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Dokumentenidentifikation DE69415866T2 27.05.1999
EP-Veröffentlichungsnummer 0626594
Titel Verfahren zum Bestimmen von petrophysikalische Eigenschaften einer unterirdischen Schicht
Anmelder Phillips Petroleum Co., Bartlesville, Okla., US
Erfinder Neff, Dennis Byrd, Bartlesville, OK 74006, US
Vertreter Patent- und Rechtsanwälte Bardehle, Pagenberg, Dost, Altenburg, Geissler, Isenbruck, 81679 München
DE-Aktenzeichen 69415866
Vertragsstaaten BE, DE, FR, GB, IT
Sprache des Dokument En
EP-Anmeldetag 27.05.1994
EP-Aktenzeichen 941082604
EP-Offenlegungsdatum 30.11.1994
EP date of grant 13.01.1999
Veröffentlichungstag im Patentblatt 27.05.1999
IPC-Hauptklasse G01V 1/30

Beschreibung[de]
Hintergrund der Erfindung

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung petrophysikalischer Eigenschaften einer unterirdischen Schicht, bei dem sowohl seismische Daten als auch Log- Daten eingesetzt werden.

Es ist bekannt, Logs, wie Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen, einzusetzen, um wertvolle petrophysikalische Eigenschaften, die mit einer unterirdischen Schicht von Interesse verbunden sind, zu bestimmen. Petrophysikalische Eigenschaften, wie die Porosität, die Wasser- oder Kohlenwasserstoffsättigung und die lithologische Zusammensetzung (d. h. Schiefer oder Sand), stellen wertvolle Informationen bei der Bestimmung des Vorhandenseins und der Menge von Kohlenwasserstoffen in der Schicht von Interesse bereit. Derartige Logs sind jedoch sehr begrenzt in der Flächenausdehnung, und zwar auf nur etwa 15,2 bis 30,5 cm (6 bis 12 in) um ein Bohrloch, in dem die Messungen erfolgen, herum. Darüber hinaus kann es zeitaufwendig und teuer sein, Logs, wie Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen, zu erhalten, da das Bohren eines Bohrlochs für jede derartige Bohrlochaufnahme erforderlich ist.

Petrophysikalische Eigenschaften einer Schicht von Interesse können an verschiedenen Orten stark variieren. Eine genaue Bestimmung der Variationen der Eigenschaften über einen großen Bereich einer Schicht ist daher unter Verwendung von Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen nicht praktikabel, da dies die Bestimmung vieler und möglicherweiser Hunderter oder Tausender derartiger Bohrlochaufnahmen erfordern würde.

Die seismische Prospektierung ist wirksam hinsichtlich der Abschätzung der Tiefen von unterirdischen Schichten und kostengünstig bei der Erstellung eines Überblicks über einen großen Bereich; die erhaltenen seismischen Daten stellen jedoch unzureichende Informationen bereit, um genaue Bestimmungen, z. B. der Ausdehnung und der Menge von Kohlenwasserstof fen in einer kohlenwasserstoffhaltigen unterirdischen Schicht (Kohlenwasserstoffreservoir), vorzunehmen.

US-4 679 174 beschreibt ein Verfahren der seismischen Exploration der Erdoberfläche.

GB-Patent 1 463 060 beschreibt eine synthetische Anzeige von theoretischen seismischen Reflexionskoeffizienten.

Zusammenfassende Darstellung der Erfindung

Eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht daher darin, ein kostengünstiges Verfahren bereitzustellen, das zur Bestimmung petrophysikalischer Eigenschaften, die mit einer unterirdischen Schicht von Interesse verbunden sind, an einem beliebigen seitlich gelegenen Ort der Schicht geeignet ist.

Die vorstehende Aufgabe wird durch ein Verfahren gelöst, das hier als eine Folge von zehn Schritten beschrieben wird, wobei sowohl seismische Daten als auch Log-Daten eingesetzt werden. Das Verfahren erlaubt die genaue Bestimmung der petrophysikalischen Eigenschaften einer Schicht von Interesse an einem beliebigen seitlich gelegenen Ort der Schicht. Das Verfahren ist insofern kostengünstig, als es eine minimale Menge an Log-Daten (eine geringe Anzahl von einem einzigen Datensatz, der einem einzigen seitlich gelegenen Ort entspricht), die zusammen mit den seismischen Daten eingesetzt werden, erfordert.

Ausführliche Beschreibung der Zeichnung

Fig. 1 ist eine schematische Darstellung eines Querschnitts der Erde, die eine unterirdische Schicht von Interesse mit einem sich darin erstreckenden Kohlenwasserstoffreservoir zeigt. Diese Figur zeigt auch schematisch seismische Ausrüstungen und Bohrlochaufnahmeausrüstungen zum Sammeln von Daten, die bei dem erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden.

Fig. 2 ist eine Darstellung eines Bereiches eines seismischen Schnitts, wobei ein derartiger seismischer Schnitt aus einer Mehrzahl von seismischen Spuren zusammengesetzt ist, die verschiedenen seitlich gelegenen Orten der Schicht von Interesse in Fig. 1 entsprechen.

Fig. 3 zeigt schematisch die Weise, in der eine Mehrzahl von Logs, die einem speziellen seitlich gelegenen Ort der Schicht von Interesse entsprechen, bei der Erzeugung eines synthetischen Seismogramms eingesetzt werden.

Fig. 4A zeigt Logs, die einem seitlich gelegenen Referenzort in Fig. 1 entsprechen, und Figg. 4B und 4C zeigen modifizierte Versionen der Logs in Fig. 4A, die bei dem erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden.

Ausführliche Darstellung der Erfindung

Das erfindungsgemäße Verfahren wird nun ausführlich mit Hilfe einer einfachen Ausführungsform beschrieben, bei der ein einziger seitlich gelegener Referenzort und ein einziges Referenz-Log-Paar eingesetzt werden. Es ist jedoch darauf hinzuweisen, daß bei dem Verfahren mehrere seitlich gelegene Referenzorte und damit verbundene Referenz-Log-Paare eingesetzt werden können, wie es in einem nachfolgenden Beispiel, das hier beschrieben wird, erfolgt. Die Anzahl der seitlich gelegenen Referenzorte und der eingesetzten Referenz-Log- Paare hängt von der Größe des Bereiches, für den petrophysikalische Eigenschaften gewünscht sind, und dem Ausmaß, in dem die Geologie in einem derartigen Bereich variiert, ab.

Verschiedene Ausdrücke, die hier und in den beigefügten Ansprüchen verwendet werden, sind wie folgt definiert.

Ein "seitlich gelegener Ort", wie dieser Ausdruck hier verwendet wird, ist durch eine vertikale Linie definiert, wobei verschiedene seitlich gelegene Orte horizontal voneinander entfernt sind.

Der Ausdruck "Log" bezieht sich auf einen Satz von mindestens einem Datenpunkt oder einer Reihe von Datenpunkten, der in Form einer Kurve oder Funktion der Tiefe oder Zeit ausgedrückt werden kann und repräsentativ für einen speziellen physikalischen Parameter ist, der mit einer unterirdischen Formation verbunden ist und nach einem beliebigen Verfahren, sofern nicht eine spezielle Maßnahme angegeben ist, erhalten wird.

Der Ausdruck "petrophysikalische Eigenschaft" bedeutet eine beliebige Eigenschaft einer unterirdischen Schicht, die zum Vorhandensein (oder Fehlen) und/oder zur Menge von Kohlenwasserstoffen in einer derartigen Schicht in Beziehung steht. Beispiele für petrophysikalische Eigenschaften umfas sen, jedoch ohne Beschränkung hierauf, die Schichtdicke, die Porosität, die lithologische Zusammensetzung (d. h. Volumenprozent an Schiefer oder Sand), die Wasser- oder Kohlenwasserstoffsättigung sowie beliebige Eigenschaften, die von einer oder mehreren der vorstehend genannten Eigenschaften abgeleitet sind, wie die abbauwürdige Gesamtdicke, die abbauwürdige Nettodicke, die Porennettodicke, das Kohlenwasserstoff-Porenvolumen und die Nettoporosität. Die fünf letztgenannten Eigenschaften werden nachstehend mit Bezug auf die Figuren erörtert und definiert.

Der im Zusammenhang mit einigen der vorstehenden Ausdrücke verwendete Ausdruck "Abbauwürdigkeit" ist ein kurz gefaßter Ausdruck für Kohlenwasserstoff-führend oder -enthaltend in Mengen, die bei einer gegebenen Tiefe als ausreichend angesehen werden, um eine großtechnische Förderung zu rechtfertigen.

Der Ausdruck "Reflexionskoeffizient" ist ein Parameter, der aus der Geschwindigkeit und Dichte berechnet wird, wie es nachstehend weiter erörtert wird, und dieser Ausdruck wird als solcher verwendet, um Bezug auf einen Satz von mindestens einem Wert oder einem Satz von einer Reihe von Werten zu nehmen, der als eine Kurve oder eine Funktion der Zeit oder Tiefe ausgedrückt werden kann. Im letztgenannten Fall eines Satzes einer Reihe von Werten wird gelegentlich der Ausdruck "Reflexionskoeffizientenreihe" verwendet.

Der Ausdruck "Kreuzkorrelation" ist dem Fachmann bekannt und bezieht sich auf eine Technik der Messung der Ähnlichkeit voh zwei Wellenformen. Bei Normierung zeigt ein Kreuzkorrelationswert von 1 eine vollständige Übereinstimmung an, und ein Wert nahe Null zeigt eine geringe Korrelation an.

Der Ausdruck "Differenzfehlanpassungsfehler" ("difference mismatch error") ist, wenn dieser Ausdruck auf den Vergleich einer ersten Wellenform und einer zweiten Wellenform angewandt wird, wobei jede Wellenform entsprechende Datenpunkte in festgelegten Probenintervallen aufweist, die Summe der Absolutwerte der Differenzen in den Amplituden zwischen entsprechenden Datenpunkten der ersten und zweiten Wel lenform, geteilt durch die Anzahl der Proben innerhalb eines angegebenen Vergleichsfensters.

Die verschiedenen Schritte des Verfahrens, die gegebenenfalls in einer anderen Reihenfolge durchgeführt werden können, werden nun mit Bezug auf die Bestimmung der petrophysikalischen Eigenschaften eines Kohlenwasserstoffreservoirs, das schematisch in Fig. 1 gezeigt ist, beschrieben. In Fig. 1 ist bei 10 ein Querschnitt der Erde mit mehreren unterirdischen Schichten gezeigt. Eine dieser Schichten, die bei 12 gezeigt ist, weist einen hauptsächlich Kohlenwasserstoff-führenden Abschnitt 12a, der als das Kohlenwasserstoffreservoir bezeichnet wird, und hauptsächlich durch Wasser nasse Abschnitte 12b und 12c auf. Die seitliche Ausdehnung des Reservoirs 12a reicht von einem ersten seitlich gelegenen Ort bei L1 bis zu einem 55. seitlich gelegenen Ort bei L55. Jeder fünfte seitlich gelegene Ort ist gezeigt, mit Ausnahme des 28. seitlich gelegenen Orts bei L28, wobei es sich um den seitlich gelegenen Referenzort handelt, der nachstehend gelegentlich als "Referenz L28" oder einfach als der "seitlich gelegener Referenzort" bezeichnet wird. Die anderen seitlich gelegenen Orte sind seitlich gelegene Nichtreferenzorte, die nachstehend gelegentlich durch einen Ausdruck, der aus "Nichtreferenz", gefolgt von einer speziellen Ortszahl, aufgebaut ist, oder einfach durch "seitlich gelegener Nichtreferenzort"/"seitlich gelegene Nichtreferenzorte" bezeichnet werden.

1. Bereitstellung von seismischer Referenzspur und seismischen Nichtreferenzspuren

Die seismische Referenzspur, die in Fig. 2 als T28 bezeichnet wird und die nachstehend gelegentlich als "Referenz T28" oder einfach als "seismische Referenzspur" bezeichnet wird, entspricht dem seitlich gelegenen Referenzort Referenz L28. Die seismische Referenzspur Referenz T28 kann auf herkömmliche Weise erhalten werden, indem mindestens ein seismischer Puls an der Oberfläche erzeugt wird, der nach unten zu der in Grenzen der Reservoirschicht 12 wandert, so daß er durch derartige Grenzen reflektiert und durch einen oder mehrere Empfänger empfangen/nachgewiesen wird. Eine derartige seismische Oberflächenanordnung ist schematisch in Fig. 1 gezeigt. Eine seismische Quelle ist bei 14 gezeigt, und ein seismischer Empfänger bei 16. Der Mittelpunkt zwischen einer derartigen Quelle und einem derartigen Empfänger befindet sich bei Referenz L28, so daß Strahlen, die mit dem seismischen Puls verbunden sind und bei 18 und 20 gezeigt sind, von der oberen und der unteren Grenze der Schicht 12 bei Referenz L28 reflektiert und entsprechend vom Empfänger 16 unter Erzeugung von Referenz T28 empfangen und nachgewiesen werden. Referenz T28 enthält zwei Reflexionsereignisse, die jeweils der unteren und oberen Grenze der Schicht 12 entsprechen.

Bei der tatsächlichen Ausführung würde selbstverständlich eine Mehrzahl von Quelle-Empfänger-Paaren mit einem gemeinsamen Mittelpunkt bei der Referenz L28 eingesetzt, um eine Mehrzahl von seismischen Spuren zu erhalten, die dann um die normale Abweichung korrigiert und herangezogen würde, um eine einzige zusammengesetzte Spur zu erhalten, wie sie als Referenz T28 in Fig. 2 gezeigt ist.

Entsprechend werden die einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren, die Nichtreferenzen T1 bis T27 und T29 bis T55, durch Einsatz nicht gezeigter Quelle-Empfänger-Paare erhalten. Die Nichtreferenzen T1 bis T27 und T29 bis T55 entsprechen jeweils den Referenzen L1 bis L27 und L29 bis L55, und jede enthält ein Paar von Reflexionsereignissen, die jeweils der oberen und unteren Grenze der Schicht 12 entsprechen.

2. Bereitstellung eines Referenz-Log-Paars

Ein Referenz-Log-Paar, das einen Geschwindigkeitslog und einen Dichtelog umfaßt, wird für die Schicht 12 bei Referenz L28 bereitgestellt. Ein derartiges Referenz-Log-Paar sollte auch damit verbunden mindestens eine bekannte petrophysikalische Eigenschaft aufweisen, die für die verschiedenen seitlich gelegenen Nichtreferenzorte bestimmt werden soll. Die Geschwindigkeit kann für den Geschwindigkeitslog z. B. in 30,48 cm/s (Fuß/Sekunde) oder in reziproker Form als Mikrosekunden/30,48 cm (Mikrosekunden/Fuß) (sogenannter "sonischer Log") ausgedrückt werden.

Das Referenz-Log-Paar kann gemäß bestimmter allgemeiner Aspekte der Erfindung durch Maßnahmen erhalten werden, die, ohne Beschränkung hierauf, Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen, andere Typen von Bohrlochaufnahmen, wie die, die aus Oberflächenanalysen von Kernproben oder Schnitten erhalten werden, vertikale seismische Profile und beliebige Kombinationen oder Abwandlungen davon umfassen. Es ist jedoch bevorzugt, das Referenz-Log-Paar auf die nachstehend beschriebene Weise unter Einsatz von Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen und Ableitungen derartiger Logs zu erhalten. In Fig. 1 ist ein Gerät für eine Bohrlochaufnahme schematisch bei 22 als in einem Bohrloch 24 mittels einer geeigneten Drahtleitung hängend gezeigt, so daß es bei Referenz L28 zwischen der oberen und unteren Grenze der Schicht 12 angeordnet ist. Eine geeignete Art von Gerät wird, abhängig von dem Parameter, der gemessen wird, eingesetzt, um Messungen durch eine Schicht 12 in verschiedenen Tiefen bei festgelegten Inkrementen durchzuführen. Derartige Inkremente können von einigen Zoll bis zu mehreren Fuß reichen; typischerweise betragen sie jedoch etwa 15,24 cm (1/2 Fuß).

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform werden Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen für die Geschwindigkeit (dargestellt durch "v", d. h. 30,48 cm/s (ft/sec)) und die Dichte (dargestellt durch "ρ", d. h. g/cm³) für die Schicht 12 zwischen der oberen und der unteren Grenze dieser Schicht aufgenommen. Derartige Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen werden in Kombination mit anderen geeigneten Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen, wie gamma-, Spontanpotential- und Widerstandsbohrlochaufnahmen, eingesetzt, um eine Bohrlochaufnahme der Porosität (dargestellt durch "Φ", d. h. den Bruchteil in % des Gesamtvolumens des Formationsmaterials, der das Porenvolumen ausmacht) in einer dem Fachmann bekannten Weise abzuleiten. Eine Bohrlochaufnahme der Sättigung (d. h. von "Sw", dem Bruchteil in % des Porenvolumens des Formationsmaterials, der durch Wasser ausgefüllt ist) wird entsprechend aus den Widerstands- oder Induktions-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen abgeleitet, und eine Bohrlochaufnahme der lithologischen Zusammensetzung (d. h. von "Vsh", dem Bruchteil in % des Gesamtvolumens des Formationsmaterials, der Schiefer ist) wird aus einem gamma- oder Spontanpotential-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahme abge leitet. Derartige Vsh-, Φ- und Sw-Logs sind bei 26, 28 bzw. 30 in Fig. 3 gezeigt. Vsh, Φ und Sw sind petrophysikalische Eigenschaften, die mit dem seitlich gelegenen Referenzort Referenz L28 verbunden sind und aus denen weitere sehr nützliche petrophysikalische Eigenschaften abgeleitet werden können, wie in einem anderen Schritt erläutert wird.

Neue Logs der Geschwindigkeit (v) und der Dichte (ρ), wie die, die in Fig. 3 bei 32 bzw. 34 gezeigt sind, werden aus den Vsh, Φ- und Sw-Logs auf eine Weise, die ausführlich in einem nachstehenden Beispiel erläutert wird, abgeleitet, wobei das gewünschte Referenz-Log-Paar bereitgestellt wird.

3. Bestimmung des Referenzreflexionskoeffizienten

Aus den Geschwindigkeits- und Dichtelogs 32 und 34 des Referenz-Log-Paars wird der Referenzreflexionskoeffizient vorzugsweise als eine Reihe von Werten bestimmt, die in Fig. 3 schematisch bei 36 angegeben ist, und zwar aus der bekannten Formel

wobei der Wert eines Reflexionskoeffizienten aus dieser Formel für die einzelnen entsprechenden Datenpunktpaare in festgelegten Probenintervallen berechnet wird. Ein Datenpunktpaar aus dem Geschwindigkeitslog 32 umfaßt v&sub2; und v&sub1;, die Datenpunkten entsprechen, die durch das festgelegte Probenintervall getrennt sind, und ein entsprechendes Datenpunktpaar aus dem Dichtelog 34 umfaßt ρ&sub2; und ρ&sub1;, die Datenpunkten entsprechen, die durch das festgelegte Probenintervall getrennt sind.

4. Bereitstellung einer seismische Welle

Mindestens eine seismische Welle ("wavelet") wird bereitgestellt, die repräsentativ für den seismischen Puls/die seismischen Pulse an der Schicht von Interesse, der Schicht 12, ist, und die bei Faltung mit der Referenzreflexionskoeffizientenreihe, die in Schritt 3 bestimmt wurde, ein synthetisches Referenzseismogramm erzeugt, das eine Annäherung an die seismische Referenzspur, die Referenz T28, darstellt.

Eine seismische Welle kann nach verschiedenen Techniken abgeleitet werden. Zum Beispiel kann der tatsächliche seismische Puls/können die tatsächlichen seismischen Pulse an der Oberfläche gemessen und dann durch entsprechende Datenverarbeitung korrigiert werden, um störenden Einflüssen der Erde zwischen der Oberfläche und der Schicht 12 Rechnung zu tragen. Es ist stärker bevorzugt, die Welle aus einer Folge von seismischen Spuren, (d. h. seismischen Schnittbereichen), die seitlich gelegenen Orten entsprechen, die der Referenz L28 eng benachbart sind, wie T1-T55, zu extrahieren.

Die seismische Welle, die erzeugt wurde, wie es vorstehend erörtert wurde, wird mit dem Referenzreflexionskoeffizienten gefaltet, um ein synthetisches Referenzseismogramm zu erzeugen. Wenn ein Vergleich (über entsprechende Vergleichsfenster unter Einschluß von Reflexionsereignissen, die der oberen und unteren Grenze der Schicht 12 entsprechen) des auf diese Weise erzeugten synthetischen Referenzseismogramms mit der seismischen Referenzspur T28 nach einer beliebigen geeigneten Vergleichstechnik (wie der Kreuzkorrelation) mindestens einen festgelegten Grenzwert erfüllt (d. h. einen minimalen Kreuzkorrelationswert von z. B. 0,90 oder 0,95 aufweist), dann kann eine derartige seismische Welle im nachfolgenden Schritt (7) verwendet werden. Ein derartiger Vergleich macht die ungefähre Ausrichtung der seismischen Referenzspur in bezug auf das synthetische Referenzseismogramm erforderlich und kann vorzugsweise auch die Verschiebung der Spur in bezug auf das Seismogramm oder umgekehrt beinhalten, um die Ausrichtung zu bestimmen, die die beste Übereinstimmung ergibt. Wenn ein derartiger Vergleich den festgelegten Grenzwert nicht erfüllt, dann kann die seismische Welle in ihrer Form modifiziert werden, indem die Wellenfrequenz, die Amplitude und/ oder die Phase modifiziert wird, bis ein derartiger Grenzwert der Übereinstimmung erfüllt ist. Alternativ dazu kann eine festgelegte Anzahl von Wellen mit geringfügig unterschiedlichen Formen erzeugt und die Welle für die Verwendung in Schritt (7) gewählt werden, die bei Faltung mit der Referenzreflexionskoeffizientenreihe ein synthetisches Referenzseismogramm erzeugt, das den festgelegten Übereinstimmungs grenzwert erfüllt, wobei dieser Grenzwert durch das synthetische Referenzseismogramm erfüllt wird, das die beste Übereinstimmung (d. h. den höchsten Kreuzkorrelationswert) in bezug auf die seismische Referenzspur T28 ergibt.

Es wird nun erneut auf Fig. 3 Bezug genommen. Die seismische Welle, die wie vorstehend abgeleitet wurde, ist bei 38 angegeben, die Faltungsoperation ist durch "*" dargestellt, und das erhaltene synthetische Referenzseismogramm ist bei 40 gezeigt. Das synthetische Referenzseismogramm 40 ist auch in Fig. 2 gezeigt, wobei es der Referenz T28 überlagert ist.

Auf die folgenden Abschnitte des Textes mit dem Titel Seismic Stratigraphy, Bd. 9, herausgegeben von Bob Hardage, Geophysical Press, Londen-Amsterdam, 1987 wird im Hinblick auf Hintergrundinformationen, die dem Fachmann bekannt sind, Bezug genommen. Techniken zur Ableitung seismischer Wellen: S. 257-268; Erzeugung synthetischer Seismogramme: S. 74-76; und Formung und Verarbeitung von Wellen, S. 238-257.

5. Ableitung eines Satzes von modifizierten Log-Paaren

Ein Satz aus einer festgelegten Anzahl von modifizierten Log-Paaren wird entsprechend dieses Schrittes abgeleitet. Die einzelnen modifizierten Log-Paare unterscheiden sich voneinander und umfassen jeweils einen Geschwindigkeitslog und einen Dichtelog, wobei diese einzelnen Logs modifizierte Versionen der entsprechenden Geschwindigkeits- und Dichtelogs des Referenz-Log-Paars sind. Jedes der modifizierten Log- Paare entspricht einer petrophysikalischen Eigenschaft oder Eigenschaften, die auch mit dem Referenz-Log-Paar verbunden sind, wobei jedoch der Wert/die Werte dieser Eigenschaft oder Eigenschaften sich von dem bekannten Wert/den bekannten Werten, die mit den Referenz-Log-Paaren verbunden sind, unterscheiden. Die modifizierten Log-Paare sollten vorzugsweise repräsentativ für wahrscheinliche oder vernünftige Variationen der petrophysikalischen Eigenschaft oder Eigenschaften für die verschiedenen seitlich gelegenen Nichtreferenzorte der Schicht 12 sein.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform und mit Bezug auf die Figg. 4A bis 4C werden Beispiele für mögliche erfindungsgemäße Logs als eine Funktion der Tiefe oder Zeit (d. h. der Zweiweg-Wanderzeit, die durch die herkömmliche Umwandlung von Tiefe in Zeit erhalten wird) gezeigt, wobei die Tiefe oder Zeit in der durch die Pfeile angegebenen Richtung zunimmt und wobei Vsh, Φ, Sw, v und ρ entsprechend typischer Werte skaliert sind. Vsh, Φ und Sw sind in % angegeben, v ist in 30,54 cm/s (Fuß/Sekunde) angegeben, und ρ ist in g/cm³ angegeben.

Fig. 4A erläutert Vsh-, Φ- und Sw-Logs 26, 28 bzw. 30, die repräsentativ für petrophysikalische Eigenschaften sind, die mit dem Referenz-Log-Paar, das den Geschwindigkeitslog 32 und den Dichtelog 34 umfaßt, verbunden sind. Weitere nützliche petrophysikalische Eigenschaften, die ebenfalls mit dem Referenz-Log-Paar verbunden sind, können aus dem Vsh-Log 26, dem Φ-Log 28 und dem Sw-Log 30 abgeleitet werden und werden nachstehend beschrieben.

Abbauwürdige Intervalle (entsprechend der vorstehenden Definition), die in Fig. 4A schwarz gekennzeichnet sind, sind die Intervalle in Tiefe oder Zeit, für die der Vsh-Log 26, der Φ-Log 28 und der Sw-Log 30 bestimmte minimale "Abbauwürdigkeitsgrenzwerte" überschreiten. In der Tiefendimension können mehrere petrophysikalische Eigenschaften wie folgt definiert werden. Die "abbauwürdige Gesamtdicke" ist als die Gesamtdicke zwischen der oberen und der unteren Grenze der Abbauwürdigkeit definiert, die kleiner oder gleich der Dicke der Schicht 12 am seitlich gelegenen Referenzort L28 ist. Die "abbauwürdige Nettodicke" ist die kombinierte Dicke nur der abbauwürdigen Intervalle. Die "Nettoporendicke" ist die Summe einer Reihe von Φ X ΔD-Produkten, wobei jedes der Produkte einem anderen Tiefeninkrement ΔD innerhalb des abbauwürdigen Intervalls und zwischen der oberen und unteren Grenze des abbauwürdigen Bereiches entspricht, wobei Φ die mit dem Tiefeninkrement ΔD verbundene Porosität ist und wobei es eine festgelegte Anzahl an Tiefeninkrementen zwischen der oberen und unteren Grenze des abbauwürdigen Bereiches gibt, die im allgemeinen den Tiefeninkrementen entsprechen, bei denen Logdaten in Schritt 2 gesammelt wurden. Das "Kohlenwasserstoffporenvolumen" ist die Summe einer Reihe von Φ X (100%- Sw) X ΔD-Produkten, worin Φ und ΔD den im Zusammenhang mit der Nettoporendicke angegebenen Definitionen entsprechen und Sw die Wassersättigung (in %) ist, die mit ΔD verbunden ist. Die "Nettoporosität" ist die Summe einer Reihe von Φ-Werten, die entsprechenden Tiefeninkrementen ΔD entsprechen, geteilt durch die Anzahl der Tiefeninkremente ΔD, wobei Φ und ΔD den im Zusammenhang mit der Nettoporendicke angegebenen Definitionen entsprechen. Mit anderen Worten ist die Nettoporosität die mittlere Porosität in den abbauwürdigen Intervallen zwischen der oberen und der unteren Grenze des abbauwürdigen Bereiches, und sie ist äquivalent zu Nettoporendicke/abbauwürdige Nettodicke.

Die Figg. 4B und 4C erläutern Beispiele für zwei modifizierte Log-Paare, die jeweils einen Geschwindigkeitslog und einen Dichtelog umfassen, und auch Beispiele für Vsh-, Φ- und SW-Logs, aus denen die modifizierten Log-Paare auf die vorstehend erörterte Weise abgeleitet wurden. Es ist ersichtlich, daß die Vsh-, Φ- und Sw-Logs in den Figg. 4B und 4C im Hinblick auf die Amplitude im Vergleich mit den entsprechenden Logs in Fig. 4A modifiziert worden sind. Statt Vsh, Φ, und Sw gleichzeitig, wie in den Figg. 4B und 4C, zu modifizieren, kann auch nur eine oder eine Kombination von nur zwei dieser Eigenschaften bei der Ableitung der entsprechenden modifizierten Log-Paare modifiziert werden. Es ist darauf hinzuweisen, daß die Schichtdicke ebenfalls modifiziert werden kann.

Die einzelnen modifizierten Log-Paare, die sich aus diesem Schritt ergeben, weisen den damit verbundenen Wert/die damit verbundenen Werte der petrophysikalischen Eigenschaft auf, die der Modifikation bei der Ableitung der modifizierten Log-Paare unterzogen wurden. Dieser Wert/diese Werte entsprechen wahrscheinlich einer petrophysikalischen Eigenschaft oder Eigenschaften, die einen einzelnen aufzeichenbaren oder speicherbaren Wert haben, der mit einem beliebigen modifizierten Log-Paar verbunden ist, wie die abbauwürdige Dicke, die Nettoporendicke, das Kohlenwasserstoff-Porenvolumen und/oder die Nettoporosität, die aus den Vsh-, Φ- und/oder Sw-Logs (wie vorstehend erörtert) abgeleitet werden können. Die gewünschten einzelnen Werte, wie sie mit den entsprechenden modifizierten Log-Paaren verbunden sind, können auch Vsh-, Φ- und/oder Sw-Mittelwerte oder - Medianwerte sein, die aus den entsprechenden Logs abgeleitet werden können.

Die Anzahl der modifizierten Log-Paare, die in diesem Schritt bereitgestellt wird, kann stark variieren, und zwar abhängig von der bekannten Variabilität der Geologie des untersuchten Bereiches und der Ausdehnung der Schicht von Interesse, für die petrophysikalische Eigenschaftswerte gewünscht werden (d. h. die Fläche, die durch die seitlich gelegenen Nichtreferenzorte definiert wird). Typischerweise werden etwa 10 bis etwa 200 modifizierte Log-Paare entsprechend der erläuterten Ausführungsform unter Einsatz eines einzelnen seitlich gelegenen Referenzortes abgeleitet.

Wie vorstehend angegeben wurde, sind die modifizierten Log-Paare, die sich in diesem Schritt ergeben, vorzugsweise repräsentativ für wahrscheinliche Variationen des Wertes/der Werte petrophysikalischer Eigenschaften über die Flächenausdehnung der Schicht von Interesse, für die Werte der petrophysikalischen Eigenschaften gewünscht werden (d. h. die Fläche, die durch die seitlich gelegenen Nichtreferenzorte definiert wird). Das Ausmaß, in dem die vorstehend erörterten Modifikationen erlaubt werden, hängt in gewissem Maße von der subjektiven Einschätzung des Geowissenschaftlers mit Kenntnissen der Geologie des Bereiches ab, so daß Beschränkungen (Minima und/oder Maxima) hinsichtlich der Modifikation, die von einem geeigneten Computerprogramm tatsächlich durchgeführt wird, von dem Geowissenschaftler als Eingaben für ein derartiges Programm vorgenommen werden können.

6. Bestimmung modifizierter Reflexionskoeffizienten

Die Geschwindigkeitslogs und die Dichtelogs der einzelnen modifizierten Log-Paare werden eingesetzt, um entsprechende modifizierte Reflexionskoeffizientenreihen zu bestimmen (und zwar in der gleichen Weise, wie es in Schritt 3 im Hinblick auf die Referenzreflexionskoeffizientenreihen beschrieben wurde), wobei man eine Anzahl von modifizierten Reflexionskoeffizientenreihen erhält, die äquivalent zu der vorstehend erwähnten festgelegten Anzahl der modifizierten Log-Paare ist.

7. Erzeugung modifizierter synthetischer Seismogramme

Die in Schritt 4 erhaltene seismische Welle wird mit den einzelnen modifizierten Reflexionskoeffizienten unter Erzeugung eines entsprechenden modifizierten synthetischen Seismogramms gefaltet (und zwar in der gleichen Weise, wie es in Schritt 4 im Hinblick auf das synthetische Referenzseismogramm beschrieben wurde), wobei man eine Anzahl von modifizierten synthetischen Seismogrammen erhält, die der vorstehend erwähnten, festgelegten Anzahl der modifizierten Log- Paare entspricht. Die einzelnen modifizierten synthetischen Seismogramme weisen Reflexionsereignisse auf, die der oberen und unteren Grenze der Schicht entsprechen, und sie weisen auch einen damit verbundenen Wert/damit verbundene Werte der petrophysikalischen Eigenschaft oder Eigenschaften, die mit dem entsprechenden modifizierten Log-Paar verbunden sind, auf.

8. Vergleich von seismischen Nichtreferenzspuren mit modifizierten synthetischen Seismogrammen

Vergleichsfenster der einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren werden mit entsprechenden Vergleichsfenstern der einzelnen modifizierten synthetischen Seismogramme verglichen, wobei die einzelnen Vergleichsfenster die Reflexionsereignisse umfassen, die der oberen und unteren Grenze der Schicht 12 entsprechen. Die einzelnen Vergleichsfenster sind vorzugsweise identisch im Hinblick auf Zeit oder Tiefe und ausreichend groß, um das vorstehend erwähnte Paar von Reflexionsereignissen für die einzelnen Spuren zu umfassen. Bevorzugte Vergleichstechniken werden nachstehend erörtert; es können jedoch beliebige Vergleichstechniken entsprechend bestimmter allgemeiner Aspekte der Erfindung angewandt werden.

Bei Vergleichen in diesem Schritt kann eine einfache Kreuzkorrelation angewandt werden, so daß jeder Vergleich einen Kreuzkorrelationswert ergibt. Bei den Vergleichen kann auch die Berechnung eines Differenzfehlanpassungsfehlers (der vorstehend definiert wurde) angewandt werden.

Es ist jedoch am stärksten bevorzugt, eine Kombination aus Kreuzkorrelation und Differenzfehlanpassungsfehler in der folgenden Reihe von Schritten anzuwenden, wie sie auf den Vergleich einer seismischen Nichtreferenzspur und eines modifizierten synthetischen Seismogramms angewandt wird, wobei die einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren und modifizierten synthetischen Seismogramme durch Reihen von Datenpunkten in festgelegten Probenintervallen (d. h. Zeit) definiert sind: (i) Verschiebung des modifizierten synthetischen Seismogramms in bezug auf die seismische Nichtreferenzspur in einer festgelegten Anzahl von Malen mit unterschiedlichen entsprechenden Probenverschiebungen; (ii) Kreuzkorrelation des modifizierten synthetischen Seismogramms und der seismische Nichtreferenzspur für die einzelnen Verschiebungen in (i), um einen Kreuzkorrelationswert für die einzelnen Verschiebungen zu erhalten; (iii) Auswahl der Verschiebung, die den maximalen Kreuzkorrelationswert ergibt; und (iv) Berechnung des Differenzfehlanpassungsfehlers zwischen dem modifizierten synthetischen Seismogramm, wie es entsprechend der in (iii) gewählten Verschiebung verschoben wurde, und der seismischen Nichtreferenzspur. Selbstverständlich ist es in den vorstehenden Schritten auch möglich, die seismische Nichtreferenzspur zu verschieben oder sowohl die seismische Nichtreferenzspur als auch das modifizierte synthetische Seismogramm zu verschieben.

9. Auswahl modifizierter synthetischer Seismogramme für die einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren

Im Hinblick auf die einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren (T1-T27 und T28-T55) werden die modifizierten synthetischen Seismogramme gewählt, die mit diesen seismischen Nichtreferenzspuren in Schritt 8 ausreichend übereinstimmen, so daß sie mindestens einen festgelegten Übereinstimmungsgrenzwert erfüllen.

Wenn der Vergleich in Schritt 8 durch Kreuzkorrelation oder Differenzfehlanpassungsfehler erfolgt, dann kann der Übereinstimmungsgrenzwert als ein minimaler Kreuzkorrelationswert (d. h. 0,90 oder 0.95) im Fall der Kreuzkorrelation oder ein maximaler Differenzfehlanpassungsfehlerwert im Fall des Differenzfehlanpassungsfehlers festgelegt werden. Der Übereinstimmungsgrenzwert kann auch einfach als erfüllt durch eine festgelegte Anzahl n von modifizierten synthetischen Seismogrammen angesehen werden, deren Vergleich mit einer seismischen Nichtreferenzspur die obersten n Übereinstimmungen ergibt (d. h. n modifizierte synthetische Seismogramme aus der Gesamtanzahl dieser Seismogramme mit den entsprechenden n höchsten Kreuzkorrelationswerten oder den n kleinsten Differenzfehlanpassungsfehlerwerten).

Wenn der Vergleich in Schritt 8 durch eine Kombination aus Kreuzkorrelation und Differenzfehlanpassungsfehler erfolgt, dann können einer oder beide der vorstehend beschriebenen Übereinstimmungsgrenzwerte, die mit Kreuzkorrelation und Differenzfehlanpassungsfehler verbunden sind, verwendet werden. Das Vergleichsverfahren in einem nachstehenden Beispiel nutzt einen Übereinstimmungsgrenzwert im Hinblick auf die Kreuzkorrelation sowie einen Übereinstimmungsgrenzwert im Hinblick auf den Differenzfehlanpassungsfehler.

10. Zuordnung von Werten der petrophysikalischen Eigenschaft oder der Eigenschaften zu den einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren und entsprechenden Nichtreferenzorten

Den einzelnen seismischen Nichtreferenzspuren werden Werte der petrophysikalischen Eigenschaft oder Eigenschaften, die mit den synthetischen modifizierten Seismogrammen verbunden sind, die in Schritt 9 im Hinblick auf diese seismischen Nichtreferenzspuren gewählt wurden, zugeordnet, wobei ein Bereich derartiger Werte, die mit dieser seismischen Nichtreferenzspur und mit dem entsprechenden seitlich gelegenen Nichtreferenzort verbunden sind, bereitgestellt wird. Beispielsweise führt im Hinblick auf die petrophysikalische Eigenschaft Nettoporosität und einen speziellen seitlich gelegenen Nichtreferenzort dieser Schritt zu einem Bereich von möglichen Nettoporositätswerten, die dem seitlich gelegenen Nichtreferenzsort entsprechen, wobei ein derartiger Bereich aus einem höchsten möglichen Nettoporositätswert, einem niedrigsten möglichen Nettoporositätswert und dem wahrscheinlichsten Nettoporositätswert, der mit dem modifizierten synthetischen Seismogramm, das am besten mit der seismischen Nichtreferenzspur, die dem seitlich gelegenen Nichtreferenzort entspricht, übereinstimmt, verbunden ist, besteht.

Die wie vorstehend erörtert zugeordneten Werte können auf beliebige Weise angezeigt werden, wie als eine numerische Anzeige der niedrigsten, höchsten und wahrscheinlichsten Werte für die einzelnen seitlich gelegenen Nichtreferenzort, eine Auftragung durch eine graphische Darstellung der verschiedenen Werte für die einzelnen seitlich gelegenen Nichtreferenzorte, eine farbkodierte Karte der wahrscheinlichsten Werte und dergl.

Beispiel

Dieses Beispiel zeigt die Wirksamkeit der Erfindung bei der Bestimmung einer petrophysikalischen Eigenschaft, die mit einer unterirdischen Schicht verbunden ist.

Die Schritte 1-10 des erfindungsgemäßen Verfahrens, wie es vorstehend beschrieben wurde, wurden im Hinblick auf ein Feld von mehr als 12 140 568 m² (3000 acres) und eine spezielle Schicht von Interesse in diesem Feld mit einer oberen und unteren Grenze in der Tiefe von etwa 3109 m (10 200 Fuß) bzw. 3147 m (10 325 Fuß) durchgeführt. 15 Referenzbohrlöcher an 15 entsprechenden seitlich gelegenen Referenzorten in dem Feld wurden verwendet, um einen Mittelwert der petrophysikalischen Eigenschaft (in diesem Fall der Nettoporosität), die mit der Schicht verbunden war, für jedes von vier Nichtreferenzbohrlöchern an vier entsprechenden seitlich gelegenen Nichtreferenzorten zu bestimmen. Einzelheiten für die einzelnen Schritte sind nachstehend angegeben.

1. Seismische Referenzspuren entsprechend den Referenzbohrlöchern und seismische Nichtreferenzspuren entsprechend den Nichtreferenzbohrlöchern wurden aus einem Satz von seismischen 3-D-Daten für das Feld entnommen. Die einzelnen seismischen Spuren entsprachen den seitlich gelegenen Orten der Bohrlöcher oder nahe benachbarten Orten (d. h. Orten innerhalb von 7,62 m (25 Fuß) vom Bohrloch).

2. Geschwindigkeits- und Dichtelogs für die einzelnen Referenzbohrlöcher wurden wie folgt für die Schicht von Interesse erhalten, wobei die einzelnen Paare derartiger abgeleiteter Geschwindigkeits- und Dichtelogs ein Referenz-Log- Paar bilden. Geschwindigkeit (Schall) und Dichte-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen wurden in Kombination mit gamma-, Spontanpotential- und Widerstands-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen angewandt, um einen Porositätslog (Φ-Log) abzuleiten. Ein Wassersättigungslog (Sw-Log) wurde aus den Widerstands- oder Induktions-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen abgeleitet. Ein lithologischer Log (Vsh-Log) wurde aus einer gamma-Drahtleitungs-Bohrlochaufnahme abgeleitet. Die auf diese Weise abgeleiteten Porositäts-, Wassersättigungs- und lithologischen Logs wurden eingesetzt, um Geschwindigkeits- (Schall) und Dichtelogs über Standardlaufzeit- (ΔD, Laufzeit einer seismischen Welle durch 1 Fuß der Schicht, äquivalent zu einer inversen Geschwindigkeit) und Dichte (ρ)-Gleichungen, wie sie als Gleichungen (1) (Wyllie-Zeitmittelwertgleichung) und (2) (Schüttdichtegleichung) in dem Artikel "Incremental Pay Thickness Modeling of Hydrocarbon Reservoirs" von Dennis B. Neff, Geophysics, Bd. 55, Nr. 5 (Mai 1990) angegeben sind, abzuleiten.

3. Insgesamt 15 Reflexionskoeffizientenreihen wurden aus 15 entsprechenden Referenz-Log-Paaren abgeleitet.

4. Sechs verschiedene seismische Testwellen wurden aus einem 500 Millisekunden-Fenster einer Reihe von 50 Spuren, die aus dem vorstehend erwähnten Satz von seismischen 3-D-Daten entnommen wurden, extrahiert, wobei die sechs Testwellen auf verschiedenen Amplitude-, Frequenz- und/oder Phasenwerten basierten. Diese einzelnen Testwellen wurden mit den Referenzkoeffizientenreihen von fünf ausgewählten Referenzbohrlöchern gefaltet, wobei fünf synthetische Seismogramme für die einzelnen Testwellen erzeugt wurden. Jeder Satz aus fünf synthetischen Referenzseismogrammen wurde mit den entsprechenden seismischen Referenzspuren verglichen. Dieser Vergleich war von einer interpretierenden oder subjektiven Natur und beruhte hauptsächlich auf der Kreuzkorrelation. Eine der Testwellen wurde auf der Basis des vorstehend erwähnten Vergleichs als die Welle ausgewählt, die die synthetischen Referenzseismogramme erzeugte, die am besten mit den entsprechenden seismischen Referenzspuren übereinstimmte.

5. Für jedes der 15 Referenzbohrlöcher wurden zwischen 25 und 50 modifizierte Log-Paare durch Variation von Porosität und/oder Wassersättigung sowie der Schichtdicke im Hin blick auf die bekannten Porositäts- und Wassersättigungslogs aus Schritt 2 abgeleitet. Variationen der Amplituden der bekannten Porositäts- und/oder Wassersättigungslogs reichten von etwa 10 bis 25%, und Variationen der Schichtdicke erfolgten in 20 Fuß-Inkrementen mit nicht mehr als ± 12,2 m (40 Fuß). Diese Variationen erfolgten auf eine relativ zufällige Art, wobei die Dicke in jedem Fall variiert wurde, Porosität und Wassersättigung gelegentlich gleichzeitig variiert wurden und in einigen Fällen Porosität oder Wassersättigung allein variiert wurden. Es ergaben sich insgesamt 457 modifizierte Log-Paare, wobei mit jedem Log-Paar ein lithologischer Zusammensetzungslog, ein Porositätslog und ein Wassersättigungslog verbunden war, aus denen Werte für die abbauwürdige Nettodicke und die Nettoporendicke auf die Art bestimmt wurden, die ausführlich bei der Beschreibung von Schritt S beschrieben wurde, und zwar unter Annahme von minimalen "Abbauwürdigkeitsgrenzwerten".

6. Eine modifiziertere Reflexionskoeffizientenreihe wurde für jedes der 457 modifizierten Log-Paare bestimmt, wobei sich 457 modifizierte Reflexionskoeffizientenreihen ergaben.

7. Jede der 457 modifizierten Reflexionskoeffizientenreihen wurde mit der seismischen Welle, die in Schritt 4 gewählt wurde, gefaltet, so daß man 457 modifizierte synthetische Seismogramm erhielt, wobei mit jedem modifizierten synthetischen Seismogramm ein Wert für die Nettoabbauwürdigkeitsdicke und ein Wert für die Nettoporendicke aus Schritt 5 verbunden ist.

8. Ein Vergleichsfenster (40 Millisekunden) jeder seismischen Nichtreferenzspur aus Schritt 1 wurde mit einem entsprechenden Vergleichsfenster jedes der 457 modifizierten synthetischen Seismogramme durch eine Kombination von Kreuzkorrelation und Differenzfehlanpassungsfehler verglichen. Die obere und untere Grenze jedes Vergleichsfensters schloß Reflexionsereignisse ein, die der entsprechenden oberen und unteren reflektierenden Grenze der Schicht entsprachen, so daß diese Reflexionsereignisse innerhalb des Vergleichsfensters zentriert waren. Der Vergleich wurde entsprechend dem bevorzugten Vergleichsverfahren durchgeführt, das die Unterschritte (i) bis (iv) umfaßte, wie sie vorstehend in der ausführlichen Beschreibung von Schritt 8 beschrieben wurden, wobei 11 Probenverschiebungen in Unterschritt (i) angewandt wurden. Dementsprechend führte der Vergleich jeder seismischen Referenzspur mit jedem der 457 modifizierten synthetischen Seismogramme zu einem maximalen Kreuzkorrelationswert und einem Differenzfehlanpassungsfehlerwert, die jedem modifizierten synthetischen Seismogramm entsprachen.

9. Für jede seismische Nichtreferenzspur wurden 15 der 457 modifizierten synthetischen Diagramme als die mit den 15 höchsten Kreuzkorrelationswerten (die den ersten Übereinstimmungsgrenzwert erfüllten) ausgewählt. Von den auf diese Weise ausgewählten 15 modifizierten synthetischen Diagrammen wurden 7 als die mit den 7 niedrigsten Differenzfehlanpassungsfehlerwerten (die einen zweiten Übereinstimmungsgrenzwert erfüllten) ausgewählt. Diese 7 modifizierten synthetischen Seismogramme werden nachstehend als die modifizierten synthetischen Seismogramme 1-7 bezeichnet, wobei Seismogramm 1 den niedrigsten entsprechenden Differenzfehlanpassungsfehlerwert aufweist und Seismogramm 7 den höchsten entsprechenden Differenzfehlanpassungsfehlerwert aufweist.

10. Für jede seismische Nichtreferenzspur werden die Werte für die Nettoporendicke und für die abbauwürdige Nettodicke, die mit den ausgewählten modifizierten synthetischen Seismogrammen 1-7 verbunden sind, den seismischen Nichtreferenzspuren zugeordnet, wobei ein Bereich von Werten für die Nettoporendicke und für abbauwürdige Nettodicke, die mit diesen seismischen Nichtreferenzspuren und den entsprechenden Nichtreferenzbohrlöchern verbunden sind, bereitgestellt wird.

Um die Bestimmung der Wirksamkeit der Erfindung zu erleichtern, wurde ein einzelner Nettoporositätswert (ein Mittelwert) für jedes Nichtreferenzbohrloch auf der Basis der Nettoporositätswerte, die durch die Erfindung erhalten wurden, berechnet, und ein Nettoporositätswert zu Vergleichszwecken wurde für jedes Nichtreferenzbohrloch auf herkömmliche Weise zum Zweck des Vergleichs erhalten.

Ein einzelner Nettoporositätswert (Mittelwert) wurde für jedes Nichtreferenzbohrloch entsprechend der Erfindung bestimmt, indem zuerst ein Nettoporositätswert für jedes der entsprechenden modifizierten synthetischen Seismogramme 1-7 aus dem Nettoporendickewert und dem Wert für die abbauwürdige Nettodicke (Nettoporendicke/abbauwürdige Nettodicke), der mit jedem Seismogramm verbunden war, berechnet wurde und dann ein Mittelwert der auf diese Weise erhaltenen Nettoporositätswerte 1-7 (NPV1-NPV7) entsprechend den modifizierten synthetischen Seismogrammen 1-7 bestimmt wurde. Der Mittelwert wird aus folgender Formel berechnet:

[(3 X NPV1) + 2X (NPV2 + NPV3 + NPV4) + NPV5 + NPV6 + NPV7]/12.

Nettoporositäten zu Vergleichszwecken wurden für jedes Nichtreferenzbohrloch wie folgt unter Einsatz von Daten, die durch Drahtleitungs-Bohrlochaufnahmen der Schicht von Interesse erhalten wurden, erhalten. Für jedes Nichtreferenzbohrloch wurden lithologische (Vsh), Porositäts- (Φ) und Wassersättigungs-Logs (Sw) auf die gleiche allgemeine Weise abgeleitet, wie diese Logs für die Referenzbohrlöcher abgeleitet wurden. Aus diesen Logs wurden die abbauwürdigen Intervalle unter Annahme der gleichen "Abbauwürdigkeitsgrenzwerte", die in Schritt S der Erfindung, wie sie im vorliegenden Beispiel ausgeführt wurde, eingesetzt wurden, bestimmt. Ein Nettoporositätswert wurde aus dem Porositätslog unter Annahme der zuvor bestimmten abbauwürdigen Intervalle bestimmt, indem die mittlere Porosität in den abbauwürdigen Intervallen in der gleichen Weise, wie es in der ausführlichen Beschreibung von Schritt 5 erörtert wurde, bestimmt wurde (Summe der Porositätswerte an festgelegten Inkrementen innerhalb der abbauwürdigen Intervalle, geteilt durch die Anzahl der Inkremente).

Die Tabelle erläutert die vorstehenden Nettoporositäts (Φ)-Ergebnisse, so daß ein klarer Vergleich zwischen den erfindungsgemäß erhaltenen Nettoporositätswerten und den Nettoporositätswerten zu Vergleichszwecken vorgelegt wird. Die Tabelle gibt die Nettoporositätswerte, die Varianz der erfindungsgemäßen Nettoporosität von der Nettoporosität zu Ver gleichszwecken sowie den Fehler (Absolutwert der Varianz/Nettoporosität zu Vergleichszwecken) an.

Tabelle

Die Tabelle zeigt klar die hervorragende Genauigkeit der Erfindung bei der Bestimmung einer petrophysikalischen Eigenschaft einer unterirdischen Schicht an einem speziellen seitlich gelegenen Ort auf der Basis von begrenzten Log-Daten von nur 15 anderen seitlich gelegenen Orten sowie seismischen Daten. Es ist insbesondere darauf hinzuweisen, daß die Erfindung in ähnlicher Weise angewandt werden kann, um eine petrophysikalische Eigenschaft oder Eigenschaften, die mit der Schicht an einem beliebigen seitlich gelegenen Ort in dem Feld dieses Beispiels verbunden sind, das, wie vorstehend angegeben wurde, über 12 140 568 m² (3000 acres) abdeckt, zu bestimmen. In der Tat integriert die Erfindung begrenzte Logdaten und seismische Daten für eine Schicht von Interesse in einem speziellen Feld, so daß eine schnelle und wirtschaftliche Bestimmung einer petrophysikalischen Eigenschaft oder von Eigenschaften einer derartigen Schicht an einem beliebigen seitlich gelegenen Ort in dem Feld ermöglicht wird.

Computerprogramm

5 wichtige Unterprogramme eines Computerprogramms zur Durchführung der Datenverarbeitungsschritte der Erfindung sind im Anhang I angegeben. Die Unterprogramme sind in der Sprache "C" für einen von Sun hergestellten Computer Sparc-10 geschrieben und sind für einen Fachmann, der mit der Verwendung des Computers Sparc-10 vertraut ist, selbsterklärend.

"Unterprogramm A" erzeugt einen Satz von modifizierten Log-Paaren (die jeweils einen 1/v (ΔT)-Log und einen ρ-Log umfassen) und erfordert als Eingabedaten einen Referenzsatz von Logs in digitaler Form, und zwar unter Einschluß von Vsh-, Φ- und Sw-Logs. "Unterprogramm B" liest in den Computerspeicher einen Satz von seismischen Nichtreferenzspuren, wobei die abgeschätzten Zeitpositionen dieser Spuren der oberen Grenze der Schicht von Interesse entsprechen, und die modifizierten Seismogramme, die sich aus der Faltung einer seismischen Welle mit modifizierten Reflexionskoeffizienten, die aus den modifizierten Log-Paaren bestimmt werden, ergeben, ein. "Unterprogramm C" berechnet Werte für die abbauwürdige Gesamtdicke, die abbauwürdige Nettodicke, die Nettoporendicke, die Nettoporosität und das Kohlenwasserstoffporenvolumen für die einzelnen modifizierten Log-Paare und entsprechenden modifizierten synthetischen Seismogramme und erfordert als Eingabedaten die einzelnen modifizierten Sätze von Vsh-, Φ- und Sw-Logs, aus denen die modifizierten Log-Paare abgeleitet wurden. "Unterprogramm D" vergleicht jede seismische Nichtreferenzspur mit jedem modifizierten synthetischen Seismogramm durch Kreuzkorrelation, so daß ein Kreuzkorrelationswert für jede einer Anzahl von Verschiebungen eines speziellen modifizierten synthetischen Seismogramms berechnet wird, und erfordert die gewünschte Anzahl und Größe der Verschiebungen als Eingabedaten. "Unterprogramm E" bestimmt den maximalen Kreuzkorrelationswert für jedes modifizierte synthetische Seismogramm im Vergleich mit einer seismischen Nichtreferenzspur und berechnet den Differenzanpassungsfehler für jedes modifizierte synthetische Seismogramm, wie es verschoben wurde, um den maximalen Kreuzkorrelationswert zu er halten. "Unterprogramm F" wählt m modifizierte synthetische Seismogramme im Vergleich mit einer Nichtreferenzspur mit den m höchsten maximalen Kreuzkorrelationswerten und wählt von diesen m Seismogrammen n Seismogramme mit den n niedrigsten Differenzfehlanpassungsfehlerwerten, wobei m und n ganze Zahlen sind und n < m. Unterprogramm F erfordert daher m und n als Eingabedaten. Unterprogramm F sorgt auch für eine Ausgabe der Werte der abbauwürdigen Gesamtdicke, der abbauwürdigen Nettodicke, der Nettoporendicke, des Kohlenwasserstoffporenvolumens und der Nettoporositätswerte entsprechend den einzelnen gewählten m Seismogrammen und berechnet einen gewichteten Mittelwert dieser Werte für die gewählten n Seismogramme und sorgt für eine Ausgabe dieses Wertes.

Schlußfolgerung

Erfindungsgemäß wird also ein wirksames Verfahren zur Bestimmung des Werts einer gewünschten petrophysikalischen Eigenschaft einer Schicht an einem beliebigen seitlich gelegenen Ort der Schicht bereitgestellt, das eine minimale Menge an Logdaten erfordert. Offensichtlich sind zahlreiche Modifikationen und Variationen der vorliegenden Erfindung im Licht der vorstehenden Lehre möglich. Es ist daher darauf hinzuweisen, daß innerhalb des Umfangs der beigefügten Ansprüche die Erfindung anders ausgeführt werden kann, als es hier speziell beschrieben wurde.

Beigefügt:

Anhang I (37 Seiten)

Anhang I

SUBROUTINE A
SUBROUTINE B
SUBROUTINE C
SUBROUTINE D
SUBROUTINE E
SUBROUTINE F


Anspruch[de]

1. Verfahren, das folgende Schritte umfaßt:

(1) Bereitstellung mindestens einer seismischen Referenzspur entsprechend mindestens einem seitlich gelegenen Referenzort und mindestens einer seismischen Nichtreferenzspur entsprechend mindestens einem seitlich gelegenen Nichtreferenzort, der von dem mindestens einen seitlich gelegenen Referenzort abgesetzt ist, wobei jede der seismischen Spuren das Ergebnis der Detektion der Reflexion mindestens eines seismischen Pulses, wie er von mindestens einer seismischen Quelle erzeugt wird, ist und wobei jede der seismischen Spuren ein Paar von Reflexionsereignissen umfaßt, die der oberen bzw. unteren Grenze einer unterirdischen Schicht von Interessen entsprechen;

(2) Bereitstellung eines Geschwindigkeitslogs und eines Dichtelogs, die zusammen ein Referenz-Log-Paar bilden, für die Schicht an dem mindestens einen seitlich gelegenen Referenzort, so daß mindestens ein Referenz-Log-Paar bereitgestellt wird, mit dem mindestens ein entsprechender bekannter Wert mindestens einer petrophysikalischen Eigenschaft der Schicht verbunden ist;

(3) Bestimmung mindestens eines Referenzreflexionskoeffizienten auf der Basis des mindestens einen entsprechenden Referenz-Log-Paars;

(4) Bereitstellung mindestens einer seismische Welle (wavelet), die repräsentativ für den mindestens einen seismischen Puls an der Schicht ist und die bei Faltung mit dem mindestens einen Reflexionskoeffizienten mindestens ein synthetisches Referenzseismogramm ergibt, das eine Annäherung an die mindestens eine seismische Referenzspur darstellt;

(5) Ableitung eines Satzes einer festgelegten Anzahl von modifizierten Log-Paaren, wobei die einzelnen modifizierten Log-Paare voneinander verschieden sind und jeweils einen Ge schwindigkeitslog und einen Dichtelog umfassen, wobei jeder der Logs eine modifizierte Version des entsprechenden Geschwindigkeitslogs und Dichtelogs des mindestens einen Referenz-Log-Paars ist und wobei jedes der modifizierten Log- Paare damit verbunden mindestens einen Wert der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft der Schicht aufweist, der verschieden von dem mindestens einen bekannten Wert der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft ist, und wobei diese modifizierten Log-Paare repräsentativ für wahrscheinliche Variationen der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft für den mindestens einen seitlich gelegenen Nichtreferenzort sind;

(6) Bestimmung eines modifizierten Reflexionskoeffizienten auf der Basis des Geschwindigkeitslogs und des Dichtelogs jedes der modifizierten Log-Paare, wobei man eine Anzahl von modifizierten Reflexionskoeffizienten erhält, die der festgelegten Anzahl der modifizierten Log-Paare entspricht;

(7) Faltung jedes der modifizierten Reflexionskoeffizienten mit der mindestens einen seismischen Welle, um ein modifiziertes synthetisches Seismogramm für jeden der modifizierten Reflexionskoeffizienten zu erzeugen, wobei man eine Anzahl von modifizierten synthetischen Seismogrammen erhält, die der festgelegten Anzahl der modifizierten Log-Paare entspricht, wobei jedes der modifizierten synthetischen Seismogramme Reflexionsereignisse aufweist, die der oberen und unteren Grenze der Schicht entsprechen, und damit verbunden auch mindestens einen Wert der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft, die mit dem entsprechenden modifizierten Log-Paar verbunden ist, aufweist;

(8) Vergleich eines Vergleichsfensters der mindestens einen seismischen Nichtreferenzspur mit einem entsprechenden Vergleichsfenster jedes der modifizierten synthetischen Seismogramme, wobei jedes Vergleichsfenster die Reflexionsereignisse einschließt, die der oberen und unteren Grenze der Schicht entsprechen;

(9) Auswahl der modifizierten synthetischen Seismogramme, die mit mindestens einer seismischen Nichtreferenzspur in Schritt (8) ausreichend übereinstimmen, so daß minde stens ein festgelegter Übereinstimmungsgrenzwert erfüllt wird;

(10) Zuordnung zu der mindestens einen seismischen Nichtreferenzspur der Werte der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft entsprechend den jeweiligen modifizierten synthetischen Seismogrammen, die in Schritt (9) gewählt wurden, wobei ein Bereich von Werten der mindestens einen petrophysikalischen Eigenschaft, die mit der mindestens einen seismischen Nichtreferenzspur und dem mindestens einen entsprechenden seitlich gelegenen Nichtreferenzort der Schicht verbunden ist, bereitgestellt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die mindestens eine petrophysikalische Eigenschaft aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus der Schichtdicke, der Porosität, der lithologischen Zusammensetzung, der Wasser- oder Kohlenwasserstoffsättigung oder einer beliebigen Ableitung einer oder mehrerer der vorstehend genannten Eigenschaften sowie Kombinationen davon besteht.

3. Verfahren nach Anspruch 2, wobei der Geschwindigkeitslog und der Dichtelog des mindestens einen Referenz-Log- Paars erhalten werden, indem diese Logs von einem Referenzsatz von Logs abgeleitet werden, der einen lithologischen Zusammensetzungslog, einen Porositätslog und einen Wasser- oder Kohlenwasserstoffsättigungslog umfaßt und dem seitlich gelegenen Referenzort entspricht, wobei jedes der modifizierten Log-Paare aus einem modifizierten Satz von Logs abgeleitet wird, wobei mindestens einer dieser Logs eine modifizierte Version mindestens eines der Logs des Referenzsatzes der Logs ist.

4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei die Geschwindigkeits- und Dichtelogs des mindestens einen Referenz-Log-Paars und die Geschwindigkeits- und Dichtelogs der modifizierten Log-Paare jeweils Reihen von Werten sind, die als eine Kurve oder eine Funktion der Zeit oder Tiefe dargestellt werden können.

5. Verfahren nach Anspruch 4, wobei der mindestens eine Referenzreflexionskoeffizient und die modifizierten Reflexionskoeffizienten jeweils Reihen von Werten sind, die als eine Kurve oder eine Funktion der Zeit oder der Tiefe dargestellt werden können.

6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei die mindestens eine seismische Welle so geformt wird, daß das mindestens eine synthetische Referenzseismogramm, das sich aus der Faltung der mindestens einen seismischen Welle mit dem mindestens einen Referenzreflexionskoeffizienten ergibt, mit der mindestens einen seismischenn Referenzspur ausreichend übereinstimmt, so daß mindestens ein festgelegter Übereinstimmungsgrenzwert erfüllt wird.

7. Verfahren nach Anspruch 6, wobei im Vergleichsschritt (8) bei dem Vergleich eine Kreuzkorrelation angewandt wird.

8. Verfahren nach Anspruch 6, wobei im Vergleichsschritt (8) bei dem Vergleich die Berechnung des Differenzfehlanpassungsfehlers angewandt wird.

9. Verfahren nach Anspuch 6, wobei im Vergleichsschritt (8) bei dem Vergleich eine Kombination aus Kreuzkorrelation und Differenzfehlanpassungsfehler angewandt wird.

10. Verfahren nach Anspruch 6, wobei die mindestens eine seismische Nichtreferenzspur eine Mehrzahl von seismischen Nichtreferenzspuren umfaßt, die einer Mehrzahl von entsprechenden seitlich gelegenen Nichtreferenzorten entsprechen.

11. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das die Umwandlung mindestens eines der erhaltenen Seismogramme in ein sichtbares Bild umfaßt.

12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, das die Erzeugung mindestens eines seismischen Pulses durch mindestens eine seismische Quelle und das Erhalten der Reflexion des mindestens einen seismischen Pulses und die Umwandlung der Reflexion in die seismische Spur umfaßt.







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