyet 208 kan videre være plassert i en server 222 på stedet eller på distribuerte steder hvor en fjerntliggende server 224 og/eller en tredje parts server 226 kan være involvert. Serveren 222 på stedet kan være plassert i overflateenheten 202.

[0062]Fig. 3 skisserer et eksempel på en fremgangsmåte for multikomponent-invertering av seismiske VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer. Fremgangsmåten som er skissert på fig. 3, kan f.eks. praktiseres ved å bruke VSP-datainverteringsverktøyet 208 som er beskrevet under henvisning til fig. 2 ovenfor. Ifølge én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsen kan ett eller flere av de elementene som er vist på fig. 3, utelates, gjentas og/eller utføres i en annen rekkefølge. Utførelsesformer av den multikomponente invertering av seismiske VSP-data skal følgelig ikke anses begrenset til de spesielle arrangementene av elementer som er vist på fig. 3.

[0063]I element 301, blir til å begynne med en innledende hastighetsmodell for undergrunnsformasjonen fremskaffet, hvor den innledende hastighetsmodellen representerer akustiske hastigheter for bølgeforplantning i nærheten av brønn-hullet. Ifølge én eller flere utførelsesformer er den innledende hastighetsmodellen basert på historiske data og/eller estimering og innbefatter en en-dimensjonal hastighetsmodell. Eksempler på fremskaffing av den innledende hastighetsmodellen er beskrevet i forbindelse med figurene 4.1 og 4.2 nedenfor.

[0064]I element 302, blir en innsamlingsgeometri bestemt for å fremskaffe VSP-dataene. Som beskrevet i forbindelse med fig. 1.2 ovenfor, representerer innsamlingsgeometrien en seismisk kildeposisjon og én eller flere mottakerposisjoner i brønnhullet. Ifølge én eller flere utførelsesformer, er innsamlingsgeometrien bestemt slik at seismiske bølger krysser et område av interesse i nærheten av brønnhullet for å fremskaffe tilstrekkelige to-dimensjonale seismiske avbildninger av både amplitude- og vinkelinformasjon. Eksempler på bestemmelse av innsamlingsgeometri for å fremskaffe VSP-dataene, er beskrevet under henvisning til figurene 4.1 og 4.4 nedenfor.

[0065]I element 303, blir en seismisk undersøkelse utført for å fremskaffe VSP-dataene ved å bruke innsamlingsgeometrien. Et eksempel på utførelse av en seismisk undersøkelse for å fremskaffe VSP-dataene basert på innsamlingsgeometrien, er beskrevet under henvisning til fig. 1.2 ovenfor.

[0066]I element 304, blir direkte ankomstsignaler i VSP-dataene analysert for å generere forplantningstid (dvs. forsinkelsestid for seismisk bølgeforplantning) for bølgeforplantning fra kildeposisjonen til mottakerposisjonene. Som beskrevet under henvisning til fig. 1.2 ovenfor, representerer posisjoner av signalpakker langs tidslinjen for de tidsbaserte trasedataene seismiske bølgeforplantnings-forsinkelser fra kilden til mottakeren, mens de direkte ankomstsignalene krysser den direkte avstanden fra kilden til mottakeren uten refleksjon. Fordi den direkte avstanden er definert ved hjelp av den forutbestemte innsamlingsgeometrien, kan overføringstidsdata utledes ved å analysere de direkte ankomstsignalene i de tidsbaserte trasedataene.

[0067]I element 305, blir den innledende hastighetsmodulen modifisert for å generere en oppdatert hastighetsmodell ved å utføre en tomografisk invertering av overføringstidsdataene. Ifølge noen utførelsesformer blir innsamlingsgeometrien bestemt slik at den direkte ankomststrålebanen sveiper området av interesse i nærheten av brønnhullet mens mottakeren blir senket ned gjennom et område i brønnhullet. I andre utførelsesformer blir innsamlingsgeometrien bestemt slik at de direkte strålebanene fra den seismiske kilden til flere mottakere dekker området av interesse i nærheten av brønnhullet. VSP-data blir følgelig registrert og overførings-tidsdata blir utledet som en funksjon av dybde og offset (dvs. lateral avstand fra brønnhullet) over det område som er av interesse i nærheten av brønnhullet.

[0068]Tomografi refererer generelt til teknikker for avbildning ved hjelp av snitt eller seksjonering av et objekt ved bruk av bølgeenergi. Tomografisk rekonstruk-sjon (eller invertering) refererer rekonstruksjonen av et bilde av objektet ved behandling av bølgeenergisignaler basert på tomografisk matematisk analyse. I én eller flere utførelsesformer er den tomografiske inverteringen utført i element 305, basert på å sammenligne overføringstid generert i element 304 med et strålebane-integral (basert på innsamlingsgeometrien) for seismiske bølgeforplantnings-hastigheter utledet ved å bruke den innledende og/eller den oppdaterte hastighetsmodellen. I én eller flere utførelsesformer innbefatter den oppdaterte hastighetsmodellen en hastighetsmodell hvor de seismiske bølgeforplantningshastighetene er representert som en funksjon av dybde og offset.

[0069]I element 306, blir det generert en lavfrekvent modell basert på den oppdaterte hastighetsmodellen (f.eks. spesielt de rommessige variasjonene av hastighetsmodellen). Ifølge én eller flere utførelsesformer kan en tidsskala for seismiske data korreleres med en avstands- eller dybdeskala basert på bølgeforplantnings-hastighet. Ifølge én eller flere utførelsesformer kan formasjonsmodellparametere og brønndata (f.eks. en lavfrekvent modell av informasjonen i brønnloggskurven) som funksjon av dybde, korreleres med en tidsskala basert på bølgeforplantnings-hastighet. I dette tilfelle, er korrelasjonene basert på den oppdaterte hastighetsmodellen. Ifølge én eller flere utførelsesformer blir formasjonsmodell-parametere og brønndata konvertert til en lavfrekvent modell for bruk som bakgrunns-informasjon. VSP-data blir følgelig overlagret på den lavfrekvente modellen for å danne inngangsdata for den seismiske inverteringen. Eksempler på generering av en lavfrekvent modell basert på en oppdaterte hastighetsmodellen og bruk av den lavfrekvente modellen ved seismisk invertering, er beskrevet i forbindelse med figurene 4.1 og 4.4 nedenfor.

[0070]I element 307, blir en del av undergrunnsformasjonen i nærheten av brønn-hullet identifisert til å være området som er av interesse, basert på et forutbestemt kriterium. Ifølge én eller flere utførelsesformer, er det forutbestemte kriteriet for identifisering av den del av undergrunnsformasjonen, basert på posisjoner hvor reflektivitetsdata fra trykkbølge til trykkbølge (P til P) og reflektivitetsdata fra trykkbølge til skjærbølge (P til S) er tilgjengelige i VSP-dataene. I element 307, blir videre VSP-dataene behandlet for å generere en dybde/tid-avhengig modell som innbefatter en innfallsvinkel for bølgeforplantning i den identifiserte delen av undergrunnsformasjonen. Den dybde/tids-avhengige vinkelmodellen innbefatter f.eks. innfallsvinkler og/eller refleksjonsvinkler for akustiske og/eller skjærbølgeforplantning som funksjoner av dybde og offset. Som kjent for fagkyndige på området, blir dybden og tiden for bølgeforplantning korrelert med hverandre. Den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen kan derfor representeres i tids-domenet. Ifølge én eller flere utførelsesformer blir den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen brukt til å utlede småbølgeoperatorer for den seismiske inverteringen. Eksempler på en dybde/tidsavhengig vinkelmodell og bruk av en slik modell ved seismisk invertering, er beskrevet under henvisning til figurene 4.1 og 4.4 nedenfor.

[0071]I element 308, blir en klassisk modell for undergrunnsformasjonen generert ved å utføre en seismisk invertering av VSP-dataene ved bruk av den oppdaterte hastighetsmodellen. Ifølge én eller flere utførelsesformer innbefatter den elastiske modellen akustisk impedans, skjærimpedans, og/eller densitet for undergrunnsformasjonen som funksjoner av dybde og offset i nærheten av brønnhullet. Eksempler på den elastiske modellen og generering av en slik modell ved å utføre den seismiske inverteringen, er beskrevet under henvisning til fig. 4.1 og 4.4 nedenfor.

[0072]I element 309, blir den elastiske modellen og brønnloggene for brønnhullet sammenlignet, hvor den elastiske modellen skjærer brønnhullet, for å identifisere forskjellen mellom formasjonsparametere (f.eks. akustisk impedans, skjærimpedans, og/eller densitet). Sammenligningen blir utført som en kalibreringsprosess for å bekrefte utformingen av innsamlingsgeometrien og forskjellige seismiske databehandlingsinnstillinger. I element 309, blir videre innsamlingsgeometrien justert for å generere en justert innsamlingsgeometri som reaksjon på identifisering av forskjellen.

[0073]I én eller flere utførelsesformer, blir innsamlingsgeometrien justert for å utvide den delen av undergrunnsformasjonen slik at både P til P- og P til S-amplitude og vinkelinformasjon finnes over det område som er av interesse.

[0074]I én eller flere utførelsesformer blir innsamlingsgeometrien justert for å øke VSP-dataredundansen innenfor denne delen av undergrunnsformasjonen slik at støy eller usikkerhet blir redusert/minimalisert i de behandlede VSP-dataene.

[0075]I element 310, blir en utvidet seismisk undersøkelse utført for å fremskaffe utvidede VSP-data basert på den justerte innsamlingsgeometrien. Den elastiske modellen blir følgelig justert basert på de utvidede VSP-dataene for å minimalisere differansen i formasjonsparametere mellom den elastiske modellen og brønn-loggene i de posisjonene hvor den elastiske modellen og brønnloggene skjærer hverandre.

[0076]Eksempler på justering av innsamlingsgeometrien, fremskaffelse av utvidede VSP-data og justering av den elastiske modellen er beskrevet under henvisning til figurene 4.3 og 4.4 nedenfor.

[0077]I element 311, blir operasjonene på oljefeltet justert basert på den elastiske modellen. Boringsoperasjoner, produksjonsoperasjoner eller andre feltoperasjoner kan f.eks. justeres basert på formasjonsparameterne for den elastiske modellen.

[0078]Fig. 4.1 skisserer et eksempel på en arbeidsflyt for multikomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer. Eksempler på arbeidsflyt innbefatter en innledende modellbygging og seismisk innsamling 415, tomografisk hastighetsinvertering 416, multikomponent databehandling 417, og seismisk invertering 411. Ett eller flere av disse trinnene kan itereres for å forbedre de seismiske inverteringsresultatene. Resultatene av den seismiske inverteringen 411 (f.eks. akustisk impedans 412, skjærimpedans 413 og/eller densitet 414) kan f.eks. brukes til å revidere formasjonsmodellen 403 og den innledende hastighetsmodellen 404 for å utføre én eller flere av tomografisk invertering 416, multikomponent databehandling 417 og seismisk invertering 411 inntil differansen av resultatene mellom to påfølgende iterasjoner er mindre enn en forutbestemt grense.

[0079]Innenfor trinnene med innledende modellbygging og seismisk innsamling 415, blir nedarvet informasjon og nedarvede data (f.eks. brønnposisjonen, geologi, eldre seismikk, logger og så videre) innsamlet for å generere brønndata 402, en formasjonsmodell 403 og en innledende hastighetsmodell 404 så vel som å bestemme en innsamlingsgeometri 400 fra dette. Brønndata 402 kan f.eks. innbefatte akustisk hastighet (Vp, skjærhastighet Vs) og densitet (p) som en funksjon av dybde. Formasjonsmodellen 403 kan f.eks. være en to-dimensjonal eller tre-dimensjonal modell og kan innbefatte geologiske og geofysiske parametere for formasjonslagene, horisonter, osv., som funksjoner av dybde og offset, som kan oppdateres hver gang ny informasjon blir tilgjengelig (f.eks. basert på kabellogging forut for VSP-innsamling). Et eksempel på en innledende hastighetsmodell 404 er vist på fig. 4.2 hvor en brønnbane 421 for en retningsbrønn er representert som en kurve i den to-dimensjonale skissen av en formasjon 420 med en x-akse forskjøvet fra brønnåpningen 423 på overflaten, og en y-akse som er dybden fra overflaten. Som vist på fig. 4.2 er hastigheter fors seismisk bølge-forplantning i formasjonen 420 representert ved å gjengi mønsteret resignert i visningen 425. Som vist, er den innledende hastighetsmodellen 404 en en-dimensjonal modell hvor hastighetene til den seismiske bølgeforplantningen blir antatt å være avhengig av bare dybden. Hastigheten til den seismiske bølge-forplantningen ved en spesiell dybde for strålebanen 422 fra brønnhullsåpningen 423 til en mottakerposisjon 424 i brønnhullet kan f.eks. brukes til å tilnærme hastigheter ved alle posisjoner ved den spesielle dybden i formasjonen 420. Den innledende hastighetsmodellen 404 kan følgelig ikke bli nøyaktig ved posisjoner i avstand fra brønnhullet. I andre eksempler kan en innledende hastighetsmodellen 404 utledes empirisk basert på data fra tilstøtende brønner eller data relatert til sammensetningen av materialene i formasjonslaget. I slike eksempler, er den innledende hastighetsmodellen 404 et empirisk estimat og behøver ikke å være nøy-aktig. Ytterligere eksempler på en innsamlingsgeometri 400 er beskrevet under henvisning til fig. 1.2 ovenfor. Eksempler på VSP-seismikk 401 fremskaffet basert på innsamlingsgeometrien 400 kan innbefatte amplitudedata fra P til P-bølge-refleksjon (PP), P til S-refleksjon (PS), og forholdet mellom data for akustisk hastighet (Vp) og skjærhastighet (Vs) som funksjoner av dybde og offset.

[0080]Innenfor den innledende modellbyggingen og den seismiske innsamlingen 415, blir videre syntetiske data testbehandlet og invertert etter en forenklet versjon av arbeidsflyten (f.eks. uten tomografisk invertering 416 og dybde/tid-avhengig vinkelmodell 406) for å reprodusere, når det er aktuelt, de innledende dataene

(f.eks. brønndata 402, formasjonsmodell 403 og innledende hastighetsmodell 404)

innenfor en viss toleranse. Arbeidsflyten blir følgelig foreløpig bekreftet forut for utførelse av den fullstendige versjonen av den seismiske inverteringen av VSP-data.

[0081]I trinnene med tomografisk hastighetsinvertering 416, blir innsamlingsgeometri 400 og innledende hastighetsmodell 404 bestemt/generert fra den innledende modellbyggingen og den seismiske innsamlingen 415, mens forplantningstidsdata 405 (for både akustisk bølgeforplantning og skjærbølge-forplantning) blir utledet fra VSP-seismikken 401 som beskrevet under henvisning til fig. 1.2 ovenfor. Basert på matematisk analyse som er kjent for fagkyndige på området, blir den innledende hastighetsmodellen 404 modifisert for å generere den oppdaterte hastighetsmodellen 410 basert på innsamlingsgeometrien 400 og forplantningstidsdataene 405. Ved slik matematisk analyse representerer forplantningstidsdataene 405 en to-dimensjonal eller tre-dimensjonal strålebane integrert med seismisk bølgeforplantningshastighet over det område som er av interesse og som sveipes/dekkes under VSP-innsamlingen. Den matematiske analysen beregner så rekursivt seismiske bølgeformruter og de seismiske bølge-forplantningshastighetene langs slike ruter ved å bruke mellomliggende forplantningstidsdata og kilde/mottaker-posisjoner for innsamlingsgeometrien 400. Den oppdaterte hastighetsmodellen er følgelig en to-dimensjonal eller tre-dimensjonal modell og har forbedret nøyaktighet ved posisjoner i avstand fra brønnhullet.

[0082]I trinnene med multikomponent databehandling 417 blir den oppdaterte hastighetsmodellen 410 brukt til å generere den lavfrekvente modellen 409 som blir brukt som en bakgrunnsmodell for å supplementere VSP-seismikken 401, som typisk ikke innbefatter lavfrekvens-informasjon (f.eks. < 5 Hz). Den lavfrekvente modellen 409 representerer f.eks. parametere i en tidsskala og kan innbefatte informasjon fra formasjonsmodellen 403 som er omformet fra en avstandsskala til tidsskalaen ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodellen 410. Brønndataene 402 kan videre også konverteres til å være basert på tidsskalaen ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodellen 410 for å utføre logg kalibrering 408. Logg-kalibreringen 408 kan spesielt kalibrere eller justere den lavfrekvente modellen 409 basert på en sammenligning av informasjon som befinner seg i brønndataene 402 (dvs. i form av en datalogg langs brønnhullet) med informasjon som befinner seg i den lavfrekvente modellen 409 (dvs. i form av to-dimensjonale eller tre-dimensjonale funksjoner i nærheten av brønnhullet i formasjonen), hvor de to modellene skjærer hverandre ved brønnhullet. Informasjonen som skal sammenlignes, kan f.eks. innbefatte reflektivitet som en funksjon av innfallsvinkel r(6). I tillegg kan den oppdaterte hastighetsmodellen 410 også brukes under arbeidsflyten som parameterinnmating når det passer, slik som bølgefeltseparasjon, normal utflyttingsestimering, sfærisk divergenskompensasjon, avbildning, osv.

[0083]I trinnene med multikomponent databehandling 417, kan videre en dybde/tidsavhengig vinkelmodell 406 utledes fra VSP-seismikken 401 og brukes ved generering av småbølgeoperatorene 407 (dvs. matematiske operatorer brukt ved den seismiske inverteringen 411) i forbindelse med VSP-seismikken 401. Den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen 406 kan f.eks. innbefatte innfalls- og refleksjonsvinkler for PP-refleksjon og PS-refleksjon som en funksjon av 6(TWT) av TWT (dvs. to-veis transittid definert som den tid det tar for en seismisk bølge å forplante seg fra kilden ved overflaten til grensen for et formasjonslag i undergrunnen og så returnere til overflaten). VSP-seismikken 401 og den dybde/tids-avhengige vinkelmodellen 406 innbefatter spesielt informasjon som to-dimensjonale eller tre-dimensjonale funksjoner av dybde og offset i nærheten av brønnhullet. Småbølgeoperatorene 407 har følgelig forbedret nøyaktighet ved posisjoner i avstand fra brønnhullet. Som nevnt ovenfor, kan brønndataene 402 omformes til å være basert på tidsskalaen ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodellen 410 som kan sammenlignes med småbølgeoperatorene 407 ved brønnhullet for å utføre loggkalibrering 408, som kalibrerer eller justerer småbølgeoperatorene 407 basert på brønndataene 402. Oppadgående bølgefelt og brønnlogger blir videre kombinert som innmating (f.eks. tidsvariabel) for å estimere småbølgeoperatorer for den seismiske inverteringen hvor uelastiske effekter på bølgefeltet og Q-faktoren blir estimert og kompensert for. Q-faktoren er spesielt forholdet mellom toppenergien for en bølge og den spredte energien. Etter hvert som bølger forplanter seg, taper de energi med avstand og tid på grunn av sfærisk divergens og absorpsjon. Slike energitap må tas hensyn til ved gjenoppretting av seismiske amplituder for å utføre fluid- og litologitolkninger, slik som amplitude som funksjon av offset-analyse (AVO-analyse). Det er viktig å estimere og kompensere for Q-faktoren ettersom det har vist seg at utilstrekkelig eller ingen Q-faktorkompensasjon kan frembringe misvisende elastiske inverteringsresultater.

[0084]Den seismiske inverteringen 411 blir så utført på kartlagte amplitudedata for PP-refleksjon og PS-refleksjon, deres respektive innfallsvinkler og forholdet mellom data for Vp/Vs for PS-refleksjon som er kartlagt i det samme domene (dvs. et område i nærheten av brønnhullet) som amplitudedataene. Som vist på fig. 4.1 er den seismiske inverteringen 411 basert på småbølgeoperatorene 407 som er utledet ved å bruke den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen 406 og den lavfrekvente modellen 409 som er generert ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodell 410. Selv om en typisk seismisk invertering av VSP-data bare er i stand til å generere akustisk impedansinformasjon, kan skjærimpedanse 413 og densitet 414 også genereres ved hjelp av den seismiske inverteringen 411 i tillegg til den akustiske impedansen 412, basert på to-dimensjonal eller tre-dimensjonal informasjon fremskaffet av den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen 406. Skjær-impedansen 413 og densiteten 414 blir spesielt generert over det domene hvor skjæravbildningen (dvs. data relatert til PS-refleksjonen) finnes, som typisk er et delsett av det domene hvor det akustiske bilde (dvs. data relatert til PP-refleksjonen) finnes.

[0085]Fig. 4.3 skisserer et eksempel på behandlede VSP-data for flerkomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer.

Fig. 4.3 er tegnet på fire ark som figurene 4.3.1-4.4.4 for tydelighets skyld. Som vist, innbefatter de behandlede VSP-dataene et bilde 431 av en PP-refleksjonsamplitude, et bilde 432 av en PS-refleksjonsamplitude, et bilde 433 av en PP-innfallsvinkel og et bilde 434 av en PS-innfallsvinkel. Amplitude- og innfallsvinkelverdiene (spesielt den trigonometriske sinusfunksjonen til innfallsvinkelen) er representert ved gjengivelsesmønstre definert i figurteksten 436. Disse fire bildene er vist som to-dimensjonale plottinger hvor X-aksen representerer CDP (dvs. felles dybdepunkt (common depth point), som er relatert til offset-verdien) og Y-aksen som representerer en dybde langs en konvertert TWT-tidsskala. På de fire bildene svarer det punkt hvor TWT=0 og CDP=1 svarer til den seismiske kilden på overflaten, mens et område 435 er identifisert som svarende til et område av interesse i nærheten av brønnhullet, hvor området av interesse svarer til et dybdeområde ekvivalent med fra 1,0 til 1,7 på den omformede TWT-skalaen og 15-63 på CDP-skalaen. Som vist på fig. 4.3 finnes både PP- og PS-refleksjonsamplituden og innfallsvinkel-informasjonen bortsett fra et område i et hjørneparti 435-1 av det identifiserte område 435. Som nevnt ovenfor, kan den multikomponente seismiske inverteringen av VSP-data utføres over det identifiserte område 435 med unntak av hjørnepartiet 435-1. Resultater av den multikomponente seismiske inverteringen av VSP-data kan tilsvarende genereres over mesteparten av det område som er av interesse i nærheten av brønnhullet.

[0086]Fig. 4.4 skisserer et eksempel på resultater for multikomponent seismisk invertering av VSP-data i samsvar med én eller flere utførelsesformer. Fig. 4.4 er tegnet på tre ark som figurene 4.4.1-4.4.3 for tydelighets skyld. Som vist innbefatter resultatene et eksempel på en akustisk impedansmodell 441, en skjærimpedansmodell 442 og en densitetsmodell 443 som en del av en elastisk modell som er generert ved å utføre den multikomponente seismiske inverteringen av VSP-dataene som er vist på fig. 4.3 ovenfor. Den elastiske modellen er vist å dekke et dybdeområde ekvivalent med 1,0 til 1,7 på den konverterte TWT-skalaen og 15-63 på CDP-skalaen i overensstemmelse med det område av interesse som er beskrevet på fig. 4.3 ovenfor. Verdier av den akustiske impedansen, skjær-impedansen og densiteten er representert ved å gjengi mønstre definert i figurteksten 445. Formasjonslagene i nærheten av brønnhullet er flate, og er parallelle horisontale lag som korrekt avspeilt i de tre modellene 441, 442, 443 med offset-uavhengige elastiske parametere. De to-dimensjonale plottingene av de tre modellene 441, 442, 443 er følgelig også plottet som fraser som hver består av en brønnloggkurve, en inverteringsresultatkurve og en lavfrekvent modellkurve identifisert på grunnlag av figurteksten 445. Det omsluttede område 441-2 på de tre to-dimensjonale plottingene representerer brønnhullet lokalisert ved CDP=21. De elastiske parameterne innenfor det omsluttede område 441-2 oppviser høyere oppløsning som svarer til innledningsvis innsamlet høyere frekvensinformasjon fra brønndataene 402 (dvs. brønnloggkurvene) sammenlignet med den lavere oppløsning/frekvens-informasjonen utenfor det omsluttede område 441-2, hvor kurvene for inverteringsresultatet hovedsakelig er basert på bestemmelsen av VSP-seismikken 401 overlagret på de lavfrekvente modellkurvene. Den tilsyne-latende overensstemmelse mellom brønnloggkurvene og inverteringsresultat-kurvene indikerer den høye kvaliteten til den flerkomponente seismiske inverteringen av VSP-data.

[0087]Som vist på fig. 4.4, svarer videre en del 441-1 av det område som er dekket av den elastiske modellen, til det område som er av interesse beskrevet i forbindelse med fig. 4.3 ovenfor. Hjørnepartier 435-1 på fig. 4.3 hvor skjærbilde-dataene mangler, svarer spesielt til det hjørnepartiet 443-1 på de tre modellene 441, 442, 443 hvor elastiske parametere mangler. Som diskutert ovenfor, i forbindelse med trinn 309 på fig. 3, kan innsamlingsgeometrien 400 på fig. 4.1 justeres, og VSP-seismikken 401 på fig. 4.1 kan utvides, suppleres med en utvidet seismisk undersøkelse basert på den justerte innsamlingsgeometrien 400 på fig. 4.1 for å eliminere/minimalisere hjørnepartiet 435-1 på fig. 4.3 og 441-1 slik at både P til P- og P til S-amplituden og vinkelinformasjonen finnes over det område som er av interesse.

[0088]Utførelsesformer av multikomponent seismisk invertering av VSP-data kan implementeres på praktisk talt en hvilken som helst type datamaskin uansett hvilken plattform som brukes. Som vist på fig. 5, innbefatter f.eks. et datasystem 500 én eller flere prosessorer 502 slik som en sentralenhet CPU eller en annen maskinvareprosessor, tilhørende arbeidslager 504 (f.eks. et direktelager RAM, et hurtiglager, et lagringskort, osv.), en lagringsanordning 506 (f.eks. en harddisk), en optisk plate slik som en kompaktplate eller en digital videoplate (DVD), en minne-pinne, osv.), og mange andre elementer og funksjonaliteter som er typisk for dagens datamaskiner (ikke vist). Datamaskinen 500 kan også innbefatte innmatingsanordninger, slik som et tastatur 508, en mus 510, eller en mikrofon (ikke vist). Datamaskinen 500 kan videre innbefatte utmatingsanordninger slik som en monitor 512 (f.eks. en flytende krystallskjerm (LCD), en plasmaskjerm eller et katodestrålerør (CRT). Datamaskinsystemet 500 kan være forbundet med et nett-verk 514 (f.eks. et lokalnett (LAN), et regionnett (WAN), slik som internett, eller en hvilken som helst annen lignende type nett) via en nettgrensesnittforbindelse (ikke vist). Fagkyndige på området vil forstå at mange forskjellige typer datamaskin-systemer finnes (f.eks. borddatamaskiner, bærbare datamaskiner, personlige mediaanordninger, en mobil anordning slik som en mobiltelefon eller en personlig digital assistent, eller et hvilket som helst annet beregningssystem som er i stand til å utføre datamaskinlesbare instruksjoner), og de forannevnte innmatings- og utmatingsanordningene kan ha en hvilken som helst annen form som nå er kjent eller som blir utviklet senere. Generelt innbefatter datasystemet 500 de minimale behandlings-, innmatings- og/eller utmatingsanordningene som er nødvendig for å praktisere én eller flere utførelsesformer.

[0089]Fagkyndige på området vil videre forstå at ett eller flere elementer i det foran angitte datasystemet 500 kan være lokalisert på et fjerntliggende sted og forbundet med de andre elementene over et nett. Én eller flere utførelsesformer kan videre være implementert på et distribuert system som har et antall noder, hvor hver del av implementeringen (f.eks. styringsverktøyet, serverne) kan være plassert på en forskjellig node i det distribuerte systemet. I én eller flere utførelses-former svarer en node til et datasystem. Alternativt kan noden svare til en prosessor med tilhørende fysisk lager. Noden kan alternativt svare til en prosessor med delt lager og/eller delte ressurser. Programvareinstruksjoner for å utføre én eller flere utførelser kan videre være lagret på et datamaskinlesbart medium slik som en kompaktplate (CD), en diskett, et bånd eller et hvilket som helst annet datamaskinlesbart lagringsmedium.

[0090]Systemene og fremgangsmåtene som er tilveiebrakt, er relatert til innhenting av hydrokarboner fra et oljefelt. Man vil forstå at de samme systemene og fremgangsmåtene kan brukes til å utføre undergrunnsoperasjoner slik som gruvedrift, vannutvinning og produksjon av andre undergrunnsfluider eller andre geomaterialer fra andre felt. Deler av systemene og fremgangsmåtene kan videre implementeres som programvare, maskinvare, fastvare eller kombinasjoner av dette.

[0091]Selv om multikomponent seismisk invertering av VSP-data er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen ved å sette seg inn i denne beskrivelsen, forstå at andre utførelsesformer kan tenkes som ikke avviker fra rammen for den multikomponente, seismiske inverteringen av VSP-data som er beskrevet her. Selv om fig. 1.2 f.eks. skisserer en spesiell VSP-innsamlingsutforming, kan andre VSP-utforminger (f.eks. VSP med null-offset, offset VSP, bortgående VSP, multiasimutal bortgående VSP, tre-dimensjonal VSP, overgående VSP, VSP i nærheten av salt, skjærbølge-VSP og borestøy-VSP eller VSP-seismikk under boring, osv.) kan også brukes. Omfanget av den multikomponente seismiske inverteringen av VSP-data skal følgelig bare begrenses av de vedføyde patentkrav.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte for seismisk invertering av vertikale seismiske profildata (VSP-data) på et oljefelt som har en undergrunnsformasjon gjennomtrengt av et brønnhull, omfattende: å fremskaffe en innledende hastighetsmodell for undergrunnsformasjonen, hvor den innledende hastighetsmodellen omfatter akustiske hastigheter for bølgeforplantning i nærheten av brønnhullet; å bestemme en innsamlingsgeometri for å fremskaffe VSP-dataene, hvor innsamlingsgeometrien omfatter et antall mottakerposisjoner i brønnhullet og en kildeposisjon; å utføre en seismisk undersøkelse for å fremskaffe VSP-dataene basert på innsamlingsgeometrien; å analysere, ved å bruke en sentral behandlingsenhet (CPU) i et datasystem, direkte ankomstsignaler i VSP-dataene for å generere forplantningstidsdata for bølgeforplantning fra kildeposisjonen til antallet mottakerposisjoner; å modifisere, ved å bruke CPU-en, den innledende hastighetsmodellen til å generere en oppdatert hastighetsmodell ved å utføre en tomografisk invertering av forplantnings-tidsdataene; å generere, ved å bruke CPU-en, en elastisk modell av undergrunnsformasjonen ved å utføre den seismiske inverteringen av VSP-dataene ved å bruke den oppdaterte hastighetsmodellen; og å justere operasjonene på oljefeltet basert på den elastiske modellen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den oppdaterte hastighetsmodellen omfatter en to-dimensjonal hastighetsmodell.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elastiske modellen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av en akustisk impedans, en skjærimpedans og en densitet for undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å generere en lavfrekvent modell basert på den oppdaterte hastighetsmodulen, hvor utførelse av den seismiske inverteringen av VSP-dataene videre benytter den lavfrekvente modellen.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å identifisere en del av undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet basert på et forutbestemt kriterium; og å behandle VSP-dataene for å generere en dybde/tidsavhengig vinkelmodell som omfatter en innfallsvinkel for bølgeforplantning i vedkommende del av undergrunnsformasjonen, hvor utførelsen av den seismiske inverteringen av VSP-dataene videre benytter den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende: å behandle VSP-dataene for å generere trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdata (PP-data) og trykkbølge-til-skjærbølge-reflektivitetsdata (PS-data), hvor den andel av undergrunnsformasjonen blir identifisert hvor både trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdatene og skjærbølge-til-skjærbølge-reflektivitetsdataene er tilgjengelige.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende: å sammenligne der hvor den elastiske modellen skjærer brønnhullet, den elastiske modellen og brønnloggene for brønnhullet for å identifisere en differanse i formasjonsparametere; å justere innsamlingsgeometrien for å generere en justert innsamlingsgeometri som reaksjon på identifisering av differansen, hvor innsamlingsgeometrien blir justert for minst én valgt fra en gruppe bestående av å utvide vedkommende del av undergrunnsformasjonen og å øke VSP-dataredundansen innenfor vedkommende parti av undergrunnsformasjonen; å utføre en utvidet seismisk undersøkelse for å fremskaffe utvidede VSP-data basert på den justerte innsamlingsgeometrien; og å justere den elastiske modellen basert på de ekspanderte VSP-dataene for å minimalisere differansen.

8. System for seismisk invertering av vertikale seismiske profildata (VSP-data) for et oljefelt som har en undergrunnsformasjon gjennomtrengt av et brønnhull, hvor systemet omfatter: en seismisk bølgekildeanordning innrettet for å utføre en seismisk undersøkelse; et antall mottakere anordnet inne i brønnhullet og innrettet for å fremskaffe VSP-data under den seismiske undersøkelsen; et VSP-datainverteringsverktøy innrettet for: å identifisere en del av undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet basert på et forutbestemt kriterium; å behandle VSP-dataene for å generere en dybde/tidsavhengig vinkelmodell omfattende en innfallsvinkel for bølgeforplantning i vedkommende del av undergrunnsformasjonen; og å utføre den seismiske inverteringen av VSP-dataene ved å bruke den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen til å generere en elastisk modell for undergrunnsformasjonen; og en overflateenhet omfattende en styringsenhet innrettet for å justere operasjonene på oljefeltet basert på den elastiske modellen.

9. System ifølge krav 8, hvor den elastiske modellen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av akustisk impedans, skjærimpedans og densitet for undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet.

10. System ifølge krav 8, hvor VSP-datainverteringsverktøyet videre er innrettet for: å behandle VSP-dataene for å generere trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdata (PP-data) og trykkbølge-til-skjærbølge-bølgereflektivitetsdata (PS-data), hvor den del av undergrunnsformasjonen blir identifisert hvor både trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdataene og skjærbølge-til-skjærbølge-reflektivitetsdataene er tilgjengelige.

11. System ifølge krav 8, hvor VSP-datainverteringsverktøyet videre er innrettet for: å fremskaffe en innledende hastighetsmodell for undergrunnsformasjonen, hvor den innledende hastighetsmodellen omfatter akustiske hastigheter for bølgeforplantning i nærheten av brønnhullet; å bestemme en innsamlingsgeometri som omfatter posisjoner for den seismiske kilden og antallet mottakere; å analysere direkte ankomstsignaler i VSP-dataene for å generere forplantningstidsdata for bølgeforplantning fra en posisjon for den seismiske kilden til posisjoner for antallet mottakere; å modifisere den innledende hastighetsmodellen for å generere en oppdatert hastighetsmodell ved å utføre tomografisk invertering av forplantnings-tidsdataene; og å utføre den seismiske inverteringen av VSP-dataene videre basert på den oppdaterte hastighetsmodellen for å generere den elastiske modellen for undergrunnsformasjonen.

12. System ifølge krav 11, hvor den oppdaterte hastighetsmodellen omfatter en to-dimensjonal hastighetsmodell.

13. System ifølge krav 11, hvor VSP-datainverteringsverktøyet videre er innrettet for. å generere en lavfrekvent modell basert på den oppdaterte hastighetsmodellen, hvor utførelsen av den seismiske inverteringen av VSP-dataene videre benytter den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen.

14. System ifølge krav 11, hvor VSP-datainverteringsverktøyet videre er innrettet for: å sammenligne den elastiske modellen og brønnloggen for brønnhullet der hvor den elastiske modellen skjærer brønnhullet, for å identifisere en differanse i formasjonsparametere; og å justere innsamlingsgeometrien for å generere en justert innsamlingsgeometri som reaksjon på identifisering av differansen, hvor innsamlingsgeometrien blir justert for minst én parameter valgt fra en gruppe bestående av å ekspandere vedkommende parti av undergrunnsformasjonen og å øke VSP-dataredundansen innenfor vedkommende parti av undergrunnsformasjonen; å utføre ekspanderte seismiske undersøkelser for å fremskaffe ekspanderte VSP-data basert på den justerte innsamlingsgeometrien; og å justere den elastiske modellen basert på de ekspanderte VSP-dataene for å minimalisere differansen.

15. Datamaskinlesbart medium for lagring av instruksjoner for seismisk invertering av vertikale seismiske profildata (VSP-data) for et oljefelt som har en undergrunnsformasjon gjennomtrengt av et brønnhull, hvor instruksjonene, når de utføres, får en prosessor til: å fremskaffe en innledende hastighetsmodell for undergrunnsformasjonen, hvor den innledende hastighetsmodellen omfatter akustiske hastigheter for bølgeforplantning i nærheten av brønnhullet; å bestemme en innsamlingsgeometri for å fremskaffe VSP-dataene, hvor innsamlingsgeometrien omfatter et antall mottakerposisjoner i brønnhullet og en kildeposisjon; å utføre en seismisk undersøkelse for å fremskaffe VSP-dataene basert på innsamlingsgeometrien; å analysere, ved å bruke en sentralenhet (CPU) i et datasystem, direkte ankomstsignaler i VSP-dataene for å generere forplantningstidsdata for bølge-forplantning fra kildeposisjonen til antallet mottakerposisjoner; å modifisere, ved å bruke CPU-en den innledende hastighetsmodellen til å generere en oppdatert hastighetsmodell ved å utføre en tomografisk invertering av forplantningstidsdataene; å generere, ved å bruke CPU-en, en elastisk modell av undergrunnsformasjonen ved å utføre den seismiske inverteringen av VSP-dataene ved å benytte den oppdaterte hastighetsmodellen; og å justere operasjonene på oljefeltet basert på den elastiske modellen.

16. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 15, hvor den oppdaterte hastighetsmodellen omfatter en to-dimensjonal hastighetsmodell, og hvor den elastiske modellen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av akustisk impedans, skjærimpedans og densitet for undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet.

17. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 15, hvor instruksjonene, når de utføres, videre får prosessoren til: å generere en lavfrekvent modell basert på den oppdaterte hastighetsmodellen, hvor utførelse av den seismiske inverteringen av VSP-data videre benytter den lavfrekvente modellen.

18. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 15, hvor instruksjonene, når de utføres, videre får prosessoren til: å identifisere et parti av undergrunnsformasjonen i nærheten av brønnhullet basert på et forutbestemt kriterium; og å behandle VSP-dataene for å generere en dybde/tidsavhengig vinkelmodell som omfatter en innfallsvinkel for bølgeforplantning i vedkommende parti av undergrunnsformasjonen, hvor utførelse av den seismiske inverteringen av VSP-dataene videre benytter den dybde/tidsavhengige vinkelmodellen.

19. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 18, hvor instruksjonene, når de utføres, videre får prosessoren til: å behandle VSP-dataene for å generere trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdata (PP-data) og trykkbølge-til-skjærbølge-reflektivitetsdata (PS-data), hvor vedkommende parti av undergrunnsformasjonen blir identifisert der hvor både trykkbølge-til-trykkbølge-reflektivitetsdataene og skjærbølge-til-skjærbølge-reflektivitetsdataene er tilgjengelige.

20. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 18, hvor instruksjonene, når de utføres, videre får prosessoren til: å sammenligne, der hvor den elastiske modellen skjærer brønnhullet, den elastiske modellen og brønnloggene for brønnhullet for å identifisere en differanse i formasjonsparametere; å justere innsamlingsgeometrien for å generere en justert innsamlingsgeometri som reaksjon på identifisering av differansen, hvor innsamlingsgeometrien blir justert for minst én valgt fra en gruppe bestående av å ekspandere vedkommende del av undergrunnsformasjonen og å øke VSP-dataredundansen innenfor vedkommende parti av undergrunnsformasjonen; å utføre en ekspandert seismisk undersøkelse for å fremskaffe ekspanderte VSP-data basert på den justerte innsamlingsgeometrien; og å justere den elastiske modellen basert på de ekspanderte VSP-data for å minimalisere differansen.