NO342879B1

NO342879B1 - En metode for å tolke seismiske data og data fra kontrollert kilde elektromagnetisk (CSEM) kartlegging for å beregne egenskapene til undergrunns-reservoarer

Info

Publication number: NO342879B1
Application number: NO20092736A
Authority: NO
Inventors: Lucy Macgregor; Peter Harris
Original assignee: Rock Solid Images Inc
Priority date: 2006-12-28
Filing date: 2009-07-21
Publication date: 2018-08-20
Also published as: GB2445246A; GB2445246B; GB0724639D0; US20080162050A1; WO2008081162A1; NO20092736L

Abstract

En metode for å kartlegge en egenskap av et underjordisk reservoar inkluderer å bestemme en verdi for i det minste en egenskap til et reservoar (20) fra målinger er vervet fra en brønn boret gjennom reservoaret (18). Et forhold bestemmes mellom den i det minste ene egenskapen til reservoaret (20) og i det minste en seismisk egenskap (14) og i det minste en elektromagnetisk kartleggingsegenskap (16) ved en geodetisk posisjon av brønnen. En verdi for den i det minste ene egenskapen til et reservoar bestemmes i det minste en annen geodetisk posisjon (24) fra en verdi for den i det minste ene seismiske egenskapen, en verdi for den i det minste ene elektromagnetiske kartleggingsegenskapen ved den i det minste ene andre geodetiske posisjonen, og fra det bestemte forholdet.

Description

EN FREMGANGSMÅTE FOR Å TOLKE SEISMISKE DATA OG DATA FRA KONTROLLERT KILDE ELEKTROMAGNETISK (CSEM) KARTLEGGING FOR Å BEREGNE EGENSKAPENE TIL UNDERGRUNNSRESERVOARER

TIDLIGERE KJENT TEKNIKK

Oppfinnelsen angår generelt feltet undergrunns-utforskning ved å bruke seismisk og elektromagnetiske kartleggingsdata. Mer spesifikt angår oppfinnelsen fremgangsmåter/metoder for å bruke seismiske og elektromagnetiske data som har blitt korrelert med undergrunns-brønndata for å tilveiebringe estimater for egenskaper til reservoarer på steder atskilt fra plasseringen til brønndataene.

Seismisk leting etter olje og gass utføres ved å bruke en kilde til seismisk energi og mottakelsen av energien generert av kilden av en oppstilling av seismiske detektorer. På land, kan kilden til seismisk energi være en ladning høyeksplosiver eller en annen energikilde som har kapasiteten til å levere en serie av støt eller mekaniske vibrasjoner til jordens overflate. Elastiske bølger generert av disse kildene beveger seg nedover inn i det som ligger under jordens overflate og reflekteres tilbake fra berglagsgrenser og når overflaten til jorden med varierende tidsintervaller, avhengig av avstanden tilbakelagt og karakteristikkene til den tilbakelagte strekningen under jorden. Disse returnerende bølgene detekteres av sensorene, som fungerer til å omforme slike bølger til representative elektriske eller optiske signaler. De detekterte signalene lagres for senere prosessering ved bruk av digitale datamaskiner. Typisk grupperes en oppstilling av sensorer langs en linje til å danne en serie med deteksjonslokasjoner. I senere tid, utføres seismiske kartlegginger med sensorer og kilder lagt ut i generelt rektangulære rutenett som dekker et område av interesse, heller enn langs en enkelt linje, for å tillate konstruksjon av tredimensjonale bilder av reflektorposisjoner over brede områder.

Normalt legges signaler fra sensorer plassert med varierende avstander fra kilden sammen under prosessering for å frembringe "stackede" seismiske spor. I marine seismiske kartlegginger, er kilden til seismisk energi typisk luftkanoner. Marine seismiske kartlegginger tar typisk i bruk et mangfold av kilder og/eller et mangfold av hydrofonkabler, hvori seismiske sensorer er montert, for å samle inn tredimensjonal data. Til å begynne med ble seismiske spor brukt kun for å fastslå formasjonsstruktur.

Imidlertid, i 1979, publiserte Taner et al. verket "Complex Seismic Trace Analysis", Geofysikk, volum 44, s.1041 - 1063 [1], og utforskningsgeofysikere har deretter utviklet et mangfold av tidsserietransformasjoner av seismiske spor for å oppnå en variasjon av karakteristikker som beskriver sporene, som generelt refereres til som "egenskaper". Egenskaper kan beregnes pre-stack eller post-stack. Post-stack-egenskaper inkluderer refleksjonsintensitet, momentanfrekvens, uensartethet i refleksjon, akustisk impedans, hastighet, dip, dyp og asimut. Pre-stack-egenskaper inkluderer moveout-parametre slik som amplitude-versus-offset ("AVO"), og intervall og gjennomsnittlige hastigheter.

Det har blitt observert at spesifikke seismiske egenskaper er beslektet med spesifikke undergrunns-egenskaper. For eksempel kan akustisk impedans være beslektet med porøsitet. Andre undergrunns-egenskaper later til å være beslektet med andre seismiske egenskaper, men det kan være uklart hva forholdet er, da lokale faktorer kan påvirke dataene på uforutsette måter.

Det er velkjent å bruke borehullslogger, slik som kabel-borehullslogger, og data fra kjerneprøver ekstrahert fra borehull, for nøyaktig å bestemme petrofysiske egenskaper til undergrunns-formasjoner penetrert av borehullet. Petrofysiske egenskaper til undergrunns-formasjoner som kan erverves fra borehullslogging eller kjerneprøveoperasjoner inkluderer litologisk sammensetning, porøsitet, og vann- eller hydrokarbonmetning. Denne informasjonen er verdifull for å bestemme tilstedeværelsen og omfanget av hydrokarboner i området av interesse. Imidlertid, er andelen av undergrunns-formasjoner som kan måles av slike borehullslogg og kjernedata begrenset i arealutstrekning, f. eks. til omkring seks til tolv tommer rundt borehullet som målingene ble tatt fra, og de petrofysiske egenskapene til en undergrunns-formasjon kan variere stort i stedene mellom brønnene.

Syntetiske seismiske spor kan genereres fra borehullsloggdata, typisk fra soniske og formasjonstetthetslogger. Som brukt heri er et syntetisk seismisk spor et kunstig seismisk signal utviklet matematisk fra en modell av undergrunns-berglag og en antatt signalkilde. Et syntetisk seismisk spor er brukbart for å demonstrere formen som et ekte seismisk spor bør ta i respons til de geologiske forholdene nær brønnen.

Ofte er både borehullsloggedata og seismiske data tilgjengelige for en region av jorden som inkluderer en undergrunns-region av interesse. Kjernedata kan også være tilgjengelige.

Typisk benyttes borehullsloggdataene og, om tilgjengelige, kjernedataene, til å konstruere en detaljert logg, eller kolonne, over undergrunns-egenskaper. De seismiske dataene, som inkluderer data samlet inn mellom brønnene i regionen av interesse, benyttes deretter til å estimere strukturen til den undergrunns-formasjonen som strekker seg mellom brønnlokasjoner. Undergrunns-kartlegging av formasjonsegenskaper er imidlertid typisk basert utelukkende på kabelloggen og kjerneprøvedataene.

I den senere tid har imidlertid et antall forslag blitt lagt frem for å bruke seismiske data samlet inn fra området mellom brønnene for å forbedre estimeringen av formasjonsegenskaper i området mellom brønnene.

U.S. Pat. No.6,374,185 [2], tildelt den eieren av foreliggende oppfinnelse, beskriver et system for å generere et estimat over litologiske karakteristikker av en region av det som ligger under jordens overflate. En korrelasjon genereres mellom egenskaper av syntetisk seismiske data kalkulert fra loggdata fra i det minste ett brønnhull som penetrerer nevnte region og litologisk informasjon fra nevnte i det minste éne brønnhull. Korrelasjonen tas deretter i bruk på lagret seismiske data fra regionen av det som ligger under jordens overflate for å generere estimatet.

Elektromagnetisk geofysisk kartlegging kjent i faget inkluderer "kontrollert kilde" elektromagnetisk kartlegging. Kontrollert kilde elektromagnetisk kartlegging inkluderer å overføre et elektrisk felt eller et magnetisk felt inn i jordformasjonene, der disse formasjonene er under havbunnen i marine kartlegginger, og å måle elektrisk feltamplitude (og/eller fase) og/eller amplitude (og/eller fase) av magnetiske felt ved å måle spenninger indusert i elektroder, antenner og/eller spørring av magnetometre plassert på jordens overflate, eller på eller ovenfor havbunnen. De elektriske og/eller magnetiske feltene induseres i response til det elektriske feltet og/eller magnetiske feltet overført inn i det som ligger under jordens overflate, og inferenser omkring den romlige distribusjonen av ledeevne til det som ligger under jordens overflate gjøres fra nedtegninger av det induserte elektriske og/eller magnetiske feltet.

U.S. Patent Application Publication No.20041232917 [3] angår en metode for å kartlegge undergrunns-resistivitetskontraster ved å gjøre multikanals transiente elektromagnetiske ("MTEM") målinger på eller nær jordens overflate ved å bruke i det minste én kilde, motta midler for å måle systemresponsen og i det minste én mottaker for å måle den resulterende jordresponsen. Alle signaler fra hvert kilde-mottakerpar prosesseres til å få de korresponderende elektromagnetiske impulsresponsene til jorden og slike impulsresponser, eller en hvilken som helst transformasjon av slike impulsresponser, fremvises for å danne en undergrunns-representasjon av resistivitetkontraster. Systemet og metoden tillater undergrunns-væskeforekomster å bli lokalisert og identifisert og bevegelsen av slike væsker å bli overvåket.

Andre kjente løsninger innen seismikkområdet inkluderer EP0367495, som angår bruk av kjerneprøver for å kalibrere seismiske data, US5444619, som angår seismiske data alene, og White D. et al: Mineral Exploration in the Thomsom Nickel belt, Manitoba, Canada, suing seismic and controlled-souirce EM methods», Geophysics, Society of exploration Geophysicists, Tulsa, OK, US, vol. 65, No.6, November 2000 (2000-11), pages 1871-1881, ISSN: 0016-8033, som diskuterer en metode der seismiske og elektromagnetiske signaler behandles separat.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Ett aspekt av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å kartlegge en egenskap til et undergrunns-reservoar. En metode i henhold til dette aspektet av oppfinnelsen inkluderer å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret. Et forhold bestemmes mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap ved en geodetisk posisjon av brønnen.

Oppfinnelsen er kjennetegnet ved bestemmelsen av en verdi en verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet.

En metode for å kartlegge det som ligger under jordens overflate i henhold til et annet aspekt av oppfinnelsen inkluderer å innhente seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata over et valgt område av det som ligger under jordens overflate.

Petrofysiske data innhentes fra i det minste én brønn nærliggende det valgte området. En verdi for i det minste én egenskap til et reservoar bestemmes fra de petrofysiske dataene. Et forhold bestemmes mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra de seismiske dataene og de elektromagnetiske kartleggingsdataene innhentet nærliggende den geodetiske posisjonen av brønnen. En verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar bestemmes ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet. Metoden inkluderer i det minste én av å lagre den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og å fremvise den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen.

Dermed tilveiebringer et aspekt av oppfinnelsen en metode for å kartlegge en egenskap til et undergrunns-reservoar, innbefattende: å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret; å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra seismiske data innhentet og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved en geodetisk posisjon av brønnen;

å bestemme en verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet; og i det minste én av å lagre den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og å fremvise den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen.

Ved å bestemme et enkelt forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap på denne måten, kan informasjon fra både de seismiske og elektromagnetiske kartleggingsdataene brukes i et enkelt forhold som på samme tid tar hensyn til begge typer egenskaper til å forutsi egenskaper til reservoarer av interesse. Metoden kan videre innbefatte å jamføre en oppløsning av de elektromagnetiske kartleggingsdataene med en oppløsning av de seismiske dataene. Steget med å jamføre oppløsning kan innbefatte å løse et begrenset system av lineære likninger.

Steget med å bestemme et forhold kan innbefatte å løse et sett med lineære likninger som beslekter egenskapen til et reservoar til den i det minste éne seismiske egenskapen og den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen.

Et annet aspekt av oppfinnelsen tilveiebringer et dataprogram lagret i et datamaskinlesbart medium, der programmet har logisk operabel til å få en programmerbar datamaskin til å utføre steg innbefattende: å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret; å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra seismiske data som er innhentet og elektromagnetiske kartleggingsdata som er innhentet ved en geodetisk posisjon av brønnen;

Dataprogrammet kan videre innbefatte logisk operabel til å få datamaskinen til å utføre tilpasning en oppløsning av de elektromagnetiske kartleggingsdataene til en oppløsning av de seismiske dataene. Logikken kan være slik at å tilpasse oppløsning innbefatter å løse et begrenset system av lineære likninger. Dataprogrammet kan være slik at bestemmelsen av et forhold innbefatter å løse et sett med lineære likninger som beslekter egenskapen til et reservoar til den i det minste éne seismiske egenskapen og den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen.

Et annet aspekt av oppfinnelsen tilveiebringer en metode for å kartlegge det som ligger under jordens overflate innbefattende: å innhente seismiske data over et valgt område av det som ligger under jordens overflate; å innhente elektromagnetiske kartleggingsdata over det valgte området av det som ligger under jordens overflate; å innhente petrofysiske data fra i detminste én brønn nærliggende det valgte området; å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra de petrofysiske dataene; å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra de seismiske dataene og de elektromagnetiske kartleggingsdataene innhentet nærliggende den geodetiske posisjonen av brønnen; å bestemme en verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet; og i det minste én av å lagre den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og å fremvise den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen.

Igjen, metoden kan videre innbefatte tilpasning av en oppløsning av de elektromagnetiske kartleggingsdataene til en oppløsning av de seismiske dataene. Steget med å tilpasse oppløsning kan innbefatte å løse et begrenset system av lineære likninger.

Et annet aspekt av oppfinnelsen tilveiebringer en verdi for en egenskap til et reservoar ved en valgt geodetisk posisjon i det som ligger under jordens overflate bestemt av prosessen av:

å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret; å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra seismiske data innhentet og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved en geodetisk posisjon av brønnen; å bestemme verdien av den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved en valgt geodetisk posisjon plassert vekk fra brønnen fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet.

Andre aspekter og fordeler av oppfinnelsen vil være tydelige fra den følgende beskrivelse og de vedlagte krav.

KORTFATTET BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For en bedre forståelse av oppfinnelsen og for å vise hvordan det samme kan bringes til effekt, gjøres referanser nå ved hjelp av eksempler til de medfølgende tegninger hvori: Figur 1 viser et flytdiagram over én mulig implementering av en metode i henhold til oppfinnelsen;

Figur 2 viser et flytdiagram over ytterligere implementeringselementer for å tilpasse oppløsning av CSEM-data til det av seismiske data som kan brukes i forskjellige utførelsesformer av en metode i henhold til oppfinnelsen; og

Figur 3 viser en programmerbar datamaskin og et datamaskinlesbart medium deri som inkluderer et eksempeltjenende dataprogram i henhold til et annet aspekt av oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE

Én utførelsesform av en metode i henhold til oppfinnelsen vil forklares med henvisning til flytdiagrammet i FIG.1. Metoden av oppfinnelsen gjør bruk, i noen utførelsesformer, av data innhentet fra ett eller flere borehull boret gjennom undergrunns-formasjoner i et område av interesse. Data innhentet fra brønnhullet kan inkludere såkalt "borehullslogg"-data. Slike data er typisk laget i form av et register med hensyn på dybde i undergrunnen av forskjellige fysiske parametre målt av instrumenter senket ned i brønnhullet. Slike instrumenter kan inkludere for eksempel elektrisk resistivitet, akustisk hastighet, romtetthet, nøytronnedbremsningslengde, nøytroninnfangingstverrsnitt, naturlig gammastråling, væsketrykk i porerom og tidsderivater derav, og relaksasjonstidsdistribusjon for kjernemagnetisk resonans, blant andre. Brønndata kan også inkludere analyser av faktiske prøver av de undergrunns-formasjonene, slik som fraksjonsvolum av porerom i en hvilken som helst spesiell formasjon, væskeinnhold og kapillærtrykkkarakterisering av slike væsker. Slike data kan kollektivt refereres til som "petrofysiske data" vist ved 18 i FIG.1 for formål av å forklare oppfinnelsen.

Ett eller flere undergrunns-reservoarparametre kan bestemmes fra de petrofysiske dataene 18. Slike parametre kan inkludere fraksjonsvolum av porerom ("porøsitet"), væskeinnhold, permeabilitet og karakterisering av kapillærtrykk. De én eller flere egenskapene til reservoarer er vist ved 20 som konvertert fra å være indeksert med hensyn på dybde i jorden til tid. "Tid" for formål av denne beskrivelsen betyr den toveis gangtiden av seismisk energi fra en kilde ved jordens overflate til det spesielle reservoaret som blir analysert og tilbake til en mottaker plassert ved jordens overflate. Slik konvertering kan utføres, for eksempel, ved hastighetsanalyse av seismiske data registrert ved jordens overflate eller ved en "sjekkskudds"-kartlegging gjort i de éne eller flere spesielle borehullene som blir analysert. Slike hastighetsanalyser har som output den ventede toveis gangtiden av seismisk energi til en hvilken som helst spesiell dybde i jorden ved en spesiell geodetisk posisjon. En sjekkskuddskartlegging er en registrering av gangtid fra overflaten til en seismisk mottaker plassert i et brønnhull ved valgte, kjente dybder slik at seismisk gangtid måles heller enn deduseres fra overflateutført seismisk hastighetsanalyse.

Ved 10 i FIG.1, kan seismiske data innhentet ved jordens overflate, eller i vannet eller på bunnen av vannet i marine områder, over et valgt område av det som ligger under jordens overflate som fortrinnsvis inkluderer eller er nærliggende plasseringene av de éne eller flere borehullene forklart ovenfor prosesseres, ved 14, for å bestemme én eller flere egenskaper av de seismiske dataene.

Eksempler på egenskaper inkluderer, men er ikke begrenset til, akustisk impedans, elastisk impedans, amplitude versus offset ("AVO") skjæringspunkt og gradient, øyeblikkelig fase, øyeblikkelig modulasjonskurve. De éne eller flere seismiske egenskapene vil brukes som videre forklart nedenunder.

Ved 12 i FIG.1 kan elektromagnetiske kartleggingsdata, som fortrinnsvis er kontrollert kilde elektromagnetisk ("CSEM")-kartleggingsdata innhentes, og inverteres for å produsere et kart over elektriske egenskaper, slik som elektrisk ledeevne og/eller indusert polarisering, av det som ligger under jordens overflate med hensyn på geodetisk posisjon og dybde i jorden. Slike elektromagnetiske kartleggingsdata kan også innhentes både på land og i vannet eller bunnen av vannet som de seismiske dataene referert til ovenfor. Inversjonsprosessering av slike data er kjent i faget, slik som en tjeneste solgt under servicemerket OHM 2D, som er et servicemerke tilhørende OHM Limited, The Technology Centre, Offshore Technology Park, Claymore Drive, Bridge of Don, Aberdeen, AB238GD, United Kingdom. Alternativt kan en bildebehandlingsteknikk slik som vist i British Patent Publication No. GB 2413851 [4] brukes til å generere et bilde eller et kart over undergrunnen fra de elektromagnetiske kartleggingsdataene.

For formålene av denne oppfinnelsen, menes begrepet "elektromagnetiske kartleggingsdata" å inkludere en hvilken som helst form for elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved å overføre et elektromagnetisk felt over eller nær toppen av det området av det som ligger under jordens overflate som skal kartlegges (på land eller i vannet som forklart ovenfor), og å måle jordens respons nær toppen av området eller over jordens overflate. Slike data kan være frekvensdomene CSEM-data, transient (tidsdomene) CSEM-data, enten data innhentet ved å overføre én av eller både elektrisk og magnetisk felt til det som ligger under jordens overflate, og så overført langs en hvilken som helst elektrisk eller magnetisk dipolorientering. CSEM-dataene kan også innhentes ved å måle jordens respons til slike felt ved å måle overført spenning over et elektrodepar, spenning indusert i en lukket sløyfe-antenne, eller magnetisk feltamplitude, igjen langs en hvilken som helst valgt dipolmoment-orientering.

Ved 16 kan de inverterte elektromagnetiske dataene konverteres fra en dybde-basert representasjon av elektrisk ledeevne til en tidsbasert, ved å bruke, for eksempel, seismisk hastighetsanalyse. Seismisk hastighetsanalyse kan utføres ved å bruke, for eksempel, en prosess kjent som pre-stack tidsmigrasjon. Én slik prosess er beskrevet i U.S. Pat. No. 6,826,484 tildelt Martinez et a1 [5]. Andre prosedyrer for hastighetsanalyse og/eller dybde til tid-konvertering av de inverterte elektromagnetiske dataene er kjent i faget. Resultatet av de foregående prosedyrer kan være et register med hensyn på seismisk toveis gangtid av én eller flere elektromagnetisk egenskaper, for eksempel, logaritme av elektrisk resistivitet eller ledeevne. Andre egenskaper til de elektromagnetiske kartleggingsdataene vil falle de av vanlig øvelse i faget inn. Det er også innenfor rekkevidden av denne oppfinnelsen å konvertere de seismiske dataene til dybde ved å bruke, for eksempel, dybdemigrasjonsteknikker kjent i faget. Se, for eksempel, U.S. Patent No.7,065,004 tildelt Jiao et a1 [6].

Ved 22 brukes egenskapen til et reservoar eller egenskaper bestemt fra borehullsloggdata som forklart ovenfor, til å kalibrere eller korrelere de seismiske og inverterte elektromagnetiske dataene ved den geodetiske posisjonen til brønnhullet. Kalibrering kan utføres på et antall forskjellige måter. Formålet med kalibrering eller korrelasjon er å bestemme et forhold mellom de éne eller flere seismiske egenskapene, de éne eller flere elektromagnetiske egenskapene, og de éne eller flere fastslåtte egenskapene til reservoarer. Et eksempel på en egenskap til et reservoar som har blitt testet med en metode i henhold til oppfinnelsen inkluderer gassmetning. Gassmetning er fraksjonsvolumet av porerommene i reservoarsteinen som er fylt med gass. I ett eksempel, kan en enkel lineær likning brukes:

der Sgrepresenterer gassmetningen, AI representerer en seismisk bestemt akustisk impedans, C representerer resistiviteten fra de inverterte elektromagnetiske dataene. a0, a1og a2koeffisienter bestemt av kalibreringen. Generelt kan kalibreringsfunksjonen være en vektorfunksjon til å kalibrere forskjellige egenskaper til reservoarer fra de seismiske og elektromagnetiske dataene og kan være empirisk bestemt som i foreliggende eksempel, eller basert på deterministiske steinfysikkforhold, for eksempel, ved å bruke Archies lov til å forutse saltvannsmetning fra elektrisk resistivitet.

Kalibreringsfunksjonen kan også være en kombinasjon av både empiriske og deterministiske forhold. Et hvilket som helst antall seismiske og elektromagnetiske dataegenskaper kan også brukes til å bestemme kalibreringsfunksjonen.

Kalibreringsfunksjonen kan defineres på forskjellige måter. For eksempel kan den være et nervenettverk øvet ved en brønns geodetiske lokasjon til å forutse reservoarets egenskaper fra overflatens dataegenskaper. På samme måte, kan funksjonen representere en geostatistisk analyse som leder til co-kriging av reservoarets egenskaper med overflateegenskapene (seismiske og elektromagnetiske data) ved geodetiske posisjoner vekk fra brønnens posisjon. En annen mulighet er å utføre analyse av felles sannsynlighetstetthetsfunksjoner ved brønnen, som deretter brukes til å tilegne egenskaper til reservoarer vekk fra brønnen i henhold til en Bayesisk analyse.

Kalibreringsfunksjonen bestemt som ovenfor ved den éne eller flere brønnlokasjonene brukes deretter til å gjøre forutsigelser for verdiene av den éne eller flere egenskapene til reservoarer ved i det minste én posisjon vekk fra brønnhullslokasjonen. Den forutsagte verdien til egenskapen til et reservoar kan lagres i et datamaskinlesbart medium og/eller overføres til et datamaskin-display eller printer for output. I én utførelsesform, tildeles et helt område av det som ligger under jordens overflate kartlagt av de seismiske dataene og de elektromagnetiske dataene forutsagte verdier for de éne eller flere egenskapene til reservoarer. Dette er vist ved 24 i FIG.1. Området kan også kartlegges på de valgte egenskapene til reservoarer med hensyn på posisjon innenfor kartleggingsområdet ved flere enn én toveis gangtid. Resultatet av slik kartlegging er en egenskap til et reservoarvolum, vist ved 26, som kan lagres eller på annen måte fremvises, slik som i et datamaskinminne eller annet datamaskinlesbart medium, eller fremvises slik som på et datamaskin-display eller en utskrift.

I én utførelsesform som vil forklares med henvisning til FIG.2, kan oppløsningen av de elektromagnetiske kartleggingsdataene være i det vesentligste tilpasset til den av de seismiske dataene for det formål å forutsi egenskaper til reservoarer. I FIG.2, innhentes og prosesseres seismiske data ved 10 i det vesentligste som forklart med henvisning til FIG. 1. Egenskaper til de seismiske dataene kalkuleres ved 14. Ved 12 innhentes de elektromagnetiske kartleggingsdataene og kan ved 30 konverteres til tid, også som forklart med henvisning til FIG.1.

Ved 28 kan en strukturell modell av det som ligger under jordens overflate gjøres ved å bruke én hvilken som helst av et antall velkjente seismiske datatolkningsteknikker. Se, for eksempel, Martinez et al. '484 patentet referert til ovenfor, eller Jiao et al. '004 patentet referert til ovenfor. Generelt kan den strukturelle modellen være i form av én eller flere seismiske egenskaper kartlagt med hensyn på geodetisk posisjon på jordens overflate og med hensyn på tid (eller dybde). Modellen kan også tolkes til formen av diskrete lag av forskjellige jordformasjoner der hver har fysiske karakteristikker i overensstemmelse med de seismiske egenskapene kalkulert fra de seismiske dataene. Som vil enkelt forstått av de som er øvet i faget, vil de elektromagnetiske kartleggingsdataene typisk ha mye lavere romlig oppløsning enn den strukturelle modellen laget fra de seismiske dataene. Derfor kan, i noen utførelsesformer, og som vist ved 30 i FIG.2, de elektromagnetiske dataene oppløsningstilpasses de seismiske dataene. Én eksempeltjenende utførelsesform av slik tilpasning av oppløsning er å løse, for én eller flere seismiske datasporlokasjoner (typisk en geodetisk posisjon av en seismisk mottaker under seismisk datainnhenting), et system av lineære likninger for problemet med hvilken romlig distribusjon av elektrisk resistivitet (eller ledeevne) i henseende til laginndelingen bestemt i den seismiske modellen ville være i overensstemmelse med resistiviteten (eller ledeevnen) bestemt fra de elektromagnetiske dataene ved mye lavere oppløsning. Å løse et slikt system kan være ustabilt, og dermed kan systemet av likninger i noen utførelsesformer være begrenset. Eksempler på slike begrensninger inkluderer grenser for maksimalverdien for resistivitet, resistivitet må være et positivt tall, maksimal variasjon i resistivitet fra ett lag til det neste, maksimal variasjon i resistivitet fra én geodetisk lokasjon til en annen tilstøtende eller nærliggende lokasjon, eller begrense en vertikal lokal maksimal verdi for resistivitet fra de elektromagnetiske dataene til ett eller flere lag bestemt fra de seismiske dataene som sannsynlig å være reservoarbærende formasjoner.

Resultatet av slik tilpasning av oppløsning er et sett med oppløsningstilpassede elektromagnetiske dataegenskaper, som vist ved 32 i FIG.2. De seismiske egenskapene 14 og oppløsningstilpassede elektromagnetiske egenskaper 32 kan deretter brukes som forklart ovenfor med henvisning til FIG.1 for å bestemme et forhold ved én geodetisk lokasjon mellom et reservoarparameter og ved valgte seismiske og elektromagnetiske egenskaper. Slike kalibrerte eller korrelerte egenskaper kan brukes ved i det minste én annen geodetisk lokasjon til å forutse en verdi for den valgte egenskapen til et reservoar.

I et annet aspekt, angår oppfinnelsen dataprogrammer lagret i et datamaskinlesbart medium. Med hensyn på FIG.3, kan den foregående prosessen som forklart med hensyn på FIG.1 og 2 legemliggjøres i datamaskinlesbar kode lagret på et datamaskinlesbart medium, slik som floppy disk 88, CD-ROM 90 eller magnetisk harddisk 86 som danner del av en generelt formåls programmerbar datamaskin. Datamaskinen, som kjent i faget, inkluderer en sentral prosesseringsenhet 92, en bruker-input-anordning slik som et tastatur 94 og et bruker-display 96 slik som et flatskjerms LCD-display eller katodestrålerør-display. I henhold til dette aspektet av oppfinnelsen, inkluderer det datamaskinlesbare mediet logisk operabel for å få datamaskinen til å utføre steg som fremlagt ovenfor og forklart med hensyn på FIG.1 og 2.

Mens oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn på et begrenset antall utførelsesformer, vil de som er øvet i faget som har fordel av denne redegjørelsen, forstå at andre utførelsesformer kan tenkes ut som ikke avviker fra rekkevidden av oppfinnelsen som vist heri.

For eksempel, i de ovenfor beskrevne utførelsesformene, kan prosessert CSEM-data og borehullsloggdata transformeres fra å være representert som en funksjon av dybde til en funksjon av tid (toveis gangtid) for å assistere i sammenlikning med de seismiske dataene som ofte er indeksert med hensyn på tid. Imidlertid vil det settes pris på at i andre utførelsesformer kan de seismiske dataene på samme måte transformeres fra å være representert som en funksjon av tid til en funksjon av dybde for å assistere i sammenlikning med de prosesserte CSEM-dataene og borehullsloggdatenea som deretter kan forbli indeksert med hensyn på dybde.

Dessuten har det ovenfornevnte eksempelet fokusert på ett eksempelforhold mellom gassmetning (Sg), akustisk impedans (AI) og ledeevne (C) som har formen:

I andre eksempler kan forskjellige reservoaregenskaper og seismiske og CSEM-dataegenskaper, og forskjellige funksjonsformer vedrørende dem, brukes. I å velge egnede parametre og funksjonsformer, kan hensyn gis til de mange velkjente steinfysikkforhold mellom forskjellige reservoaregenskaper og egenskaper som kan avledes fra seismisk og CSEM-data. For eksempel kan henvisning gjøres til "The Rock Physics Handbook : Tools for Seismic Analysis of Porous Media" av Gary Mavko, Tapan Mukerji og Jack Dvorkin og utgitt av Rock Physics Laboratory, Stanford University (1996) [7]. Noen eksempler på slike forhold inkluderer det følgende:

Porøsitet (φ) er generelt beslektet med akustisk impedans (AI) med et enkelt lineært forhold, f. eks.:

der a og b er konstanter, f. eks. som kan bestemmes empirisk fra borehullsloggdata. Empiriske observasjoner viser at gassmetning (Sg) ofte er beslektet med effektiv resistivitet (ρ) ved forhold som har én eller annen av de følgende former (f. eks. avhengig av lokal litologi):

eller

der Pner et polynom av lav grad hvis koeffisienter kan bestemmes empirisk fra borehullsloggdata.

Følgende semi-empiriske forhold kan også holde:

der Sw(= 1 - Sgi et vann/gass-reservoar) er vannmetning, a og m er empiriske konstanter som kan bestemmes fra borehullsloggdata, pwog psher resistivitetene til henholdsvis saltoppløsningen (vann) og leirskifer, og Vsher fraksjonsvolumet av leirskifer (som kan, for eksempel, bestemmes basert på forhold gitt videre nedenunder). Dersom olje er tilstede, heller enn eller i tillegg til, gass, kan gassmetning (Sg) erstattes i (2), (3) og (4) av oljemetningen (So). Der både olje og gass er tilstede, vil vannmetning Swbli gitt av Sw= 1 – Sg– So. I dette tilfellet kan videre informasjon være nødvendig for å separere ut de respektive olje- og gassmetningene.

Empiriske observasjoner viser at gassmetning leire / leirskiferinnhold (Vsh) ofte er beslektet med porøsitet (φ) og seismisk P-bølgehastighet (α) (som kan avledes fra borehullsloggdata) ved en likning som har følgende form:

der a, b og c er konstanter, f. eks. som kan bestemmes empirisk fra borehullsloggdata.

Videre kan den samme funksjonsformen, men med forskjellige verdier for a, b og c, ofte brukes for transversalbølgehastighet (β), dvs.:

Følgende semi-empiriske forhold for effektivt trykk (P) kan også holde:

der a, b, c, d, f og g alle er konstanter som kan, for eksempel, bestemmes empirisk fra borehullsloggdata.

Videre kan den samme funksjonsformen, med forskjellige verdier for a, b, c og d, men samme verdier for f og g (for en gitt steinprøve), brukes for transversalbølgehastigheten (β), slik at

Empiriske observasjoner viser at permeabilitet (κ) ofte kan være beslektet med effektiv resistivitet (ρ) som følger:

der Pner et polynom av lav grad hvis koeffisienter kan bli bestemt empirisk fra kjernemålinger.

Det ovenfornevnte er kun noen få eksempler på steinfysikkforhold som kan holde for et gitt reservoar og omkringliggende berglag. Det er mange andre empiriske, semiempiriske, og teoretiske likninger som også kan brukes for rettledning i å bestemme et egnet forhold mellom seismiske og elektromagnetiske egenskaper og egenskaper til reservoarer.

I mange tilfeller kan multiple likninger slik som de eksempler gitt ovenfor kan kombineres for å tilveiebringe det ønskede enkelte forhold som på samme tid beslekter den i det minste éne egenskapen til et reservoar av interesse med både den i det minste éne seismiske kartleggingsegenskapen og den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen. For eksempel kan likninger (1), (4) og (5a) løses på samme tid for φ, Sw, og Vshfor å tilveiebringe en egnet funksjonsform som beslekter disse egenskapene med egenskaper som kan avledes fra seismiske og elektromagnetiske kartleggingsdata, f. eks. akustisk impedans (AI) og effektiv resistivitet (ρ). Det mest egnede valget av likninger for å tilveiebringe rettledning om forholdet mellom reservoaregenskapen/egenskapene av interesse og de seismiske og elektromagnetiske egenskapene (til den grad steget med å bestemme et forhold skal guides av steinfysikkforhold) vil avhenge av et antall faktorer. Disse inkluderer overflatedataene som er tilgjengelige (dvs. hvilke egenskaper som kan avledes), hvilken kalibreringsinformasjon som er tilgjengelig (noen likninger kan angå egenskaper til reservoarer som kan være fjernbestemt innen brønnen for kalibrering, mens andre egenskaper til reservoarer kan kreve laboratoriemålinger på kjerneplugger tatt fra brønnen og som derved ikke kan være så enkelt tilgjengelig), hvilke data som anses som mest pålitelig, hvilke litologier tror man er tilstede eller er kjent åvære tilstede (noen likninger kan kun gjelde for spesielle steintyper) og hvilke egenskaper er de ønsket å estimere, og så videre.

Dermed kan en egnet funksjonsform, og kalibrering av hvilke som helst koeffisienter for forholdet, baseres på å sammenlikne verdier for den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved den geodetiske posisjonen av brønnen bestemt fra de petrofysiske dataene ervervet fra brønnen, og de respektive elektromagnetiske og seismiske egenskapene til kartleggingsdataene innhentet ved geodetisk posisjon av brønnen. Konvensjonelle analyseteknikker kan brukes til å avlede en egnet funksjonsform, og kalibrering av en hvilken som helst koeffisient, for eksempel ved å bruke en nervenettverksanalyse, geostatistisk kalibrering eller Bayesiske kalibreringsteknikker.

Forskjellige av de kjente steinfysikkforhold, slik som de gitt ovenfor, kan brukes, f. eks. for å tilveiebringe begrensninger for å assistere i bestemmelsen av forholdet. For eksempel, hvis det skal antas at steinfysikkforholdet gitt av likning 3 ovenfor er anvendelig ved regionen av interesse, kan bestemmelsen av de mest egnede forholdene guides av et krav om at gassmetning er lineært beslektet med logaritme av resistivitet. Imidlertid, i andre tilfeller kan en rent statistisk analyse brukes til å bestemme forholdet, f. eks. basert på enkel scatter-plotting av forskjellige kombinasjoner av egenskaper til et reservoar og seismiske og elektromagnetiske egenskaper bestemt ved brønnen(e) (for eksempel ved forskjellige dybdeposisjoner inne i brønnen(e) og/eller i forskjellige brønner) for å se etter funksjonsforhold mellom dem.

Dermed kan, i noen eksempler, et nervenettverk konstrueres som har i det minste én egenskap avledet fra seismiske data, i det minste én egenskap avledet fra invertert CSEM-data, og i det minste én egenskap til et reservoar bestemt ved den geodetiske posisjonen av brønnen som input. Output kan være en forutsigelse av de ønskede egenskaper til reservoaret (f. eks. metninger, porøsitet) som skal bestemmes fra de seismiske og elektromagnetiske egenskapene ved posisjoner vekk fra brønnen(e).

Nervenettverket kan trenes ved å bruke overflatedataene (dvs. seismiske og elektromagnetiske egenskaper) ved brønnlokasjonene, og de egnede borehullslogger. Hvis det er utilstrekkelige data for treningen, kan pseudo-brønner genereres ved å forstyrre eksisterende brønndata ved hjelp av kjente steinfysikklikninger og generere syntetisk overflatedata. Etter trening kan nervenettverket tas i bruk på overflatedataene på lokasjoner vekk fra brønnene for å forutse egenskapen/egenskapene til et reservoar ved disse lokasjonene.

I noen eksempler kan geostatistiske kalibreringsteknikker brukes. Dermed kan variogrammer, kovariogrammer og kryssvariogrammer av overflatedataene (seismiske og CSEM-egenskaper) og reservoaregenskapene av interesse kan kalkuleres ved brønnlokasjonene.

Disse kan deretter brukes i ordnet ko-kriging med overflatedataene vekk fra brønnene til å forutse verdier for egenskapen til et reservoar av interesse ved disse posisjonene. Det er atskillige variasjoner av denne metoden som kan tas i bruk, som f. eks. involverer forskjellige metoder av kriging, og ved å bruke seismisk-avledet struktur, eller andre eksterne begrensninger, som en guide til kriging-prosessen.

I noen eksempler kan Bayesiske kalibreringsteknikker brukes. Dermed kan delt sannsynlighetstetthetsfunksjon ("probability density function", PDF) av overflatedataene (egenskaper), og reservoarets egenskap/egenskaper av interesse kan konstrueres ved brønnlokasjoner. Disse kan analyseres for å produsere betingede PDF'er over målinger, gitte egenskaper, og ubetingede PDF'er over alle målinger og egenskaper. Bayes teorem kan deretter tas i bruk gjennom hele volumet av undergrunnen for å oppnå betingede sannsynligheter for reservoarets egenskap/egenskaper av interesse, gitt målingene ved disse lokasjonene. En raffinering kan være å modellere egenskapene som et Markov tilfeldig felt kontrollert av PDF'ene referert til ovenfor, og egenskapene til de romlige naboene til hvert undergrunns-datapunkt (dvs. hver volume/2-D stykkeelement hvori egenskapene kan bestemmes). Igjen kan seismiske eller andre strukturelle begrensninger bygges inn i prosessen.

Dermed har det blitt beskrevet en metode for å kartlegge en egenskap av et undergrunnsreservoar som inkluderer å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret. Et forhold bestemmes mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap ved en geodetisk posisjon av brønnen. En verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar bestemmes ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen, en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen, og fra det bestemte forholdet.

Videre spesielle og ønskelige aspekter av foreliggende oppfinnelse er fremsatt i de medfølgende uavhengige og avhengige krav. Det vil forstås på at kjennetegnene til de avhengige kravene kan kombineres med kjennetegn av de uavhengige kravene som egnet, og i andre kombinasjoner enn de som eksplisitt er fremsatt i kravene.

REFERANSER

[1] Taner et al. utga verket "Complex Seismic Trace Analysis", Geophysics, Volume 44, s.1041 - 1063, 1979.

[2] US 6,374,185

[3] US 2004/232917

[4] GB 2413 851

[5] US 6,826,484

[6] US 7,065,004

[7] Mavko, Mukerji & Dvorkin, The Rock Physics Handbook : Tools for Seismic Analysis of Porous Media, utgitt av Rock Physics Laboratory, Stanford University, 1996.

Claims

Krav 1. En fremgangsmåte for å kartlegge en egenskap til et undergrunns-reservoar, innbefattende: å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret; å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra seismiske data (10) innhentet og elektromagnetiske kartleggingsdata (12) innhentet ved en geodetisk posisjon av brønnen; og k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter: å bestemme en verdi for den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved i det minste én annen geodetisk posisjon fra henholdsvis en verdi for den i det minste éne seismiske egenskapen og en verdi for den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen fra seismiske data og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og fra det bestemte forholdet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende tilpasning av en oppløsning av de elektromagnetiske kartleggingsdataene (12) til en oppløsning av de seismiske dataene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori den tilpassede oppløsningen innbefatter å løse et begrenset system av lineære likninger.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori bestemmelsen av et forhold innbefatter å løse et sett med lineære likninger som beslekter egenskapen til et reservoar til den i det minste éne seismiske egenskapen og den i det minste éne elektromagnetiske kartleggingsegenskapen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den i det minste éne egenskapen til reservoaret er valgt fra gruppen som består av gassmetning, porøsitet, væskeinnhold, permeabilitet og karakterisering av kapillærtrykk.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den i det minste éne seismiske egenskapen er valgt fra gruppen som består av akustisk impedans, elastisk impedans, øyeblikkelig fase, øyeblikkelig modulasjonskurve, amplitude-versus-offset skjæringspunkt og amplitude-versusoffset gradient.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den i det minste éne elektromagnetiske egenskapen er valgt fra gruppen som består av resistivitet, ledeevne, logaritme av resistivitet og logaritme av ledeevne.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den i det minste éne egenskapen til reservoaret er gassmetning (Sg), den i det minste éne seismiske egenskapen er akustisk impedans (AI), og den i det minste éne elektromagnetiske egenskapen er logaritme av resistivitet (C).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvori forholdet har formen:

der a0, al, og a2er koeffisienter bestemt i steget av å bestemme et forhold mellom den i det minste éne egenskapen til reservoaret og henholdsvis i det minste én seismisk egenskap og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap fra seismiske data innhentet og elektromagnetiske kartleggingsdata innhentet ved en geodetisk posisjon av brønnen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet er empirisk bestemt.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet er basert på deterministiske steinfysikkforhold.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet er en kombinasjon av empiriske og deterministiske forhold.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet er definert av en nervenettverksalgoritme trenet ved den geodetiske posisjonen av brønnen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet representerer en geostatistisk analyse for å kunne tillate ko-kriging av den i det minste éne egenskapen til et reservoar med den i det minste éne seismiske egenskapen og i det minste én elektromagnetisk kartleggingsegenskap ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori forholdet er basert på en analyse av delte sannsynlighetstetthetsfunksjoner ved brønnen for å kunne tillate en bestemmelse av den i det minste éne egenskapen til et reservoar ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen i henhold til en Bayesisk analyse.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende i det minste én av å lagre den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen og å fremvise den fastslåtte verdien ved den i det minste éne andre geodetiske posisjonen.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende å innhente de seismiske dataene over et valgt område av det som ligger under jordens overflate, å innhente de elektromagnetiske kartleggingsdataene over det valgte området av det som ligger under jordens overflate, og å innhente petrofysiske data fra i det minste én brønn nærliggende det valgte området for å tillate å bestemme en verdi for i det minste én egenskap til et reservoar fra målinger ervervet fra en brønn boret gjennom reservoaret.
18. Et dataprogramprodukt (86,88,90) innbefattende maskinlesbare instruksjoner for å implementere fremgangsmåten ifølge krav 1.
19. Et datamaskinapparat (86,92) lastet med maskinlesbare instruksjoner for å implementere fremgangsmåten ifølge krav 1.