RU97105818A - Сейсмические процессы разведки с использованием отраженных поперечных волн - Google Patents
Сейсмические процессы разведки с использованием отраженных поперечных волнInfo
- Publication number
- RU97105818A RU97105818A RU97105818/25A RU97105818A RU97105818A RU 97105818 A RU97105818 A RU 97105818A RU 97105818/25 A RU97105818/25 A RU 97105818/25A RU 97105818 A RU97105818 A RU 97105818A RU 97105818 A RU97105818 A RU 97105818A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- specified
- polarization
- layer
- fast
- slow
- Prior art date
Links
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 41
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims 23
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 18
- 230000003068 static Effects 0.000 claims 17
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims 3
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 3
- 230000001154 acute Effects 0.000 claims 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 claims 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims 1
- 230000001419 dependent Effects 0.000 claims 1
Claims (51)
1. Способ оценки отраженных от поверхности данных через переменные по толщине азимутально анизотропные слои земли, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
i) получение пакета данных поперечной волны от одного из комплектов мульти-источников и мульти-приемников, единственного источника и мульти-приемников, и от комплекта мульти-источников и единственного приемника;
ii) вращение каждого следа указанного пакета данных поперечной волны на единственный угол, соответствующий разности в ориентации указанного пакета данных и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя;
iii) локализация вертикальной вариации в направлении анизотропии в указанном слое;
iv) измерение степени азимутальной анизотропии указанного слоя;
v) осуществление удаления слоя указанного пакета данных для получения его основных временных серий, причем указанное удаление слоя включает в себя операции корректировки трасс медленной поляризации указанного пакета данных и трасс смешанной поляризации указанного пакета данных на азимутальную анизотропию;
vi) вращение образованного при операции (v) комплекта данных на единственных угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии подстилающего слоя и в направлении азимутальной анизотропии перекрывающего слоя, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя; и
vii) повтор операций (iii) - (vi) по меньшей мере для одного слоя под указанным самым мелким слоем.
i) получение пакета данных поперечной волны от одного из комплектов мульти-источников и мульти-приемников, единственного источника и мульти-приемников, и от комплекта мульти-источников и единственного приемника;
ii) вращение каждого следа указанного пакета данных поперечной волны на единственный угол, соответствующий разности в ориентации указанного пакета данных и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя;
iii) локализация вертикальной вариации в направлении анизотропии в указанном слое;
iv) измерение степени азимутальной анизотропии указанного слоя;
v) осуществление удаления слоя указанного пакета данных для получения его основных временных серий, причем указанное удаление слоя включает в себя операции корректировки трасс медленной поляризации указанного пакета данных и трасс смешанной поляризации указанного пакета данных на азимутальную анизотропию;
vi) вращение образованного при операции (v) комплекта данных на единственных угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии подстилающего слоя и в направлении азимутальной анизотропии перекрывающего слоя, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя; и
vii) повтор операций (iii) - (vi) по меньшей мере для одного слоя под указанным самым мелким слоем.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный комплект данных операции (vi) представляет собой четырехкомпонентный комплект данных, который включает в себя: один компонент, объединенный с in-line источником и с in-line приемником; один компонент, объединенный с inline источником и с cross-line приемником; один компонент, объединенный с cross-line источником и с in-line приемником; и один компонент, объединенный с cross-line источником и с cross-line приемником.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что операция (vi) включает в себя операцию определения полной временной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс указанного слоя.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что операция (v) включает в себя следующие операции: сдвиг указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную задержку Δ t; и сдвиг смешанных направленно-поляризованных трасс на половину указанной задержки.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что операция (v) дополнительно включает в себя операцию приглушения трасс указанного комплекта данных для временных промежутков, меньших чем tbot, где tbot соответствует основанию указанного слоя.
6. Способ обработки отраженных от поверхности трасс поперечных волн для слоистой имеющей переменную толщину азимутально-анизотропной геологической формации, которая содержит самый мелкий слой, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
i) идентификация быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий и ориентация азимутальной анизотропии в самом мелком слое;
ii) идентификация основания слоя;
iii) использование указанных быстрых основных временных серий и медленных основных временных серий операции (i) для определения степени азимутальной анизотропии слоя;
iv) отбор сейсмических компонентов слоя и образование мульти-компонентного комплекта данных;
v) корректировка медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vi) корректировка смешанных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vii) приглушение исходных трасс указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание указанного слоя;
viii) вращение образованного при операции (vii) комплекта данных на единственный угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного последующего слоя и в направлении азимутальной анизотропии самого узкого слоя, для идентификации доминирующего набора трещин в указанном последующем слое; и
ix) повтор операций (i) - (vii) для другого последующего слоя.
i) идентификация быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий и ориентация азимутальной анизотропии в самом мелком слое;
ii) идентификация основания слоя;
iii) использование указанных быстрых основных временных серий и медленных основных временных серий операции (i) для определения степени азимутальной анизотропии слоя;
iv) отбор сейсмических компонентов слоя и образование мульти-компонентного комплекта данных;
v) корректировка медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vi) корректировка смешанных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vii) приглушение исходных трасс указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание указанного слоя;
viii) вращение образованного при операции (vii) комплекта данных на единственный угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного последующего слоя и в направлении азимутальной анизотропии самого узкого слоя, для идентификации доминирующего набора трещин в указанном последующем слое; и
ix) повтор операций (i) - (vii) для другого последующего слоя.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что операция (iii) для каждого обработанного таким образом слоя включает в себя операцию определения полной временной задержки Δ t медленных основных временных серий относительно быстрых основных временных серий указанного слоя.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что операция (v) для каждого обработанного таким образом слоя включает в себя операцию сдвига указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную задержку Δ t; а операция (vi) включает в себя операцию сдвига смешанных направленно-поляризованных трасс на половину указанной задержки.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что указанный комплект данных операции (iv) представляет собой четырехкомпонентный комплект данных, который включает в себя: один компонент, объединенный с in-line источником и с in-line приемником; один компонент, объединенный с inline источником и с cross-line приемником; один компонент, объединенный с cross-line источником и с in-line приемником; и один компонент, объединенный с cross-line источником и с cross-line приемником.
10. Способ оценки отраженных от поверхности данных через переменные по толщине азимутально анизотропные геологические слои, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
i) получение по линии съемки пакета данных поперечной волны от образований, причем указанный пакет данных содержит множество сейсмических трасс;
ii) использование указанного пакета данных операции (i) для идентификации угла между указанной линией съемки и азимутом доминирующего набора трещин в первом слое и в основании указанного первого слоя;
iii) сравнение быстрых сейсмических трасс и медленных сейсмических трасс указанного доминирующего набора трещин для получения средства измерения полной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс;
iv) использование сейсмических компонентов указанного первого слоя для образования мульти-компонентного комплекта данных;
v) сдвиг указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную полную задержку Δ t;
vi) сдвиг не согласованных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на половину указанной полной задержки Δ t;
vii) вращение образованного при операции (vi) указанного мульти-компонентного комплекта данных на угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного следующего слоя и в направлении азимутальной анизотропии указанного первого слоя, для идентификации ориентации азимутальной анизотропии указанного следующего слоя; и
viii) повтор операций (iii) - (vii) для следующего слоя под указанным первым слоем.
i) получение по линии съемки пакета данных поперечной волны от образований, причем указанный пакет данных содержит множество сейсмических трасс;
ii) использование указанного пакета данных операции (i) для идентификации угла между указанной линией съемки и азимутом доминирующего набора трещин в первом слое и в основании указанного первого слоя;
iii) сравнение быстрых сейсмических трасс и медленных сейсмических трасс указанного доминирующего набора трещин для получения средства измерения полной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс;
iv) использование сейсмических компонентов указанного первого слоя для образования мульти-компонентного комплекта данных;
v) сдвиг указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную полную задержку Δ t;
vi) сдвиг не согласованных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на половину указанной полной задержки Δ t;
vii) вращение образованного при операции (vi) указанного мульти-компонентного комплекта данных на угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного следующего слоя и в направлении азимутальной анизотропии указанного первого слоя, для идентификации ориентации азимутальной анизотропии указанного следующего слоя; и
viii) повтор операций (iii) - (vii) для следующего слоя под указанным первым слоем.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что пакет данных операции (i) получен от одного из комплектов мульти-источников и мульти-приемников, единственного источника и мульти-приемников, и от комплекта мульти-источников и единственного приемника; причем в операции (iv) указанный мульти-компонентный комплект данных включает в себя: один компонент, объединенный с in-line источником и с in-line приемником; один компонент, объединенный с in-line источником и с cross-line приемником; один компонент, объединенный с cross-line источником и с in-line приемником; и один компонент, объединенный с cross-line источником и с cross-line приемником.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что в операции (ii) доминирующий набор трещин характеризуется быстрыми основными временными сериями, медленными основными временными сериями, причем каждую из указанных временных серий получают вращением трасс указанного пакета данных поперечной волны на единственный угол, который соответствует разности ориентации указанного пакета данных и направления азимутальной анизотропии указанного слоя.
13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что операция (vii) включает в себя операцию приглушения исходных трасс указанного комплекта данных для временных промежутков, меньших чем tbot, где tbot соответствует основанию указанного слоя.
14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию получения значения, во временном окне, образованном указанным следующим слоем, амплитуды А0 оболочки трассы быстрой поляризации.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции: вращение на 45o в направлении удаления от основного направления, комплекта данных, образованного при операции (viii), и получение значения, в указанном окне, амплитуды А45 оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации комплекта данных после вращения.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию формирования отношения указанного значения амплитуды А45 оболочки одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды А0 оболочки трассы быстрой поляризации, для идентификации местоположений трещин.
17. Способ по п. 15, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию нормализации указанного значения амплитуды А45 оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации, при помощи указанного значения амплитуды А0 оболочки трассы быстрой поляризации, для идентификации местоположений трещин.
18. Способ по п. 14, отличающийся тем, что указанное значение амплитуды А0 трассы быстрой поляризации является представительным при его усреднении в указанном окне, образованном указанным следующим слоем.
19. Способ анализа отраженных от поверхности данных сейсмической поперечной волны для оценки степени образования трещин в нижнем горизонте, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
(а) получение отраженных от поверхности данных поперечной волны, которые включают в себя множество сейсмических трасс;
(b) удаление самого мелкого слоя, в котором имеются изменения поляризации, при помощи приложения статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны, и при помощи приложения половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны; и
(с) вращение элементов основных временных серий данных, которые находятся ниже самого мелкого слоя, на единственный угол, который соответствует разности направления азимутальной анизотропии самого мелкого слоя и направления азимутальной анизотропии следующего слоя.
(а) получение отраженных от поверхности данных поперечной волны, которые включают в себя множество сейсмических трасс;
(b) удаление самого мелкого слоя, в котором имеются изменения поляризации, при помощи приложения статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны, и при помощи приложения половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны; и
(с) вращение элементов основных временных серий данных, которые находятся ниже самого мелкого слоя, на единственный угол, который соответствует разности направления азимутальной анизотропии самого мелкого слоя и направления азимутальной анизотропии следующего слоя.
20. Сейсмический способ обработки отраженных от поверхности данных через относительно тонкие, имеющие переменную толщину, азимутально - анизотропные слои, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
i) получение пакета данных поперечной волны от одного из комплектов мульти-источников и мульти-приемников, единственного источника и мульти-приемников, и от комплекта мульти-источников и единственного приемника; причем указанный пакет данных поперечной волны включает в себя по меньшей мере четырехкомпонентный пакет данных, который содержит один компонент in-line источника, один компонент in-line приемника, один компонент cross-line источника и один компонент cross-line приемника;
ii) вращение каждого компонента указанного пакета данных поперечной волны на единственный угол, соответствующий разности в ориентации указанного пакета данных и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя;
iii) локализация вертикальной вариации в направлении анизотропии указанного самого мелкого слоя;
iv) измерение степени азимутальной анизотропии указанного самого мелкого слоя при помощи определения полной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс в указанном слое;
v) осуществление удаления слоя указанного пакета данных для получения основных временных серий указанного самого мелкого слоя, причем указанное удаление слоя включает в себя операции корректировки трасс медленной поляризации указанного пакета данных и трасс смешанной поляризации указанного пакета данных на азимутальную анизотропию, путем сдвига указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную задержку Δ t, и сдвига смешанных направленно-поляризованных трасс на половину указанной задержки;
vi) повтор операций (iii) - (v) для слоя под указанным самым мелким слоем; и
vii) вращение образованного при операции (vi) комплекта данных на единственных угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя.
i) получение пакета данных поперечной волны от одного из комплектов мульти-источников и мульти-приемников, единственного источника и мульти-приемников, и от комплекта мульти-источников и единственного приемника; причем указанный пакет данных поперечной волны включает в себя по меньшей мере четырехкомпонентный пакет данных, который содержит один компонент in-line источника, один компонент in-line приемника, один компонент cross-line источника и один компонент cross-line приемника;
ii) вращение каждого компонента указанного пакета данных поперечной волны на единственный угол, соответствующий разности в ориентации указанного пакета данных и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя;
iii) локализация вертикальной вариации в направлении анизотропии указанного самого мелкого слоя;
iv) измерение степени азимутальной анизотропии указанного самого мелкого слоя при помощи определения полной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс в указанном слое;
v) осуществление удаления слоя указанного пакета данных для получения основных временных серий указанного самого мелкого слоя, причем указанное удаление слоя включает в себя операции корректировки трасс медленной поляризации указанного пакета данных и трасс смешанной поляризации указанного пакета данных на азимутальную анизотропию, путем сдвига указанных медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных в обратном направлении по времени на указанную задержку Δ t, и сдвига смешанных направленно-поляризованных трасс на половину указанной задержки;
vi) повтор операций (iii) - (v) для слоя под указанным самым мелким слоем; и
vii) вращение образованного при операции (vi) комплекта данных на единственных угол, который соответствует разности в направлении азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя и в направлении азимутальной анизотропии самого мелкого слоя, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии указанного подстилающего слоя.
21. Способ анализа отраженных от поверхности данных сейсмической поперечной волны для оценки изменений поляризации поперечной волны по глубине, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
(а) удаление из данных тех слоев, в которых указаны изменения поляризации, при помощи:
(i) идентификации компонентов данных для каждого слоя, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
(ii) определение кажущихся временных задержек между медленной поперечной волной и быстрой поперечной волной по глубине каждого слоя;
(iii) определение направлений естественной поляризации указанной медленной поперечной волны и указанной быстрой поперечной волны;
(iv) приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
(v) приложение половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки анизотропии;
(vi) вращение на азимутальный угол, который определен по самой мелкой глубине, где указаны изменения поляризации, всех указанных данных, которые ниже указанной самой мелкой глубины, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии в указанном самом мелком слое;
b) получение, по меньшей мере в одном слое под указанным самым мелким слоем, значения амплитуды оболочки трассы быстрой поляризации;
с) получение значения амплитуды оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации, для идентификация местоположения трещин; и
d) сравнение значений, полученных при операциях (b) и (с).
(а) удаление из данных тех слоев, в которых указаны изменения поляризации, при помощи:
(i) идентификации компонентов данных для каждого слоя, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
(ii) определение кажущихся временных задержек между медленной поперечной волной и быстрой поперечной волной по глубине каждого слоя;
(iii) определение направлений естественной поляризации указанной медленной поперечной волны и указанной быстрой поперечной волны;
(iv) приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
(v) приложение половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки анизотропии;
(vi) вращение на азимутальный угол, который определен по самой мелкой глубине, где указаны изменения поляризации, всех указанных данных, которые ниже указанной самой мелкой глубины, для идентификации основных направлений азимутальной анизотропии в указанном самом мелком слое;
b) получение, по меньшей мере в одном слое под указанным самым мелким слоем, значения амплитуды оболочки трассы быстрой поляризации;
с) получение значения амплитуды оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации, для идентификация местоположения трещин; и
d) сравнение значений, полученных при операциях (b) и (с).
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что в операциях (b) и (с) указанное значение представляет собой среднее значение амплитуды; причем операция (d) осуществлена образованием отношения указанного среднего значения амплитуды по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации к указанному среднему значению амплитуды оболочки трассы быстрой поляризации.
23. Способ по п. 21, отличающийся тем, что операция (d) включает в себя операцию нормализации указанного значения амплитуды по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации при помощи амплитуды оболочки трассы быстрой поляризации.
24. Способ по п. 21, отличающийся тем, что указанный статический сдвиг является репрезентативным для полной задержки Δ t медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс указанного слоя.
25. Способ анализа комплекта данных отраженной от поверхности сейсмической поперечной волны для оценки изменений поляризации поперечной волны по глубине, причем способ содержит операцию удаления слоев, в которых указаны изменения поляризации, при помощи приложения статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации поперечной волны, для корректировки азимутальной анизотропии, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
а) приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны; и
b) приложение половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, причем указанный статический сдвиг является репрезентативным для полной задержки Δ t. медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс указанного слоя.
а) приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны; и
b) приложение половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, причем указанный статический сдвиг является репрезентативным для полной задержки Δ t. медленных направленно-поляризованных трасс относительно быстрых направленно-поляризованных трасс указанного слоя.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующую операцию:
с) вращение основных временных серий комплекта данных на единственный угол, который соответствует разности направления азимутальной анизотропии самого мелкого слоя и направления азимутальной анизотропии последующего слоя.
с) вращение основных временных серий комплекта данных на единственный угол, который соответствует разности направления азимутальной анизотропии самого мелкого слоя и направления азимутальной анизотропии последующего слоя.
27. Способ по п. 26, в котором комплект данных поперечной волны получен через множество азимутально анизотропных слоев с переменной толщиной, которые включают в себя по меньшей мере один относительно тонкий угольный пласт, отличающийся тем, что способ дополнительно включает в себя следующие операции:
d) повтор операций (а) - (с) вниз до уровня указанного одного угольного пласта;
е) получение значения амплитуды оболочки компонентов данных быстрой поляризации указанного угольного пласта;
f) вращение ориентировочно на 45o в сторону от основного направления указанных компонентов данных указанного угольного пласта;
g) получение значения амплитуды оболочки одного из компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации указанного угольного пласта;
h) использование отношения указанного значения амплитуды оболочки компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды оболочки компонентов данных быстрой поляризации, для оценки степени образования трещин в указанном угольном пласте.
d) повтор операций (а) - (с) вниз до уровня указанного одного угольного пласта;
е) получение значения амплитуды оболочки компонентов данных быстрой поляризации указанного угольного пласта;
f) вращение ориентировочно на 45o в сторону от основного направления указанных компонентов данных указанного угольного пласта;
g) получение значения амплитуды оболочки одного из компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации указанного угольного пласта;
h) использование отношения указанного значения амплитуды оболочки компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды оболочки компонентов данных быстрой поляризации, для оценки степени образования трещин в указанном угольном пласте.
28. Способ анализа комплекта данных отраженной от поверхности сейсмической поперечной волны, который получен через главным образом изотропные покровные отложения и по меньшей мере через один относительно тонкий углеродосодержащий слой, отличающийся тем, что способ предусматривает следующие операции:
а) получение основного направления компонентов данных быстрой поляризации углеродосодержащего слоя;
b) вращение, ориентировочно на 45o в сторону от основного направления, указанных компонентов данных указанного углеродосодержащего слоя;
с) получение значения критерия А45 амплитуды оболочки одного из компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации операции (b).
а) получение основного направления компонентов данных быстрой поляризации углеродосодержащего слоя;
b) вращение, ориентировочно на 45o в сторону от основного направления, указанных компонентов данных указанного углеродосодержащего слоя;
с) получение значения критерия А45 амплитуды оболочки одного из компонентов данных смешанной/не согласованной поляризации операции (b).
29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции: получение значения критерия A0 амплитуды оболочки указанных компонентов данных быстрой поляризации углеродосодержащего слоя ранее проведения операции (b); и оценка образования трещин в углеродосодержащем слое путем формирования отношения указанного значения критерия операции (с) к указанному значению критерия A0 амплитуды оболочки компонентов данных быстрой поляризации углеродосодержащего слоя.
30. Способ по п. 28, отличающийся тем, что углеродосодержащий слой представляет собой угольный пласт, который содержит множество трещин; причем способ дополнительно включает в себя операцию калибровки указанного отношения отношением Пуассона для указанного угольного пласта и плотности трещиноватости указанного угольного пласта.
31. Способ по п. 30, отличающийся тем, что указанная трещиноватость представляет собой круговые трещины, причем указанная плотность трещиноватости является усреднением по объему диаметра круговой трещины.
32. Способ по п. 30, отличающийся тем, что указанная трещиноватость включает в себя вторичный кливаж и главный кливаж, причем указанная плотность трещиноватости отображает объем главного кливажа.
33. Способ оценки анизотропии в содержащей углерод последовательности, которая включает в себя анизотропные покровные отложения и по меньшей мере один углеродосодержащий слой, отличающийся тем, что способ предусматривает следующие операции:
а) получение мульти-компонентного комплекта данных отраженной от поверхности сейсмической поперечной волны через содержащую углерод последовательность;
b) устранение эффекта покровных отложений путем:
идентификации компонентов данных указанного комплекта данных, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и не согласованных компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
определение кажущихся временных задержек между трассами медленной поперечной волны и трассами быстрой поперечной волны;
определение направлений естественной поляризации указанных трасс быстрой поперечной волны и указанных трасс медленной поперечной волны;
приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
приложение доли указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки анизотропии в покровных отложениях; и
вращение на азимутальный угол, который определен вниз до самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации над углеродосодержащим слоем, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации, для установления основного направления анизотропии в углеродосодержащем слое;
с) получение значения амплитуды А0 оболочки трасс быстрой поляризации углеродосодержащего слоя;
d) вращение, на острый угол в сторону от указанного основного направления анизотропии в углеродосодержащем слое, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации;
е) получение значения амплитуды Aθ оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации в углеродосодержащем слое; и
f) получение отношения значения указанной амплитуды Aθ по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды А0 оболочки трасс быстрой поляризации.
а) получение мульти-компонентного комплекта данных отраженной от поверхности сейсмической поперечной волны через содержащую углерод последовательность;
b) устранение эффекта покровных отложений путем:
идентификации компонентов данных указанного комплекта данных, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и не согласованных компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
определение кажущихся временных задержек между трассами медленной поперечной волны и трассами быстрой поперечной волны;
определение направлений естественной поляризации указанных трасс быстрой поперечной волны и указанных трасс медленной поперечной волны;
приложение статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
приложение доли указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки анизотропии в покровных отложениях; и
вращение на азимутальный угол, который определен вниз до самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации над углеродосодержащим слоем, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации, для установления основного направления анизотропии в углеродосодержащем слое;
с) получение значения амплитуды А0 оболочки трасс быстрой поляризации углеродосодержащего слоя;
d) вращение, на острый угол в сторону от указанного основного направления анизотропии в углеродосодержащем слое, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации;
е) получение значения амплитуды Aθ оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации в углеродосодержащем слое; и
f) получение отношения значения указанной амплитуды Aθ по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды А0 оболочки трасс быстрой поляризации.
34. Способ по п. 33, отличающийся тем, что углеродосодержащий слой представляет собой угольный пласт, который содержит множество трещин; причем способ дополнительно включает в себя операцию калибровки указанного отношения операции (f) измерением отношения Пуассона для указанного угольного пласта и плотности трещиноватости указанного угольного пласта.
35. Способ по п. 34, отличающийся тем, что указанная трещиноватость представляет собой круговые трещины, причем указанная плотность трещиноватости отображает объем круговых трещин.
36. Способ по п. 34, отличающийся тем, что указанная трещиноватость включает в себя вторичный кливаж и главный кливаж, причем указанная плотность трещиноватости отображает объем главного кливажа.
37. Способ по п. 33, отличающийся тем, что в операции (d) указанный острый угол лежит в диапазоне от 30 до 60 градусов.
38. Способ по п. 37, отличающийся тем, что в операции (d) указанный острый угол составляет 45 градусов.
39. Способ по п. 33, отличающийся тем, что в операции (с) указанная амплитуда А0 оболочки трасс быстрой поляризации указанного углеродосодержащего слоя является репрезентативной для его среднего значения.
40. Способ по п. 33, отличающийся тем, что в операции (е) указанная амплитуда Aθ оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/не согласованной поляризации в углеродосодержащем слое является репрезентативной для его среднего значения.
41. Способ по п. 33, отличающийся тем, что операция (b) включает в себя операцию приглушения компонентов указанного комплекта данных для временных промежутков, меньших чем основание указанного слоя.
42. Способ по п. 33, отличающийся тем, что в операции (b) указанная доля указанного статического сдвига составляет от трех восьмитысячных до пяти восьмитысячных указанного статического сдвига.
43. Способ по п. 42, отличающийся тем, что в операции (b) указанная доля указанного статического сдвига составляет половину указанного статического сдвига.
44. Способ использования мульти-компонентного комплекта данных отраженной от поверхности сейсмической поперечной волны, который получен через последовательность угольного пласта для оценки фрактурирования в последовательности угольных пластов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
а) вращение на азимутальный угол, который определен вниз до самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации над угольным пластом, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации, для установления основного направления анизотропии в указанном угольном пласте;
b) получение среднего значения амплитуды оболочки трасс быстрой поляризации указанного угольного пласта операции (а);
с) вращение, ориентировочно на 45o в сторону от основного направления анизотропии указанного угольного пласта, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации;
d) получение среднего значения амплитуды оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/ не согласованной поляризации указанного угольного пласта операции (с); и
e) получение отношения указанного значения амплитуды по меньшей мере одной из трасс смешанной/ не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды оболочки трасс быстрой поляризации.
а) вращение на азимутальный угол, который определен вниз до самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации над угольным пластом, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации, для установления основного направления анизотропии в указанном угольном пласте;
b) получение среднего значения амплитуды оболочки трасс быстрой поляризации указанного угольного пласта операции (а);
с) вращение, ориентировочно на 45o в сторону от основного направления анизотропии указанного угольного пласта, всех данных указанного комплекта данных, которые лежат ниже самой мелкой глубины, где указаны изменения поляризации;
d) получение среднего значения амплитуды оболочки по меньшей мере одной из трасс смешанной/ не согласованной поляризации указанного угольного пласта операции (с); и
e) получение отношения указанного значения амплитуды по меньшей мере одной из трасс смешанной/ не согласованной поляризации к указанному значению амплитуды оболочки трасс быстрой поляризации.
45. Способ по п. 44, отличающийся тем, что последовательность угольных пластов содержит анизотропные покровные отложения, причем до осуществления операции (а) удаляют эффект воздействия указанных покровных отложений на указанный комплект данных вниз до уровня угольного пласта.
46. Способ по п. 45, отличающийся тем, что эффект воздействия указанных покровных отложений на указанный комплект данных удаляют при помощи:
идентификации компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и не согласованных компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
определения кажущихся временных задержек между трассами быстрой поперечной волны и медленной поперечной волны;
определения направлений естественной поляризации указанных трасс быстрой поперечной волны и указанной медленной поперечной волны;
приложения статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
приложения около половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки азимутальной анизотропии в покровных отложениях; и
приглушение компонентов указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание покровных отложений.
идентификации компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации медленной поперечной волны, компонентов данных, которые совпадают с направлением поляризации быстрой поперечной волны, и не согласованных компонентов данных, которые не совпадают ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны;
определения кажущихся временных задержек между трассами быстрой поперечной волны и медленной поперечной волны;
определения направлений естественной поляризации указанных трасс быстрой поперечной волны и указанной медленной поперечной волны;
приложения статического сдвига к компонентам данных, которые совмещены с направлением поляризации медленной поперечной волны;
приложения около половины указанного статического сдвига к компонентам данных, которые не совмещены ни с направлением поляризации медленной поперечной волны, ни с направлением поляризации быстрой поперечной волны, для корректировки азимутальной анизотропии в покровных отложениях; и
приглушение компонентов указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание покровных отложений.
47. Способ по п. 44, отличающийся тем, что указанный в операции (а) угольный пласт содержит множество элементов вторичного кливажа и главного кливажа, причем способ дополнительно включает в себя операцию калибровки указанного отношения как функцию по меньшей мере одного из отношений Пуассона для указанного угольного пласта и объемной плотности локализованного в нем указанного главного кливажа.
48. Способ оценки отраженных от поверхности сейсмических данных через переменные по толщине азимутально анизотропные слои земли, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции:
i) получение по меньшей мере двухкомпонентного пакета данных поперечной волны от слоев, причем указанный пакет данных содержит множество сейсмических трасс;
ii) использование полученного в операции (i) пакета данных для идентификации быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий, и ориентации азимутальной анизотропии в слое, в том числе и в самом мелком слое;
iii) идентификация основания слоя в операции (ii);
iv) использование указанных быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий операции (ii) для определения степени азимутальной анизотропии слоя в операции (iii);
v) копирование сейсмических компонентов слоя для образования мульти-компонентного комплекта данных;
vi) корректировка медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vii) приглушение исходных трасс указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание слоя, определенное в операции (iii);
viii) использование комплекта данных, образованного при помощи операции (vii), для идентификации быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий, и ориентации азимутальной анизотропии в следующем слое; и
ix) повтор операций (ii) - (viii) для указанного следующего слоя.
i) получение по меньшей мере двухкомпонентного пакета данных поперечной волны от слоев, причем указанный пакет данных содержит множество сейсмических трасс;
ii) использование полученного в операции (i) пакета данных для идентификации быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий, и ориентации азимутальной анизотропии в слое, в том числе и в самом мелком слое;
iii) идентификация основания слоя в операции (ii);
iv) использование указанных быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий операции (ii) для определения степени азимутальной анизотропии слоя в операции (iii);
v) копирование сейсмических компонентов слоя для образования мульти-компонентного комплекта данных;
vi) корректировка медленных направленно-поляризованных трасс указанного комплекта данных на эффект азимутальной анизотропии слоя;
vii) приглушение исходных трасс указанного комплекта данных на временные промежутки, меньшие чем основание слоя, определенное в операции (iii);
viii) использование комплекта данных, образованного при помощи операции (vii), для идентификации быстрых основных временных серий, медленных основных временных серий, и ориентации азимутальной анизотропии в следующем слое; и
ix) повтор операций (ii) - (viii) для указанного следующего слоя.
49. Способ по п. 48, отличающийся тем, что в операции (i) указанный пакет данных получен относительно линии съемки; а операция (ii) осуществлена вращением указанного по меньшей мере двухкомпонентного комплекта данных на угол, который соответствует разности между направлением указанной линии съемки и указанным направлением азимутальной анизотропии указанного слоя.
50. Способ по п.49, отличающийся тем, что операция (iv) включает в себя операцию определения критерия полной задержки Δ t медленных основных временных серий относительно быстрых основных временных серий слоя.
51. Способ по п. 50, отличающийся тем, что операция (vi) включает в себя операции сдвига указанных медленных основных временных серий в обратном направлении по времени на указанную задержку Δ t, и корректировку указанных трасс на зависящий от угла масштабный коэффициент.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/540,174 US5835452A (en) | 1995-10-06 | 1995-10-06 | Reflected shear wave seismic processes |
| US08/540,174 | 1995-10-06 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97105818A true RU97105818A (ru) | 1999-05-10 |
| RU2181493C2 RU2181493C2 (ru) | 2002-04-20 |
Family
ID=24154327
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97105818/28A RU2181493C2 (ru) | 1995-10-06 | 1996-10-03 | Сейсмические процессы разведки с использованием отраженных поперечных волн |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5835452A (ru) |
| EP (1) | EP0796441B1 (ru) |
| CN (1) | CN1148585C (ru) |
| AT (1) | ATE210831T1 (ru) |
| AU (1) | AU699854B2 (ru) |
| CA (1) | CA2202168A1 (ru) |
| DE (1) | DE69617902D1 (ru) |
| NO (1) | NO315767B1 (ru) |
| PL (1) | PL321156A1 (ru) |
| RU (1) | RU2181493C2 (ru) |
| WO (1) | WO1997013165A2 (ru) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6691075B1 (en) * | 1999-03-12 | 2004-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for modeling seismic acquisition footprints |
| US6182015B1 (en) | 1999-03-15 | 2001-01-30 | Pgs Tensor, Inc. | High fidelity rotation method and system |
| FR2800170B1 (fr) * | 1999-10-22 | 2002-01-11 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnement aux procedes de traitement sismique |
| FR2800472B1 (fr) * | 1999-10-28 | 2002-01-11 | Geophysique Cie Gle | Procede de prospection sismique mettant en oeuvre un traitement sur les ondes converties |
| US6292754B1 (en) * | 1999-11-11 | 2001-09-18 | Bp Corporation North America Inc. | Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data |
| GB2356455A (en) * | 1999-11-16 | 2001-05-23 | Geco Prakla | Determination of fast and slow shear wave polarisation directions |
| GB9927052D0 (en) | 1999-11-17 | 2000-01-12 | Geco As | A marine seismic source |
| US6456566B1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Use of minor borehole obstructions as seismic sources |
| FR2831962B1 (fr) * | 2001-11-08 | 2004-06-25 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement sismique, notamment pour la compensation de birefringence sur des traces sismiques |
| US6842400B2 (en) * | 2001-12-18 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic logging apparatus and method |
| US20030114989A1 (en) * | 2001-12-19 | 2003-06-19 | Blanch Joakim O. | Acoustic logging apparatus and method for anistropic earth formations |
| US6772067B2 (en) * | 2001-12-19 | 2004-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc | Acoustic logging apparatus and method for anisotropic earth formations |
| US6823265B2 (en) * | 2002-12-19 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-component seismic MWD data processing method |
| EP1812811A2 (en) * | 2004-11-18 | 2007-08-01 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method for quantification and mitigation for dip-induced azimuthal avo |
| US8256147B2 (en) | 2004-11-22 | 2012-09-04 | Frampton E. Eliis | Devices with internal flexibility sipes, including siped chambers for footwear |
| US7257492B2 (en) * | 2005-08-26 | 2007-08-14 | Westerngeco L.L. | Handling of static corrections in multiple prediction |
| US7508735B2 (en) * | 2006-09-21 | 2009-03-24 | Shell Oil Company | Method of analyzing vertical seismic profile data, method of producing a hydrocarbon fluid, and a computer readable medium |
| WO2010082131A2 (en) * | 2009-01-19 | 2010-07-22 | Geco Technology B.V. | Processing seismic data |
| WO2012015520A1 (en) * | 2010-07-26 | 2012-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic acquisition method for mode separation |
| CN102323181B (zh) * | 2011-09-22 | 2013-03-20 | 中国地质大学（北京） | 一种基于三分量地震数据检测煤层气含量的方法及装置 |
| US9784863B2 (en) * | 2011-09-26 | 2017-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | S-wave anisotropy estimate by automated image registration |
| US9316757B2 (en) | 2011-12-06 | 2016-04-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of fracture-induced anisotropy from converted-wave seismic amplitudes |
| WO2015164917A1 (en) * | 2014-05-01 | 2015-11-05 | Curtin University Of Technology | A method of estimating a volume fraction of coal in a layered geological structure |
| DE102015212782A1 (de) * | 2015-07-08 | 2017-01-12 | Volkswagen Aktiengesellschaft | Verfahren, Steuergerät und Fahrzeug |
| CA2983129A1 (en) * | 2016-10-20 | 2018-04-20 | Tti (Macao Commercial Offshore) Limited | Systems and methods for controlling garage door opener operations |
| US10634805B2 (en) | 2017-05-26 | 2020-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for predicting fault seal from seismic data |
| US20190227185A1 (en) * | 2017-05-26 | 2019-07-25 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for predicting fault seal from seismic data |
| CN110658553B (zh) * | 2018-06-28 | 2021-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储层流体性质检测的方法与系统 |
| CN109991660B (zh) * | 2019-04-18 | 2020-07-10 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 基于槽波地震和克里金插值的煤层厚度预测方法及装置 |
| CN111856564B (zh) * | 2019-04-24 | 2022-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储层流体检测方法 |
| CN114076980B (zh) * | 2020-08-17 | 2024-04-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对薄层刻画的方法及系统 |
| EP4222537B1 (en) * | 2020-09-30 | 2024-09-11 | BP Corporation North America Inc. | Method and apparatus for implementing a signature finder |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4817061A (en) * | 1984-07-20 | 1989-03-28 | Amoco Corporation | Seismic surveying technique for the detection of azimuthal variations in the earth's subsurface |
| US4903244A (en) * | 1984-07-20 | 1990-02-20 | Standard Oil Company (Now Amoco Corporation) | Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration |
| US4933913A (en) * | 1986-10-30 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Method of seismic surveying for resolving the effects of formation anisotropy in shear wave reflection seismic data |
| US5060203A (en) * | 1990-06-26 | 1991-10-22 | Chevron Research And Technology Company | Method of layer stripping to predict subsurface stress regimes |
| US5060204A (en) * | 1990-06-27 | 1991-10-22 | Chevron Research And Technology Company | Method of layer stripping to determine fault plane stress build-up |
| US5398215A (en) * | 1993-11-19 | 1995-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Identification of stress induced anisotropy in formations |
| US5508973A (en) * | 1994-06-06 | 1996-04-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining the principal axes of azimuthal anisotropy from seismic P-wave data |
-
1995
- 1995-10-06 US US08/540,174 patent/US5835452A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-10-03 PL PL96321156A patent/PL321156A1/xx unknown
- 1996-10-03 AU AU73899/96A patent/AU699854B2/en not_active Ceased
- 1996-10-03 DE DE69617902T patent/DE69617902D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-10-03 CN CNB961910496A patent/CN1148585C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-10-03 CA CA002202168A patent/CA2202168A1/en not_active Abandoned
- 1996-10-03 EP EP96936189A patent/EP0796441B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-10-03 WO PCT/US1996/015925 patent/WO1997013165A2/en active IP Right Grant
- 1996-10-03 RU RU97105818/28A patent/RU2181493C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-10-03 AT AT96936189T patent/ATE210831T1/de not_active IP Right Cessation
-
1997
- 1997-03-14 NO NO19971184A patent/NO315767B1/no not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU97105818A (ru) | Сейсмические процессы разведки с использованием отраженных поперечных волн | |
| RU2181493C2 (ru) | Сейсмические процессы разведки с использованием отраженных поперечных волн | |
| CA2045215C (en) | Method of layer stripping to determine fault plane stress build-up | |
| Li et al. | Seismic reservoir characterization: how can multicomponent data help? | |
| Hedin et al. | 3D reflection seismic imaging at the 2.5 km deep COSC-1 scientific borehole, central Scandinavian Caledonides | |
| Zhao et al. | Key seismic survey technologies for deep complex geological structures: A case study of the northern section of the Longmenshan Fault Fold Belt in the Sichuan Basin | |
| EA021970B1 (ru) | Псевдокаротажные диаграммы для улучшения стратиграфической корреляции между бассейнами осадконакопления | |
| Van De Coevering et al. | A skeptic's view of VVAz and AVAz | |
| US5060203A (en) | Method of layer stripping to predict subsurface stress regimes | |
| Liao et al. | An integrated study on fracture prediction using 3D P-wave field seismic data | |
| Nguyen et al. | Through Casing Fractures Mapping Using Acoustic Measurements: A Case Study in Najmah-Sargelu Formation, West Kuwait | |
| Suroso et al. | Estimating anisotropy parameter by shear wave splitting of crosswell seismic data: a case study on inter-bedded sand-shale layers | |
| Van De Coevering et al. | A sceptic's view of VVAz and AVAz | |
| CN115201915A (zh) | 海洋宽方位数据深层甜点预测方法、存储介质和设备 | |
| Bridle et al. | Near‐surface models in Saudi Arabia | |
| Hake et al. | A shear experiment over the Natih field in Oman: pilot seismic and borehole data [Link] | |
| Imomoh et al. | Using Reservoir Navigation Service and Formation Pressure Testing to Meet Drilling Objectives in Offshore Niger Delta | |
| Bellefleur et al. | Downhole seismic imaging of the Victor kimberlite, James Bay Lowlands, Ontario: a feasibility study | |
| Gorshkalev et al. | Polarization processing of PS waves for estimation of anisotropy in fractured reservoirs, the Yurubchen-Tokhomo petroleum province: testing new algorithm | |
| Enescu et al. | Crosshole Seismic Investigations At Voisey¿ s Bay, Canada | |
| Inozemtsev et al. | Full-azimuth differential seismic facies analysis for predicting oil-saturated fractured reservoirs | |
| Ali | Application of Static Correction Technique on 2D Land Seismic Data in the South of Iraq | |
| Dariu et al. | Shear-wave splitting analysis using simulated annealing | |
| Van Dok et al. | Processing and analysis of PS-wave data from a 3D/3C land survey for fracture characterization | |
| El Husseiny et al. | Correlation of outcrop, seismic, core plugs and thin sections in cretaceous carbonate rocks from Wasia Group in the UAE |