WO2016110298A1 - Procede pour l'estimation du volume d'argile (v clay) a partir de la densite de formation, de la porosite et des vitesses acoustiques dans les reservoirs argileux-greseux - Google Patents

Procede pour l'estimation du volume d'argile (v clay) a partir de la densite de formation, de la porosite et des vitesses acoustiques dans les reservoirs argileux-greseux Download PDF

Info

Publication number
WO2016110298A1
WO2016110298A1 PCT/DZ2015/050006 DZ2015050006W WO2016110298A1 WO 2016110298 A1 WO2016110298 A1 WO 2016110298A1 DZ 2015050006 W DZ2015050006 W DZ 2015050006W WO 2016110298 A1 WO2016110298 A1 WO 2016110298A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
clay
volume
porosity
longitudinal
velocities
Prior art date
Application number
PCT/DZ2015/050006
Other languages
English (en)
Inventor
Farid Chegrouche
Original Assignee
Entreprise Nationale De Geophysique
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Entreprise Nationale De Geophysique filed Critical Entreprise Nationale De Geophysique
Publication of WO2016110298A1 publication Critical patent/WO2016110298A1/fr

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G01V1/50—Analysing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/624—Reservoir parameters

Definitions

  • V c i ay Formation density (p b ), porosity ( ⁇ ) and acoustic velocities in clay-sandstone reservoirs
  • the present invention relates to the field of clay-sandstone reservoir characterization at the well and at the reservoir scale.
  • the invention relates to a new approach for estimating the volume of clay (Vciay) both at the well and at the reservoir scale using stratigraphic inversion.
  • V c i ay The volume of clay (V c i ay ) is estimated by the following linear relationship:
  • GR C i and C i has GR y are respectively gamma-ray values in a totally bench sandstone and clay completely.
  • V ctay 0.083. (2 3 ⁇ 47 i ° R - 1) ( 4a )
  • Ncl y ⁇ ⁇ with ⁇ is the neutron porosity in the vault and ⁇ is the porosity density in the grate, 0N C ia y is the neutron porosity in the adjacent clay rock and 0Dcia y is the density porosity in an adjacent clay rock.
  • this invention proposes a new approach of estimation of the volume of clay (V c i ay ) starting from physical parameters having a direct relationship with lithology and fluids namely porosity ( ⁇ ), formation density (p b ) and longitudinal velocities (V p ) and transverse velocities (V s ) or shear moduli (G) , incompressibility (K) and elasticity ( ⁇ ).
  • the present invention sets the objective of estimating the volume of clay (V c iay) from porosity ( ⁇ ), density (p b ) and acoustic velocities.
  • the estimate of the volume of clay (V c i ay ) with precision will allow a better determination of the volume of the matrix (V ma trix) which will reduce the uncertainty in the evaluation of the reservoir formation through a better estimate of formation water saturation (S w ) and effective porosity ( ⁇ ⁇ ) for conventional reservoirs.
  • the invention draws its particularity from the estimation of the volume of clay (V c i ay ) from physical measurements having a direct relationship with the lithology which will make it possible to differentiate the effective clay from the radioactive sandstones, and the clay passive sandstone. It will also make it possible to estimate the volume of clay (V c i ay ) at the reservoir scale, by a deterministic model, from the volumes of the porosity ⁇ ), the density (p b ) and the computed acoustic velocities from generated attributes by a stratigraphic inversion. This model will avoid the use of probabilistic and geostatistical models at the reservoir scale and therefore minimize the uncertainty in the evaluation of the reservoir formation in terms of porosity ( ⁇ ⁇ ) and hydrocarbon saturation. (S h ).
  • FIG. 1 gives the flowchart of the method which is the subject of the invention.
  • - Figure 2 shows the workflow to be followed to estimate the volume of clay (V c i ay ) at the well from logging measurements.
  • FIG. 3 shows the workflow to be followed to estimate the volume of clay (V c i ay ) at the reservoir scale from the seismic data.
  • FIG. 4 shows the result of the workflow of Figure 2, the illustration is a logcomposite made on a radioactive sandstone interval.
  • FIG. 5 shows the linear relationship between Thorium and Uranium which shows that the study interval is a radioactive sandstone.
  • FIG. 6 shows the result of the workflow of Figure 2, the illustration is a composite log-made on an interval containing the source rock.
  • Clay-sandstone reservoirs are known by their complexity because of their clay content.
  • the clay is known by their influence on the petrophysical characteristics of the rock as well as logging measurements at the well.
  • Vdav ⁇ V 2 with Vciay is the volume of clay, ⁇ is the total porosity, p is the density of the formation, V p and V s are respectively the velocities of the longitudinal and transverse waves. Equation (6) can also be written as follows:
  • Vclay is the clay volume
  • ⁇ is the effective porosity
  • ⁇ is the total porosity
  • c)) clay is the porosity in a clean clay bench.
  • the invention consists in determining the volume of clay V c i ay, the effective porosity and the formation water saturation, at the well and at the reservoir scale, in a clay-sandstone formation even in the presence of radioactive sandstones. or passive clay in ten (10) steps:
  • V c i ay the volume of clay 01 from the sonic, shear sonic logs, the overall density and the porosity using equation (6). It should also be noted that the volume of clay V ( c i ay ) can be estimated from the shear (G), incompressibility (K) and elasticity ( ⁇ ) modules using equation (1 1) .
  • the well porosity estimate is made using equation (12) from the clay volume (V c i ay ) of step (1) 102.
  • the well volume of the Vmatnx 103 matrix is estimated using the relation:
  • ay (1 3) with Vmatnx is the volume of the matrix
  • V c i ay is the volume of clay
  • ⁇ ⁇ is the effective porosity.
  • the well water saturation estimate (S w ) 1 04 is estimated from the clay volume (V c i ay ) of step (1) using the modified Simandoux model. .
  • the volume scale (V p ), transverse velocities (V s ) and overall formation density (p b ) are estimated at the reservoir scale by stratigraphic inversion 1 05.
  • the total porosity ( ⁇ ) is estimated at the reservoir scale from the attributes of step (5) using a multi-attribute relationship 106.
  • the reservoir volume estimate of the volume of clay (V c i ay ) 107 is based on the attributes (V p , V s , p b ) of step (5) and the total porosity ( ⁇ ) of step (6) using equation (6).
  • the effective porosity ( ⁇ ⁇ ) 108 is estimated at the reservoir scale using the clay volume (V c i ay ) of step (7) and the total porosity of step (6). ).
  • the reservoir volume of the Vmatrix 109 matrix is estimated from the clay volume (V c i ay ) of step (7) and the effective porosity ( ⁇ ⁇ ) of the step (8).
  • the reservoir-scale estimation of the formation water saturation (S w ) 1 1 0 is carried out on the basis of the attributes (V p , V s , p b ) of the step (5), the volume of clay (V c i ay ) of step (7) and the effective porosity ( ⁇ ⁇ ) of step (8) using a muti-attribute relationship.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)

Abstract

Procédé d'estimation du volume d'argile (Vclay) caractérisant un réservoir argileux-gréseux, à partir des enregistrements diagraphiques au niveau du puits, la densité globale (ρb) et les vitesses des ondes longitudinales (Vp ) et transversales (Vs ) et la porosité (ϕ). A l'échelle du réservoir, on procède d'abord à l'estimation des volumes des vitesses acoustiques des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) et de la densité globale de la formation (ρb) à partir des données sismiques traitées en amplitudes préservées en utilisant une inversion stratigraphique. On procède par la suite à l'estimation du volume de la porosité totale (ϕt) à partir des vitesses acoustiques des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) et de la densité globale de la formation (ρb), générés par l'inversion, en utilisant une relation multilinéaire. Le volume d'argile (Vclay) est estimé par ce procédé en utilisant les volumes des vitesses sismiques (Vp) et (Vs), de la densité globale (ρb) et de la porosité (ϕ).

Description

Titre de l'invention
Procédé pour l'estimation du volume d'argile (Vciay) à partir de la densité de formation (pb), de la porosité (φ) et des vitesses acoustiques dans les réservoirs argileux-gréseux
Domaine technique auquel se rapport l'invention
La présente invention concerne le domaine de la caractérisation de réservoir argileux-gréseux au niveau du puits et à l'échelle du réservoir. En particulier l'invention concerne une nouvelle approche pour l'estimation du volume d'argile (Vciay) aussi bien au niveau du puits qu'à l'échelle de réservoir en utilisant l'inversion stratigraphique.
Etat de la technique antérieure
La présence de l'argile dans les réservoirs argileux-gréseux pose d'énormes problèmes pour l'évaluation de la formation. Il existe essentiellement deux problèmes principaux dans l'évaluation des réservoirs argileux-gréseux; la saturation en eau de formation (Sw) et la porosité effective (φβ). Ces deux paramètres ne pourront être bien estimés sans la détermination, avec précision, du volume de la matrice (Vmatnx) . La connaissance de la quantité d'argile avec précision est primordiale pour le calcul du volume de l'eau liée à l'argile (bound water), de la porosité effective (φβ) et par conséquent du volume de la matrice (Vmatrix)- L'incertitude dans l'estimation du volume d'argile (Vciay) aura un impact direct sur la détermination du net gross, du net pay, de la porosité effective (type de réservoir conventionnel ou tight) et par conséquent sur le calcul des réserves. L'estimation du volume d'argile au niveau du puits se fait par plusieurs méthodes à savoir: Gamma Ray:
Le gamma ray a été toujours utilisé comme indicateur de la teneur en argile en supposant que l'argile est le seul minéral radioactif dans la roche. Le volume d'argile (Vciay) est estimé par la relation linéaire suivante:
avec GR, est la mesure Gamma ray sur le log, GRCi et GRCiay sont respectivement les valeurs du gamma ray dans un banc totalement gréseux et totalement argileux.
Steiber (1970) a apporté une correction à ce modèle comme suit: v = ^ (2) clay 3 — 2 î
Clavier (1971) a amélioré le modèle en en proposant d'autres corrections comme suit:
¾av = 1.7 - [3.38 + (IQR + 0.7)2 (3)
Larionov (1969) a également proposé un modèle en fonction du type de la roche:
- Roche tertiaire
Vctay = 0,083 . (2¾7 i°R - 1) (4a)
- Roche ancienne:
¾ay = 0,33 . (2 JsR - 1) (4b)
Ces méthodes présentent beaucoup d'incertitude dans le cas des grès radioactifs ainsi qu'en présence des argiles non radioactifs (passifs). Combinaison Neutron-Densité:
la combinaison des mesures neutron-densité donne des fausses estimations en présence du gaz:
Figure imgf000005_0001
Ncl y ~ ΨΒσΙαγ avec ΦΝ est la porosité neutron dans les gré et φο est la porosité densité dans les gré, 0NCiay est la porosité neutron dans la roche argileuse adjacente et 0Dciay est la porosité densité dans une roche argileuse adjacente.
But de l'invention
Comparativement aux méthodes antérieures utilisées pour l'estimation du volume d'argile (Vciay) au niveau du puits, basées sur la radioactivité mesurée par le Gamma ray (GR) qui ne différencient pas entre l'argile effectif et le grès radioactif et entre l'argile passif et le grès, ou les modèles combinant les porosités neutron (φΝ) et densité (φο), cette invention propose une nouvelle approche d'estimation du volume d'argile (Vciay) à partir des paramètres physiques ayant une relation directe avec la lithologie et les fluides à savoir la porosité (φ), la densité de formation (pb) et les vitesses longitudinales (Vp) et transversales (Vs) ou des modules de cisaillement (G), d'incompressibilité (K) et d'élasticité ( λ ).
Présentation de l'essence de l'invention
La présente invention se fixe comme objectif l'estimation du volume d'argile (Vciay) à partir de la porosité (φ), de la densité (pb) et des vitesses acoustiques. L'estimation du volume d'argile (Vciay) avec précision permettra une meilleure détermination du volume de la matrice (Vmatrix) ce qui réduira l'incertitude dans l'évaluation de la formation réservoir à travers une meilleure estimation de la saturation en eau de formation (Sw) et de la porosité effective (φβ) pour les réservoirs conventionnels.
L'invention tire sa particularité de l'estimation du volume d'argile (Vciay) à partir des mesures physiques ayant une relation directe avec la lithologie ce qui permettra de différencier l'argile effectif des grès radioactifs, et l'argile passif des grès. Elle permettra également l'estimation du volume d'argile (Vciay) à l'échelle réservoir ,par un modèle déterministe, à partir des volumes de la porosité^), de la densité (pb) et des vitesses acoustiques calculés à partir des attributs générés par une inversion stratigraphique. Ce modèle permettra d'éviter l'utilisation des modèles probabilistes et géostatistiques à l'échelle réservoir et par conséquent, réduire au maximum l'incertitude dans l'évaluation de la formation réservoir en matière de porosité (φβ) et de saturation en hydrocarbure (Sh).
Enoncé des figures
L'invention est illustrée dans ce qui suit par des figures référencées de 1 à 7, qui en éclairent certains aspects :
- La figure 1 donne l'organigramme de la méthode objet de l'invention. - La figure 2 montre le workflow à suivre pour estimer le volume d'argile (Vciay) au niveau du puits à partir des mesures diagraphiques.
- la figure 3 montre le workflow à suivre pour estimer le volume d'argile (Vciay) à l'échelle réservoir à partir des données sismiques.
- la figure 4 montre le résultat du workflow de la figure 2, l'illustration est un logcomposite réalisé sur un intervalle à grès radioactif.
- la figure 5 montre la relation linéaire entre le Thorium et l'Uranium qui montre que l'intervalle d'étude est un grès radioactif.
- la figure 6 montre le résultat du workflow de la figure 2, l'illustration est un log- composite réalisé sur un intervalle contenant la roche mère.
Description détaillée de l'invention:
Les réservoirs argileux-gréseux sont connus par leurs complexité du fait de leurs teneur en argile. L'argile est connu par leur influence sur les caractéristiques pétrophysiques de la roche ainsi que sur les mesures diagraphiques au niveau du puits.
Volume d'argile
Dans un réservoir argileux-gréseux composé d'argile actif avec une forte radioactivité (smectite, montmarmonite) ou d'argile passif ou lessivé (Kaolinite, illite, ...etc.) avec de faible émission de radioactivité, ou encore des grès radioactif, le volume d'argile s'écrit comme suit:
2 -2
P - Vs
Vdav = Φ V2 avec Vciay est le volume d'argile, φ est la porosité totale, p est la densité de la formation, Vp et Vs sont respectivement les vitesses des ondes longitudinales et transversales. l'équation (6) peut être également s'écrit comme suit:
Figure imgf000007_0001
Dans un milieux poreux, les vitesses des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) s'écrivent en fonction des constantes de Lamé comme suit:
Figure imgf000007_0002
et
V, = · (7b)
! Pb avec λ et μ sont les constantes de Lamé, pb est la densité globale de la formation, Vp et Vs sont respectivement les vitesses longitudinales et
transversales de l'onde.
d'où: pb -v λ + 2. ^5. (8a) Pb■ V = μ (8b)
En substituant les équations (8a) et (8b) dans l'équation (6a), on obtient:
P 2' M-
d'après Germain (1 962), le module d'incompressibilité s'écrit en fonction des constantes de Lamé comme suit:
3. K = 3, λ + Ζ. μ10, (1 0a)
et le module de cisaillement G est égale à la deuxième constante de Lamé:
G - μ (1 0b) en substituant les équations (1 0a) et (1 0b) dans l'équation (9), on obtient: vdav = iet£ avec Vclay est le volume d'argile, pb est la densité globale de la formation, G est le module de cisaillement, K est le module d'incompressibilité et Aest la première constante de Lamé.
Porosité effective ΙφΡ):
Après avoir déterminer le volume d'argile Vciay, en procède à l'estimation de la porosité effective (|)e par la relation: 12)
avec Vclay est le volume d'argile, φβ est la porosité effective, φΐ est la porosité totale et c))clay est la porosité dans un banc d'argile propre.
Mode de réalisation de l'invention
L'invention consiste à déterminer le volume d'argile Vciay, la porosité effective et la saturation en eau de formation, au niveau du puits et à l'échelle réservoir, dans une formation argileuse-gréseuse même en présence des grès radioactif ou argile passif en dix (10) étapes:
On procède de façon à évaluer au niveau du puits et après avoir effectuer toutes les corrections d'environnements le volume d'argile (Vciay) ) 1 01 à partir des logs sonic, shear sonic, de la densité globale et de la porosité en utilisant l'équation (6). On notera également que le volume d'argile V(ciay) peut être estimer à partir des modules de cisaillement (G), d'incompressibilité (K) et d'élasticité ( λ ) en utilisant l'équation (1 1 ).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la porosité effective en utilisant l'équation (12) à partir du volume d'argile (Vciay) de l'étape(1 ) 102.
On procède à l'estimation au niveau du puits du volume de la matrice Vmatnx 103 en utilisant la relation:
Vmatrix— 1 ~ VC|ay (1 3) avec Vmatnx est le volume de la matrice, Vciay est le volume d'argile et φβ est la porosité effective.
On procède à l'estimation au niveau du puits de la saturation en eau de formation (Sw) 1 04 à partir du volume d'argile (Vciay) de l'étape (1 ) en utilisant le modèle de Simandoux modifié. On procède à l'estimation à l'échelle de réservoir des volumes des vitesses longitudinales (Vp), des vitesses transversales (Vs) et de la densité globale de formation (pb) par une inversion stratigraphique 1 05.
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir de la porosité totale (φι) à partir des attributs de l'étape (5) en utilisant un relation multi-attributs 106.
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir du volume d'argile (Vciay) 107 à partir des attributs (Vp, Vs, pb) de l'étape (5) et de la porosité totale (φ) de l'étape (6) en utilisant l'équation (6).
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir de la porosité effective (φβ) 108 en utilisant le volume d'argile (Vciay) de l'étape (7) et la porosité totale de l'étape (6).
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir du volume de la matrice Vmatrix 109, à partir du volume d'argile (Vciay ) de l'étape (7) et de la porosité effective (φθ) de l'étape (8).
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir de la saturation en eau de formation (Sw) 1 1 0, à partir des attributs (Vp, Vs, pb) de l'étape (5), du volume d'argile (Vciay ) de l'étape (7) et de la porosité effective (φθ) de l'étape (8) en utilisant une relation muti-attributs.

Claims

Revendications
Procédé d'estimation du volume d'argile (Vciay) caractérisant un réservoir argileux-gréseux, à partir des enregistrements diagraphiques au niveau du puits, la densité globale (pb) et les vitesses des ondes longitudinales (Vp ) et transversales (Vs ) et la porosité (φ) caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes : a- Calcul des vitesses acoustiques des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) au niveau du puits, à partir des enregistrements diagraphiques (DTP) et (DTS) comme suit:
304, 8
.(14a) et
304.8
V, = .(14b)
avec DTP est la lenteur des ondes longitudinales et DTS est la lenteur des ondes transversales. b- Calcul du log de porosité (d>t) à partir des enregistrements diagraphiques de la densité (p) et du neutron. c- Estimation, au niveau du puits, du volume d'argile (Vciay) par la relation suivante:
Figure imgf000011_0001
avec Vciay est le volume d'argile, φ est la porosité totale, p est la densité de la formation, Vp et Vs sont respectivement les vitesses des ondes longitudinales et transversales. Procédé d'estimation du volume d'argile (Vciay) caractérisant un réservoir argileux-gréseux, à partir des données sismiques à l'échelle réservoir caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes : a- Estimation des volumes des vitesses acoustiques des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) et de la densité globale de la formation (pb) à partir des données sismiques traitées en amplitudes préservées en utilisant une inversion stratigraphique. b- Estimation du volume de la porosité totale (ifr) à partir des vitesses acoustiques des ondes longitudinales (Vp) et transversales (Vs) et de la densité globale de la formation (pb) en utilisant une relation multilinéaire. c- Estimation, à l'échelle réservoir, du volume d'argile (Vciay) par la relation suivante:
Figure imgf000012_0001
avec Vciay est le volume d'argile, φ est la porosité totale, pb est la densité de la formation, Vp et Vs sont respectivement les vitesses des ondes longitudinales et transversales.
PCT/DZ2015/050006 2015-01-06 2015-11-04 Procede pour l'estimation du volume d'argile (v clay) a partir de la densite de formation, de la porosite et des vitesses acoustiques dans les reservoirs argileux-greseux WO2016110298A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DZ150005 2015-01-06
DZ150005 2015-01-06

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016110298A1 true WO2016110298A1 (fr) 2016-07-14

Family

ID=56355546

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/DZ2015/050006 WO2016110298A1 (fr) 2015-01-06 2015-11-04 Procede pour l'estimation du volume d'argile (v clay) a partir de la densite de formation, de la porosite et des vitesses acoustiques dans les reservoirs argileux-greseux

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2016110298A1 (fr)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107831537A (zh) * 2017-01-05 2018-03-23 中国石油化工股份有限公司 高砂地比浊积岩储层描述方法
CN112083485A (zh) * 2019-06-14 2020-12-15 中国石油天然气集团有限公司 一种油气分布检测方法及装置
CN112415616A (zh) * 2019-08-22 2021-02-26 中国石油天然气集团有限公司 深埋储层孔隙度反演方法及装置
US11175422B2 (en) 2017-07-05 2021-11-16 Petrochina Company Limited Method and apparatus for identifying low permeable conglomerate diagenetic trap
CN114428089A (zh) * 2020-09-15 2022-05-03 中国石油化工股份有限公司 泥质烃源岩分岩石类型评价方法、装置、电子设备及介质

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1801617A1 (fr) * 2005-12-21 2007-06-27 Institut Français du Pétrole Méthode pour mettre à jour un modèle géologique par des données sismiques
WO2013149623A1 (fr) * 2012-04-01 2013-10-10 Entreprise Nationale De Geophysique Enageo Methode pour evaluer quantitativement la tortuosite fluide et les caracteristiques du solide et des fluides dans un reservoir heterogene

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1801617A1 (fr) * 2005-12-21 2007-06-27 Institut Français du Pétrole Méthode pour mettre à jour un modèle géologique par des données sismiques
WO2013149623A1 (fr) * 2012-04-01 2013-10-10 Entreprise Nationale De Geophysique Enageo Methode pour evaluer quantitativement la tortuosite fluide et les caracteristiques du solide et des fluides dans un reservoir heterogene

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107831537A (zh) * 2017-01-05 2018-03-23 中国石油化工股份有限公司 高砂地比浊积岩储层描述方法
US11175422B2 (en) 2017-07-05 2021-11-16 Petrochina Company Limited Method and apparatus for identifying low permeable conglomerate diagenetic trap
CN112083485A (zh) * 2019-06-14 2020-12-15 中国石油天然气集团有限公司 一种油气分布检测方法及装置
CN112083485B (zh) * 2019-06-14 2024-03-01 中国石油天然气集团有限公司 一种油气分布检测方法及装置
CN112415616A (zh) * 2019-08-22 2021-02-26 中国石油天然气集团有限公司 深埋储层孔隙度反演方法及装置
CN114428089A (zh) * 2020-09-15 2022-05-03 中国石油化工股份有限公司 泥质烃源岩分岩石类型评价方法、装置、电子设备及介质
CN114428089B (zh) * 2020-09-15 2023-11-28 中国石油化工股份有限公司 泥质烃源岩分岩石类型评价方法、装置、电子设备及介质

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016110298A1 (fr) Procede pour l'estimation du volume d'argile (v clay) a partir de la densite de formation, de la porosite et des vitesses acoustiques dans les reservoirs argileux-greseux
WO2017024702A1 (fr) Système d'inversion destiné à un paramètre élastique de rayons
EP1801617B1 (fr) Méthode pour mettre à jour un modèle géologique par des données sismiques
EP1081510B1 (fr) Méthode pour former un modèle d'une formation géologique, contraint par des données dynamiques et statiques
US10234582B2 (en) Joint inversion of seismic data
EP3387467B1 (fr) Mise à jour de modèle de vitesse avec un gradient d'inversion
EP1963886B1 (fr) Methode d'evaluation quantitative des pressions de fluides et de detection des surpressions d'un milieu souterrain
WO2013149623A1 (fr) Methode pour evaluer quantitativement la tortuosite fluide et les caracteristiques du solide et des fluides dans un reservoir heterogene
Watkins et al. Are landscapes buffered to high-frequency climate change? A comparison of sediment fluxes and depositional volumes in the Corinth Rift, central Greece, over the past 130 ky
FR2831961A1 (fr) Methode de traitement de donnees sismiques de puits en amplitude preservee absolue
Pappalardo et al. Evaluation of the stability of a rock cliff by means of geophysical and geomechanical surveys in a cultural heritage site (south-eastern Sicily)
Tóth et al. Frequency dependence in seismoacoustic imaging of shallow free gas due to gas bubble resonance
Parolai et al. The Ataköy vertical array (Turkey): insights into seismic wave propagation in the shallow-most crustal layers by waveform deconvolution
WO2012010790A2 (fr) Procede d'estimation de parametres elastiques par inversion de mesures sismiques 4d
CN110095811B (zh) 膏岩层速度模型构建处理方法及装置
WO2018137747A1 (fr) Procede pour l'estimation du carbone organique total (cot) à partir des vitesses acoustiques et de la porosite totale (φ t) dans une roche mere.
Gholamzadeh et al. Spatial and temporal variation of coda‐wave attenuation in the Faryab region, southeast of the Sanandaj–Sirjan zone, using aftershocks of the Tiab earthquake of 28 February 2006
Grutas et al. Shallow shear-wave velocity profiles and site response characteristics from microtremor array measurements in Metro Manila, the Philippines
Papoulia et al. Microseismicity and crustal deformation of the Kyparissiakos Gulf, south-western Hellenic Arc, using an “amphibious” seismic array and a 3D velocity model obtained from active seismic observations
US10175373B2 (en) Determining sub-surface temperature
FR3076626A1 (fr) Prediction de proprietes de roches sismiques en temps avance sur la base d'une analyse sismique 4d
Hayashi Comparison of dispersion curves and velocity models obtained by active and passive surface wave methods
Miura et al. Empirical models for surface‐and body‐wave amplifications of response spectra in the Bogota basin, Colombia
Pavlenko Regional differences in the characteristics of seismic wave emission and propagation in Kamchatka and the Northern Caucasus
Cakir Detecting Overpressure Zones by Using Model Based Inversion in Kupe Field, New Zealand

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15876724

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15876724

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1