NO337603B1 - System og fremgangsmåte for å estimere hovedundergrunnsspenninger fra seismiske refleksjonsdata - Google Patents
System og fremgangsmåte for å estimere hovedundergrunnsspenninger fra seismiske refleksjonsdata Download PDFInfo
- Publication number
- NO337603B1 NO337603B1 NO20043083A NO20043083A NO337603B1 NO 337603 B1 NO337603 B1 NO 337603B1 NO 20043083 A NO20043083 A NO 20043083A NO 20043083 A NO20043083 A NO 20043083A NO 337603 B1 NO337603 B1 NO 337603B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- seismic
- seismic data
- area
- stress
- anisotropy
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 76
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 56
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 22
- 230000009021 linear effect Effects 0.000 claims description 19
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 14
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 5
- 230000009022 nonlinear effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000001615 p wave Methods 0.000 claims 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000005483 Hooke's law Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 235000010205 Cola acuminata Nutrition 0.000 description 1
- 244000228088 Cola acuminata Species 0.000 description 1
- 235000015438 Cola nitida Nutrition 0.000 description 1
- 101150078308 DOK1 gene Proteins 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition 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. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/30—Analysis
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)
Description
Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse vedrører geologi og geofysikk. Spesielt angår oppfinnelsen estimering av karakteristikker slik som effektive spenninger og poretrykk fra seismiske data.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Mange undergrunns relaterte, menneskelige aktiviteter slik som olje og gass-leting og -utvinning, gruvedrift, undergrunns anlegg og forutsigelse av jordskjelv kan trekke fordel av direkte estimater av spenningstilstanden i jordens undergrunn. Viktigheten av spenningsestimater øker når hoved-spenninger ikke er like hverandre (ikke-hydrostatisk spenningstilstand) og det opptrer visse foretrukne retninger i geologiske medier (like retninger av maksimums- og minimums-spenninger). Planlegging av borings operasjoner og gruvedrift er eksempler på områder som krever god kjennskap til eksisterende spenningstilstander eller porefluidtrykk. I dette tilfelle kan dårlige estimeringer av effektive spenninger føre til ytterligere omkostninger og sikkerhetsproblemer vedrørende geologiske farer og ustabilitet i borehull eller gruver. Nett av sprekker som utgjør hovedruter for fluidstrømning, regulerer videre utviklingen av mange eksisterende oljefelter, og orienteringen til sprekkene blir vanligvis styrt av retningen til den maksimale horisontale spenningen. Spenningskarakterisering utført forut for produksjon, kan derfor redusere risikoen ved beslutninger om reservoarforvaltning.
Elastiske bølger som forplanter seg gjennom faststoffer som er utsatt for mekaniske spenninger, inneholder informasjon om påtrykte, effektive spenninger. Disse bølgene har vanligvis små amplituder slik at de ikke endrer det undersøkte materialet. Forplantningshastigheter for bølger er generelt avhengig av spennings-løse, elastiske moduli, effektive spenningsstørrelser og ikke-lineære elastiske parametere. Prinsipielt kan hastighetene til disse bølgene inverteres med hensyn på orienteringer, størrelser av totale hoved-spennings påkjenninger og poretrykk.
Slike teknikker ble først anvendt ved ikke-destruktiv testing av materialer. Sef.eks. Guz', A.N., Makhort, F.G., Guscha, O.I., Lebedev, V.K., 1974, Foundations of ultrasonic non-destructive method of measuring stressed state in solids: Kiev, Naukova Dumka. Enkel implementering av disse teknikkene skyldes følgende forhold: • A priori kunnskap (måling) om elastiske moduli og ikke-lineære parametere for materiale, • Ubegrenset tilgang til kilder og mottakere (vanligvis overføring langs retningen av én av hoved-spenningene),
• Anvendelse av en- eller to-dimensjonale spenningstilstander.
Under håndtering av undergrunnen er alle disse antagelsene generelt ugyldige. Ved olje- og gass-leting erf.eks. parameterne til undergrunns bergartene ukjente, målinger er begrenset til kilder og mottakere som alle er plassert på overflaten eller i borehull, og spenningstilstanden er tre-akset.
Bruken av elastiske (ultrasoniske) bølger påtrykt for måling av uni-aksial og bi-aksial spenning på stedet i gruver på Kola-halvøya, er blitt beskrevet. Se Bakulin, V.N., og Protosenya, A.G., 1981, Ultrasonic polarizational method of determination of stress in rock mass: Collection of papers: Mining Geophysics, Tbilisi, 96-97; og Bakulin, V.N., og Protosenya, A.G., 1982, Nonlinear effects in pro-pagation of elastic waves through rocks: Proe. USSRAcad.Sc. (Dok1.Akad.Nauk SSSR), 2, 314-316.
Denne teknikken ble senere oppdatert for å estimere tre-akse spenninger. Se Bakulin A.V., og Bakulin, V.N., 1992, Method for determining rock mass burst danger; USSR-patent nr. 1786273. Begrensninger for disse teknikkene innbefatter kravet om to eller flere borehull (overføringskonfigurasjon) boret i formasjonen og antagelsen om at alle formasjonsegenskaper er kjent på forhånd.
Bruk av seismiske overflateskjærbølge-data eller VSP-skjærbølgedata for forutsigelse av undergrunns spenninger er blitt antydet. Se f.eks. Winterstein, D.F., 1991, Method of layer stripping to predict subsurface stress regime: US-patent nr. 5,060,203. Denne fremgangsmåten benytter to ortogonalt polariserte kilder for skjærbølger og mange multi-komponent-mottakere enten på overflaten eller langs et borehull. En lagskillingsteknikk som gjorde det mulig å fremskaffe orienteringen til maksimale og minimale horisontale hoved-spenninger i hvert lag fra polariser-ingsretninger for to splittede skjærbølger ved nesten vertikal innfallsretning. Maksi-mumsspenninger er antatt å være langs polariseringsretningen til den hurtige skjærbølgen, mens minimum er ortogonal til denne (eller langs polariseringsretningen til den langsomme skjærbølgen). Denne teknikken er beheftet med begrensninger, innbefattende:
• Fremgangsmåten gir verken størrelser eller effektive hoved-spenninger eller forskjeller mellom disse. • Fremgangsmåten beskytter ortogonalt polariserte skjærbølgevibratorer som er kostbare og sjelden brukt modifikasjon av seismiske målinger. • Fremgangsmåten angår ikke konvensjonelle PP- og PS-refleksjonsdata som rutinemessig brukes på det geofysiske område. • Én av hoved-spenningene er på forhånd antatt vertikal over alt i de geologiske media. Selv om dette mange ganger er tilfelle, gjør fremgangsmåten det ikke mulig å kontrollere om denne antagelsen er gyldig eller ikke.
I reservoarer med mange sett med sprekker (som f.eks. inneholder to sett med vertikale, ikke-ortogonale sett med sprekker) vil skjærbølge-polariseringer ikke være innrettet med retningene til hoved-spenningene. De foreslåtte målingene gjør det ikke mulig å avdekke slike situasjoner.
Noen andre modeller orientert mot ekstrahering av poretrykk fra estimat av vertikal effektiv spenning er rapportert i litteraturen (se Bowers, G., 1995, Pore pressure estimation from velocity data: accounting for overpressure mechanisms besides undercompaction: SPE Drilling and Completion, 10, 89-95; og Eaton, B.A., 1975, The equation for geopressure prediction from well logs: SPE, 5544, 1-11), men det er typisk at de ser bort fra den ikke-hydrostatiske beskaffenheten til jordens spenningsfelt, dvs. at det antas at alle hoved-spenninger er lik hverandre. Sistnevnte antagelse er ofte ugyldig.
Det er blitt beskrevet en annen fremgangsmåte for å estimere spenningsstørrelsene på stedet i formasjoner ved å bruke soniske borehulls sonder. Se Sinha, B.K., 1998, Method for estimating formation in-situ stress magnitudes using a sonic borehole tool: US-patent nr. 5,838,633. Denne fremgangsmåten benytter multi-frekvent invertering av soniske hastigheter for å estimere orientering og størrelse av effektiv spenning så vel som ikke-lineære bergartsegenskaper. Denne fremgangsmåten kan imidlertid ha følgende ulemper: Den benytter et borehull som er boret inn i formasjonen hvor spenning
ene skal bestemmes. • Den er hovedsakelig utformet for effektive spenninger langs toakser eller for forskjellen mellom maksimums- og minimums-spenningene, og estimerer ikke en tre-akset spenningstilstand. • Det gir lokale estimater av effektivt spenningsfelt i et forholdsvis lite volum omkring borehullet (3-4 brønn-diametere). • Den gjør det ikke mulig å fremskaffe tredimensjonal fordeling av spenningsfelt med mindre det blir boret et meget tett overflatesystem med borehull.
Oppsummering av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tar derfor i det minste delvis sikte på å begrense eller unngå noen av de foran nevnte problemer.
I henhold til oppfinnelsen blir det tilveiebrakt en fremgangsmåte for estimering av spenningskarakteristikker fra seismiske data. Fremgangsmåten innbefatter å motta seismiske data innsamlet ved bruk av et antall sensorer innrettet for å føle seismisk energi, hvor de seismiske dataene representerer undergrunns karakteristikker innenfor et undergrunnsområde, å motta egenskaper ved bergarter på et sted i undergrunnsområdet, og å estimere én eller flere spenningskarakteristikker for i det minste et delområde i området ved å kombinere de seismiske dataene og bergartsegenskapene under bruk av et forhold mellom spenningskarakteristikkene i delområdet og elastisk stivhet og/eller lydhastighet i delområdet.
Forholdet er fortrinnsvis basert på en effektiv medium teori, og helst basert på en ikke-lineær elastisitetsteori.
Fremgangsmåten innbefatter fortrinnsvis også de trinn å analysere i den seismiske dataasimut og offset-avhengigheten, av seismiske signaturer for seismisk anisotropi for derved å bestemme et sett med anisotropikoeffisienter; å identifisere retninger for minimale, mellomliggende og maksimale spenninger fra orientering av hoved-aksene til seismisk anisotropi og fortegnene til anisotropikoeffisientene; og å invertere anisotropikoeffisientene for derved å estimere størrelser av hoved-spenninger i delområdet ved å benytte ikke-lineære elastisitetskonstanter og vertikal, total spenningsinformasjon utledet fra bergartsegenskapene.
Ifølge oppfinnelsen blir det også tilveiebrakt en fremgangsmåte for å estimere poretrykk ut fra seismiske data.
Oppfinnelsen angår også et system for estimering av spenningskarakteristikker, og et datamaskinlesbart medium som er i stand til å få en datamaskin til å estimere spenningskarakteristikker fra seismiske data.
Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å frembringe en fremgangsmåte for å estimere spenningskarakteristikker ut fra seismiske data omfattende: å motta seismiske data innsamlet ved bruk av et antall sensorer innrettet for å føle seismisk energi, hvor de seismiske dataene representerer undergrunns karakteristikker innenfor et undergrunnsområde;
å motta bergartsegenskaper ved en posisjon i undergrunnsområdet; og
å estimere én eller flere spenningskarakteristikker for i det minste et delområde i området ved å kombinere de seismiske dataene og bergartsegenskapene under anvendelse av et forhold mellom spenningskarakteristikkene i delområdet og den elastiske stivheten og/eller lydhastigheten i delområdet; der de seismiske dataene omfatter seismiske refleksjonsdata og antallet sensorer er anordnet ved en overflate av jorden og konfigurert til å detektere de seismiske refleksjonsdataene, der minst én seismisk kilde er plassert ved minst én overflateposisjon.
Kort beskrivelse av tegningene:
Fig. 1 viser et system for estimering av hoved-spenninger fra seismiske refleksjonsdata i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen; og
fig. 2 skisserer en arbeidsflyt for estimering av orienteringer og størrelser av hoved undergrunns spenninger i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse
Det er en viktig tilbakekoplingssløyfe mellom undergrunns relaterte aktiviteter og effektiv spenningstilstand. Endringer i den innledende, effektive spenningsfordeling påvirker i sterk grad selve aktiviteten. Eksempler på slike aktiviteter innbefatter boring, gruvedrift og pumping av fluider inn/ut av en undergrunnstruktur. Et eksempel på denne tilbakekoplingssløyfen er en borehulls-eller gruvegangs-ustabilitet forårsaket av ekstrahering av fluider eller selve bergarten. Firedimensjonal (tredimensjonal i rom og endimensjonal i tid) overvåkning av spenningstilstanden, f.eks. under olje- og gass-leting eller gruvedrift, kan redusere risikoen for forskjellige farer, optimalisere beslutningene og redusere omkostningene.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å estimere orienteringene og størrelsene til hoved undergrunns spenninger samt poretrykk ved å benytte tredimensjonale, seismiske overflaterefleksjonsdata som innbefatter PP-, PS- og SS-refleksjoner. Fremgangsmåten beror hovedsakelig på å analysere avhengigheten til reflektert forplantningstid med offset og asimut, selv om amplitudeinformasjon også kan brukes i kombinasjon for å tilveiebringe redundans. Anisotropikoeffisienter ekstrahert fra forplantningstider inneholder informasjon om undergrunns spenninger. Ved å bruke kjerne- eller borehullsmålinger av visse ikke-lineære parametere for bergarter, kan hele den effektive spenningstensoren estimeres for forholdsvis store spenninger, slik som mer enn 100 kvadratmeter eller for en spesiell horisont eller et spesielt lag for en bergart ved en spesifisert dybde. Dette kan gjentas for et hvilket som helst intervall i den geologiske seksjonen for å fremskaffe dybdeoppførselen til spenningsfeltet. Ved å gjenta denne prosessen i tid, blir det mulig med firedimensjonal overvåkning av spenning. Selv om kjente fremgangsmåter kan benyttes til å estimere spenningskarakteristikker i området i den umiddelbare nærhet av et borehull, kan foreliggende fremgangsmåte foreta estimater av spenningskarakteristikker ved steder som ligger langt fra det nærmest eksisterende borehull, f.eks. mer enn 5 meter vekk.
Fig. 1 viser et system for estimering av hoved-spenninger fra seismiske refleksjonsdata i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Et borehull 46 er plassert i jorden 190 og har en overflate 192. I henhold til oppfinnelsen blir en sonisk borehulls-sonde 60 utplassert i borehullet 46 på en
kabel 58 som vist. Alternativt kan den soniske borehulls-sonden 60 være anordnet i bunn-hulls anordningen som befinner seg ved den nedre enden av en borestreng (ikke vist). På overflaten er riggen 68 også forsynt med en kabellastebil (ikke vist). Selv om systemet som er vist på fig. 1, befinner seg på land, vil fagkyndige på området forstå at foreliggende oppfinnelse like godt kan anvendes i marine
omgivelser. Mottakeren 92 på riggen 68 mottar, registrerer og fører over dataene til dataprosessoren 150 via en forbindelse 98.
På fig 1 er det også vist et system for innsamling av seismiske, multi-komponent P- og S-bølgedata i et område 152. Som vist sender seismiske kilder 110, 112 og 114 seismisk energi inn i undergrunnen ved sine overflateposisjoner 192 ved forutbestemte tidspunkter på kommando fra en styringsenhet (ikke vist). De seismiske kildene kan omfatte impulskilder (slik som eksplosiver, eller i marint miljø luftkanoner) eller vibrerende kilder. Selv om tre kilder er skissert for enkelhets skyld, kan et annet antall med kilder, innbefattende en enkelt kilde, benyttes. Selv om det er vist en landbasert utførelsesform, kan innsamlingen av de seismiske dataene generelt utføres på land, til sjøs eller i overgangssoner. Den seismiske energi som påføres av kildene, forplanter seg gjennom jorden i form av både P- og S-bølger; dette er skjematisk skissert på fig. 1 som f.eks. pilen 134. Energien reflekteres fra visse undergrunns flater, her skissert som flaten 122 og flaten 124, og til slutt når og blir detektert av mottakerne 116, 118 og 120 som f.eks. skissert med pilen 138. Ifølge den foretrukne utførelsesformen er mottakerne 116, 118 og 120 multi-komponent geofoner. Selv om bare tre mottakere er vist på fig. 1, kan det være flere mottakere anvendt i en spesiell utførelsesform.
I henhold til en alternativ utførelsesform kan det seismiske innsamlingssystemet være innrettet for å samle inn VSP-data fra flere asimutretninger i borehullet 46. På fig. 1 er bare én asimut vist, selv om det vil være kilder plassert langs andre asimutretninger også. Den seismiske energien er skissert som en pil 194. Den seismiske mottakeren 198 er vanligvis utplassert i en vertikal seksjon av brønnen via en kabel 58 fra en kabellastebil (ikke vist). Alternativt kan den seismiske mottakeren være utplassert på en borestreng for å samle inn seismiske data under borings operasjonen. Legg merke til at selv om en enkelt kabel 58 er vist for utplassering av den seismiske mottakeren 198 og den soniske brønnhulls sonden 60, vil disse målingene typisk bli utført separat på separate kabler.
I tilfelle av det marine miljøet, er mottakerne 116, 118 og 120 fortrinnsvis lokalisert på en havbunnskabel som ligger på havbunnen.
Takbergarten 128 er forholdsvis ugjennomtrengelig for hydrokarbonsubstansen. Hydrokarbonsubstansen blir derved innfanget i hydrokarbonreservoaret 130. Hydrokarbonreservoaret 130 er typisk sammensatt av en reservoarbergart (f.eks. sandsten i en sandkanal) og grenseflaten mellom denne og takbergarten 128 reflekterer den seismiske energien tilbake til mottakerne, som skissert ved pilen 138.
Mottakerne 116, 118 og 120 omformer den seismiske energien til elektriske signaler og overfører disse signalene til en sentral registreringsenhet 140. I tilfelle med innsamling på land, er denne sentrale registreringsenheten 140 vanligvis lokalisert på det lokale feltstedet, og ved innsamling til sjøs, er den vanligvis lokalisert på det fartøyet som brukes til å slepe kildene og mottakerne (ikke vist). Når sentral-behandlingsenheten 140 utfører korrelasjon og annen ønsket behandling, lagrer den vanligvis dataene i form av tidsdomene-traser på et magnetbånd. Dataene i form av magnetbånd, blir senere sendt til behandling og analyse til en seismisk databehandlingssentral, vanligvis plassert i et annet geografisk område. Dataoverføringen fra den sentrale registreringsenheten 140 på fig. 1, er skissert som en pil 146 til en dataprosessor 150.
Fig. 2 skisserer en arbeidsflyt for å estimere orienteringer og størrelser av hoved undergrunns spenninger i henhold til en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen. Konvensjonelle tredimensjonal marine, land, OBS (havbunnsseismikk), VSP (vertikal seismisk profilering) eller andre typer seismiske data kan utnyttes.
Som vist på fig. 2 er hoved trinnet i fremgangsmåten innbefattet i det følg-ende. I trinn 200 blir seismiske PP- og PS-multi-komponent data innsamlet eller mottatt, fortrinnsvis med god asimutal dekning og offset-dekning. I trinn 202 blir anisotrope parametere og vertikale hastigheter ekstrahert fra asimutal- og offset-variasjon i seismiske signaturer. I trinn 204 blir det tatt en beslutning basert på om alle anisotropikoeffisientene er lik null. Hvis de er lik null, er området av interesse i en hydrostatisk tilstand, trinn 206. Hvis svaret i trinn 204 derimot er 'nei', så blir den intrinsike anisotropien til bakgrunns-verts-bergarten subtrahert, i trinn 208. I trinn 212 blir orienteringene til hoved-spenningen estimert fra aksene til NMO-ellipsen eller langsomhetsflaten. I trinn 210 blir størrelsen av den totale hoved-spenning og poretrykket estimert ved å bruke laboratorie- eller borehulls-kalibrerte petrofysiske forhold. I trinn 214 blir prosessen gjentatt for andre horisonter eller for data innsamlet ved andre tidspunkter.
Estimering av anisotropiparametere fra seismiske data
Ytterligere detaljer ved de foretrukne teknikker for estimering av anisotropiparametere fra seismiske refleksjonsdata, trinn 202 på fig. 2, vil nå bli beskrevet. Selv om fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan gjøre bruk av seismiske data av en hvilken som helst type (konvensjonelle tredimensjonale marine, landbaserte, OBS, VSP, osv.), blir det foretrukket at god asimut- og offset-dekning blir oppnådd.
Anisotropi behandling gjør det mulig å estimere relevante anisotropikoeffisienter for spesielle horisonter under antakelse av en spesifikk modell for seismisk anisotropi. I denne beskrivelsen blir det konsentrert på modellen for ortorombiske media (ORT) som en generell modell for tre-akset, spenningspåkjente bergarter som innledningsvis var isotrope (eller svakt anisotrope). Vertikal (VTI) eller horisontal (HTI) transversal isotropi blir betraktet som spesialtilfeller av ORT-media. Se f.eks. Tsvankin, I., 1997, Anisotropic parameters and P-wave velocity for orthorhombic media: Geophysics, 62, 1292-1309, og Grechka, V., og Tsvankin, I., 1999, 3-D moveout velocity analysis and parameter estimation in orthorhombic media: Geophysics, 64, 820-837. Generelt kan en hvilken som helst annen modell behandles på lignende måte. I denne beskrivelsen antas det også at ett av symmetriplanene til ORT-mediene er horisontal eller ekvivalent, at én av hoved-spenningene er vertikal. Selv om dette ofte er tilfelle i undergrunnen, kan dette verifiseres ved antagelse fra dataene i hvert tilfelle.
Teknikker for estimering av anisotropikoeffisienter for ORT-media er blitt beskrevet tidligere og er basert på analyse av asimut- og offset-avhengighet av forskjellige seismiske signaturer. Se f.eks. Ruger, A., 1998, "Variation of P-wave reflectivity with offset and azimuth in anisotropic media", Geophysics, 63, 935-947; Tsvankin, I., 1997, "Anisotropic parameters and P-wave velocity for orthorhombic media", Geophysiccs, 62, 1292-1309; Grechka, V., og Tsvankin, I., 1999, "3-D moveout velocity analysis and parameter estimation in orthorhombic media", Geophysics, 64, 820-837; og Grechka, V., Theophanis, S., og Tsvankin,
I., 1999, "Joint inversion of P- and PS-waves in orthorhombic media: Theory and a physical-modelling study", Geophysiccs, 64, 146-161. Utgangen fra disse teknikkene er intervallanisotrope koeffisienter fremskaffet ved hjelp av Dix-differensiering eller AVOA (amplitude versus offset and azimuth, amplitude som funksjon av offset og asimut)-analyse. SE Grechka og Tsvankin, 1999; Grechka mfl., 1999; og Ruger, 1998.
I ORT- modellen blir seismiske signaturer styrt av 9 parametere: VP0, VSo,s(1),8<1), y<1),s<2),5(2), y<2), 8<<3>) (se nedenfor i det kapitelet som er kalt "anisotropi parametere for ortorombiske media"). Her er VP0og VSo henholdsvis vertikale hastigheter for P- og S-bølger. Alle andre parametere er kalt anisotropi koeffisienter (se Tsvankin, 1997) og en verdi forskjellig fra null for en hvilken som helst av dem, indikerer forekomsten av seismisk anisotropi (i isotropi media er alle anisotropi koeffisienter identisk lik null).
Avhengig av de tilgjengelige data er det flere scenarier blant hvilke vi velger tre typiske som eksempler i beskrivelsen her: Scenario 1: Konvensjonelle, tredimensjonale P-bølgedata (ingen brønner) gjør det mulig å estimere 8(<2>)-8<<1>), r\ V\ V2) og V<3>).
Scenario 2: Multiasimut vandrende VSP i borehull tillater estimering av VP0,sd), 80),s(<2>), 8(<2>), 80).
Scenario 3: Multikomponent OBC-data (PP- og PS-data, ingen brønner) muliggjør estimering av alle ni parameterne VP0, VSo, s<<1>), 8<1), y<1),e<<2>), 8<2), y<2),8<3).
Scenario 1 utnytter asimutal variasjon av P-bølgens NMO (normale utflytningshastighet) fra horisontale og fallende reflektorer eller ikke-hyperbolsk utflytting (se Grechka og Tsvankin, 1999). Scenario 2 benytter invertering av P-bølgelangsomhet. Se Bakulin, A., Slater, C, Bunain, H. og Grechka, V., 2000, "Estimation of asimutal and anisotropy and fracture parameters from multiazimutal walkaway VSP In the presence of lateral heterogeneity", 70. Ann. Internat. Mtg: Soc. of Expl. Geophys., 1405-1408. Scenario 3 benytter asimutal variasjon av NMO-hastighet for å PP-, P-SV- og P-SH-refleksjoner (se Grechka mfl., 1999). Mange andre forskjellige scenarier er tilgjengelige, innbefattende de som benytter amplitude som funksjon av offset og asimut-analyse (se Ruger, 1998).
Estimering av orienteringer av hoved-spenninger
Ytterligere detaljer ved de foretrukne teknikker for estimering av orienteringer av hoved spenninger, trinn 212 på fig. 2, vil nå bli beskrevet. For bergarter som er isotropi i fravær av spenning, faller orienteringen av hoved-spenningsretningene sammen med orienteringen av hoved-aksene til ORT-media
(se nedenfor i det kapitelet som er kalt "anisotropi parametere for ortorombiske media"). Disse orienteringene kan lett bestemmes, f.eks. i hvert scenario ovenfor: Scenario 1: Som hoved-akser for NMO-ellipse for P-bølge fra horisontal reflektor,
Scenario 2: Som hoved-akser for P-bølgelangsomhetsflate,
Scenario 3: Som hoved-akser for NMO-ellipser for P-, S1- og S2-bølgerfra horisontale reflektorer.
Scenario 3 muliggjør en kontroll av antagelsen om innledende isotropi bergarter: hvis denne er ugyldig, så vil hoved-aksene til tre forskjellige NMO-ellipser for P-, S1- og S2-bølger ikke være innrettet.
Estimering av størrelser av hoved-spenninger
Ytterligere detaljer ved trinn 210 på fig. 2 vil nå bli beskrevet i henhold til foretrukne utførelsesform er av oppfinnelsen.
Forhold mellom seismiske signaturer og effektive spenninger
Det underliggende grunnlag for ekstraheringen av størrelsene er avhengigheten til de effektive elastiske stivhetene til bergarter av effektiv spenning (se beskrivelsen nedenfor i det avsnitt som er kalt "Spenningsavhengighet av effektive elastisitetskonstanter"). Effektive spenninger Ty er definert til å være differansene mellom de totale spenningene ay og poretrykket Pp:
hvor a er Biot-koeffisienten (se Nur, A. og Byerlee, J.D., 1971, "An exact effective stress law for elastic deformation of rock with fluids", J. Geophys. Res., 76, 6414-6419), som kan måles fra laboratoriemålinger på kjerner eller først tilnærmet som nær 1, og Sy = 1 hvis i=j og 0 ellers.
Formel (23) er gyldig for bergarter som er isotropiske i fravær av spenninger eller isotropi under enhver hydrostatisk spenningstilstand. Som i praksis måler vi ikke stivheter, men i stedet seismiske signaturer slik som vertikale hastigheter VP0, Vso og anisotropi parameteree<1),§<1), y<1), e(2),§<2), y<2),§(<3>), idet det foretrukne mellomliggende trinn er å relatere vertikale hastigheter og anisotropi koeffisienter målt fra seismikk til effektive spenningsstørrelser.
Nøyaktige relasjoner (23) for anisotropi parametere kan være vanskelige å analysere selv om vi kan bruke dem numerisk i inverteringen. For å få en nyttig innsikt i problemet, blir det foretrukket å bruke en svak anisotropi-tilnærmelse. Ettersom anisotropi som vanligvis observeres i bergartene, er svak, er denne tilnærmelsen blitt opprettet som et viktig verktøy for vitenskapelig og teknisk analyse av seismisk undergrunns anisotropi. For bergarter som er utsatt for spenning, tilveiebringer svak anisotropi-tilnærmelse [ACjj«1 i ligningene (23)] følgende relasjoner mellom anisotropi koeffisienter for en ORT-modell målt fra seismiske og effektive spenningsstørrelser:
hvor c155og c456= (c155- c144)/2 er to av de tre tredjeordens (ikke-lineære) elastisitetskonstantene for en bergart (se beskrivelsen nedenfor i det kapitel som er kalt "Spenningsavhengighet av effektive elastiske konstanter"), og c°3og er de to annenordens elastiske konstantene (eller Lame-parameterne). Ligningene (1) muliggjør tydeligvis en estimering av størrelsene av forskjellene mellom hoved-spenninger. Én av de totale hoved-spenningene bør derfor bli beregnet uavhengig. Denne estimeringen krever i tillegg kjennskap til Kp og Ks som er funksjoner av annenordens elastiske konstanter og ikke-lineære konstanter i formasjonen.
Legg merke til at alle tre an-elliptiske parametere som er definert ved (20)-(22) er null, r\ W = r\ P> = = 0, som betyr at et tre-aksespenningsmedium all-tid innehar elliptisk ORT-anisotropi med bare 6 uavhengige parametere. Lignende uttrykk for anisotropi koeffisienter av Thomsen-typen ble utledet av Rasolofosaon som først la merke til at spenningsinduserte, ortorombiske media har anelliptisitets parametere nær null i alle symmetriplan. Se Rasolofosaon, P.N.J., 1998, "Stress-induced seismic anisotropy revisited", Revue De Ulnstitut Francais Du Petrole, 53 (5), 679-692. Identifiseringen av anelliptisitet (t^1) * 0,V2) * 0,V3) * 0) avdekker derfor forekomst av intrinsik anisotropi i formasjonen. Hvis u-påkjente bergarter i seg selv er anisotropi (på grunn av innretning av skiferpartikler, fin lagdeling av sand/skifere, osv.) så vil den totalt observerte anisotropi være en sum av intrinsike og spenningsinduserte anisotropier. For å tilveiebringe bare den spenningsinduserte delen, må vi fjerne bidraget fra bakgrunns anisotropien. Dette kan gjøres tilnærmet ved å subtrahere anisotropikoeffisientene for bakgrunnen fra de tilsvarende observerte anisotropikoeffisientene. Se, Bakulin, A., Grechka, V., og Tsvankin, I., 2000, "Estimation of fracture parameters from reflection seismic data-Part II: Fractured models with orthorhombic symmetry", Geophysics, 65, 1803-1817. I et typisk tilfelle med vertikal, transversal isotropi i bakgrunns formasjonen,karakterisert vedtre Thomsen-anisotropikoeffisienter eb, 8b, yb, blir denne korreksjonen f.eks. oppnådd ved:
Bakgrunns parameterne eb, 8b, yber estimert fra kjerneprøver, logger eller andre informasjonskilder.
Estimering av bergartsformasjonsparametere
Bergartsformasjonsegenskaper slik som annenordens elastiske og tredjeordens (ikke-lineære) konstanter for bergarter, blir estimert fra laboratoriekjernemålinger (se Bakulin, A.V., og Bakulin, V.N., 1990, "Device for measuring mechanical properties of materials", USSR-patent nr. 1552088; og Prioul, R., Bakulin, A. og Bakulin, V., 2001, "Three parameter model for predicting acoustic velocities in transversely isotropic rocks under arbitrary stress": 71. Ann. Internat. Mtg., Soc. Expl. Geophys., Expanded Abstracts, 1732-1735.), borehullsmålinger (se Norris, A.N., Sinha, B.K., 1993, "Weak elastic anisotropy and the tube wave", Geophysics, 58, 1091-1098; Sinha, B.K., Kostek, S., 1995, "Measurement of nonlinear properties of formation using sonic borehole tool while changing pressure in borehole", US-patent nr. 5,475,650; Sinha, B.K., Kane, M.R. og Frignet, B., 2000, "Dipole dispersion crossover and sonic logs in a limestone reservoir", Geophysics, 65, 390-407; og en ikke avgjort US-patentsøknad med tittel "Determining Stress Parameter of Formation from Multi-Mode Velocity Data", søknadsnr. 09/588,934 inngitt 4. juni, 2000.) eller eventuelle andre informasjonskilder. I fravær av informasjon blir Lame-parameterne tilnærmet ved:
hvor Vp0og VSo er vertikale hastigheter for P- og S-bølgene i en ORT-modell.
Estimering av vertikal totalspenning
Blant tre prinsipale totalspenninger er vanligvis den mest robuste måten å estimere størrelsen av vertikalspenningen. Den prinsipale, vertikale totalspenningen blir fortrinnsvis estimert fra densitetslogger i henhold til formelen:
hvor p(z) er formasjonens densitet som funksjon av dybde, og g er gravitasjonskonstanten. Alternativt kan a33være tatt fra lignende dybder i nabobrønner, estimert fra geodynamiske rekonstruksjoner eller eventuelle andre informasjonskilder.
Estimering av horisontale totalspenninger
De to gjenværende prinsipale hoved-spenningene i horisontalplanet blir estimert fra kjent vertikal spenning og anisotropikoeffisienter, enten numerisk fra nøyaktige uttrykk (se nedenfor i det avsnitt som er kalt "Spenningsavhengighet av effektive elastiske konstanter") eller fra (3). For forskjellige scenarier kan man, ved å bruke ligning (3): 1. Estimere størrelsen av forskjellen mellom effektive eller totale horisontale hoved-spenninger i henhold til formelen: 2. Estimere størrelser av begge gjenværende totale hoved-spenninger i henhold til formlene:
En viss redundans blir i dette tilfelle tilveiebrakt ved en ytterligere kontroll:
3. Det samme som i det foregående scenario pluss to flere redundante kontroller av formen:
Legg merke til at i alle tre scenariene kan man validere om elliptisk anisotropi-antagelse er gyldig ved kontrollere begrensningene V<1>) = r|(2) = r|(3) = 0. Hvis disse betingelsene ikke er tilfredsstilt, betyr det at enten antagelsen om en innledende isotrop bergart ikke er gyldig, eller at korreksjon for intrinsik anisotropi ikke var god nok og krever nok en iterasjon.
Estimering av usikkerhet i orientering av NMO-ellipseakser og anisotropiparametere kan endelig finnes. Se Grechka, V. og Tsvankin, I., 1999, "3-D move out velocity analysis and parameter estimation for orthorhombic media", Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., 64, 820-837.
Eksempel:
Det følgende er et eksempel på en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen anvendt på et syntetisk datasett. Tredimensjonale, seismiske OBC-data (ocean-bottom cable, havbunnskabel) ble behandlet for å fremskaffe følgende parametere vedrørende sedimentære lag: VP0= 1707 m/s, VSo = 585 m/s, s<<1>) = 0,170, 8<<1>) = 0,185, y<<1>) = 0,161,e<<2>) = -0,113, 6<<2>) = -0,107, y<<2>) = -0,070, 6(<3>) = o,447.
Aksen x3i ORT-modellen er vertikal, mens de to andre aksene x^og x2er horisontale. Orienteringen av x-aksen er N20°E (20° fra nord mot øst). Disse parameterne ble beregnet ved å bruke eksakte ligninger (11)-(19), (23)-(24) og svarer til en modell for et innledende isotropisk lag (p = 2400 kg/m<3>, VP0= 1694 m/s,
Vso = 570 m/s) under en tre-akset spenningstilstand. Hoved-spenningene er innrettet med symmetriakser for ORT-modellen og har størrelser au = -8 MPa, a22 = -18 MPa, a33= -12 MPa og poretrykk Pp = 0 MPa. Et minustegn svarer til komprimerende spenning. Tredjeordens, ikke-lineære konstanter er Cm = -608,6 GPa, c112= 25,4 GPa, c123= 201,2 GPa (c155= -158, 5 GPa,
c456= -35,3 GPa).
Tolkning og spenningsestimering blir utført i de følgende trinn:
1. Å beregne V<1>) = -0,011 ,ti(2) »-0,008,ti(3) « -0,042 ved å bruke ligningene (20)-(22) for å validere antagelsen om nesten elliptisk anisotropi (V<1>)» 0,r|(<2>)» 0,r|(3) * 0) som er en indikasjon på en isotropisk bergart med spenninger. 2. Å identifisere retningene til hoved-spenninger med retningene til hoved-aksene i ORT-modellen, 3. Kvalitativ tolkning av spenningsregimet kan utføres basert på fortegn for anisotropikoeffisienter fra (1) uten å kjenne egenskapene til formasjonen. Anta at vi fra nabofelter bare vet at fortegnet til de tredje ordens ikke-lineære konstantene c155ogC456for en interessant horisont, er negativ (et vanlig tilfelle for bergarter). Det innebærer at koeffisientene Kp og Ksfra ligningene (1) også er negative. Fra ligningene (6)-(7) estimerer vi øyeblikkelig at §<<1>) > 0 og 5<<2>) < 0 impliserer at <*22< «sira < an. Alternativt kan den samme konklusjonen fremskaffes fra ligningene (9)-(10) og forholdene: y<<1>) > 0 og y<<2>) < 0. Fra 8<<3>) > 0 og ligning (8) bekreftes til slutt at a22< <Jn. Ved å bruke alle anisotropikoeffisientene oppnås uavhengige estimater som bør stemme overens med hverandre hvis anisotropien er spenningsindusert. Hvis det antas at alle hoved-spenningene er kompressive (negative) ved dette trinnet, blir det forutsagt at spenningsregimet <*22<<><?33< an og at de minste og største hoved-spenningene er horisontale med orienteringer N20°E og N110°E, respektive, mens den mellomliggende er vertikal. 4. Kvantitative estimater av spenningsstørrelser kan gjennomføres bare hvis minst én ikke-lineær konstant i formasjonen er kjent, samt størrelsen av den vertikale spenningen. Estimerte formasjonsegenskaper og vertikal spenning som brukes til inventeringen, er opplistet mot de aktuelle verdiene i tabell 1.
I dette eksempelet blir det antatt at den nøyaktige verdien av bare én konstantC456er kjent fra enten borehull (Sinha og Kostek, 1995) eller kjernemålinger (Bakulin og Bakulin, 1990). Lame-parametere for en ikke spenningspåvirket bergart blir tilnærmet ved vertikale seismiske hastigheter fra ligningene (3). Den vertikale spenningen a33blir estimert fra ligning (4) ved å ta hensyn til seismiske data z=600 m og gjennomsnittlig formasjonsdensitet 2050 kg/m<3>.
Ligningene (9)-(10) blir invertert med hensyn på spenningsstørrelser, og så blir verdien av c155estimert fra ligning (6) (tabell 2). Når verdien av c155er kjent, kan et annet estimat av a22(tabell 2, i hakeparenteser) oppnås fra ligning (7).
Eksempelet viser at fremgangsmåten tilveiebringer estimerte orienteringer og størrelser av hoved-spenninger med tilstrekkelig nøyaktighet til å bli brukt i en rekke anvendelser på olje- og gass-området, gruvedrift, anleggsdrift, osv. Selv om vi i denne diskusjonen har brukt tilnærmelser med svak anisotropi for inventeringen, kan en nøyaktig, numerisk inventering utføres ved å bruke nøyaktige ligninger (11)-(19), (23-24).
Poretrykkestimering
Ifølge oppfinnelsen kan de beskrevne fremgangsmåtene også brukes til å estimere poretrykk. Under spenning er de vertikale P- og S-bølgehastighetene relatert ved uttrykkene (23) og kan forenkles ved bruk av det faktum at for bergarter er cijk» c°m»Tpq:
hvor Ty og Ey er effektive hoved-spenninger og strekkspenninger relatert med Hooks lov (ligning 24), c°3, c°4er de annenordens elastiske konstantene til bergarten og Cm, c112, c144, c155 er de tredje ordens, ikke-lineære elastiske konstantene (se diskusjonen nedenfor kalt "Spenningsavhengighet av effektive elastiske konstanter").
Porefluidtrykket blir videre estimert ved å bruke effektiv vertikal spenning T33(estimert under løsning av de numeriske ligningene (23)) og den vertikale, effektive totalspenningen033. Poretrykket blir så P =033— T33. Uttrykket "poretykk", slik det brukes her, refererer til porefluidtrykket.
Alternativt kan poretrykket også estimeres ved å bruke kjennskapet til de totale hoved-spenningene an, a22, <j33 som er gitt ovenfor, samt én av ligningene (25) for vertikale hastigheter VP0og VSo og ligning (24). En viss redundans blir tilveiebrakt med den ikke brukte vertikale hastighetsligningen.
Seismisk overvåkning av spenningsstørrelser
Den beskrevne prosessen for estimering av spenningsstørrelser og poretrykk ved bruk av kalibrerte relasjoner (23) eller tilnærmede relasjoner (1), kan også gjentas ved forskjellige tidstrinn.
Anisotropi parametere for ortorombiske media
Det grunnleggende sett med de anisotropi parametere for ortorombiske media ble introdusert av Tsvankin (1997). Hans notasjon inneholder de vertikale hastighetene til P-bølgen og de vertikale hastighetene til S-bølgen og sju dimen-sjonsløse anisotropi koeffisienter av Thornsen-typen. Definisjonene av disse parameterne uttrykt ved stivheteneCy og densiteten p er gitt nedenfor:
• Vpo- P-bølgens vertikale hastighet:
• Vso - den vertikale hastigheten til S-bølgen polarisert i Xi-retningen: •E(<2>) _ vTI-parameteren s i [xi, x3]-symmetriplannormalen til x2-aksen (dette forklarer superindeksen "2" for e): • 8<<2>> - VTI-parameteren 5i[xux3]-planet: • y(<2>) _ VTI-parameteren y i [x^ x3]-planet: • e<<1>> - VTI-parameteren s i [x2,X3]-symmetriplanet: • S<<1>) - VTI-parameteren 8 i [x2,X3]-planet: • - VTI-parameteren y i [x2,X3]-planet: • 8<<3>> - VTI-parameteren 8 i [ x,, x2]-planet:
Disse ni parameterne beskriver fullstendig bølgeforplantning i generelt ortorombiske media. I spesielle anvendelser er det imidlertid hensiktsmessig å operere med spesifikke kombinasjoner av Tsvankins parametere. P-bølgens NMO-hastighet fra fallende reflektorer er f.eks. avhengig av tre koeffisienter ri, som bestemmer anelliptisiteten til P-bølgelangsomheten i symmetriplanene (Grechka og Tsvankin, 1999). Definisjonen av r\ V- 2& er analog med Alkhalifah-Tsvankin-koeffisienten r\i VTI-media:
• V1) - VTI-parameteren r\i [x2, x3]-planet:
• V<2>) - VTI-parameteren r\i [ x^, x3]-planet: • V<3>) - VTI-parameteren r\i [ x^, x2]-planet:
Spenningsavhengighet for effektive elastiske konstanter
Vi antar at mediet i referansetilstanden er isotropisk med to elastiske konstanter (c^ =033,0^4<=>C66,c°2=c°3=c°, -2Ce6eller Lame-parameterne X<=>c°3 -2c54og \ x =c54). Referansetilstanden antas å være enten uten spennin ger eller en viss fast hydrostatisk spenningstilstand. Størrelser av tre hovedspenninger og strekk blir målt med hensyn til spenningen og strekket i referansetilstanden. For å karakterisere oppførselen til isotropisk materiale under spenning, trenger man tre tredjeordens (ikke-lineære) elastisitetskonstanter, her tatt som Cm, c112og c123(Sinha og Kostek, 1995). I dette tilfelle er det treakset spenningspåførte mediet tilnærmet ekvivalent med et ortorombisk, anisotropisk faststoff med hovedaksene innrettet med retningene til hovedspenningene og stivhetene som er gitt av ligningene (se Sinha, B.K., 1982, "Elastic waves in crystals under a bias", Ferroelectrics, 41, 61-73; Bakulin, A., Troyan, V., og Bakulin, V., 2000c, "Acoustoelasticity of rocks", St. Petersburg Univ. Press; og Prioul mfl., 2001):
hvor Cm, c112, c123er de tredje ordens (ikke-lineære) elastisitetskonstantene (c144<=>(c112- c123) / 2, c155<=>(Cm - c112) / 4.
Hoved-spenninger og hoved-strekk Ty og Ey) er relatert ved Hooks lov for ikke spennings påførte isotropi bergarter:
hvor c° - c° c° - c° c° -c° - c° -2c°
IIVUI ^11 - ^33,^44 - ^66i°12-°13 - °11 ^°66-
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med de utførelses-eksempler som er beskrevet ovenfor, kan mange ekvivalente modifikasjoner og variasjoner være opplagte for fagkyndige på området etter gjennomgang av denne beskrivelsen. Utførelseseksempiene av oppfinnelsen som er angitt ovenfor skal følgelig bare betraktes som illustrerende og ikke begrensende. Mange endringer av de beskrevne utførelsesformene kan gjøres uten å avvike fra oppfinnelsens ramme slik den er angitt i de vedføyde patentkrav.
Claims (45)
1. Fremgangsmåte for å estimere spenningskarakteristikker ut fra seismiske data omfattende: å motta (200) seismiske data innsamlet ved bruk av et antall sensorer (116, 118, 120) innrettet for å føle seismisk energi, hvor de seismiske dataene representerer undergrunns karakteristikker innenfor et undergrunnsområde; å motta (202) bergartsegenskaper ved en posisjon i undergrunnsområdet;
og å estimere (210, 212) én eller flere spenningskarakteristikker for i det minste et delområde i området ved å kombinere de seismiske dataene og bergartsegenskapene under anvendelse av et forhold mellom spenningskarakteristikkene i delområdet og den elastiske stivheten og/eller lydhastigheten i delområdet;karakterisert vedat de seismiske dataene omfatter seismiske refleksjonsdata og antallet sensorer er anordnet ved en overflate av jorden og konfigurert til å detektere de seismiske refleksjonsdataene, der minst én seismisk kilde (110, 112, 114) er plassert ved minst én overflateposisjon (192).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor relasjonen er basert på en effektiv medium teori.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor relasjonen er basert på en ikke-lineær elastisitetsteori.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elastiske stivheten og/eller lydhastigheten i delområdet blir fremskaffet fra de seismiske data og bergartsegenskapene.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor spenningskarakteristikkene som estimeres, omfatter hele spenningstensoren.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elastiske stivheten omfatter elastiske konstanter for bergarten, og hvor estimeringstrinnet omfatter å utlede de elastiske konstantene fra de mottatte bergartsegenskapene.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor de elastiske konstantene innbefatter andre og tredje ordens elastiske konstanter.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor spenningskarakteristikkene er effektive spenningskarakteristikker.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor spenningskarakteristikkene er totale spenningskarakteristikker.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor estimeringstrinnet omfatter: å analysere asimut- og offset-avhengighet i de seismiske dataene for seismiske signaturer av seismisk anisotropi, for derved å bestemme et sett med anisotropikoeffisienter; å identifisere retninger for minimale, mellomliggende og maksimale spenninger fra orientering av hoved-akser for seismisk anisotropi og fortegn for anisotropikoeffisientene; og å invertere anisotropikoeffisientene for derved å estimere størrelser av hoved-spenninger i delområdet ved å bruke ikke-lineære elastiske konstanter og vertikale, totale spennings-informasjoner utledet fra bergartsegenskapene.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor delområdet er minst 5 meter fra et nærmest eksisterende borehull.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor estimeringstrinnet omfatter å estimere orienteringene til hoved-spenninger i delområdet.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor orienteringene blir estimert ved å bruke NMO-akser for p-bølge- og s-bølge-ellipser fra en horisontal reflektor.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor orienteringene blir estimert ved å bruke p-bølge og s-bølge-langsomhetsoverflaten.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor relasjonen beror på en antagelse om svak anisotropi i den spenningsutsatte bergarten.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor estimeringstrinnet omfatter det trinn å relatere vertikale lydhastigheter og anisotropikoeffisienter fra de seismiske data til effektive spenningsstørrelser.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bergartsegenskapene blir estimert fra målinger av kjerneprøver i laboratoriet.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bergartsegenskapene blir estimert fra målinger foretatt i et borehull.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor målingene er av ikke-lineære egenskaper i bergarten og blir tatt ved å bruke en sonisk loggesonde mens trykket i borehullet endres.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bergartsegenskapene blir tilnærmet ved å bruke en relasjon i likhet med formelen n=c°4=pV|0og X = c°3- 2c°M =pVp0- 2\ i.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ene eller de flere spenningskarakteristikkene innbefatter størrelsen av hoved-spenningen.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor delområdet innbefatter et lag eller en bergart med lignende bergartsegenskaper.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de seismiske dataene blir innsamlet ved bruk av tredimensjonale overflategeofoner for p-bølger og s-bølger.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de seismiske dataene blir innsamlet ved å bruke multiasimut- og multioffset-kilder i kombinasjon med borehulls målinger.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de seismiske dataene blir innsamlet ved å bruke én eller flere havbunnskabler med flere komponenter.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor delområdet skjærer en bane for et planlagt borehull.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor delområdet innbefatter et areal som er større enn 100 kvadratmeter.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det trinn å estimere poretrykk i delområdet ved å benytte en relasjon mellom poretrykk i delområdet og elastisk stivhet og/eller lydhastighet i delområdet.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det trinn å gjenta estimeringstrinnet for ytterligere delområder innenfor nevnte område.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å motta et annet sett med seismiske data som representerer undergrunns karakteristikker ved et annet tidspunkt; og å gjenta estimeringstrinnet for delområdet ved å bruke det annet sett med seismiske data.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å estimere poretrykk i delområdet ved å bruke en relasjon mellom poretrykk i delområdet og elastisk stivhet og/eller lydhastighet i delområdet.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 31, hvor delområdet er minst 5 meter borte fra et nærmest forekommende borehull
33. Fremgangsmåte ifølge krav 31, hvor relasjonen er basert på en effektiv
medium teori.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33, hvor relasjonen er basert på en ikke-lineær elastisitetsteori.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 31, videre omfattende det trinn å gjenta estimeringstrinnet for ytterligere delområder innenfor nevnte område.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 31, videre omfattende følgende trinn: å motta et annet sett med seismiske data, som representerer undergrunns-karakteristikker ved et annet tidspunkt; og å gjenta estimeringstrinnet for delområdet ved å bruke det annet sett med seismiske data.
37. System (140, 150) for å estimere spenningskarakteristikker fra seismiske data omfattende en prosessor (150) programmert for å estimere én eller flere spenningskarakteristikker for minst et delområde i et undergrunnsområde som er minst 5 meter fra et nærmest eksisterende borehull, ved å kombinere (200, 202, 204, 208, 210 og 212) seismiske data som representerer undergrunns-karakteristikker innenfor området og egenskaper ved bergarten ved en posisjon innenfor området ved å bruke en relasjon mellom spenningskarakteristikkene i delområdet og den elastiske stivheten eller lydhastigheten i delområdet;
karakterisert vedat de seismiske dataene omfatter seismiske refleksjonsdata mottatt av et antall sensorer anordnet ved en overflate av jorden, der minst én seismisk kilde (110, 112, 114) er plassert ved minst én overflateposisjon (192).
38. System ifølge krav 37, hvor relasjonen er basert på en effektiv medium teori.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 38, hvor relasjonen er basert på en ikke-lineær elastisitetsteori.
40. System ifølge krav 37, hvor prosessoren videre er programmert for å analysere, i de seismiske dataene, asimut- og offset-avhengighet av seismiske signaturer for seismisk anisotropi, for derved å bestemme et sett med anisotropikoeffisienter, å identifisere retninger for minimale, mellomliggende og maksimale spenninger fra orienteringen av hoved-aksene til den seismiske anisotropien og fortegnene til anisotropikoeffisientene, og å invertere anisotropikoeffisientene for derved å estimere størrelser av hoved-spenninger i delområdet ved å bruke ikke-lineære, elastiske konstanter utledet fra bergartsegenskapene og informasjon om den vertikale totalspenningen.
41. Datamaskinlesbart medium som er i stand til å få en datamaskin (150) til å utføre trinn omfattende: å motta(200) seismiske data innsamlet ved bruk av et antall sensorer (116, 118, 120) innrettet for å føle seismisk energi, hvor de seismiske dataene representerer undergrunns-karakteristikker innenfor et undergrunnsområde; å motta (202) bergartsegenskaper ved en posisjon innenfor undergrunnsområdet; og å estimere (210, 212) én eller flere spenningskarakteristikker for minst et delområde i området ved å kombinere de seismiske dataene og bergartsegenskapene under bruk av en relasjon mellom spenningskarakteristikkene i delområdet og elastisk stivhet og/eller lydhastighet i delområdet;karakterisert vedat de seismiske dataene omfatter seismiske refleksjonsdata mottatt av et antall sensorer anordnet ved en overflate av jorden, der minst én seismisk kilde (110, 112, 114) er plassert ved minst én overflateposisjon (192).
42. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 41, hvor delområdet er minst 5 meter fra et nærmeste eksisterende borehull.
43. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 41, hvor relasjonen er basert på en effektiv medium teori.
44. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 43, hvor relasjonen er basert på en ikke-lineær elastisitetsteori.
45. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 41, videre omfattende: å motta et annet sett med seismiske data som representerer undergrunns-karakteristikker på et annet tidspunkt; og å gjenta estimeringstrinnet for delområdet ved å benytte det annet sett med seismiske data.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/023,293 US6714873B2 (en) | 2001-12-17 | 2001-12-17 | System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data |
| GB0206545 | 2002-12-13 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20043083L NO20043083L (no) | 2004-09-16 |
| NO337603B1 true NO337603B1 (no) | 2016-05-09 |
Family
ID=21814225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20043083A NO337603B1 (no) | 2001-12-17 | 2004-07-16 | System og fremgangsmåte for å estimere hovedundergrunnsspenninger fra seismiske refleksjonsdata |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6714873B2 (no) |
| EP (1) | EP1456694A1 (no) |
| AU (1) | AU2002350952A1 (no) |
| NO (1) | NO337603B1 (no) |
| WO (1) | WO2003052459A1 (no) |
Families Citing this family (64)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6751558B2 (en) * | 2001-03-13 | 2004-06-15 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| UA72581C2 (en) * | 2002-08-30 | 2005-03-15 | Method for investigating oil-and-gas deposits by seismic waves | |
| GB2397378B (en) * | 2003-01-15 | 2005-03-02 | Westerngeco Ltd | Method for retrieving local near-surface material information |
| US6785612B1 (en) * | 2003-05-29 | 2004-08-31 | Pgs Americas, Inc. | Seismic velocity update for anisotropic depth migration |
| GB0319201D0 (en) * | 2003-08-15 | 2003-09-17 | Westerngeco Ltd | Multi-component seismic data processing |
| US7042802B2 (en) * | 2003-09-18 | 2006-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of stress characteristics of earth formations |
| US7529625B2 (en) * | 2003-10-24 | 2009-05-05 | Shell Oil Company | Method and system for assessing pore fluid pressure behaviour in a subsurface formation |
| EP1692545B1 (en) * | 2003-10-24 | 2012-08-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Time-lapse seismic survey of a reservoir region |
| US6901333B2 (en) * | 2003-10-27 | 2005-05-31 | Fugro N.V. | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters |
| WO2006003137A1 (en) * | 2004-06-30 | 2006-01-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Determining in-situ the relation between seismic velocity and state of stress in an underground formation |
| CA2586603C (en) * | 2004-11-18 | 2014-04-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantification and mitigation for dip-induced azimuthal avo |
| US7859943B2 (en) * | 2005-01-07 | 2010-12-28 | Westerngeco L.L.C. | Processing a seismic monitor survey |
| US20060153005A1 (en) * | 2005-01-07 | 2006-07-13 | Herwanger Jorg V | Determination of anisotropic physical characteristics in and around reservoirs |
| US7299132B2 (en) * | 2005-08-08 | 2007-11-20 | Schlumberger Technology Corp. | Method and system for pre-drill pore pressure prediction |
| US7400552B2 (en) * | 2006-01-19 | 2008-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
| US7440854B2 (en) * | 2006-04-14 | 2008-10-21 | William Christian Dickson | Density and velocity based assessment method and apparatus |
| US7457194B2 (en) * | 2006-09-12 | 2008-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Discriminating natural fracture- and stress-induced sonic anisotropy using a combination of image and sonic logs |
| US7508735B2 (en) * | 2006-09-21 | 2009-03-24 | Shell Oil Company | Method of analyzing vertical seismic profile data, method of producing a hydrocarbon fluid, and a computer readable medium |
| SE530569C2 (sv) * | 2006-11-14 | 2008-07-08 | Ragnar Slunga | Sätt att bestämma den spänningstensor som har utlöst ett jordskalv |
| US7751980B2 (en) * | 2006-12-22 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for evaluating elastic mechanical properties of a transversely isotropic formation |
| US7460437B2 (en) * | 2007-01-03 | 2008-12-02 | Weinman Geoscience | Seismic data processing method and system for migration of seismic signals incorporating azimuthal variations in the velocity |
| US8098543B2 (en) * | 2007-01-05 | 2012-01-17 | Westerngeco L.L.C. | Estimation of stress and elastic parameters |
| US8885440B2 (en) * | 2007-01-05 | 2014-11-11 | Madhumita Sengupta | Constructing velocity models near salt bodies |
| US7593907B2 (en) * | 2007-02-20 | 2009-09-22 | Caitlin J. Ahrens | Method for forecasting earthquakes: based on P-ring junctions from seed earthquakes with tectonic plate edges and major fault lines |
| US8559265B2 (en) * | 2007-05-17 | 2013-10-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data |
| US8488409B2 (en) * | 2007-05-17 | 2013-07-16 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines |
| US8347959B2 (en) * | 2007-09-04 | 2013-01-08 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir |
| GB2466899B (en) * | 2007-11-30 | 2012-01-11 | Shell Int Research | Real time completion monitoring with acoustic waves |
| US8730761B2 (en) * | 2007-12-17 | 2014-05-20 | Westerngeco L.L.C. | Attenuating noise in seismic data |
| US9477002B2 (en) * | 2007-12-21 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement |
| US8121792B2 (en) * | 2008-03-31 | 2012-02-21 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Integration of geomechanics and seismic analysis for passive seismic feasibility analysis |
| US9857491B2 (en) | 2008-05-15 | 2018-01-02 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
| US8681580B2 (en) | 2008-05-15 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
| WO2009146431A1 (en) * | 2008-05-30 | 2009-12-03 | Ion Geophysical Corporation | Electromagnetic exploration |
| US8724426B2 (en) | 2008-06-03 | 2014-05-13 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation |
| US9207344B2 (en) * | 2008-06-05 | 2015-12-08 | Westerngeco L.L.C. | Combining geomechanical velocity modeling and tomographic update for velocity model building |
| US9594181B2 (en) | 2008-06-13 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting |
| US9052411B2 (en) | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
| US8038653B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-10-18 | Interrad Medical, Inc. | Anchor systems and methods |
| US8223586B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to determine the geo-stresses regime factor Q from borehole sonic measurement modeling |
| US8483008B2 (en) * | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
| US8750074B2 (en) * | 2008-11-25 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Anisotropic parameter determination |
| US8407007B2 (en) * | 2008-12-02 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Anisotropic depth velocity model estimation above the receiver array in walkaway or 3D VSP data |
| US8117014B2 (en) * | 2009-03-27 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to estimate subsurface deviatoric stress characteristics from borehole sonic log anisotropy directions and image log failure directions |
| US8681581B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition |
| US8711654B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Random sampling for geophysical acquisitions |
| US8619500B2 (en) | 2010-01-25 | 2013-12-31 | Frederick D. Gray | Methods and systems for estimating stress using seismic data |
| US9291539B2 (en) | 2011-03-17 | 2016-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Downhole rebound hardness measurement while drilling or wireline logging |
| US20120272743A1 (en) * | 2011-04-27 | 2012-11-01 | Xiaoqing Sun | Method and Apparatus for Laser-Based Non-Contact Three-Dimensional Borehole Stress Measurement and Pristine Stress Estimation |
| US10436921B2 (en) | 2011-07-27 | 2019-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-well anisotropy inversion |
| US9784863B2 (en) | 2011-09-26 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | S-wave anisotropy estimate by automated image registration |
| US9103942B2 (en) | 2011-10-28 | 2015-08-11 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for survey designs |
| US9310500B2 (en) * | 2013-02-20 | 2016-04-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Velocity models for processing seismic data based on basin modeling |
| US9910177B2 (en) * | 2013-12-31 | 2018-03-06 | Longbranch Enterprises Inc. | System and method for deep detection of petroleum and hydrocarbon deposits |
| CA2943589C (en) * | 2014-03-28 | 2022-11-15 | Cgg Services Sa | Method and apparatus for characterizing azimuthal anisotropy using statistical moments |
| US9684089B2 (en) * | 2014-12-23 | 2017-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining P-wave azimuthal anisotropy from walkaround VSP with offset dependent slowness corrections |
| CN104484573B (zh) | 2014-12-30 | 2017-09-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定地层刚性系数的方法 |
| BR112017013803A2 (pt) * | 2015-01-23 | 2018-02-27 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema |
| MX2018011185A (es) * | 2016-04-19 | 2019-01-14 | Halliburton Energy Services Inc | Caracterizacion de fracturas y esfuerzos usando variacion del espesor de capas. |
| WO2017210231A1 (en) * | 2016-06-01 | 2017-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs |
| US11243318B2 (en) * | 2017-01-13 | 2022-02-08 | Cgg Services Sas | Method and apparatus for unambiguously estimating seismic anisotropy parameters |
| US11174728B2 (en) | 2019-06-14 | 2021-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimation of formation elastic constants from drilling |
| US11753933B2 (en) | 2019-10-31 | 2023-09-12 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | System and methods for estimating subsurface horizontal principal stresses in anisotropic formations |
| CN114486023B (zh) * | 2022-01-19 | 2022-11-25 | 重庆交通大学 | 一种地下工程扰动围岩区的三维空间应力表征方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060203A (en) * | 1990-06-26 | 1991-10-22 | Chevron Research And Technology Company | Method of layer stripping to predict subsurface stress regimes |
| US5398215A (en) * | 1993-11-19 | 1995-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Identification of stress induced anisotropy in formations |
| US5737220A (en) * | 1993-06-07 | 1998-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining earth elastic parameters in anisotropic media |
| WO2001094982A2 (en) * | 2000-06-05 | 2001-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining stress parameters of formations from multi-mode velocity data |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1552088A1 (ru) | 1988-06-02 | 1990-03-23 | А. В. Бакулин и В. Н. Бакулин | Устройство дл исследовани механических характеристик материалов |
| US5475650A (en) * | 1993-11-19 | 1995-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of nonlinear properties of formation using sonic borehole tool while changing pressure in borehole |
| US5838633A (en) * | 1997-01-27 | 1998-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation in-situ stress magnitudes using a sonic borehole tool |
| US6480790B1 (en) * | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
| US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
-
2001
- 2001-12-17 US US10/023,293 patent/US6714873B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-12-13 EP EP02785664A patent/EP1456694A1/en not_active Withdrawn
- 2002-12-13 AU AU2002350952A patent/AU2002350952A1/en not_active Abandoned
- 2002-12-13 WO PCT/GB2002/005645 patent/WO2003052459A1/en not_active Application Discontinuation
-
2004
- 2004-07-16 NO NO20043083A patent/NO337603B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060203A (en) * | 1990-06-26 | 1991-10-22 | Chevron Research And Technology Company | Method of layer stripping to predict subsurface stress regimes |
| US5737220A (en) * | 1993-06-07 | 1998-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining earth elastic parameters in anisotropic media |
| US5398215A (en) * | 1993-11-19 | 1995-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Identification of stress induced anisotropy in formations |
| WO2001094982A2 (en) * | 2000-06-05 | 2001-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining stress parameters of formations from multi-mode velocity data |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Bakulin, A. et al: "Estimation of fracture parameters from reflection seismic data, Part II: Fractured models with orthorhombic symmetry", Geophysics, Soc. Exploration Geophysicists, vol. 65, nr. 6, november-desember 2000, s. 1803-1817 , Dated: 01.01.0001 * |
| TSVANKIN I: "Anisotropic parameters and P-wave velocity for orthorhombic media", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 62, no. 4, 1 July 1997 (1997-07-01), US, pages 1292 - 1309, XP002238921, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.1444231 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20043083L (no) | 2004-09-16 |
| US6714873B2 (en) | 2004-03-30 |
| AU2002350952A1 (en) | 2003-06-30 |
| US20030125878A1 (en) | 2003-07-03 |
| WO2003052459A1 (en) | 2003-06-26 |
| EP1456694A1 (en) | 2004-09-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO337603B1 (no) | System og fremgangsmåte for å estimere hovedundergrunnsspenninger fra seismiske refleksjonsdata | |
| US11015443B2 (en) | Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs | |
| US8117014B2 (en) | Methods to estimate subsurface deviatoric stress characteristics from borehole sonic log anisotropy directions and image log failure directions | |
| US20110188347A1 (en) | Volume imaging for hydraulic fracture characterization | |
| NO20140341A1 (no) | Estimering av uttømings- eller injeksjonsinduserte reservoarspenninger ved anvendelse av soniske tidsromdata i fôrede brønnhull | |
| US20110246159A1 (en) | Method and Apparatus to Build a Three-Dimensional Mechanical Earth Model | |
| Franco et al. | Sonic investigation in and around the borehole | |
| US9494704B2 (en) | Estimating formation stresses using sonic data | |
| EP2737343A2 (en) | Multi-well anisotropy inversion | |
| Prioul et al. | Forward modeling of fracture-induced sonic anisotropy using a combination of borehole image and sonic logs | |
| Gholami et al. | Application of in situ stress estimation methods in wellbore stability analysis under isotropic and anisotropic conditions | |
| NO20140008A1 (no) | System og fremgangsmåte for behandling av mikroseismiske data omfattende en bergfysisk modell | |
| NO177246B (no) | Fremgangsmåte for evaluering av parametre i forbindelse med de elastiske egenskapene til undergrunnsjordformasjoner | |
| Zeroug et al. | Recent advances in the use of acoustics across the frequency spectrum in the oil and gas industry | |
| EP2917857B1 (en) | Fracture characterization from refraction travel time data | |
| WO2012144922A1 (en) | Increasing the resolution of vsp ava analysis through using borehole gravity information | |
| Donald et al. | Stress characterization in deep boreholes using acoustoelasticity | |
| Bates et al. | The Seismic Evaluation of a Naturally Fractured Tight-gas Sand Reservoir in the Wind River Basin, Wyoming | |
| Streit et al. | Predicting and monitoring geomechanical effects of CO2 injection | |
| Sayers et al. | Determination of in-situ stress and rock strength using borehole acoustic data | |
| Perrin et al. | S-wave anisotropy from two dipole sonic data processing methods, confronted with fracture permeability, logs and cores | |
| Bouchou et al. | Advanced Borehole Acoustic Logging Measurements Applications and Their Contributions in Frac Design Optimization/A Case Study in Tight Carbonate, Tuba Reservoir, North Kuwait | |
| Grant et al. | The application of VSP in the Pilbara | |
| Gholami et al. | A new approach to determine geomechanical parameters of Vertical Transverse Isotropic media using VSP data | |
| Zhou et al. | Normal and Shear Compliance Estimation for Inclined Fractures Using Full-Waveform Sonic Log Data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |