NO337344B1 - Fremgangsmåte for skille mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt av en eller flere kilder - Google Patents
Fremgangsmåte for skille mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt av en eller flere kilder Download PDFInfo
- Publication number
- NO337344B1 NO337344B1 NO20051662A NO20051662A NO337344B1 NO 337344 B1 NO337344 B1 NO 337344B1 NO 20051662 A NO20051662 A NO 20051662A NO 20051662 A NO20051662 A NO 20051662A NO 337344 B1 NO337344 B1 NO 337344B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- seismic
- signals
- sources
- spectral
- previous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 23
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 11
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 claims description 6
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 3
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 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
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
- G01V2210/1234—Hydrocarbon reservoir, e.g. spontaneous or induced fracturing
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å skille mikroseismiske signaler indusert ved utvikling av et undergrunnsreservoar fra seismiske signaler utsendt i forbindelse med seismiske overvåkningsoperasjoner.
For å følge utviklingen av et undergrunnsreservoar under produksjon er det velkjent å permanent utplassere seismiske kilder og seismiske mottakere på overflaten eller i brønner, både i undersøkelsesbrønner og produksjonslønner, og med forbestemte tidsintervaller registrere de seismiske signalene fra formasjonen. Disse signalene kan være seismiske signaler forårsaket av produksjonsaktiviteten på stedet, eller reflektert av formasjonens geologiske diskonti-nuiteter som reaksjon på utsendelse av forstyrrelser i grunnen ved hjelp av én eller flere seismiske kilder. Sammenlikning av registreringer gjort på forskjellige tidspunkter under produksjonsaktiviteten på stedet gir informasjon om utviklingen.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Forskjellige langtids seismiske overvåkningssystemer er beskrevet for eksempel i patentene EP-591,037 (US-5,461,594), FR-2,593,292 (US-4,775,009), FR-2,728,973 (US-5,724,311) eller FR-2,775,349.
Patentet EP-748,457 (US-5,724,311) innlevert av to av søkerne av denne oppfinnelsen beskriver et permanent overvåkningssystem som gjør det mulig å oppnå perfekt reproduserbarhet av driftsforholdene i repetitive seismiske overvåkningsoperasjoner som utføres i en undergrunnssone som gjen-nomløpes av minst én brønn eller ett borehull, spesielt i et undergrunns gassre-servoar. Dette systemet omfatter, utplassert på permanent basis, ett eller flere sett av seismiske mottakere (nedgravet på overflaten eller anordnet i én eller flere brønner), et antall gjentagende seismiske kilder (nedgravede eller på overflaten) samt et permanent forbindelsesnettverk for selektiv energitilførsel til disse kildene. En sentral stasjon fjernstyrer selektivt hver av disse kildene og registrerer de seismiske signalene som kommer fra undergrunnssonen som reaksjon på de seismiske bølgene selektivt sendt ned i grunnen av kildene.
Alle disse permanent installerte kildene hvis forbindelse med den omkringliggende formasjonen forblir stabil, og dette forsyningsnettverket, i hvert fall delvis nedgravet og hvis overflatedekningsareal er begrenset, gjør det mulig å gjennomføre en rekke langtids seismiske overvåkningsoperasjoner under sta-bile driftsforhold, uten noen som helst risiko for inkompatibilitet med aktivitetene på produksjonsstedet.
Patentet FR-2,775,349 (US-6,182,012) innlevert av de samme to søkere beskriver en fremgangsmåte og en anordning for permanent overvåkning av en undergrunnsformasjon der det dannes rom til seismiske kilder (fortrinnsvis dypt nok til å oppnå forbindelse med formasjonen nedenfor den værpåvirkede sonen (WZ - Weathered Zone)) og minst én brønn bores enten nedenfor hver kilde eller i umiddelbar nærhet av denne. En antenne bestående av et antall seismiske mottakere (geofoner, hydrofoner eller liknende) senkes ned i hver borede brønn og kobles med den omkringliggende formasjonen. Med denne anordnin-gen gjennomføres utsendelse/mottak-sykluser med utsendelse av seismiske bølger i formasjonen av minst én kilde og akkvisisjon av signalene mottatt av de seismiske mottakerne, som reaksjon på bølgene reflektert av formasjonen. Mottakerne kan for eksempel være tilknyttet et fluidoverføringsrør senket ned i brønnen for å koble en undergrunnssone med en anordning på overflaten, og stå i forbindelse med formasjonen som omgir brønnen.
De forskjellige kildene til den seismiske overvåkningsanordningen kan bli aktivert suksessivt med et tilstrekkelig tidsintervall mellom avfyringstidspunktene for mottak av bølgene som reflekteres fra den undersøkte sonen. Det er også mulig å anvende flere seismiske kilder som sender ut like signaler og som trig-ges samtidig for å øke den utsendte effekten.
Patentet FR-2,805,051 innlevert av søkerne av denne oppfinnelsen beskriver en fremgangsmåte og et system for seismisk overvåkning av en undergrunnsformasjon. Som illustrert diagrammatisk i figurene 1 til 4 kan systemet for eksempel omfatte et nettverk av seismiske antenner 2 som hver består av en serie av seismiske signalfangere 4, anordnet med jevnt mellomrom langs en brønn 3 boret i grunnen. Dette nettverket kan være regulært som illustrert i figur 2, eller irregulært. Signalfangerne kan for eksempel være vertikalt orien-terte enaksede eller fleraksede (trifoner) geofoner og/eller hydrofoner. En seismisk kilde 5 er anordnet nær hver antenne 2. Piezoelektriske vibratorelementer, så som de beskrevet i patentet FR-2,791,780 (US-6,338,394) innlevert av søk-erne av denne oppfinnelsen, blir fortrinnsvis anvendt som kilder, og permanent anordnet i umiddelbar nærhet av hver antenne 2. En elektronisk styrings- og registreringsmodul 6 (figur 1) kan være tilknyttet hver antenne. Disse elektroniske modulene 6 kan være koplet til en sentral styrings- og synkroniseringsen-het 8. I en annen utførelsesform illustrert i figur 4 er antennene 2 direkte koplet til en sentral enhet 8 som omfatter alle de individuelle elektroniske styrings- og registreringsmodulene 6 (figur 1).
Seismiske bølger sendes inn i undergrunnsformasjonen av én eller flere seismiske kilder (vibratorelementer) 5. Dersom det anvendes flere kilder sender disse samtidig; de styres av ortogonale signaler for å danne et sammensatt vibrasjonssignal. Vibratorelementene vibrerer kontinuerlig eller i hvert fall lenge nok til at det oppnås et akseptabelt signal/støy-forhold. De seismiske bølgene generert av seismiske kilder 5 forplanter seg nedover (nedgående bølger 9). Disse innkommende bølgene blir først registrert av mottakere 4 i hver brønn 3. Bølgene som reflekteres av diskontinuitetene i sonen (seismiske grenseflater) forplanter seg oppover. Disse oppgående bølgene 10 blir også registrert av de forskjellige mottakerne 4. De oppgående og nedgående bølgene er således summert i seismogrammene. De registrerte dataene gjennomgår vanlig behandling kjent for fagmannen hensiktsmessig for data oppnådd ved hjelp av VSP-metoden (Vertical Seismic Profiling). Til slutt skilles de respektive bidragene fra de seismiske kildene til det sammensatte vibrasjonssignalet fra hverandre, og seismogrammer tilsvarende de som ville blitt oppnådd ved å aktivere de seismiske kildene hver for seg blir rekonstruert. Sinusformede signaler med forskjellig frekvens, i sine grunnkomponenter så vel som sine respektive harmoniske komponenter, eller signaler basert på "wavelets", Legendre-polynomer eller vilkårlige rekker, etc, kan foreksempel anvendes som ortogonale signaler.
Spesielt dersom de utsendte ortogonale signalene er sinusformede, kan atskillelse av de respektive bidragene fra de seismiske kildene for eksempel gjøres ved å bestemme amplituden og fasen til det sammensatte vibrasjonssignalet ved grunnfrekvensene til styringssignalene anvendt på de seismiske kildene. Denne atskillelsesprosessen kan for eksempel omfatte vekting av de registrerte signalene med en "bell"-vektingsfaktor (eller apodizing-faktor) og be-stemmelse av amplituden og fasen til det sammensatte signalet, eller valg ved fouriertransformasjon av linjer i det komplekse spekteret henholdsvis assosiert med de forskjellige vektede signalene. Rekonstruksjon av seismogrammene som svarer til hver av de forskjellige seismiske kildene kan for eksempel oppnås ved å anvende, etter atskillelse av disse, en invers fouriertransformasjon på linjene assosiert med de forskjellige vektede signalene.
Videre er det velkjent at produksjon fra et reservoar forårsaker mekaniske spenningsvariasjoner i reservoaret og i dets overliggende soner. Disse spenningsvariasjonene forårsaker generering av seismiske signaler som forplanter seg i formasjonene. Mottakerne knyttet til de forskjellige antennene 2 registrerer disse signalene (oppgående bølger 11).
Siden de seismiske kildene 5 befinner seg mye nærmere mottakerne 4 i antennene 2 enn reservoaret og siden energien de sender ut er mye høyere enn energien i de mikroseismiske signalene generert i reservoaret, er de mikroseismiske signalene i alminnelighet skjult og ikke detekterbare.
US 6442489 B1 beskriver en fremgangsmåte for detektering og overvåking av hydrokarbonforekomster ved måling av infrasoniske spektral-egenskaper til seismisk støy fra jorden.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for aktiv seismisk overvåkning av en undergrunnsformasjon som gjør det mulig å skille induserte mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt i forbindelse med aktiv seismisk overvåkning av en undergrunnssone under utvikling, omfattende det å utføre seismiske registreringssykluser med utsendelse av seismiske bølger i formasjonen ved å koble denne med én eller flere seismiske kilder som, i dette tilfellet, samtidig sender ut ortogonale signaler for å danne et sammensatt vibrasjonssignal, motta signalene reflektert av formasjonen som reaksjon på utsendelsen av seismiske bølger, registrere signalene som mottas av minst én seismisk signalfanger, og behandle de registrerte signalene for å skille de respektive bidragene fra de seismiske kildene til de mottatte signalene og for å rekonstruere seismogrammer som tilsvarer de som ville bli oppnådd ved å aktivere de seismiske kildene hver for seg,
kjennetegnet ved at de induserte mikroseismiske signalene i registreringene skilles fra de seismiske signalene forårsaket av aktive overvåkningsoperasjoner ved å isolere bidraget fra disse gjennom sammenlikning med en referanse-spektralmodell ved å ta hensyn til spektralbidragene fra hver kilde ved de
utsendte grunnfrekvensene og ved deres respektive harmoniske komponenter, og ved å rekonstruere, gjennom inversjon i tidsdomenet, de mikroseismiske signalene.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det mulig å skille induserte mikroseismiske signaler fra seismiske signaler generert av et antall kilder i forbindelse med overvåkningsoperasjoner i en undergrunnssone under produksjon.
Fremgangsmåten omfatter utsendelse av seismiske bølger i formasjonen ved å koble denne med én eller flere seismiske kilder. Dersom det er flere kilder, sender disse kildene samtidig ut ortogonale signaler for å danne et sammensatt vibrasjonssignal. Fremgangsmåten omfatter videre mottak av signalene reflektert av formasjonen som reaksjon på utsendelsen av seismiske bøl-ger, registrering av signalene mottatt av minst én seismisk signalfanger og behandling av de registrerte signalene for å skille de respektive bidragene fra de seismiske kildene til de mottatte signalene og å rekonstruere seismogrammer som svarer til de som ville bli oppnådd ved å aktivere de seismiske kildene hver for seg.
De induserte mikroseismiske signalene (passiv seismikk) skilles fra de utsendte seismiske signalene hovedsaklig ved å isolere bidraget fra hver kilde gjennom sammenlikning med en referanse-spektralmodell ved de utsendte grunnfrekvensene og ved deres respektive harmoniske komponenter, og ved i tidsdomenet å rekonstruere de induserte mikroseismiske signalene og de utsendte seismiske signalene.
Bidraget fra de mikroseismiske signalene til spekteret til de mottatte signalene kan for eksempel oppnås ved å subtrahere amplitude- og faseverdiene assosiert med referanse-spektralmodellen fra amplituden og fasen assosiert med spekteret til de registrerte dataene.
I en utførelsesform kan en gjeldende modell dannet ved å oppdatere en spektralmodell som tar hensyn til bidraget fra tidligere registreringssykluser for eksempel anvendes som referanse-spektralmodell.
Den gjeldende spektralmodellen kan dannes ved å bestemme en middelverdi for frekvensspektrene dannet fra (eldre og/eller nyere) registreringer oppnådd med samme kilde og samme frekvenser.
I en annen utførelsesform dannes den gjeldende spektralmodellen ved å bestemme en medianverdi for frekvensspektrene dannet fra tidligere registreringer oppnådd med samme kilde og samme frekvenser.
I en annen utførelsesform dannes den gjeldende spektralmodellen ved ekstrapolasjon eller interpolasjon fra frekvensspekteret, basert på nærliggende spektralverdier.
I en annen utførelsesform dannes den gjeldende spektralmodellen ved å anvende linjen oppnådd ved denne frekvensen.
I en utførelsesform oppnås skjelning av induserte mikroseismiske signaler fra utsendte signaler i forbindelse med aktive seismiske overvåkningsoperasjoner gjennom følgende trinn der: a) for hver registrering n i en registreringssyklus p, de respektive bidragene fra de forskjellige kildene ved grunnfrekvensene beregnes, b) forholdet mellom bidraget og en gjeldende spektralmodell dannet ved å oppdatere en tidligere spektralmodell fra frekvenser utsendt under den tidligere
registreringen og fra deres harmoniske komponenter deretter beregnes,
c) den delen av registreringen n i syklus p som kan knyttes til de aktive seismiske overvåkingsoperasjonene bestemmes, d) den delen av registreringen n i syklus p som kun er relevant for den passive mikroseismiske aktiviteten bestemmes, e) seismogrammene som kan knyttes til de aktive seismiske overvåkningsoperasjonene beregnes ved inversjon i tidsdomenet av de respektive spektralbidragene fra hver seismiske kilde ved grunnfrekvensene og ved deres harmoniske komponenter, og f) de underliggende mikroseismiske signalene inneholdt i registreringene beregnes ved inversjon i tidsdomenet av den delen som er relevant for den
passive mikroseismiske aktiviteten.
Spektralbidraget oppnås ved å multiplisere en overføringsfunksjon mellom en "wavelef-egenskap ved kilden og et seismogram forbundet med en gitt mottaker med en "wavelet"-egenskap ved kilden. Denne overføringsfunksjonen kan oppdateres kontinuerlig under en pågående syklus basert på et estimat gjort under en tidligere syklus og basert på et initielt estimat gjort under den pågående syklusen ved en gitt likning.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
Andre trekk og fordeler ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil være klare etter lesning av den etterfølgende beskrivelsen av en utførelsesform gitt i form av et ikke-begrensende eksempel, med henvisning til de vedlagte figurene, der: - Figur 1 illustrerer overvåkningsanordningen utplassert i felten for seismisk overvåkning av en undergrunnsformasjon,
- Figur 2 viser en mulig oppstilling av sender/mottaker-enhetene i felten,
- Figur 3 illustrerer én av disse sender/mottaker-enhetene, som omfatter en seismisk kilde og en mottakerantenne,
- Figur 4 viser en variant av overvåkningsanordningen i figur 1, og
- Figur 5 viser eksempler på signaler og frekvensspektere omtalt i beskrivelsen.
DETALJERT BESKRIVELSE
Fremgangsmåten gjør det således mulig å utføre seismiske overvåkningsoperasjoner i en undergrunnssone ved hjelp av en serie av seismiske signalfangere og én eller flere vibrasjonsgivende seismiske kilder. Dersom det anvendes flere samtidige kilder, blir de aktivert samtidig av signaler med forskjellige frekvenser valgt slik at det er mulig å skille bidragene fra hver kilde i seismogrammene som oppnås fra de mottatte og registrerte signalene.
Dette gjøres i hovedtrekk ved å styre de forskjellige kildene med sinusio-dale signaler med forskjellig frekvens og ved hjelp av kjente numeriske bereg-ningsmetoder, så som invers fouriertransformasjon, for å skille bidragene til seismogrammene oppnådd fra de forskjellige seismiske kildene.
Forvrengning kan ikke ses bort i fra når det anvendes mekaniske kilder. Samtidig med en frekvens fi, sender én enkelt kilde Si ut frekvenser 2fi, 3fi ... nfi. Følgelig, dersom fi og fjer de respektive frekvensene fra de to kildene Si og Sj fra samlingen av kilder, må vi ha at fi * fj og at fi * 2fj, fi * 3fj, ... fi * nfj for å kunne skille deres respektive bidrag.
Som allerede beskrevet i det ovennevnte patentet FR-2,805,051, dersom det sammensatte signalet Pt bestående av summen av N sinuskurver {fi, Ai, Oi}, med 1 < i < N, blir sendt ut, der alle frekvensene er inneholdt innenfor et frek-vensbånd begrenset av to grensefrekvenser fbog ff, vil seismogrammet Tt som observeres ved punkt R ha som fouriertransformert ved frekvensen fi tallet med amplitude Ai og fase Oi som er lik amplituden og fasen til sinuskurven Ti. Det er således mulig gjennom en invers fouriertransformasjon å rekonstruere seismogrammet Tt ved suksessivt å sende ut alle sinuskurvene med frekvens fbtil ff.
Dersom for eksempel alle amplitudene Ai er lik 1 og alle fasene Oi er null, er signalet Pt som oppnås veldig nær signalet som resulterer fra autokorrelasjon av et løpende frekvens-signal inneholdt i gjennomløpsintervallet [fb- ff], som
vanligvis anvendes i vibrasjonsbasert seismisk prospektering. Ifølge teorien for diskret fouriertransformasjon, som er velkjent for fagmannen, dersom man øns-ker å lytte på kilde Si i tiden te, er frekvensinkrementet mellom sinuskurvene lik Af = 1/te, og antallet nødvendige sinuskurver er Nf = (ff — fb)te.
N vibratorelementer S1, S2, Si,... Sn utplassert i felten kan således aktiveres samtidig ved hjelp av vibrasjonssignaler med frekvenser som er slik at hver kilde aktiveres suksessivt av hver ovenforliggende sinuskurve Nf på et hvilket som helst tidspunkt, forutsatt at de respektive frekvensene til sinuskurvene som sendes ut samtidig av de forskjellige seismiske kildene alle er forskjellige. Nf registreringer svarende til de Nf frekvensene valgt innenfor gjennomløpsinter-vallet blir således utført med hvert vibratorelement. Signalene som mottas av signalfangerne i felten som reaksjon på den samtidige utsendelsen av de forskjellige signalene, skilles således fra hverandre ved valg av linjen ved den aktuelle frekvensen.
Følgelig gjentas sykluser med Nf registreringer. En registrering En i en gitt innsamlingssyklus inneholder et sett av grunnfrekvenser og harmoniske frekvenser som bare avhenger av n. Med utgangspunkt i denne observasjonen baseres fremgangsmåten som vil bli anvendt for å detektere mikroseismiske effekter på den observasjon, som har vist seg riktig i praksis, at de amplitude-og fasevariasjoner som observeres ved frekvensen f og ved tiden t er veldig lite forskjellige fra de som observeres ved frekvensen f - Af og ved tiden t - At. Dette gjør det mulig å danne en kumulativ spektralmodell som konstrueres basert på registreringer fra tidligere sykluser ved samme frekvenser, men dannet over en lang tidsperiode i løpet av hvilken egenskapene til de utsendte seismiske sig nalene mest sannsynlig vil variere, og som kontinuerlig tilpasses basert på registreringer oppnådd under en tidsperiode som er kort nok til at signalets variasjoner kan ses bort i fra. Effektiviteten til den foreslåtte fremgangsmåten er optimal når de suksessive frekvensene som sendes ut av samme kilde inkrementeres regelmessig. Sykluser i oppgående og nedgående frekvenser kan for eksempel alterneres.
Fremgangsmåten for å vise i praksis spektralbidraget fra de underliggende mikroseismiske signalene er som følger.
Notasjoner:
«fi,nangir grunnfrekvensen som sendes ut av kilde i under registrering n (denne frekvensen er uavhengig av syklusen).
For å forenkle notasjonen for de følgende størrelser den senkede indeksen som angir mottakerens nummer utelatt. Uansett hva dette nummeret er beregnes størrelsene på samme måte.
■ RP,nangir registreringen med rang n i syklus p.
■ Cp,i,n er bidraget fra kilde i til registrering n i syklus p.
« Mp,ner den initielle modellen for den aktive delen av registrering n i syklus p. Denne modellen inneholder bare de utsendte frekvensene og deres harmoniske komponenter under registrering n. ■ EP,ner forholdet mellom de aktive bidragene i registrering n i syklus p og den initielle modellen for den aktive delen av registrering n i syklus p.
■ AP,ner den aktive delen av registrering n i syklus p.
■ PP,ner den passive delen av registrering n i syklus p (mikroseismisk del). ■ k er forskjell-oppdateringskoeffisienten (typisk i størrelsesorden 15 til 25 %). ■ h modell-oppdateringskoeffisienten (typisk i størrelsesorden 5 til 10 %).
Med bruk av denne notasjonen omfatter fremgangsmåten først det å, for hver registrering n i syklus p, beregne de respektive bidragene CP,i,n fra de forskjellige kildene ved deres grunnfrekvenser og ved deres harmoniske komponenter ved hjelp av fremgangsmåten beskrevet i det ovennevnte patentet FR-2,805,051. Som følge av den mulige tilstedeværelsen av mikroseismisk energi vil bidraget fra de forskjellige kildene mest sannsynlig være påvirket av støy.
Dette estimatet kan forbedres ved å samordne bidragene fra alle mottakerne i en samme registrering CP,i,n. Disse bidragene kan betraktes som et pro-dukt av to faktorer hvorav én bare avhenger av kilden (og ikke av mottakeren) og den andre av mottakeren, og ikke av kilden.
Dersom underindeks r angir mottakeren, gir dette:
T avhenger bare av p, i og n gjennom endringen av mottakerens egen-skaper og av dens omgivelser med tiden. Disse endringene skjer veldig lang-somt og kan ses bort i fra eller estimeres mer nøyaktig.
S og T bestemmes til innenfor én faktor. Følgelig kan gjennomsnittet for de nedgående bølgene velges som SP,i,n. Dette gjennomsnittet oppnås gjennom en beregning som er velkjent for fagmannen innen VSP-behandling (utflating av de nedgående bølgene og midling). TP,i,n,r er da overføringsfunksjonene mellom den nedgående bølgen og seismogrammet.
I tilfeller der endringen av T skal tas i betraktning, kan for eksempel oppdateringskoeffisienten h anvendes for å oppdatere TP,i,n,r fra TP,i,n-i,r som følger:
Dersom CoP,i,n,r angir det initielle estimatet av bidraget C og TOP,i,n,r estimatet av mottakerfaktoren, beregnes S ved utflating og midling av de nedgående bølgene, og deretter beregnes TOP,i,n,rfra likningen:
Det endelige estimatet av mottakerfaktoren oppnås fra: og det endelige bidraget fra kilde i til syklus p i registrering n oppnås fra:
Deretter beregnes forholdet EP,nmellom den gjeldende registreringen og spektralmodellen fra likningen:
Denne utregningen krever at man kjenner MP,n, som beregnes som beskrevet nedenfor under syklus p-1. Beregningen omfatter glatting på de tidligere frekvensene for å begrense innvirkningen av den mikroseismiske energien i estimatet. Den foreslåtte formelen anvender kun de tidligere registreringene og muliggjør således beregning i sanntid. I vanskelige tilfeller kan denne summen erstattes med en gjennomsnittsverdi eller en gjeldende median. Det er da nød-vendig med utsatt beregning (med tiden som er nødvendig for å gjennomføre den andre halvdelen av registreringene som kreves for beregning av gjennom-snittsverdien).
Dersom MP+i>n representerer den initielle modellen for den aktive delen av registrering n i syklus p+1, er da:
Denne modellen består hovedsaklig av et vektet middel av det gjeldende bidraget og av de tidligere bidragene. Den anvendte formelen muliggjør varia-sjon av modellen: bidraget fra syklus p-q til modellen anvendt for syklus p multi-pliseres med koeffisienten (1-h)<q>, som går mot null raskere siden h er nær 1. Dette lar modellen MP,nfølge sesongendringene og forholdet EP,nbare reflektere de daglige endringene. Med kjennskap til spektralmodellen MP,nog forholdet EP,ni bidraget fra den forrige etablerte modellen, avleder vi den delen AP,nav registrering n i syklus p som er relevant for den aktive seismiske delen:
Tilsvarende beregnes den delen PP,nav registrering n i syklus p som kun er relevant for den (passive) mikroseismiske aktiviteten fra likningen:
De respektive spektralbidragene CP,i,n fra hver kilde Si ved grunnfrekvensene og deres harmoniske komponenter tilveiebringer, etter fullførelse av en målesyklus og gjennom en invers FFT, seismogrammene (i tidsdomenet) som anvendes i forbindelse med aktiv undersøkelse.
Estimatet av den underliggende mikroseismiske aktiviteten inneholdt i registrering Rp,noppnås gjennom invers FFT av den delen PP,nsom er relevant for passive bidrag.
Oppdatering av forholdet EP,nmellom det gjeldende bidraget og spektralmodellen MP,ngjøres forholdsvis ofte for å tillate hurtige variasjoner i signalet. Oppdatering av den initielle modellen gjøres mye sjeldnere; det er ikke engang sikkert at den initielle modellen blir oppdatert.
Formålet med disse oppdateringene er å optimere estimatet av det aktive signalet når dets variasjoner ikke kan kontrolleres (sesongmessige og daglige variasjoner). I de gunstigste tilfellene er ikke oppdatering nødvendig, og estimatet av den aktive delen utgjøres av den initielle modellen.
En annen mulig forenkling består i å se bort fra den seismiske støyen ved de utsendte frekvensene (og, dersom det er nødvendig, ved de harmoniske komponentene til disse frekvensene). Man forsøker ikke lenger å estimere den aktive delen, og man bare kansellerer eller interpolerer linjene som svarer til de utsendte frekvensene (og, dersom det er nødvendig, de til deres harmoniske komponenter) for å oppnå den passive delen.
De harmoniske linjene i frekvensspekteret til hvert registrerte signal blir først undertrykket, og amplituden og fasen interpoleres ved linjeverdiene ved kildens frekvens; de registreringene som ikke utpekes av utsendelsene fra kildene som muligens inneholder et mikroseismisk signal, blir deretter rekonstruert ved inversjon. Denne utførelsen er hensiktsmessig dersom man har et begrenset antall kilder og/eller kilder hvis signaler varierer hurtig med tiden.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for aktiv seismisk overvåkning av en undergrunnsformasjon (1) som gjør det mulig å skille induserte mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt i forbindelse med aktiv seismisk overvåkning av en undergrunnssone under utvikling, omfattende det å utføre seismiske registreringssykluser med utsendelse av seismiske bølger i formasjonen ved å koble denne med én eller flere seismiske kilder (5) som, i dette tilfellet, samtidig sender ut ortogonale signaler for å danne et sammensatt vibrasjonssignal, motta signalene reflektert av formasjonen som reaksjon på utsendelsen av seismiske bøl-ger, registrere signalene som mottas av minst én seismisk signalfanger (2), og behandle de registrerte signalene for å skille de respektive bidragene fra de seismiske kildene til de mottatte signalene og for å rekonstruere seismogrammer som tilsvarer de som ville bli oppnådd ved å aktivere de seismiske kildene hver for seg,
karakterisert vedat de induserte mikroseismiske signalene i registreringene skilles fra de seismiske signalene forårsaket av aktive overvåkningsoperasjoner ved å isolere bidraget fra disse gjennom sammenlikning med en referanse-spektralmodell ved å ta hensyn til spektralbidragene fra hver kilde (Si) ved de utsendte grunnfrekvensene og ved deres respektive harmoniske komponenter, og ved å rekonstruere, gjennom inversjon i tidsdomenet, de mikroseismiske signalene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat spektralbidraget fra de mikroseismiske signalene til spekteret til de mottatte signalene oppnås ved å subtrahere amplitude- og faseverdiene assosiert med referanse-spektralmodellen fra amplituden og fasen til spekteret assosiert med registreringene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat referanse-spektralmodellen er en gjeldende modell som dannes ved å oppdatere en tidligere spektralmodell ved å ta hensyn til spektralbidraget fra tidligere registreringssykluser.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de tidligere krav,karakterisert vedat den gjeldende spektralmodellen dannes ved å bestemme en middelverdi for frekvensspektrene dannet fra eldre og/eller nyere registreringer oppnådd for samme kilde og samme frekvenser.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de tidligere krav,karakterisert vedat den gjeldende spektralmodellen dannes ved å bestemme en medianverdi for frekvensspektrene dannet fra tidligere registreringer oppnådd for samme kilde og samme frekvenser.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de tidligere krav,karakterisert vedat den gjeldende spektralmodellen dannes ved ekstrapolasjon eller interpolasjon fra frekvensspekteret til nærliggende spektralverdier.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de tidligere krav, omfattende det å skille de induserte mikroseismiske signalene fra signaler utsendt i forbindelse med aktiv seismisk overvåkning av en undergrunnssone under utvikling, og omfattende det å gjennomføre seismiske registreringssykluser med utsendelse av seismiske bølger i formasjonen ved å koble denne med N seismiske kilder (Si) som sender samtidig og som styres av ortogonale signaler for å danne et sammensatt vibrasjonssignal, motta signalene reflektert av formasjonen som reaksjon på utsendelsen av seismiske bølger, registrere signalene som mottas av seismiske mottakeranordninger, og behandle de registrerte signalene for å skille de respektive bidragene fra de seismiske kildene til de mottatte signalene og for å rekonstruere seismogrammene som tilsvarer de som ville bli oppnådd ved å aktivere de seismiske kildene hver for seg,karakterisert vedat den omfatter følgende trinn, der: a) for hver registrering n i en registreringssyklus p, de respektive bidragene (CP,i,n) fra de forskjellige kildene ved grunnfrekvensene beregnes, b) forholdet (EP,n) mellom bidraget og en gjeldende spektralmodell (MP,n) dannet ved å oppdatere en tidligere spektralmodell (MP,n-i) basert på frekvenser utsendt under den tidligere registreringen (n -1) og på deres harmoniske komponenter deretter beregnes, c) den delen (AP,n) av registreringen n i syklus p som kan knyttes til de aktive seismiske overvåkningsoperasjonene bestemmes, d) den delen (PP,n) av registreringen n i syklys p som kun er relevant for den passive mikroseismiske aktiviteten bestemmes, e) seismogrammene som kan knyttes til de aktive seismiske overvåkningsoperasjonene dannes ved i tidsdomenet å invertere de respektive spektralbidragene (CP,i,n) fra hver seismiske kilde (Si) ved grunnfrekvensene og ved deres harmoniske komponenter, etter fullførelse av en målesyklus, og f) de underliggende mikroseismiske signalene inneholdt i registreringene dannes ved i tidsdomenet å invertere den delen (PP,n) som er relevant for den passive mikroseismiske aktiviteten.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat spektralbidraget (CP,i,n) oppnås ved å multiplisere en overføringsfunksjon (TP,i,n,r), mellom en "wavelef-egenskap ved kilden og et seismogram assosiert med mottaker r, med en "wavelef-egenskap ved kilden.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat nevnte overføringsfunksjon oppdateres kontinuerlig.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,
karakterisert vedat det å oppdatere nevnte overføringsfunksjon (TP,i,n,r) gjøres under en pågående syklus basert på et estimat (TP,i,n-i,r) gjort under en tidligere syklus og basert på et initielt estimat (TOP,i,n,r) gjort under den pågående syklusen i henhold til likningen:
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0212494A FR2845484B1 (fr) | 2002-10-08 | 2002-10-08 | Methode de separation de signaux de microsismicite de signaux sismiques emis par une ou plusieurs sources |
PCT/FR2003/002874 WO2004034090A1 (fr) | 2002-10-08 | 2003-10-01 | Methode de separation de signaux de microsismicite de signaux sismiques emis par une ou plusieurs sources |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20051662L NO20051662L (no) | 2005-05-06 |
NO337344B1 true NO337344B1 (no) | 2016-03-21 |
Family
ID=32011519
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20051662A NO337344B1 (no) | 2002-10-08 | 2005-04-04 | Fremgangsmåte for skille mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt av en eller flere kilder |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7388811B2 (no) |
EP (1) | EP1552324B1 (no) |
BR (1) | BR0315072A (no) |
CA (1) | CA2501328C (no) |
FR (1) | FR2845484B1 (no) |
MX (1) | MXPA05003593A (no) |
NO (1) | NO337344B1 (no) |
WO (1) | WO2004034090A1 (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1946129B1 (en) * | 2005-11-03 | 2018-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Continuous reservoir monitoring for fluid pathways using 3d microseismic data |
US7676326B2 (en) * | 2006-06-09 | 2010-03-09 | Spectraseis Ag | VH Reservoir Mapping |
US7590491B2 (en) | 2006-06-30 | 2009-09-15 | Spectraseis Ag | Signal integration measure for seismic data |
ATE543109T1 (de) | 2007-01-20 | 2012-02-15 | Spectraseis Ag | Zeitumkehr-reservoir-lokalisierung |
EP2150841A1 (en) * | 2007-05-17 | 2010-02-10 | Spectraseis AG | Seismic attributes for reservoir localization |
WO2009007822A2 (en) | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and systems for processing microseismic data |
US20090168600A1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-02 | Ian Moore | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
EP2238474A4 (en) * | 2008-01-08 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Spectral shaping inversion and migration of seismic data |
US7916576B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-03-29 | Westerngeco L.L.C. | Optimizing a seismic survey for source separation |
US8395966B2 (en) * | 2009-04-24 | 2013-03-12 | Westerngeco L.L.C. | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
IT1400033B1 (it) * | 2010-05-07 | 2013-05-17 | Mulargia | Antenna sismica a campionamento spaziale uniforme in lunghezza d'onda. |
FR2960304B1 (fr) | 2010-05-19 | 2012-09-14 | Cggveritas Services Sa | Procede de surveillance passive d'evenements sismiques |
WO2013006794A1 (en) * | 2011-07-07 | 2013-01-10 | David Diller | System and method for narrow beam scanning microseismic monitoring |
WO2013052035A1 (en) * | 2011-10-04 | 2013-04-11 | Westerngeco, L.L.C. | Methods and systems for multiple-domain inversion of collected data |
FR2990277B1 (fr) | 2012-05-04 | 2014-05-23 | Cggveritas Services Sa | Procede et appareil de surveillance electromagnetique de formations souterraines |
WO2014177614A2 (en) | 2013-05-01 | 2014-11-06 | Cgg Services Sa | Apparatus and method for seismic data acquisition with simultaneous activation of clustered vibrators |
CN105893723A (zh) * | 2014-10-15 | 2016-08-24 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 一种基于微震事件簇群pca法岩体断层滑移面产状计算方法 |
AU2016391610A1 (en) * | 2016-02-01 | 2018-07-05 | Landmark Graphics Corporation | Optimization of geophysical workflow performance using on-demand pre-fetching for large seismic datasets |
CN110146919B (zh) * | 2019-06-25 | 2020-12-04 | 广东石油化工学院 | 基于正交投影的微震事件检测方法和系统 |
CN113050166B (zh) * | 2019-12-27 | 2023-04-07 | 中国石油天然气集团有限公司 | 地震激发信号修正方法及装置 |
CN114637263B (zh) * | 2022-03-15 | 2024-01-12 | 中国石油大学(北京) | 一种异常工况实时监测方法、装置、设备及存储介质 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US6049508A (en) * | 1997-12-08 | 2000-04-11 | Institut Francais Du Petrole | Method for seismic monitoring of an underground zone under development allowing better identification of significant events |
US6442489B1 (en) * | 1999-08-02 | 2002-08-27 | Edward Gendelman | Method for detection and monitoring of hydrocarbons |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4202048A (en) * | 1972-11-05 | 1980-05-06 | United Geophysical Corporation | Seismic prospecting system |
US4715020A (en) * | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
US5377104A (en) * | 1993-07-23 | 1994-12-27 | Teledyne Industries, Inc. | Passive seismic imaging for real time management and verification of hydraulic fracturing and of geologic containment of hazardous wastes injected into hydraulic fractures |
FR2805051B1 (fr) * | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
-
2002
- 2002-10-08 FR FR0212494A patent/FR2845484B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-10-01 WO PCT/FR2003/002874 patent/WO2004034090A1/fr active Application Filing
- 2003-10-01 BR BR0315072-0A patent/BR0315072A/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-10-01 US US10/530,443 patent/US7388811B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 MX MXPA05003593A patent/MXPA05003593A/es active IP Right Grant
- 2003-10-01 EP EP03775458.7A patent/EP1552324B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 CA CA2501328A patent/CA2501328C/fr not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-04-04 NO NO20051662A patent/NO337344B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US6049508A (en) * | 1997-12-08 | 2000-04-11 | Institut Francais Du Petrole | Method for seismic monitoring of an underground zone under development allowing better identification of significant events |
US6442489B1 (en) * | 1999-08-02 | 2002-08-27 | Edward Gendelman | Method for detection and monitoring of hydrocarbons |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2501328C (fr) | 2013-08-20 |
WO2004034090A1 (fr) | 2004-04-22 |
EP1552324B1 (fr) | 2020-02-12 |
MXPA05003593A (es) | 2005-06-17 |
US7388811B2 (en) | 2008-06-17 |
EP1552324A1 (fr) | 2005-07-13 |
CA2501328A1 (fr) | 2004-04-22 |
FR2845484B1 (fr) | 2005-03-11 |
US20060034153A1 (en) | 2006-02-16 |
FR2845484A1 (fr) | 2004-04-09 |
NO20051662L (no) | 2005-05-06 |
BR0315072A (pt) | 2005-08-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337344B1 (no) | Fremgangsmåte for skille mikroseismiske signaler fra seismiske signaler utsendt av en eller flere kilder | |
EA003029B1 (ru) | Способ сейсмического наблюдения за подземной зоной путем одновременного использования нескольких вибросейсмических источников | |
US5148407A (en) | Method for vertical seismic profiling | |
EP2737341B1 (en) | Field correlation for real-time passive seismic surveillance | |
NO319301B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for separasjon av en rekke seismiske signaler fra vibrerende energikilder | |
AU2009201055B2 (en) | Method for deghosting marine seismic streamer data with irregular receiver positions | |
US7512034B2 (en) | Drill noise seismic data acquisition and processing methods | |
EP2786176B1 (en) | Separation of simultaneous source data | |
NO318263B1 (no) | Seismisk hoykvalitets-fremgangsmate med vibrerende kilde, til bruk ved innhenting av seismiske vertikalprofil-data med en rekke vibrerende kilder for seismisk energi | |
US4807200A (en) | Method and apparatus for gathering seismic data and selectively controlling isolated distributed recorders in an isolated distributed recording system | |
US5151882A (en) | Method for deconvolution of non-ideal frequency response of pipe structures to acoustic signals | |
RU2144684C1 (ru) | Способ получения вертикальных сейсмических профилей в ходе бурения скважин | |
EA026043B1 (ru) | Способ сейсмологической разведки | |
EP0953179A1 (en) | Seismic data acquisition and processing using non-linear distortion in a groundforce signal | |
NO335988B1 (no) | Fremgangsmåte for seismisk tomografisk overvåkning og analyse | |
US7508733B2 (en) | High-frequency processing of seismic vibrator data | |
Stevenson et al. | An attenuation-based sediment classification technique using Chirp sub-bottom profiler data and laboratory acoustic analysis | |
Bakulin et al. | Smart DAS uphole acquisition system for near-surface characterization and imaging | |
RU2434250C1 (ru) | Способ регистрации сейсмических сигналов на акватории моря при поиске подводных залежей углеводородов | |
CA2552874A1 (en) | Method of harmonic noise attenuation in correlated sweep data | |
RU2498357C1 (ru) | Система микросейсмического зондирования земной коры и проведения сейсмического мониторинга | |
WO2001020363A2 (en) | Amplitude spectra estimation | |
Caielli et al. | Wide-angle Sea-Land connections as an integration of the CROP MARE II project | |
St-Onge | Four Phenomena Observed on Microseismic Data |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |