NO318923B1 - Fremgangsmate for a kartlegge sedimentologisk kontinuitet mellom kryssbronner ved a benytte en separasjon av seismiske kompresjons- og skjaerbolgekomponenter - Google Patents

Description

Oppfinnelsens bakgrunn

Oppfinnelsen gjelder fagfeltet seismisk energi-kartlegging av geologiske formasjoner. Mer spesifikt dreier oppfinnelsen seg om bestemmelse av geologisk kontinuitet i et reservoar i en geologisk formasjon mellom borehull ved å måle seismiske energioverføringsegenskaper til de geologiske formasjonene mellom borehullene.

Beskrivelse av den kjente teknikk

Geologiske formasjoner i undergrunnen har noen steder permeable soner som tillater væskestrømninger. Disse kaller vi reservoarer. Borehull bores inn i reservoarene for å trekke ut fluidene som kan omfatte kommersielt nyttige materialer som petroleum. Brønnoperatører er spesielt opptatt av den geologiske struktur av reservoaret, ettersom denne strukturen vedrører plasseringen av borehullene som brukes til å trekke ut fluidene.

Det finnes forskjellige fremgangsmåter for å tolke den geologiske strukturen i reservoaret ut fra målinger gjort ved jordens overflate, så som refleksjonsseismiske undersøkelser. Andre fremgangsmåter omfatter korrelasjon mellom borehull av målinger gjort inne i borehullene, hvor disse målingene gjøres ved hjelp av forskjellige typer brønnloggeinstrumenter som alle er kjent innen faget.

Fremgangsmåten for borehullslogging og seismiske under-søkelser er generelt ikke i stand til å bestemme om et reservoar er geologisk kontinuerlig mellom to spesielle borehull. Kjennskap til om det eksisterer noen geologisk kontinuitet kan være viktig for borehullsoperatøren for å plassere nye borehull best mulig. En fremgangsmåte for å kartlegge geologiske kontinuiteter er beskrevet i US-patent nr. 5,144,590 (Chon). Fremgangsmåten som beskrives i Chons <*>590 omfatter å sette inn en seismisk energikilde i ett borehull, og måle den seismiske energien som beveger seg til mottakere plassert i et annet borehull som også gjennomtrenger reservoaret. De spektrale karakteristika av energien som når frem til mottakerne ettersom den beveger seg fra kilden, kan analyseres for å bestemme om reservoaret er geologisk kontinuerlig mellom borehullene. ;En begrensning for fremgangsmåten beskrevet i Chons ^90-patent er at all energien fra kilden benyttes for å bestemme konnektiviteten mellom borehullene. I bestemte til-feller kan reservoaret være geologisk forbundet mellom borehullene mens fluidet som befinner seg mellom borehullene ikke nødvendigvis behøver å være kontinuerlig. Et konnektivitetskart basert på all energien som overføres mellom borehull kan indikere en geologisk diskontinuitet i et slikt tilfelle selv om reservoaret er hydraulisk sammenhengende mellom borehullene . ;En annen begrensning av fremgangsmåten i Chons '590-patent kan illustreres ved et tilfelle hvor mineralinnholdet i formasjonen, hvorav reservoaret er sammensatt, endrer seg mellom borehullene. I dette tilfellet kan fremgangsmåten ifølge Chons <*>590-patent indikere geologisk diskontinuitet mellom borehullene selv om reservoaret faktisk er hydraulisk kontinuerlig mellom borehullene.

Det er ønskelig å utvide fremgangsmåten beskrevet i Chons '590-patent, noe som gjør det mulig for brukeren å bestemme geologisk kontinuitet, selv når det er en minera-logisk fluidinnholdsforandring i reservoaret mellom borehullene .

Sammendrag av oppfinnelsen

De karakteriserende trekk ved den foreliggende oppfin-nelse fremgår av det selvstendige krav 1. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de vedføyde uselvstendige krav.

Oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å bestemme kontinuiteten av geologiske formasjoner mellom borehull ved å analysere seismisk energi påført formasjonene og overført mellom borehull. Den seismiske energien blir påført formasjonene ved flere dyp i et første borehull. Den seismiske energien mottas ved flere dyp i et annet borehull. Kompresjons- og skjærbølgekomponenter i den seismiske energien som mottas i det andre borehullet blir separert. Et frekvensspektrum blir bestemt både for kompresjons- og skjær-bølgekomponenten av den seismiske energien, ved hvert valgt dyp. Fellespåførte dybdestakker av kompresjons- og skjær-bølgekomponentene samles for de dybdene som den seismiske energien er påført. Fellesmottatte dybdestakker av kompresjons- og skjærbølgekomponentene samles for de utvalgte dyp hvor den seismiske energien blir mottatt. De samlede fellespåførte dybdestakkene av kompresjons- og skjærbølge-komponentene plottes, og de samlede fellesmottatte dybde-stakkene av kompresjons- og skjærbølgekomponentene plottes. Formasjoner som har sammenheng mellom sine frekvensspektra for kompresjonsbølgekomponenten og formasjoner som har sammenheng mellom skjærbølgekomponentene, kan bli detektert, og ut fra dette kan en kontinuitetsgrad i reservoaret mellom det første borehullet og det andre borehullet, bli bestemt.

Kort beskrivelse av figurtegningene

Figur IA viser hvordan de seismiske signalene ifølge oppfin nelsen samles inn. Figur IB viser bølgebaner for utvalgte dybder i hvert bore hull hvor energien er påført og mottatt. Figur 2 viser en samling av konnektivitetskart generert med separerte kompresjons- og skjærbølgefelt, og et konnektivitetskart på grunnlag av forholdet mellom kompresjons- og skjærbølgeamplitude.

Beskrivelse av den foretrukne utførelse

Oppfinnelsen bruker signaler som resulterer fra seismisk energi overført mellom borehull. De seismiske signalene kan samles inn ved å anvende seismisk energi ved forskjellige dybder innenfor et første borehull gjennom geologiske formasjoner og å motta energi overført gjennom de geologiske formasjonene i et annet borehull gjennom de geologiske formasjonene, plassert i en avstand fra det første borehullet. En fremgangsmåte for å oppnå passende seismiske signaler for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er beskrevet i US-patent nr. 5,144,590 (Chon). Fremgangsmåten er illustrert i figur IA og IB. I figur IA er en seismisk energikilde 10 vist plassert ved utvalgte dybder i det første borehullet 12 boret gjennom geologiske formasjoner omfattende et reservoar, generelt med henvisningstall 17. Kilden 10 kan være en hvilken som helst vibrator av de typene som er kjent i fagmiljøet, for eksempel vibratorer, gnistgeneratorer ("sparkere") og eksplosiver. Det foretrekkes at kilden 10 genererer seismisk energi med et frekvensområde fra 10 til 50 Hz i det nedre område, og 2000-3000 Hz for den øvre grense. Kilden 10 kan føres inn i og trekkes tilbake fra det første borehullet 12 ved hjelp av en armert elektrisk kabel 11 eller et annet føringssystem kjent innen fagområdet. Det andre borehullet 16 kan være plassert i en avstand fra det første borehullet 12 og er vist i figur IA som gjennomtrengende i reservoaret 17. En seismisk mottaker 18 kan plasseres ved utvalgte dybder i det andre borehullet

16. I figur IA er mottakeren 18 vist som omfattende fire individuelle mottakerenheter, men antall mottakerenheter i mottakeren 18 må ikke oppfattes som begrensende for oppfinnelsen. Så få mottakerenheter som én enhet kunne ha vært anvendt, men av praktiske og operasjonsøkonomiske hensyn foretrekkes det at mottakeren 18 omfatter så mange mottakerenheter som det praktisk kan settes inn i borehullet i det andre borehullet 16 på én gang. En mottaker som har fem slike mottakerenheter er beskrevet for eksempel i salgsbrosjyren med tittelen "Multilevel Receiver", Western Atlas Logging Services, Houston, Texas, 1994. Mottakeren 18 kan også senkes ned i og trekkes tilbake fra borehullet ved hjelp av en armert elektrisk kabel 13 eller lignende bærer kjent innen faget. Mottakeren 18 kan omfatte hydrofoner, eller helst flere geofoner som hver er følsomme overfor bevegelse langs en sensorakse. En foretrukket type mottakere som kan utføre målinger som behøves for oppfinnelsen er beskrevet i "Multilevel Receiver" nevnt ovenfor.

Kilden 10 blir periodisk brukt for energiutsendelse, vist som bølger 15, inn i de geologiske formasjonene. De seismiske bølgene 15 beveger seg gjennom formasjonene og når eventuelt mottakeren 18. Ved å utelukke fra beskrivelsen effektene av hvilken som helst refraksjon som måtte finne sted, beveger de seismiske bølgene 15 seg generelt langs de korteste baner, vist ved 19 mellom kilden 10 og mottakeren 18. En av mottakerenhetene vil generelt være plassert langs en av de korteste banene 19 til det andre borehullet 16.

Under innsamling av seismiske signaler for oppfinnelsen, kan kilden 10 brukes for energiutsendelse flere ganger, og energien mottas ved forskjellige mottakerenheter, og mottakerenheten 18 kan flyttes til et nytt utvalgt dybdenivå innenfor det andre borehullet 16 hvorpå prosessen kan gjentas. Kilden 10 kan så flyttes til en forskjellig utvalgt dybde innenfor borehullet 12, og brukes for energiutsendelse mens mottakeren igjen er plassert ved sine tidligere utvalgte dybder slik at den seismiske energien kan bevege seg langs de korteste baner 19. Fremgangsmåten for å undersøke ved flere forskjellige utvalgte mottakerdybder og utvalgte kildedybder kan bedre forstås ved å henvise til figur IB. De forskjellige dybdene hvor mottakerenhetene er plassert er vist som 18A til 18G. Ved hver utvalgt mottakerenhetsdybde, for eksempel 18A, kan kilden (10 i figur IA) brukes til energiutsendelse ved sin egen utvalgte dybde som for eksempel 10A, og så flyttes til en ny utvalgt dybde som 10B, og energiutsendelses- og mottakelsesprosessen kan gjentas, inntil alle de utvalgte kildedybdene, 10B til 10G, som systemoperatøren har bestemt skal dekkes av undersøkelsen.

De seismiske bølgene (15 i figur IA) kan, avhengig av hva slags kilde 10 som benyttes, omfatte kompresjonsenergi eller skjærenergi, eller en kombinasjon av de to typene energi. I tillegg kan noen typer kilder som primært genererer kompresjonsenergi også generere skjærenergi når de aktiveres i et fluid (ikke vist) som kan fylle det første borehullet 12, hvor skjærenergien er et resultat av interaksjon av kompresjonsenergi ved kontaktflaten mellom den geologiske formasjonen og fluidet. Kontaktflaten er veggen i det første borehullet 12. Som et resultat av dette kan både kompresjons-og skjærbølgeenergi bevege seg gjennom formasjonen til mottakeren (18 i figur IA). Signal generert av mottakeren 18 som respons på den seismiske energien kan inneholde komponenter av skjær- og kompresjonsenergi.

Etter at de seismiske signalene har blitt samlet inn og registrert omfatter oppfinnelsen å separere signalkomponentene i hver individuell mottakers signal som resulterer fra kompresjonsenergi fra signalkomponenter som kommer fra skjærenergi. Fremgangsmåter for å skille ut kompresjons-signalkomponenter (P) fra skjaerbølgekoraponenter (S) er kjent innen faget. Separasjonsfremgangsmåten som velges vil avhenge mellom annet av om mottakeren (18 i figur IA) omfatter hydrofoner eller flerkomponentsgeofoner. Hvis mottakeren 18 omfatter hydrofoner, kan kompresjons- og skjærbølge- (P/S-) signalkomponentseparasjon utføres ved hastighetsfiltrering. Fremgangsmåter for hastighetsfiltrering er kjent innen geofysikken. Hastighetsfiltrering kan separere P- og S-komponentene fordi, som kjent i geofysikken, kompresjonsenergi forplanter seg gjennom de geologiske formasjonene tilnærmet dobbelt så fort som skjærbølgeenergi.

Alternativt, hvis mottakeren 18 omfatter flerkomponents-geof oner, kan P- og S-signalkomponentenes separasjon utføres ved å identifisere bevegelsesretningen av formasjonens par-tikler med hensyn til utbredelsesretningen av den seismiske energien. Generelt vil kompresjonsenergi ha partikkelbevegelse vesentlig parallell med utbredelsesretningen av den seismiske energien. Skjærenergi, på den annen side, vil ha partikkelbevegelse i det vesentlige på tvers av energiens utbredelsesretning. Geofoner i det andre borehullet 16, som er orientert for å være sensitive overfor partikkelbevegelse parallell med utbredelsesretningen mellom kilden 10 og mottakeren 18 vil detektere kompresjonsenergien. Geofoner orientert for å være sensitive overfor partikkelbevegelse vesentlig på tvers av utbredelsesretningen vil fange opp skjærenergien. Hvis geofonene er orientert med skrå vinkel i forhold til utbredelsesretningen, finnes det fremgangsmåter kjent innen faget, for eksempel hodografi, for å løse partikkelbevegelsen ut fra signalene i de individuelle geofonene. Eksempler finnes "Vertical Seismic Profiling", Bob A. Hardage, Geophysical Press, London, 1983, pp. 308-309.

Etter at P- og S-signalkomponentene er separert, kan frekvensspekteret bestemmes for hver av signalkomponentene. Bestemmelsen av frekvensspekteret kan utføres ved en såkalt hurtig "Fast" Fouriertransform (FFT) eller lignende spektral-analyse kjent innen faget. Resultatet av spektralanalysen omfatter typisk et forhold av signalkomponentamplitude med hensyn til frekvens. Dette forholdet kan representeres grafisk eller kan presenteres som en serie ordnede par som representerer frekvens og amplitude. For enkelhets skyld for systemoperatøren kan et tredje forhold genereres fra P- og S-spektrene ved forholdet av P-komponentamplitude til S-komponentamplitude: P/S-forholdet eller dets inverse: S/P-forholdet.

Analyse av det individuelle signalkomponentspekteret kan så utføres ved en fremgangsmåte beskrevet i US-patent nr. 5,144,590 (Chon). Kort sagt kan P-, S-, og P/S-forholds-komponentene med hensyn til frekvens, summeres eller stakkes for hvert intervall som representerer en felles dybde i det første borehullet 12 for kilden 10. Spekteret som representerer dybder for den felles mottakeren 18 i det andre borehullet 16 kan også stakkes. De stakkede felleskilde-dybdespektrene kan sammenlignes med de stakkede felles-mottaker-dybdespektra for hvert dybdeintervall som faller innenfor en søkeåpning mellom det første borehullet 12 og det andre borehullet 16.

Eksempler på konnektivitetskart-plott for P-, S- og P/S-forholdskomponentene generert ved fremgangsmåten ifølge Chons '590-patent er vist i figur 2. Et P-komponent-konnektivitetskart er vist ved 20. S-komponent- og S/P-forholdskomponent-(som er funksjonelt ekvivalent med P/S-forholdskomponenten)

konnektivitetskart er vist, respektive ved 22 og 24.

Det er nå kjent at trekk som tilsvarer signifikante trekk i reservoaret 17 som er identifiserbare i separate P-og S-spektral-konnektivitetskartlegging ikke kan identifiseres i konnektivitetskart generert ved den kjente teknikk, som omfatter å analysere sammensatte spektra som består av både P- og S-komponenter. Et eksempel på et trekk som kan identifiseres ved separate P- og S-komponent-konnektivitetskartlegging er et tilfelle hvor reservoaret 17 er i det vesentlige fylt med gass hvor den skjærer det første 12 og det andre 16 borehullet, men omfatter et vannførende intervall mellom det første 12 og det andre 16 borehullet. Et konnektivitetskart generert ifølge den kjente teknikk ville typisk indikere en mangel på konnektivitet mellom borehullene 12 og 16 fordi dempningen (attenuasjonen} for kompresjonsenergien ved reservoaret 17 er avhengig av fluidinnholdet i reservoaret. I oppfinnelsen imidlertid vil S-komponent-konnektivitetskartet indikere full konnektivitet mellom borehullene fordi skjærbølgedempningen er vesentlig upåvirket av fluidinnholdet i porerommene i formasjonen. Et P-komponent-konnektivitetskart av de samme signalene ville indikere en manglende konnektivitet mellom borehullene i denne situasjonen. Indikasjoner på konnektivitet i S-komponent-kartet kombinert med indikasjoner på manglende konnektivitet på P-komponent-kartet indikerer dette trekket, mens fremgangsmåten ifølge den kjente teknikk kun ville indikere mangel på geologisk kontinuitet mellom borehullene.

En annen undergrunnsegenskap som kan identifiseres ved hjelp av oppfinnelsen er en forskyvningsdiskontinuitet, kjent som en "lekkende forkastning" i formasjonslagene som er permeable for fluider. Generelt gir forkastnings-diskontinuiteter hydraulisk isolasjon mellom formasjonslagene som befinner seg på motsatte sider av forkastningen. I tilfellet med en hydraulisk isolerende forkastning ville S-komponentkartet indikere hydraulisk kontinuitet tvers over forkastningen. Hvis forkastningen lekker, vil fluid som beveger seg langs forkastningsplanet opptre som en barriere for transmisjon av skjærenergi på tvers av planet. S-komponent-konnektivitetskartet ifølge oppfinnelsen ville indikere mangel på konnektivitet mellom to borehull adskilt av en lekkende forkastning.

Claims (6)

1. Fremgangsmåte for å bestemme kontinuitet av geologiske formasjoner mellom borehull ved hjelp av analyse av seismisk energi påført formasjonene i et borehull og mottatt i et annet borehull, omfattende følgende trinn: a) bestemmelse av et frekvensspektrum av en kompresjons-komponent av den seismiske energien ved utvalgte dybder i formasjonene, b) samling av fellespåførte dybdestakker av kompresjonskomponentene ved utvalgte dybder i det første borehullet (12) hvori den seismiske energien er påført, c) samling av fellesmottatte dybdestakker av kompresjonskomponentene ved utvalgte dybder hvor energien er mottatt i det andre borehullet (16), d) plotting av de samlede fellespåførte dybdestakker av kompresjonskomponentene, og e) plotting av de samlede fellesmottatte dybdestakker av kompresjonskomponentene, slik at formasjoner som har relaterte frekvensspektra av kompresjonskomponentene kan identifiseres, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: f) separering av kompresjonskomponenten fra en skjærbølge-komponent av den seismiske energien før trinn a), g) bestemmelse av et frekvensspektrum av skjærbølge-komponenten av den seismiske energien ved utvalgte dybder i formasjonene, h) samling av fellespåførte dybdestakker av skjærbølge-komponentene ved utvalgte dybder i det første borehullet (12) hvori den seismiske energien er påført, i) samling av fellesmottatte dybdestakker av skjærbølge-komponentene ved utvalgte dybder hvor energien er mottatt i det andre borehullet (16), j) plotting av de samlede fellespåførte dybdestakker av skjærbølgekomponentene, k) plotting av de samlede fellesmottatte dybdestakker av skjærbølgekomponentene, slik at formasjoner som har relaterte frekvensspektra av skjærbølgekomponentene kan identifiseres, og

1) sammenligning av formasjonene som har relaterte frekvensspektra av skjærbølgekomponentene med formasjonene som har relaterte frekvensspektra av kompresjonskomponentene, og ut fra denne sammenligning bestemmelse av kontinuitetsgraden i reservoaret (17) mellom det første borehullet (12) og det andre borehullet (16) .

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved følgende trinn: i) beregning av et forholdsspektrum, omfattende et forhold mellom amplituden av kompresjonskomponenten og amplituden av skjærbølgekomponenten ved hver frekvens i spektrene av kompresjonskomponenten og skjærbølge-komponenten, for hver av de utvalgte dybder, ii) samling av fellespåførte dybdestakker og fellesmottatte dybdestakker for forholdsspektrene, og iii) plotting av de fellespåførte dybdestakkene og fellesmottatte dybdestakkene for forholdsspektrene, slik at trekk ved de geologiske formasjonene mellom borehullene (12, 16) kan identifiseres.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at trinnet med separering av komponentene omfatter hastighetsfiltrering.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at mottagelsen av energien utføres av hydrofoner.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at mottagelsen av energien utføres ved flerkomponentsgeofoner.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at trinnet med separering av komponentene omfatter generering av et hodogram av den mottatte energien hvorved en retning av partikkelbevegelsen av energien med hensyn til en utbredelsesretning av energien kan bestemmes, slik at skjærbølgekomponentene og kompresjonskomponentene kan identifiseres og separeres.