UA76697C2 - Спосіб прогнозування кількісних значень властивості гірської породи або текучого середовища у продуктивній товщі за сейсмічними даними - Google Patents
Спосіб прогнозування кількісних значень властивості гірської породи або текучого середовища у продуктивній товщі за сейсмічними даними Download PDFInfo
- Publication number
- UA76697C2 UA76697C2 UA2002010624A UA200210624A UA76697C2 UA 76697 C2 UA76697 C2 UA 76697C2 UA 2002010624 A UA2002010624 A UA 2002010624A UA 200210624 A UA200210624 A UA 200210624A UA 76697 C2 UA76697 C2 UA 76697C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- model
- acoustic impedance
- value
- rock
- predicted
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 141
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 129
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 36
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 235000014443 Pyrus communis Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229940054107 isochron Drugs 0.000 description 1
- MOYKHGMNXAOIAT-JGWLITMVSA-N isosorbide dinitrate Chemical compound [O-][N+](=O)O[C@H]1CO[C@@H]2[C@H](O[N+](=O)[O-])CO[C@@H]21 MOYKHGMNXAOIAT-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Запропоновано спосіб для прогнозування значення певної властивості гірської породи або текучого середовища в підземному геологічному об'ємі (10). Експериментально встановлене сейсмічне значення акустичного імпедансу призначається для модельного об'єму, зв'язаного з підземним геологічним об'ємом (10). Перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища також призначається для модельного об'єму. Перше прогнозоване значення акустичного імпедансу для модельного об'єму обчислюється з моделі відгуків за допомогою першого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, причому модель відгуків відповідає на зміни в прогнозованих значеннях певної властивості гірської породи або текучого середовища. Перше прогнозоване значення акустичного імпедансу порівнюється із сейсмічним значенням акустичного імпедансу, для визначення різниці між прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу. Перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища регулюється у відповідь на різницю для створення другого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, причому друге прогнозоване значення знижує цю різницю.
Description
Опис винаходу
Дійсний винахід відноситься в цілому до способу для створення просторової геологічної моделі підземної 2 продуктивної товщі текучих середовищ. Зокрема, винаходом є спосіб наповнення просторової геологічної моделі кількісними значеннями певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізують помилки, за допомогою моделі петрофізичних відгуків і сейсмічних даних. Одержувана просторова геологічна модель полегшує розвідку або розробку підземних текучих середовищ, що містять вуглеводневу сировину.
При розвідці на наявність вуглеводнів або розробці вуглеводнів із підземних середовищ існує постійна 70 необхідність точно характеризувати підземні текучі середовища. Знання розповсюдження по площі, вмісту вуглеводнів і проникності для текучих середовищ підземної продуктивної товщі, що містить вуглеводневу сировину, надзвичайно важливо для зниження ризику економічних втрат і, навпаки, для збільшення швидкості віддачі вуглеводневого продукту з продуктивної товщі. Інформацію, що стосується підземної продуктивної товщі, найбільш просто одержати з однієї або декількох свердловин, що пробурюються через цю продуктивну товщу. 72 Швидкість буріння, бурові шлами, зміни у складі бурового розчину і керн зі свердловини забезпечують необхідну інформацію. Каротажні діаграми, що одержують при проходженні свердловини каротажними інструментами, також є важливим джерелом інформації. Каротажні діаграми забезпечують цінну інформацію, що стосується властивостей гірських порід і текучих середовищ підземної продуктивної товщі, таких як пористість, розпізнання текучого середовища й продуктивний пласт нафтоносних сланців. Каротажні діаграми містять записи питомого електричного опору, гамма-випромінювання, щільності, швидкості стискання, швидкості розширення і діаграми нейтронів.
Оскільки каротажні діаграми вимірюють властивості гірських порід і текучих середовищ тільки до приблизно одного фута від стовбура свердловини, а у потужну частину продуктивної товщі не проникають, каротажні діаграми, на жаль, здатні характеризувати лише надзвичайно малу частину продуктивної товщі. Більш того, с 22 операція буріння стискає гірську породу, що оточує стовбур свердловини, тим самим змінюючи властивості Го) гірських порід і вводячи помилку у дані, одержані за допомогою каротажу свердловини й аналізу керну. Тому існує необхідність точно характеризувати властивості гірських порід і текучих середовищ практично по всій підземній продуктивній товщі і, зокрема, точно характеризувати властивості гірських порід і текучих середовищ в областях продуктивної товщі, що не порушуються свердловинами. - 30 Дані зі свердловин звичайно екстраполюють у різні боки від стовбура свердловини, щоб охарактеризувати Фд) всю продуктивну товщу, коли дані зі свердловин обмежені. Звичайні методи екстраполяції зображують підземну продуктивну товщу як множину тривимірних матриць із блоків або комірок, що об'єднуються разом для о формування тривимірної моделі продуктивної товщі. Як правило, осі Х, М і 7 кожного блоку визначаються і за Ге) абсолютною висотою, і за стратиграфічними поверхнями, і для визначення точок відносних даних навколо
Зо кожного блоку використовуються пошукові алгоритми. Крім того, властивості гірських порід кожного блоку - призначаються за допомогою оціночних способів, таких як способи, що базуються на відстанях, із використанням способів інтерпольованого усереднення, що базуються на значеннях сусідніх даних, і геостатистичні способи, що розраховують як відстань, так і просторову протяжність властивостей гірських порід. «
Використовуються також сейсмічні дослідження для забезпечення сейсмічної інформації з частин підземної З 50 продуктивної товщі, що не охоплюються свердловиною. Ударні пристрої, такі як джерела вібрацій, газові с гармати, пневмогармати і падаючі вантажі застосовуються на поверхні землі або в стовбурі свердловини як
Із» сейсмічні джерела для генерування хвиль розширення і стискання в підземних шарах. Ці хвилі передаються через підземні шари, відбиваються на змінах акустичного імпедансу і записуються, звичайно на поверхні землі, за допомогою записуючих пристроїв. Ці записані дані як правило обробляються за допомогою програмного 45 забезпечення, що розроблене для мінімізації шуму і збереження амплітуди відбитків. Ці сейсмічні дослідження 7 виливаються зрештою в набори тривимірних даних, що представляють безпосереднє вимірювання поверхонь
Ге») гірських порід, які визначають підземну продуктивну товщу. Ці набори даних усе в більшій мірі використовуються для оцінки і картографування підповерхневих структур для цілей розвідки й експлуатації б нафтових, газових або мінеральних запасів. Однак сейсмічні дані не використовуються в загальному випадку в (Те) 20 тривимірних геологічних моделях для цілей інших, ніж визначення вершини і основи моделі. Дійсний винахід розкриває необхідність у більш ефективному об'єднанні сейсмічних даних із геологічними моделями для того, тм щоб точно характеризувати підземні продуктивні товщі.
Відповідно, мета дійсного винаходу полягає в забезпеченні способу для більш точного прогнозування кількісних значень властивостей гірських порід і текучих середовищ у підземній продуктивній товщі шляхом використання сейсмічних даних і просторових геологічних моделей. Інша мета дійсного винаходу полягає в
ГФ) забезпеченні способу прогнозування кількісних значень властивостей гірських порід і текучих середовищ у юю підземній продуктивній товщі, що конкретно застосовні для видобутку вуглеводневої сировини, дозволяючи практикам більш точно визначати розмір і межі підземної продуктивної товщі, що містить вуглеводневу сировину.
Ще одна мета дійсного винаходу полягає у забезпеченні способу прогнозування кількісних значень властивостей 60 гірських порід і текучих середовищ у підземній продуктивній товщі, що конкретно застосовні для поводження з продуктивною товщею, що містить вуглеводневу сировину, дозволяючи практикам максимізувати або іншим способом оптимізувати видобуток вуглеводневої сировини з цієї продуктивної товщі. Ці й інші цілі досягаються відповідно до описаного далі винаходу.
Дійсний винахід являє собою в загальному випадку спосіб створення просторової геологічної моделі бо дідземної продуктивної товщі текучих середовищ, що поповнюється відносно точними кількісними даними властивостей гірських порід і текучих середовищ. Одержувана просторова геологічна модель точно характеризує продуктивну товщу текучих середовищ, тим самим полегшуючи керування розвідкою і розробкою продуктивних товщ, що несуть вуглеводневу сировину. Цей спосіб реалізується шляхом початкового опису геологічного об'єму, у тому числі продуктивних товщ текучих середовищ, що представляють інтерес, у термінах модельного об'єму, що підрозділяється на множину модельних підоб'ємів. Ці модельні підоб'єми зв'язуються з конкретними місцями розташування по всьому геологічному об'єму. Для кожного з цих модельних підоб'ємів ітеративно визначаються мінімізуючі помилку значення певної властивості гірської породи або текучого середовища. Результуючі мінімізуючі помилку значення належним чином певної властивості гірської породи або /о текучого середовища, конкретно застосовні для розвідки вуглеводневої сировини, дозволяючи практику більш точно визначати розмір і межі продуктивної товщі в геологічному об'ємі, що несе вуглеводневу сировину.
Додатково або альтернативно, результуючі мінімізуючі помилку значення належним чином певної властивості гірської породи або текучого середовища, конкретно застосовні для керування продуктивною товщею у геологічному об'ємі, що несе вуглеводневу сировину, дозволяючи практику максимізувати або іншим способом /5 оптимізувати видобуток вуглеводневої сировини з цієї продуктивної товщі.
Відповідно до конкретного виконання дійсного способу забезпечується підземний геологічний об'єм, у якому експериментально визначається розподіл сейсмічних значень акустичного імпедансу. Цей геологічний об'єм характеризується модельним об'ємом, що має множину модельних підоб'ємів. Модельний підоб'єм вибирається з множини модельних підоб'ємів, і для цього модельного підоб'єму призначається сейсмічне значення го акустичного імпедансу з розподілу. Визначається властивість гірської породи або текучого середовища, що релевантна для геологічного об'єму, і для модельного підоб'єму призначається перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища. Перше прогнозоване значення акустичного імпедансу для модельного підоб'єму обчислюється з моделі відгуку за допомогою першого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, причому ця модель відгуку відповідає на сч об Зміни в прогнозованих значеннях певної властивості гірської породи або текучого середовища. Це перше о прогнозоване значення акустичного імпедансу порівнюється із сейсмічним значенням акустичного імпедансу для визначення першої різниці між прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу. Перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища підстроюється у відповідь на першу різницю для створення другого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або М зо текучого середовища, причому це друге прогнозоване значення зменшує першу різницю.
Після цього обчислюється друге прогнозоване значення акустичного імпедансу для модельного підоб'єму з б» моделі відгуку за допомогою другого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого Ге середовища. Це друге прогнозоване значення акустичного імпедансу порівнюється із сейсмічним значенням акустичного імпедансу для визначення другої різниці між прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного ісе) імпедансу, причому ця друга різниця менша, ніж перша різниця. Ці кроки ітеративно повторюються доти, поки ї- різниця перестане перевищувати заздалегідь призначений максимальний допуск. Прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища по завершенні ітерацій являє собою значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для обраного підоб'єму. Спосіб повторюється для іншого модельного підоб'єму доти, поки не будуть встановлені значення певної властивості « Пірської породи або текучого середовища, що мінімізують помилку, для кожного модельного підоб'єму в з с модельному об'ємі.
Винахід буде більш зрозумілим із супровідних креслень і опису. ;» Фіг.1 є блок-схемою алгоритму, що забезпечує загальну уяву про спосіб за дійсним винаходом.
Фіг.2 є умовним поданням підземного геологічного об'єму, включаючи продуктивну товщу текучих середовищ, що представляє інтерес. -І Фіг.ЗА, ЗБ, ЗВ є блок-схемою алгоритму, що показує докладне виконання способу за Фіг.1.
Фіг4 є умовним поданням тривимірної геологічної моделі, побудованої відповідно до виконання за Фіг.ЗА,
Ме ЗБ, ЗВ.
Ге» Фіг5 є умовним поданням комірки з тривимірної геологічної моделі за Фіг.4, у якій комірка наповнена початковими даними. ік Фіг.6 є графічним поданням прогнозованих даних для властивостей гірських порід і текучих середовищ, "М визначених у відповідності зі способом за Фіг.1.
Загальне представлення дійсного способу показано на блок-схемі алгоритму за Фіг.1 і описано нижче з посиланням на Фіг.1. Спосіб містить п'ять стадій. Першою стадією є побудова просторової геологічної моделі, ов заснованої на фізичному геологічному об'ємі, що містить у собі продуктивну товщу текучих середовищ, який представляє інтерес. Просторова геологічна модель містить модельний об'єм, розділений на матрицю
Ф) модельних підоб'ємів. Ця матриця модельних підоб'ємів забезпечує просторову структуру для зв'язування ка експериментальних або прогнозованих даних геофізичних і петрофізичних властивостей із конкретизованими місцями розташування в межах геологічного об'єму. Просторова геологічна модель побудована за допомогою бор розподілу експериментально встановлених сейсмічних значень акустичного імпедансу для геологічного об'єму й інших відомих експериментальних або встановлених даних, що відносяться до геологічного об'єму, і одержані попередньо для дійсного способу.
Другою стадією цього способу є початкове наповнення значеннями даних просторової геологічної моделі.
Відповідно до цієї стадії початкового наповнення даних, кількісні значення деяких геофізичних і петрофізичних 65 властивостей геологічного об'єму призначаються для всієї просторової геологічної моделі. Зокрема, визначені експериментально сейсмічні значення акустичного імпедансу з вищезгаданого розподілу призначаються кожному підоб'єму просторової геологічної моделі. Оцінені значення властивостей гірських порід і текучих середовищ геологічного об'єму також призначаються кожному підоб'єму просторової геологічної моделі. Ці оцінені значення властивостей гірських порід і текучих середовищ містять у собі оцінені значення певної властивості гірської породи або текучого середовища (по черзі виражені перші прогнозовані значення), що спеціально застосовні для дійсного способу.
Третьою стадією способу є установлення моделі петрофізичних відгуків. У цій стадії установлення моделі петрофізичних відгуків одне або більш рівнянь відгуків вибираються або іншим способом виявляються з фізичних співвідношень між властивостями гірських порід, текучих середовищ і сейсмічними властивостями у 70 продуктивній товщі, що загальновідомі фахівцям з фізики гірських порід і текучих середовищ. Ці рівняння відгуків забезпечують обчислення прогнозованого значення акустичного імпедансу шляхом введення оцінених значень властивостей гірських порід і текучих середовищ, у тому числі прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, у рівняння відгуків. Як такі, моделі петрофізичних відгуків створюють прогнозоване значення акустичного імпедансу, що відповідає на зміни у прогнозованому /5 значенні певної властивості гірської породи або текучого середовища.
Четвертою стадією способу є мінімізація помилки прогнозованих значень певної властивості гірської породи або текучого середовища. Ця стадія мінімізації помилки запускається шляхом використання моделі петрофізичних відгуків і оцінених значень властивостей гірських порід і текучих середовищ, у тому числі прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, для обчислення першого 2о прогнозованого значення акустичного імпедансу для обраного модельного підоб'єму. Значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, визначаться порівнянням першого прогнозованого значення акустичного імпедансу із сейсмічним значенням акустичного імпедансу, ітеративним коректуванням прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища у відповідь на це порівняння і повторне обчислення прогнозованого значення акустичного імпедансу за допомогою моделі с ов петрофізичного відгуку ії регульованого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища доти, поки не буде досягнутий прийнятний збіг між прогнозованим значенням і сейсмічним і) значенням акустичного імпедансу. Те прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що досягає цього збігу, і є значенням певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для обраного модельного підоб'єму. Потім вибирається новий модельний підоб'єм, і стадія М
Зо Мінімізації помилки повторюється доти, поки не буде встановлене значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для кожного модельного підоб'єму в модельному об'ємі. Ме
Відзначимо, що форма моделі петрофізичного відгуку, оцінені значення властивостей гірських порід і текучих Ге середовищ інших, ніж певна властивість гірської породи або текучого середовища, і сейсмічні значення акустичного імпедансу утримуються фіксованими в увесь час стадії мінімізації помилки. ісе)
П'ятою і кінцевою стадією способу є повторне внесення значень, що мінімізують помилку, у просторову ї- геологічну модель. Відповідно до цієї стадії повторного внесення значень, що мінімізують помилку, ці мінімізуючі помилку значення певної властивості гірської породи або текучого середовища заміняють кожне відповідне перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що було спочатку внесено в просторову геологічну модель у другій стадії. Кінцевим продуктом дійсного способу є « просторова геологічна модель, що уся наповнена значеннями даних, що мінімізують помилку, певної властивості Ше) с гірської породи або текучого середовища, і яка зв'язана з геологічним об'ємом, що викликає інтерес.
Краще виконання способу за дійсним винаходом описується нижче з посиланням на Фіг.2-5. Спочатку на Фіг.2 ;» показано фізичний геологічний об'єм, визначений у цілому посилальною позицією 10. Спосіб за дійсним виконанням застосовний до геологічного об'єму 10, що містить земну поверхню 12 і множину підземних шарів 14, 16, 18, що містять матеріал гірських порід і текучих середовищ. Як такий, геологічний об'єм 10 містить -І продуктивну товщу текучих середовищ, що не виділений спеціально на кресленнях. Шари 14, 16, 18 проходять під земною поверхнею 12 у шарах, що послідовно чергуються по глибині. Ці шари 14, 16, 18 відрізняються один ме) від одного різними властивостями гірських порід і текучих середовищ. Тому відповідні шари 14, 16, 18
Ге» розділяються стратиграфічними проявами, що визначають результуючі межі 15, 17 продуктивної товщі.
Зрозуміло, однак, що Фіг.2 є просто концептуальним уявленням підземного геологічного об'єму. Практика за і, дійсним способом не обмежується яким-небудь конкретним геологічним об'ємом, але в загальному випадку
І застосовна практично до будь-якого геологічного об'єму, із якого можна експериментально одержати сейсмічні дані.
Фіг.ЗА, ЗБ, ЗВ являють собою докладну блок-схему алгоритму дійсного виконання, що зображує спосіб крок ов за кроком. Попередньо для запуску дійсного способу сейсмічні дані створюються в геологічному об'ємі 10, що представляє інтерес, шляхом сейсмічних пошуків за допомогою звичайних способів, загальновідомих фахівцям.
Ф) Сейсмічні дані визначаються загалом для цілей дійсного способу як інформація, що генерується шляхом ка створення сейсмічних хвиль у межах геологічного об'єму від штучних джерел сейсмічної енергії і спостереження часу прибуття й амплітуд хвиль, що переломлюються через високошвидкісні проміжки в геологічному об'ємі, або бо хвиль, ЩО відбиваються від поверхонь поділу в геологічному об'ємі у відповідь на сейсмічні хвилі. Такі поверхні поділу є, як правило, результатом змін акустичної швидкості або об'ємної щільності. До цих сейсмічних даних звичайно будуть застосовані декілька методів обробки даних, щоб знизити шум або іншим чином зробити ці дані більш помітними. Зокрема, дійсний спосіб використовує сейсмічні дані після того, як дані перетворені в акустичний імпеданс за допомогою звичайного методу, відомого як сейсмічна інверсія. 65 Комерційно доступні декілька пакетів програмного забезпечення для сейсмічної інверсії, що обробляють сейсмічні дані, перетворюючи дані у розподіл сейсмічних значень акустичного імпедансу за часом і глибиною в межах геологічного об'єму. Примірний пакет програмного забезпечення для сейсмічної інверсії доступний під торговим найменуванням "ТОКОУ" від СО Атегісаз Іпс., 16430 Рагк Теп Ріасе, Ноизюп, Техаз 77084, ОА.
Перед тим, як почати процес, крім сейсмічних даних, для практика може бути доступна також обмежена кількість даних, що відносяться до властивостей гірської породи або текучого середовища в геологічному об'ємі 10. Такі дані, як правило, одержуються з розвідницьких або робочих свердловин (не показані), що проходять крізь геологічний об'єм 10. Як відзначено вище, дані від свердловин надзвичайно обмежені по площі, маючи надійність у кращому випадку лише біля одного фута в радіальному напрямку від стовбура свердловини. У будь-якому випадку дані від свердловин, якщо вони доступні, можуть використовуватися в практиці дійсного 70 способу, як описано тут далі. Зрозуміло, однак, що доступність даних від свердловин не є необхідною попередньою умовою для здійснення дійсного способу. Потрібно лише, щоб для геологічного об'єму 10 був попередньо доступний розподіл сейсмічних значень акустичного імпедансу або щоб були заздалегідь доступні сейсмічні дані, із яких можливо генерувати цей розподіл. Якщо ці сейсмічні дані не доступні заздалегідь для геологічного об'єму 10, сейсмічні дані можуть альтернативно генеруватись для геологічного об'єму 1710 /5 проведенням сейсмічних пошуків як несуттєвого кроку дійсного способу.
На Фіг.зЗА, ЗБ, ЗВ дійсне виконання запускається на кроці 30, у якому передбачається розподіл сейсмічних значень акустичного імпедансу у залежності від часу, що одержується з підземного геологічного об'єму 10 на
Фіг.2. Цей розподіл визначає тривимірний об'єм сейсмічного акустичного імпедансу (об'єм АЇ), причому осі Х та
МУ об'єму А! представлені в одиницях довжини, а вісь 7 представлена в одиницях часу. Тривимірна модель 2о геологічного об'єму будується з об'єму А! в кроках 32, 34, 36, 38, 40. Ця тривимірна геологічна модель має модельний об'єм, причому осі Х, У, 7 цього об'єму представлені в одиницях довжини.
Крок 32 запускає побудову тривимірної геологічної моделі шляхом інтерпретації головних меж акустичного імпедансу в об'ємі АІ і підтвердження зв'язку цих меж акустичного імпедансу з результуючими межами продуктивної товщі. Зміни в сейсмічному акустичному імпедансі в часі в об'ємі АЇ повинні корелюватися зі сч ов Змінами у властивостях гірської породи або текучого середовища з глибиною в геологічному об'ємі. Після того, о як підтверджується, що моменти правильних акустичних імпедансних взаємодій приходяться на правильні стратиграфічні прояви, по всьому об'єму А! будуються постачені сіткою поверхні кореляції за допомогою сіток із ліній і пересічних ліній. Крок 34 виділяє у постачених сіткою поверхонь кореляції за часом часові горизонти, що перевіряються на від'ємні ізохронні значення. Ці часові горизонти об'єднуються для складання М зо розшарованої за часом структури.
Крок 36 перетворює постачену сіткою поверхню кореляції за часом у поверхню кореляції по глибині за Ме допомогою найкращої оцінки середньої швидкості для кожного горизонту в межах об'єму АІ. Можна зробити Ге незначні коректування для поверхонь кореляції по глибині в місцях розташування свердловин, якщо це необхідно, оскільки поверхні кореляції по глибині звичайно не збігаються точно з піками горизонтів із місць ісе) з5 розташування свердловин. Можна також зробити незначні коректування для поверхонь кореляції по глибині у ча стороні від місць розташування свердловин, якщо це необхідно, на підставі того факту, що рідинні контакти часто можна ідентифікувати як сильно корельовані просторові зміни в значенні акустичного імпедансу. Оцінені середні швидкості також можуть коректуватись у відповідь на коректування в поверхнях кореляції по глибині.
Крок 38 виявляє з поверхонь кореляції по глибині горизонти глибини, які перевіряються на від'ємні ізопахітові « значення. Ці горизонти глибини об'єднуються для складання розшарованої по глибині структури. Є взаємно з с однозначна відповідність між структурою, розшарованою по глибині, і структурою, розшарованою за часом.
Крок 40 створює тривимірну геологічну модель шляхом поділу розшарованої по глибині структури на ;» множину тривимірних модельних комірок або блоків. На додаток на Фіг.4 ця тривимірна модель геологічного об'єму показана і визначена в цілому посилальною позицією 42, а представницька комірка визначена посилальною позицією 44. Тривимірні геологічні моделі цього типу звичайно містять десятки мільйонів комірок. -І Зовнішня межа розшарованої по глибині структури визначає модельний об'єм 46. Комірки упорядковані в межах тривимірної геологічної моделі 42 так, щоб між комірками не відбувалося перекриття. На додаток на Фіг.5 ме) комірка 44 показана як така, що має два виміри, виражені в одиницях довжини уздовж осей Х та У, що, як
Ге» правило, зображують прямокутник або квадрат на виді зверху. Комірка 44 має також третій вимір, виражений в 5р одиницях довжини уздовж осі 7, що представляє глибину і зображує товщину. Конкретні розміри кожної комірки се) вибираються у відповідь на об'єм АЇ, що вводиться в тривимірну геологічну модель, і дані зі свердловин, якщо "М вони доступні. Приміром, розміри комірок можуть вибиратися як функція від лінії, розділеної поперечними лініями за допомогою швидкості відліків при каротажі свердловин. Тонке розшарування комірок може конфігуруватись так, що комірки розділяються рівним чином між двома горизонтами розшарованої по глибині дв структури (пропорційно), паралельно верхньому горизонту (зверху) або паралельно нижньому горизонту (знизу).
Фіг.4 і 5 подані тут в ілюстративних цілях. Тривимірна геологічна модель 42 і зв'язані в ній комірки є
Ф) тільки однією можливою конфігурацією просторової геологічної моделі в об'ємі дійсного винаходу. Зрозуміло, що ка просторова геологічна модель, як розглянуто тут, не обмежена яким-небудь конкретним числом розмірностей або одиниць вираження. Не обмежені й комірки якоюсь геометричною конфігурацією. Тому до об'єму дійсного 6о винаходу відноситься побудова просторової геологічної моделі з п розмірностями, яка має комірки, відповідно конфігуровані у просторі.
На Фіг.зЗА, ЗБ, ЗВ тривимірна геологічна модель наповнюється початковими значеннями даних у кроках 48 і 50. Розшарована за часом структура і розшарована по глибині структура разом забезпечують тривимірне поле швидкостей, що призначає відображення глибини у часі і забезпечує відповідність між тривимірною геологічною 65 Моделлю й об'ємом АЇ. У результаті крок 48 переводить значення Х, М і 7 для кожної комірки тривимірної геологічної моделі в лінію, поперечну лінію і час в об'ємі АІ. Значення сейсмічного акустичного імпедансу в призначених лінії, поперечній лінії і часі в об'ємі А! виділяється з об'єму АЇ і завантажується у відповідну комірку тривимірної геологічної моделі. Ця процедура повторюється доти, поки кожна комірка у тривимірній геологічній моделі не наповниться відповідним значенням сейсмічного акустичного імпедансу з об'єму АЇ. Те саме значення акустичного імпедансу часто завантажується в багато комірок внаслідок обмежено-зв'язаної природи, тобто низької роздільності по вертикалі об'єму АЇ.
Крок 50 оцінює значення властивостей гірських порід і текучих середовищ, у тому числі і перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища для кожної комірки в тривимірній геологічній моделі. Властивості гірських порід і текучих середовищ вибираються на підставі їхньої 7/0 придатності у моделі петрофізичних відгуків, що описується нижче з посиланням на крок 52. Значення властивостей гірських порід і текучих середовищ оцінюються за допомогою відомих наукових і інженерних принципів і всіх доступних петрофізичних даних для геологічного об'єму. Наприклад, дані зі свердловин можуть бути доступні з каротажних діаграм свердловин, що дають деякі локалізовані значення із свердловин для властивостей гірських порід і текучих середовищ уздовж шарів із високою роздільністю у тривимірній геологічній моделі, що відповідає місцям розташування свердловин. Дані зі свердловин, як правило, дають локалізовані значення пористості гірських порід, на додаток до ідентичності типів текучих середовищ, таких як газ, нафта і вода, і значення насиченості текучих середовищ. Інші доступні дані можуть містити в собі обчислення РМТ, що забезпечують оцінки стискуваності текучих середовищ. Керни дають значення кристалічні щільності і склад мінералів гірських порід. Розподіл початкових оцінених значень властивостей гірських порід 2о 1 текучих середовищ у тривимірній геологічній моделі може виконуватися відповідно до декількох звичайних методів, таких як зважування відстаней, спільно розташований ко-кригінг і т.п. Необхідно зберігати конкретні співвідношення між початковими оціненими значеннями даної властивості гірської породи або текучого середовища шляхом розподілу в подальших кроках коректування за дійсним способом. Наприклад, відносна природа пористості шарів як функція вертикального місця розташування, що призначена розподілом, повинна с Зберігатися в наступних кроках коректування.
Крок 52 установлює модель петрофізичних відгуків, що заснована на відомих співвідношеннях між і) властивостями гірських порід і текучих середовищ і акустичним імпедансом. Ця модель петрофізичних відгуків відрізняється від тривимірної геологічної моделі, будучи системою рівнянь відгуків, причому прогнозована певна властивість гірської породи або текучого середовища є основною незалежною змінною, а прогнозований (М. зо акустичний імпеданс є основною залежною змінною. Модель петрофізичних відгуків використовується для прямого обчислення прогнозованих значень акустичного імпедансу за допомогою оцінених значень б» властивостей гірських порід і текучих середовищ, у тому числі і прогнозованих значеннях певної властивості Ге гірської породи або текучого середовища. Таким чином, модель петрофізичних відгуків описує, як змінюється акустичний імпеданс від однієї або більш властивостей гірських порід і текучих середовищ, у тому числі і ісе) певної властивості гірської породи або текучого середовища в межах геологічного об'єму. ї-
Модель петрофізичних відгуків переважно виділяється зі звичайних рівнянь, що прогнозують модулі пружності гірських порід і текучих середовищ. Система таких рівнянь розглянута в Ікнизі під редакцією Мамко,
Сб. , еї аІ; Коск РІузісв Рогтціаз, Коск РНузісв І арогайогу, Зіапіога Опімегейу, 1993), включеній сюди за допомогою посилання. Акустичний імпеданс (АЇ) зв'язаний із властивостями гірських порід і текучих середовищ « наступною системою рівнянь: в с АїІемррь й де мр - швидкість стискання, "» рь - об'ємна щільність.
Швидкість стискання зв'язана з властивостями гірських порід і текучих середовищ першим рівнянням Кристофеля: -і мр-ККенаЗо ру о де К" - об'ємний модуль пружності (величина, обернена системній стискуваності), о" - модуль зрушення. (о) Об'ємний модуль пружності обчислюється з рівняння Гассмана:
Ф02500000КАНИЧКАКМІУ(ФІКЕУНОИ-ФУКМ) (КАКМ) 2, де КА - модуль пружності будови (величина, обернена стискуваності сухої гірської породи), "М Км - модуль пружності мінералу (величина, зворотна стискуваності кристалу),
Ф - пористість гірської породи,
Ке - модуль пружності текучого середовища (величина, обернена стискуваності текучого середовища).
Модуль зрушення 0" оцінюється як лінійна функція від пористості гірської породи.
ГФ! Об'ємна щільність обчислюється як: юю ротрма (Зм р Зм вно) де руд - матрична щільність, гхму 7 Щільність реліктової води, 60 рно 7 Щільність вуглеводневої сировини при точних умовах РМТ,
Зуу - насиченість продуктивного шару водою.
Як відзначено вище з посиланням на оцінені значення властивостей гірських порід і текучих середовищ, застосування цієї моделі вимагає вичерпного використання всіх доступних петрофізичних даних для геологічного в об'єму, що викликає інтерес. Каротажні діаграми свердловин, якщо вони доступні, досліджуються для оцінки змін, залежностей і меж за кожним параметром, що вимагається моделлю петрофізичних відгуків. Обчислення
РМТ виконуються для оцінки стискуваності текучого середовища. .)-функції Леверта використовуються для оцінки насиченості текучого середовища. Керни використовуються при встановленні кристалічної щільності і мінерального складу гірської породи. Таким чином, значення певної властивості гірської породи або текучого бередовища в кінцевому рахунку прогнозовані дійсним способом, за бажанням обмежуються фізично доступними значеннями інших властивостей гірських порід і текучих середовищ, використовуваних у моделі петрофізичних відгуків.
Крок 54 запускає петлю вибору сукупності комірок, причому з тривимірної моделі вибирається угруповання суміжних комірок, у якому сейсмічний акустичний імпеданс постійний. Угруповання обраних комірок, описане тут, 7/0 являє собою сукупність покладених по вертикалі суміжних комірок, але зрозуміло, що дійсний спосіб точно так само застосовний до вибору горизонтальної сукупності суміжних комірок. Після вибору угруповання комірок у петлі вибору сукупності комірок запускається петля мінімізації помилки, яка містить кроки 56, 58, 60, 62 і 64. Крок 56 обчислює перше прогнозоване значення акустичного імпедансу для кожної комірки угруповання за допомогою моделі петрофізичних відгуків і оцінених значень властивостей гірських порід і текучих середовищ, у 7/5 тому числі перше прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища. Крок 58 здійснює вагове усереднення обчислених перших значень акустичного імпедансу для кожної комірки угруповання по всьому угрупованню комірок. Крок 60 обчислює різницю між середнім прогнозованим значенням акустичного імпедансу і сейсмічним значенням акустичного імпедансу угруповання комірок шляхом вирахування середнього першого прогнозованого значення із сейсмічного значення.
Абсолютне значення різниці між середнім прогнозованим значенням акустичного імпедансу і сейсмічним значенням акустичного імпедансу являє собою цільову функцію, мінімізовану за бажанням алгоритмом петлі мінімізації помилки. Якщо абсолютне значення цієї різниці перевищує максимальний допуск, приміром, 195, крок 62 коректує перше прогнозоване значення властивості гірської породи або текучого середовища в прийнятних межах до другого прогнозованого значення. Як відзначено на кроку 64, перше прогнозоване значення певної с ов властивості гірської породи або текучого середовища коректується так, що друге прогнозоване значення знижує цільову функцію різниці між першим середнім прогнозованим значенням і сейсмічним значенням акустичного і) імпедансу угруповання комірок, коли друге прогнозоване значення підставляється замість першого прогнозованого значення певної властивості гірської породи або текучого середовища в модель петрофізичних відгуків. Напрямок, у якому коректується перше прогнозоване значення властивості гірської породи або текучого ї- зо середовища, визначається знаком різниці між середнім прогнозованим значенням і сейсмічним значенням акустичного імпедансу. б»
Крок 64 повертає петлю мінімізації помилки на крок 56, при цьому за допомогою моделі петрофізичних (а відгуків і оцінених значень властивостей гірських порід і текучих середовищ обчислюється друге прогнозоване значення акустичного імпедансу, у тому числі і друге прогнозоване значення певної властивості гірської породи ісе) або текучого середовища, яким замінюється перше прогнозоване значення. Кроки 58, 60, 62 і 64 повторюються ї- стільки разів, скільки необхідно, поки абсолютне значення різниці між прогнозованим значенням акустичного імпедансу і сейсмічним значенням акустичного імпедансу для обраного угруповання комірок не стане меншим, ніж максимальний допуск, або рівним йому. Те прогнозоване значення певної властивості гірської породи або текучого середовища для кожної комірки угруповання, що досягає такого результату, є значенням певної « властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для цієї комірки. Ясно, що в з с процесі виконання петлі мінімізації помилки змінюються лише прогнозовані значення акустичного імпедансу і прогнозовані значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, тоді як інші оцінені ;» значення властивостей гірських порід і текучих середовищ, сейсмічні значення акустичного імпедансу і форма рівнянь відгуку в моделі петрофізичних відгуків залишаються фіксованими.
Крок 66 обновлює тривимірну геологічну модель перенаповненням обраних комірок цієї тривимірної -І геологічної моделі значеннями певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізують помилку. Зокрема, знову установлені значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що
Ме. мінімізують помилку, підставляються замість кожного відповідного першого прогнозованого значення певної
Ге» властивості гірської породи або текучого середовища, внесеного в тривимірну геологічну модель на кроці 50.
Крок 68 повертає петлю вибору сукупності комірок на крок 54, при цьому з тривимірної геологічної моделі ік вибирається інше угруповання комірок, за яким сейсмічний акустичний імпеданс постійний. Для заново обраного "М угруповання суміжних комірок виконується петля мінімізації помилок, щоб встановити значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для цих комірок. Цими мінімізуючими помилку значеннями обновляють потім тривимірну геологічну модель. Петля вибору сукупності в Комірок повторюється стільки разів, скільки необхідно вищевказаним чином доти, поки не буде встановлене значення певної властивості гірської породи або текучого середовища, що мінімізує помилку, для кожної комірки
Ф) в тривимірній геологічній моделі. ка Додатковою ознакою дійсного способу є вибір певної властивості гірської породи або текучого середовища.
Вибір відповідної певної властивості гірської породи або текучого середовища дозволяє практику точно бо характеризувати продуктивну товщу текучого середовища в межах геологічного об'єму, коли тривимірна геологічна модель наповнена значеннями цієї властивості, що мінімізують помилку. Практик, як правило, вибирає певну властивість гірської породи або текучого середовища в зв'язку з вищевказаними кроками за Фіг.4, або перед ними. Критерії вибору відносяться до області знань фахівця і є функцією конкретних потреб практика.
Як правило, ці критерії вибору є функцією бажаного застосування результуючої тривимірної геологічної моделі і 65 значень, що мінімізують помилку. Наприклад, фахівець у загальному випадку визнає пористість, тип текучого середовища або насиченість як значущу властивість гірської породи або текучого середовища в застосуваннях розвідки вуглеводневої сировини. Аналогічно, фахівець у загальному випадку визнає пористість, тип текучого середовища або проникність як значущу властивість гірської породи або текучого середовища в застосуваннях поводження з продуктивним шаром. Тому, хоча дійсний спосіб не обмежується якою-небудь конкретною певною властивістю гірської породи або текучого середовища, вищенаведені властивості гірських порід і текучих середовищ, тобто пористість, тип текучого середовища, насиченість і проникність є прикладами певних властивостей гірської породи або текучого середовища, застосовними у дійсному способі.
Спроможність дійсного способу точно прогнозувати значення певної властивості гірської породи або текучого середовища демонструється на Фіг.б6. Для цього застосування як певної властивості гірської породи або текучого /о середовища вибирається пористість. Мінімізуючі помилку значення пористості відповідно до дійсного способу визначаються по довжині стовбура свердловини. Оцінені значення властивостей гірських порід або текучих середовищ, тобто насиченість і проникність, і прогнозовані значення акустичного імпедансу також визначаються по довжині стовбура свердловини відповідно до дійсного способу. Ці значення будуються на окремих вертикальних осях крапковою лінією. Дійсні вимірювані експериментальні значення пористості, насиченості, /5 проникності й акустичного імпедансу будуються для порівняння на тих же самих відповідних осях суцільною лінією. Очевидно, що дійсний спосіб точно прогнозує значення пористості в геологічному об'ємі, досягаючи тісного збігу між значеннями, що мінімізують помилку, і вимірюваними експериментальними значеннями пористості навіть у тому випадку, коли оцінені значення інших властивостей гірських порід і текучих середовищ у моделі петрофізичних відгуків менш точні.
Хоча описані і показані кращі варіанти виконання винаходу, зрозуміло, що зміни і модифікації, такі як запропоновані й інші, можуть бути зроблені в ньому і потрапляють в об'єм дійсного винаходу.
Claims (6)
1. Спосіб прогнозування кількісних значень властивості гірської породи або текучого середовища у (о) продуктивній товщі за сейсмічними даними, що містить: забезпечення підземного геологічного об'єму, у якому розподіл сейсмічних значень акустичного імпедансу експериментально визначено для згаданого геологічного об'єму; їч- зо характеризування згаданого геологічного об'єму модельним об'ємом із множиною модельних підоб'ємів; вибір модельного підоб'єму зі згаданої множини модельних підоб'ємів; (о) призначення сейсмічного значення акустичного імпедансу зі згаданого розподілу для згаданого модельного «со підоб'єму; встановлення властивості гірської породи або текучого середовища, релевантного для згаданого іс), геологічного об'єму; чн призначення першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища для згаданого модельного підоб'єму; обчислення першого прогнозованого значення акустичного імпедансу для згаданого модельного підоб'єму за допомогою згаданого першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або « 70 Текучого середовища, причому згадана модель відгуків відповідає на зміни в прогнозованих значеннях згаданої пу с встановленої властивості гірської породи або текучого середовища; порівняння згаданого першого прогнозованого значення акустичного імпедансу зі згаданим сейсмічним :з» значенням акустичного імпедансу для встановлення першої різниці між згаданими прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу; і коректування згаданого першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської - породи або текучого середовища у відповідь на згадану першу різницю для утворення другого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища, причому згадане друге Ме, прогнозоване значення знижує згадану першу різницю; б обчислення другого прогнозованого значення акустичного імпедансу для згаданого модельного підоб'єму зі 5р згаданої моделі відгуків за допомогою другого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості іс) гірської породи або текучого середовища; «М порівняння згаданого другого прогнозованого значення акустичного імпедансу зі згаданим сейсмічним значенням акустичного імпедансу для визначення другої різниці між згаданими прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу, причому згадана друга різниця менша, ніж згадана перша різниця; ітеративне повторення згаданих кроків коректування згаданого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища, обчислення згаданого прогнозованого (Ф) значення згаданого акустичного імпедансу за допомогою згаданого відкоректованого прогнозованого значення ГІ згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища і порівняння згаданого обчисленого прогнозованого значення акустичного імпедансу зі згаданим сейсмічним значенням акустичного імпедансу для бо визначення згаданої різниці між згаданими обчисленим прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу; згадане ітеративне повторення закінчується, коли згадана різниця не перевищує заздалегідь заданий максимальний допуск.
2. Спосіб за п. 1, у якому згаданий вибраний модельний підоб'єм є першим модельним підоб'ємом, д5 Включеним в угруповання суміжних модельних підоб'ємів, що мають спільне сейсмічне значення акустичного імпедансу.
З. Спосіб за п. 2, у якому згадані прогнозовані значення акустичного імпедансу для всіх згаданих модельних підоб'ємів у згаданому угрупованні усереднюються, щоб утворити середнє прогнозоване значення акустичного імпедансу для згаданого угруповання, і визначається згадана різниця між згаданим середнім прогнозованим значенням акустичного імпедансу і згаданим спільним сейсмічним значенням акустичного імпедансу для згаданого угруповання.
4. Спосіб за п. 1, у якому згадана встановлена властивість гірської породи або текучого середовища вибирається з групи, що складається з пористості, насиченості і проникності.
5. Спосіб за п. 1, що містить далі: 70 вибір другого модельного підоб'єму із згаданої множини модельних підоб'ємів; призначення сейсмічного значення акустичного імпедансу зі згаданого розподілу для згаданого другого модельного підоб'єму; призначення першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища згаданому другому модельному підоб'єму; обчислення першого прогнозованого значення акустичного імпедансу для згаданого другого модельного підоб'єму зі згаданої моделі відгуків за допомогою згаданого першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища; порівняння згаданого першого прогнозованого значення акустичного імпедансу зі згаданим сейсмічним значенням акустичного імпедансу для згаданого другого модельного підоб'єму для визначення першої різниці між згаданими прогнозованим і сейсмічним значеннями акустичного імпедансу для згаданого другого підоб'єму; і коректування згаданого першого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища для згаданого другого модельного підоб'єму у відповідь на згадану першу різницю для утворення другого прогнозованого значення згаданої встановленої властивості гірської породи або текучого середовища для згаданого другого модельного підоб'єму, причому згадане друге прогнозоване значення знижує с ов Згадану першу різницю.
6. Спосіб за п. 5, у якому згаданий другий модельний підоб'єм включається в друге угруповання суміжних і) модельних підоб'ємів, що мають спільне сейсмічне значення акустичного імпедансу. у Ге) (Се) (Се) -
- . а - і (е)) (е)) (се) і ко бо б5
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/584,063 US6302221B1 (en) | 2000-05-31 | 2000-05-31 | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
| PCT/US2001/016443 WO2001092915A1 (en) | 2000-05-31 | 2001-05-18 | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA76697C2 true UA76697C2 (uk) | 2006-09-15 |
Family
ID=24335778
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2002010624A UA76697C2 (uk) | 2000-05-31 | 2001-05-18 | Спосіб прогнозування кількісних значень властивості гірської породи або текучого середовища у продуктивній товщі за сейсмічними даними |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6302221B1 (uk) |
| CN (1) | CN1213308C (uk) |
| AU (1) | AU782432B2 (uk) |
| CA (1) | CA2380463C (uk) |
| CO (1) | CO5221130A1 (uk) |
| DZ (1) | DZ3203A1 (uk) |
| EC (1) | ECSP014091A (uk) |
| GB (1) | GB2368431B (uk) |
| MX (1) | MXPA02001002A (uk) |
| NO (1) | NO333339B1 (uk) |
| OA (1) | OA12151A (uk) |
| PE (1) | PE20011346A1 (uk) |
| RU (1) | RU2271023C2 (uk) |
| SA (1) | SA01220301B1 (uk) |
| UA (1) | UA76697C2 (uk) |
| WO (1) | WO2001092915A1 (uk) |
Families Citing this family (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2792419B1 (fr) * | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
| US6751553B2 (en) * | 2000-06-14 | 2004-06-15 | Vermeer Manufacturing Company | Utility mapping and data distribution system and method |
| US7248259B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-07-24 | Technoguide As | Three dimensional geological model construction |
| US20070121423A1 (en) * | 2001-12-20 | 2007-05-31 | Daniel Rioux | Head-mounted display apparatus for profiling system |
| US6718265B2 (en) * | 2002-08-15 | 2004-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Petrophysical property estimation using an acoustic calibration relationship |
| US6807486B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-10-19 | Weatherford/Lamb | Method of using underbalanced well data for seismic attribute analysis |
| US7072768B1 (en) | 2003-05-02 | 2006-07-04 | Young Alan G | Method for laterally extrapolating soil property data using soil samples and seismic amplitude data within a seismic coverage area |
| US6970397B2 (en) | 2003-07-09 | 2005-11-29 | Gas Technology Institute | Determination of fluid properties of earth formations using stochastic inversion |
| CA2544058C (en) * | 2004-01-30 | 2014-09-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir evaluation methods |
| US7844430B2 (en) * | 2004-01-30 | 2010-11-30 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Reservoir model building methods |
| CA2567375C (en) * | 2004-05-27 | 2013-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting lithology and porosity from seismic reflection data |
| US20060047429A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Adams Steven L | Method of estimating geological formation depths by converting interpreted seismic horizons from the time domain to the depth domain |
| US7373251B2 (en) * | 2004-12-22 | 2008-05-13 | Marathon Oil Company | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
| AU2006262697B2 (en) * | 2005-06-24 | 2010-12-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for obtaining porosity and shale volume from seismic data |
| FR2895091B1 (fr) * | 2005-12-21 | 2008-02-22 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques |
| US9646415B2 (en) * | 2006-05-16 | 2017-05-09 | Underground Imaging Technologies, Inc. | System and method for visualizing multiple-sensor subsurface imaging data |
| US8089390B2 (en) * | 2006-05-16 | 2012-01-03 | Underground Imaging Technologies, Inc. | Sensor cart positioning system and method |
| ITMI20070746A1 (it) * | 2007-04-13 | 2008-10-14 | Eni Spa | Metodo di stima dei volumi di fluidi movimentati in aree compartimentate del sottosuolo |
| CN101414013B (zh) * | 2007-10-17 | 2011-10-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用地震资料确定地下流体的方法 |
| CN101446645B (zh) * | 2007-11-27 | 2011-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用地震流体阻抗进行流体确定的方法 |
| WO2010092084A2 (en) * | 2009-02-16 | 2010-08-19 | Mærsk Olie Og Gas A/S | Finite element modelling of borehole seismic responses in layered anisotropic formations and its use for elastic inversion |
| CN101604030B (zh) * | 2009-07-17 | 2012-05-09 | 中国石化集团胜利石油管理局 | 一种利用转换横波地震资料进行流体识别的方法及装置 |
| US8498853B2 (en) * | 2009-07-20 | 2013-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Petrophysical method for predicting plastic mechanical properties in rock formations |
| US8355872B2 (en) * | 2009-11-19 | 2013-01-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for reservoir analysis background |
| CN102445708B (zh) * | 2010-10-14 | 2013-10-23 | 中国石油大学(北京) | 三维等效富泥质砂岩速度预测模型 |
| CN102426390B (zh) * | 2011-10-21 | 2013-07-03 | 中国石油大学(北京) | 一种非均质泥砂岩储层储量确定方法 |
| CN103116186B (zh) * | 2011-11-16 | 2015-08-19 | 中国石油天然气集团公司 | 一种小尺度非均质储集体的容积确定方法 |
| CN104335065B (zh) | 2012-03-12 | 2017-08-25 | 弗米尔公司 | 偏移频率零差探地雷达 |
| US9411071B2 (en) | 2012-08-31 | 2016-08-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of estimating rock mechanical properties |
| US9835017B2 (en) * | 2012-09-24 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic monitoring system and method |
| US9739133B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-08-22 | Vermeer Corporation | Imaging underground objects using spatial sampling customization |
| US10048403B2 (en) | 2013-06-20 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for generation of upscaled mechanical stratigraphy from petrophysical measurements |
| FR3032532B1 (fr) * | 2015-02-05 | 2020-02-28 | Services Petroliers Schlumberger | Derivation d'attributs sismiques a partir d'une propriete d'age geologique relatif d'un modele base sur le volume |
| US20180217286A1 (en) * | 2015-07-20 | 2018-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selecting logging data for petrophysical modelling and completion optimization |
| US10162081B2 (en) | 2015-08-06 | 2018-12-25 | Baker Hughes a GE Company, LLC | Downhole fluid typing |
| US11119239B2 (en) | 2017-01-13 | 2021-09-14 | Baker Hughes Holdings Llc | Measuring petrophysical properties of an earth formation by regularized direct inversion of electromagnetic signals |
| US10928536B2 (en) | 2017-12-07 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Mapping chemostratigraphic signatures of a reservoir with rock physics and seismic inversion |
| WO2020149962A1 (en) * | 2019-01-18 | 2020-07-23 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Estimation of reservoir flow properties from seismic data |
| US20210396127A1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating borehole shape between stationary survey locations |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5487001A (en) * | 1993-05-28 | 1996-01-23 | Neff; Dennis B. | Method for determining petrophysical properties of a subterranean layer |
| FR2710418B1 (fr) * | 1993-09-21 | 1995-12-15 | Inst Francais Du Petrole | Méthode d'analyse des traces sismiques utilisant une technique de calibrage statistique pour en déduire des propriétés géologiques. |
| US5583825A (en) * | 1994-09-02 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
| US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
-
2000
- 2000-05-31 US US09/584,063 patent/US6302221B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-05-18 CN CNB018018734A patent/CN1213308C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-18 UA UA2002010624A patent/UA76697C2/uk unknown
- 2001-05-18 RU RU2002102074/28A patent/RU2271023C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-05-18 MX MXPA02001002A patent/MXPA02001002A/es active IP Right Grant
- 2001-05-18 GB GB0203430A patent/GB2368431B/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-18 DZ DZ013203A patent/DZ3203A1/xx active
- 2001-05-18 WO PCT/US2001/016443 patent/WO2001092915A1/en active IP Right Grant
- 2001-05-18 OA OA1200200036A patent/OA12151A/en unknown
- 2001-05-18 AU AU64772/01A patent/AU782432B2/en not_active Ceased
- 2001-05-18 CA CA002380463A patent/CA2380463C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-29 CO CO01042596A patent/CO5221130A1/es not_active Application Discontinuation
- 2001-05-30 EC EC2001004091A patent/ECSP014091A/es unknown
- 2001-05-31 PE PE2001000502A patent/PE20011346A1/es not_active Application Discontinuation
- 2001-08-22 SA SA01220301A patent/SA01220301B1/ar unknown
-
2002
- 2002-01-30 NO NO20020494A patent/NO333339B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO333339B1 (no) | 2013-05-13 |
| NO20020494L (no) | 2002-03-25 |
| US6302221B1 (en) | 2001-10-16 |
| CO5221130A1 (es) | 2002-11-28 |
| PE20011346A1 (es) | 2002-01-31 |
| GB2368431A (en) | 2002-05-01 |
| CA2380463C (en) | 2006-01-10 |
| WO2001092915A1 (en) | 2001-12-06 |
| AU782432B2 (en) | 2005-07-28 |
| AU6477201A (en) | 2001-12-11 |
| CA2380463A1 (en) | 2001-12-06 |
| OA12151A (en) | 2006-05-05 |
| CN1213308C (zh) | 2005-08-03 |
| NO20020494D0 (no) | 2002-01-30 |
| ECSP014091A (es) | 2002-08-01 |
| RU2271023C2 (ru) | 2006-02-27 |
| CN1383494A (zh) | 2002-12-04 |
| MXPA02001002A (es) | 2002-08-12 |
| SA01220301B1 (ar) | 2006-10-29 |
| DZ3203A1 (fr) | 2001-12-06 |
| GB0203430D0 (en) | 2002-04-03 |
| GB2368431B (en) | 2004-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| UA76697C2 (uk) | Спосіб прогнозування кількісних значень властивості гірської породи або текучого середовища у продуктивній товщі за сейсмічними даними | |
| EP3571532B1 (en) | Systematic evaluation of shale plays | |
| US7373251B2 (en) | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data | |
| US6374185B1 (en) | Method for generating an estimate of lithological characteristics of a region of the earth's subsurface | |
| EP0745870B1 (en) | Non-unique seismic lithologic inversion for subterranean modeling | |
| EP3465286B1 (en) | Elastic parameter estimation | |
| EP2846175B1 (en) | Seismic survey analysis | |
| Yasin et al. | Estimation of petrophysical parameters from seismic inversion by combining particle swarm optimization and multilayer linear calculator | |
| Radwan | Three-dimensional gas property geological modeling and simulation | |
| WO2002073240A1 (en) | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth | |
| AU6257198A (en) | Method for determining barriers to reservoir flow | |
| Sams et al. | Stochastic inversion for high resolution reservoir characterisation in the Central Sumatra Basin | |
| Li et al. | Geostatistical models for shales in distributary channel point bars (Ferron Sandstone, Utah): From ground-penetrating radar data to three-dimensional flow modeling | |
| Chen et al. | 3D Geomechanical Modeling for an Extra Deep Fractured Carbonate Reservoir, Northwest China | |
| Masoud et al. | Reservoir Characterization and Geostatistical Model of the Cretaceous and Cambrian-Ordovician Reservoir Intervals, Meghil Field, Sirte Basin, Libya | |
| Obafemi et al. | 3D facies and reservoir property prediction of deepwater turbidite sands; case study of an offshore Niger delta field | |
| Almeida et al. | An integrated approach to reservoir studies using stochastic simulation techniques | |
| Deng et al. | Net to Gross Estimation of S-field Using Well-log and 3D Seismic Data: A Malay Basin Case Study | |
| Ma et al. | Constructing 3D Model Framework and Change of Support in Data Mapping | |
| Ben Amor et al. | An Innovative Approach for Integrated Characterization and Modeling of a Complex Carbonate Reservoir | |
| Koppe et al. | Geostatistical Simulation of Acoustic Log Data for Seismic Depth Conversion | |
| Wu et al. | Combined seismic inversion methods in reservoir model development | |
| Nurhono et al. | Multidisciplinary and Integrated Methodology for Deep Water Thinly Bedded Reservoirs Characterization | |
| Grinde et al. | Low-cost integrated teamwork and seismic monitoring improved reservoir management of Norwegian gas reservoir with active water drive | |
| Yang | Integrated reservoir description from seismic, well log, to production data |