RU2718137C1 - Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model - Google Patents
Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model Download PDFInfo
- Publication number
- RU2718137C1 RU2718137C1 RU2018143288A RU2018143288A RU2718137C1 RU 2718137 C1 RU2718137 C1 RU 2718137C1 RU 2018143288 A RU2018143288 A RU 2018143288A RU 2018143288 A RU2018143288 A RU 2018143288A RU 2718137 C1 RU2718137 C1 RU 2718137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturation
- wave field
- data
- constructing
- attenuation parameter
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 abstract description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
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. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- 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. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщенности геологической среды в межскважинном пространстве из данных сейсморазведки и учете полученной информации при прогнозировании геологических свойств. Предложенный способ может быть использован для анализа изменения строения целевых геологических пластов и моделирования трещиноватости, литологических изменений или насыщенности на основании изменения частотного состава сейсмического волнового поля. Графическое изображение областей изменения частотного состава отображается на основании вычисленного приращения доминантной частоты при прохождении волн через целевой интервал. Прогноз насыщения осуществляется путем статистического анализа приращения доминантной частоты и априорной информации о насыщении среды в точках скважин при их наличии.The invention relates to the field of geophysics and can be used to determine the saturation of the geological environment in the interwell space from seismic data and take into account the information obtained when predicting geological properties. The proposed method can be used to analyze changes in the structure of the target geological formations and simulate fracturing, lithological changes or saturation based on changes in the frequency composition of the seismic wave field. A graphical representation of the areas of variation in the frequency composition is displayed based on the calculated increment of the dominant frequency when the waves travel through the target interval. Saturation forecast is carried out by statistical analysis of the increment of the dominant frequency and a priori information on the saturation of the medium at the points of the wells, if any.
Геологической основой заявленного предложения является то обстоятельство, что свойства геологической среды (литологический состав, флюидонасыщение, трещиноватость, мощность пластов) оказывают влияние на частотный состав колебаний распространяющихся упругих волн. Вследствие этого изучение частотного состава целевых отраженных волн по площади позволяет связать приращение доминантного значения частоты с изменением геологических свойств (насыщением).The geological basis of the proposed proposal is the fact that the properties of the geological environment (lithological composition, fluid saturation, fracturing, thickness of the layers) affect the frequency composition of the oscillations of the propagating elastic waves. As a result, the study of the frequency composition of the target reflected waves over the area allows us to associate the increment of the dominant frequency value with a change in geological properties (saturation).
Наиболее близким к заявленному является способ обнаружения углеводородов с использованием анализа спектральных отношений (WO 2008/130978 А1)Closest to the claimed is a method for the detection of hydrocarbons using the analysis of spectral ratios (WO 2008/130978 A1)
Сущность способа заключается в том, что способ обнаружения углеводородов включает в себя получение данных сейсмических трасс для интересующей области и обработки данных сейсмической трассы для вычисления Спектра суммарного сигнала для каждого из множества местоположений в интересующей области. Система обнаружения углеводородов содержит программу, для получения данных сейсмической трассы для интересующей области и обработки данных сейсмической трассы для вычисления Спектра суммарного сигнала для каждого из множества местоположений в интересующей области.The essence of the method lies in the fact that the method of detecting hydrocarbons includes obtaining seismic trace data for the region of interest and processing the seismic trace data to calculate the spectrum of the total signal for each of the multiple locations in the region of interest. The hydrocarbon detection system comprises a program for acquiring seismic trace data for a region of interest and processing seismic trace data for calculating a Spectrum of the total signal for each of a plurality of locations in the region of interest.
Отличиями предлагаемого изобретения от известных является оценка затухания волнового поля путем осуществления следующих действий:The differences of the present invention from the known is the assessment of the attenuation of the wave field by the following actions:
- использование методики машинного обучения для получения наиболее точной оценки спектра;- the use of machine learning techniques to obtain the most accurate spectrum estimate;
- использование оценки сейсмического импульса по акустической модели скважины для повышения точности спектра;- the use of seismic momentum estimates from an acoustic well model to improve spectrum accuracy;
- применение специальной технологии подавления интерференционных эффектов в спектре;- application of special technology to suppress interference effects in the spectrum;
- применение технологии усиления спектральных максимумов для получения более точной оценки доминантной частоты;- the use of spectral maximum amplification technology to obtain a more accurate estimate of the dominant frequency;
- для оценки затухания волнового поля используется разностная характеристика, полученная путем вычитания оценки доминантной частоты выше и ниже целевого пласта. Данный подход позволяет оценить изменение энергии отраженных волн при прохождении целевого интервала и дает возможность расчета параметра затухания. Степень затухания доминантной частоты поля может быть использована для более точного построения геологической модели;- to estimate the attenuation of the wave field, a difference characteristic is used, obtained by subtracting the estimate of the dominant frequency above and below the target layer. This approach allows us to estimate the change in the energy of reflected waves during the passage of the target interval and makes it possible to calculate the attenuation parameter. The degree of attenuation of the dominant field frequency can be used to more accurately construct a geological model;
- для оценки насыщения пород пласта выполняется анализ распределения параметра затухания. Для этого выполняется статистический анализ полученной оценки затухания и априорной информации о насыщении пород по скважинам. Строиться функциональная зависимость между затуханием и углеводородным насыщением пород. С учетом полученной функциональной зависимости осуществляется прогноз углеводородного насыщения в межскважинном пространстве. Основной проблемой является повышение надежности выявления и картирования областей с разными геологическими свойствами, оказывающими влияние на поглощение энергии упругих колебаний, что позволяет осуществить более надежное заложение разведочных и эксплуатационных скважин.- to assess the saturation of the formation rocks, an analysis of the distribution of the attenuation parameter is performed. To do this, a statistical analysis of the obtained attenuation estimate and a priori information on the saturation of the rocks in the wells is performed. The functional relationship between attenuation and hydrocarbon saturation of rocks is built. Given the obtained functional dependence, hydrocarbon saturation is predicted in the interwell space. The main problem is to increase the reliability of identifying and mapping areas with different geological properties that affect the absorption of energy of elastic vibrations, which allows for more reliable laying of exploration and production wells.
Технический результат - повышение эффективности и достоверности прогноза углеводородного насыщения пластов, за счет учета информации о поглощающих свойствах среды при построении геологической модели.The technical result is an increase in the efficiency and reliability of the forecast of hydrocarbon saturation of formations, by taking into account information about the absorbing properties of the medium when constructing a geological model.
Разработан способ оценки параметра затухания волнового поля для определения углеводородного насыщения пластов в межскважинном пространстве при построении геологической модели.A method has been developed for estimating the wave field attenuation parameter to determine the hydrocarbon saturation of formations in the interwell space when constructing a geological model.
Сущность способа заключается в получении сейсмических данных по изучаемой площади, построении акустической модели скважины, сравнении сейсмических данных трассы суммарного волнового поля и акустической модели. При коэффициенте корреляции более 0.7, определяется оптимальный сейсмический сигнал, на основании математических вычислений определяют доминантные значения частоты по сейсмическим сигналам, после чего определяют приращение доминантных частот волнового поля, получают данные о параметре затухания, вычисляют функциональную связь параметра затухания и насыщенности пласта по скважинным данным, которые сравнивают с априорной информацией об углеводородном насыщении пород пласта, осуществляют прогноз насыщения в межскважинном пространстве и зонах незатронутых бурением. Полученный прогноз насыщения используют при построении геологической модели для подсчета запасов углеводородов по пласту.The essence of the method consists in obtaining seismic data for the studied area, building an acoustic model of the well, comparing the seismic data of the total wave field path and the acoustic model. With a correlation coefficient of more than 0.7, the optimal seismic signal is determined, based on mathematical calculations, the dominant frequency values are determined from the seismic signals, after which the increment of the dominant frequencies of the wave field is determined, data on the attenuation parameter are obtained, and the functional relationship between the attenuation parameter and formation saturation is calculated from the well data, which are compared with a priori information about the hydrocarbon saturation of the formation rocks, they carry out a prediction of saturation in the interwell space e and areas unaffected by drilling. The obtained saturation forecast is used when constructing a geological model to calculate hydrocarbon reserves in the reservoir.
Оценку параметра затухания волнового поля используют для определения поглощающих свойств среды при построении геологической модели.The estimation of the wave field attenuation parameter is used to determine the absorbing properties of the medium when constructing a geological model.
Используя данные сейсморазведки и результаты исследования скважин, рассчитывают по сейсмическим данным параметры доминантной частоты, несущие в себе косвенную информацию о поглощающих свойствах геологической среды в заданном временном (глубинном) целевом интервале, а по скважинным данным составляют суждение о геологических свойствах (литологический состав, тип флюида в порах, фациальная принадлежность, трещиноватость и пр.) соответствующих геологических пластов. Далее вычисляют приращение доминантной частоты суммарного волнового поля после прохождения упругих волн целевого интервала, результат вычислений отображается в виде карты приращения доминантной частоты. Прогноз выполняется путем совместного статистического анализа значений приращения доминантной частоты и целевых геологических параметров (насыщенности). По результатам статистического анализа делают суждение о связи параметра затухания с параметром геологической среды (насыщением), при наличии статистической достоверной функциональной связи выполняют прогноз по площади исследованияUsing seismic data and well survey results, dominant frequency parameters are calculated using seismic data that carry indirect information about the absorbing properties of the geological environment in a given time (deep) target interval, and based on well data, they make a judgment about geological properties (lithological composition, fluid type in pores, facies, fracturing, etc.) of the corresponding geological formations. Next, the increment of the dominant frequency of the total wave field after the passage of the elastic waves of the target interval is calculated, the calculation result is displayed in the form of a map of the increment of the dominant frequency. The forecast is carried out by a joint statistical analysis of the values of the increment of the dominant frequency and the target geological parameters (saturation). According to the results of statistical analysis, a judgment is made about the relationship between the attenuation parameter and the parameter of the geological environment (saturation); if there is a statistical reliable functional connection, a forecast on the study area is performed
Способ содержит этапы, на которых:The method comprises the steps of:
- принимают данные для упругих волн в зоне интереса;- receive data for elastic waves in the zone of interest;
- вычисляют по средствам устройства обработки данных суммарный массив по методу ОГТ; (Метод ОГТ базируется на допущении о коррелируемости волн)- calculate by the means of the data processing device the total array by the method of OGT; (The OGT method is based on the assumption of wave correlability)
- осуществляют оценку сейсмического сигнала по акустической модели скважины, расположенной в зоне интереса;- evaluate the seismic signal by the acoustic model of the well located in the zone of interest;
- формируют словарь сигналов для разложения по рассматриваемому спектру частот;- form a dictionary of signals for decomposition on the considered frequency spectrum;
- вычисляют коэффициенты разложения по словарю для каждого элемента суммарного волнового поля;- calculate the expansion coefficients in the dictionary for each element of the total wave field;
- вычисляют значение доминантных частот для каждого элемента суммарного массива ОГТ;- calculate the value of the dominant frequencies for each element of the total array of CDP;
- формируют массив доминантных частот- form an array of dominant frequencies
- вычисляют приращение доминантной частоты выше и ниже целевого интервала- calculate the increment of the dominant frequency above and below the target interval
- определяют области изменения доминантного значения частоты (параметр затухания)- determine the area of change of the dominant frequency value (attenuation parameter)
- вычисляют функциональную связь параметра затухания и насыщенности пласта по скважинным данным- calculate the functional relationship of the attenuation parameter and the saturation of the reservoir according to well data
- осуществляют прогноз насыщения в межскважинном пространстве- carry out a prediction of saturation in the interwell space
- выполняют построение геологической модели на основании полученной информации о распространении насыщения- perform the construction of a geological model based on the information on the distribution of saturation
- оценивают запасы углеводородов по пласту/залежи Пошаговый алгоритм технологии:- evaluate hydrocarbon reserves in the reservoir / reservoir Step-by-step technology algorithm:
1) Получение сейсморазведочных данных МОГТ 2D/3D в изучаемом районе;1) Obtaining seismic data from the MOGT 2D / 3D in the study area;
2) Обработка сейсморазведочных данных с получением суммарного волнового поля;2) Processing of seismic data to obtain the total wave field;
3) Выделение области интереса на суммарном поле - интерпретация отражающего горизонта (ОГ), отвечающего целевому геологическому комплексу;3) Highlighting the area of interest in the total field - interpretation of the reflecting horizon (GH) corresponding to the target geological complex;
4) Определение вейвлета (амплитудного и фазового спектра) по результатам совместного анализа суммарного волнового поля и скважинных данных;4) Determination of the wavelet (amplitude and phase spectrum) based on the results of a joint analysis of the total wave field and well data;
5) Анализ ширины спектра области интереса с применением преобразования Фурье в широком окне (0.5 секунды) - определение минимальной и максимальной информативной частоты в спектре суммарного волнового поля;5) Analysis of the spectrum width of the region of interest using the Fourier transform in a wide window (0.5 seconds) - determination of the minimum and maximum informative frequency in the spectrum of the total wave field;
6) Выбор вейвлета основывается на п. 4, либо используется элементарный вейвлет Риккера с фазовым спектром, отвечающим суммарному волновому полю;6) The choice of a wavelet is based on p. 4, or an elementary Ricker wavelet with a phase spectrum corresponding to the total wave field is used;
7) Создание словаря вейвлетов для заданного диапазона частот, по результатам п. 5;7) Creating a wavelet dictionary for a given frequency range, according to the results of p. 5;
8) Получение коэффициентов разложения по словарю (п. 7) для каждой трассы суммарного волнового поля;8) Obtaining dictionary expansion coefficients (paragraph 7) for each trace of the total wave field;
9) Преобразование коэффициентов разложения (п. 8) в частотно-временной спектр с учетом словаря (п. 7) для каждой трассы суммарного волнового поля;9) Conversion of the expansion coefficients (p. 8) into the time-frequency spectrum taking into account the dictionary (p. 7) for each trace of the total wave field;
10) Определение доминантной частоты для каждого дискрета времени по частотно-временному спектру (п. 9) для каждой трассы суммарного волнового поля;10) Determination of the dominant frequency for each time discrete from the time-frequency spectrum (Section 9) for each trace of the total wave field;
11) Формирование трассы, содержащей значение доминантной частоты (п. 10) для соответствующих дискретов времени по каждой трассе суммарного волнового поля;11) Formation of a trace containing the value of the dominant frequency (p. 10) for the corresponding time discrete along each trace of the total wave field;
12) Определение значения доминантной частоты в интервале выше целевого ОГ в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля;12) Determining the value of the dominant frequency in the interval above the target exhaust gas in the form of value maps for each trace of the total wave field;
13) Определение значения доминантной частоты в интервале ниже целевого ОГ в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля;13) Determining the value of the dominant frequency in the interval below the target exhaust gas in the form of value maps for each trace of the total wave field;
14) Расчет разностной карты, путем вычитания значений карты доминантной частоты ниже целевого ОГ (п. 13) из значений карты доминантной частоты выше целевого ОГ (п. 12);14) Calculation of the difference map by subtracting the values of the dominant frequency map below the target exhaust gas (Clause 13) from the values of the dominant frequency map above the target exhaust gas (Clause 12);
15) Совместный анализ полученной карты относительного изменения доминантной частоты (п. 14) с априорной геологической информацией о насыщении УВ целевого интервала/трещиноватости и др.15) A joint analysis of the resulting map of the relative change in the dominant frequency (p. 14) with a priori geological information about the saturation of the hydrocarbon target interval / fracture, etc.
16) Определение функциональной связи по результатам анализа (п. 15)16) Determination of the functional relationship according to the results of the analysis (p. 15)
17) Получение прогнозного насыщения из параметра затухания (п. 14) на основании функциональной связи (п. 16)17) Obtaining predictive saturation from the attenuation parameter (p. 14) based on a functional relationship (p. 16)
18) Получение геологический модели на основании карты прогнозного насыщения (п. 17)18) Obtaining a geological model based on a predictive saturation map (p. 17)
19) Определение запасов углеводородов на основании геологически модели (п. 18) Пример осуществления способа:19) Determination of hydrocarbon reserves on the basis of a geological model (p. 18) An example implementation of the method:
В качестве примера использовано месторождение N. Целевым объектом для оценки запасов нефти выступает пласт К.Field N was used as an example. The target for estimating oil reserves is reservoir K.
На месторождении получены данные сейсморазведки МОГТ ЗД на площади 220 кв.км путем возбуждения и приема упругих волн в зоне интереса. Также получены данные по 32 скважинам (измерения насыщенности пород целевого интервала), расположенных на площади исследования.The field obtained seismic data from the MOGT ZD on an area of 220 sq. Km by exciting and receiving elastic waves in the zone of interest. Data were also obtained for 32 wells (measurements of the saturation of rocks of the target interval) located on the study area.
Проведена обработка сейсморазведочных данных МОГТ с получением суммарного волнового поля.The MOGT seismic data were processed to obtain the total wave field.
С целью определения вейвлета выполнена привязка скважины к волновому полю, коэффициент корреляции составил 0.77 (Рис. 1), что позволяет определить сейсмический сигнал. Пример увязки скважинной модели (синий цвет) и сейсмической трассы (красный цвет).In order to determine the wavelet, the well was referenced to the wave field, the correlation coefficient was 0.77 (Fig. 1), which allows us to determine the seismic signal. An example of linking a downhole model (blue) and a seismic path (red).
На Рис. 2 Исходное волновое поле и на Рис. 3 Значения доминантной частоты по трассам волнового поля - наличие сигнала позволило применить алгоритм расчета доминантных частот по имеющемуся волновому полю.In Fig. 2 The initial wave field and in Fig. 3 The values of the dominant frequency along the paths of the wave field - the presence of a signal made it possible to apply an algorithm for calculating dominant frequencies from the existing wave field.
С использованием куба доминантных частот определены значения доминантной частоты выше и ниже целевого интервала в виде карт значений для каждой трассы суммарного волнового поля.Using a cube of dominant frequencies, the values of the dominant frequency are determined above and below the target interval in the form of value maps for each trace of the total wave field.
На Рис. 4 представлена Карта параметра затухания (черные квадраты - имеющиеся скважины)In Fig. 4 shows a map of the attenuation parameter (black squares - available wells)
Используя разработанный алгоритм выполнена оценка параметра затухания по площади вдоль целевого интервала (Рис. 4) путем расчета разностной карты доминантных частот.Using the developed algorithm, we estimated the attenuation parameter over the area along the target interval (Fig. 4) by calculating the difference map of dominant frequencies.
Совместный анализ параметра затухания и нефтенасыщенной мощности позволил установить функциональную связь между этими параметрами с коэффициентом корреляции около 0.7 (Рис. 5) Связь величины насыщенной мощности и параметра затухания в точках скважин).A joint analysis of the attenuation parameter and the oil-saturated power allowed us to establish a functional relationship between these parameters with a correlation coefficient of about 0.7 (Fig. 5) The relationship between the saturated power and the attenuation parameter at the well points).
Полученная функциональная связь позволила построить карту прогнозного значения насыщения из параметра затухания, которая в дальнейшем встраивалась в геологическую модель распространения насыщенных коллекторов по площади исследования (Рис. 6) Модель распространения насыщенных коллекторов на площади исследования).The obtained functional relationship made it possible to construct a map of the predicted saturation value from the attenuation parameter, which was then built into the geological model of the distribution of saturated reservoirs over the study area (Fig. 6) Model of the distribution of saturated reservoirs over the study area).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018143288A RU2718137C1 (en) | 2018-12-05 | 2018-12-05 | Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018143288A RU2718137C1 (en) | 2018-12-05 | 2018-12-05 | Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2718137C1 true RU2718137C1 (en) | 2020-03-30 |
Family
ID=70156563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018143288A RU2718137C1 (en) | 2018-12-05 | 2018-12-05 | Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2718137C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000048022A1 (en) * | 1999-02-12 | 2000-08-17 | Schlumberger Limited | Uncertainty constrained subsurface modeling |
| RU2210094C1 (en) * | 2002-11-18 | 2003-08-10 | Закрытое акционерное общество "Моделирование и мониторинг геологических объектов им.В.А.Двуреченского" | Method of geophysical prospecting to establish filtration capacitive properties of oil-and-gas bearing deposits in interwell space |
| WO2008130978A1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-10-30 | Apex Spectral Technology, Inc. | Methods of hydrocarbon detection using spectral energy analysis |
| US7650270B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-01-19 | Institut Francais Du Petrole | Method and simulating by fast Fourier transforms flows in a heterogeneous porous medium |
| EA020278B1 (en) * | 2007-08-02 | 2014-10-30 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Method for determining seismic data quality |
| CN105866835A (en) * | 2016-03-28 | 2016-08-17 | 中国石油大学(华东) | Fault 3D sealing quantitative evaluating method based on geostress distribution |
| US20170184761A1 (en) * | 2014-05-19 | 2017-06-29 | Total Sa | Method of determining a map of height of liquid hydrocarbon in a reservoir |
-
2018
- 2018-12-05 RU RU2018143288A patent/RU2718137C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000048022A1 (en) * | 1999-02-12 | 2000-08-17 | Schlumberger Limited | Uncertainty constrained subsurface modeling |
| RU2210094C1 (en) * | 2002-11-18 | 2003-08-10 | Закрытое акционерное общество "Моделирование и мониторинг геологических объектов им.В.А.Двуреченского" | Method of geophysical prospecting to establish filtration capacitive properties of oil-and-gas bearing deposits in interwell space |
| US7650270B2 (en) * | 2004-05-13 | 2010-01-19 | Institut Francais Du Petrole | Method and simulating by fast Fourier transforms flows in a heterogeneous porous medium |
| WO2008130978A1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-10-30 | Apex Spectral Technology, Inc. | Methods of hydrocarbon detection using spectral energy analysis |
| EA020278B1 (en) * | 2007-08-02 | 2014-10-30 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Method for determining seismic data quality |
| US20170184761A1 (en) * | 2014-05-19 | 2017-06-29 | Total Sa | Method of determining a map of height of liquid hydrocarbon in a reservoir |
| CN105866835A (en) * | 2016-03-28 | 2016-08-17 | 中国石油大学(华东) | Fault 3D sealing quantitative evaluating method based on geostress distribution |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0896677B1 (en) | Method for inverting reflection trace data from 3-d and 4-d seismic surveys | |
| Dou et al. | Full-wavefield inversion of surface waves for mapping embedded low-velocity zones in permafrost | |
| US9645268B2 (en) | Seismic orthogonal decomposition attribute | |
| AU2011320352B2 (en) | Model based inversion of seismic response for determining formation properties | |
| US8255166B2 (en) | Method of joint inversion of seismic data represented on different time scales | |
| CA3032077C (en) | Seismic spectral balancing | |
| Lee et al. | Delineation of gas hydrate reservoirs in the Ulleung Basin using unsupervised multi-attribute clustering without well log data | |
| US20140336940A1 (en) | Estimation of q-factor in time domain | |
| Liu et al. | Seismic characterization of a carbonate reservoir in Tarim Basin | |
| CN108508489B (en) | Seismic inversion method based on waveform micro-variation matching | |
| RU2722861C1 (en) | Static corrections calculation method | |
| Lideng et al. | Key technologies for seismic reservoir characterization of high water-cut oilfields | |
| Ding et al. | A novel neural network for seismic anisotropy and fracture porosity measurements in carbonate reservoirs | |
| US10876395B2 (en) | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection | |
| EA016874B1 (en) | Method for determining attributes associated with net-sand thickness | |
| RU2598979C1 (en) | Method for prediction of parameters of gas deposits | |
| CN108957534B (en) | Method and device for predicting gas saturation | |
| RU2572525C1 (en) | Reservoir location method for oil-source formations | |
| RU2700836C1 (en) | Method of reservoirs saturation prediction based on complex analysis of data cpp, stm, gis | |
| Cho | Stochastic discrete fracture network modeling in shale reservoirs via integration of seismic attributes and petrophysical data | |
| RU2718137C1 (en) | Method of estimating wave field attenuation parameter for determining hydrocarbon saturation of formation in borehole space in constructing geological model | |
| RU2348057C1 (en) | Method of defining fluid filling nature of deep natural underground reservoir (versions) | |
| CN110703329B (en) | Lithologic reservoir boundary determination method based on weak amplitude seismic reflection formation mechanism | |
| CN112764100B (en) | Reservoir oil gas range detection method and device | |
| RU2274878C1 (en) | Method for determining foundation points of operation wells during extraction of hydrocarbon deposits |