NO344426B1 - Metode og system for å kombinere soniske og seismiske loggedata fra borehull - Google Patents

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens fagområde

Denne patentspesifikasjonen er forbundet med sonisk logging og seismiske data fra borehull ved bruk av brønnhullsverktøy. Mer spesielt er denne patentspesifikasjonen forbundet med systemer og metoder for å kombinere soniske loggingsdata med seismiske data fra borehull omfattende en beregning av elastiske konstanter som beskriver anisotropi.

Bakgrunn for oppfinnelsen

US 2009/0225628 A1 omhandler en metode for å bestemme egenskaper til en undergrunnsformasjon. Metoden omfatter: å skaffe en mikromekanisk modell for modellering av undergrunnsformasjonen som et flertall partikler som har porer med lavt aspektforhold derimellom, hvor anisotropi av undergrunnsformasjonen er representert ved normal føyelighet og forskyvningsføyelighet som beskriver deformasjon av porene med lavt aspektforhold under en påført belastning; å bestemme et forhold mellom normal føyelighet og forskyvningsføyelighet for undergrunnsformasjonen for å oppnå et estimert forhold mellom normal føyelighet og forskyvningsføyelighet; å måle en første formasjonsparameter for undergrunnsformasjonen for å oppnå en målt første formasjonsparameter basert på en sonisk målingsteknikk; å bestemme en andre formasjonsparameter basert på den mikromekaniske modellen ved å bruke det estimerte forholdet mellom normal føyelighet og forskyvningsføyelighet og den målte første formasjonsparameteren; å lagre den andre formasjonsparameteren for undergrunnsformasjonen, hvor den første formasjonsparameteren og den andre formasjonsparameteren omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av: en anisotropiparameter og en stivhetskoeffisient for undergrunnsformasjonen.

WO 2009/108432 A1 vedrører en metode for modellering av anisotropiske elastiske egenskaper for et undergrunnsområde som omfatter blandede frakturerte bergarter og andre geologiske grupper. P-bølge- og hurtige og langsomme S-bølge-logger er oppnådd, og en anisotropisk bergfysikkmodell av undergrunnsområdet er utviklet. P-bølge- og hurtige og langsomme S-bølge-logger i brønnretningen er beregnet ved bruk av en bergfysikkmodell som er i stand til å håndtere brudd og andre geologiske faktorer. Beregnede verdier er sammenliknet med målte verdier i en iterativ modelloppdateringsprosess. En oppskalert ID-modell er utviklet ved hjelp av gjennomsnittlige elastiske egenskaper i hvert lag ved bruk av en oppskaleringsteori som er i stand til å håndtere i det minste ortorombisk anisotropi. ID-modellen kan brukes til å generere syntetisk seismisk respons for brønnforbindelser eller AVO-modellering. Videre er det beskrevet en metode for estimering av anisotropiparametere fra P- og hurtige / langsomme S-bølge-logger fra én eller flere avviksbrønner.

Elastiske egenskaper for bruk i undergrunnsteknologi er nyttig i mange sammenhenger. F.eks. er kjennskap til de elastiske egenskapene som beskriver de seismiske undergrunnshastighetene nødvendig for nøyaktig avbildning ved bruk av seismiske metoder. Spesielt interessant er den elastiske anisotropien til en bergart, dvs. variasjonen av bergartens mekanisk styrke i forhold til retning. Elastiske egenskaper kan avledes fra soniske logger hvor høyfrekvente seismiske kilder utplasseres i brønnen og de resulterende bølgene registreres ved å bruke mottakere som også er utplassert i brønnen. Slike soniske logger måler høye spatiale oppløsningsberegninger av de elastiske egenskapene rundt borehullet. Elastiske beregninger av området rundt brønnen kan også bli avledes fra walkaway VSP (Vertical Seismic Profiles / vertikale seismiske profiler).

Det er kjent at de elastiske egenskapene til et fast stoff blir fullstendig beskrevet ved bruk av 21 elastiske konstanter. I mange situasjoner kan imidlertid den elastiske responsen godt beskrives ved bruk av færre parametere. I tilfellet av et fast stoff hvis egenskaper er invariante i forhold til retningen de måles i kreves det f.eks. bare to elastiske konstanter. Materialer som oppfører seg slik kalles isotropiske. Materialer hvis egenskaper endrer seg med retningen kalles anisotropiske med forskjellige underordnede sett som beskriver visse typer retningssymmetrier. En vanlig form for anisotropi som ofte observeres i jorda, er transvers isotropi hvor egenskapene bare endrer seg med hensyn til én retning. Et eksempel kan konstrueres fra stablingen av tynne isotropiske lag. Stakkens egenskaper vil bare endre seg med hensyn til normallaget, men ellers isotropisk med hensyn til retningen transvers den normale retningen. Slik transvers isotropi (TI) kan beskrives ved bruk av 5 elastiske konstanter eller tilsvarende parameteriseringer, slik som beskrevet i Thomsen (1986) og tatt i bruk i stor utstrekning i den seismiske bransjen. Thomsen-parametrene er: Vp0, Vs0 som er kompresjons- og kuttebølgehastighetene langs den symmetriske aksen, og ε, δ and γ som er dimensjonløse parametere som beskriver de retningsmessige variasjonene. Thomsens ε beskriver forskjellen i kompresjonsbølgehastighetene målt langs den symmetriske aksen og ved høyre vinkler til denne. På samme måte måler γ forskjellen mellom kuttebølgehastigheten målt langs den symmetriske aksen og ved høyre vinkler til denne. Det tredje Thomsen-parameteren, δ, er ikke like lett å beskrive, da den resulterende hastighetsoppførselen avhenger av både ε og δ.

Moderne soniske verktøy, slik som DSI™ og Sonic Scanner™ fra Schlumberger, kan måle fire bølgetyper som to elastiske konstanter (C44 og C66) kan beregnes fra, og to andre elastiske parametere (mC33, N) som er en kombinasjon av de andre elastiske konstantene (se f.eks. Norris, A.N. og Sinha, B.K.1993, Weak elastic anisotropy and the tube wave, Geophysics 58, 1091-1098, innlemmet her ved henvisning og her henvist til som "Norris og Sinha (1993)"). For å omgjøre alle Thomsen-parametrene fra disse fire parametrene, kan ANNIE-modellen brukes (se f.eks. Schoenberg, M., Muir, F., og Sayers, C.M., 1996, Introducing ANNIE: A simple three-parameter anisotropic velocity model for shales: Journal of Seismic Exploration, 5, 35-49, innlemmet her ved henvisning og her henvist til som ”Schoenberg, Muir og Sayers (1996)”). ANNIE-modellen kan noen ganger være en god tilnærming for leirskifer og antyder at Thomsens delta er null. En slik tilnærming er imidlertid ikke alltid egnet, som vist i figurene. Fig.1a-d er en serie kartlegginger som viser rapporterte målinger av Thomsens anisotropiske parametere ε og δ, som er kjent i faget. Spesielt er Thomsens anisotropiske parametere ε og δ for Kimmeridge Shale [Kimmeridge-leirskifer] vist i fig.1a og 1b, og for Bakken Shale [Bakken-leirskifer] i fig.1c og 1d. Det kan sees i kartleggingene til fig.1b og 1d at Thomsens δ-parameter vanligvis ikke er lik 0 som krevet av ANNIE-modellen (linje 112 i fig.1b og linje 116 i fig.1d). Dette antyder at ANNIE-modellen ikke alltid er en god tilnærming. I fig.1a og 1c ser vi imidlertid også at Thomsens anisotropiparametere ε og γ er sterkt korrelert, som observert av mange forfattere (se f.eks. Wang, Z., 2002, Seismic anisotropy in sedimentary rocks, part 2: Laboratory data; Geophysics 67 (5) 1423-1440 (her henvist til som “Wang (2002)”, Sondergeld, C.H., Chandra, S.R., Margesson, R.W., & Whidden, K.J., 2000, Ultrasonisk measurement of anisotropy on the Kimmeridge Shale, SEG Annual Meeting Expanded Abstracts; og Tsuneyama, F., og Mavko, G., 2005, Velocity anisotropy estimation for brine-saturated sandstone and shale, The Leading Edge, 882-888, som alle er innlemmet her ved henvisning). Videre er denne graden av korrelasjon, vist som linje 110 i fig.1a og linje 114 i fig.1c avhengig av formasjonen, i Kimmeridge Shale er den omtrent 0,75 og for Bakken Shale er den omtrent 0,97.

Ekstraksjonen av anisotropiparameterne fra walkaway VSP-målene kan vurderes. Generelt finnes det to metoder fro avledning av de elastiske konstantene rundt mottakergrupperingen i borehullet. Den første metoden er treghetsteknikken (se f.eks. Miller, D.E., Leaney, S., og Borland, W.H., 1994, An in-situ estimations of anisotropic elastic moduli for a submarine shale, Journal of Geophysical Research, 99, 21659-21665, innlemmet her ved henvisning), som krever et nesten horisontalt overliggende lag. Den andre metoden er treghetspolarisering (se f.eks. de Parscau, J., 119, P- and SV-wave transversely isotropic phase velocity analysis from VSP data. Geophysical Journal International 107, 629-638, innlemmet her ved henvisning), som ikke krever strukturell ensartethet i det overliggende lag, slik som treghetsmetoden gjør. Vanligvis ekstraherer disse metodene bare fire av Thomsens anisotropiparametere Vp0, Vs0, ε og δ. Thomsens γ måles vanligvis ikke med konvensjonelle VSP-er siden denne parameteren beskriver oppførselen til horisontalt polariserte kuttebølger (SH) som vanligvis ikke genereres av konvensjonelle seismiske kilder.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN

Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige krav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav.

I henhold til utformingene eller utførelsesformene tilveiebringes en metode for behandling av undergrunnsdata. Metoden omfatter mottak av seismiske data som representerer målinger av seismisk energi som har passert gjennom en undergrunnsformasjon, og soniske data som representerer målinger av sonisk energi som har passert gjennom undergrunnsformasjonen. Metoden omfatter en første antakelse med hensyn på undergrunnsformasjonen, i det minste delvis basert på de soniske dataene, beregning av én eller flere elastiske konstanter som kan brukes til å beskrive formasjonens anisotropi, sammenlikning av de soniske dataens egenskaper med de seismiske dataenes egenskaper for å fastslå eller bestemme om den første antakelsen er akseptabel, og endring av den første antakelsen dersom den første antakelsen ikke er akseptabel.

Fortrinnsvis omfatter metoden også beregning av én eller flere effektive elastiske konstanter basert i det minste delvis på én eller flere beregnede elastiske konstanter, hvor de soniske dataenes egenskaper som ble brukt i sammenlikningen er basert i det minste delvis på de effektive elastiske konstantene. Beregningen av de effektive konstantene omfatter fortrinnsvis også en prosess for oppskalering av den ene eller de flere av de beregnede elastiske konstantene.

Oppfinnelsen utføres også i et system for undergrunnsbehandling. Systemet omfatter et behandlingssystem som tilpasses og programmeres til å utføre metoden beskrevet ovenfor.

Ytterligere funksjoner og fordeler av oppfinnelsen vil bli enda tydeligere fra den følgende detaljerte beskrivelsen tatt i betraktning sammen med de vedlagte tegningene.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Den foreliggende oppfinnelsen beskrives videre i den følgende detaljerte beskrivelsen, med henvisning til det bemerkete mangfoldet av tegninger ved bruk av ikkebegrensende eksempler på utforminger eller utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen hvor like referansenummer representerer liknende deler gjennom de mange snitt av tegningene, og hvor:

Fig.1a-d er en serie med kartlegginger som viser rapporterte målinger av de anisotropiske Thomsen-parametrene ε, γ og δ som er kjent i faget;

Fig 2 viser et behandlingssystem til å kombinere sonisk data fra borehull og seismiske data fra borehull i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer;

Fig.3 er et flytskjema som viser trinn involvert i kombinering av seismiske borehullsdata og soniske borehullsdata, i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer;

Fig.4a og 4b er kartlegginger relatert til et beskrevet syntetisk eksempel, i henhold til utforminger eller utførelsesformer;

Fig.5 viser syntetiske walkaway VSP-inversjonsresultater og oppskaleringsresultater for loggdata, i henhold til det syntetiske eksemplet;

Fig.6 viser den objektive funksjonen som en funksjon av kalibreringskoeffisienten for det syntetiske dataeksemplet;

Fig.7 viser dipole soniske loggegenskaper avledet i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer;

Fig.8 viser walkaway VSP-inversjonsresultater og oppskaleringsresultater for loggdata, i henhold til feltdataeksemplet;

Fig.9 viser den objektive funksjonen som en funksjon av kalibreringskoeffisienten til feltdataeksemplet, og

Fig.10a og 10b viser beregnede anisotropiparametere for den kalibrerte loggen og sammenligner disse med anisotropimålingene avledet fra kjernene.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DE FORETRUKNE UTFORMINGER

De bestemte aspektene som vises her er kun eksempler og har til hensikt å illustrere utformingen eller utførelsen av den gjeldende oppfinnelsen, og presenteres i den hensikt å gi den antatt mest nyttige og lett forståelige beskrivelsen av prinsippene og de begrepsmessige sidene av herværende oppfinnelse. Med hensyn til dette, er det ikke gjort forsøk på å vise flere strukturelle detaljer av den foreliggende oppfinnelsen enn nødvendig for den grunnleggende forståelsen av den foreliggende oppfinnelsen, og beskrivelsen av tegningene gjør det klart for fagfolk på området hvordan de mange formene av den foreliggende oppfinnelsen kan utføres i praksis. Videre indikerer like referansenumre og benevnelser i de forskjellige tegningene like elementer.

Fig.2 illustrerer et prosessystem for å kombinere soniske brønndata og seismiske brønndata, i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer. Et seismisk borehullsverktøy 220 utplasseres i en brønn 230 via kabelrør 224 fra plattform 212. Seismisk verktøy 220 omfatter mottakere 226a, 226b og 226c som måler seismiske bølger generert av seismisk kilde 228 utplassert av fartøy 222 på overflaten. Seismisk kilde 228 kan f.eks. være en trykkluftspistolgruppe, som er kjent i faget. Kilden 228 aktiveres ved økende avstander fra brønnen 239 for å foreta "walkaway" vertikal seismisk profil (VSP)-målinger. Målinger fra verktøy 220 registreres og kan behandles i plattform 212 og deretter sendes til et behandlingssenter 250. Behandlingssenter 250 omfatter én eller flere sentrale behandlingsenheter 244, lagringssystem 242, kommunikasjons- og innmatings-/utmatingsmoduler 240, et brukerdisplay 246 og et brukerinnmatingssystem 248.

I løpet av en separat operasjon eller den samme operasjonen utplasseres sonisk loggingsverktøy 210 i brønn 230 via kabelrør 214 fra plattform 212. I henhold til noen utforminger er loggingsverktøy 210 et dipole sonisk loggingsverktøy slik som DSI™ eller Sonic Scanner™ fra Schlumberger. Målingene fra sonisk verktøy 210 omfatter en kompresjonsbølge, to kuttebølger (rask og langsom) og en rørbølge. Målinger fra verktøy 210 registreres og kan behandles på plattform 212 og deretter sendes til et behandlingssenter 250. I henhold til noen andre utforminger, kan behandlingssenteret 250 plasseres på plattform 212. I henhold til noen utforminger blir det soniske verktøyet 210 utplassert i en separat brønn fra brønn 230 og data samles inn over den samme formasjonen av interesse som data fra seismisk verktøy 220. Selv om fig.2 vises i marint miljø, vil fagfolk på området se at teknikkene som blir beskrevet her, gjelder for soniske og seismiske data innsamlet fra brønner på land eller i overgangssonebrønner. I henhold til noen utforminger er f.eks. brønn 230 lokalisert på land og én eller flere loggingsvogner brukes til å drive verktøy 210 og 220, og det brukes en seismisk kilde på land.

De seismiske målingene fra mottakerne 226a, 226b og 226c har en lavere spatial oppløsning enn de soniske loggmålingene fra verktøy 210 p.g.a. forskjellene i frekvensene til målingene. VSP-målinger har en lavere oppløsning enn soniske logger og bruker vanligvis frekvenser på 10 Hz med en tilsvarende resolusjon på 10 m. For soniske logger er frekvensen til de elastiske bølgene vanligvis i området 10000 Hz og målingsoppløsningen er på 0,1 m. Denne skalaforskjellen gjør den konvensjonelle direkte sammenlikningen av soniske loggdata og VSP-data vanskelig.

En måte å forene de to skalalengdene, er gjennom en prosess kjent som oppskalering. Oppskalering er en prosess som tar høyfrekvensmålinger og omdanner dem til en tilsvarende lavfrekvensrespons. Et begrepsmessig tankeeksperiment gjør konseptet oppskalering klarere. Tenk på et sett med fjærer som er koplet sammen ende til ende. Hver enkelt fjær defineres av en forskjellig fjærkonstant og vil derfor forlenges med en forskjellig mengde ved bruk av en påført kraft. Dette seriekartleggingen av fjærer kan erstattes av en enkelt fjær med en ekvivalent respons. Erstatningen av seriekartleggingen av fjærer med en enkelt fjær oppnås ved å oppskalere de individuelle fjærkonstantene med én enkelt fjærkonstant som er et gjennomsnitt av de individuelle fjærkonstantene. Et eksempel på en oppskaleringsprosess som ofte brukes i den seismiske bransjen, er Backus-gjennomsnittet (se Backus, G.E., 1962, Long-wave elastic anisotropy produced by horizontal layering, Journal of Geophysical Research, 67, 4427-4440, innlemmet her ved henvisning). Et Backus-gjennomsnitt påføres et sett av flate isotropilag for å beregne de elastiske egenskapene til et enkelt anisotropisk lag med de samme mekaniske egenskapene. Denne fremgangsmåten ble generalisert i Schoenberg, M., og Muir, F., 1989, A calculus for finely layered anisotropic media: Geophysics, 54, 581-589 (innlemmet her ved henvisning og her henvist til som ”Schoenberg and Muir (1989)”) slik at dellagene kan ha tilfeldig (triklin) anisotropi.

Med moderne dipole soniske loggingsverktøy, slik som Schlumbergers DSI™ eller Sonic Scanner™, kan en kompresjonsbølge, to kuttebølger (rask og langsom) og en rørbølge måles. Under visse omstendigheter kan disse fire hastighetene brukes til å fastslå eller bestemme et underordnet sett av elastiske konstanter og andre parametere som er en kombinasjon av de elastiske konstantene (se Norris og Sinha (1993)). Parameterne som er en kombinasjon av elastiske konstanter, kan nedbrytes videre til de underliggende elastiske konstantene, dersom ytterligere informasjon er tilgjengelig. Vanligvis gjøres dette ved å anta en viss form for anisotropi, kjent som ANNIE-modellen (se Schoenberg, Muir og Sayers (1996)).

I henhold til noen utforminger eller utførelsesformer programmeres behandlingssenter 150 til å bruke anisotropiberegninger avledet fra walkaway VSP-er som en begrensning på de oppskalerte soniske loggdata for å utlede et forhold mellom de anisotropiske parameterne målt fra de soniske loggene. Denne prosessen unngår bruken av ANNIE-modellen som for tiden brukes i behandling og som ikke alltid er egnet.

I henhold til noen utforminger eller utførelsesformer brukes følgende fire elementer: (1) målinger av anisotropiske egenskaper fra soniske logger; (2) målinger av anisotropiske egenskaper fra walkaway VSP over det samme dybdeintervallet som de soniske loggdataene; (3) et forhold mellom Thomsens ε og Thomsens γ; og (4) oppskalering av en stakk av anisotropiske lag.

Fig.3 er et flytskjema som viser trinn involvert i kombineringen av seismiske borehullsdata og soniske borehullsdata i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer. I trinn 310 behandles de soniske logger for å få parameterne C44Log, C66Log, mC33Log og NLog. Egnede behandlingsteknikker er beskrevet i Norris og Sinha (1993). I trinn 311 blir walkaway VSP-data også behandlet for å utlede anisotropiparametere fra εVSP og δVSP og de dertil forbundne beregnede usikkerhetene forbundet med disse parametrene for ΔδVSP og ΔδVSP. I trinn 312 blir Thomsens γLog-parameter beregnet over walkaway VSP-dybdeintervallet fra de soniske loggberegningene for C44Log og C66Log, hvor:

I trinn 314 blir et lineært forhold antatt mellom Thomsens δLog og γLog:

Hvor X er en korrelasjonskoeffisient. I trinn 316 blir de elastiske konstanter C11Log,, C33Log og C13Log beregnet fra mC33Log og NLog, hvor:

I trinn 318 brukes en oppskaleringsprosess, slik som ble beskrevet i Schoenberg og Muir (1989), til å beregne de effektive elastiske konstantene <C11Log>, <C33Log>, <C13Log>, <C44Log> og <C66Log>. I trinn 320 beregnes Thomsens anisotropiparametere <εLog> og <δLog> for den gjennomsnittlige middels:

I trinn 322, sammenlignes <εLog> og <δLog> med εVSP og δVSP ved bruk aven egnet metrisk f(X) f.eks.:

Hvor ΔεVSP og ΔδVSP er parameterberegningsfeil fra walkaway VSP anisotropi-inversjon. I trinn 324 blir korrelasjonskoeffisienten X (som beskrevet med hensyn til trinn 314) deretter modifisert inntil målestokken beskrevet med hensyn til trinn 322 minimeres slik at det er god overensstemmelse mellom de to settene av anisotropiparametere. I trinn 326 hvor det er egnet overensstemmelse, blir så det utledede optimale lineære forholdet brukt til å beregne de elastiske konstantene over intervallet.

I tilfellet når walkaway VSP-anisotropiresultatene strekker seg over heterogene formasjoner, er det mulig å søke etter korrelasjonskoeffisienter avhengig av formasjonstypen. Hvis f.eks. VSP strekker seg over et leirskiferintervall og et sandsteinintervall, kan det være nyttig å søke etter korrelasjonskoeffisienten bare i leirskiferintervallet (som indikert av gammastråleloggen) og å anta at sandsteinen er elliptisk anisotropisk, hvilket vanligvis er tilfellet med sandsteiner (se Wang, (2002)).

Det er viktig å merke seg at teknikkene beskrevet ovenfor ikke forsøker direkte å stemme overens med de elastiske konstantene eller hastighetene, men bare de dimensjonløse anisotropiparameterne. Dette gjøres fordi hastighetene avledet fra høyfrekvente loggmålinger er forskjellige fra de målt med lavfrekvens seismiske målinger, slik som VSP-er p.g.a. attenuasjon, dispersjon og anisotropi (Sato, S., Yamamoto, H., og Cao, D., 2000, Can Discrepancy between Seismic and Sonic Transit Times be Modelled?, SPWLA, som er innlemmet her ved henvisning). Av denne grunn matches fortrinnsvis de dimensjonløse anisotropiske parameterne, som forventes å være mindre sensitive til disse frekvensavhengige effektene.

Vi vil også bemerke at den gjenvunnede korrelasjonskoeffisienten kan være relatert til graden av væskemetting i bergarter, som omtalt i Sayers, C., 2008 The effect of low aspect ration pores on the sesimic anisotropy of shales, SEG, innlemmet her ved henvisning.

Forskjellige utforminger eller utførelser kan vises ved bruk av et syntetisk datasett og kan deretter brukes på et feltdatasett som omfatter soniske logger, walkaway VSP- og kjernemålinger utført for å fastsette de elastiske egenskapene på en forseglende leirskiferenhet.

Syntetisk eksempel

Konseptet har vært testet på syntetiske data konstruert som følger: (1) Bygge syntetiske 1D-logger basert på feltdataeksemplet ved bruk av forholdet ε=γ; (2) Modellere ankomsttidene som korresponderer med en walkaway VSP-geometri; (3) Konstruere treghetskurver fra de syntetiske walkaway VSP-dataene; (4) Invertere treghetskurven for å oppnå anisotropiparameterne ved VSP-skalaen; og (5) Oppskalere den syntetiske loggen og kalibrere Thomsens anisotropiparameterne ε og δ med den foreslåtte metoden.

Ved bruk av anisotropiverdiene avledet fra VSP, anvendes oppfinnelsen til å finne at den optimale korrelasjonskoeffisienten mellom ε og γ er 1,0, som er den riktige verdien.

Fig 4a og 4b er kartlegginger relatert til det beskrevne syntetiske eksemplet. Spesielt i fig. 4a er kartleggingene 410, 412, 414 og 416 syntetiske logger for henholdsvis C44, C66, N og mC33 versus relativ dybde i henhold til det syntetiske eksemplet. I fig.4b er kartlegging 420 Thomsens γ versus relativ dybde i henhold til det syntetiske eksemplet.

Fig.5 viser syntetisk walkaway VSP inversjonsresultater i henhold til det syntetiske eksemplet. Spesielt skyggelegges de inverterte parameterne til Thomsens ε versus Thomsens δ i henhold til den sannsynlige funksjonsverdien (mørkere skyggelegging er mest sannsynlige løsninger for dataene). Den mest sannsynlige løsningen er for Thomsens ε = 0,36 og δ = 0,39, som indikert av sirkelen. Overlagt på denne kartleggingen er Thomsens parameterne, utledet ved oppskalering av de elastiske parameterne ettersom korrelasjonskoeffisienten endres (hvit linje 510). Den nærmeste overensstemmelsen oppnådd, indikeres av firkanten som overligger anisotropiparameterne funnet fra VSP-data.

Fig.6 er en kartlegging som viser den operative funksjonen utledet fra det syntetiske eksemplet. Den objektive funksjonen, vist ved linje 610, måler forskjellen mellom anisotropiparameterne utledet fra walkaway VSP og de oppskalerte soniske loggene, ettersom korrelasjonskoeffisienten endres. Den beste overensstemmelsen mellom walkaway VSP og de oppskalerte soniske logger skjer for en kalibreringskoeffisient på 1,0, som korresponderer med forholdet ε = γ.

Feltdataeksempel

For å teste oppfinnelsen bruker vi data fra et Nordsjø-felt hvor en walkaway VSP, dipole soniske logger og kjernemålinger ble innhentet for å karakterisere en kjent anisotropisk leirskiferformasjon.

Walkaway VSP ble oppnådd ved bruk av en åttenivås mottakergruppering som strekker seg over den anisotropiske leirskiferen. Da overlegget stort sett var flatt, ble treghetskurvemetoden brukt til å beregne leirskiferformasjonen. De omvendte Thomsenanisotropiparameterne for treghetskurven er εVSP = 0,15 og δVSP = 0,02.

Dipole soniske logger fra en nabobrønn som krysser den samme leirskiferformasjonen som det ble tatt prøver av med walkaway VSP, behandles ved bruk av behandlingsteknikker som beskrevet i Norris og Sinha (1993), for å gi C44Logg, C66Log, mC33Log og NLog.

Fig.7 viser dipole soniske loggegenskaper utledet i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer. I de første fire panelene viser kartlegging 710, 712, 714 og 716 de beregnede elastiske parameterne for henholdsvis C44Log, C66Log, NLogog mC33Log.I følgende paneler viser kartlegging 720, 722 og 734 henholdsvis brønnavviks-, tetthets- og gammastrålelogg.

Fig.8 er en kartlegging for Thomsens ε- og δ-parametere i henhold til noen utforminger eller utførelsesformer. Denne kartleggingen viser en sammenlikning av εVSPogδVSP(vist med sirkelen) og den best overensstemmende <εLog> og <δLog> vist med firkanten). De gråfargede firkantene viser resultater fra en Monte Carlo-inversjon av VSP-data for anisotropiparameterne og skyggelegges i henhold til hvor godt de passer, slik at mørkere skyggelegging tilsvarer de best passende modellene. Den best passende modellen for VSP-data har anisotropiparametere εVSP= 0,15 og δVSP= 0,02 (som indikert av sirkelen). Den kontinuerlige hvite linjen 810 tilsvarer anisotropiparametere beregnet fra de oppskalerte loggene ettersom det empiriske forholdet blir modifisert. Den nærmeste overensstemmelse til VSP-data ligger ved <εLog> = 0,15 og <δLog> = 0,05 (som indikert av firkanten).

Fig.9 viser den objektive funksjonen som en funksjon av kalibreringskoeffisienten. Fra linje 910 kan man se at den beste overensstemmelsen mellom de oppskalerte loggverdiene til <εLog> og <δLog> og anisotropiverdiene observert i VSP ved εVSP= 0,15 og δVSP= 0,02 skjer for en kalibreringskoeffisient på 1,03.

Som man kan se fra fig.8 og 9 gir bruken av de beskrevne utforminger eller utførelsesformer en beste overensstemmelse mellom oppskalerte dipole soniske loggdata og walkaway VSP-resultater for en korrelasjonskoeffisient på 1,03.

Offentliggjorte laboratorieundersøkelser basert på kjernemålinger har vist at korrelasjonskoeffisienten mellom Thomsens ε og γ er 1,05. Se f.eks., Wang (2002). Fig.10a og 10b viser beregnede anisotropiparametere for den kalibrerte loggen sammenliknet med anisotropimålinger utledet fra kjernemålinger. Spesielt blir Thomsens ε-, δ- og γ-målinger utledet fra kjernemålinger (store, svarte firkanter, slik som firkant 1010 i fig.10a og firkant 1012 i fig.10b) sammenlignet med de forutsatte verdiene (små, grå firkanter, slik som firkant 1020 i fig.10a og firkant 1022 i fig.10b) som beregnes fra den kalibrerte loggen. Vi kan se at de anslåtte anisotropiparameterne er i god overensstemmelse med kjernemålingene av anisotropi.

Mange av utformingene eller utførelsesformene beskrevet her, har blitt beskrevet med hensyn til Thomsens anisotropiparametere. Fagfolk på området vil imidlertid være klar over at de beskrevne teknikkene kan brukes med andre anisotropiparametere. I henhold til noen utforminger eller utførelsesformer blir f.eks. Schoenberg anisotropiparametere elliptisk og anelliptisk brukt i forbindelse med teknikkene beskrevet her.

Mens mange endringer og modifikasjoner av den foreliggende oppfinnelsen uten tvil vil være åpenbare for en person med vanlige ferdigheter i faget, etter å ha lest den foregående beskrivelsen, skal forstås at de spesielle utformingene vist og beskrevet ved illustrasjon, ikke på noen måte er ment å være begrensende. Videre har oppfinnelsen blitt beskrevet med henvisning til spesielt foretrukne utforminger eller utførelsesformer, men variasjoner innen oppfinnelsens ramme som er definert av de vedlagte kravene, vil forstås av fagfolk på området. Det skal bemerkes at de foregående eksemplene bare gis som en forklaring og ikke på noen måte forstås som begrensende for den foreliggende oppfinnelsen. Mens den foreliggende oppfinnelsen har blitt beskrevet med henvisning til eksempler på utforming, skal det forstås at ordene som brukes her, er ord til beskrivelse og illustrasjon, og ikke ord til begrensning. Endringer innen rammen som er definert av de vedlagte patentkravene, som for tiden uttrykt og som endret, kan foretas uten at de avviker fra omfanget til den foreliggende oppfinnelsen definert av de vedlagte kravene. Selv om den foreliggende oppfinnelsen har blitt beskrevet her med henvisning til spesielle midler, materialer og utforminger, er den foreliggende oppfinnelsen ikke ment å være begrenset til opplysningene offentliggjort her. Tvert imot, omfatter den foreliggende oppfinnelsen alle funksjonelt tilsvarende strukturer, metoder og bruk, slik som er innenfor rammen definert av de vedlagte patentkravene.

Claims (12)

PATENTKRAV

1. Metode for å behandle undergrunnsdata, omfattende følgende trinn:

mottak av seismiske data som representerer målinger foretatt av seismisk energi som har passert gjennom en undergrunnsformasjon;

mottak av soniske data som representerer målinger foretatt av sonisk energi som har passert gjennom undergrunnsformasjonen;

å gjøre en første antakelse med hensyn til undergrunnsformasjonen basert i det minste delvis på de soniske dataene, hvor den første antakelsen omfatter et forhold mellom soniske anisotropiparametere (εVSP, δVSP) for de soniske dataene;

beregning, ved hjelp av en prosessor og basert på det antatte forholdet og de soniske dataene, av én eller flere elastiske konstanter som kan brukes til å beskrive anisotropien til undergrunnsformasjonen;

beregning av én eller flere soniske anisotropiparametere for de soniske dataene basert på den ene eller de flere elastiske konstanter;

sammenlikning av den ene eller de flere soniske anisotropiparametere til de soniske dataene med én eller flere seismiske anisotropiparametere til de seismiske dataene for å bestemme om den første antagelsen er akseptabel; og

endring av den første antakelsen, hvis den første antakelsen ikke er akseptabel.

2. Metode i henhold til patentkrav 1, som videre omfatter beregning av én eller flere effektive elastiske konstanter basert i det minste delvis på én eller flere beregnede elastiske konstanter, hvor den ene eller de flere soniske anisotropiparametere for de soniske dataene som er brukt i sammenlikningen, er basert i det minste delvis på de effektive elastiske konstanter.

3. Metode i henhold til patentkrav 2, hvor beregning av den ene eller de flere elastiske konstanter omfatter en prosess for oppskalering av den ene eller de flere beregnede elastiske konstanter.

4. Metode i henhold til patentkrav 1, hvor den ene eller de flere anisotropiparameterne er Thomsen anisotropiparametere valgt fra gruppen som omfatter: ε, δ og γ.

5. Metode i henhold til patentkrav 4, hvor den første antakelsen omfatter et forhold mellom to Thomsen anisotropiparametere valgt fra gruppen som omfatter: ε, δ og γ.

6. Metode i henhold til patentkrav 5, hvor forholdet er et lineært forhold som omfatter en korrelasjonskoeffisient (X), den første antakelsen omfatter en antakelse av verdien til korrelasjonskoeffisienten, og endringen av den første antakelsen omfatter modifisering av verdien til korrelasjonskoeffisienten.

7. Metode i henhold til patentkrav 1, hvor de beregnede elastiske konstantene omfatter én eller flere konstanter fra gruppen som omfatter: c11, c12, c13, c14, c15, c16, c22. c23, c24, c25, c26, c33, c34, c35, c36, c44, c45, c46, c55, c56, c66.

8. Metode i henhold til patentkrav 1, som videre omfatter trinnet med å beregne videre elastiske konstanter for formasjonen basert i det minste delvis på en akseptabel endret første antakelse.

9. Metode i henhold til patentkrav 8, som videre omfatter utmating av en logg over de soniske dataene basert i det minste delvis på de videre beregnede elastiske konstantene.

10. System for behandling av undergrunnsdata, som omfatter et behandlingssystem (250) som er programmert og konfigurert til: å motta seismiske data som representerer målinger foretatt av seismisk energi som har passert gjennom en undergrunnsformasjon; å motta soniske data som representerer målinger foretatt av sonisk energi som har passert gjennom undergrunnsformasjonen; å gjøre en første antakelse med hensyn til undergrunnsformasjonen, hvor den første antakelsen omfatter et forhold mellom soniske anisotropiparametere (εVSP, δVSP) for de soniske dataene; å beregne, basert på det antatte forholdet og de soniske dataene, én eller flere elastiske konstanter som kan brukes til å beskrive anisotropien til undergrunnsformasjonen; å beregne én eller flere soniske anisotropiparametere for de soniske dataene basert på den ene eller de flere elastiske konstanter; å sammenlikne den ene eller de flere soniske anisotropiparametere til de soniske dataene med én eller flere seismiske anisotropiparametere til de seismiske dataene for å bestemme om den første antakelsen er akseptabel; og å endre den første antakelsen dersom den første antakelsen ikke er akseptabel.

11. System i henhold til patentkrav 10, som videre omfatter minst ett av: et sonisk verktøysystem og/eller et seismisk borehullverktøyssystem, konfigurert for utplassering i et borehull og for registrering av minst ett av: de soniske dataene og/eller de seismiske dataene.

12. System i henhold til patentkrav 10, hvor behandlingssystemet (250) videre er programmert og konfigurert for å beregne én eller flere effektive elastiske konstanter basert i det minste delvis på den ene eller de flere beregnede elastiske konstanter, hvor den ene eller de flere soniske anisotropiparametere til de soniske dataene som brukes i sammenlikningen, er basert i det minste delvis på de effektive elastiske konstantene.