RU2764145C2 - Замещение текучей среды - Google Patents

Замещение текучей среды Download PDF

Info

Publication number
RU2764145C2
RU2764145C2 RU2019139035A RU2019139035A RU2764145C2 RU 2764145 C2 RU2764145 C2 RU 2764145C2 RU 2019139035 A RU2019139035 A RU 2019139035A RU 2019139035 A RU2019139035 A RU 2019139035A RU 2764145 C2 RU2764145 C2 RU 2764145C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
data
geophysical
fluid
replacement
geophysical parameter
Prior art date
Application number
RU2019139035A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2019139035A (ru
RU2019139035A3 (ru
Inventor
Андерс ДРЕГЕ
Original Assignee
Эквинор Энерджи Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эквинор Энерджи Ас filed Critical Эквинор Энерджи Ас
Publication of RU2019139035A publication Critical patent/RU2019139035A/ru
Publication of RU2019139035A3 publication Critical patent/RU2019139035A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2764145C2 publication Critical patent/RU2764145C2/ru

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
    • G01V1/30—Analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G01V1/50—Analysing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/614—Synthetically generated data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G01V2210/6161—Seismic or acoustic, e.g. land or sea measurements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G01V2210/6163—Electromagnetic
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G01V2210/6167—Nuclear
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G01V2210/6169—Data from specific type of measurement using well-logging
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/622—Velocity, density or impedance
    • G01V2210/6222—Velocity; travel time
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters
    • G01V2210/6242—Elastic parameters, e.g. Young, Lamé or Poisson
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters
    • G01V2210/6244—Porosity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters
    • G01V2210/6246—Permeability

Abstract

Изобретение относится к области геофизики. Заявлен способ замещения текучей среды, согласно которому обеспечивают набор исходных данных, набор замещающих данных, петрофизическую модель, при этом набор исходных данных содержит исходные данные геофизического параметра и исходные данные текучей среды, и в котором набор замещающих данных содержит замещающие данные текучей среды. Причем способ включает: использование (3) модели и набора исходных данных для вычисления первых вычисленных данных геофизического параметра; использование (5) модели и набора замещающих данных для вычисления вторых вычисленных данных геофизического параметра; вычисление (6) разности между первыми вычисленными данными геофизического параметра и вторыми вычисленными данными геофизического параметра; и применение (7) указанной разности к исходным данным геофизического параметра для обеспечения замещающих данных геофизического параметра. Технический результат – повышение точности и информативности получаемых данных. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу замещения текучей среды, способу разведки углеводородов и способу добычи углеводородов.
Замещение текучей среды представляет собой технологию, которую используют для прогнозирования свойств геологической структуры, такой как подземный резервуар, если бы текучая среда внутри геологической структуры отличалась от первоначальной текучей среды.
Например, резервуар может содержать горную породу и первоначальную текучую среду. Первоначальная текучая среда удерживается внутри пор горной породы.
При разведке углеводородов, геофизические исследования (такие как сейсморазведки) могут проводить по всей области резервуара. Кроме того, во время разведки резервуара может быть пробурена одна или более разведочных скважин. Однако вследствие очевидных практических ограничений, разведочные скважины могут быть использованы только на ограниченном количестве участков.
Так как диаграммы геофизических исследований скважины могут быть взяты из разведочной скважины (диаграммы геофизических исследований скважины, содержащие данные, относящиеся к геофизическим параметрам и первоначальной текучей среде, присутствующей в скважине), возможно прогнозирование данных геофизической разведки (например, данных сейсморазведки), которые были бы получены при наличии в геологической структуре другой текучей среды вместо первоначальной текучей среды. Другая текучая среда может являться текучей средой с отличающимся содержанием углеводородов по сравнению с первоначальной текучей средой.
Это может быть полезным, так как могут быть доступны данные геофизической разведки (например, данные сейсморазведки) для других участков в пределах геологической структуры, как указано выше. Использование замещения текучей среды позволяет попытаться сопоставить полученные данные геофизической разведки из других участков в геологической структуре с другими типами текучей среды, присутствующими на указанных других участках. Следовательно, обеспечивается возможность прогнозирования возможного наличия более предпочтительных текучих сред для добычи в геологической структуре (таких как текучие среды с более высоким содержанием углеводородов), или просто для понимания свойств текучей среды в пределах резервуара.
Замещение текучей среды Гассмана в настоящее время является стандартом осуществления замещения текучей среды.
В этом способе модуль упругости при сдвиге и объемный модуль упругости породы с исходной текучей средой обнаруживают с использованием данных сейсморазведки p–волны (из диаграммы геофизических исследований скважины), данных сейсморазведки s–волны (из диаграммы геофизических исследований скважины) и плотности (из диаграммы геофизических исследований скважины).
Затем могут оценивать объемный модуль упругости, модуль упругости при сдвиге и плотность твердого материала породы (например, материала/минералов, фактически образующих породу).
Вычисляют объемный модуль упругости и модуль упругости при сдвиге сухой породы (например, порода без присутствия какой–либо текучей среды). Объемный модуль упругости и модуль упругости при сдвиге сухой породы отличается от объемного модуля упругости материала породы, так как объемный модуль упругости материала породы не учитывает структуру породы, например, пористость, но относится только материалу, образующему породу.
Затем, насыщенность текучей среды изменяют с насыщенности исходной текучей среды (которая может быть известна из диаграммы геофизических исследований скважины) на насыщенность замещающей текучей среды (которую определяет пользователь способа). Объемный модуль упругости и плотность замещающей текучей среды затем вычисляют или получают из измерений. Объемный модуль упругости замещающей текучей среды, объемный модуль упругости и модуль упругости при сдвиге сухой породы и пористость породы (которые могут быть известны из диаграммы геофизических исследований скважины) используют для вычисления объемного модуля упругости породы с замещающей текучей средой. Предполагается, что модуль упругости при сдвиге породы с замещающей текучей средой равен модулю упругости при сдвиге сухой породы.
Находят плотность породы с замещающей текучей средой.
Из плотности, модуля упругости при сдвиге и объемного модуля упругости породы с замещающей текучей средой могут быть обнаружены скорости p–волны и s–волны. Эти скорости затем, в свою очередь, могут использовать для генерации сгенерированных данных сейсморазведки (и/или для генерации одного или более атрибутов по данным сейсморазведки, таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки). Сгенерированные данные сейсморазведки (и/или атрибут(ы) по данным сейсморазведки) могут быть сравнены с полученными данными сейсморазведки (и/или соответствующим полученным атрибутом (атрибутами) по данным сейсморазведки). Сгенерированные данные сейсморазведки (и/или атрибут(ы) по данным сейсморазведки) затем могут быть сопоставлены с полученными данными сейсморазведки (и/или атрибутом (атрибутами) по данным сейсморазведки) на других участках в геологической структуре (или для любой другой желаемой цели).
Однако этот способ имеет некоторые ограничения.
Во–первых, в нем требуется, чтобы пользователь способа знал много параметров породы с исходной текучей средой (например, требуются обе скорости p–волны и s–волны для породы с исходной текучей средой, и требуется знание или получение объемного модуля упругости материала/минерала породы).
Во–вторых, подход Гассмана основан на нескольких предположениях, которые не всегда соответствуют действительности для реальных пород. Например, предполагается, что твердая часть породы является однородной, используют только сейсмические частоты (предпочтительно, максимально приближенные к нулю, такие как меньше 100Гц), присутствует свободный поток текучей среды через породу (т.е. отсутствуют изолированные или полуизолированные поры), и взаимодействие между материалом породы и текучей средой отсутствует. Разумеется, в реальных породах эти предположения часто нарушаются. Например, при низкой пористости реальной породы нарушается предположение о свободном потоке текучей среды. Когда реальные породы нарушают эти предположения, техника замещения Гассмана может приводить к большим ошибкам в оценках скорости распространения сейсмических волн для породы с замещающей текучей средой.
В–третьих, техника Гассмана может обеспечивать нефизические результаты, если один из вводимых параметров является неверным, что может происходить вследствие плохой записи плотности или пористости в диаграмме геофизических исследований.
В–четвертых, техника Гассмана является ненадежной, если рассматриваемая порода является породой карбонатного типа.
В–пятых, от пользователя требуются углубленные знания петрофизики для правильного осуществления замещения Гассмана. Это означает, что только лишь небольшое количество людей, обладающих требуемой компетенцией, могут осуществлять замещение текучей среды Гассмана.
Вследствие этих ограничений, настоящее изобретение предлагает более простой и надежный способ замещения текучей среды.
Согласно первому аспекту изобретение обеспечивает способ замещения текучей среды, согласно которому обеспечивают набор исходных данных, набор замещающих данных, петрофизическую модель, при этом набор исходных данных содержит исходные данные геофизического параметра и исходные данные текучей среды, а набор замещающих данных содержит замещающие данные текучей среды, причем способ включает: использование модели и набора исходных данных для вычисления первых вычисленных данных геофизического параметра; использование модели и набора замещающих данных для вычисления вторых вычисленных данных геофизического параметра; вычисление разности между первыми вычисленными данными геофизического параметра и вторыми вычисленными данными геофизического параметра; и применение указанной разности к исходным данным геофизического параметра для обеспечения замещающих данных геофизического параметра.
Этот способ является более простым и надежным способом замещения текучей среды, который не имеет недостатков в виде ограничений, описанных выше в связи со стандартным способом замещения текучей среды Гассмана.
Эго преимущества обусловлены тем, что настоящий способ обеспечивает непрямое нахождение замещающих геофизических параметров, т.е. настоящий способ обеспечивает нахождение разности между первыми вычисленными данными геофизического параметра и вторыми вычисленными данными геофизического параметра, а затем применяет эту разность к фактическим первоначальным данным для нахождения замещающих данных. С другой стороны вывод этапов моделирования настоящего способа представляет собой всего лишь разность между двумя моделированными величинами, и эту разность затем используют для модификации фактических исходных данных. Это обеспечивает более надежный способ, так как устраняет вероятные погрешности, проистекающие из моделей.
В отличие от него, способ предыдущего уровня техники обеспечивает прямое нахождение замещающего геофизического параметра, т.е. замещающий геофизический параметр является прямым выводом этапов моделирования способа.
При удовлетворении всех предположений и требований Гассмана, настоящий способ обеспечивает такой же результат, что и способ предыдущего уровня техники. Однако когда предположения Гассмана не удовлетворены, настоящий способ обеспечивает лучший результат.
Этап использования модели и набора исходных данных для вычисления первых вычисленных данных геофизического параметра может быть осуществлен с использованием теории Гассмана. Этап использования модели и набора замещающих данных для вычисления вторых вычисленных данных геофизического параметра может быть осуществлен с использованием теории Гассмана. Несмотря на то, что теория Гассмана может быть использована в настоящем способе, в связи с непрямой сущностью настоящего способа, избегаются погрешности и ограничения, ассоциируемые с прямым вычислением Гассмана.
«Вычисление» первых/вторых вычисленных данных геофизического параметра может означать «определение», «оценку» или «нахождение» указанных данных с использованием модели.
По сравнению со способом предыдущего уровня техники настоящий способ обеспечивает более быстрое и простое замещение текучей среды, которое требует меньшего количества операций, меньшего количества вводов и меньшего количества этапов, при этом являясь более надежным. Также он понижает компетенцию пользователя способа, требуемую для успешного осуществления замещения текучей среды.
Использование модели и набора исходных данных для вычисления первого вычисленного значения геофизического параметра может включать калибровку модели с использованием набора исходных данных. Во время калибровки исходные данные используют для калибровки модели. Откалиброванная модель может быть определена множеством параметров, один из которых может быть рассматриваемым геофизическим параметром. Этот геофизический параметр откалиброванной модели может быть первым вычисленным геофизическим параметром, упомянутым выше.
Первые вычисленные данные геофизического параметра могут отличаться от исходных данных геофизического параметра.
Использование модели и набора замещающих данных для вычисления второго вычисленного значения геофизического параметра может включать использование откалиброванной модели и набора замещающих данных для вычисления второго вычисленного значения геофизического параметра. В этом случае модель, калибруемую с использованием исходных данных, затем используют для нахождения второго вычисленного значения геофизического параметра. Это может быть достигнуто путем ввода набора замещающих данных (например, замещающих данных текучей среды) в откалиброванную модель.
Вторые вычисленные данные геофизического параметра могут отличаться от первых вычисленных данных геофизического параметра.
Геофизический параметр может содержать скорость распространения сейсмических волн (или может состоять из нее).
Геофизический параметр может содержать скорость p–волны (или может состоять из нее). В этом случае набор исходных данных, используемый для вычисления первого вычисленного значения скорости p–волны, может не содержать скорости s–волны. В отличие от способа Гассмана предыдущего уровня техники, в настоящем способе не требуется наличие данных исходной скорости s–волны при нахождении замещающих данных скорости p–волны. Это является преимуществом настоящего способа, так как существующие диаграммы геофизических исследований скважины не содержат данных скорости s–волны; получение данных скорости s–волны является дорогостоящим, и данные скорости s–волны содержат больше шума, чем данные скорости p–волны. Скорость p–волны может быть найдена из диаграмм геофизических исследований скважины или сейсмических разведок.
Геофизический параметр может содержать скорость s–волны (или может состоять из нее). В этом случае набор исходных данных, используемый для вычисления первого вычисленного значения скорости s–волны, может не содержать скорости p–волны. В отличие от способа Гассмана предыдущего уровня техники в настоящем способе не требуется наличие данных исходной p–волны при нахождении замещающих данных скорости s–волны. Скорость s–волны может быть обнаружена из диаграмм геофизических исследований скважины или сейсмических разведок.
Набор исходных данных может не содержать данных скорости s–волны.
Таким образом, набор исходных данных может иметь только одно из данных скорости p–волны и s–волны.
Набор исходных данных может содержать плотность породы (например, плотность породы с исходной текучей средой), объем сланцевой глины, объем глины, пористость, глубину и/или геотермический градиент. Эти данные могут дополнять исходные данные геофизических параметров и исходные данные текучей среды, упомянутые выше. Все эти данные являются доступными, например, из стандартных диаграмм геофизических исследований скважины, или по меньшей мере легко подлежат оценке, и не требуют глубоких знаний петрофизики для их применения в настоящем способе. Набор исходных данных может состоять из исходных данных геофизических параметров, упомянутых выше исходных данных текучей среды и одного или более из плотности, объема сланцевой глины, объема глины, пористости, глубины и/или геотермического градиента.
Исходные данные текучей среды могут содержать насыщенность и/или свойства исходной текучей среды (или состоять из них). Свойства текучей среды могут содержать объемный модуль упругости и/или плотность исходной текучей среды, или состоять из них.
Эти данные могут быть вычислены и/или измерены. Они не требуют глубокого знания петрофизики для их применения в настоящем способе.
Исходные данные текучей среды могут быть для насыщенного раствора или текучей среды, содержащей существенный уровень насыщенного раствора (например, более 30%, 50%, 70% или 90% насыщенного раствора). Дополнительно или альтернативно, исходные данные текучей среды могут быть для углеводородов или текучей среды, содержащей существенный уровень углеводородов (например, более 30%, 50%, 70% или 90% углеводородов). Исходная текучая среда может представлять собой смесь, содержащую углеводороды и насыщенный раствор (или состоящую из них).
Термин «насыщенность», используемый в настоящем документе, может описывать долю двух текучих сред, смешанных для образования фактически присутствующей текучей среды (например, исходной текучей среды). В качестве примера, насыщенность, составляющая 0,9, может означать 90% насыщенного раствора и 10% углеводорода данного типа.
Набор исходных данных может не содержать каких–либо других форм данных кроме указанных выше, т.е. первый вычисленный геофизический параметр может быть вычислен только с использованием упомянутых выше данных, например, модель может быть откалибрована только с использованием упомянутых выше данных.
Набор исходных данных может содержать только данные, доступные для использования, или по меньшей мере подлежащие простой оценке и простые в использовании. Отсутствует необходимость в получении данных, не доступных для использования, или в получении данных другим способом, требующим высокой квалификации пользователя. Все исходные данные могут быть получены из доступных для использования стандартных диаграмм геофизических исследований скважины.
Таким образом, данные первого вычисленного геофизического параметра могут быть вычислены только с использованием данных, доступных для использования и простых в использовании, например, модель может быть откалибрована только с использованием данных, доступных для использования и простых в использовании. Данные первого вычисленного геофизического параметра могут быть вычислены (исключительно) с использованием простых в получении данных из доступных для использования стандартных диаграмм геофизических исследований скважины в указанной модели.
Набор исходных данных может содержать наблюдаемые, измеренные, полученные или оцененные/вычисленные данные из физической геологической структуры (такой как резервуар, например, для диаграмм геофизических исследований скважины). Дополнительно или альтернативно, набор исходных данных может содержать данные, полученные в модели.
Замещающие данные текучей среды могут содержать насыщенность и/или свойства замещающей текучей среды (или состоять из них). Свойства текучей среды могут содержать объемный модуль упругости и/или плотность, или состоять из них.
Замещающие данные текучей среды могут быть выбраны пользователем способа в зависимости от текучей среды, наличие которой в породе было бы желательно для пользователя. Например, свойства текучей среды (такие как объемный модуль упругости и/или плотность) могут быть выбраны, определены и/или вычислены. Насыщенность может быть выбрана и/или определена. Насыщенность вместе со свойствами текучей среды компонентов текучей среды, составляющих замещающую текучую среду (например, насыщенный раствор и углеводороды), может быть использована для нахождения, вычисления или оценки свойств текучей среды (например, объемный модуль упругости и/или плотность) замещающей текучей среды в целом.
Замещающие данные текучей среды могут быть обнаружены путем сопоставления замещающих данных геофизического параметра (например, замещающие данные скорости распространения сейсмических волн) и/или сгенерированных данных геофизической разведки, сгенерированных из замещающих данных геофизического параметра (и/или одного или более геофизических атрибутов, выведенных из указанных сгенерированных данных геофизической разведки, таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки) с измеренными данными геофизического параметра и/или измеренными данными геофизической разведки (и/или соответствующего атрибута (атрибутов), выведенного из указанных измеренных данных геофизической разведки, таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки) на другом участке (участках) в геологической структуре. Этот процесс может являться итеративным.
Замещающие данные текучей среды могут быть для углеводородов или текучей среды, содержащей существенные количества углеводородов (например, более 30%, 50%, 70% или 90% углеводородов). Замещающие данные текучей среды могут быть для текучей среды, нахождение которой где–либо в пределах геологической структуры является желаемым. Замещающие данные текучей среды могут быть для насыщенного раствора или текучей среды, содержащей существенные количества насыщенного раствора (например, более 30%, 50%, 70% или 90% насыщенного раствора). Замещающие данные текучей среды могут содержать смесь насыщенного раствора и углеводородов. Замещающая текучая среда может отличаться от исходной текучей среды.
Набор замещающих данных может состоять из замещающих данных текучей среды. Набор замещающих данных может не содержать каких–либо данных, относящихся к геофизическому параметру, так как они подлежат вычислению с использованием настоящего способа. Набор замещающих данных может также не содержать никаких указанных выше других типов данных (например, плотность породы, объем сланцевой глины, объем глины, пористость, глубина и/или геотермический градиент), так как это не требуется для включения этих данных в набор замещающих данных.
Вычисление вторых вычисленных данных геофизического параметра не требует использования каких–либо данных, кроме замещающих данных текучей среды вследствие применения откалиброванной модели. Так как модель была откалибрована с использованием первого набора данных, все, что требуется для нахождения вторых вычисленных данных геофизического параметра это изменение замещающих данных текучей среды в модели для вывода вторых вычисленных данных геофизического параметра.
Данные, относящиеся к объемному модулю упругости твердой породы, могут быть автоматически установлены в процессе калибровки. Под «твердой породой» подразумевается объемный модуль упругости материала/минералов, образующих саму породу. Это отличается от способа Гассмана предыдущего уровня техники, в котором от пользователя требовался ввод объемного модуля упругости твердой породы. Следовательно, в настоящем способе может отсутствовать необходимость обработки, нахождения или понимания данных, относящихся к объемному модулю упругости твердой породы, пользователем настоящего способа.
В настоящем способе обеспечивается автоматическая оценка свойств сухой породы в процессе калибровки. Свойства сухой породы могут представлять собой объемный модуль упругости и/или модуль упругости при сдвиге, и/или плотность породы без нахождения исходной (или какой–либо) текучей среды в ней. Это отличается от способа Гассмана предыдущего уровня техники, в котором требуется нахождение пользователем свойств сухой породы. Следовательно, в настоящем способе может отсутствовать необходимость обработки, нахождения или понимания свойств сухой породы пользователем настоящего способа.
Таким образом, в настоящем способе отсутствует необходимость осуществления способа квалифицированным и опытным пользователем с глубоким знанием петрофизики.
Способ может быть автоматизированным. Под автоматизированным подразумевается, что после обеспечения наборов исходных и замещающих данных, способ может переходить далее без ввода пользователя. Это возможно для настоящего способа, так как от пользователя не требуется никакого ввода. В отличие от этого, способ Гассмана предыдущего уровня техники требовал ввода от квалифицированного и опытного пользователя для принятия обоснованных решений касательно петрофизики.
Способ может включать выбор модели. Это может быть осуществлено пользователем/оператором способа. Настоящий способ не ограничен каким–либо конкретным применением. Однако, как известно, некоторые петрофизические модели описывают определенные типы породы лучше других.
Модель может представлять собой кремнисто–обломочную модель, такую как первая модель Герца–Миндлина. Она может быть применима, если рассматриваемые породы являются кремнисто–обломочными.
Модель может представлять собой карбонатную модель, такую как модель Т–матриц. Она может быть применима, если рассматриваемые породы являются карбонатными.
Модель может представлять собой некремнисто–обломочную модель, такую как модель Т–матриц. Она может быть применима, если рассматриваемые породы являются некремнисто–обломочными.
В частности, способ предыдущего уровня техники, основанный на теории Гассмана, может обеспечивать неточные результаты для карбонатных пород. Настоящий способ не имеет этих недостатков.
Модель может объяснять или описывать соотношение между скоростью (например, скоростью распространения сейсмических волн, такой как скорость p–волны и/или s–волны) и физическими признаками породы (такими как пористость).
Способ может включать получение замещающих данных текучей среды путем выбора и/или измерения, и/или вычисления замещающих данных текучей среды. Как указано выше, замещающие данные текучей среды могут быть выбраны в зависимости от желаемого типа замещающей текучей среды. В частности, может быть выбрана насыщенность замещающей текучей среды. Дополнительно или альтернативно могут быть вычислены или измерены замещающие данные текучей среды. Например, могут быть вычислены или измерены объемный модуль упругости и плотность текучей среды.
Замещающие данные текучей среды могут быть получены (например, выбраны, оценены или вычислены) с целью попытки сопоставления замещающих данных геофизического параметра с измеренными/полученными данными рассматриваемого геофизического параметра на другом участке (участках) в геологической структуре (например, через итеративный процесс).
Однако предпочтительно использование замещающих данных геофизического параметра (например, скорость распространения сейсмических волн) для генерации сгенерированных данных геофизической разведки (таких как данные сейсморазведки) и/или одного или более сгенерированных атрибутов, выведенных из указанных сгенерированных данных геофизической разведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки). Сгенерированный атрибут(ы) и/или данные геофизической разведки могут быть сравнены с полученными данными геофизической разведки (такими как полученные данные сейсморазведки) из другого участка (участков) в геологической структуре, и/или сравнены с соответствующим атрибутом (атрибутами), выведенными из указанных полученных данных геофизической разведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки, соответственно). Сравнение может быть использовано для попытки установления, какая текучая среда может присутствовать в другом участке (участках) в геологической структуре. Процесс может включать сопоставление сгенерированного атрибута (атрибутов) и/или данных геофизической разведки с полученным атрибутом (атрибутами) и/или данными геофизической разведки путем изменения набора замещающих данных. Это сопоставление может являться итеративным.
После того, как сгенерированный атрибут(ы) и/или данные геофизической разведки соответствуют измеренным/полученным данным и/или атрибуту (атрибутам), вероятно текучая среда, находящаяся в геологической структуре на указанном другом участке (участках), имеет свойства текучей среды, идентичные или подобные свойствам замещающей текучей среды.
Способ может содержать получение полученных данных геофизической разведки, например, путем осуществления геофизической разведки (такой как сейсморазведка) по области геологической структуры.
Атрибут может являться геофизическим атрибутом, который может являться типом данных, описывающим физические свойства геологической структуры. Атрибут может представлять собой физическую характеристику геологической структуры. В частности, он может являться характеристикой, описывающей поведение геологической структуры при исследовании геологической структуры с использованием геофизической энергии, такой как сейсмическая энергия.
Способ может включать получение набора исходных данных путем измерения и/или вычисления набора исходных данных. Как указано выше, набор исходных данных может быть измерен из диаграмм геофизических исследований скважины (например, для любого из типов исходных данных (возможно, включая скорость p–волны и/или s–волны)). Однако по меньшей мере некоторая часть набора исходных данных может быть также смоделирована или оценена.
Таким образом, способ может включать получение по меньшей мере некоторых данных из набора исходных данных из диаграмм геофизических исследований скважины. Из диаграмм геофизических исследований скважины могут быть получены плотность породы, объем сланцевой глины, объем глины, пористость, глубина и/или геотермический градиент. Данные геофизического параметра (например, скорость распространения сейсмических волн) может быть также найдена из диаграмм геофизических исследований скважины.
В этом случае способ может также включать бурение скважины для получения указанных диаграмм геофизических исследований скважины.
Согласно второму аспекту изобретение обеспечивает способ разведки углеводородов, включающий: осуществление любого из вышеуказанных способов и использование замещающих данных геофизического параметра для разведки углеводородов.
Использование замещающих данных геофизического параметра для разведки углеводородов может включать генерацию сгенерированных данных геофизической разведки из замещающих данных геофизического параметра и/или одного или более геофизических атрибутов, выведенных из указанных сгенерированных данных геофизической разведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки). Могут быть обеспечены полученные данные геофизической разведки из участка в геологической структуре, отличающегося от того, из которого получен набор исходных данных и/или один соответствующий атрибут или более атрибутов, выведенных из указанных полученных данных геофизической разведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки). Способ может включать сравнение полученного атрибута (атрибутов) и/или данных геофизической разведки со сгенерированным соответствующим атрибутом (атрибутами) и/или данными геофизической разведки. Из указанного сравнения способ может включать оценку типа текучей среды, присутствующей на участке, из которого получены полученные данные. В случае желаемого типа оцененной текучей среды, способ может включать бурение скважины на указанном участке или рядом с ним.
Данные геофизической разведки могут быть данными сейсморазведки. Указанный один или более атрибуты могут являться атрибутами по данным сейсморазведки (такими как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки).
Способ может включать получение полученных данных геофизической разведки.
Разведка углеводородов может включать сопоставление сгенерированного атрибута (атрибутов) и/или данных геофизической разведки с полученным соответствующим атрибутом (атрибутами) и/или данными геофизической разведки на одном или более разных участках в геологической структуре. После того, как сгенерированный атрибут(ы) и/или данные геофизической разведки соответствуют соответствующему полученному атрибуту (атрибутам) и/или данным геофизической разведки, вероятно, текучая среда, находящаяся в геологической структуре на указанном другом участке (участках), имеет свойства текучей среды, идентичные или подобные свойствам замещающей текучей среды. Процесс сопоставления может быть итеративным.
Согласно третьему аспекту изобретение может обеспечивать способ добычи углеводородов, включающий: осуществление любого из способов согласно первому или второму аспектам; и добычу углеводородов.
Углеводороды могут быть добыты через скважину, пробуренную на участке или рядом с ним согласно вычислениям содержащем желаемую текучую среду.
Согласно четвертому аспекту изобретение обеспечивает компьютерный программный продукт, содержащий читаемые компьютером команды, который при выполнении на компьютере выполнен с возможностью осуществления любого из способов, описанных выше.
Изобретение может быть реализовано с использованием машинного обучения. Например, способ может включать использование машинного обучения для осуществления по меньшей мере части способа. Один, несколько или все из этапов способа могут включать использование машинного обучения. Использование машинного обучения может включать использование алгоритмов регрессии на основе машинного обучения, например.
Машинное обучение предпочтительно используют для калибровки петрофизической модели. В предпочтительном варианте реализации модель калибруют с использованием машинного обучения посредством нелинейной многомерной регрессии.
Определенные предпочтительные варианты реализации будут описаны ниже исключительно в качестве примера и со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых
На фиг. 1 показана последовательность действий одного варианта реализации настоящего изобретения; и
На фиг. 2 показан график скорости p–волны в зависимости от пористости, на котором выделены некоторые этапы настоящего способа.
Со ссылкой на фиг. 1 показана последовательность действий варианта реализации настоящего способа.
На этапе 1 в подпочвенной геологической структуре, такой как резервуар углеводородов, пробуривают разведочную скважину. После или во время этого этапа бурения может быть собран набор исходных данных. Это может быть осуществлено путем получения диаграмм геофизических исследований скважины (этап 1a). Диаграммы геофизических исследований скважины являются стандартными диаграммами геофизических исследований скважины. Диаграммы геофизических исследований скважины состоят из диаграммы каротажа сопротивления (который используют для оценки насыщенности текучей среды, находящейся в породе); скорости p–волны; плотности породы с текучей среды, находящейся в породе; объема сланцевой глины и/или объема глины (который может быть обнаружен из диаграммы гамма–каротажа); и пористости породы. Исходные данные не должны содержать нестандартных диаграмм геофизических исследований скважины, таких как скорость s–волны. Набор исходных данных также содержит свойства текучей среды, присутствующей в породе (т.е. объемный модуль упругости и плотность), которые могут быть измерены или оценены.
На этапе 2 выбирают петрофизическую модель. Выбор основан на типе породы, присутствующей в геологической структуре (например, кремнисто–обломочная или карбонатная). Может быть использована любая петрофизическая модель, надлежащим образом описывающая породы, присутствующие в геологической структуре.
На этапе 3 петрофизическую модель калибруют с использованием данных диаграммы геофизических исследований скважины. Это обеспечивает первое вычисленное значение скорости p–волны. Со ссылкой на фиг. 2 показан график скорости p–волны (vp) в зависимости от пористости (ø). На фиг. 2 первоначальные данные p–волны и пористости обозначены символом □. Из диаграммы геофизических исследований скважины может быть множество таких точек данных, но только две показаны на фиг. 2 для ясности. После калибровки петрофизической модели с использованием исходных данных, откалиброванная скорость p–волны в откалиброванной модели для данной пористости может отличаться от измеренной скорости p–волны для одинаковой пористости. На фиг. 2 первое вычисленное значение скорости p–волны обозначено символом ○. Первое вычисленное значение скорости p–волны может быть найдено для каждого из значений исходной скорости p–волны в исходных данных.
На этапе 4 обеспечиваются новые данные текучей среды (например, насыщенность, плотность и объемный модуль упругости). Они могут быть выбраны пользователем способа или могут быть обнаружены в процессе сопоставления в попытке сопоставить сгенерированные данные сейсморазведки (и/или один атрибут или более атрибутов, выведенных из сгенерированных данных сейсморазведки, таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки), сгенерированные из замещающей скорости p–волны, которые являются выводом из настоящего способа, с полученными данными сейсморазведки (и/или соответствующим атрибутом (атрибутами), выведенным из полученных данных сейсморазведки), полученными из другого участка (участков) в геологической структуре.
На этапе 5 находят второе вычисленное значение скорости p–волны с использованием откалиброванной модели с новым данными текучей среды. Со ссылкой на фиг. 2 это второе вычисленное значение скорости p–волны обозначено символом ● и может отличаться от первого вычисленного значения скорости p–волны для одинакового значения пористости. Второе вычисленное значение скорости p–волны может быть найдено для каждого из первых вычисленных значений скорости p–волны.
На этапе 6 находят разность (Δvp) между первым и вторым вычисленными значениями скорости p–волны. Это может происходить для каждого из соответствующих первого и второго вычисленных значений скорости p–волны.
На этапе 7 указанные соответствующие разности (Δvp) применяют к соответствующим значениям (□) p–волны первоначальных диаграмм геофизических исследований скважины для нахождения замещающих данных (■) p–волны. Это происходит для каждого из значений (□) исходных данных p–волны. Таким образом, выводом из этапа 7 являются замещающие данные (■) p–волны: оценка скорости p–волны, которая присутствовала бы в случае замещения текучей среды в породе на другую текучую среду.
На этапе 8 замещающую скорость p–волны используют для генерации сгенерированных данных сейсморазведки и/или одного атрибута или более атрибутов, выведенных из сгенерированных данных сейсморазведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки). Сгенерированный атрибут(ы) и/или данные сейсморазведки сравнивают с полученным соответствующим атрибутом (атрибутами) и/или данными сейсморазведки, выведенными из полученных данных сейсморазведки (таких как акустический импеданс и/или соотношение скорости p–волны к скорости s–волны, и/или амплитуда в зависимости от угла, и/или обращенные данные сейсморазведки) на одной или более разных участках в геологической структуре (которые могут быть известны из сейсморазведки геологической структуры – способ может также содержать осуществление такой разведки) для проверки, соответствует ли атрибут(ы) и/или сгенерированные данные сейсморазведки любому из атрибута (атрибутов) и/или полученных данных сейсморазведки. Этапы 4–8 могут быть осуществлены итеративно в попытке сопоставления полученных данных сейсморазведки с возможными замещающими данными текучей среды.
На этапе 9 способ включает идентификацию одного или более возможных участков в геологической структуре, где может находиться текучая среда с желаемыми данными текучей среды (такими как насыщенность, плотность и объемный модуль упругости, указывающие на наличие углеводородной текучей среды).
На этапе 10 способ включает бурение новой скважины (скважин) на указанном участке (участках).
На этапе 11, если в соответствии с прогнозом обнаружено, что текучая среда на указанном участке (участках) принадлежит к желательному типу (например, высокое содержание углеводородов), способ включает добычу углеводородов из указанной новой скважины (скважин).

Claims (40)

1. Способ замещения текучей среды в геофизических данных, согласно которому обеспечивают набор исходных данных, набор замещающих данных и петрофизическая модель, при этом набор исходных данных содержит исходные данные геофизического параметра и исходные данные текучей среды, а набор замещающих данных содержит замещающие данные текучей среды, причем способ включает:
использование модели и набора исходных данных для вычисления первых вычисленных данных геофизического параметра;
использование модели и набора замещающих данных для вычисления вторых вычисленных данных геофизического параметра;
вычисление разности между первыми вычисленными данными геофизического параметра и вторыми вычисленными данными геофизического параметра; и
применение указанной разности к исходным данным геофизического параметра для обеспечения замещающих данных геофизического параметра.
2. Способ по п. 1, в котором использование модели и набора исходных данных для вычисления первого вычисленного значения геофизического параметра включает калибровку модели с использованием набора исходных данных.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором использование модели и набора замещающих данных для вычисления второго вычисленного значения геофизического параметра включает использование откалиброванной модели и набора замещающих данных для вычисления второго вычисленного значения геофизического параметра.
4. Способ по п. 3, в котором геофизический параметр содержит скорость распространения сейсмических волн.
5. Способ по п. 4, в котором геофизический параметр представляет собой скорость p-волны, а набор исходных данных, используемых для вычисления первого вычисленного значения скорости p-волны, не содержит скорости s-волны.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором набор исходных данных содержит плотность породы, объем сланцевой глины или объем глины, пористость, глубину.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором исходные данные текучей среды содержат насыщенность исходной текучей среды и данные о свойствах исходной текучей среды.
8. Способ по п. 7, в котором исходные данные о свойствах текучей среды содержат объемный модуль упругости и/или плотность исходной текучей среды.
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором замещающие данные текучей среды содержат насыщенность замещающей текучей среды и данные о свойствах замещающей текучей среды.
10. Способ по п. 9, в котором данные о свойствах замещающей текучей среды содержат объемный модуль упругости и/или плотность замещающей текучей среды.
11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором пользователь не управляет данными, относящимися к объемному модулю упругости твердой породы, во время осуществления способа.
12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором пользователь не управляет данными, относящимися к свойствам сухой породы, во время осуществления способа.
13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором способ может быть автоматизирован.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий выбор модели.
15. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий получение замещающих данных текучей среды путем выбора, и/или измерения, и/или вычисления замещающих данных текучей среды.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий нахождение замещающих данных текучей среды путем:
генерации сгенерированных данных геофизической разведки из замещающих данных геофизического параметра и/или генерации одного или более атрибутов, выведенных из указанных сгенерированных данных геофизической разведки;
сравнения указанных сгенерированных данных геофизической разведки и/или атрибута (атрибутов) с полученными данными геофизической разведки и/или соответствующим одним или более атрибутами, выведенными из указанных полученных данных геофизической разведки, причем указанные полученные данные геофизической разведки были получены из участка, отличающегося от участка происхождения набора исходных данных; и
нахождения замещающих данных текучей среды путем сопоставления сгенерированных данных геофизической разведки и/или атрибута (атрибутов) с полученными данными геофизической разведки и/или соответствующим атрибутом (атрибутами).
17. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий получение набора исходных данных путем измерения и/или вычисления набора исходных данных.
18. Способ по п. 17, включающий получение по меньшей мере некоторых данных из набора исходных данных из диаграмм геофизических исследований скважины.
19. Способ по п. 18, включающий бурение скважины для получения указанных диаграмм геофизических исследований скважины.
20. Способ разведки углеводородов, включающий:
осуществление любого из способов по пп. 1-19, и
применение замещающих данных геофизического параметра для разведки углеводородов.
21. Способ по п. 20, в котором использование замещающих данных геофизического параметра для разведки углеводородов включает:
генерацию сгенерированных данных геофизической разведки и/или атрибута (атрибутов), выведенного из указанных сгенерированных данных геофизической разведки, из замещающих данных геофизического параметра;
сравнение полученных данных геофизической разведки и/или соответствующих атрибутов, выведенных из указанных полученных данных геофизической разведки, с соответствующими сгенерированными данными геофизической разведки и/или атрибутами, выведенными из указанных сгенерированных данных геофизической разведки;
на основании указанного сравнения оценку типа текучей среды, присутствующей на участке, из которого были собраны полученные данные геофизического параметра, и
в случае желаемого типа оцененной текучей среды бурение скважины на указанном участке или рядом с ним.
22. Способ добычи углеводородов, включающий:
осуществление любого из способов по любому из предыдущих пунктов; и
добывание углеводородов.
23. Способ по п. 22, в котором углеводороды добывают через скважину, пробуренную на участке, который согласно вычислениям содержит желаемую текучую среду, или рядом с ним.
24. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий использование машинного обучения для осуществления по меньшей мере части способа.
25. Компьютер, выполненный с возможностью исполнения читаемых компьютером команд для осуществления любого из способов по любому из предыдущих пунктов.
RU2019139035A 2017-05-11 2018-05-11 Замещение текучей среды RU2764145C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1707560.7A GB2562285B (en) 2017-05-11 2017-05-11 Fluid substitution
GB1707560.7 2017-05-11
PCT/NO2018/050123 WO2018208172A1 (en) 2017-05-11 2018-05-11 Fluid substitution

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2019139035A RU2019139035A (ru) 2021-06-11
RU2019139035A3 RU2019139035A3 (ru) 2021-07-15
RU2764145C2 true RU2764145C2 (ru) 2022-01-13

Family

ID=59201609

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019139035A RU2764145C2 (ru) 2017-05-11 2018-05-11 Замещение текучей среды

Country Status (9)

Country Link
US (1) US11269104B2 (ru)
CN (1) CN110945384B (ru)
AU (1) AU2018264743B2 (ru)
CA (1) CA3062621A1 (ru)
GB (1) GB2562285B (ru)
MX (1) MX2019013473A (ru)
NO (1) NO20191444A1 (ru)
RU (1) RU2764145C2 (ru)
WO (1) WO2018208172A1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006062612A2 (en) * 2004-12-06 2006-06-15 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated anisotropic rock physics model
CN102096107A (zh) * 2009-12-09 2011-06-15 中国石油天然气股份有限公司 一种根据声波时差和密度反演孔隙扁度进行储层渗透性评价的方法
CN104714249A (zh) * 2014-11-07 2015-06-17 中国石油化工股份有限公司 直接提取流体因子的新方法
CN106443780A (zh) * 2016-08-31 2017-02-22 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种页岩气地层的横波速度估算方法
US20170212275A1 (en) * 2016-01-22 2017-07-27 Chevron U.S.A. Inc. System and method for modeling the effects of fluid changes in low porosity hydrocarbon reservoirs
US20180128929A1 (en) * 2016-11-09 2018-05-10 Chevron U.S.A. Inc. System and method for porosity estimation in low-porosity subsurface reservoirs

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BRPI0511511B1 (pt) * 2004-05-27 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Res Co método para prever litologia e porosidade a partir de dados sísmicos de reflexão
CA2710607A1 (en) * 2008-02-28 2009-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Rock physics model for simulating seismic response in layered fractured rocks
CN104252007B (zh) * 2013-06-26 2017-03-15 中国石油化工股份有限公司 一种相容性岩石物理建模方法
CN103760081B (zh) * 2013-12-31 2016-01-06 中国石油天然气股份有限公司 基于孔隙结构特征的碳酸盐岩储层的气藏预测方法及系统
CN106324672B (zh) * 2015-07-03 2018-02-13 中国石油化工股份有限公司 一种岩石物理建模方法及系统
CN106556866B (zh) * 2015-09-24 2019-03-12 中国石油化工股份有限公司 一种利用岩石物理模板对储层定量解释的方法
CN105653815B (zh) * 2016-01-19 2019-03-26 中国海洋石油集团有限公司 一种基于岩石物理模型理论的定量解释油藏流体分布方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006062612A2 (en) * 2004-12-06 2006-06-15 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated anisotropic rock physics model
CN102096107A (zh) * 2009-12-09 2011-06-15 中国石油天然气股份有限公司 一种根据声波时差和密度反演孔隙扁度进行储层渗透性评价的方法
CN104714249A (zh) * 2014-11-07 2015-06-17 中国石油化工股份有限公司 直接提取流体因子的新方法
US20170212275A1 (en) * 2016-01-22 2017-07-27 Chevron U.S.A. Inc. System and method for modeling the effects of fluid changes in low porosity hydrocarbon reservoirs
CN106443780A (zh) * 2016-08-31 2017-02-22 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 一种页岩气地层的横波速度估算方法
US20180128929A1 (en) * 2016-11-09 2018-05-10 Chevron U.S.A. Inc. System and method for porosity estimation in low-porosity subsurface reservoirs

Also Published As

Publication number Publication date
RU2019139035A (ru) 2021-06-11
RU2019139035A3 (ru) 2021-07-15
AU2018264743A1 (en) 2019-11-28
GB2562285B (en) 2022-03-02
CN110945384A (zh) 2020-03-31
GB201707560D0 (en) 2017-06-28
US11269104B2 (en) 2022-03-08
AU2018264743B2 (en) 2023-07-06
CN110945384B (zh) 2022-04-05
US20200166667A1 (en) 2020-05-28
MX2019013473A (es) 2020-02-13
NO20191444A1 (en) 2019-12-06
WO2018208172A1 (en) 2018-11-15
GB2562285A (en) 2018-11-14
BR112019023526A2 (pt) 2020-05-19
CA3062621A1 (en) 2018-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11519262B2 (en) Systematic evaluation of shale plays
CA2784405C (en) Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data
US10724364B2 (en) Creation of structural earth formation models
Downton et al. Theory-guided data science-based reservoir prediction of a North Sea oil field
AU2012385250A1 (en) Anisotropy parameter estimation
De Gennaro et al. Integrated unconventional gas evaluation workflow: from anisotropic geomechanical modelling to completion design
Jocker et al. Seismic anisotropy characterization in heterogeneous formations using borehole sonic data
Lorenzen Multivariate linear regression of sonic logs on petrophysical logs for detailed reservoir characterization in producing fields
Newgord et al. Bakken well performance predicted from shale capacity
Kiche et al. Lithology constrained elastic inversion: Application to Niobrara brittleness estimation
Qian et al. A rock physics driven Bayesian inversion for TOC in the Fuling shale gas reservoir
Bratton Stress induced changes in elastic wave attributes in the Wattenberg Field, Colorado, USA
RU2764145C2 (ru) Замещение текучей среды
Jocker et al. TI anisotropic model building using borehole sonic logs acquired in heterogeneous formations
Walker et al. Stochastic inversion for facies: A case study on the Schiehallion field
Waters et al. Find the rocks and the fluids will follow—AVO as a tool for lithology classification
Donald et al. Digital Transformation of Borehole Sonic Services in the Oil and Gas Industry
Shetty et al. Imaging radial distribution of water saturation and porosity near the wellbore by joint inversion of sonic and resistivity logging data
Sobolevskaia Rock physics calibration of sandstone-shale laminated systems via petrophysical inversion of acoustic logs
Odumosu et al. Estimation of dry-rock elastic moduli based on the simulation of mud-filtrate invasion effects on borehole acoustic logs
BR112019023526B1 (pt) Método de substituição de fluido, método para prospectar hidrocarbonetos, método para produzir hidrocarbonetos e meio legível por computador
Spikes Statistical classification of seismic amplitude for saturation and net-to-gross estimates
Abdulateef et al. Estimation of Reservoir Rock Properties from Well Measurements
Tobiloluwa Odumosu et al. Estimation of Dry-Rock Elastic Moduli Based on the Simulation of Mud-Filtrate Invasion Effects on Borehole Acoustic Logs
Jangirov Probabilistic Rock Physics-A Step Forward in Seismic Reservoir Characterization, An Example from the Precaspian Basin