NO319802B1 - Fremgangsmate for tredimensjonal modelldannelse av et heterogent mediums impedans - Google Patents
Fremgangsmate for tredimensjonal modelldannelse av et heterogent mediums impedans Download PDFInfo
- Publication number
- NO319802B1 NO319802B1 NO19983088A NO983088A NO319802B1 NO 319802 B1 NO319802 B1 NO 319802B1 NO 19983088 A NO19983088 A NO 19983088A NO 983088 A NO983088 A NO 983088A NO 319802 B1 NO319802 B1 NO 319802B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- impedance
- model
- medium
- priori
- volumes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 8
- 238000002847 impedance measurement Methods 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 238000002939 conjugate gradient method Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101100096650 Mus musculus Srms gene Proteins 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000002059 diagnostic imaging Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000002922 simulated annealing Methods 0.000 description 1
- 238000002553 single reaction monitoring Methods 0.000 description 1
- 238000013426 sirius red morphometry Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for tredimensjonal modellering av et heterogent mediums impedans fra bølger reflektert av diskonti-nuiteten i mediet, som reaksjon på bølger utsendt i mediet. De anvendte bølger kan være elastiske bølger utsendt av en seismisk kilde eller elektromagnetiske bølger utsendt av f.eks. en radar, osv.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er særlig anvendelig ved under-grunnsundersøkelser, f.eks. ved leting etter hydrokarbonreservoarer.
Forskjellige velkjente løsninger for omdannelse av seismiske data til akustiske impedanser skiller seg fra hverandre med hensyn til metoden for parameterdannelse for impedansmodellen, ved definisjonen av objektive funksjoner og ved muligheten for å innføre a priori informasjon. Parameterdannelse kan være konsis, idet impedansen er konstant eller lineær i en vertikal retning i et visst antall lag med ukjent geometri. De ukjente parametere er her de akustiske impedanser så-vel som posisjonene av og antallet grenseflater.
En fremgangsmåte for modellering av en fysisk parameter slik som den akustiske impedansen til et heterogent medium, er f.eks. beskrevet i søkerens patent EP-0,354,112.
Parameterdannelse kan også bli tettere, idet impedansfeltet blir diskretisert ved anvendelse av et tredimensjonalt gittermønster. Den seismiske objektive funksjon består av en norm av en velkjent type L<1> f.eks., eller L2 av differansen mellom de syntetiske data og de observerte data. De syntetiske data er et resultat av konvolveringen av en gitt optimal småbølge, kalibrert ved brønnposisjonene med rekken av refleksjonskoeffisienter beregnet fra impedanseloggen. Den stør-relse som den geologiske objektive funksjon dreier seg om, kan være selve impedansen eller noen av de parametere som kan utledes fra denne, spesielt i retning av lagene. De typer begrensninger som påføres disse størrelsene, kan være en norm av type L<1> eller kvadratet av en norm L2 av differansen mellom den optimale modell og a priori modellen, og av likhetene eller ulikhetene mellom den søkte størrelse og kjente numeriske verdier. De vanligste anvendte optimaliseringsme-toder er de konjugerte gradientmetoder eller teknikker som er kalt «simulerte glø-dingsteknikker».
Det er velkjent fra Brac J. m/fl: «Inversion with A Priori Information; an Approach to Integrated Stratigraphic Interpretation», i Sheriff R.E.Ed., Reservoir
Geophysics, Soc. Expl. Geophys., Investigations in Geophysics 7, for å velge som den geologisk objektive funksjon, kvadratet av normen L<2> for impedansdifferansen og av impedansgradient-differansen, etter projeksjon på fallretningen i vertikalpla-net til de seismiske linjer. Inversjon av en tredimensjonal blokk består således i flere todimensjonale multitrase-inversjoner påført seismisk linje etter seismisk linje, selv om a priori modellen er tredimensjonal.
Fra US patent nr. 4,972,383 er kjent en fremgangsmåte for å danne en modell av et heterogent medium, hvor for eksempel variasjoner av akustisk impedans i undergrunnsformasjoner benyttes. Den kjente fremgangsmåten anvender imidlertid ikke dannelse av noen global, objektiv funksjon som innbefatter en im-pedansfunksjon og en ytterligere funksjon definert i forhold til registrerte data.
Påliteligheten og nøyaktigheten av reservoarmodeller avhenger av graden av integrasjon mellom de seismiske og de geologiske data. En realistisk reservo-armodell må kombinere, på det tidligst mulige trinn i implementeringsprosessen, forholdsvis nøyaktige seismiske poststakk-data, lateralt få, men vertikalt nøyaktige brønnloggingsdata, samt tolkningsdata frembrakt ved hjelp av en regional geologisk undersøkelse. Poststakk-stratigrafisk inversjon er et signifikant trinn for inte-grasjonen av geovitenskapene. 1 den følgende beskrivelse er det generelle uttrykk «foliert» volum eller volum forsynt med en «foliering», brukt til å definere det medium som skal module-res, benyttet i sin geometriske betydning. Det er et volum som består av et sett med tilstøtende og ikke sammenføyde blad eller overflater hvis samling danner volumet.
Formålet med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er å frembringe en optimal modell i tre dimensjoner (3D) av den impedans som oppvises av en sone i et heterogent medium overfor bølger, hvor dette mediet omfatter en flerhet av volumer som hvert er dannet av en samling av blad, hvor de forskjellige blad defineres ut fra registrerte data som tilsvarer bølger som utsendes fra det heterogene mediet som reaksjon på bølger som overføres i mediet, hvor en geometrisk 3D-modell konstrueres som omfatter de forskjellige folierte volumer, og en a priori 3D-impedansmodell konstrueres fra den geometriske modellen av mediet og et antall impedansmålinger foretatt på forskjellige dybder.
Fremgangsmåten er etter sin mest generelle definisjon karakterisert ved at den i kombinasjon omfatter: - dannelse av en global, objektiv funksjon som innbefatter en impedans-funksjon og en funksjon definert i forhold til de registrerte data; - valg av en 20-kovariansmodell langs de nevnte volumenes blad, som mo-dellerer usikkerhetene i den nevnte a priori impedansmodell, for å definere impedansfunksjonen for hele sonen; og - dannelse av den optimale impedansmodell ved global, stratigrafisk inversjon av de registrerte data ved bruk av den nevnte a priori impedansmodell, ved minimering av den globale, objektive funksjonen.
Fremgangsmåten kan spesielt benyttes til å oppnå en tredimensjonal optimal modell av impedansen til en undergrunnssone, idet de forskjellige volumene da er sedimentære enheter, de akustiske impedansmålingene oppnåes på forskjellige dybder i minst én brønn gjennom sonen, og bladene i de forskjellige volumene er avsetnings-isokroner i hver av disse enhetene.
Bølgene som utsendes i mediet kan være elastiske bølger, eller elektromagnetiske bølger.
Ifølge en foretrukket utførelsesform dannes funksjonen som står i forhold til de registrerte data, av kvadratet av normen L<2> for avviket mellom syntetiske data som dannes fra den nevnte a priori impedansmodell og de registrerte data, og impedansfunksjonen dannes på den ene side av kvadratet av normen L<2> for impedans-avviket, og på den annen side av kvadratet av normen L2 for impedans-avvikets gradient, etter projeksjon av denne gradienten på tangensialplanet til et lokalt blad i volumene.
Tangensialplanet kan være et fallplan.
2D kovariansmodellen som velges, kan være eksponentiell og isotrop eller anisotrop.
Fortrinnsvis kan a priori 3D-impedansmodellen dannes ved enkel interpole-ring eller ved kriging langs avsetnings-isokroner for de kjente impedansverdiene i minst én brønn gjennom mediet.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en fleksibel løsning for å anslå impedanser i det anvendte frekvensbånd, begrenset av de registrerte tredimensjonale data, impedansloggene (målt i f.eks. brønnene) og den kjente informasjonen vedrørende mediet (f.eks. geologiske data, stratigrafiske og strukturelle også).
Andre trekk og fordeler ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse av et eksempel på en ikke-begrensende utførelses-form, under henvisning til de vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1A, 1B viser et tverrsnitt av impedansen i som skjærer en brønn etter en multipel todimensjonal inversjon og en tredimensjonal inversjon, Fig. 2 viser inkoherenser mellom nabolinjer i en seksjon av impedansen i som kan eksistere etter en todimensjonal multiinversjon, Fig. 3 illustrerer hvordan tredimensjonal inversjon bidrar til å dempe den inkoherens som er synlig på fig. 2, Fig. 4 viser forskjellige variasjonskurver (a), (b), (c) av koeffisientene til kor-relasjonen mellom reflektivitetene tilknyttet to ved siden av hverandre beliggende impedanstraser, som henholdsvis svarer til de tilfeller som er vist på fig. 2, fig. 3 og til det tilfelle som er vist på fig. 5 nedenfor, idet svake korrelasjoner på venstre side av figuren skyldes forekomsten av forkastninger, Fig. 5 viser et horisontalt snitt av bunnen av den blokk som betraktes etter en tredimensjonal inversjon, hvor usikkerhetsparameterne er blitt valgt i favør av den seismiske informasjon, Fig. 6A, 6B viser samtidig de inverterte impedanstraser og impedansloggene som er oppnådd i brønner, og Fig. 7 viser et flytskjema som illustrerer fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Som nevnt ovenfor omfatter fremgangsmåten først konstruksjon av en tredimensjonal geometrisk modell som omfatter flere folierte volumer, som i det be-skrevne utførelseseksempel er sedimentære enheter hvis blad er avsetnings-isokroner. En a priori impedansmodell blir så konstruert fra denne geometriske modellen og fra et sett med impedansmålinger, f.eks. tatt langs en eller flere brønner gjennom den undersøkte sone. Implementering av disse to trinn er f.eks. beskrevet i: Joint EAEG/EAPG/EAGO Multidisciplinary Workshop on «Developing New Reservoirs in Europe», 1994, St. Petersburg; Extended Abstracts Book.
Et viktig trinn ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen består i å mi-nimalisere den globale objektivfunksjon som er beregnet på hele den tredimensjonale modell ved hjelp av en konjugert gradient metode. Denne globale objektivfunksjon består av to uttrykk. Det første som er det seismiske uttrykk, er kvadratet av normen L2 for differansen mellom de syntetiske data og de observerte data. Det annet som er impedanseuttrykket, består på den ene side av kvadratet av normen L<2> for impedansdifferansen og på den annen side av kvadratet av normen L2 for impedansdifferanse-gradienten, etter projeksjon på fallplanet. Denne tredimensjonale stratigrafiske inversjonsmodell gir i en enkel gjennomkjøring, en optimal tredimensjonal impedansblokk som er kompatibel med både den tredimensjonale seismiske blokk og den tredimensjonale a priori modell.
Den komplette tredimensjonale inversjonsmetode er basert på følgende to hypoteser som er vanlig brukt innenfor reservoarundersøkelser, dvs.: den funksjon som assosierer de seismiske traser med impedanstrasene i tidsdomene blir beregnet ved konvolvering av en gitt bølge med refleksjonskoeffi-sientene for hver trase,
den geologiske struktur omfatter moderate fall, forkastninger med små for-kastningshøyder og små laterale hastighetsvariasjoner.
Det blir videre antatt at den seismiske bølge (småbølge) er konstant på hele den tredimensjonale blokk som betraktes, og at den støy som forstyrrer de seismiske traser, er en hvit støy som ikke er korrelert fra en trase til den annen.
Det tas også hensyn til at usikkerhetene i forbindelse med a priori impedansmodellen er modellert ved hjelp av en todimensjonal eksponensiell kovarians. Mange kovariansmodeller kan benyttes. Noen er ganske enkelt definert ved hjelp av en varians og en korrelasjonslengde, men å velge en eksponensiell kovarians-operator er spesielt interessant når den norm som er tilknyttet den inverse av denne er kjent og lett å beregne.
Den seismiske objektivfunksjon
Den seismiske objektivfunksjon måler differansen mellom hver seismisk trase og den relaterte syntetiske trase:
I denne ligningen er as = SRMs/p usikkerheten i forhold til den seismiske amplitude Srms er rms-verdien av de seismiske data og p er signal/støy-forholdet, R er trasen for refleksjonskoeffisienten og W er den bølge som er oppnådd etter kalibrering av brønndata og seismiske data. S$ ser den i. sampel for den j. trase på den k. seksjon eller linje av den tredimensjonale seismiske blokk.
Impedans-objektivfunksjonen
I hver sedimentær enhet antas det at den todimensjonale kovariansfunk-sjon langs hver korrelasjonsflate er som følger: hvor 5Z(x) er impedansdifferansen i forhold til en a priori modell ved posisjonen x, og 5Z(y) er den tilsvarende differanse ved y, a2 er variansen og k korrelasjonslengden. Kovarians-operatoren er:
Som kjent for spesialister er den inverse av denne operatoren: og den assosierte norm er:
hvor symbolene A, V henholdsvis betegner Laplass-funksjonen og gradienten.
Mens todimensjonal inversjon som kjent medfører en endimensjonal kovariansmodell langs korrelasjonslinjene, medfører tredimensjonal inversjon en todimensjonal kovariansmodell langs korrelasjonsflatene (avsetningsisokronene) utledet fra den stratigrafiske og strukturelle tolkning.
Diskritisering av |p| ^ gir den geologiske objektivfunksjon.
Frekvensinnhold i de inverterte impedanser
Frekvensene i a priori modellen som er høyere enn de som er frembrakt ved hjelp av den seismiske båndbredde, er ikke kontrollert i inversjonsprosessen, noe som er grunnen til at de vanligvis forkastes. Post-inverterings lavfrekvent informasjon kommer ikke fra de seismiske data, men fra a priori impedansmodellen. I mange tilfeller er denne lavfrekvente informasjonen fra brønner av avgjørende viktighet når det gjelder prediksjon av kvantitative egenskaper ved reservoarer ut fra inverterte impedanser. Ytterligere lavfrekvens-informasjon slik som seismiske hastigheter, kunne således benyttes ved konstruksjon av en a priori impedansmodell.
Valg av usikkerhetsparametere
Variansen a<2> måler variasjonen av impedansdifferansen i forhold til a priori modellen, langs avsetningsisokroner. Korrelasjonslengden X styrer den laterale kontinuitet av denne impedansdifferansen langs stratigrafiske overflater. I praksis kan det evalueres en verdi for hver geologisk enhet enten fra tidligere geologisk informasjon eller fra variografiske analyser av brønnimpedans-verdier langs avsetningsisokroner. Deres verdier kan også velges i henhold til den konfidens tolke-ren har til a priori modellen (antall brønner, brønnenes kjente geologiske omgivel-ser).
Numeriske resultater
Effektiviteten til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er blitt sammenliknet med den som tilveiebringes ved hjelp av den kjente todimensjonale multitrase-inversjonsmetode som er definert i forannevnte patent EP-0,354,112, på grunnlag av data fra en tredimensjonal seismisk blokk frembrakt i Nordsjøen. Denne blok-ken strekker seg over 8 km<2> mellom 2,0 og 2,8 s. Gittermønsteret består av 35 linjer med 130 traser og 201 tidssampler, som svarer til omkring 900,000 noder. Samplingsintervallene er 75 meter mellom linjene, 25 meter mellom trasene og 4 millisekunder i tid. Ni impedanslogger er blitt valgt til konstruksjon av a priori modellen.
Tredimensjonal inversjon sammenlignet med
todimensjonal multitrase-inversjon
Den samme tredimensjonale a priori modell er blitt brukt til å utføre todimensjonale multitrase-inversjoner og tredimensjonale inversjoner på dette data-settet. Fig. 1A, 1B som angår tverrsnittet over brønnen (hvit heltrukken linje på fig.
2) og fig. 2 og 3 vedrørende en horisontskive, viser forbedringen i kontinuitet langs stratigrafiske flater frembrakt ved tredimensjonal inversjon. F representerer her en forkastning. Denne observasjonen er bekreftet av fig. 4 hvor kurver (a), (b), (c) representerer korrelasjonskoeffisienten mellom de reflektiviteter som er tilknyttet de optimale impedanstraser for linjene 8 (hvit prikket linje på fig. 2) og 9 og med den samme abscisse x, henholdsvis etter en todimensjonal multiinversjon, etter en tredimensjonal inversjon og etter en tredimensjonal inversjon, idet de seismiske data blir favorisert. For inversjonene (a) og (b) er parameterne som følger: crs = 30%, as = 250 g.cm"<3>. m.s"<1> og X = 500 m, som favoriserer den geolo-
giske informasjon.
Virkningen av usikkerhetsparameterne
En annen tredimensjonal inversjon er blitt utført med usikkerhetsparametere valgt i favør av de seismiske data istedenfor den a priori impedansmodel (as = 30%, a = 500 g.cm'<3>.m.s"<1> og X = 100 m). De seismiske data oppviser en meget større lateral variasjon enn a priori modellen langs horisontene. På grunn av den økte invirkning av de seismiske data er følgelig det resultatet som er vist på fig. 5, «grovere» (lateral støyeffekt) enn resultatet på fig. 2 og 3. Med parametere som favoriserer seismiske data, er den laterale kontinuiteten av den optimale impedans lav. Med parametere som favoriserer geologisk informasjon, blir den laterale kon-tinuiet øket bare langs den laterale akse med en todimensjonal multitrase-inversjon, og den blir øket både langs den laterale akse og den langsgående akse med en tredimensjonal inversjon.
For de resultater som er oppnådd både med todimensjonal multitrase-inversjon og tredimensjonal inversjon, er impedanstrasen ved brønnposisjonen og impedanstrasen som er utledet fra brønnlogger, blitt sammenlignet. Det kan be-merkes at denne brønnen er blitt brukt til å konstruere en a priori modell. Fig. 6 viser at den impedanstrasen som er oppnådd etter tredimensjonal inversjon, er litt bedre enn den som er oppnådd etter todimensjonal multitrase-inversjon. På denne figuren betegner symbolene henholdsvis.
Tc, kritt-toppen,
Bc, kritt-bunnen,
Bb, brent-bunnen,
a) , impedansloggen,
b) , impedansen etter todimensjonal multi-invertering, og
c) , impedansen etter tredimensjonal invertering.
For å utføre det registrerte datainverteringstrinn ved bruk av a priori impedansmodellen, kan et velkjent inversjonsprogram benyttes, f.eks. det todimensjonale eller tredimensjonale stratigrafiske inversjonsprogram INTERWELL® som vist i flytskjemaet på fig. 7.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er blitt beskrevet i en anvendelse ment for modellering av undergrunnsimpedansen. Den kan selvsagt anvendes på enhver annen fysisk parameter i de registrerte data. Mer generelt, uten å avvike fra oppfinnelsens ramme, kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes på tomografi på svært forskjellige felter, spesielt på feltet medisinsk avbildning eller ikke-destruktiv testing.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for frembringelse av en optimal modell i tre dimensjoner (3D) av den impedans som oppvises av en sone i et heterogent medium overfor bølger, hvor dette mediet omfatter en flerhet av volumer som hvert er dannet av en samling av blad, hvor de forskjellige blad defineres ut fra registrerte data som tilsvarer bølger som utsendes fra det heterogene mediet som reaksjon på bølger som overføres i mediet, hvor en geometrisk 3D-modell konstrueres som omfatter de forskjellige folierte volumer, og en a priori 3D-impedansmodell konstrueres fra den geometriske modellen av mediet og et antall impedansmålinger foretatt på forskjellige dybder,
karakterisert ved at fremgangsmåten innbefatter: - dannelse av en global, objektiv funksjon som innbefatter en impedans-funksjon og en funksjon definert i forhold til de registrerte data; - valg av en 2D-kovariansmodell langs de nevnte volumenes blad, som mo-dellerer usikkerhetene i den nevnte a priori impedansmodell, for å definere impedansfunksjonen for hele sonen; og - dannelse av den optimale impedansmodell ved global, stratigrafisk inversjon av de registrerte data ved bruk av den nevnte a priori impedansmodell, ved minimering av den globale, objektive funksjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at det heterogene mediet er en undergrunnssone, de forskjellige volumene er sedimentære enheter, de akustiske impedansmålingene oppnåes på forskjellige dybder i minst én brønn gjennom sonen, og bladene i de forskjellige volumene er avsetnings-isokroner i hver av disse enhetene.
3. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1 eller 2,
karakterisert ved at bølgene som utsendes i mediet, er elastiske bølger.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at bølgene som utsendes i mediet, er elektromagnetiske bølger.
5. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,
karakterisert ved at funksjonen som står i forhold til de registrerte data, dannes av kvadratet av normen L<2> for avviket mellom syntetiske data som dannes fra den nevnte a priori impedansmodell og de registrerte data, og at impedansfunksjonen dannes på den ene side av kvadratet av normen L2 for impedans-awiket, og på den annen side av kvadratet av nonnen L<2> for impedans-awikets gradient, etter projeksjon av denne gradienten på tangensialplanet til et lokalt blad i volumene.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert ved at tangensialplanet til et lokalt blad i volumene er et fallplan.
7. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,
karakterisert ved at det velges en 2D kovariansmodell som er eksponensiell og isotrop eller anisotrop.
8. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav,
karakterisert ved at den nevnte a priori 3D-impedansmodell dannes ved enkel interpolasjon eller ved kriging langs avsetnings-isokroner for de kjente im-pedansverdier i minst én brønn gjennom mediet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9708512A FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1997-07-04 | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO983088D0 NO983088D0 (no) | 1998-07-03 |
NO983088L NO983088L (no) | 1999-01-05 |
NO319802B1 true NO319802B1 (no) | 2005-09-19 |
Family
ID=9508883
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19983088A NO319802B1 (no) | 1997-07-04 | 1998-07-03 | Fremgangsmate for tredimensjonal modelldannelse av et heterogent mediums impedans |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6374201B1 (no) |
EP (1) | EP0889331B1 (no) |
CA (1) | CA2241293C (no) |
DE (1) | DE69818154T2 (no) |
DK (1) | DK0889331T3 (no) |
FR (1) | FR2765692B1 (no) |
NO (1) | NO319802B1 (no) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2792419B1 (fr) * | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
DE69919848T2 (de) | 1999-06-03 | 2005-09-15 | Jason Geosystems B.V. | Verfahren zum Festellen von räumlichen Änderungen in unterirdischen Schichtstrukturen, Lithologie und Flüssigkeitsgehalt und zur Reduzierung von seismischem Lärm |
US7412357B1 (en) | 1999-06-15 | 2008-08-12 | Philippi-Hagenbuch, Inc. | Process for three-dimensional modeling and design of off-highway dump bodies |
FR2798197B1 (fr) * | 1999-09-02 | 2001-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele d'une formation geologique, contraint par des donnees dynamiques et statiques |
EP1746443B1 (en) * | 1999-10-22 | 2014-01-08 | Fugro N.V. | Method of estimating elastic parameters and rock composition of underground formations using seismic data |
FR2800473B1 (fr) | 1999-10-29 | 2001-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 2d ou 3d un milieu heterogene tel que le sous-sol decrit par plusieurs parametres physiques |
US7415401B2 (en) * | 2000-08-31 | 2008-08-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for constructing 3-D geologic models by combining multiple frequency passbands |
US6853922B2 (en) * | 2001-07-20 | 2005-02-08 | Tracy Joseph Stark | System for information extraction from geologic time volumes |
US7257467B2 (en) | 2001-11-02 | 2007-08-14 | Hagenbuch Leroy G | Method of estimating the volumetric carrying capacity of a truck body |
US7072768B1 (en) | 2003-05-02 | 2006-07-04 | Young Alan G | Method for laterally extrapolating soil property data using soil samples and seismic amplitude data within a seismic coverage area |
US7844430B2 (en) * | 2004-01-30 | 2010-11-30 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Reservoir model building methods |
EP1763737B1 (en) * | 2004-01-30 | 2013-09-04 | ExxonMobil Upstream Research Company | Reservoir evaluation methods |
US20060041409A1 (en) * | 2004-08-20 | 2006-02-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for making a reservoir facies model utilizing a training image and a geologically interpreted facies probability cube |
US20060047429A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Adams Steven L | Method of estimating geological formation depths by converting interpreted seismic horizons from the time domain to the depth domain |
US7719923B2 (en) * | 2006-06-05 | 2010-05-18 | Westerngeco L.L.C. | Low frequency model estimation |
US7901009B2 (en) * | 2006-09-14 | 2011-03-08 | Hagenbuch Leroy G | Severe application off-highway truck body |
ES2652413T3 (es) | 2006-09-28 | 2018-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversión iterativa de datos a partir de fuentes geofísicas simultáneas |
EP2153246B1 (en) * | 2007-05-09 | 2015-09-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Inversion of 4d seismic data |
CA2703588C (en) * | 2007-12-12 | 2015-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
EA017177B1 (ru) | 2008-03-21 | 2012-10-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Эффективный способ инверсии геофизических данных |
SG193173A1 (en) * | 2008-08-11 | 2013-09-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Estimation of soil properties using waveforms of seismic surface waves |
US8724429B2 (en) | 2008-12-17 | 2014-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for performing time-lapse monitor surverying using sparse monitor data |
WO2010077567A1 (en) | 2008-12-17 | 2010-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for imaging of targeted reflectors |
WO2010077569A1 (en) | 2008-12-17 | 2010-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for reconstruction of time-lapse data |
US8451683B2 (en) * | 2009-04-03 | 2013-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining the fluid/pressure distribution of hydrocarbon reservoirs from 4D seismic data |
US8332154B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-12-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating reservoir properties from 4D seismic data |
US8537638B2 (en) * | 2010-02-10 | 2013-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration |
FR2957682B1 (fr) | 2010-03-16 | 2012-03-23 | Inst Francais Du Petrole | Procede de surveillance d'un site de stockage geologique de gaz par inversion stratigraphique de donnees sismiques |
US8223587B2 (en) * | 2010-03-29 | 2012-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full wavefield inversion using time varying filters |
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
US8756042B2 (en) | 2010-05-19 | 2014-06-17 | Exxonmobile Upstream Research Company | Method and system for checkpointing during simulations |
US8767508B2 (en) | 2010-08-18 | 2014-07-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Using seismic P and S arrivals to determine shallow velocity structure |
US8437998B2 (en) | 2010-09-27 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method |
SG188191A1 (en) | 2010-09-27 | 2013-04-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion |
CA2815054C (en) | 2010-12-01 | 2017-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Simultaneous source inversion for marine streamer data with cross-correlation objective function |
WO2012134621A1 (en) | 2011-03-30 | 2012-10-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
SG193233A1 (en) | 2011-03-31 | 2013-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method of wavelet estimation and multiple prediction in full wavefield inversion |
CA2839277C (en) | 2011-09-02 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Using projection onto convex sets to constrain full-wavefield inversion |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
EP2803043B1 (en) * | 2012-01-13 | 2018-04-04 | Geco Technology B.V. | 3-d surface-based waveform inversion |
US10012745B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Orthogonal source and receiver encoding |
CA2892041C (en) | 2012-11-28 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reflection seismic data q tomography |
MX346526B (es) | 2013-05-24 | 2017-03-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | Inversión multi-parámetro a través de fwi elástica dependiente de compensación. |
US10459117B2 (en) | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
US9702998B2 (en) | 2013-07-08 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment |
EP3036566B1 (en) | 2013-08-23 | 2018-04-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Simultaneous sourcing during both seismic acquisition and seismic inversion |
US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
CN103869360B (zh) * | 2014-02-26 | 2016-08-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 逆冲推覆带储层波阻抗反演方法及装置 |
US9910189B2 (en) | 2014-04-09 | 2018-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fast line search in frequency domain FWI |
SG11201608175SA (en) | 2014-05-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
CN106662664A (zh) | 2014-06-17 | 2017-05-10 | 埃克森美孚上游研究公司 | 快速粘声波和粘弹性全波场反演 |
US10838092B2 (en) | 2014-07-24 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components |
US10422899B2 (en) | 2014-07-30 | 2019-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Harmonic encoding for FWI |
US20160061986A1 (en) * | 2014-08-27 | 2016-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Property Characteristic Determination Methods |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
US9977141B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
FR3028649B1 (fr) | 2014-11-18 | 2016-12-02 | Ifp Energies Now | Procede de construction d'un modele geologique |
US10359532B2 (en) | 2014-12-10 | 2019-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to characterize formation properties |
EP3234659A1 (en) | 2014-12-18 | 2017-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs |
US10520618B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-12-31 | ExxohnMobil Upstream Research Company | Poynting vector minimal reflection boundary conditions |
SG11201704620WA (en) | 2015-02-13 | 2017-09-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
CN107407736B (zh) | 2015-02-17 | 2019-11-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 生成无多次波的数据集的多阶段全波场反演处理 |
WO2016159839A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Volvo Construction Equipment Ab | System and method for determining the material loading condition of a bucket of a material moving machine |
WO2016195774A1 (en) | 2015-06-04 | 2016-12-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
CN108139499B (zh) | 2015-10-02 | 2020-02-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | Q-补偿的全波场反演 |
WO2017065889A1 (en) | 2015-10-15 | 2017-04-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fwi model domain angle stacks with amplitude preservation |
US10768324B2 (en) | 2016-05-19 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion |
CN107065034B (zh) * | 2017-06-07 | 2018-11-27 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种基于高程差的河流相地层等时划分方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2535259A1 (de) * | 1975-08-07 | 1977-02-10 | Helmut Dipl Phys Blum | Verfahren und vorrichtung zur entdeckung geologischer inhomogenitaeten |
US4679174A (en) * | 1984-04-26 | 1987-07-07 | Western Geophysical Company Of America | Method for seismic lithologic modeling |
FR2635197B1 (fr) * | 1988-08-05 | 1990-09-28 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele representatif d'un milieu heterogene et notamment du sous-sol |
US5113192A (en) * | 1991-05-03 | 1992-05-12 | Conoco Inc. | Method for using seismic data acquisition technology for acquisition of ground penetrating radar data |
US5321613A (en) * | 1992-11-12 | 1994-06-14 | Coleman Research Corporation | Data fusion workstation |
US5583825A (en) * | 1994-09-02 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
FR2734069B1 (fr) * | 1995-05-12 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour predire, par une technique d'inversion, l'evolution de la production d'un gisement souterrain |
US5838634A (en) * | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
US5798982A (en) * | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
-
1997
- 1997-07-04 FR FR9708512A patent/FR2765692B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-06-25 DK DK98401568T patent/DK0889331T3/da active
- 1998-06-25 EP EP98401568A patent/EP0889331B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1998-06-25 DE DE69818154T patent/DE69818154T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1998-07-02 US US09/108,974 patent/US6374201B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-07-03 CA CA002241293A patent/CA2241293C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1998-07-03 NO NO19983088A patent/NO319802B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0889331A1 (fr) | 1999-01-07 |
DE69818154T2 (de) | 2004-04-08 |
FR2765692A1 (fr) | 1999-01-08 |
CA2241293C (fr) | 2008-02-05 |
FR2765692B1 (fr) | 1999-09-10 |
DK0889331T3 (da) | 2003-10-20 |
NO983088D0 (no) | 1998-07-03 |
DE69818154D1 (de) | 2003-10-23 |
US6374201B1 (en) | 2002-04-16 |
CA2241293A1 (fr) | 1999-01-04 |
NO983088L (no) | 1999-01-05 |
EP0889331B1 (fr) | 2003-09-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO319802B1 (no) | Fremgangsmate for tredimensjonal modelldannelse av et heterogent mediums impedans | |
CA2641468C (en) | Method for processing acoustic reflections in array data to image near-borehole geological structure | |
US5596548A (en) | Seismic imaging using wave equation extrapolation | |
US6522973B1 (en) | Method for 2D or 3D modelling of a heterogeneous medium such as the subsoil described by one or more physical parameters | |
Tang et al. | Processing array acoustic-logging data to image near-borehole geologic structures | |
EP2846175B1 (en) | Seismic survey analysis | |
AU2005282945B2 (en) | System for the attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors | |
US9052407B2 (en) | Seismic velocity model updating and imaging with elastic wave imaging | |
EP0481585A2 (en) | Seismic surveying | |
NO333842B1 (no) | Fremgangsmåte for å konstruere en modell av et heterogent medium beskrevet av flere parametere fra data uttrykt i forskjellige tidsskalaer. | |
NO328835B1 (no) | Fremgangsmate for a danne en modell representativ for fordelingen av en fysisk kvantitet i en undergrunns-sone som er uten effekten fra korrelert stoy inneholdt i eksplorasjonsdata | |
NO339057B1 (no) | Seismisk prosessering for eliminering av multiple refleksjoner | |
US7768870B2 (en) | Method for adjusting a seismic wave velocity model according to information recorded in wells | |
US20100118654A1 (en) | Vertical seismic profiling migration method | |
NO20121031A1 (no) | Prosess for a karakterisere utviklingen av er reservoar | |
Liner et al. | SPICE: A new general seismic attribute | |
NO330788B1 (no) | Fremgangsmate for a prosessere seismiske data | |
Velásquez et al. | Depth-conversion techniques and challenges in complex sub-Andean provinces | |
Kendall et al. | On the structure of the lowermost mantle beneath the southwest Pacific, southeast Asia and Australasia | |
US11385373B2 (en) | Method for determining sensor depths and quality control of sensor depths for seismic data processing | |
Nanda | Seismic modelling and inversion | |
Roberts et al. | Application of 2D full waveform inversion to walkaway VSP data for the estimation of sub-salt elastic parameters | |
Mufti et al. | Interpretation of complex structure by 3-D seismic modeling | |
Adhiansyah et al. | Fit For Purpose Integrated Structural Identification Using Azimuthal Monopole Sonic Waveforms and Vertical Seismic Profiling: The First Case Study From The Vertical Unconventional Well in North Sumatera Basin-Indonesia | |
Wang et al. | Peripheral Imaging Around a Borehole |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |