NO326414B1 - Fremgangsmate for a bestemme kontinuitet av geologiske formasjoner mellom borehull ved bruk 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 <x>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 '590-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 ^90-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 energi 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.

Oppfinnelsen omfatter å generere kompresjons/skjærbølge-amplitude-forholdsspektra etter separasjon av kompresjons- og skjærbølgekomponentene og bestemmelse av deres respektive spektra. Fellespåførte og fellesmottatte dybdestakker samles for amplitudeforholdsspektra for de utvalgte dybder. De fellespåførte og fellesmottatte dybdestakker kan plottes for å identifisere geologiske formasjoner i undergrunnen med spesielle kontinuitetstrekk.

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. Figur 3 viser et diagram over en alternativ fremgangsmåte for å presentere individuelle mottakertraser mot kildedyp, mottakerdyp og frekvens.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Det er mulig å generere konnektivitetskart ved en annen fremgangsmåte enn den ovenfor nevnte ved Chons '590-patent. Ved ny henvisning til figur IA, er en individuell hurtigste bane vist for hver posisjon av kilden 10 og mottakeren 18, vist ved 19 idet den følger den seismiske energien ettersom den beveger seg fra kilden 10 til mottakeren 18. Under opptak av en seismisk undersøkelse beveges kilden 10 til forskjellige dybder innenfor det første borehullet 12, og mottakeren 18 beveges til forskjellige dybder innenfor det andre borehullet 16. Signalet som genereres ved mottakeren 16 for hver enkelt kombinasjon av kildedybde og mottakerdybde kan henvises til som en trase for å lette den følgende be-skrivelsen .

Hver individuell trase kan spektralanalyseres. Spektral-analyse kan gjøres ved å benytte en hurtig Fouriertransform FFT eller lignende fremgangsmåte kjent innen faget. Hver spektralanalysert trase kan så analyseres for å estimere transmissiviteten av energien fra kilden 10 til mottakeren 18. En fremgangsmåte for å estimere transmissivitet er beskrevet for eksempel i Y.-T. Chon, "Crosswell Bed Connec-tivity Analysis", Trans. 63.ann.mtg., SEG, 1993. Generelt vil frekvensspekteret av det overførte signal for hver trase Fij(G)} (hvor indeksen i representerer kildeposisjonen og indeksen j representerer mottakerposisjonen) være relatert til kilden 10 sitt spektrum Si (co) , det mottatte spektrale signal Rj (oa} og transmissivitetsf unks j onen C±j(( a) ved forholdet:

I et enkelt tilfelle hvor kildeutgangssignalet og mottakerresponsen er i det vesentlige invariante, kan transmissivitetsfunksjonen estimeres ved å subtrahere et gjennomsnittsspektrum av kilden for et antall traser fra spekteret av trasen som transmissiviteten estimeres for. Når kildeutgangssignalet og mottakerresponsen ikke er invariante kan iterative løsninger benyttes for å forbedre kvaliteten av beregningen for transmissivitetsfunksjonen. En slik fremgangsmåte er beskrevet i R. A. Wiggins m.fl., "Residual Statics Analysis as a General Linear Inverse Problem", Geophysics 41, pp. 922-938, SEG 1976.

Resultatet av transmissivitetsestimeringsberegningen er en verdi av transmissivitet, for hver individuell trase, med hensyn til frekvens. Hver individuell trase har assosiert med seg en kildeposisjon (dybde) og en mottakerposisjon (dybde). Transmissivitetsestimasjonen for hver trase som funksjon av frekvens kan bedre forstås ved å henvise til figur 3. Transmissiviteten for hvilken som helst frekvens kan plottes på en todimensjonal graf. I figur 3 er for eksempel ved en første frekvens Fl størrelsen av transmissiviteten representert på en grav som har kildeposisjon Sl på ordinataksen og mottakerposisjon Ri på koordinataksen. Størrelsen av transmissiviteten kan representeres for eksempel som konturlinjer 40, 42, 44, 4 6 av lik størrelse. Et lignende todimensjonalt plott kan utføres ved en annen frekvens F2. Plottet ved frekvensen F2 omfatter kildeposisjon på ordinataksen S2 og mottakerposisjon på koordinataksen R2. Konturplott vist ved 48 kan benyttes for å indikere størrelsen av transmissivitetsfunksjonen ved forskjellige kilde- og mottakerposisjoner ved frekvensen F2.

Lignende todimensjonale plott er vist ved frekvensene F3 og F4. Plottet ved F3 omfatter tilsvarende kildeposisjoner S3 og mottakerposisjon R3, med dens konturplott vist ved 50. Plottet ved F4 omfatter tilsvarende kilde- og mottakerposisjoner S4 og R4, med konturplott vist ved 52.

Prosessen med å bestemme transmissivitet med hensyn til kilde og mottakerposisjoner kan gjentas for hver frekvens i spektralanalysen av hver trase.

Transmissivitetsplott for hver frekvens kan benyttes for å generere konnektivitetskart for hver frekvens. En fremgangsmåte for å generere konnektivitetskart fra transmissivitetsplott kalles algebraisk rekonstruksjonsteknikk (ART). ART er beskrevet for eksempel i G. A. McMehan, "Seismic tomography in Boreholes", Geophysical Jorunal of the Royal Astronomical Society, vol. 74, pp 601-612 (1983). Generelt kan ART beskrives slik: et todimensjonalt nett, lignende det vist i figur 2 ved 20 kan opprettes. En ende av nettet kan representere kildeborehullets 20A posisjon på jordens overflate. Den andre enden av nettet kan representere posisjonen av mottakerbrønnen 20B vist i figur 2. For hver trase kan en verdi av størrelsen av transmissivitetsfunksjonen for den trasen ved den spesielle frekvensen som analyseres, settes inn i nettposisjonen som fremkommer generelt langs den banen som den seismiske energien som forbinder kildedybden med mottakerdybden hvor hver trase ble generert. Linjer som forbinder kilde- og mottakerdybdene av et antall traser vil krysse på steder hvor de deler felles dybde og posisjon mellom kildebrønnen og mottakerbrønnen. Ved nettposisjonen hvor to eller flere linjer krysser hverandre, kan verdien av transmissiviteten representeres ved å bruke en gråskala eller fargekoding tilsvarende den totale transmissivitetens størrelse i hver nettposisjon. Den resulterende presenta-sjonen vil fremtre liknende konnektivitetskartene vist i figur 2. Konnektivitetskartene generert ved ART som ovenfor beskrevet kan genereres for hver frekvenskomponent som ble analysert i de innledende trinnene av frekvensanalysen. Alternativt kan verdiene av transmissivitetsstørrelsen summeres eller midles over flere frekvenser innenfor frekvensområdet som opprinnelig ble analysert for å generere et konnektivitetskart som omfatter energi innenfor et flertall frekvenser. Det skal uttrykkelig underforstås at ART bare er en av flere fremgangsmåter for tomografisk kartleg-ging kjent innen faget, og som kan benyttes til å generere konnektivitetskartet fra transmissivitetsplott. Således skal oppfinnelsen ikke begrenses til bruken av ART for å konstruere konnektivitetskart fra transmissivitetsplott.

Den alternative fremgangsmåten for konnektivitets-kartlegging kan også anvendes for å analysere signaler hvor kompresjons- og skjærbølgekomponentene har blitt separert som i den første utførelsen av oppfinnelsen.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for å bestemme kontinuitet av geologiske formasjoner mellom borehull fra analyse av kompresjons- og skjærbølgeenergi påført formasjonene ved utvalgte dybder i et borehull og mottatt ved utvalgte dybder i et annet borehull, omfattende følgende trekk: a) bestemmelse av et frekvensspektrum av kompresjonsenergien over utvalgte baner, hvor hver av banene omfatter en av de utvalgte dybdene hvor kompresjonsenergien påføres og en av de utvalgte dybdene hvor kompresjonsenergien mottas, b) beregning av transmissivitet av de geologiske formasjonene for kompresjonsenergien, ved individuelle frekvenser, for hver av banene for flere av frekvensene i frekvensspekteret, c) summering av de beregnede transmissivitetsverdiene for hver av de individuelle frekvensene for kompresjonsenergien, ved dybde- og posisjonsplasseringer som er felles for mer enn én av banene, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter følgende trekk: d) bestemmelse av et frekvensspektrum av skjærbølgeenergien over utvalgte baner, hvor hver av banene omfatter en av de utvalgte dybdene hvor skjærbølgeenergien påføres og en av de utvalgte dybdene hvor skjærbølgeenergien mottas, e) beregning av transmissivitet av de geologiske formasjonene for skjærbølgeenergien, ved individuelle frekvenser, for hver av banene for flere av frekvensene i frekvensspekteret, og f) summering av de beregnede transmissivitetsverdiene for hver av de individuelle frekvensene for skjærbølge-energien, ved dybde- og posisjonsplasseringer som er felles for mer enn én av banene.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter: å presentere de summerte beregnede transmissivitetsverdiene som et konnektivitetskart for hver individuell frekvens, mellom det første borehull og det andre borehull.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter: å presentere de summerte beregnede transmissivitetsverdiene for hver av kompresjons- og skjærbølgeenergien som et konnektivitetskart for hver av de individuelle frekvensene.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter summering, over et utvalgt spenn av frekvensene, av de summerte beregnede transmissivitetsverdiene for å generere utvalgte båndbreddetransmissivitetsfunksjoner.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at den videre omfatter: å presentere de utvalgte båndbreddetransmissivitetsfunksjonene som et utvalgt båndbreddekonnektivitetskart.