RU2018146424A - Оценка горизонтальных напряжений и нелинейных констант в анизотропных пластах, таких как перемежающиеся карбонатные слои в коллекторах органогенного сланца - Google Patents

Оценка горизонтальных напряжений и нелинейных констант в анизотропных пластах, таких как перемежающиеся карбонатные слои в коллекторах органогенного сланца Download PDF

Info

Publication number
RU2018146424A
RU2018146424A RU2018146424A RU2018146424A RU2018146424A RU 2018146424 A RU2018146424 A RU 2018146424A RU 2018146424 A RU2018146424 A RU 2018146424A RU 2018146424 A RU2018146424 A RU 2018146424A RU 2018146424 A RU2018146424 A RU 2018146424A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
data
ultrasonic
acoustic
formation
wave patterns
Prior art date
Application number
RU2018146424A
Other languages
English (en)
Inventor
Тин ЛЭЙ
Смэн ЗЕРУ
Бикаш Кумар СИНХА
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2018146424A publication Critical patent/RU2018146424A/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
    • 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
    • G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
    • 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
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/46—Data acquisition
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G01V1/50—Analysing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/52—Structural details
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/614—Synthetically generated data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/622—Velocity, density or impedance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/622—Velocity, density or impedance
    • G01V2210/6222—Velocity; travel time
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters
    • G01V2210/6242—Elastic parameters, e.g. Young, Lamé or Poisson
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/626—Physical property of subsurface with anisotropy

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Claims (81)

1. Способ определения характеристик пласта, включающий в себя:
размещение прибора акустического каротажа в стволе скважины, пересекающем пласт, и применение прибора акустического каротажа в разных азимутальных направлениях для возбуждения ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт, и записи ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа для различных азимутальных направлений;
обработку данных ультразвукового каротажа для различных азимутальных направлений для определения функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением; и
идентификацию наличия вызванной напряжениями анизотропии в пласте с использованием функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разные азимутальные направления находятся в плоскости, перпендикулярной оси ствола скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что идентификация наличия вызванной напряжениями анизотропии в пласте включает анализ функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением для идентификации азимутального изменения интервального времени.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что азимутальное изменение интервального времени включает по меньшей мере два из следующего: (i) первой вершины в пределах функции, (ii) второй вершины в пределах функции, (iii) первой впадины в пределах функции и (iv) второй впадины в пределах функции.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что идентификация наличия вызванной напряжениями анизотропии в пласте дополнительно включает:
составление графика функции, которая соотносит интервальное время с азимутом, для создания графика; и
анализ графика для идентификации азимутального изменения интервального времени, который включает по меньшей мере два из следующего: (i) первой вершины на графике, (ii) второй вершины на графике, (iii) первой впадины на графике и (iv) второй впадины на графике.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ультразвуковые волновые картины проходят через призабойную зону пласта.
7. Система для определения характеристик пласта, содержащая:
прибор акустического каротажа, содержащий (i) по меньшей мере один излучатель, выполненный с возможностью возбуждения ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт, и (ii) множество приемников, выполненных с возможностью записи ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа; и
систему обработки, выполненную с возможностью:
обработки данных ультразвукового каротажа для различных азимутальных направлений прибора акустического каротажа для определения функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением; и
идентификации наличия вызванной напряжениями анизотропии в пласте с использованием функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением.
8. Способ определения характеристик пласта, включающий в себя:
размещение по меньшей мере одного прибора акустического каротажа в стволе скважины, пересекающем пласт, причем по меньшей мере один прибор акустического каротажа содержит по меньшей мере один ультразвуковой излучатель и множество ультразвуковых приемников, а также по меньшей мере один акустический излучатель и множество акустических приемников;
настройку по меньшей мере одного ультразвукового излучателя на возбуждение ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт, и настройку множества ультразвуковых приемников на запись ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа;
настройку по меньшей мере одного акустического излучателя на возбуждение акустических волновых картин, которые проходят в пласт, и настройку множества акустических приемников на запись акустических волновых картин для получения данных акустического каротажа; и
анализ данных ультразвукового каротажа и данных акустического каротажа для идентификации участка в пласте, в котором константы упругости c144 и c155 равны.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что по меньшей мере один прибор звукового каротажа содержит прибор ультразвукового каротажа и прибор акустического каротажа, причем прибор ультразвукового каротажа содержит по меньшей мере один ультразвуковой излучатель и множество ультразвуковых приемников, и прибор акустического каротажа содержит по меньшей мере один акустический излучатель и множество акустических приемников.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой излучатель выполнен с возможностью возбуждения ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт в разных азимутальных направлениях, множество ультразвуковых приемников выполнены с возможностью записи ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений, данные ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений и данные акустического каротажа анализируют для идентификации участка в пласте, в котором константы упругости c144 и c155 равны.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что ультразвуковые волновые картины проходят через призабойную зону пласта.
12. Способ по п. 10, дополнительно включающий в себя:
анализ данных ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений для идентификации азимутального изменения характеристики интервального времени вызванной напряжениями анизотропии в пласте;
анализ данных акустического каротажа для получения данных волновых картин кросс-дипольных мод, возникающих в результате возбуждений дипольных мод, осуществляемых двумя перпендикулярно расположенными дипольными излучателями;
анализ данных волновых картин кросс-дипольных мод для идентификации (i) формы расщепления в высокочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод и (ii) формы без расщепления в низкочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод; и
идентификацию участка в пласте как участка, в котором константы упругости c144 и c155 равны, когда (i) идентифицировано азимутальное изменение характеристики интервального времени вызванной напряжениями анизотропии в пласте, (ii) идентифицирована форма расщепления в высокочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод, и (iii) идентифицирована форма без расщепления в низкочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что высокочастотная составляющая данных волновых картин кросс-дипольных мод находится в пределах конкретного высокочастотного диапазона, и низкочастотная составляющая данных волновых картин кросс-дипольных мод находится в пределах конкретного низкочастотного диапазона, который отличается от конкретного высокочастотного диапазона.
14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что анализ данных ультразвукового каротажа для идентификации азимутального изменения характеристики интервального времени вызванной напряжениями анизотропии в пласте включает:
обработку данных ультразвукового каротажа для различных азимутальных направлений для определения функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением; и
анализ функции, которая соотносит интервальное время с азимутальным направлением, для идентификации по меньшей мере двух из следующего: (i) первой вершины в пределах функции, (ii) второй вершины в пределах функции, (iii) первой впадины в пределах функции и (iv) второй впадины в пределах функции.
15. Система для определения характеристик пласта, содержащая:
по меньшей мере один прибор акустического каротажа, содержащий по меньшей мере один ультразвуковой излучатель и множество ультразвуковых приемников, а также по меньшей мере один акустический излучатель и множество акустических приемников; и
систему обработки;
причем по меньшей мере один ультразвуковой излучатель выполнен с возможностью генерирования ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт, и множество ультразвуковых приемников выполнены с возможностью записи ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа;
причем по меньшей мере один акустический излучатель выполнен с возможностью генерирования волновых картин, которые проходят в пласт, и множество акустических приемников выполнены с возможностью записи акустических волновых картин для получения данных акустического каротажа; и
система обработки выполнена с возможностью идентификации участка в пласте, в котором константы упругости c144 и c155 равны, с использованием данных ультразвукового каротажа и данных акустического каротажа.
16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что по меньшей мере один ультразвуковой излучатель выполнен с возможностью возбуждения ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт в разных азимутальных направлениях, множество ультразвуковых приемников выполнены с возможностью записи ультразвуковых волновых картин для получения данных ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений, данные ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений и данные акустического каротажа анализируют для идентификации участка в пласте, в котором константы упругости c144 и c155 равны.
17. Система по п. 16, отличающаяся тем, что система обработки дополнительно выполнена с возможностью:
анализа данных ультразвукового каротажа для разных азимутальных направлений для идентификации азимутального изменения характеристики интервального времени вызванной напряжениями анизотропии в пласте;
анализа данных акустического каротажа для получения данных волновых картин кросс-дипольных мод, возникающих в результате возбуждений дипольных мод, осуществляемых двумя перпендикулярно расположенными дипольными излучателями;
анализа данных волновых картин кросс-дипольных мод для идентификации (i) формы расщепления в высокочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод и (ii) формы без расщепления в низкочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод; и
идентификации участка в пласте как участка, в котором константы упругости c144 и c155 равны, когда (i) идентифицировано азимутальное изменение характеристики интервального времени вызванной напряжениями анизотропии в пласте, (ii) идентифицирована форма расщепления в высокочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод, и (iii) идентифицирована форма без расщепления в низкочастотной составляющей данных волновых картин кросс-дипольных мод.
18. Способ определения характеристик пласта, включающий в себя:
размещение по меньшей мере одного прибора акустического каротажа в стволе скважины, пересекающем пласт, причем по меньшей мере один прибор акустического каротажа содержит по меньшей мере один ультразвуковой излучатель и множество ультразвуковых приемников, а также по меньшей мере один акустический излучатель и множество акустических приемников;
настройку по меньшей мере одного ультразвукового излучателя на возбуждение ультразвуковых волновых картин, которые проходят в пласт, и настройку множества ультразвуковых приемников на запись ультразвуковых волновых картин для получения измеренных данных ультразвукового каротажа;
настройку по меньшей мере одного акустического излучателя на возбуждение акустических волновых картин, которые проходят в пласт, и настройку множества акустических приемников на запись акустических волновых картин для получения измеренных данных акустического каротажа; и
определение максимального горизонтального напряжения в пласте с использованием измеренных данных ультразвукового каротажа и измеренных данных акустического каротажа.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что по меньшей мере один прибор звукового каротажа содержит прибор ультразвукового каротажа и прибор акустического каротажа, причем прибор ультразвукового каротажа содержит по меньшей мере один ультразвуковой излучатель и множество ультразвуковых приемников, и прибор акустического каротажа содержит по меньшей мере один акустический излучатель и множество акустических приемников.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что ультразвуковые волновые картины проходят через призабойную зону пласта.
21. Способ по п. 18, отличающийся тем, что определение максимального горизонтального напряжения в пласте выполняют только после определения местоположения зоны, имеющей ряд заданных свойств.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что ряд заданных свойств выбирают из группы, состоящей из следующего: азимутального изменения скорости, определенного из обработки измеренных данных ультразвукового каротажа, формы расщепления поперечной волны на высоких частотах, определенной из обработки измеренных данных акустического каротажа, и отсутствия формы расщепления поперечной волны на низких частотах, определенной из обработки измеренных данных акустического каротажа.
23. Способ по п. 18, отличающийся тем, то определение максимального горизонтального напряжения в пласте включает:
(i) задание значения для максимального горизонтального напряжения в пласте;
ii) получение значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, на основании значения для максимального горизонтального напряжения, заданного на этапе i);
iii) использование модели, которая описывает акустоупругие эффекты в горных породах, для соотнесения значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, полученного на этапе ii), со множеством константных значений упругости;
iv) использование значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, полученного на этапе ii), а также множества константных значений упругости из этапа iii) в качестве входных значений для числовой имитации, в ходе которой имитируют распространение звука в стволе скважины для получения имитированных данных акустического каротажа; и
v) сравнение по меньшей мере одного свойства синтетических данных акустического каротажа с соответствующим свойством измеренных данных акустического каротажа для определения того, есть ли соответствие между синтетическими данными акустического каротажа и измеренными данными акустического каротажа; и
vi) если на этапе v) отсутствует соответствие, обновление значения для максимального горизонтального напряжения в пласте и повторение этапов ii), iii), iv) и v) с использованием обновленного значения для максимального горизонтального напряжения в пласте; и
vii) если на этапе v) есть соответствие, определение величины максимального горизонтального напряжения в пласте как значения максимального горизонтального напряжения в пласте, используемого для обеспечения синтетических данных акустического каротажа, которые соответствуют измеренным данным акустического каротажа.
24. Способ по п. 23, дополнительно включающий в себя:
viii) если на этапе v) есть соответствие, определение множества констант упругости для пласта в качестве значения для множества константных значений упругости, используемого для обеспечения синтетических данных акустического каротажа, которые соответствуют измеренным данным акустического каротажа.
25. Способ по п. 23, отличающийся тем, что сравнение на этапе v) включает сравнение синтетической дисперсии интервального времени, сгенерированной из синтетических данных акустического каротажа, с измеренной дисперсией интервального времени, сгенерированной из измеренных данных акустического каротажа.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что синтетическая дисперсия интервального времени и измеренная дисперсия интервального времени представляют собой дисперсии интервального времени дипольных изгибных мод.
27. Способ по п. 18, отличающийся тем, то определение максимального горизонтального напряжения в пласте включает:
(i) задание значения для максимального горизонтального напряжения в пласте;
ii) получение значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, на основании значения для максимального горизонтального напряжения, заданного на этапе i);
iii) использование модели, которая описывает акустоупругие эффекты в горных породах, для соотнесения значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, полученного на этапе ii), со множеством константных значений упругости;
iv) использование значения, представляющего разность между максимальным горизонтальным напряжением и минимальным горизонтальным напряжением в пласте, полученного на этапе ii), а также множества константных значений упругости из этапа iii) в качестве входных значений для числовой имитации, в ходе которой имитируют распространение звука в стволе скважины для получения имитированных данных акустического каротажа, а также имитированных данных ультразвукового каротажа; и
v) сравнение по меньшей мере одного свойства синтетических данных акустического каротажа и по меньшей мере одного свойства синтетических данных ультразвукового каротажа с соответствующими свойствами измеренных данных акустического каротажа и измеренных данных ультразвукового каротажа для определения того, есть ли соответствие между этими данными; и
vi) если на этапе v) отсутствует соответствие, обновление значения для максимального горизонтального напряжения в пласте и повторение этапов ii), iii), iv) и v) с использованием обновленного значения для максимального горизонтального напряжения в пласте; и
vii) если на этапе v) есть соответствие, определение величины максимального горизонтального напряжения в пласте как значения максимального горизонтального напряжения в пласте, используемого для обеспечения соответствующих друг другу данных.
28. Способ по п. 27, отличающийся тем, что сравнение на этапе v) включает сравнение синтетической дисперсии интервального времени, сгенерированной из синтетических данных акустического каротажа, с измеренной дисперсией интервального времени, сгенерированной из измеренных данных акустического каротажа, и сравнение азимутального изменения синтетического интервального времени или скорости, сгенерированных из синтетических данных ультразвукового каротажа, с азимутальным изменением измеренного интервального времени или скорости, сгенерированных из измеренных данных ультразвукового каротажа.
29. Способ по п. 23, отличающийся тем, что в числовой имитации на этапе iv) используют геостатическое давление пласта в качестве входного значения.
30. Способ по п. 29, отличающийся тем, что геостатическое давление пласта определяют путем интегрирования данных плотностного каротажа пласта.
31. Способ по п. 23, отличающийся тем, что в числовой имитации на этапе iv) используют величину минимального горизонтального напряжения пласта в качестве входного значения.
32. Способ по п. 31, отличающийся тем, что величину минимального горизонтального напряжения пласта определяют из по меньшей мере одного из (i) мини-ГРП и (ii) испытания на герметичность.
33. Способ по п. 23, отличающийся тем, что множество константных значений упругости в модели на этапе iii) включают константы упругости c144 и c155, которые равны друг другу.
34. Способ по п. 18, отличающийся тем, что пласт представляет собой слоистый пласт.
RU2018146424A 2016-06-01 2017-05-31 Оценка горизонтальных напряжений и нелинейных констант в анизотропных пластах, таких как перемежающиеся карбонатные слои в коллекторах органогенного сланца RU2018146424A (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662344110P 2016-06-01 2016-06-01
US62/344,110 2016-06-01
PCT/US2017/035083 WO2017210231A1 (en) 2016-06-01 2017-05-31 Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2018146424A true RU2018146424A (ru) 2020-07-10

Family

ID=60479022

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018146424A RU2018146424A (ru) 2016-06-01 2017-05-31 Оценка горизонтальных напряжений и нелинейных констант в анизотропных пластах, таких как перемежающиеся карбонатные слои в коллекторах органогенного сланца

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11015443B2 (ru)
CN (1) CN109563736B (ru)
RU (1) RU2018146424A (ru)
SA (1) SA518400558B1 (ru)
WO (1) WO2017210231A1 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11022717B2 (en) * 2017-08-29 2021-06-01 Luna Innovations Incorporated Distributed measurement of minimum and maximum in-situ stress in substrates
WO2020086880A1 (en) * 2018-10-26 2020-04-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for generating slowness logs in thinly laminated formations
CN110031553B (zh) * 2019-05-17 2021-07-27 西南石油大学 套管损伤监测系统及方法
CN111596029A (zh) * 2019-09-01 2020-08-28 中国铁道科学研究院集团有限公司铁道建筑研究所 一种适用于机制骨料卵石母岩性能快速评价方法
AU2020369669A1 (en) 2019-10-25 2022-05-19 Conocophillips Company Systems and methods for analyzing casing bonding in a well using radial sensing
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
CN110907086B (zh) * 2019-11-27 2020-10-09 中国科学院武汉岩土力学研究所 一种基于钻孔壁面位移测量的三维地应力确定方法
CN111175128B (zh) * 2020-01-13 2022-03-11 西南石油大学 一种基于频谱分析的致密砂岩抗张强度预测方法
CN111580166B (zh) * 2020-05-21 2022-03-18 中国石油大学(华东) 一种基于声波远探测和岩石力学的裂缝有效性评价方法
CN112034516B (zh) * 2020-08-17 2021-11-12 中国石油大学(华东) 一种评价井周横波三维各向异性的方法
CN112360447A (zh) * 2020-11-20 2021-02-12 中国石油天然气集团有限公司 一种评价储层射孔效果的方法
CN112965100B (zh) * 2021-02-18 2022-04-08 中海油田服务股份有限公司 一种确定偶极声源发射频率的方法及装置
US20230161063A1 (en) * 2021-08-20 2023-05-25 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Multipole shear wave splitting
CN114152984A (zh) * 2021-11-24 2022-03-08 中国海洋大学 一种评价正交各向异性的井孔声波测量方法及装置
CN114017014B (zh) * 2021-12-01 2023-10-24 北京华晖探测科技股份有限公司 声波测井波动声学方法
WO2023122176A1 (en) * 2021-12-24 2023-06-29 Saudi Arabian Oil Company A method to determine drilling-induced rock damage
US11795813B2 (en) 2022-03-11 2023-10-24 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Modified sonic tool for advanced formation evaluation

Family Cites Families (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4641724A (en) * 1982-07-30 1987-02-10 Schlumberger Technology Corporation Fracture detection using circumferential offset acoustic paths
US5142471A (en) * 1990-04-05 1992-08-25 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College Method for determining the pressure or stress of a geological formation from acoustic measurement
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
US5544127A (en) * 1994-03-30 1996-08-06 Schlumberger Technology Corporation Borehole apparatus and methods for measuring formation velocities as a function of azimuth, and interpretation thereof
US6098021A (en) * 1999-01-15 2000-08-01 Baker Hughes Incorporated Estimating formation stress using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements: theory and method
US6678616B1 (en) * 1999-11-05 2004-01-13 Schlumberger Technology Corporation Method and tool for producing a formation velocity image data set
US6510389B1 (en) * 2000-02-25 2003-01-21 Schlumberger Technology Corporation Acoustic detection of stress-induced mechanical damage in a borehole wall
US6351991B1 (en) * 2000-06-05 2002-03-05 Schlumberger Technology Corporation Determining stress parameters of formations from multi-mode velocity data
US6510104B1 (en) * 2000-06-07 2003-01-21 Schlumberger Technology Corporation Acoustic frequency selection in acoustic logging tools
EA005508B1 (ru) * 2000-11-16 2005-02-24 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Прибор акустического каротажа, содержащий приемник и разделитель
US6614716B2 (en) * 2000-12-19 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Sonic well logging for characterizing earth formations
US6714873B2 (en) * 2001-12-17 2004-03-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data
US6714480B2 (en) * 2002-03-06 2004-03-30 Schlumberger Technology Corporation Determination of anisotropic moduli of earth formations
US7035165B2 (en) 2003-01-29 2006-04-25 Baker Hughes Incorporated Imaging near-borehole structure using directional acoustic-wave measurement
US7463550B2 (en) * 2005-05-10 2008-12-09 Schlumberger Technology Corporation Stoneley radial profiling of formation shear slowness
US7529152B2 (en) * 2005-05-10 2009-05-05 Schlumberger Technology Corporation Use of an effective tool model in sonic logging data processing
US7310285B2 (en) * 2005-08-04 2007-12-18 Schlumberger Technology Corporation Method for characterizing shear wave formation anisotropy
US7529150B2 (en) * 2006-02-06 2009-05-05 Precision Energy Services, Ltd. Borehole apparatus and methods for simultaneous multimode excitation and reception to determine elastic wave velocities, elastic modulii, degree of anisotropy and elastic symmetry configurations
US7649804B2 (en) * 2007-10-25 2010-01-19 Schlumberger Technology Corporation In-situ determination of yield stress state of earth formations
US9477002B2 (en) * 2007-12-21 2016-10-25 Schlumberger Technology Corporation Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement
US9494704B2 (en) * 2008-07-24 2016-11-15 Schlumberger Technology Corporation Estimating formation stresses using sonic data
US9086506B2 (en) 2008-07-24 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Estimating formation stresses using radial profiles of three shear moduli
US8831923B2 (en) * 2009-09-29 2014-09-09 Schlumberger Technology Corporation Method and system for determination of horizontal stresses from shear radial variation profiles
US8619500B2 (en) 2010-01-25 2013-12-31 Frederick D. Gray Methods and systems for estimating stress using seismic data
US9063251B2 (en) * 2010-12-27 2015-06-23 Baker Hughes Incorporated Stress in formations from azimuthal variation in acoustic and other properties
US10073185B2 (en) 2010-12-27 2018-09-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Predicting hydraulic fracture propagation
CN103852785B (zh) * 2012-11-28 2017-11-14 中国石油集团长城钻探工程有限公司 地层各向异性的评价方法
CN103233727B (zh) * 2013-05-13 2015-04-08 中国石油大学(华东) 一种反演地层横波速度径向剖面的方法
CN104407381B (zh) * 2014-12-17 2017-01-18 中国石油大学(华东) 从井中弹性波速的径向变化获取地层岩石脆裂性质的方法
WO2016159987A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Simplified geomechanical model of stresses on an orthorhombic media
US10761064B2 (en) * 2015-10-02 2020-09-01 Schlumberger Technology Corporation Detection and characterization of thin weak bedding planes in hydrocarbon-bearing laminated formations
EP3168412A1 (en) * 2015-11-16 2017-05-17 Services Pétroliers Schlumberger Cement evaluation using the integration of multiple modes of acoustic measurements
WO2017180795A1 (en) * 2016-04-15 2017-10-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for determining fast and slow shear directions in an anisotropic formation using a logging while drilling tool
EP3529641B1 (en) * 2016-10-24 2021-04-14 Triad National Security, LLC Downhole nonlinear acoustics measurements in rock formations using dynamic acoustic elasticity and time reversal

Also Published As

Publication number Publication date
CN109563736B (zh) 2023-03-10
US20190330981A1 (en) 2019-10-31
CN109563736A (zh) 2019-04-02
SA518400558B1 (ar) 2023-02-16
WO2017210231A1 (en) 2017-12-07
US11015443B2 (en) 2021-05-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2018146424A (ru) Оценка горизонтальных напряжений и нелинейных констант в анизотропных пластах, таких как перемежающиеся карбонатные слои в коллекторах органогенного сланца
RU2369884C2 (ru) Устройство и способы измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине
RU2402045C1 (ru) Различение наведенной природными трещинами или напряжениями акустической анизотропии с использованием сочетания изобразительных и акустических каротажных диаграмм
US6098021A (en) Estimating formation stress using borehole monopole and cross-dipole acoustic measurements: theory and method
CA2931435A1 (en) Method for developing a geomechanical model based on seismic data, well logs and sem analysis of horizontal and vertical drill cuttings
US20070030761A1 (en) Method for characterizing shear wave formation anisotropy
CN106814397B (zh) 一种多参数联合反演计算岩石散射衰减的方法
US10087733B2 (en) Fracture mapping using vertical seismic profiling wave data
WO2017165341A2 (en) Method and device for estimating sonic slowness in a subterranean formation
CN204691763U (zh) 随钻声波测井装置
Plona et al. Slowness-frequency projection logs: A new QC method for accurate sonic slowness evaluation
CN112327357A (zh) 基于三维地震资料的烃源岩成熟度预测方法及装置
Shkuratnik et al. Ultrasonic correlation logging for roof rock structure diagnostics
LIN et al. Acoustic wave propagation in a borehole penetrating an inclined layered formation
Sinha Near-wellbore characterization using radial profiles of shear slownesses
US11249209B1 (en) Systems and methods for determining a likelihood of striking subsurface geohazards using coda wave trains
GB2585593A (en) System and method for application of elastic property constraints to petro-elastic subsurface reservoir modeling
CN116241239B (zh) 基于远近单极的固井评价的方法、装置、设备及存储介质
CN107764697A (zh) 基于孔隙介质渐进方程非线性反演的含气性检测方法
CN111927428B (zh) 一种增效射孔对储层改造效果的确定方法和装置
CN111965724B (zh) 一种地层缝洞类型的识别方法及装置
US20180188402A1 (en) A computer-implemented method and a system for processing acoustic signals
Azizi et al. Estimation of geomechanical parameters of reservoir rocks, using conventional porosity Log
Dronova et al. Identification of potentially effective intervals of the Artinskian horizon for designing horizontal wells drilling (Russian)
Syed et al. Continuous statistical indicator of stress-induced dipole flexural wave anisotropy

Legal Events

Date Code Title Description
FA93 Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination)

Effective date: 20200601