RU2251716C1 - Method of prospecting hydrocarbons - Google Patents
Method of prospecting hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2251716C1 RU2251716C1 RU2004119141/28A RU2004119141A RU2251716C1 RU 2251716 C1 RU2251716 C1 RU 2251716C1 RU 2004119141/28 A RU2004119141/28 A RU 2004119141/28A RU 2004119141 A RU2004119141 A RU 2004119141A RU 2251716 C1 RU2251716 C1 RU 2251716C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- receivers
- vibrations
- information signal
- signal
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/001—Acoustic presence detection
Abstract
Description
Изобретение относится к области сейсмических исследований, а именно к области поиска углеводородов, и может быть использовано при поиске углеводородов на суше, шельфе и акватории, а также при границе раздела углеводород - вода при добыче углеводородов и при контроле хранения углеводородов в естественных подземных хранилищах.The invention relates to the field of seismic research, namely to the field of hydrocarbon search, and can be used in the search for hydrocarbons on land, shelf and water, as well as at the hydrocarbon-water interface for hydrocarbon production and for monitoring the storage of hydrocarbons in natural underground storages.
В настоящее время практически все работы, связанные с поиском углеводородов, так или иначе связаны с сейсмической разведкой. Традиционно сейсмическая разведка представляет собой регистрацию распространения в земной коре генерируемых сейсмических колебаний с последующей математической обработкой полученных данных. Известные в настоящее время приемы сейсморазведки обычно используют регистрацию прохождения сейсмических колебаний частотой более 10,0 Гц. За время использования в сейсмической разведке подобных частот достаточно широко разработано аппаратурное оформление для генерирования и регистрации подобных колебаний, а также математический аппарат для обработки данных. Для генерирования подобных колебаний преимущественно используют либо вибраторы, либо взрывы. Для проведения взрывных работ необходимо проводить бурение шпуров для закладывания взрывчатых веществ. Подобная техника резко отрицательно влияет на состояние экологии в зоне поиска. Кроме того, коэффициент успешности предсказания с использованием известных методов и приемов сейсмической разведки не превышает величины 0,5. Следовательно, по меньшей мере, каждая вторая скважина, пробуренная по заключениям традиционной сейсмической разведки нефтегазовых залежей, оказывается ошибочно заложенной. Кроме средств, потраченных напрасно на бурение скважины, при этом наносится непоправимый и необоснованный ущерб окружающей среде.Currently, almost all of the work related to the search for hydrocarbons is somehow related to seismic exploration. Traditionally, seismic exploration is the registration of the propagation of generated seismic vibrations in the earth's crust, followed by mathematical processing of the obtained data. Currently known seismic exploration techniques usually use registration of the passage of seismic vibrations with a frequency of more than 10.0 Hz. During the use of similar frequencies in seismic exploration, the hardware design for generating and recording such oscillations, as well as a mathematical apparatus for processing data, have been quite widely developed. Either vibrators or explosions are predominantly used to generate such vibrations. For blasting, it is necessary to drill holes for laying explosives. This technique dramatically negatively affects the state of the environment in the search area. In addition, the success rate of prediction using known methods and techniques of seismic exploration does not exceed 0.5. Therefore, at least every second well drilled according to the conclusions of traditional seismic exploration of oil and gas deposits, is erroneously laid. In addition to funds spent in vain for drilling a well, irreparable and unreasonable damage to the environment is inflicted.
Известен способ вибросейсморазведки при поиске залежи углеводородов (RU, патент 2045079). Согласно известному способу возбуждают сейсмические колебания вибратором, регистрируют трехкомпонентными сейсмическими приемниками сейсмический сигнал и проводят его математическую обработку, причем сейсмические колебания возбуждают в диапазоне частот 2-5 Гц в течение не менее 3 минут, регистрацию сейсмического сигнала осуществляют в течение не менее 20 минут до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем в течение 5 минут после окончания генерирования сейсмических колебаний, в качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон Земли, а о наличии залежи судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью сигнала до генерирования колебаний.A known method of vibro-seismic exploration when searching for hydrocarbon deposits (RU, patent 2045079). According to the known method, seismic vibrations are excited by a vibrator, the seismic signal is recorded by three-component seismic receivers and mathematically processed, the seismic vibrations are excited in the frequency range 2-5 Hz for at least 3 minutes, the seismic signal is recorded for at least 20 minutes before excitation seismic vibrations and not more than 5 minutes after the end of the generation of seismic vibrations, use seismic as a seismic signal The Earth’s background, and the presence of deposits is judged by the increase in the area under the curve of the mutual spectrum of the components of the same name when recording the seismic background after the excitation of seismic oscillations compared to recording the signal before oscillation was generated.
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content, which does not allow to determine the depth of the deposit, as well as the complexity of the mathematical analysis of the received signals due to the impossibility of separating the recorded interference.
Известен также способ поиска залежи углеводородов (RU, патент 2161809). Согласно известному способу проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, регистрируют информационный сигнал с использованием трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать информационный сигнал в инфразвуковом диапазоне и расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга и не далее чем 500 м от сейсмовибратора, в диапазоне частот от 2 до 5 Гц одновременно по трем компонентам как до, так и во время генерирования сейсмического сигнала, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала не менее чем на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.There is also a method of searching for hydrocarbon deposits (RU, patent 2161809). According to the known method, seismic oscillations are generated by a seismic vibrator in the range from 2 to 5 Hz, an information signal is recorded using three-component seismic oscillation receivers capable of recording an information signal in the infrasonic range and located at a distance of not more than 500 m from each other and not further than 500 m from the seismic vibrator, in the frequency range from 2 to 5 Hz simultaneously for the three components both before and during the generation of the seismic signal, and the presence of a carbohydrate deposit The territories are judged by the appearance of the spectral anomaly of the information signal on at least one of the components when recording the information signal during the generation of seismic oscillations compared with the information signal measured before generation.
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content, which does not allow to determine the depth of the deposit, as well as the complexity of the mathematical analysis of the received signals due to the impossibility of separating the recorded interference.
Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в повышении точности определения продуктивных на углеводороды пластов, в том числе и определение глубины их залегания.The technical problem solved by the present invention is to increase the accuracy of determining hydrocarbon productive formations, including determining the depth of their occurrence.
Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в уменьшении количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечение возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче нефти и газа.The technical result obtained as a result of the implementation of the method consists in reducing the number of erroneously drilled wells, as well as providing the ability to control the operation of production wells and gas storages during oil and gas production.
Для достижения указанного технического результата по первому варианту предложено использовать способ поиска углеводородов, характеризуемый регистрацией сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0.1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга, регистрацию проводят одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади информационного сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральной характеристики, соответствующей каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. Предпочтительно при реализации способа дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний в месте, заведомо не содержащем углеводородов, а о наличии нефти или газа судят по появлению отклонений в спектральной характеристике, по сравнению с местом, заведомо не содержащим углеводородов. Способ может быть реализован как на суше, так и на акватории, при этом соответственно сейсмические приемники располагают на суше, на дне акватории, либо заглубляя в приповерхностный слой, в водную среду, и/или на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний.To achieve the indicated technical result according to the first embodiment, it is proposed to use a hydrocarbon search method characterized by recording seismic vibrations of the Earth’s surface using seismic vibrations receivers capable of detecting seismic vibrations in the range from 0.1 to 20 Hz, and seismic vibration receivers located at a distance of 50 m to 500 m from each other, registration is carried out simultaneously for all measured components, dividing the time range of registration of the measured n and the prospective area of the information signal for discrete sections synchronized in time for all seismic receivers, they calculate the spectral characteristics corresponding to each discrete section with the formation of a discrete sequence, analyze each discrete section for interference of anthropogenic nature, and for the presence of an event associated with the arrival signal from the reservoir, exclude from further consideration those discrete sections that do not contain events associated with the signal from the reservoir in each of the records of the corresponding components of the seismic receivers, as well as discrete sections containing the indicated interference, and analyze the remaining discrete sections with a judgment on the presence or absence of hydrocarbons. Preferably, when implementing the method, seismic fluctuations are additionally measured in a place that is known to be free of hydrocarbons, and the presence of oil or gas is judged by the appearance of deviations in the spectral characteristic, compared with a place that is known to not contain hydrocarbons. The method can be implemented both on land and in the water area, with seismic receivers respectively being located on land, at the bottom of the water area, or deepened in the surface layer, in the aquatic environment, and / or on watercraft in places that are minimally prone to natural vibrations of the body of the craft moreover, the watercraft are removed at equal distances from the source of oscillation generation.
Согласно второму варианту достижения указанного технического результата предложено использовать способ поиска углеводородов, характеризуемый регистрацией сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0.1 до 20 Гц, причем проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга и от 50 м до 500 м от источника сейсмических колебаний, регистрацию информационного сигнала проводят в частотах от 0.1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам как вовремя генерирования колебаний, а также после генерирования сейсмических колебаний, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади информационного сигнала на дискретные участки, проводят расчет спектральной характеристики, соответствующей каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. В предпочтительном варианте реализации дополнительно измеряют микросейсмический шум Земли и о наличии углеводородов судят по появлению изменений спектральной характеристики не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования. Предложенный способ может быть реализован также и на суше, и на акватории, поэтому сейсмические приемники располагают на суше, на дне акватории и/или на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний. Во всех случаях реализации предложенного способа обычно приемники сейсмических колебаний группируют, а также синхронизируют. Кроме того, в процессе математической обработки зарегистрированных результатов преимущественно информационный сигнал разбивают на временные участки, длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.According to the second variant of achieving the indicated technical result, it is proposed to use a hydrocarbon search method characterized by recording seismic vibrations of the Earth’s surface using seismic vibration detectors capable of detecting seismic vibrations in the range from 0.1 to 20 Hz, and seismic oscillations are generated by the oscillation source in the range from 1 to 10 Hz, seismic oscillation receivers are located at a distance of 50 m to 500 m from each other and from 50 m to 500 m from the source seismic vibrations, the registration of the information signal is carried out in frequencies from 0.1 to 20 Hz for all measured components both during the generation of vibrations, and also after the generation of seismic vibrations, dividing the time range of registration of the information signal measured on the prospective area into discrete sections, we calculate the spectral characteristic corresponding to each discrete section with the formation of a discrete sequence, analyze each discrete section for interference, having of technogenic nature, and for the presence of an event associated with the arrival of a signal from the reservoir, those discrete sections that do not contain events associated with the arrival of a signal from the reservoir in each of the records of the corresponding components of seismic receivers, as well as discrete sections, are excluded from further consideration containing these interference and analyze the remaining discrete sections with a judgment on the presence or absence of hydrocarbons. In a preferred embodiment, the Earth’s microseismic noise is additionally measured and the presence of hydrocarbons is judged by the appearance of changes in the spectral characteristics of at least one of the components when recording a signal during oscillation generation and / or after oscillation generation compared to the information signal measured before generation. The proposed method can also be implemented both on land and in the water area, therefore, seismic receivers are located on land, at the bottom of the water area and / or on watercraft in places that are minimally prone to natural vibrations of the body of the craft, and the craft are removed at equal distances from the source of oscillation generation. In all cases of the implementation of the proposed method, usually receivers of seismic vibrations are grouped, as well as synchronized. In addition, in the process of mathematical processing of the recorded results, the information signal is mainly divided into temporary sections with a duration of at least 2-3 signal periods of the lowest frequency range.
Указанный технический результат достигают также и при использовании способа определения глубины залегания продуктивных пластов, включающего размещение не менее четырех приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот и регистрацию информационного сигнала, при этом в качестве информационного сигнала используют микросейсмический шум Земли, причем над предварительно выявленным очагом микросейсмической активности нефтегазового месторождения размещают в вершинах преимущественно выпуклого четырехугольника сейсмические приемники, способные регистрировать как вертикальные, так и горизонтальные инфранизкочастотные сейсмические колебания, в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, генерируемых нефтегазовым месторождением, проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, рассчитывают спектральные плотности вертикальных, горизонтальных компонент, а также спектральные плотности кросскорреляционных функций зарегистрированных инфранизкочастотных колебаний, затем, решая обратную волновую задачу распространения акустического излучения от цилиндрически-симметричного источника, определяют глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта.The indicated technical result is also achieved by using a method for determining the depth of productive strata, including the placement of at least four receivers of seismic vibrations capable of detecting vibrations in the infrasonic frequency range and recording an information signal, while the Earth uses microseismic noise as an information signal, moreover, the identified focus of microseismic activity of the oil and gas field is placed at the peaks of predominantly about a convex quadrangle, seismic receivers capable of detecting both vertical and horizontal infra-low-frequency seismic vibrations for a period of time sufficient to record a statistically significant noise signal in the infra-low-frequency range generated by the oil and gas field, generate seismic vibrations by a vibration source in the range from 1 to 10 Hz, calculate the spectral density of the vertical, horizontal components, as well as the spectral density and crosscorrelation functions for the infra-then solving the inverse problem of propagation of the acoustic wave radiation from a cylindrically symmetric source, determine the depth to the producing formation hydrocarbons.
Для обеспечения поиска углеводородов на суше предложено согласно так называемому первому варианту следующее. Располагают над предполагаемой залежью, по меньшей мере, один приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот, по меньшей мере, на одной компоненте, и рассчитывают одновременно всеми используемыми приемниками спектральную характеристику микросейсмического шума Земли на частотах от 0.1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам. Предпочтительно повторяют регистрацию в других точках над предполагаемым местом залегания углеводородов. О наличии залежи судят по изменению спектральной характеристики информационного сигнала или их различных комбинаций, позволяющих уменьшить влияние помех. В контексте данного изобретения термин “спектральные характеристики” означает функции либо их совокупность, получаемые при спектральном анализе информационного сигнала, причем указанный спектральный анализ может включать в себя как Фурье-анализ (Фурье-преобразование, Вейвлет-анализ), так и разложение информационного сигнала в ряд, сходящийся лишь асимптотически. Под информационным сигналом в контексте данной работы понимают измеренный сигнал микросейсмических колебаний, подвергшийся математической обработке согласно ряду алгоритмов, в частности, приведенных ниже для очистки от помех и выделения сигнала, излученного продуктивным пластом. Например, в качестве спектральной характеристики может быть выбрана спектральная мощность измеряемых сигналов и/или кросскорреляция, или их комбинации, позволяющие уменьшить помехи. В частности, о наличии залежи судят по изменению спектральной мощности JAA(f) информационного сигнала на измеренных частотах, по росту корреляции информационного сигнала одноименных компонент (хотя бы одной) в различных точках наблюдения относительно информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего углеводородородов (фиг.1,2). Кросскорреляция информационного сигнала, в частности, может быть охарактеризована с использованием коэффициента корреляции kAB(f) и быть связана с другой спектральной характеристикой сигнала - спектральной плотностью кросскорреляционной функцией JAB(f) следующим соотношением:To ensure the search for hydrocarbons on land, the following is proposed according to the so-called first embodiment. At least one receiver of seismic vibrations, capable of detecting vibrations in the infrasonic frequency range of at least one component, is located above the proposed reservoir, and the spectral characteristic of the Earth’s microseismic noise at frequencies from 0.1 to 20 Hz for all measured components. Preferably, the registration is repeated at other points above the intended location of hydrocarbons. The presence of deposits is judged by the change in the spectral characteristics of the information signal or their various combinations, allowing to reduce the influence of interference. In the context of the present invention, the term “spectral characteristics” means functions or a combination thereof obtained by spectral analysis of an information signal, wherein said spectral analysis may include both Fourier analysis (Fourier transform, Wavelet analysis) and decomposition of the information signal into a series converging only asymptotically. In the context of this work, an information signal is understood to mean a measured microseismic oscillation signal that has undergone mathematical processing in accordance with a number of algorithms, in particular, those given below for clearing interference and isolating the signal emitted by the reservoir. For example, the spectral power of the measured signals and / or cross-correlation, or combinations thereof, to reduce interference can be selected as the spectral characteristic. In particular, the presence of a deposit is judged by the change in the spectral power J AA (f) of the information signal at the measured frequencies, by the increase in the correlation of the information signal of the same name components (at least one) at different observation points relative to the information signal for a site that obviously does not contain hydrocarbons (Fig. .1,2). The cross-correlation of the information signal, in particular, can be characterized using the correlation coefficient k AB (f) and be related to another spectral characteristic of the signal - the spectral density of the cross-correlation function J AB (f) by the following relation:
где А, В - две точки наблюдения, f - частота.where A, B are two observation points, f is the frequency.
Примером комбинации указанных спектральных характеристик, уменьшающих влияние помех, в частности, является:An example of a combination of these spectral characteristics that reduce the influence of interference, in particular, is:
где ft, fb - соответственно верхняя и нижняя границы информативного диапазона, ν, p - соответственно индексы записей до воздействия и после (во время). Параметр p1 характеризует изменение потока энергии излучения по одной из компонент после воздействия на среду источником сейсмических колебаний.where f t , f b are the upper and lower bounds of the informative range, respectively, ν, p are the indices of the records before and after exposure (during). The parameter p 1 characterizes the change in the radiation energy flux along one of the components after exposure to the medium by a source of seismic vibrations.
После записи микросейсмического шума Земли приемники переносят в новые точки измерения, соблюдая те же условия размещения приемников, и повторяют процесс записи микросейсмического шума Земли.After recording microseismic noise of the Earth, the receivers are transferred to new measurement points, observing the same conditions for the placement of receivers, and the process of recording microseismic noise of the Earth is repeated.
На фиг.2 приведены результаты обработки измерений микросейсмического шума Земли в 4-х точках наблюдения над потенциально газоносным районом на Юго-Западе Предуральского прогиба. На фиг.2 показан параметр, характеризующий изменение спектральной характеристики в точках измерения по отношению к спектральной характеристике в точке заведомо вне контура залегания углеводородов (вблизи сухой скважины). Бурение вблизи точки А подтвердило наличие залежи углеводородов.Figure 2 shows the results of processing measurements of microseismic noise of the Earth at 4 observation points over a potentially gas-bearing region in the South-West of the Ural trough. Figure 2 shows a parameter characterizing the change in the spectral characteristic at the measurement points with respect to the spectral characteristic at a point obviously outside the hydrocarbon bedding contour (near a dry well). Drilling near point A confirmed the presence of a hydrocarbon reservoir.
Для получения величин, стоящих в правой части выражения (1), (2) временной диапазон регистрации измеренного над предполагаемым местом залегания углеводородов информационного сигнала разбивают на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта. Исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от залежи в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов. Событие, связанное с приходом сигнала от продуктивного пласта, определяется как с большой степенью вероятности однозначно интерпретируемое соотношение спектральной характеристики измеряемых сейсмических колебаний в информативном диапазоне частот. Например, таким событием является уменьшение угла между нормалью к поверхности и вектором скорости смещения измеряемых колебаний на конкретном дискретном участке разбиения относительно усредненного угла по всем участкам разбиения в информативном диапазоне частот. Такая фильтрация позволяет уменьшить влияние помех на результаты расчетов и увеличить их точность. Кроме того, сам факт появлений или не появлений в данной точке измерения событий, связанных с приходом сигнала от залежи, позволяет делать вывод о наличии или отсутствии залежи из анализа спектральных характеристик дискретных участков без привлечения дополнительной информации.To obtain the values on the right-hand side of expressions (1), (2), the time range for recording the information signal measured above the assumed hydrocarbon location is divided into discrete sections synchronized in time for all seismic receivers, and the spectral characteristics corresponding to each discrete section are calculated to form of a discrete sequence, each discrete section is analyzed for the presence of interference of an anthropogenic nature, and for the presence of an event associated with the arrival of ohm of the signal from the reservoir. Exclude from further consideration those discrete sections that do not contain events associated with the arrival of a signal from the reservoir in each of the records of the corresponding components of the seismic receivers, as well as discrete sections containing the indicated interference, and analyze the remaining discrete sections with a judgment on the presence or absence hydrocarbon deposits. An event associated with the arrival of a signal from a reservoir, is defined as with a high degree of probability the uniquely interpreted ratio of the spectral characteristics of the measured seismic vibrations in the informative frequency range. For example, such an event is a decrease in the angle between the normal to the surface and the displacement velocity vector of the measured oscillations in a particular discrete section of the partition relative to the average angle over all sections of the partition in an informative frequency range. Such filtering allows to reduce the influence of interference on the calculation results and increase their accuracy. In addition, the very fact of occurrences or non-occurrences at a given measurement point of events associated with the arrival of a signal from a reservoir allows us to conclude that there is or is not a reservoir from the analysis of the spectral characteristics of discrete sections without involving additional information.
При поиске углеводородов на акватории по рассматриваемому варианту не менее одного приемника сейсмических колебаний, способных не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания, помещают либо на дно акватории, либо, заглубляя, в водную среду, либо на борт, преимущественно самоходных плавсредств, и производят измерение микросейсмического шума Земли одновременно по всем измеряемым компонентам. В случае размещения приемника сейсмических колебаний на борту плавсредства следует выбирать наименее шумные в информативном диапазоне частот места плавсредства. Преимущественно регистрацию проводят в течение не менее 30 мин. Приемники размещают на дне акватории (на борту плавсредств, заглубляя в водную среду), группируя, на расстоянии примерно 50-500 м друг от друга. В этом случае пункт регистрации принято располагать на поверхности воды примерно на равном расстоянии от всех используемых приемников сейсмических колебаний. Спектральные характеристики информационного сигнала микросейсмического шума Земли, полученные вне контура залегания углеводородов и над ним, практически идентичны характеристикам, приведенным на фиг.2 и 4.When searching for hydrocarbons in the water area according to the considered option, at least one receiver of seismic vibrations capable of detecting infrasonic vibrations by at least one component is placed either at the bottom of the water area, or, being buried, in the aquatic environment or on board, mainly self-propelled boats, and produced Measurement of microseismic noise of the Earth simultaneously for all measured components. If the receiver of seismic vibrations is placed on board the craft, the least noisy places of the craft should be chosen in the informative frequency range. Mostly registration is carried out for at least 30 minutes. The receivers are placed at the bottom of the water area (on board the boats, diving into the aquatic environment), grouping, at a distance of about 50-500 m from each other. In this case, the registration point is usually located on the surface of the water at approximately equal distance from all used receivers of seismic vibrations. The spectral characteristics of the information signal of the microseismic noise of the Earth, obtained outside the hydrocarbon bed and above it, are almost identical to the characteristics shown in figures 2 and 4.
При поиске залежи углеводородов на суше по второму варианту над местом предполагаемого нахождения углеводородов располагают приемники акустических колебаний, способные регистрировать инфразвуковые колебания хотя бы по одной из компонент аналогично первому варианту, однако дополнительно производят генерацию сейсмических колебаний источником сейсмических колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц. Датчики располагают от 50 м до 500 м от источника сейсмических колебаний, проводят запись сейсмического фона Земли в течение, предпочтительно, 20 мин, включают источник сейсмических колебаний и, не прекращая регистрации микросейсмического шума Земли, генерируют сейсмические колебания в течение примерно 3 мин. Запись микросейсмического шума Земли может быть продолжена и после прекращения генерирования колебаний (фиг.3). Обработка измеренных сейсмических колебаний происходит аналогично первому варианту, однако дополнительно о наличии залежи можно судить по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования, либо из анализа спектральных характеристик дискретных участков микросейсмического шума Земли во время/после действия вибратора. Применение рассматриваемого варианта позволяет выявлять наличие углеводородов более уверенно (см. фиг.4). На фиг.4 приведены результаты обработки измерений микросейсмического шума Земли в тех же 4-х точках наблюдения над потенциально газоносным районом, но с использованием рассматриваемого варианта. Хорошо видно, что две группы точек - А, В и С, D теперь разделяются более четко.When searching for a hydrocarbon deposit on land in the second embodiment, acoustic receivers are located above the location of the alleged hydrocarbon location, capable of detecting infrasonic vibrations in at least one of the components similar to the first variant, but additionally generate seismic vibrations by a source of seismic vibrations in the range from 1 to 10 Hz. The sensors are located from 50 m to 500 m from the source of seismic vibrations, record the earth's seismic background for, preferably 20 minutes, turn on the source of seismic vibrations and, without stopping the recording of earth's microseismic noise, generate seismic vibrations for about 3 minutes. The recording of microseismic noise of the Earth can be continued even after the generation of oscillations is stopped (Fig. 3). Processing of the measured seismic vibrations occurs similarly to the first option, however, the presence of deposits can also be judged by the appearance of changes in the spectral characteristics of at least one of the components when recording a signal during oscillation generation and / or after oscillation generation compared to the information signal measured before generation or from the analysis of the spectral characteristics of discrete sections of microseismic noise of the Earth during / after the action of the vibrator. The use of this option allows you to detect the presence of hydrocarbons more confidently (see figure 4). Figure 4 shows the results of processing measurements of microseismic noise of the Earth at the same 4 observation points over a potentially gas-bearing region, but using the option under consideration. It is clearly seen that the two groups of points - A, B and C, D are now separated more clearly.
Важным этапом размещения сейсмических приемников во всех случаях измерения колебаний является их группировка, что позволяет при дальнейшей обработке сигнала уменьшить влияние шума и применить алгоритмы выделения информационного сигнала.An important stage in the placement of seismic receivers in all cases of measuring oscillations is their grouping, which allows for further processing of the signal to reduce the influence of noise and apply algorithms for extracting the information signal.
При поиске углеводородов на акватории по второму варианту приемники сейсмических колебаний размещают аналогично первому. В остальном измерения производят аналогично измерениям на суше по второму варианту.When searching for hydrocarbons in the water area according to the second option, the receivers of seismic vibrations are placed similarly to the first. The rest of the measurements are carried out similarly to measurements on land in the second embodiment.
В рамках реализации первого и второго вариантов может быть решена задача контроля эксплуатации углеводородной залежи. Для этого над залежью выбирают точки контроля, предпочтительно располагая их вблизи эксплуатационных скважин. В выбранных точках располагают приемники сейсмических колебаний, способные регистрировать сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне частот не менее чем по одной из компонент. Периодически регистрируют микросейсмический шум Земли. По исчезновению аномалии спектральных характеристик на частотах 0.1-20 Гц судят о прохождении контакта вода - углеводород под точкой контроля. Аномальное поведение спектральных характеристик определяют любым из приведенных вариантов - без применения внешнего воздействия, анализируя поведение спектральных характеристик каждого дискретного участка разбиения временного диапазона, либо по отношению к спектральной характеристике информационного сигнала, зарегистрированного для участка, заведомо не лежащего над залежью, а также в варианте, с применением внешнего воздействия, используя те же алгоритмы обработки колебаний, но применяя их к записанному сигналу во время/после воздействия источника сейсмических колебаний, либо о переходе контакта вода - углеводород судят по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с спектральными характеристиками информационного сигнала, измеренными до генерирования. Предпочтительно проводить регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли для каждой точки в течение 40-60 мин.As part of the implementation of the first and second options, the task of controlling the operation of a hydrocarbon deposit can be solved. To do this, control points are selected over the reservoir, preferably located near production wells. At selected points, receivers of seismic vibrations are located, capable of detecting seismic vibrations in the infrasonic frequency range of at least one of the components. The microseismic noise of the Earth is periodically recorded. By the disappearance of the anomaly in the spectral characteristics at frequencies of 0.1–20 Hz, the passage of the water – hydrocarbon contact under the control point is judged. The anomalous behavior of the spectral characteristics is determined by any of the above options - without applying external influences, by analyzing the behavior of the spectral characteristics of each discrete section of the time range partition, or with respect to the spectral characteristic of the information signal recorded for the section that obviously does not lie above the reservoir, as well as in the variant using external influence, using the same oscillation processing algorithms, but applying them to the recorded signal during / after air The action of the source of seismic vibrations, or the transition of the water-hydrocarbon contact, is judged by the appearance of changes in the spectral characteristics of at least one of the components when recording a signal during oscillation generation and / or after oscillation generation, in comparison with the spectral characteristics of the information signal measured before generation. It is preferable to record the spectral characteristics of the microseismic noise of the Earth for each point for 40-60 minutes.
При контроле степени заполнения подземного газохранилища природного газа выбирают точки на поверхности Земли, ориентировочно определяющие разные степени заполнения газохранилища, размещают в выбранных точках приемники сейсмических колебаний, способные не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания, и периодически регистрируют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, причем отсутствие аномального изменения спектральной характеристики информационного сигнала на частотах 0.1-20 Гц свидетельствует об отсутствии природного газа под точкой контроля. Для сравнения регистрируют аналогичным приемником микросейсмический шум Земли над местом, заведомо расположенным вне газохранилища. Предпочтительно выбирать точки контроля при первом заполнении газохранилища, определяя в каких местах над газохранилищем отмечено присутствие природного газа при различных количествах поданного газа. Однако в любом случае точки контроля определяют опытным путем. Возможно проведение генерирования сейсмических колебаний в процессе регистрации. В этом случае регистрацию проводят как до начала генерирования, так и во время генерирования.When controlling the degree of filling of the underground natural gas storage, points on the Earth's surface are selected that roughly determine the different degrees of filling of the gas storage, seismic vibration detectors are placed at selected points that are capable of recording infrasonic vibrations by at least one component, and the spectral characteristics of the Earth’s microseismic noise are periodically recorded, the absence of an abnormal change in the spectral characteristics of the information signal at frequencies of 0.1-20 Hz stvuet the absence of natural gas under the control point. For comparison, a microseismic noise of the Earth is recorded by a similar receiver above a place obviously located outside the gas storage. It is preferable to select control points during the first filling of the gas storage, determining in which places above the gas storage the presence of natural gas is noted at various amounts of supplied gas. However, in any case, control points are determined empirically. It is possible to generate seismic vibrations during the registration process. In this case, registration is carried out both before the start of generation and during generation.
Используя, в частности, второй вариант (с генерацией), можно определять глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта. Для этого используют не менее 4-х приемников сейсмических колебаний, способных по 3-м взаимно перпендикулярным компонентам регистрировать инфразвуковые колебания, размещая их в вершинах четырехугольника. При этом для спектральной мощности информационного сигнала имеет место следующее разложение для энергетического спектра соответственно вертикальной и горизонтальной компонент с учетом однородной и изотропной помехи в эпицентральной зоне в каждой точке наблюдения:Using, in particular, the second option (with generation), it is possible to determine the depth of the reservoir productive for hydrocarbons. To do this, use at least 4 receivers of seismic vibrations, capable of detecting infrasound vibrations by 3 mutually perpendicular components, placing them at the vertices of the quadrangle. In this case, for the spectral power of the information signal, the following decomposition takes place for the energy spectrum of the vertical and horizontal components, respectively, taking into account homogeneous and isotropic interference in the epicentral zone at each observation point:
где <Uz(r,d)2>, <Ur(r,d)2> - соответственно вертикальная и горизонтальная компонента спектральной мощности информационного сигнала, <Nz2>, <Nr2> - вертикальная и горизонтальная компонента спектральной мощности помехи, r -расстояние от эпицентра до точки измерения, d - глубина источника. После чего, используя вычисленную спектральную мощность информационного сигнала после генерации и спектральную плотность кросскорелляционных функций в информативном диапазоне частот, фиксируя тип источника излучения, определяется глубина залегания продуктивного на УВ пласта.where <Uz (r, d) 2 >, <Ur (r, d) 2 > are the vertical and horizontal components of the spectral power of the information signal, <Nz 2 >, <Nr 2 > are the vertical and horizontal components of the spectral power of the interference, r -distance from the epicenter to the measurement point, d is the depth of the source. Then, using the calculated spectral power of the information signal after generation and the spectral density of cross-correlation functions in the informative frequency range, fixing the type of radiation source, the depth of the productive layer in the hydrocarbon layer is determined.
Указанный способ использовали для расчета залегания продуктивного пласта вблизи продуктивной скважины на юге Оренбургской области. Расчетное значение составило порядка 2800 м при глубине залегания продуктивного пласта 3222 м.The specified method was used to calculate the occurrence of the reservoir near the production well in the south of the Orenburg region. The calculated value was about 2800 m at a depth of 3222 m.
Во всех приведенных вариантах реализации предлагаемого изобретения принципиальным и важным этапом является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала. С этой целью используют группировку (расстановку) приемников сейсмических колебаний и кросскорреляционную обработку записанного сигнала.In all of the above embodiments of the invention, a fundamental and important step is the filtering process of the recorded time series from surface noise and the selection of the information signal. For this purpose, a grouping (arrangement) of seismic oscillation receivers and cross-correlation processing of the recorded signal are used.
Для реализации вышеизложенных вариантов может быть использован приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне, содержащий не менее одного датчика сейсмических колебаний, способного регистрировать инфразвуковые колебания, причем все используемые датчики расположены на жестком основании таким образом, что оси чувствительности датчиков расположены под фиксированными углами относительно плоского жесткого основания и относительно друг друга, причем каждый датчик подключен к блоку регистрации, а основание с датчиками размещено в жестком герметичном корпусе. Могут быть использованы датчики угловых и/или линейных колебаний, способные регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот. Преимущественно блок регистрации каждого датчика содержит последовательно соединенные предварительный усилитель сигнала, формирователь амплитудно-частотной характеристики и оконечный усилитель, причем каждый оконечный усилитель выполнен с возможностью подключения к общему регистратору.To implement the above options, a seismic vibration detector capable of detecting vibrations in the infrasonic range containing at least one seismic vibration detector capable of detecting infrasound vibrations can be used, all the sensors used are located on a rigid base so that the sensitivity axes of the sensors are located at fixed angles relatively flat rigid base and relative to each other, with each sensor connected to the regis unit radio and the base with the sensors placed in the rigid sealed housing. Angular and / or linear vibration sensors that can detect vibrations in the infrasonic frequency range can be used. Advantageously, the registration unit of each sensor comprises serially connected a preliminary signal amplifier, an amplitude-frequency response driver and a terminal amplifier, each terminal amplifier being configured to be connected to a common registrar.
Применение изобретения позволит повысить точность и надежность определения наличия залежи углеводородов.The use of the invention will improve the accuracy and reliability of determining the presence of hydrocarbon deposits.
Claims (19)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004119141/28A RU2251716C1 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method of prospecting hydrocarbons |
| PCT/RU2004/000383 WO2006011826A1 (en) | 2004-06-25 | 2004-10-04 | Method of hydrocarbons search (variants) and method of reservoir depth determination |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004119141/28A RU2251716C1 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method of prospecting hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2251716C1 true RU2251716C1 (en) | 2005-05-10 |
Family
ID=35746965
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004119141/28A RU2251716C1 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method of prospecting hydrocarbons |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2251716C1 (en) |
| WO (1) | WO2006011826A1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1605279A3 (en) * | 2004-06-09 | 2011-03-02 | Ernst D. Rode | Method of detecting and evaluating the presence of subsurface hydrocarbons, using acoustic receivers in the 0.2 to 30 Hz range |
| RU2450290C2 (en) * | 2010-07-14 | 2012-05-10 | Евгений Васильевич Биряльцев | Geological survey method |
| RU2498357C1 (en) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие Опытно-конструкторское бюро океанологической техники Российской академии наук | System for microseismic probing earth's crust and seismic monitoring |
| RU2527322C1 (en) * | 2013-04-12 | 2014-08-27 | Федеральное Государственное Унитарное Предприятие "Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии, Геофизики И Минерального Сырья" | Method for geophysical exploration of hydrocarbon deposits |
| RU2618485C2 (en) * | 2013-04-26 | 2017-05-03 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Балтийский федеральный университет имени Иммануила Канта" (БФУ им. И. Канта) | Control microseismic complex of hydrocarbons continental and offshore fields development, based on the area recording systems and super computer methods of information processing |
| RU2636799C1 (en) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Method of search and prospecting of hydrocarbon pools (variants) |
| RU2648015C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-03-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Градиент технолоджи" (ООО "ГТ") | Mobile searching method of passive low-frequency seismic exploration |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7729862B2 (en) * | 2006-06-09 | 2010-06-01 | Spectraseis Ag | Frequency autonormalisation reservoir mapping |
| US7676326B2 (en) | 2006-06-09 | 2010-03-09 | Spectraseis Ag | VH Reservoir Mapping |
| US7539578B2 (en) | 2006-06-30 | 2009-05-26 | Spectraseis Ag | VH signal integration measure for seismic data |
| US20080159074A1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-07-03 | Magnitude Spas | System and method for quality control of noisy data |
| WO2008142495A1 (en) | 2007-05-17 | 2008-11-27 | Spectraseis Ag | Seismic attributes for reservoir localization |
| US8233350B2 (en) * | 2007-08-29 | 2012-07-31 | Spectraseis Ag | Frequency shift reservoir localization |
| GB0722469D0 (en) | 2007-11-16 | 2007-12-27 | Statoil Asa | Forming a geological model |
| GB0724847D0 (en) | 2007-12-20 | 2008-01-30 | Statoilhydro | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
| GB2479200A (en) | 2010-04-01 | 2011-10-05 | Statoil Asa | Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives |
| US8757270B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9206676D0 (en) * | 1992-03-27 | 1992-05-13 | Geco As | Method of locating hydrocarbon reserves |
| RU2161809C2 (en) * | 1998-11-30 | 2001-01-10 | Арутюнов Сергей Львович | Technique of search for hydrocarbons ( variants ), operational control over hydrocarbon field |
| US6745129B1 (en) * | 2002-10-29 | 2004-06-01 | The University Of Tulsa | Wavelet-based analysis of singularities in seismic data |
| RU2217778C2 (en) * | 2003-03-04 | 2003-11-27 | Арутюнов Сергей Львович | Hydrocarbon prospecting method |
-
2004
- 2004-06-25 RU RU2004119141/28A patent/RU2251716C1/en active IP Right Revival
- 2004-10-04 WO PCT/RU2004/000383 patent/WO2006011826A1/en active Application Filing
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1605279A3 (en) * | 2004-06-09 | 2011-03-02 | Ernst D. Rode | Method of detecting and evaluating the presence of subsurface hydrocarbons, using acoustic receivers in the 0.2 to 30 Hz range |
| RU2450290C2 (en) * | 2010-07-14 | 2012-05-10 | Евгений Васильевич Биряльцев | Geological survey method |
| RU2498357C1 (en) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие Опытно-конструкторское бюро океанологической техники Российской академии наук | System for microseismic probing earth's crust and seismic monitoring |
| RU2527322C1 (en) * | 2013-04-12 | 2014-08-27 | Федеральное Государственное Унитарное Предприятие "Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии, Геофизики И Минерального Сырья" | Method for geophysical exploration of hydrocarbon deposits |
| RU2618485C2 (en) * | 2013-04-26 | 2017-05-03 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Балтийский федеральный университет имени Иммануила Канта" (БФУ им. И. Канта) | Control microseismic complex of hydrocarbons continental and offshore fields development, based on the area recording systems and super computer methods of information processing |
| RU2636799C1 (en) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Method of search and prospecting of hydrocarbon pools (variants) |
| RU2648015C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-03-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Градиент технолоджи" (ООО "ГТ") | Mobile searching method of passive low-frequency seismic exploration |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006011826A1 (en) | 2006-02-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2251716C1 (en) | Method of prospecting hydrocarbons | |
| US9448313B2 (en) | Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays | |
| US20190055836A1 (en) | Method for fracture activity monitoring and pressure wave resonance analysis for estimating geophysical parameters of hydraulic fractures using fracture waves | |
| US9176243B2 (en) | Locating oil or gas actively by exciting a porous oil and gas saturated system to give off its characteristic resonance response, with optional differentiation of oil, gas and water | |
| US9075158B2 (en) | Using a drill bit as a seismic source for SET velocity analysis | |
| US7773456B2 (en) | System and method for seismic data acquisition | |
| US20130265851A1 (en) | Sensor System of Buried Seismic Array | |
| US8427903B2 (en) | Method for monitoring a subsoil zone using a plurality of correlated traces, particularly during simulated fracturing operations | |
| EA007942B1 (en) | Method for monitoring seismic events | |
| US8400874B2 (en) | Method for combined active source and passive seismic imaging for subsurface fluid movement mapping and formation characterization | |
| WO2011034870A1 (en) | Time-lapse seismic comparisons using pre-stack imaging and complex wave field comparisons to improve accuracy and detail | |
| WO2014165219A2 (en) | Sensor system of buried seismic array | |
| US6442489B1 (en) | Method for detection and monitoring of hydrocarbons | |
| RU2161809C2 (en) | Technique of search for hydrocarbons ( variants ), operational control over hydrocarbon field | |
| WO2016053326A1 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| RU2348057C1 (en) | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) | |
| Wang et al. | Retrieving drill bit seismic signals using surface seismometers | |
| RU2169381C1 (en) | Method of seismic prospecting for direct search and study of oil and gas fields by data of conversion, processing and analysis of elastic wave fields in frequency region | |
| CA2687389C (en) | Locating and differentiating oil, gas or water by actively exciting a porous oil, gas or water saturated system to give off its characteristic resonance response | |
| AU2009243472B2 (en) | Locating oil or gas actively or passively by observing a porous oil and gas saturated system giving off its characteristic resonance response to artificial excitation or ambient background noise, including optional differentiation of oil, gas and water | |
| Saito et al. | Detection of formation boundaries and permeable fractures based on frequency-domain Stoneley wave logs | |
| RU2674524C1 (en) | Method of seismic exploration | |
| RU2292063C1 (en) | Mode of borehole seismic exploration | |
| Poletto et al. | First results of the SeISbIt® 3D RVSP project | |
| Kim | A Unique Application Of Seismic Methods In An Open-Mining |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20050901 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20051219 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090626 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110420 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170626 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180911 |