Спосіб прогнозування кількісних значень властивостей породи або флюїду в резервуарах з використанням сейсмічних даних

1. Спосіб визначення значення наміченої властивості породи або флюїду в підземному геологічному об'ємі, що містить етапи, на яких: призначають перше розраховане значення властивості породи або флюїду комірці усередині багатомірної пластової моделі, що узгоджена з підземним геологічним об'ємом; обчислюють перші розраховані значення сейсмічного відгуку для згаданої комірки з моделі відгуку за допомогою згаданого першого розрахованого значення згаданої властивості породи або флюїду, що основуються на швидкості поздовжньої хвилі, швидкості поперечної хвилі та об'ємній густині, при цьому згадана модель відгуку реагує на зміни розрахованих значень згаданої властивості породи або флюїду; порівнюють синтетичні сліди, що генеруються зі згаданих перших розрахованих значень сейсмічного відгуку, з відповідними слідами, одержаними з наборів фактичних сейсмічних даних, що відповідають підземному геологічному об'єму, для встановлення різниці між згаданими синтетичними слідами і згаданими відповідними слідами, при цьому на згаданому етапі порівняння підтримують зв'язність між типами, масштабами й розмірами згаданого першого розрахованого значення наміченої властивості породи або флюїду й згаданих наборів фактичних сейсмічних даних; і коректують згадане перше розраховане значення згаданої наміченої властивості породи або флюїду 2 (19) 1 3 94215 4 коректують згадане перше розраховане значення 13. Спосіб за п. 3, у якому згадану намічену власзгаданої наміченої властивості породи або флюїду тивість породи або флюїду вибирають із групи, що у відповідь на згадану різницю для створення друскладається з мінерального або матричного модугого розрахованого значення згаданої призначеної ля, водного модуля, нафтового модуля, газового властивості породи або флюїду, при цьому згадамодуля, модуля опору, модуля зсуву, щільності не друге розраховане значення загалом зменшує мінералу, щільності води, щільності нафти, щільзгадану першу різницю. ності газу, пористості, водонасиченості, нафтона4. Спосіб за п. 3, що містить далі етап, на якому сиченості й газонасиченості. обчислюють другі розраховані значення сейсміч14. Спосіб за п. 3, в якому перші згадані розрахоного відгуку для згаданої межі згаданих щонаймевані значення сейсмічного відгуку для згаданої нше двох груп за допомогою згаданого другого комірки розраховуються одночасно із згаданої рерозрахованого значення згаданої наміченої скельакційної моделі. ної або рідинної властивості. 15. Спосіб за п. 14, в якому згадані синтетичні слі5. Спосіб за п. 4, що містить далі етап, на якому ди, що генеруються зі згаданих перших розрахопорівнюють синтетичні сліди, що генеруються згаваних значень сейсмічного відгуку одночасно поріданими другими розрахованими значеннями сейвнюють з відповідними слідами, одержаними із смічного відгуку, з відповідними слідами, отримамножини реакційних об'ємів фактичних сейсмічних ними зі згаданої множини реакційних об'ємів даних, що відповідають підземному геологічному фактичних сейсмічних даних, що відповідають об'єму. підземному геологічному об'єму, для визначення 16. Спосіб за п. 3, в якому згадана множина реакдругої різниці, у якому згадана друга різниця загаційних об'ємів відповідає іншим значенням кута лом менше згаданої першої різниці. падіння. 6. Спосіб за п. 3, що містить далі ітеративне по17. Спосіб за п. 3, в якому згадана множина реаквторення згаданих етапів коректування згаданого ційних об'ємів відповідає іншому часу одержання. розрахованого значення згаданої наміченої влас18. Спосіб за п. 3, в якому згадана множина реактивості породи або флюїду, розрахунку згаданого ційних об'ємів відповідає іншому напряму зйомки. розрахованого значення згаданого сейсмічного 19. Спосіб за п. 3, в якому згадана множина реаквідгуку за допомогою згаданих скоректованих розційних об'ємів відповідає іншому режиму розпорахованих значень згаданої наміченої властивості всюдження. породи або флюїду, і порівняння згаданих синте20. Спосіб характеризації підземного геологічного тичних слідів, що генеруються згаданими розрахуоб'єму, що містить етапи, на яких: нковими розрахованими значеннями сейсмічного призначають перше визначене значення властивідгуку, з відповідними слідами, отриманими зі вості породи або флюїду комірці у багатомірній згаданої множини реакційних значень фактичних пластовій моделі, що узгоджена з підземним геосейсмічних даних, що відповідають підземному логічним об'ємом; геологічному об'єму, для визначення згаданої різодночасно обчислюють перші розраховані значенниці між згаданими синтетичними слідами й згаданя сейсмічного відгуку для кількох кутів падіння ними відповідними слідами. визначеної комірки з реакційної моделі, викорис7. Спосіб за п. 6 в якому згадане ітеративне повтотовуючи згадане перше визначене значення власрення припиняється, коли згадана різниця не петивості породи або флюїду, що основується на ревищує заздалегідь заданого допуску або інших швидкості поздовжньої хвилі, швидкості поперечпридатних критеріїв. ної хвилі та об'ємній густині; 8. Спосіб за п. 7, у якому згадане розраховане одночасно порівнюють синтетичні сліди, що генезначення згаданої наміченої властивості породи руються зі згаданих перших розрахованих значень або флюїду після припинення згаданого ітеративсейсмічного відгуку для кількох кутів падіння відного повторення із значенням з мінімізованою поповідних слідів добутих із відповідних кількох кутів милкою згаданої наміченої властивості породи або падіння фактичних сейсмічних даних, що відповіфлюїду. дають підземному геологічному об'єму, для визна9. Спосіб за п. 3, у якому згадана модель відгуку чення першої різниці між згаданими синтетичними має множину властивостей порід або флюїдів як слідами і згаданими відповідними слідами; і параметри моделі, у тому числі згадана намічена коректують згадане перше розраховане значення властивість породи або флюїду. згаданої наміченої властивості породи або флюїду 10. Спосіб за п. 9, у якому згадана множина власу відповідь на згадану різницю для створення друтивостей порід або флюїдів містить пружні модулі гого розрахованого значення згаданої призначеної порід і флюїдів. властивості породи або флюїду, при цьому згада11. Спосіб за п. 10. що містить далі етап, на якому не друге розраховане значення загалом зменшує призначають оцінені значення згаданої множини згадану першу різницю. властивостей порід і флюїдів згаданому модель21. Спосіб за п. 19, в якому на згаданому етапі ному підоб'єму на додаток до згаданого першого одночасного порівняння підтримують зв'язність розрахованого значення згаданої наміченої власміж типами, масштабами й розмірами згаданого тивості породи або флюїду. першого розрахованого значення наміченої влас12. Спосіб за п. 3, що містить далі етап, на якому тивості породи або флюїду і згаданої відповідної забезпечують зв'язність згаданих властивостей кількості кутів падіння фактичних сейсмічних дапорід і флюїдів модельного підоб'єму з обмеженних. нями й (або) співвідношеннями на місці розташування в згаданому геологічному об'ємі. 5 Область винаходу Дійсний винахід відноситься до способу прогнозування кількісних значень наміченої властивості породи або флюїду, що мають мінімізовані помилки, за допомогою геологічних і петрофізичних моделей і сейсмічних даних, і більш конкретно, до способу прогнозування кількісних значень наміченої властивості породи або флюїду з використанням стратиграфічної структури, у якому різні типи даних, що мають різні масштаби й (або) роздільну здатність, регулюються для забезпечення їхньої внутрішньої зв'язаності. Одержується багатомірна, багатомасштабна модель, що сприяє видобутку підземних ресурсів, таких як нафта, газ, вода й (або) мінерали, або утилізації й (або) локалізації забруднення. Існуючий рівень техніки При розвідці й (або) розробці ресурсу, такого як вуглеводні, з підземних середовищ, існує постійна необхідність точно характеризувати підземні резервуари, що представляють інтерес. Знання розподілу площі, вмісту вуглеводнів і водопроникності підземного резервуара, що містить вуглеводні, надзвичайно важливо для зниження ризиків при розвідці й (або) розробці й, навпроти, для збільшення ефективності видобутку й (або) норми віддачі вуглеводнів з резервуара. Таку інформацію про підземний резервуар найбільш легко можна одержати з однієї або декількох свердловин, пробурених через резервуар. Швидкість буріння, буровий шлам, зміна композиції бурового розчину й керн зі свердловини забезпечують необхідну інформацію. Каротажні діаграми, які генерують пропусканням каротажних інструментів через свердловину, також є важливим джерелом інформації. Каротажні діаграми надають цінну інформацію щодо властивостей породи або флюїду підземного резервуара, таких як пористість, виявлення рідини й об'єм глинистих сланців. Приклади каротажних діаграм містять у собі каротажні діаграми питомого опору, гамма-променів, щільності, швидкості поширення поздовжньої хвилі, швидкості зсуву й нейтронного каротажу. Оскільки більшість каротажних діаграм вимірюють властивості породи або флюїду лише на відстані тільки декількох футів від бурової свердловини, а переважну більшість резервуарів не можна пройти свердловинами, каротажні діаграми, на жаль, здатні характеризувати тільки надзвичайно малу частину резервуара. Далі, процес буріння піддає напрузі гірські породи навколо бурової свердловини, у такий спосіб змінюючи властивості гірських порід й вносячи помилку у виміри, отримані за допомогою каротажу й аналізу керна. Додаткову інформацію, таку як тиск рідини й ефективна товщина проникності резервуара, одержують із вимірів потоку вже після буріння свердловини. Проте такі виміри дають інформацію про невелику частку всього продуктивного резервуара. Таким чином, уже давно існує потреба точно характеризувати властивості породи або флюїду практично всього підземного резервуара й, 94215 6 зокрема, точно характеризувати властивості породи або флюїду в зонах резервуара, у яких не можна одержати проби через свердловину. Дані про свердловину традиційно екстраполюються у напрямку від свердловини, щоб охарактеризувати резервуар повністю, коли дані про свердловину обмежені. Стандартні методи екстраполяції описують підземний резервуар як множину тривимірних масивів блоків або комірок, які інтегруються разом, утворюючи тривимірну модель резервуара. Звичайно координати X, Y й Z кожного блоку визначаються як за абсолютною висотою, так і за стратиграфічними поверхнями, і використовуються алгоритми пошуку для визначення відповідних точок даних в околі кожного блоку. Крім цього, властивості порід кожного блоку встановлюються за допомогою способів оцінки, таких як засновані на відстані способи, що використовують способи інтерполяційного усереднення, які ґрунтуються на близьких значеннях даних, і геостатистичні способи, що враховують як відстань, так і просторову безперервність властивостей породи. Сейсмічні дослідження також використовуються для одержання сейсмічної інформації про частини підземного резервуара, у яких не можна визначити властивості за допомогою свердловини. Сейсмічні дослідження можуть визначати властивості практично всього підземного резервуара, що представляє інтерес, і тому вони являють собою вкрай цінне вимірювання властивостей резервуара усередині свердловини або властивостей непробуреного резервуара. Ударні пристрої, такі як джерела вібрації, газові гармати, пневмогармати, вибухові речовини й падаючий вантаж, використовуються на земній поверхні або у свердловині як сейсмічне джерело для генерації хвиль зсуву поздовжніх хвиль у підземних шарах. Ці хвилі передаються через підземні шари, відбиваються в змінах акустичного імпедансу й записуються, звичайно на земній поверхні, записуючими пристроями, розташованими в матриці. Сейсмічні дані звичайно записуються в множині амплітудних об'ємів, наприклад, кут нахилу, час виявлення, напрямок профілювання й первинні або відбиття зсуву з перетвореною модою. Ці записані дані звичайно обробляються за допомогою програмного забезпечення, що розроблено для мінімізації шуму й збереження амплітуди відбиття. Сейсмічні дослідження в кінцевому рахунку виділяються в тривимірні набори даних, що представляють безпосереднє вимірювання поверхонь порід, що визначають підземний резервуар. Набори даних все частіше використовуються для оцінки й відображення підземних структур з метою розвідки або розробки нафтових, газових або мінеральних запасів. Однак сейсмічні дані традиційно використовуються головним чином у тривимірних геологічних моделях з метою визначення верху й основи моделі. Записані сейсмічні дані також обробляються програмним забезпеченням для переводу даних у 7 94215 8 значення акустичного імпедансу. Акустичний імпелу, час виявлення, напрямок профілювання й перданс, що є мірою протидії потоку звуку крізь повевинні відбиття залежно від об'єму зсуву. Викорисрхню, є невід'ємною властивістю породи. У продатовуючи підхід, описаний вище, кожен записаний жу є декілька пакетів програмного забезпечення об'єм сейсмічних даних повинен послідовно обродля обробки сейсморозвідувальних даних, за доблятися за допомогою програмного забезпечення помогою яких сейсмічні дані конвертуються в дані для інверсії сейсмічних сигналів і програмного заз розподілу сейсмічно отриманого акустичного безпечення для інверсії властивостей порід, що імпедансу за часом або глибиною усередині геодає в результаті діапазон рішень для властивослогічного об'єму. Приклад пакета програмного затей порід для різних об'ємів даного сейсмічного безпечення для обробки сейсморозвідувальних сліду, які не пересікаються й тому дають привід даних продається під торговельним найменувансумніватися в точності результатів. Щоб перебоням «TDROV» компанією CGG Americas Inc., роти поширення помилки від цього послідовного 16430 Park Ten Place, Х'юстон, штат Техас, 77084, способу, вся наявна інформація й експериментаСША. Таке програмне забезпечення використовує льні дані повинні аналізуватися разом. Однак спіалгоритм мінімізації помилок для визначення вельні схеми інверсії, які визначають тільки пружні личини найкращого узгодження для акустичного властивості, такі як швидкості й щільності стисканімпедансу, отриманого із записаного сейсмічного ня й зсуву, безпосередньо не надають необхідну значення. Отримані в такий спосіб значення акусінформацію про важливі властивості резервуара й тичного імпедансу використовуються для інтерпвимагатимуть додаткового послідовного етапу, ретації підземних зон, що представляють інтерес, подібного описаному вище. Інші схеми спільної наприклад шляхом оцінки місця розташування інверсії, що безпосередньо визначають властивопідземних ліній розділу і товщини шару, зони, фості породи, часто не містять у собі обмеження, рмації, резервуара тощо. Однак оскільки акустичнеобхідні для зниження невизначеності, такі як ний імпеданс, розрахований таким інверсійним обмеження масштабу. Наприклад, найбільш тонкі програмним забезпеченням, не обмежується петшари, що відповідають сейсмічній роздільній здатрофізичними властивостями підземних зон, що ності, часто не описують властивості масштабу, представляють інтерес, значення акустичного імважливі для прогнозування характеристик резерпедансу, отримані з такого інверсійного програмвуара, а обмежуються середніми значеннями планого забезпечення, часто не відбивають точно стів масштабу одиниць потоку. Ще одним не вклюфактичні властивості породи і флюїду підземних ченим обмеженням є співвідношення між зон, що представляють інтерес, а скоріше тільки швидкістю, часом і товщиною. Спільні схеми інвевідносні значення. Відповідно, інтерпретації підзерсії, що діють у єдиному масштабі вертикальної осі мних зон, що представляють інтерес, засновані на - звичайний час шляху хвилі стискання туди й назначеннях акустичного імпедансу, отримані шлязад, - не приводять в оптимальну відповідність хом застосування такого інверсійного програмного співвідношення місця розташування, товщини й забезпечення, часто є неточними й тому проблешвидкості пластів у масштабі одиниць потоку. матичними. Для точного опису резервуара спільні схеми Один підхід для одержання значень акустичінверсії повинні мати змогу зберігати зв'язність ного імпедансу із інверсійного програмного забезвластивостей від найбільш тонкої одиниці потоку печення, що знаходиться в рамках прийнятного до сейсмічної роздільної здатності й до геологічної рішення, містить у собі подальше обмеження репослідовності, інакше кажучи, зв'язність доменів зультатів акустичного імпедансу петрофізичними всіх масштабів і вимірювань. Межі розділу й знавластивостями підземної зони (зон), що представчення пластів повинні варіюватися в рамках реаліляє інтерес. Відповідно до цього підходу, акустичстичних фізичних обмежень, щоб мінімізувати різний імпеданс на початку одержують шляхом оброницю між моделлю резервуара й сейсмічними бки записаних сейсмічних даних інверсійним спостереженнями при роздільній здатності, необпрограмним забезпеченням, як описано вище. хідній для опису відгуку резервуара, зберігаючи Значення акустичного імпедансу, отримане із цьозв'язність із геологічними, петрофізичними обмего програмного забезпечення, потім далі конвертуженнями. Таким чином, дійсний винахід виражає ється за допомогою підходящих алгоритмів для необхідність більш ефективно інтегрувати сейсміодержання властивостей породи, таких як порисчні дані з геологічними й петрофізичними моделятість. Як і із програмним забезпеченням для інверми для точного визначення характеристик підземсії акустичного імпедансу, це програмне забезпених резервуарів. чення властивостей порід містить у собі алгоритми Сутність винаходу мінімізації помилок для визначення величини найЩоб досягти описаних вище й інших цілей й кращого узгодження для значення властивості відповідно до мети дійсного винаходу, як здійснепороди, отриманого від акустичного імпедансу. но й описано тут, одним варіантом здійснення дійОднак, оскільки спочатку визначається акустичний сного винаходу є спосіб визначення значення наімпеданс із записаних сейсмічних значень, до посміченої властивості породи або флюїду в лідовного визначення властивостей породи з акуспідземному геологічному об'ємі. Спосіб містить тичного імпедансу, до помилок, зв'язаних з визнаетап, на якому призначають перше розраховане ченням акустичного імпедансу, додаються (передвіщене) значення властивості породи або наступні помилки, зв'язані з визначенням властифлюїду комірці усередині багатомірної пластової востей породи з акустичного імпедансу. Після цьомоделі, що узгоджена з підземним геологічним го сейсмічні дані для даного сліду записуються в об'ємом. Обчислюють перше розраховане значенмножині амплітудних об'ємів, наприклад, кут нахиня сейсмічного відгуку для комірки з моделі відгуку 9 94215 10 за допомогою першого розрахованого значення даних або других даних у відповідь на правило згаданої властивості породи або флюїду, при цьозміни, щоб забезпечити зв'язність між першими му модель відгуку реагує на зміни розрахованих даними й другими даними. значень властивості породи або флюїду. ЩонайУ ще одному варіанті здійснення дійсного вименше один синтетичний слід, що генерується з находу забезпечується спосіб інтегрування даних з першого розрахованого значення сейсмічного відрізною роздільною здатністю у пластову модель гуку, порівнюють із відповідним слідом, отриманим багатомірної моделі. Спосіб містить етапи, на з одного або декількох наборів фактичних сейсміяких: забезпечують багатомірну пластову модель, чних даних, що відповідають підземному геологічщо має щонайменше одну вісь, для зберігання й ному об'єму, для встановлення різниці між синтеобробки даних; призначають перші дані на щотичним слідом і згаданим відповідним слідом. Етап найменше одній осі, розташованій на першій шкапорівняння містить у собі підтримку зв'язності між лі, об'єму в межах багатомірної пластової моделі; типами, масштабами й розмірами згаданого перпризначають другі дані на щонайменше одній осі, шого розрахованого значення наміченої властиворозташованій на другій шкалі, об'єму в межах басті породи або флюїду й згаданих фактичних сейгатомірної пластової моделі; і перетворюють одні з смічних даних. Перше розраховане значення перших даних і других даних у той же масштаб, що наміченої властивості породи або флюїду корекй другі з перших даних і других даних. тують у відповідь на різницю для створення другоКороткий опис креслень го розрахованого значення призначеної властивоРис. 1 є умовною блок-схемою, що забезпечує сті породи або флюїду, при цьому друге загальну уяву способу за дійсним винаходом. розраховане значення в загальному зменшує різРис. 2 є умовним представленням підземного ницю. геологічного об'єму, що включає в себе резервуар У ще одному варіанті здійснення дійсного вифлюїду, що представляє інтерес. находу забезпечується спосіб ітеративного визнаРис. 3А, 3Б є блок-схемою алгоритму, що почення значення з мінімізованою помилкою намічеказує докладний варіант здійснення способу за ної властивості породи або флюїду в місці Рис. 1. розташування в підземному геологічному об'ємі. Рис. 4 є умовним представленням багатомірСпосіб містить етапи, на яких: описують геологічної багатомасштабної моделі, побудованої відпоний об'єм багатомірним пластовим модельним відно до варіанта здійснення за Рис. 3А, 3Б. об'ємом, що має множину модельних підоб'ємів; Рис. 5 є блок-схемою алгоритму масштабупризначають перше розраховане значення намівання нагору атрибута або властивості в стратигченої властивості породи або флюїду кожному з рафічній моделі відповідно до одного об'єкта дійсмножини модельних підоб'ємів; і обчислюють пеного винаходу. рше розраховане значення сейсмічного відгуку Рис. 6 є блок-схемою алгоритму, що ілюструє для межі між щонайменше двома групами підоб'єспосіб відповідно до дійсного винаходу забезпемів. Щонайменше один синтетичний слід, що генечення зв'язності атрибута або властивості у двох рується з першого розрахованого значення сейсрізних масштабах у стратиграфічній моделі. мічного відгуку, порівнюють із відповідним слідом, Рис. 7 є блок-схемою алгоритму, що зображує отриманим з одного або декількох наборів фактистворення або коректування осі для стратиграфіччних сейсмічних даних, що відповідають підземної моделі. ному геологічному об'єму, для визначення першої Рис. 8А - 8В є графічним представленням порізниці між синтетичним слідом і відповідним слірівнянь між синтетичними й дійсними сейсмічними дом. На етапі порівняння підтримують зв'язність слідами із ближніх, середніх і далеких наборів даміж типами, масштабами й розмірами першого них, відповідно, до й після застосування процесу розрахованого значення наміченої властивості за дійсним винаходом. породи або флюїду й фактичних сейсмічних даних. Рис. 8Г є графічним представленням порівПерше розраховане значення наміченої властивоняння між першим розрахованим значенням пористі породи або флюїду коректують у відповідь на стості й кривої пористості з мінімізованими помилрізницю для створення другого розрахованого ками, при цьому також відображена пористість значення призначеної властивості породи або свердловини. флюїду, при цьому друге розраховане значення в Опис кращих варіантів здійснення загальному зменшує першу різницю. Відповідно до процесу одночасної інверсії дійУ ще одному варіанті здійснення дійсного висного винаходу, один або кілька об'ємів сейсмічних находу забезпечується спосіб інтегрування різних даних, петрофізична модель, фізична модель потипів, масштабів й (або) вимірів у багатомірну мороди і багатопластова багатомасштабна модель дель. Спосіб містить етапи, на яких: забезпечують використовуються в процесі одночасної інверсії, у багатомірну пластову модель, що має осі X, Y і якому кількісні значення властивостей породи або множину осей Z, для зберігання й обробки даних, флюїду, які спочатку вводяться в багатомірну баотриманих з різних доменів; призначають перші гатомасштабну модель із петрофізичної й (або) дані на одній з осей Z, розташованої в даному дофізичної моделі породи одночасно моделюються мені, об'єму в межах багатомірної пластової модевперед до значень сейсмічного відгуку. Потім гелі; призначають другі дані на іншій з осей Z, рознерується синтетичний слід й ітеративно порівнюташованій в тому самому або в іншому домені, ється з відповідним слідом, отриманим з одного вищевказаному об'єму в межах багатомірної пласабо декількох об'ємів фактичних сейсмічних даних, тової моделі; змінюють змінну в одних з перших і вибрані властивості породи й (або) флюїду кореданих і других даних; і обновляють інші з перших ктуються у відповідь на таке порівняння для ви 11 94215 12 значення величини найкращого узгодження модедельних підоб'ємів забезпечує структуру розмірнольованих уперед сейсмічних відгуків з одним або сті для присвоювання й експериментальних або декількома об'ємами сейсмічних даних за допоморозрахованих значень геофізичних, геологічних і гою алгоритмів мінімізації помилок, як описано петрофізичних властивостей конкретним місцям нижче. Використовуваний протягом цього опису розташування в геологічному об'ємі й для зв'язутермін «синтетичний слід» позначає слід, що є вання цих значень із ними, як описано далі. Багарезультатом сейсмічного моделювання. Приклатомірна багатомасштабна модель будується за дом сейсмічного моделювання є одномірна згортдопомогою розподілу експериментально визначека, така як слід, одержуваний від хвилі малої ампних сейсмічних значень для геологічного об'єму й літуди (вейвлета), форма якої математично інших відомих експериментальних або виведених одержується з фактичних сейсмічних даних або даних, що відносяться до геологічного об'єму, які статистично, через інформацію, вимірювання й отримані до дійсного способу. (або) спостереження свердловини, при цьому вона Багатомірна багатомасштабна модель, що визгортується або математично застосовується до користовується на першому етапі дійсного винамодельованих уперед сейсмічних відгуків. Більш ходу, має форму множини тривимірних шестистозагальний підхід містить у собі рішення повного ронніх підоб'ємів, комірок або об'єктів, таких як тривимірного рівняння пружної хвилі. Як згадано куби. Сейсмічні дані, такі як коефіцієнти відбиття, раніше, сейсмічні дані звичайно записуються в сейсмічна амплітуда, і т.д., традиційно формуютьмножині об'ємів відгуків, що відповідають, наприся в сліди й представляють атрибути межі розділу клад, різним значенням кута нахилу, часу виявпідповерхні. Сейсмічні дані регулярно знімаються лення, напрямку профілювання або режиму пошиуздовж сліду й відповідно регулярно розташовурення, такого як стискання або зсув, всі або будьються на горизонтальній ортогональній сітці, загаяка частина з яких можуть бути включені в процес льновідомій як бункер. Відповідно, стратиграфічна одночасної інверсії за дійсним винаходом, як опиструктура або модель за дійсним винаходом горисано нижче. Відповідно, процес за дійсним виназонтально розташовується на сітці, що має осі X й ходом приведе до величини найкращого узгоY з рівними інтервалами (Рис. 4). У процесі дійснодження або рішення, що узгоджується з усією го винаходу також обробляються інтервальні або доступною інформацією для даної інтерпретації пластові атрибути підземного об'єму, такі як ефеккожного компонента вводу. Невизначеності у вхідтивна швидкість (Vp) стискання, ефективна швидних вимірюваннях й інтерпретаціях у кожному викість зсуву (Vs) і ефективна щільність (). Оскільки падку будуть визначені кількісно, і отримана багапоказання таких інтервальних або пластових аттомірна багатомасштабна модель буде містити рибутів знімаються нерівномірно, наприклад, чеміру очікуваної точності результатів, тим самим рез товщину, що варіюється, стратиграфічна струсприяючи розподілу ймовірності виробничих проктура або модель за дійсним винаходом далі гнозів і поліпшуючи майбутню розвідку й (або) ровертикально розташовується по третій осі Z з незробку підземної зони, пласта, резервуара й (або) рівними інтервалами (Рис. 4). У стандартній страформації, що представляють інтерес. тиграфічній структурі або моделі кожна з восьми Інтегрування всіх типів, масштабів і вимірювавузлових точок підоб'єму, комірки або об'єкта, наних даних буде полегшено шляхом використання приклад, куба, повинна зберігатися в пам'яті для багатомірної багатомасштабної моделі. Викорисвизначення конкретного підоб'єму, комірки або товуваний протягом даного опису термін «багатооб'єкта, що представляє інтерес. Однак шляхом мірна, багатомасштабна модель» відноситься до використання сітки, що має горизонтальні осі X й Y багатопластової геокоміркової стратиграфічної з рівними інтервалами, конкретний підоб'єм, комірструктури або моделі, що може виконуватися на ка або об'єкт стратиграфічної моделі можуть зберізагальній платформі, наприклад, на програмному гатися в пам'яті шляхом задавання єдиної коордизабезпеченні для геомоделювання gOcad™, що нати X, Y для кожного набору підоб'ємів, комірок випускається компанією Earth Decision Sciences, або об'єктів, які вертикально вирівняні, при цьому Х'юстон, штат Техас, програмному забезпеченні подальшої специфікації вимагає тільки координата для геокоміркового моделювання Stratamodel™, Z, щоб розрізняти кожен підоб'єм у наборі. Таким що випускається компанією Landmark Graphics, чином, використовується менше комп'ютерної паХ'юстон, штат Техас, і на програмному забезпем'яті для зберігання інформації, що стосується ченні RMS™, що випускається компанією Roxar місця розташування конкретного підоб'єму, комірAmericas, Х'юстон, штат Техас. Використання єдики або об'єкта в стратиграфічній моделі, і така інної платформи знижує ризик помилки й полегшує формація може забезпечуватися індексами для використання індивідом (індивідами). легкого посилання. Ця концепція може бути пошиОгляд способу за дійсним винаходом наведерена на нерівномірні горизонтальні підоб'єми, коний на блок-схемі Рис. 1 й описаний нижче з посимірки або об'єми, які можуть використовуватися, ланням на Рис. 1. Спосіб містить кілька етапів. наприклад, щоб співвіднести сітку симулятора поПерший етап полягає в побудові багатомірної батоку із сейсмічною сіткою з метою зв'язності в загатомасштабної моделі, заснованої на фактичному гальній моделі середовища. фізичному геологічному об'ємі, що містить у собі У багатомірній багатомасштабній моделі, як одну або декілька рідинних зон, пластів, формацій описано вище, існують різні багатопластові конфій (або) резервуарів, що представляють інтерес. гурації (стратиграфічні сітки), що мають різні масБагатомірна багатопластова модель містить моштаби. Наприклад, у вертикальній структурі модедельний об'єм, розділений на ряд модельних підолі обумовлені макро-горизонтами пласти (V1), такі б'ємів, комірок або об'єктів, таких як куби. Ряд мояк засновані на інтерпретованих сейсмічних подіях 13 94215 14 з фактичних сейсмічних даних, які калібруються до підходящий спосіб, як буде очевидно для фахівця. маркерів або даних свердловин, коли вони є в наДля зменшення масштабу можуть використовуваявності, і в яких перетворена глибина (наприклад, тися стохастичні симуляції або будь-які інші підхоетап 46), мають відносно великий масштаб, напридящі способи, як буде очевидно для фахівця. Ця клад, приблизно 50 метрів. Обумовлені мікромодель дозволяє фахівцеві обробляти дані в магоризонтами шари (V2), такі як засновані на роздісштабі (дрібному або великому) і (або) на осі (тобльній здатності сейсмічної інверсії, мають середню то часі або відстані), що представляє інтерес для роздільну здатність, наприклад, приблизно 8 метконкретного застосування. Наприклад, інженер рів. А обумовлені геологічною моделлю пласти може розглядати модель резервуара у масштабі, (V3) засновані на геологічному розшаруванні й що відповідає симуляції потоку рідини, тобто на мають відносно дрібну роздільну здатність, близьосі відстані з великим (збільшеним) як вертикальку до зразків даних каротажної діаграми, наприним, так і горизонтальним масштабом. Подібним клад, приблизно 0,5 метра. Ці три вертикальних же чином фахівець із сейсмічної обробки може масштаби мають кілька загальних областей у морозглядати модель на осі часу, на сейсмічному делі й забезпечують розбивку моделі підповерхні в бункері (Н3), при відносно дрібній горизонтальній більш дрібному масштабі або роздільній здатності, роздільній здатності але більшому вертикальному ніж попереднє. масштабі (V2), ніж геологічна модель або каротаУ горизонтальній структурі геологічної моделі жні вимірювання. більші комірки (Н1) різного розміру, засновані на Коли дана властивість або атрибут існує в різзначних структурних або сейсмічних подіях, мають них масштабах, зв'язність між масштабами зберівідносно великий масштаб, наприклад, приблизно гається через процес, що може здійснюватися із 200 метрів, і в загальному використовуються для сейсмічними кількісними невизначеностями, пов'ясимуляції потоку. заними із цією властивістю, або без них. Як покаЗасновані на масштабі інверсії комірки (Н2) зано на Рис. 6, атрибут або властивість у дрібному мають рівний поперечний розмір, містять у собі масштабі й атрибут або властивість у великому множину бункерів або комірок сейсмічної обробки масштабі є заданим атрибутом або властивістю, й мають середній масштаб, наприклад, приблизно таким як швидкість стискання. Значення, привлас25 метрів. А засновані на масштабі сейсмічного нені коміркам малого розміру (V3, Н3), одержують бункера комірки (Н3) мають відносно дрібну роздііз сейсмічної інверсії або з рівнянь поширення льну здатність, наприклад, приблизно 12,5 метрів. пружної хвилі, застосованих до геологічної моделі. Розглядаються також більше дрібні масштаби для Відповідні невизначеності обчислюються відповідвизначення характеристик біля бурової свердлоно до походження даних. Значення, привласнені вини. Доступна інформація всіх масштабів повинкоміркам крупного розміру (V1, Н1), одержують із на бути зв'язною. Наприклад, масштаб інтервальпроцесу перетворення глибини основних сейсмічної швидкості V1 повинен бути зв'язаний зі но інтерпретованих подій, пов'язаних з маркерами збільшеною в масштабі інформацією про компресвердловин, які також з'являються зі своїми відпосійну швидкість (Vp) у масштабі V3 або V2. відними невизначеностями. Ці атрибути піддаютьЦі різні масштаби або роздільна здатність дася етапам зв'язності в цьому процесі, які застосоних зберігаються на стратиграфічній сітці гніздовують правила, що дозволяють перетворення вим способом, кожна комірка малого масштабу одного або декількох властивостей у дрібному й належить до крупнішого масштабу. Зміни масштавеликому масштабах для збереження між ними бу для створення властивості в іншому масштабі, двома зв'язності. Наприклад, швидкість управляє ніж той, у якому вона була спочатку створена, конвзаємовідношенням між часом і глибиною й у татролюються в стратиграфічній структурі за дійсним кий спосіб зв'язністю декількох осей. Відповідно, винаходом через процедуру збільшенетап зв'язності може вплинути на геометрію однієї ня/зменшення масштабу. Створення властивості у або декількох осей стратиграфічної моделі за дійбільшому масштабі із властивості в малому масшсним винаходом. Цей етап зв'язності приводить до табі проілюстровано на Рис. 5. Для даної властиперетворення властивостей у різні масштаби правості породи, такої як об'ємна щільність ділянки вилами в рамках їхніх відповідних невизначеносземлі в кожній комірці стратиграфічної структури, тей. властивість має певне значення із сейсмічних даКрім різних роздільних здатностей дані в страних, що привласнено відповідній комірці стратигтиграфічній структурі або геологічній моделі морафічної структури. Масштаб цієї властивості збіжуть бути представлені в різних доменах або верльшується за правилом або рівнянням з тикальних осях, таких як час або глибина. відповідним обчисленням значення в більшому Вертикальна вісь стандартної моделі, що включає масштабі. Для щільності правило може бути серев себе геологічні дані, звичайно є глибиною. Для днім значенням щільності для всіх малих комірок, сейсмічних застосувань вертикальна вісь звичайно що входять у крупнішу комірку, зваженим за їхніми є часом шляху. Взаємовідношення між часом і відповідними об'ємами. Одержане значення привглибиною може бути виражене як крива швидкості ласнюється більшому масштабу. Можуть викорисабо поле швидкості, що змінюється просторово. товуватися різні способи збільшення/зменшення Відповідно, стратиграфічна структура дійсного масштабу, найбільш підходящі для властивості, винаходу буде містити в собі й зберігати дані на масштаб якої змінюється. Що стосується збільдвох вертикальних осях, які зв'язані або розділені шення масштабу, може використовуватися узяття одним або декількома атрибутами. Наприклад, середнього, такого як арифметичне, геометричне коли одна вісь стратиграфічної моделі виражена й гармонійне, інтегрування або будь-який інший як час шляху туди й назад (для релевантних сейс 15 94215 16 мічних даних), дані часу із цієї осі вводяться в обпозначувані як перші розраховані значення), які числювальний пристрій на додаток до головного мають особливу корисність для дійсного способу. правила зміни. У прикладі переводу часу у глибину Прикладами властивостей породи і флюїду, що правило зміни є полем швидкості, атрибутом страпідходять для заповнення, є мінеральний або маттиграфічної сітки, разом з поверхнею посилання, ричний (зернистий) модуль (Кm), водний модуль при цьому відомі й час, і глибина. В обчислюваль(Kw), нафтовий модуль (Ко), газовий модуль (Kg), ному пристрої значення часу й швидкості комбінурамковий модуль або сухий модуль породи (Ка, Kd, ються з будь-якими належними коефіцієнтами пеKdry), рамковий модуль зсуву й (або) сухий модуль ретворення одиниць, при необхідності. Результат породи зсуву (Ga, Gd, d, Gdry, dry), мінеральна цього обчислення привласнюється, розташовуєтьщільність й (або) матрична (зерниста) щільність ся й зберігається на новій осі глибини. Будь-яке (рm), водна щільність (pw), нафтова щільність (рo), перетворення однієї із трьох змінних часу, глибини газова щільність (pg), пористість (), водна насиабо швидкості у випадку включення осей часу й ченість (Sw; об'ємний відсоток простору пор), нафглибини в стратиграфічну модель потребують котова насиченість (So; об'ємний відсоток простору ректування однієї або обох інших змінних для збепор) і газова насиченість (Sg; об'ємний відсоток реження зв'язності взаємин між всіма трьома. Напростору пор). приклад, зміна швидкості викличе зміну глибини, На четвертому етапі способу за дійсним винащоб її компенсувати. Інші дані можуть міститися на ходом властивості породи і флюїду, привласнені декількох осях у стратиграфічній моделі, що викокожному підоб'єму багатомірної багатомасштабної ристовується в дійсному винаході. Наприклад, моделі, моделюються вперед у відповідь на сейскожне з повторних сейсмічних вимірювань може мічний відгук моделлю петрофізичного відгуку, що зберігатися окремо на окремих осях часу й зв'язувикористовує одне або кілька рівнянь, вибраних ватися або роз'єднуватися із загальною віссю глиабо іншим способом отриманих з фізичних віднобини. Коли виникає зниження підземної зони або син між властивостями породи, рідини й сейсмічрезервуара, що представляє інтерес, може навіть ними властивостями в резервуарі, які відомі фахііснувати стільки ж осей глибини, скільки й сейсмічвцям з фізики порід і рідин. Оскільки це них вимірювань або осей часу. Для сейсмічних моделювання вперед здійснюється як функція кута даних до групування й для даної осі глибини існує нахилу сейсмічних даних, різні кути нахилу можуть стільки осей часу, скільки розглядається зсувів або уводитися в модель петрофізичного відгуку для кутів. А для завдань перетвореної хвилі існує одна розрахунку сейсмічного відгуку для кожного кута вісь глибини й дві осі часу, що відповідають пернахилу. винній хвилі й перетвореній хвилі (хвилі зсуву) з П'ятий етап способу полягає в мінімізації повідповідними швидкостями. милок розрахованих значень намічених властивоДругий етап містить розробку й (або) відбір пістей породи й (або) флюїду. Значення властивості дходящих петрофізичних й (або) фізичних модепороди і (або) флюїду з мінімізованою помилкою, лей породи й (або) моделей поширення пружної привласнене конкретному геологічному підоб'єму, хвилі для використання в способі за дійсним винавизначається шляхом початкового порівняння одходом. Прикладами петрофізичних моделей, виконого або декількох синтетичних слідів, які порористовуваних у дійсному винаході, є моделі прониджені змодельованими вперед сейсмічними відгукності й (або) рідинного насичення. Будь-яка ками, з відповідними слідами фактичних підходяща фізична модель породи, що співвідносейсмічних даних для визначення різниці між слісить петрофізичні й пов'язані з видобутком власдами. Із цього початкового порівняння початкове тивості із пружними властивостями, може викориспрогнозування властивостей породи й (або) флюїтовуватися в процесі за дійсним винаходом. ду ітеративно коректується для даного підоб'єму Прикладами фізичних моделей порід, що викорисгеологічної моделі, і сейсмічний відгук розраховутовуються в дійсному винаході, є моделі, що викоється за допомогою моделі петрофізичного відгуку ристовують рівняння Gassmann. Приклади модей скоректованого розрахованого значення (зналей поширення пружної хвилі, які зв'язують пружні чень), поки розрахована різниця між синтетичними властивості із сейсмічною реакцією, містять у собі слідами й відповідними слідами фактичних сейсрівняння Zoepprtitz і його добре відомі апроксимамічних даних не буде в межах прийнятного діапації Аkі й Richards або Shuey. зону помилки або поки не буде досягнута відповіТретім етапом дійсного способу є початкове дність іншому підходящому критерію. Розраховане заповнення багатомірної багатомасштабної моделі значення наміченої властивості породи й (або) значеннями даних. Відповідно до етапу первиннофлюїду, що досягає цієї прийнятної помилки або го заповнення кількісні значення деяких геофізичвідповідності, є значенням з мінімізованою помилних і петрофізичних властивостей геологічного кою наміченої властивості породи й (або) флюїду об'єму привласнюються всій багатомірній багатодля даного модельного підоб'єму. Потім вибирамасштабній моделі. Оцінені значення властивосється новий модельний підоб'єм, і етап мінімізації тей породи і флюїду геологічного об'єму, засновані помилки повторюється, поки значення з мінімізона вхідних даних з петрофізичних й (або) фізичних ваною помилкою наміченої властивості породи й моделей порід й (або) геологічної інтерпретації, (або) флюїду не буде визначено для кожного мопривласнюються кожному підоб'єму багатомірної дельного підоб'єму в модельному об'ємі. багатомасштабної заснованої на глибині моделі. Завершальний етап способу полягає в новому Оцінені значення властивостей породи і флюїду заповненні багатомірної багатомасштабної моделі містять у собі початкові оцінені значення наміченої значеннями з мінімізованими помилками. Відповівластивості породи або флюїду (альтернативно дно до етапу нового заповнення значеннями з мі 17 94215 18 німізованими помилками, значення з мінімізовафахівцеві перед тим, як приступити до процесу. ними помилками з наміченою властивістю породи Такі дані звичайно одержують із свердловин, що або флюїду заміщають кожне відповідне перше призначені для розвідки або розробки (не показарозраховане значення наміченої властивості поні), що проходять через геологічний об'єм 10. Як роди або флюїду, яким була спочатку заповнена відзначено вище, дані по свердловині надзвичайбагатомірна багатомасштабна модель на третьоно обмежені в межах ареалу, маючи вірогідність у му етапі. Кінцевим результатом дійсного способу є найкращому разі від одного радіального фута до багатомірна багатомасштабна модель, що заповприблизно декількох радіальних футів відстані від нена повністю, або в бажаному ступені, значеннябурової свердловини. У кожному разі дані по свеми даних з мінімізованими помилками наміченої рдловині, якщо вони є в наявності, можуть викоривластивості породи або флюїду, і яка пов'язана з стовуватися в здійсненні дійсного способу, як опиоб'ємом, що представляє інтерес. Із цієї моделі сано далі. Однак зрозуміло, що доступність даних може бути розрахований об'єм субстанції, що по свердловині не є необхідною умовою для здійпредставляє інтерес, наприклад, нафти, газу, міснення дійсного способу. Необхідно тільки, щоб нералу, води, забруднення і т.д., а його екстракція розподіл у геологічному об'ємі 10 значень петроабо мітігація полегшені. фізичних властивостей був оцінений, або щоб Кращий варіант здійснення способу дійсного сейсмічні дані, з яких можливо сформувати розповинаходу описаний нижче з посиланням на Рис. 2діл, були попередньо доступними. Якщо сейсмічні 4. На Рис. 2 показаний й у загальному позначений дані попередньо недоступні для геологічного об'є10 фізичний геологічний об'єм. Спосіб дійсного му 10, сейсмічні дані можуть альтернативно ствоваріанта здійснення застосуємо до геологічного рюватися для геологічного об'єму 10 шляхом прооб'єму 10, що містить верхню поверхню 12, що ведення сейсмічного дослідження, як додаткового може проходити до земної поверхні, і множин піетапу дійсного способу. дземних пластів 14, 16, 18, що містять породи й На Рис. 3А і 3Б дійсний варіант здійснення пофлюїди. Власне кажучи геологічний об'єм 10 місчинається з етапу 36, при цьому основні межі сіттить у собі рідинний резервуар, що не позначений кової підповерхні, намічені для поверхонь кореляконкретно на кресленнях. Пласти 14, 16, 18 прохоції часу, перетворюються на поверхню кореляції дять під позначеною верхньою поверхнею 12 плаглибини за допомогою найкращої оцінки середньої стами, які послідовно складені по глибині. Шари швидкості для кожного горизонту в об'ємі. У місцях 14, 16, 18 відрізняються один від одного різними розташування свердловин, якщо такі є, можуть властивостями порід та флюїдів. Таким чином, робитися невеликі коректування поверхонь коревідповідні пласти 14, 16, 18 розділені стратиграфіляції глибини, оскільки поверхні кореляції глибини чними подіями, які визначають межі 15, 17 послізвичайно неточно збігаються з виділеними горизодовності резервуарів. Однак зрозуміло, що Рис. 2 нтами з місць розташування свердловин. Незначні є лише концептуальним представленням підземкоректування, якщо такі необхідні, поверхонь коного геологічного об'єму. Практика дійсного спосореляції глибини також можуть бути зроблені на бу не обмежується яким-небудь наміченим підзевідстані від місць розташування свердловин, якщо мним геологічним об'ємом, але в загальному такі є, покладаючись на той факт, що контакти застосовна до практично будь-якого підземного флюїдів часто ідентифікуються як тісно зв'язані геологічного об'єму, з якого можуть бути експерипросторові зміни в значенні акустичного імпеданментально отримані сейсмічні дані. су. Оцінені середні швидкості також можуть бути Рис. 3А і 3Б представляють докладну блокповторно скоректовані у відповідь на коректування схему алгоритму дійсного варіанта здійснення, що поверхонь кореляції глибини. На етапі 38 горизонзображує спосіб покроковим чином. Перед тим як ти глибини одержують з поверхонь кореляції глиприступити до дійсного способу, сейсмічні дані бини, які перевіряються на негативні значення експериментально генеруються в геологічному ізопахіти. Горизонти глибини поєднуються, щоб об'ємі 10, що представляє інтерес, шляхом сейсукомплектувати багатопластову структуру глибимічного дослідження за допомогою стандартних ни. Існує однозначна відповідність горизонтів між способів, добре відомих фахівцеві. Сейсмічні дані багатопластовою структурою глибини й багатопв загальному визначаються з метою дійсного споластовою структурою часу. собу як інформація, одержувана шляхом створенНа етапі 40 одержується багатомірна багатоня сейсмічних хвиль у геологічному об'ємі зі штучмасштабна модель шляхом поділу багатопластоних джерел сейсмічної енергії й спостереження за вої структури глибини на множину тривимірних часом прибуття й амплітудами хвиль, які перелокомірок або блоків моделі, як описано раніше відмлюються через інтервали високої швидкості в носно Рис. 4. Як показано на Рис. 4, багатомірна геологічному об'ємі, або хвиль, які відбиваються багатомасштабна модель геологічного об'єму повід меж розділу усередині геологічного об'єму у казана й в загальному позначена 42, а представвідповідь на сейсмічні хвилі. Такі межі розділу звиницька комірка позначена 44. Багатомірні багаточайно є результатом змін в акустичній швидкості масштабні моделі цього типу звичайно містять або об'ємній щільності. Кілька методів обробки десятки мільйонів комірок. Зовнішня межа багатоданих звичайно застосовуються до сейсмічних пластової структури глибини визначає модельний даних для зниження шуму або іншого полегшення об'єм 46. Комірки впорядковані в багатомірній баінтерпретації даних. гатомасштабній моделі 42, так що комірки не пеОбмежена кількість даних по свердловині, що рекриваються. На Рис. 4 показано, що комірка 44 відносяться до властивостей породи або флюїду у має два виміри, виражених в одиницях довжини по геологічному об'ємі 10, також можуть бути доступні осях X й Y, які звичайно утворюють прямокутник 19 94215 20 або квадрат у горизонтальній проекції. Комірка 44 них принципів і всіх доступних петрофізичних датакож має третій вимір, виражений в одиницях них для геологічного об'єму. Наприклад, дані по довжини, по осі Z, що представляє глибину й висвердловині можуть бути доступні з каротажних значає товщину. Конкретні вимірювання кожної діаграм, які забезпечують намічені локалізовані в комірки вибираються у відповідь на бажаний кінсвердловинах значення властивостей порід і флюцевий масштаб об'єму, що вводиться в багатомірїдів по пластах з високою роздільною здатністю ну багатомасштабну модель, і даних по свердлобагатомірної багатомасштабної моделі, що відповині, якщо такі є в наявності. Наприклад, відають місцю розташування свердловин. Дані по вимірювання комірки можуть вибиратися як функсвердловині звичайно забезпечують локалізовані ція від лінії шляхом поперечного рознесення часзначення пористості порід на додаток до визнатотою дискретизації бурової свердловини. Може чення типів флюїдів, таких як газ, нафта й вода, і бути сконфігуровано тонке розшарування комірок, значенням рідинної насиченості. Інші доступні дані так що комірки нарівно розділені між двома гориможуть містити в собі розрахунки PVT, які забеззонтами багатопластової структури глибини (пропечують оцінки стискальності рідини. Керн забезпорційно), паралельно верхньому горизонту (транпечує щільність зерна й мінеральний склад поросгресивно) або паралельно нижньому горизонту ди. Розподіл початкових оцінених значень (регресивно). властивостей порід і флюїдів у багатомірній багаРис. 4 представлений тут з метою ілюстрації. томасштабній моделі може виконуватися відповідБагатомірна багатомасштабна модель 42 і пов'яно до будь-якої кількості традиційних методів, тазані з нею комірки є лише однією з можливих конких як зважування відстані, співрозташований фігурацій багатомірної багатомасштабної моделі в сокриджінг тощо. Може бути необхідним зберемежах і в об'ємі дійсного винаходу. Зрозуміло, що ження намічених взаємовідношень між початковибагатомірна багатомасштабна модель, як описано ми значеннями наміченої властивості породи або тут, не обмежена якою-небудь конкретною кількісфлюїду, забезпеченими розподілом, у наступних тю вимірювань або одиниць виразу. Комірки також етапах коректування дійсного способу. Наприклад, не обмежені якою-небудь геометричною конфігувідносна природа пористості пластів як функція рацією. Таким чином, в об'ємі дійсного винаходу вертикального місця розташування, забезпечена знаходиться побудова багатомірної багатомасшрозподілом, повинна бути збережена в наступних табної моделі з n вимірюваннями, яка має комірки етапах коректування. відповідної просторової конфігурації. На етапі 52 установлюється модель петрофіНа Рис. 3А і 3Б багатомірна багатомасштабна зичного відгуку, що заснована на відомих взаємомодель заповнюється початковими значеннями відношеннях між властивостями порід і флюїдів й даних на етапі 48. Багатопластова структура часу пружними властивостями, такими як швидкість й багатопластова структура глибини спільно застискання, швидкість зсуву й об'ємна щільність. безпечують тривимірне поле швидкості, що дозвоМодель петрофізичного відгуку відрізняється від ляє перетворювати глибину на час і забезпечує багатомірної багатомасштабної моделі, являючись відповідність між багатомірною багатомасштабною системою рівнянь відгуків, при цьому розрахована моделлю й положеннями в сейсмічних об'ємах з намічена властивість породи або флюїду є перпосиланням на час. Кожна комірка заповнюється винною незалежною змінною, а розраховані пружоціненими властивостями порід і флюїдів на осноні властивості є первинними залежними змінними. ві вхідних даних з петрофізичних й (або) фізичних Модель петрофізичного відгуку використовується моделей порід й (або) геологічної інтерпретації. для розрахунку вперед розрахованих значень сейОцінені значення властивостей порід і флюїдів смічного відгуку за допомогою оцінених значень містять у собі початкові оцінені значення наміченої властивостей порід і флюїдів, включаючи розравластивості породи або флюїду (альтернативно ховані значення наміченої властивості породи або позначувані як перші розраховані значення), які флюїду. Таким чином, модель петрофізичного мають особливу корисність для дійсного способу. відгуку описує, як один або кілька сейсмічних відПрикладами властивостей порід і флюїдів, що підгуків міняються з одним або декількома властивоходять для заповнення, є мінеральний або матристями породи або флюїду, включаючи намічену чний (зернистий) модуль (Кm), водний модуль (Kw), властивість породи або флюїду, у геологічному нафтовий модуль (Ко), газовий модуль (Kg), рамкооб'ємі. вий модуль або сухий модуль породи (Ка, Kd, Kdry), Модель петрофізичного відгуку переважно рамковий модуль зсуву й (або) сухий модуль поотримана із традиційних рівнянь прогнозування пружних модулів породи і флюїду. Приклад систероди зсуву (Ga, Gd, d, Gdry, dry), мінеральна щільми таких рівнянь описаний у довіднику Mavko, G., ність й (або) матрична (зерниста) щільність (рm), et al: The Rock Physics Handbook, Tools for Seismic водна щільність (pw), нафтова щільність (рo), газоAnalysis in Porous Media, Cambridge University ва щільність (pg), пористість (), водна насиченість Press, 1998, конкретно на сторінках 60-65, які (Sw; об'ємний відсоток простору пор), нафтова включені сюди за допомогою посилання. Коефіцінасиченість (So; об'ємний відсоток простору пор) і єнт сейсмічного відбиття пов'язаний із пружними газова насиченість (Sg; об'ємний відсоток простору властивостями, тобто швидкістю стискання, швидпор). кістю зсуву й об'ємною щільністю, як функція кута Властивості порід і флюїдів вибираються на нахилу добре відомою системою рівнянь, відомою підставі їхньої корисності в моделі петрофізичного як рівняння Zoeppritz. Альтернативно будь-який з відгуку, що описана нижче з посиланням на етап декількох способів лінеаризації, такий як добре 52. Значення властивостей порід і флюїдів оцінювідома апроксимація Аkі й Richards, може викорисються за допомогою відомих наукових й інженер 21 94215 22 товуватися в процесі дійсного винаходу замість розділу між вертикально суміжними угрупованнярівнянь Zoeppritz. ми комірок. На етапі 58 генерується синтетичний Компресійна швидкість пов'язана зі властивосслід зі змодельованого вперед сейсмічного відгуку. тями порід і флюїдів першим рівнянням Christoffel: На етапі 60 розраховується різниця між синтетичним слідом, згенерованим з кожного змодельованого вперед сейсмічного відгуку, і відповідним сліде: К* = модуль об'ємного стискання (величидом з фактичних сейсмічних даних. на, зворотна стискальності системи) Різниця між синтетичним слідом (слідами), поG* = модуль зсуву, родженим зі змодельованих уперед сейсмічних b = об'ємна щільність. відгуків, і відповідним слідом (слідами) фактичних Швидкість зсуву зв'язана з властивостями посейсмічних даних є частиною цільової функції, яку рід й флюїдів другим рівнянням Christoffel: бажано мінімізувати алгоритмом циклу мінімізації помилок. Якщо різниця перевищує максимальне припустиме відхилення, наприклад, 1%, або інші де: G = ефективний модуль зсуву, критерії в цільовій функції не задоволені, на етапі b - об'ємна щільність. 62 коректується перше розраховане значення Модуль об'ємного стискання може бути розравластивості породи або флюїду в прийнятних мехований з виразу Gassmann: жах до другого розрахованого значення. Як зазначено на етапі 64, перше розраховане значення наміченої скельної або рідинної властивості корекде: КA = рамковий модуль (величина, зворотна тується таким чином, щоб друге розраховане знасухій стискальності породи), чення в загальному знижувало значення цільової Км = мінеральний модуль (величина, зворотна функції. Однак як метод збіжності/мінімізації може стискальності зерна), використовуватися метод симульованого нормуФ = скельна пористість, вання, який іноді приймає збільшення значення KF - рідинний модуль (величина, зворотна стицільової функції в прагненні знайти глобальне осскальності флюїду). таточне оптимальне рішення. Модуль зсуву G* часто оцінюється як функція На етапі 64 цикл мінімізації помилок повертапористості породи. ється на етап 56, при цьому друге розраховане Об'ємна щільність розраховується як: значення сейсмічного відгуку розраховується за допомогою моделі й оцінених значень властивосде: pma = матрична щільність, тей порід і флюїдів, включаючи друге розраховане pw = природна водна щільність, значення наміченої властивості породи або флюїнс = вуглеводнева щільність при правильних ду, що заміщує перше значення. Етапи 58, 60, 62 й умовах PVT, 64 повторюються так часто, як це необхідно, поки Sw = водне насичення резервуара. цільова функція не досягне значення, меншого Як відмічено вище відносно оцінки значень або рівного максимальному припустимому відхивластивостей порід і флюїдів, застосування моделі ленню. Розраховане значення наміченої скельної вимагає повного використання всіх наявних петабо рідинної властивості для кожної комірки угрурофізичних даних про геологічний об'єм, що предповання, що досягає цього результату, є значенставляє інтерес. Каротажні діаграми, якщо такі є, ням з мінімізованою помилкою наміченої властививчаються для оцінки варіацій, залежностей і вості породи або флюїду для цієї комірки. меж по кожному з параметрів, що вимагається На етапі 66 багатомірна багатомасштабна момоделлю петрофізичного відгуку. При необхідності дель коректується новим заповненням комірок виконуються розрахунки або кореляції PVT для обраного угруповання (угруповань) багатомірної оцінки стискальності рідини. Рідинні насичення багатомасштабної моделі значеннями з мінімізооцінюються, наприклад, функціями Leverett J. Керн ваною помилкою наміченої властивості породи може використовуватися при визначенні щільності або флюїду. Зокрема, знову певні значення з мінізерна й мінерального складу гірської породи. Тамізованою помилкою наміченої властивості пороким чином, значення наміченої властивості породи ди або флюїду заміняють кожне відповідне перше або флюїду, у підсумку розраховані дійсним спорозраховане значення наміченої властивості пособом, бажано обмежені фізично прийнятними роди або флюїду, яким заповнена багатомірна значеннями інших властивостей порід і флюїдів, багатомасштабна модель на етапі 48. На етапі 66 що використовуються в моделі петрофізичного цикл відбору комплексу комірок повертається на відгуку. етап 54, при цьому вибирається інше (інші) угруНа етапі 54 запускається цикл вибору комплеповання з багатомірної багатомасштабної моделі. ксу комірок, при цьому угруповання суміжних коміЦикл мінімізації помилки виконується для знову рок вибирається з багатомірної багатомасштабної обраного угруповання (угруповань) суміжних комімоделі, у якій пружні властивості сейсмічного марок для визначення значень із мінімізованою посштабу є постійними. Вибране угруповання комімилкою наміченої властивості породи або флюїду рок, описане тут, є вертикально скомпонованим для цих комірок. Ці значення з мінімізованими покомплексом суміжних комірок. При виборі угрупомилками потім уводяться в багатомірну багатомавання комірок запускається цикл мінімізації помисштабну модель. Цикл відбору комплексу комірок лок усередині циклу відбору комплексу комірок, що повторюється так часто, як це необхідно, вищеомістить етапи 56, 60, 62 й 64. Відповідно до етапу писаним чином, поки не визначене значення з мі56 сейсмічний відгук моделюється вперед за донімізованою помилкою наміченої властивості попомогою моделі петрофізичного відгуку для межі 23 94215 24 роди або флюїду для кожної комірки в багатомірпорівняння породженого сліду з фактичним слідом ній багатомасштабній моделі. ітеративно повторюється, поки не досягається Властивості породи або флюїду з мінімізовавідповідність в заздалегідь заданій прийнятній ною помилкою, розраховані процесом дійсного межі, або поки не задовольняються інші застосовинаходу, можуть бути графічно відображені або вувані критерії. Отримані сліди 74 для ближніх, роздруковані за допомогою наявного в продажі середніх і дальніх часткових наборів сейсмічних програмного забезпечення, наприклад, gOcad™, даних, генеровані шляхом застосування процесу Roxar™ й Stratamodel™ у будь-якому з ряду форза дійсним винаходом, показані, відповідно, на матів, таких як POSC® й Rescue™, як буде очевиРис. 8А, 8Б й 8В. Здатність властивостей породи і дно для фахівця. флюїду за дійсним способом з мінімізованими поДодатковою ознакою дійсного способу є вибір милками точно прогнозувати значення наміченої наміченої властивості породи або флюїду. Вибір властивості породи або флюїду чітко показана на підходящої наміченої властивості породи або Рис. 8Г. Результуюча крива пористості з мінімізофлюїду дозволяє фахівцеві точно характеризувати ваними помилками показана на Рис. 8Г як 84, а резервуар флюїду у геологічному об'ємі, коли бапористість свердловини показана як 80 із сірим гатомірна багатомасштабна модель заповнена штрихуванням. значеннями властивості з мінімізованими помилІнший об'єкт процесу за дійсним винаходом ками. Фахівець звичайно вибирає намічену власмістить у собі використання стратиграфічної структивість породи або флюїду разом з описаними тури в різних доменах або вертикальних осях (навище етапами за Рис. 4 або перед ними. Критерії приклад, часу або глибини) для керування різними відбору знаходяться у рамках компетенції фахівця типами даних, що мають різні масштаби або розі є функцією конкретних потреб фахівця. Звичайно дільну здатність, тобто дрібні або великі, і для закритерії відбору є функцією бажаного застосуванбезпечення механізму гарантування внутрішньої ня одержаної багатомірної багатомасштабної мозв'язності всіх керованих даних. делі й значень даних з мінімізованими помилками. Шляхом наведеного вище опису, можна легко Наприклад, фахівець в загальному вважає порисз'ясувати, що дійсний винахід розпізнає необхідтість, тип рідини або насичення значимою властиність більш ефективно інтегрувати сейсмічні дані в вістю породи або флюїду для застосування у розгеологічні й петрофізичні моделі для точного опису відці вуглеводнів. Подібним же чином, фахівець в підземних резервуарів шляхом одночасного підбозагальному вважає пористість, тип рідини або тиск ра найкращого рішення для одночасного вводу резервуара значимою властивістю породи або даних сейсмічних і петрофізичних об'ємів і властифлюїду для застосування при використанні резервостей, пов'язаних з видобуванням, у геологічну вуару. Таким чином, хоча дійсний спосіб не обмемодель, при цьому забезпечуючи механізм гаранжується конкретною наміченою властивістю поротування зв'язності даних у моделі. ди або флюїду, наведені вище властивості породи Хоча стратиграфічна модель за дійсним винаабо флюїду, тобто пористість, тип рідини, насиходом описана по відношенню до способу прогночення й тиск резервуара, є прикладами намічених зування властивостей породи і флюїду підземної властивостей породи або флюїду, що використозони, що представляє інтерес, для покращення вуються в дійсному способі. опису підземної зони, що представляє інтерес, Приклад щоб знизити ризик розвідки й (або) опису вуглевоІстинні сейсмічні сліди із ближніх, середніх і днів, що знаходяться там, стратиграфічна модель і дальніх наборів сейсмічних даних, показані як 70 спосіб використання, описані тут, можуть бути відна Рис. 8А, 8Б й 8В. Відповідно до процесу за дійразу застосовані для опису з будь-якою метою сним винаходом, перше розраховане значення будь-якої підземної зони, що представляє інтерес, пористості 82 (Рис. 8Г) привласнюється об'єму такої як підземний об'єм біля поверхні з метою багатомірної багатомасштабної моделі gOcad™. розуміння забруднення й (або) покращення стану Перше розраховане значення сейсмічного відгуку навколишнього середовища. Крім того, стратигдля модельного об'єму розраховується зі значення рафічна модель і спосіб за дійсним винаходом пористості. Синтетичний слід 72 генерується й можуть застосовуватися в просторовому досліітеративно порівнюється з відповідним фактичним дженні надземних об'єктів, наприклад, дослідженслідом 70, показаним на Рис. 8А, 8Б й 8В, для винях океанів. значення різниці, при цьому зберігається зв'язність Хоча описані й показані вищезгадані кращі ваміж типами, масштабами й вимірами значень і ріанти здійснення, зрозуміло, що можуть бути виданих. Перше розраховане значення 82 пористості конані альтернативи й модифікації, подібні запрокоректується у відповідь на цю різницю, і процес понованим й інші, які і входять в об'єм дійсного розрахунку сейсмічного відгуку, генерації сліду й винаходу. 25 94215 26 27 94215 28 29 94215 30 31 Комп’ютерна верстка В. Мацело 94215 Підписне 32 Тираж 23 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601