NO343534B1 - En forbedret prosess for karakterisering av utviklingen av et olje- eller gassreservoar over tid - Google Patents

Description

EN FORBEDRET PROSESS FOR KARAKTERISERING AV UTVIKLINGEN AV ET OLJE- ELLER GASSRESERVOAR OVER TID

Den foreliggende oppfinnelse angår generelt feltet geovitenskap, nærmere bestemt seismisk dataprosessering. Oppfinnelsen angår især en fremgangsmåte for å trekke ut tidsforløp-endringene i 3D-seismiske datasett innsamlet over en produksjonsperiode for å integrere med produksjonsdata og bistå i å forstå og å styre utvinningen av olje og gass fra reservoarer eller injeksjonen av andre fluider i reservoarene.

I olje- og gassindustrien utføres seismiske undersøkelser for å tilveiebringe bilder fra undergrunnen slik at akkumulasjoner av hydrokarboner eller andre fluider eventuelt kan identifiseres. I en seismisk undersøkelse sender én eller flere kilder ut elastiske bølger i form av trykk eller grunnbevegelsemodulering fra spesifikke lokasjoner (bølgefelt) på eller under land- eller sjøoverflaten eller i et borehull. Dette bølgefelt forplanter seg bort fra kilden(e) gjennom undergrunnen. Sammen med denne forplantning reflekteres en fraksjon av det innfallende bølgefelt fra fraksjonen av de globale heterogeniteter i undergrunnens elastiske materialegenskaper (slik som akustisk impedans). Denne eksitasjon av det innfallende bølgefelt genererer et reflektert bølgefelt fra heterogenitetene, som manifesteres som trykk, partikkelbevegelse eller noen deriverte mengder, og kan detekteres og registreres ved overflaten eller i et borehull ved et antall mottakerlokasjoner. HARRIS, J. et al. «Geologic Storage of CO2 Subsurface Monitoring of CO2 Sequestration in Coal», GCEP Annual Report, mai 2008, side 1-35; og SANTOS, E.T.F. et al. «L- and θ-curve approaches for the selection of regularization parameter in geophysical diffraction tomography», Computers & Geosciences, vol.33, nr.5, mai 2007, side 618-629, kan være nyttig for forståelsen av oppfinnelsen og dens forhold til teknikkens stilling.

Prosessering av målingene foretas for på den måte å skape et 3D-bilde av undergrunnen. Gjentatte undersøkelser ved utvalgte tidsintervaller (dager, måneder, år) muliggjør observasjon av endringene i, over eller under et gitt reservoar over tidsintervallet – f.eks. før olje- eller gassproduksjon starter, og etter en viss periode av produksjon eller injeksjon, og å sammenligne måleresultatene. Dette kalles 4D-seismikk, og innbefatter å sammenligne 3D-seismikkundersøkelser som er utført ved forskjellige tidsinstanser. Målet er å observere endringer i tilstanden av formasjonene og fluidene som følge av produksjon av hydrokarboner fra eller injeksjon av fluider inn i et reservoar. Korrekt detektering av endringene og korrekt identifikasjon av effektene, faktorene og prosessene krever spesialiserte innsamlingsteknikker og dataprosesseringstrinn.

En slik teknikk anvendt til å detektere 4D-endringer betegnes i det følgende som 3D-warping. Først omjusteres eller tilpasses dataene i de seismiske datasett for å kompensere for variasjoner i innsamling (eller ikke-repeterbarhet av seismiske undersøkelser) og endringer i hastigheten i undergrunnen.

Standardteknikken anvender krysskorrelasjon mellom forskjellige årganger i utvalgte vinduer. Et slikt vindu er et tidsintervall som representerer en del av en trase. Vinduet settes over traser for korrelasjon, og bør således inneholde alle 4D-effektene. Ett problem med disse korrelasjonsbaserte tilnærminger er korrelasjonsvinduets størrelse. Hvis vinduet som anvendes til korrelasjon er for stort, er det sannsynlig at korrelasjonens nøyaktighet vil bli påvirket: korrelasjonsverdien vil da faktisk avhenge av ikke bare forskjeller mellom undersøkelsen på punktet som undersøkes, men også av andre effekter, i tillegg til punktene som betraktes. Hvis vinduet som anvendes til korrelasjon er for lite, er det sannsynlig at korrelasjonen vil bli kraftig påvirket av støy og ikkerepeterbarhet av undersøkelsene, inkludert endringer som skyldes de effekter hvis observasjon er ønsket.

I EP 1865340 til søkeren utføres utviklingen av et oljereservoar i ferd med å produsere ved sammen å invertere for endringene i forplantningstidene og seismiske amplituder av en seismisk wavelet langs forplantningsveier i grunnen. Invertering gjør det faktisk mulig for oss å tilbakefiltrere, idet originalen utledes fra løsningen. Det tilveiebringes en baseundersøkelse av reservoaret, med et sett seismiske traser på et første tidspunkt T knyttet til et første hastighetsfelt Vb; en overvåkingsundersøkelse av reservoaret tilveiebringes, idet overvåkingsundersøkelsen blir utført på et andre tidspunkt T ∆ T, med et sett seismiske traser knyttet til de samme posisjoner som i baseundersøkelsen; overvåkingsundersøkelsen knyttes til et andre hastighetsfelt Vm. For et sett prøver i i baseundersøkelsen beregner man over prøvene i settet summen S av en norm av differansen mellom

- amplituden biav den seismiske trase i baseundersøkelsen ved hver prøve i, og - summen av amplituden mifor den seismiske trase ved et tidstilsvarende i' i overvåkingsundersøkelsen og amplituden som skyldes reflektivitetsendringen lokalt til den tidstilsvarende prøve i' indusert av forskjellen mellom det første hastighetsfelt Vbog det andre hastighetsfelt Vm; idet den tidstilsvarende prøve i' er forskjøvet i tid med en tidsforskyvning avledet fra hastighetsendringene langs forplantningsbanen fra overflaten til tidstilsvarende prøve i'. Denne summen minimaliseres for å utlede hastighetsendringene fra baseundersøkelsen til overvåkingsundersøkelsen og således karakterisere utviklingen av oljereservoaret.

Denne analyse er basert på det faktum at endringer i reservoaret som skyldes utvinning, vil forårsake endringer i bergartens petrofysiske egenskaper og derfor i det seismiske hastighetsfelt. I praksis vil olje bli substituert av gass eller vann og/eller fluidtrykket vil endres, idet endringer i metning, porøsitet, permeabilitet og trykk, og følgelig endringer i hastighet, bevirkes. Endringer i reservoaret kan også endre de omgivende bergarterts stress- og belastningstilstand, idet ytterligere endringer i deres hastigheter bevirkes. Disse endringer i hastighet vil skape tidsforskyvninger i det seismiske uttrykk av underliggende reflektorer og tilknyttede endringer i reflektivitet, idet en endring i det lokale bølgefelt bevirkes. Ved å anvende en inversjonsteknikk for hvert punkt i 3D-volumet tilveiebringes et estimat over 4D-endringene som har funnet sted i tidsforløpet mellom innsamling av base- og overvåkingsundersøkelsene. Det er derfor mulig å utlede et felt av 4D-hastighetsendringer uten at det er nødvendig å gå frem med krysskorrelasjon av trasene.

Selv om 4D-inversjonsproblemet virker forholdsvis enkelt å formulere som minimaliseringen av forskjellen mellom base- og overvåkingsseismikkdata, er det et ill-posed problem som har flere løsninger: for eksempel null-middel hastighetsendringer kartlegges til null tidsforskyvning. Dessuten blir inversjonen endog mer ikke-lineær for felter som induserer subsidens og har potensielt stor tidsforskyvning.

I EP 1865340 ligger det kritiske trinn i å minimalisere summen. I all vesentlighet er dette et optimaliseringsproblem som krever minimalisering av den objektive funksjon eller kostnadsfunksjon over alle valg av variable, dvs. hastighetsendringer som tilfredsstiller de modellerte restriksjoner. I warping kan kostnadsfunksjonen typisk utledes som

hvor b og m er henholdsvis basetrase og overvåkingstrase, tser

de seismiske datas samplingsfrekvens, er den relative hastighets-4D-endring, w er den seismiske wavelet, og * betegner konvolusjon mellom waveleten og den relative hastighetsendring for å modellere 4D-amplitudeendringen.

Som i nesten et hvilket som helst inversproblem går denne kostnadsfunksjonen imidlertid ikke identisk til null. Forovermodellen som anvendes til denne inversjon, er faktisk kun en approksimasjon av den vertikale forplantning som, selv om den er god, innebærer noen antagelser, og derfor forekommer fremdeles en rest. Dette er en vesentlig ulempe ved den i EP 1865340 fremlagte teknikk, da den tilveiebringer en svært ustabil løsning. Videre påvirkes seismikkdataene av støy, og dette ses som en ytterligere rest etter inversjonsprosessen.

En velkjent fremgangsmåte for å behandle approksimerte forovermodeller og støy er å legge til en regulariseringsterm til kostnadsfunksjonen. Andre teknikker er kjente, men regularisering påtvinger restriksjoner på resultatene og unngår således overtilpasning av dataene og støyen. Egentlig innskrenker vi løsningen til det punkt at den ikke trenger å bli minimalisert.

Kostnadsfunksjonen kan betraktes som den seismiske feiljustering sammen med regulariseringen:

Regulariseringsvekten λ uttrykker et kompromiss mellom å modellere 4D-endringene fra seismikk og å påtvinge restriksjoner på løsningene. Det er mange former for regularisering som anvender en hvilken som helst funksjon f av den relative hastighetsendring.

For å velge den optimale regularisering utføres et antall trinn på undersøkelsesdataene for base- og overvåkingsseismikk:

1. Velg et antall lokasjoner eller seismiske traser som er representative for den seismiske kvalitet;

2. Warp dataene på disse lokasjoner for forskjellige regulariseringsvekter; 3. Kryssplott kostnadsfunksjontermene, dvs. seismisk feiljustering mot regulariseringstermen for å tilveiebringe et regulariseringsvektkart;

4. Fra en mengde av gyldige løsninger fastlagt fra plottet velges den beste løsning til regulariseringsverdien ifølge den tilgjengelige produksjonshistorie og reservoarets geologiske informasjon.

5. Interpoler de optimale regulariseringsverdier over hele det felles seismiske undersøkelsesområde for å oppnå tidsforløp-seismikkbildet mellom base- og overvåkingsundersøkelsene.

Figur 1 illustrerer et slikt kryssplott, idet den viser fire klart avgrensede områder. Ved A er det ingen løsning siden warpingen fanges ved et lokalt minimum og ikke konvergerer. Ved B, idet det beveges til sterkere regulariseringer, oppnår vi underregulariserte løsninger hvor perfekt tilpasning av seismikken finner sted, men løsningen er ikke-fysisk. Bemerk at dette er løsningsområdet for minimalisering av sum-tilnærmingen som ble lagt frem i EP 1865340. Ved C har vi den optimale likevekt mellom seismisk tilpasning og regularisering, og

dette er området som skal undersøkes ytterligere. Ved D, over regulariserte løsninger hvor tidsforskyvningen er null over alt, endres den warpede trase ikke fra overvåkingen, og differansen mellom warped og base er en konstant.

Ved optimal likevekt (område C) kan en regulariseringsverdi velges under anvendelse av produksjonsdata og geologisk informasjon som gir noen antydninger om den forventede 4D-anomali. Det ses derfor at valget av regulariseringsfremgangsmåte og regulariseringsvekt viser seg å være den mest kritiske parameter for å oppnå geologisk plausible løsninger. Når regulariseringsparameteren er estimert på hver valgte lokasjon, oppnås et 2D-kart av optimale parametere ved interpolering, og anvendes på de fulle datasett, og et 4D-invertert signal fremstilles grafisk for å illustrere hastighetsendringer og reservoarets utvikling mellom base- og overvåkingsundersøkelsene.

Denne prosessen av å bestemme den optimale regulariseringsvekt er tidsintensiv. Selv om trinnet av å warpe data ved de valgte lokasjoner for forskjellige regulariseringsvekter (trinn 2) kan oppnås på en trase til trase-basis og ikke krever inversjon av 3D-datasettet som helhet, er tiden for å konstruere kryssplottet og bestemme en regularisering i størrelsesorden én til to ganger større enn tiden som kreves for å kjøre inversjonen på hele undersøkelsen. Følgelig kan denne prosessen ta måneder å fullføre, og således er resultatene kun til historisk anvendelse siden ytterligere endringer i reservoaret vil ha funnet sted i denne perioden. En slik forsinkelse begrenser deres nyttighet hos en reservoaringeniør som trenger informasjonen så tidlig som mulig for å treffe avgjørelser om feltforvaltning.

Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar, hvor prosessen letter eller forminsker i det minste noen av problemene i den kjente teknikk. Dette formål kan oppnås ved de trekk som er definert av de selvstendige kravene. Ytterligere forbedringer er karakterisert av de avhengige kravene.

Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar som er mer datadrevet og således ikke trenger så mye fortolkning som den kjente teknikk.

Det er nok et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar som er merkbart hurtigere å beregne enn beregningstider ifølge den kjente teknikk på flere uker.

Ifølge et første aspekt tilveiebringes en fremgangsmåte for å karakterisere utviklingen av et reservoar over et tidsforløp, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene:

å tilveiebringe n seismiske undersøkelser av reservoaret, idet hver har et sett seismiske traser knyttet til den samme posisjon, ved et tidspunkt Tnog n>2; å utlede et optimalt regulariseringsvektkart fra en kombinasjon av n>2 undersøkelser; og å anvende de optimale regulariseringsvekter til å invertere og oppnå et forbedret tidsforløp-seismikkbilde mellom par av seismiske undersøkelser.

Det har vist seg at å utlede det optimale regulariseringsvektkart fra ytterligere data, dvs. flere undersøkelser, forbedrer tidsforløp-seismikkbildet mellom hvilke som helst par av undersøkelser. Det foretrekkes at alle tilgjengelige undersøkelser anvendes. Således forbedres regulariseringen også for å oppnå tidsforløp-bilder mellom tidlige år under anvendelse av senere innsamlede seismiske undersøkelser. Kombinering av kostnadsfunksjonen med regulariseringstermen over flere undersøkelser tilveiebringer fortrinnsvis et vektkart i hvilket de optimale løsninger, dvs. område C i figur 1 tilveiebringer svært like resultater.

Selv om vi har benyttet det simplifiserte begrepet ’optimal’ for regulariseringsvektkartet, vil fagfolk forstå at vektene kan justeres mellom hvilke som helst par av undersøkelser for å ta høyde for anomalier slik som signal til støy-forhold.

For å velge den optimale regularisering ved trinn 3 over kombineres således de flere undersøkelser ved å tilveiebringe kryssplottet. På denne måte kan dataene matches, idet 4D-støy avvises naturlig, og betydelig mindre a priori-kunnskap er påkrevet for å fortolke vektkartet. Siden valget av optimal regulariseringsparameter er datadrevet i stedet for tilveiebrakt ved fortolkning, kan prosessen dessuten utføres på mindre tid enn den kjente teknikk.

Det bemerkes at oppfinnelsen anvender flere undersøkelser, dvs. tre eller flere sammenlignet med den kjente teknikk. Hver ytterligere undersøkelse øker antallet av kombinasjoner av par. Dette øker antallet av ligninger som er tilgjengelige, dvs. ved 10 undersøkelser kan 45 ligninger anvendes; ved 5 undersøkelser, 10 ligninger, og ved 4 undersøkelser, 6 ligninger. Mens antallet undersøkelser øker, øker antallet av ukjente som skal inverteres imidlertid langsommere, som (n-1), dvs. henholdsvis 9, 4 og 3 i våre eksempler. Dette betyr at redundans bygges inn, mens antallet undersøkelser øker, noe som gjør prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse svært robust.

Det foretrekkes at kostnadsfunksjonen uttrykkes som en optimering med hensyn til hastighetsendringsparametrene. På denne måte utføres inversjon for den relative hastighetsendring. Regulariseringstermen kan også uttrykkes som den relative hastighetsendring. Det er klart at det også kan henvises til disse i form av relative endringer i langsomhet.

Det foretrekkes at b er en første base (referanse) seismikktrase, og mner etterfølgende overvåkingstraser, slik at kostnadsfunksjonen som inverteres under inversjonen, simplifiseres som

pluss en regulariseringsdel hvor 4D-endringene mellom hvilke som helst par av seismikk summeres. Som i den forrige formulering multipliseres regulariseringsdelen med en vekt som fremdeles uttrykker det beste kompromiss mellom å tilpasse dataene og å påtvinge restriksjoner på løsningen. Fagfolk vil forstå at forskjellige vekter kan anvendes for en hvilken som helst

term av kostnadsfunksjonen, enten for regulariseringstermene og for forskjellen mellom par av undersøkelser. De etterfølgende overvåkingstraser mnhar blitt påført en formgivingsoperator for å kompensere for tidsforskyvning og 4D-amplitudeeffekter for å matche baseseismikken. Vektornotasjonen anvendes for å indikere at kostnadsfunksjonen beregnes med et vindu som er begrenset til å inneholde en majoritet av de 4D-effekter som kan finne sted enten i reservoaret eller i overdekningen ved stressensitive reservoarer. Formelen viser at kostnadsfunksjonen minimaliserer forskjellen mellom hver kombinasjon (hver av størrelse 2) av undersøkelsene.

Det foretrekkes at en første undersøkelse er en undersøkelse som er registrert før produksjon på reservoaret startes. Denne kan henvises til som en baseundersøkelse. På denne måten kan full historie over feltet oppnås.

Alternativt, hvis en slik undersøkelse ikke er tilgjengelig, kan den første tilgjengelige seismikk benyttes som base eller referanse, og reservoarets historie vil oppnås idet den starter fra dette øyeblikk.

Prosessen kan også anvende invertering kun for intervalltidsforskyvning (også kalt time strain) uten å ta høyde for noen 4D-amplitudeeffekt.

En kan også anvende en hvilken som helst regularisering som med fordel kan være bedre tilpasset til datakarakteristikaene.

Det foretrekkes at kostnadsfunksjonen beregnes med et vindu som er begrenset til å inneholde en majoritet av 4D-effektene. Komparative traser fra forskjellige undersøkelser kan tas i betraktning for å fastslå vinduets størrelse.

I en annen utførelsesform tilveiebringer oppfinnelsen et computerprogram som befinner seg på et computerlesbart medium, idet computerprogrammet innbefatter computerprogramkodeorganer som er tilpasset til å kjøre alle trinn ifølge en slik prosess på en computer.

En prosess som en utførelsesform ifølge oppfinnelsen vil nå bli beskrevet ved hjelp av ikke-begrensende eksempler under henvisning til de vedlagte tegninger, hvor:

Figur 1 viser et kryssplott av de seismiske feiljusteringer (datamisfit) mot regulariseringstermen (modellmisfit);

Figur 2 (a) og (b) er skjematiske illustrasjoner av en (a) baseundersøkelse og (b) overvåkingsundersøkelse idet de utføres;

Figur 3 er plott som viser krysskorrelasjonen mellom den beste løsning og enhver annen løsning beregnet med forskjellige regulariseringsvekter mellom prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse og den kjente teknikk;

Figur 4 er et flytskjema av en prosess ifølge en utførelsesform ifølge oppfinnelsen;

Figur 5 viser de relative hastighetsendringer over et reservoar for perioden 1999 til 2004, (a) er kalkulert under anvendelse av den kjente teknikk, og (b) er kalkulert under anvendelse av prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse; Figur 6 viser de respektive 4D-effekter på et reservoar for perioden 1999 til 2002, idet det anvendes (a) kjent teknikk og (b) prosess ifølge den foreliggende oppfinnelse, og 1999 til 2004, idet det anvendes (c) kjent teknikk og (d) prosess ifølge den foreliggende oppfinnelse; og

Figur 7 viser de respektive 4D-effekter på et ytterligere reservoar for perioden 1988 til 2006, idet det anvendes (a) kjent teknikk og (b) prosess ifølge den foreliggende oppfinnelse, og 1999 til 2006, idet det anvendes (c) kjent teknikk og (d) prosess ifølge den foreliggende oppfinnelse.

Idet det innledningsvis henvises til figur 2(a) og (b) illustreres et reservoar, generelt angitt med henvisningstall 10, som inneholder hydrokarboner 12 i undergrunnen 14. Et undersøkelsesfartøy 16 på hvilket det er plassert en sonar transmitter 18, som er en akustisk kilde, og et array av mottakere 20, utfører en undersøkelse ved å bevege seg over reservoaret 10. Den første eller innledningsvise undersøkelse, figur 2(a), kan henvises til som en baseundersøkelse, og utføres vanligvis i letefasen før produksjon begynner.

Baseundersøkelsen av reservoaret 10 tilveiebringer et sett med seismiske traser ved et første tidspunkt T. For en gitt trase tilveiebringer baseundersøkelsen en amplitude b(t) som er en amplitude som er en funksjon av tid t; med digital registrering og prosessering samples trasen ved et sett av verdier ti, med i en indeks; typiske traselengder svarer til omkring 1000 prøver. Trasen håndteres deretter som et sett av verdier b(ti) eller bi.

Én eller flere brønner 22 kan bores for å utvinne hydrokarbonene 12. Når reservoaret 10 produseres, vil olje bli substituert av gass, og fluidtrykket vil endre seg. I tillegg kan forbedrede restoljeutvinningsteknikker anvendes, hvor et fluid injiseres i reservoaret ved én eller flere lokasjoner, idet det gir endringer i fluidtrykk. Endringer i reservoaret kan også endre de omgivende bergarterts stress- og belastningstilstand. Således, når en ytterligere undersøkelse utføres, figur 2(b), vil disse endringer kunne ses på grunn av en derav følgende endring i hastighetsfeltet. Disse endringer i hastighet vil skape tidsforskyvninger i det seismiske uttrykk av underliggende reflektorer og tilknyttede endringer i reflektivitet, idet en endring i det lokale bølgefelt bevirkes.

Således utfører reservoarovervåking en overvåkingsundersøkelse av reservoaret 10, tatt ved et annet tidspunkt T ∆ T, med et sett av seismiske traser. I den enkleste antagelse er T en positiv mengde, og overvåkingsundersøkelsen er tatt ved et tidspunkt senere enn baseundersøkelsen; rekkefølgen i hvilken undersøkelsene foretas, er imidlertid irrelevant for operasjonen av prosessen ifølge oppfinnelsen, og i prinsippet kan tidsforløp T like gjerne være negativ - hvilket svarer til å sammenligne den tidligere undersøkelse med den senere. Med hensyn til baseundersøkelsen representeres en samplet trase i overvåkingsundersøkelsen som et sett av verdier m(ti) eller mi.

I den foreliggende oppfinnelse utføres minst to overvåkingsundersøkelser ved forskjellige utvinningsperioder av reservoaret 10. Ideelt sett knyttes trasene i overvåkingsundersøkelsene til de samme posisjoner som i baseundersøkelsen. Dette utføres, for så vidt det er mulig, ved å anvende det samme utstyr, innsamlingsgeometri og prosesser til å kjøre baseundersøkelsen og overvåkingsundersøkelsene. Praktisk talt fører en forskjell på 5-10 m mellom posisjoner til kilder og mottakere fremdeles til akseptable resultater. Teknikker slik som interpolasjon kan anvendes hvor traser i overvåkingsundersøkelsen og i baseundersøkelsen ikke oppfyller denne betingelse.

Som i den kjente teknikk anvender vi warping for å korrigere forskjeller som skyldes 4D-endringer mellom en baseseismikk og en overvåkingsseismikk. I EP 1 865340 ordnes warpingen som et ikke-lineært inversproblem for å oppnå et intervallattributt slik som relativ hastighetsendring. På denne måte kan warping generere attributter av direkte interesse for tidsforløp-fortolkning, ikke bare til å justere trasene av to årganger.

Som beskrevet i EP 1865340 fremsettes inversjonen som matchen av den forskjøvede overvåkingstrase til den amplitudejusterte basetrasen, og uttrykkes som en minste kvadraters metode-optimalisering med hensyn til hastighetsendringsparametere som vist i ligning (1). Hovedantakelsene i denne ligning er at forplantningen er nesten vertikal, hastigheten varierer jevnt til siden, og det er ingen kompaktering. De første to simplifikasjoner er vanligvis forutsatt i en hvilken som helst warpingteknikk; den tredje forutsetning, når den ikke oppfylles, kan unngås ved å anvende en annerledes kostnadsfunksjon hvor vi i stedet for å invertere for relativ hastighetsendring, inverterer for time strain som er gitt for både kompaktering og hastighetseffekter.

Som realisert ovenfor tilføyes en regulariseringsterm til kostnadsfunksjonen for å stabilisere løsningen og å legge inn a priori-informasjon. Dette er som vist i ligning (2). Flere kjerner har blitt testet, og de må tilpasses til den enkelte form/båndbredde av løsningen og til nivået av 4D-støy som er til stede i prøven. Vi har tatt hensyn til den klassiske Tikhonov-regulariseringen i en L1- eller L2-norm, men andre kjerner kan også anvendes. Noen ganger trengs mer enn én term, og to av dem må kaskades. Det kritiske aspekt ved dette er å velge den riktige regulariseringsparameter for å balansere tilpasning av dataene og regularisering av løsningen.

I den foreliggende oppfinnelse modifiserer vi kostnadsfunksjonen til å innpasse flere undersøkelser, dvs. vi har en base og deretter (n-1) overvåkingsundersøkelser. Her er b en første base-(referanse) seismikktrase, og mner etterfølgende overvåkingstraser, slik at kostnadsfunksjonen som inverteres under inversjonen, simplifiseres som

pluss en regulariseringsdel hvor 4D-endringene mellom hvilke som helst par av traser summeres. Som i den forrige formulering multipliseres regulariseringsdelen med en vekt som fremdeles uttrykker det beste kompromiss mellom å tilpasse dataene og å påtvinge restriksjoner på løsningen. En formgivningsoperator har blitt påført til hver overvåkingstrase for å kompensere for tidsforskyvning og 4D-amplitudeeffekter for å matche baseseismikken. Vektornotasjonen anvendes for å indikere at kostnadsfunksjonen beregnes langs et vindu som er stort nok til å inneholde en majoritet av 4D-effektene som kan oppstå enten i reservoaret eller i overdekningen i tilfelle av stressensitive reservoarer, men også lite nok til å redusere mengden av beregning som er påkrevet og å sikre at en majoritet av trasen representerer 4D-effektene. Det kan være nyttig å sammenligne traser fra forskjellige undersøkelser for å velge et optimalt vindu å anvende. Formelen viser at kostnadsfunksjonen minimaliserer forskjellen mellom hver kombinasjon (hver av størrelse 2) av undersøkelsene.

Fordelene ved å ha flere ligninger fra hvilke regulariseringsparametre kan utledes, vises best i figur 3. Figuren viser krysskorrelasjonen 24 mellom den beste løsning og enhver annen løsning som er beregnet med forskjellige regulariseringsvekter 26. Kurven 28 som korresponderer med de løsninger som er beregnet med multiovervåkingsteknikk, dvs. den foreliggende oppfinnelse, er klokkeformet, hvilket viser at regulariseringsvekten gir i det vesentlige like resultater for en stor mengde av regulariseringsverdier.

Singelovervåkingskurven 30 for krysskorrelasjoner mellom den beste løsning oppnådd med multiovervåkingsteknikken og de andre løsninger oppnådd for forskjellige regulariseringsvekter, er skarpere og viser at for monoovervåkingwarping er valget av regulariseringen mer kritisk og kan påvirke løsningen kraftig. Det er interessevekkende at når en god løsning har blitt estimert med multiovervåking-warping, er det ofte mulig å gripe an multiovervåking-resultater med monoovervåking-warping, selv om den forblir underlegen hva angår 4D-støyavvisning, og det estimerte 4D-signal har lavere amplitude.

Det henvises nå til figur 4 i tegningene, som viser et flytskjema av en prosess ifølge en utførelsesform ifølge den foreliggende oppfinnelse. I trinn 32 er det en baseundersøkelse som beskrevet ovenfor med henvisning til figur 2(a). I trinn 34 og 36 er det et antall overvåkingsundersøkelser som er utført ved differerende tidsvarigheter i reservoarets levetid. Trinn 36 gjentas et hvilket som helst antall ganger for å akkumulere det totale antall seismiske undersøkelser som utføres på reservoaret. Det bemerkes at selv om vi beskriver en baseundersøkelse som den utført før produksjon, er dette ikke nødvendigvis tilfelle, og et hvilket som helst sett av undersøkelser som er samlet inn for det samme reservoar over differerende tidsperioder, kan anvendes. Selv om vi har to seismiske årganger før produksjon, kan denne informasjon utnyttes av prosessen, idet 4D-signalestimering forbedres.

I trinn 38 fastsetter vi den optimale regulariseringsparameter. Dette utføres som i den kjente teknikk, men kryssplottet som utledes vil nå kun vise verdier i det optimale område, dvs. område C i figur 1. Riktignok vil det være et begrenset antall verdier å velge blant, og, som et resultat, vil mindre a priori-kunnskap av produksjonshistorie og geologisk informasjon være påkrevet for å utlede den optimale regulariseringsparameter. Parameteren kan enten være den samme for hver kombinasjon av undersøkelser, eller differere dersom en hvilken som helst av undersøkelsene har forskjellige trekk, slik som signal til støy-forhold, og derfor krever særlig omhu.

Hver ytterligere undersøkelse øker antallet av kombinasjoner av par. Dette øker antallet av ligninger som er tilgjengelige, dvs. ved 10 undersøkelser kan 45 ligninger anvendes; ved 5 undersøkelser, 10 ligninger, og ved 4 undersøkelser, 6 ligninger. Mens antallet undersøkelser øker, øker antallet av ukjente som skal inverteres imidlertid langsommere, som (n-1), dvs. henholdsvis 9, 4 og 3 i våre eksempler. Dette betyr at redundans bygges inn, mens antallet undersøkelser øker, noe som gjør prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse svært robust. Således kan trinn 38 utføres hurtig, idet det betyr at prosessen kan utføres på mindre tid enn i tilfellet med monoovervåking, siden reservoarmodellen ikke trenger å være utledet og sett av løsninger funnet. Ved å forbehandle inversjonen har vi likeledes gjort prosessen mer effektiv ved å fjerne kravet om å skape flere inversjonsresultater fra hvilke den riktige regulariseringsparameter velges a posteriori.

I trinn 40 kan relative hastighetsendringer over en hvilken som helst tidsperiode kalkuleres sammen ved å invertere alle tilgjengelige årganger; selv om vi kan estimere hastighetsendringer for hvert par av undersøkelse, er kun et antall av dem lik antallet av overvåkingsundersøkelsene, uavhengig.

Prosessen ifølge figur 4 ble anvendt på undersøkelser av et vestafrikansk felt. Baseundersøkelsen ble gjennomført i 1999 som en høyoppløsningsundersøkelse, med sampling på 2 ms. Produksjon ble påbegynt i 2001, og den første overvåkingsundersøkelse ble utført i 2002, idet samme utstyr som i baseundersøkelsen ble anvendt. En ytterligere overvåkingsundersøkelse ble gjennomført i 2004. Hver undersøkelse omfatter 2,5 million traser på omkring 2000 prøver hver, som ble begrenset til 500 prøver for anvendelse av den heri beskrevne fremgangsmåte, i den ovenfor fremstilte utførelsesform. Kvaliteten av seismikken over feltet er fremragende, med svært lav seismisk støy, så vel som lav ikke-repeterbarhetsstøy.

For tidsperioden mellom 1999 og 2004 er de relative hastighetsendringer kalkulert under anvendelse av monoovervåking-warpingteknikken, idet to seismiske undersøkelser anvendes, som vist i figur 5(a). Figur 5(b) viser hastighetsendringer over den samme tidsperiode, men oppnådd under anvendelse av multiovervåking-warping ifølge prosessen i figur 4 på de tre tilgjengelige undersøkelser. Den viste seismiske linje er svært nær en gassinjektor. Det hvite signal svarer til gass som fyller kanalen, idet intervallhastigheten reduseres. Områdene som er fremhevet med ellipser, har blitt signifikant forbedret på grunn av den innebygde redundans.

Multiovervåking-warpingteknikken leverte naturlig et mer stabilt signal, mens den tidligere monoovervåking-warpingkoden, figur 5(a), krevde overregularisering. Multiovervåking-warpingen, figur 5(b), filtrerer i seg selv 4D-støy og stabiliserer derfor 4D-signalet.

På det samme reservoar viser figur 6 den angitte maksimumsverdi for en sekvens hvor gass ble injisert. En tidsluke vises. Gassinjektoren er plassert øverst på hvert kart (i det hvite (4D-signal)), mens en vanninjektor er plassert midt på hvert bilde hvor hastigheten øker (i sort). Vi viser, for tidsperioden 1999 til 2002, monoovervåking-resultater (a) og multiovervåking-resultater (b). I tillegg viser vi, for tidsperioden 1999 til 2004, monoovervåking-resultater (c) og multiovervåking-resultater (d).

Idet det innledningsvis henvises til figur 6(c) og (d), som representerer hastighetsendringene mellom 1999 og 2004, er endringene like, selv om deres frekvensinnhold ikke er det samme. Dette er på grunn av for lave frekvenser som skyldes for mye regularisering for monoovervåking-warpingen.

Hovedforbedringen ligger i 4D-endringene beregnet mellom 1999 og 2002 ved figur 6(a) og (b), hvor både gass- og vanninjeksjoner spores bedre av multiovervåking-warpingen. Multiovervåking-resultatene forbedres spesielt når 4D-signalet er svakt eller repeterbarheten er dårlig. Dette er fordi undersøkelsesredundansen anvendes til å dempe 4D-støy.

Vi har også modellert et kompakteringsreservoar på hvilket fire årganger av undersøkelser (1988, 1999, 2003 og 2006) er tilgjengelige. Med monoovervåking-warping viser det seg at 4D-signalet er svært vanskelig å stabilisere på grunn av subsidens som produserer store tidsforskyvninger, og til et gasskyområde som påvirker de elastiske bølger som forplanter seg nesten vertikalt. Dette tilveiebringer et utfordrende datasett for å validere multiovervåkingsalgoritmen som beskrevet i figur 4. Stakker med atskillige vinkler (nær, midt og fjern) ble fastlagt, men kun fullstakkresultater vises her.

I figur 7 sammenlignes de forrige resultater for reservoaret med de nye resultater som er oppnådd under anvendelse av multiovervåking-warping. I figur 7(a) vises resultatene oppnådd mellom 2006 og 1988, idet det venstre panel har blitt oppnådd under anvendelse av monoovervåking-warping av de to undersøkelser, mens det høyre panel har anvendt multiovervåking-informasjon fra alle fire undersøkelser. Figur 7(b) viser resultatene oppnådd mellom 2006 og 1999, idet hvert panel har blitt oppnådd i de samme prosesser som for figur 7(a).

Multiovervåking-resultatene er bedre begrenset av horisontene som er representert på hvert panel, idet den første er toppreservoaret og den siste den nederste, nær ved reservoarbasen. Selv om monoovervåkingwarpingresultatene gjør det mulig for oss å gjette noen 4D-endring, er signalet ikke pålitelig, og har definitivt heller ikke den forventede blokkede karakter. Fordelene ved multiovervåking-prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse fremstår enda mer åpenbare for dette reservoar enn for det vestafrikanske reservoar i figur 5 og 6. Det er antakelig på grunn av det faktum at når 4D-signalet er svakt med hensyn til støy, blir fordelene ved multiovervåking sammenlignet med monoovervåking-tilnærmingen mer åpenbare. Mellom 1999 og 2006, figur 7(b) virker multiovervåking-warpingen til å være i stand til å trekke ut pålitelig 4D-informasjon på steder hvor monoovervåking-warping tidligere ikke viste tegn på et koherent 4D-signal.

Prosessen ifølge oppfinnelsen kan være utformet i et computerprogram.

Programmet er tilpasset til å motta data for base- og overvåkingsundersøkelsene, så vel som data for hastighetsfeltene; slike data er i formatet som tilveiebringes av state of the art-computerpakker som er kjent for fagfolk. Programmer kjører de forskjellige trinnene i prosessen i figur 4.

En hovedfordel ifølge den foreliggende oppfinnelse er at den tilveiebringer en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar som anvender alle de tilgjengelige seismiske årganger sammen i inversjonsprosessen for å forbedre løsningen og lette valget av optimale regulariseringsparametre.

En ytterligere fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at den tilveiebringer en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar, som ikke krever en reservoarmodell og således er datadrevet.

Enda en ytterligere fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at den tilveiebringer en fremgangsmåte for å karakterisere utviklingen av et reservoar som oppnår de optimale regulariseringsparametre slik at ingen intensiv anvendelse av a priori-kunnskap er påkrevet.

Nok en ytterligere fordel ifølge den foreliggende oppfinnelse er at den tilveiebringer en prosess for å karakterisere utviklingen av et reservoar som er merkbart hurtigere å beregne enn den kjente teknikk. Dette oppnås fra objektiviteten i å tilveiebringe løsninger som det ikke krever fortolkning å komme frem til.

Det vil være innlysende for fagfolk at det kan foretas forskjellige endringer til den heri beskrevne oppfinnelse uten at det avvikes fra dens omfang. Selv om vi har fulgt kostnadsfunksjonen og regulariseringskjernen som finnes i den kjente teknikk, kan eksempelvis en hvilken som helst seismikkmatchdel av kostnadsfunksjonen og regulariseringskjernen velges ut til å passe dataene. I tillegg, selv om vi har betraktet utviklingen av et reservoaret over overvåkte tidsperioder, og endringene når fluider ble injisert inn i reservoaret for å hjelpe produksjonen, er det klart at prosessen kan anvendes til å overvåke injeksjonen av CO2inn i redundante brønner.

Claims (12)

1. PATENKRAV 1. Fremgangsmåte for å karakterisere utviklingen av et reservoar (10) over et tidsforløp ved å analysere endringene av seismiske data, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene av: å tilveiebringe n undersøkelser av reservoaret, hvor n>2, hver undersøkelse tas på et forskjellig tidspunkt innenfor nevnte tidsforløp, hver med et sett av seismiske traser; å invertere én eller flere traser for hvert sett av seismiske traser fra flere undersøkelsespar tatt fra nevnte n undersøkelser for å oppnå et estimat av endringene som har funnet sted i den forløpte tid mellom undersøkelser av hvert undersøkelsespar, idet nevnte inversjon utføres ved å minimalisere en ill-posed funksjon som innbefatter i det minste én regularisasjonsterm for å påtvinge restriksjoner på de inverterte parametre; og å bestemme fra nevnte inversjon en vektingsfaktor for nevnte regularisasjonsterm som representerer et beste kompromiss mellom å modellere nevnte endringer og å påtvinge nevnte restriksjoner; karakteriser ved at nevnte inversjonstrinn utføres for en flerhet av forskjellige vektingsfaktorer; og nevnte fremgangsmåte omfatter: å bestemme mismatchen av termene av nevnte ill-posed funksjon hva angår nevnte vektingsfaktor; og å anvende nevnte mismatchbestemmelser i nevnte trinn av å bestemme en vektingsfaktor.
2. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor nevnte funksjon som skal minimaliseres, er avhengig av de relative hastighetsendringer, idet nevnte funksjon modellerer tidsforskyvninger i den seismiske respons av reflektorer og tilknyttede endringer i reflektivitet mellom undersøkelser av hvert undersøkelsespar.
3. 3. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor nevnte ill-posed funksjon er definert som:

   og nevnte i det minste én regularisasjonsterm; hvor b er en baseseismikktrase fra en første av nevnte n undersøkelser, og mner etterfølgende traser fra etterfølgende av nevnte n undersøkelser på hvilke en formgivingsoperator har blitt anvendt for å kompensere for tidsforskyvning og 4D-amplitudeeffekter i den hensikt å matche baseseismikken.
4. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor en regulariseringsterm som finner sted for hvert par av undersøkelser, legges til kostnadsfunksjonen og således minimaliseres under inversjon.
5. 5. Fremgangsmåte ifølge krav 3 eller krav 4, hvor kostnadsfunksjonens termer vektes forskjellig.
6. 6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 3 til 5, hvor kostnadsfunksjonen beregnes med et vindu som er begrenset til å inneholde en majoritet av 4D-effektene.
7. 7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor nevnte inversjon utføres for intervalltidsforskyvning (time strain).
8. 8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor nevnte ill-posed funksjon er definert som: og nevnte i det minste én regularisasjonsterm; hvor b er en baseseismikktrase fra en første av nevnte n undersøkelser, og mner etterfølgende traser fra etterfølgende av nevnte n undersøkelser på hvilke en formgivingsoperator har blitt anvendt for å kompensere for tidsforskyvning i den hensikt å matche baseseismikken.
9. 9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor kostnadsfunksjonens termer vektes forskjellig.
10. 10. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, som ytterligere omfatter trinnet av å anvende de resulterende data til å bistå i hydrokarbongjenvinning fra nevnte reservoar.
11. 11. Computerprogram som befinner seg på et computerlesbart medium, idet computerprogrammet omfatter computerprogramkodeorganer som er tilpasset til å kjøre på en computer alle trinn ifølge fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 10.
12. 12. Apparat som spesifikt er tilpasset til å utføre alle trinnene ifølge en hvilken som helst av fremgangsmåtene ifølge kravene 1 til 10.