Атрибут напряжения в горных породах

Атрибут напряжения в горных породах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Настоящее изобретение относится к атрибуту напряжения в горных породах.

Предшествующий уровень техники

Существуют различные атрибуты, обеспечивающие проведение анализов геологических сред. Обычно атрибут вычисляют непосредственно или косвенно из информации о геологической среде. После преобразования (установления соответствия) атрибут позволяет обнаруживать различные особенности, такие как разрывные нарушения, разломы и т.п. Некоторые атрибуты по отношению к пласту горной породы в геологической среде существуют только для одной поверхности пласта горной породы. Такие атрибуты оказываются недостаточными, когда необходимо понять трехмерные аспекты пласта горной породы. Различные методики, как описано в настоящем документе, позволяют выполнять эффективный расчет атрибута напряжения в горных породах, который обеспечивает понимание напряжений в пласте горной породы.

Сущность изобретения

Согласно изобретению предложен один или более считываемых компьютером носителей, включающих в себя исполняемые компьютером инструкции, инструктирующие вычислительную систему рассчитывать напряжения для поверхности, связанной с пластом горной породы, на основании радиусов кривизны двух поверхностей, связанных с пластом горной породы; рассчитывать напряжения для другой поверхности, связанной с пластом горной породы; и рассчитывать одно или более напряжений в пласте горной породы на основании, по меньшей мере частично, на рассчитанном напряжении для поверхности и рассчитанном напряжении для другой поверхности. Также раскрыты другие устройства, системы, способы и т.п.

Данное краткое описание предоставлено для представления выбора концепций изобретения, которые далее описаны ниже в подробном описании. Данное краткое описание не предназначено для раскрытия ключевых или существенных признаков объекта изобретения, как и не предназначено для дополнительного ограничения области объекта изобретения.

Краткое описание чертежей

Характерные признаки и преимущества описанных реализаций будет легче понять из нижеследующего описания в сочетании с приложенными чертежами, на которых:

фиг.1 изображает примерную систему, включающую в себя различные компоненты для моделирования пласта-коллектора;

фиг.2 - пример модели геологической среды в два момента времени вместе с уравнениями для упругого напряжения;

фиг.3 - кривизна в двух измерениях и в трех измерениях;

фиг.4 - пример пласта с поверхностью, подверженной растяжению, и поверхностью, подверженной сжатию;

фиг.5 - примерный способ расчета напряжения;

фиг.6 - пример графического пользовательского интерфейса;

фиг. 7 - пример GUI 710 для двух пластов; и

фиг.8 - примерные компоненты системы и сетевой системы.

Подробное описание вариантов воплощения изобретения

Нижеследующее описание включает в себя наилучший вариант, предлагаемый в настоящее время для реализации описанных вариантов осуществления. Данное описание не следует воспринимать в ограничивающем смысле, а напротив, сделано исключительно для целей описания общих принципов осуществления. Область описанных вариантов осуществления определяется в соответствии с приложенной формулой изобретения.

На фиг.1 показан пример системы 100, которая включает в себя различные компоненты 110 управления, для управления различными аспектами геологической среды 150. Например, компоненты 110 управления позволяют прямое либо косвенное управление сбором информации, бурением, нагнетанием, извлечением и т.п. по отношению к геологической среде 150. В свою очередь, в виде обратной связи 160 становится доступна дополнительная информация о геологической среде 150 (например, в виде необязательного ввода в один или более компонентов 110 управления).

В примере на фиг.1, компоненты 110 управления включают в себя компонент 112 сейсмических данных, информационный компонент 114, моделирующий компонент 120, атрибутный компонент 130, компонент 142 анализа и отображения и компонент 144 рабочего процесса. При работе сейсмические данные и другую информацию, обеспечиваемую компонентами 112 и 114, можно вводить в компонент 120 моделирования. Информацию можно обрабатывать в соответствии с одним или более атрибутом, например, как указано атрибутным компонентом 130, который может представлять собой библиотеку атрибутов. Такая обработка может проводиться до ввода в компонент 120 моделирования. Иначе или в дополнение к компонент 120 моделирования может выполнять операции на вводимой информации на основании одного или более атрибутов, указанных атрибутным компонентом 130. Как описано в настоящем документе, компонент 120 моделирования может конструировать одну или более моделей геологической среды 150, полагаясь на которые можно моделировать поведение геологической среды 150 (например, реакцию на одно или более событий, естественных или искусственных). В примере на фиг.1 компонент 142 анализа/отображения может обеспечивать возможность взаимодействия с моделью или результатами, полученными на ее основе. Дополнительно или иначе вывод из компонента 120 моделирования можно вводить в один или более рабочих процессов, как указано компонентом 144 рабочего процесса.

Как описано в настоящем документе, компоненты 110 управления могут включать в себя функциональность доступных коммерческих комплексов, таких как программный комплекс PETREL® для моделирования сейсмики (Schlumberger Limited, Хьюстон, Техас). Комплекс PETREL® предоставляет компоненты, позволяющие оптимизировать операции по разведке и разработке. Комплекс PETREL® включает в себя компоненты программного обеспечения сейсмического моделирования, которые могут выводить информацию для использования эффективности пласта, например, повышая продуктивность объектовой группы. Посредством использования такого комплекса различные профессионалы (например, геофизики, геологи и инженеры пласта) могут разрабатывать совместные рабочие процессы и интегрировать операции для рационализации процессов.

Как описано в настоящем документе, компоненты 120 управления могут включать в себя элементы для геологии и геологического моделирования, для генерации геологических моделей структуры пласта и стратиграфии (например, классификации и оценки, моделирования фаций, корреляции скважин, отображения поверхностей, анализа структуры и нарушений, разработки траектории ствола скважины, анализа данных, моделирования разломов, редактирования рабочих процессов, петрофизического моделирования и т.п.). Отдельные элементы могут позволять выполнение быстрой 2D и 3D сейсмической интерпретации, возможно для интеграции с геологическими и инженерными инструментами (например, классификации и оценки, разработки траектории ствола скважины, сейсмического интерпретирования, анализа сейсмических атрибутов, сейсмического сэмплирования, сейсмического рендеринга объемов, геологического извлечения, преобразования представления и т.п.). Что касается технологии разработки пласта-коллектора, один или более элементов могут позволять рабочему процессу имитации для сгенерированной модели выполнять модернизированную имитацию, уменьшать фактор неопределенности и помогать при планировании будущего ствола скважины (например, анализ неопределенностей и рабочий процесс оптимизации, разработки траектории ствола скважины, усовершенствованное формирование сетки, укрупнение сетки, анализ адаптации модели и т.п.). Компоненты 120 управления могут включать в себя элементы для рабочих процессов бурения, включающих в себя разработку траектории ствола скважины, отображения бурения и обновления модели в реальном времени (например, при помощи каналов данных реального времени).

Как описано в настоящем документе, различные аспекты компонентов 120 управления могут представлять из себя дополнения или модули, которые работают согласно спецификации комплекса среды. Например, доступный коммерческий комплекс среды под торговой маркой комплекса среды OCEAN® (Schlumberger limited) позволяет осуществлять бесшовную интеграцию дополнений (модулей) в рабочий процесс комплекса PETREL®. Комплекс среды OCEAN® использует инструменты NET® (корпорация Microsoft, Редмонд, Вашингтон) и предлагает стабильные, удобные в использовании интерфейсы для эффективной разработки. Как описано в настоящем документе, различные компоненты можно реализовывать в виде дополнений (модулей), которые подходят к и работают в соответствии со спецификацией комплекса среды (например, в соответствии со спецификациями интерфейса программирования приложения и т.п.). Различные технологии, описанные в настоящем документе, можно реализовать в виде компонентов библиотеки атрибутов.

В области сейсмического анализа аспекты геологической среды можно определять как атрибуты. В общем, сейсмические атрибуты помогают адаптировать обычные амплитудные сейсмические данные для передовых задач по структурной интерпретации, такие как определение точного положения литологических границ и обеспечение изолирования скрытых сейсмических стратиграфических особенностей геологической среды. Анализ атрибутов может оказаться весьма полезным для определения ловушек при разведке или оконтуривания и построения геологической модели пласта при оценке и фазе разработки. Процесс генерации атрибута (например, в комплексе PETREL®, или другом комплексе) может быть основан на библиотеке различных сейсмических атрибутов (например, для отображения и использования в сейсмической интерпретации и рабочих процессах построения геологической модели пласта). Иногда может возникать необходимость или пожелания для генерирования атрибутов на лету, для быстрого анализа. Иногда генерация атрибутов может происходить как фоновый процесс (например, поток с низким приоритетом в многопоточном вычислительном окружении), что может позволить один или более высокоприоритетных процессов (например, для того чтобы пользователь мог продолжать использовать различные компоненты).

Атрибуты могут помогать извлекать максимум ценности из сейсмических и других данных, например, предоставляя больше подробностей малозаметных литологических изменений геологической среды (например, среды, включающей в себя один или более пластов-коллекторов).

Отдельные атрибуты, которые основаны хотя бы частично на кривизне, называют атрибутами кривизны. Атрибуты кривизны можно использовать для выделения, например, стратиграфических особенностей в осадочных геологических средах, карстовых особенностей или структурных разрывов.

Как описано в настоящем документе, можно определить один или более атрибутов кривизны, основанных на поверхностях, которые позволят исследовать напряжения, например, такие как напряжения, связанные с пластом горной породы. В различных примерах такой атрибут кривизны могут называть атрибутом «напряжения горной породы». Соответственно атрибут напряжения горной породы можно предоставлять как часть библиотеки атрибутов (например, в виде необязательного дополнения или модуля), который предоставляет расчеты напряжений в одном или более пластах горной породы, например, используя одновременный анализ кривизны для верхней и нижней поверхностей каждого пласта.

Как описано в настоящем документе, анализ значений атрибута напряжений горной породы (например, в нескольких измерениях) можно использовать для обнаружения возможных напряжений внутри одного или более пластов. Атрибут напряжения горной породы возможно рассчитывать аналогично линейной интерполяции кривизны от верхней поверхности к кривизне с противолежащей сигнатурой от соответствующей нижней поверхности. При таком подходе для пласта сплошной породы, обладающей высокой степенью эластичности, распределение атрибута напряжения горной породы (например, значений атрибута) можно считать пропорциональным изменению объема единичного малого блока горной породы во время геологической оценки на протяжении времени от времени отложения до текущего времени.

В общем, точно реконструировать палеонапряжения в геологической среде сложно. В особенности магнитуды напряжения сложно реконструировать на основании данных скважин (например, полученных из сетки области). Магнитуды напряжений помогают понимать и эксплуатировать ресурсы в залежах, таких как залежи карбонатных отложений, которые по оценкам содержат более 60% мировых запасов нефти и 40% мировых запасов газа. Например, считается, что Ближний Восток обладает 62% разведанных запасов обычных нефтяных месторождений, из которых более чем 70% содержатся в пластах карбонатных отложений, и что Ближний Восток обладает 40% разведанных запасов газовых месторождений, 90% из которых содержатся в пластах-коллекторах карбонатных отложений.

В отличие от песчаников с их хорошо изученными корреляциями пористости, проницаемости и другими характеристиками пласта гетерогенные пористые системы карбонатной породы могут не поддаваться обычному петрофизическому анализу. Карбонатные отложения возникают в основном в результате биологической активности, где результирующий состав породы (например, фрагменты окаменелостей и другие зерна широко варьирующейся морфологии) содержит поры в конфигурации высокой сложности, разных размеров и форм. Минеральные включения в карбонатных отложениях также сравнительно нестабильны и подвергаются многоэтапному растворению, выпадению и перекристаллизации, еще добавляя сложности пористости и проницаемости породы. Более того, сравнительно простые взаимосвязи, которые могли существовать между атрибутами отложения, пористости и проницаемости, могут скрыть различные физические, биологические и химические воздействия, возникающие в разных масштабах во время и продолжающиеся после выпадения отложений. Одной из проблем для точной оценки формаций карбонатных отложений является необходимость учета гетерогенности пласта-коллектора в нескольких масштабах (например, зерен, пор и текстур).

В нефтяной и газовой промышленности существующие подходы к обнаружению нарушений, разломов и оценка возможных напряжений в пластах, расположенных близко к поверхности, иногда включают в себя анализ атрибутов, основанный на локальном угле наклона поверхности, атрибутах, основанных на локальном угле азимута для поверхности, и атрибутах, основанных на кривизне одной поверхности. Такие атрибуты не обеспечивают анализ 3D напряжений внутри пласта. Несмотря на то, что сейсмические данные можно использовать для обеспечения сейсмических атрибутов, для оценки разрывов и разломов (например, обнаружение разрывов или разломов при помощи т.н. алгоритма «ant tracking» или «сейсмического 3D изгиба»), качество сейсмических данных часто неадекватно и недостаточно для анализа 3D напряжений внутри пласта.

На фиг.2 показаны диаграммы 210 сетки модели геологической среды в момент времени t₀ и в более поздний момент времени t₁. В каждом случае показана конкретная элементная ячейка 215 вместе со связанными параметрами (например, объемом, длиной верха, длиной низа и высотой), которые характеризуют элементную ячейку 215. В диаграммах 210 сетки существенно горизонтальные линии представляют границы пластов, в то время как существенно вертикальные линии ограничивают элементы в каждом из пластов. Изменения значений параметров элементной ячейки 215 с течением времени можно объяснить отношением к деформации горной породы (например, любое изменение формы, объема или ориентации в массиве горной породы). Диаграммы сетки с фиг.2 могут представлять собой модель распределения напряжений в эластичном сплошном пласте, подвергаемом силам изгибания. Например, диаграмма 210 в момент времени t₀ может соответствовать пласту во время отложения, где горизонтальные линии отражают суб-пласты отложений, и вертикальные линии представляют собой векторы отложения; в то время как в момент t₁ после возникновения сгибающей силы верхний суб-пласт обладает положительным напряжением, поскольку объем элементной ячейки увеличивается по сравнению с объемом ячейки в момент времени t₀.

Как предполагается в примере на фиг.2, при анализе деформации горной породы часто делают допущение о том, что пласты образовались в результате отложения осадочных пород и соответствуют принципу изначальной горизонтальности. Соответственно пласты, которые более не горизонтальны, рассматриваются как деформированные. Деформация может быть эластичной или необратимой. Геологические среды могут демонстрировать различные типы необратимых деформаций, включая хрупкие деформации (например, разрывы, разломы и стыки) и вязкие деформации (например, антиклинали, синклинали и моноклинали). В примере на фиг.2 элементная ячейка 215 демонстрирует деформацию с течением времени, где верхняя часть удлиняется (например, из-за растяжения или расширительного напряжения), и нижняя часть укорачивается (например, из-за компрессионного напряжения).

Что касается эластичных деформаций, на фиг.2 также показаны различные уравнения 220 напряжений. Как указано, эластичные напряжения можно оценивать на основании высоты h, модуля Янга E и радиуса кривизны поверхности R. По определению, кривизна K может быть равна обратному радиусу кривизны поверхности R. Соответственно напряжения можно оценить как функцию половины высоты h, модуля Янга E и кривизны К. По отношению к элементу 215 приложенное напряжение представляет собой оценку «поверхности», например поверхности, которая соответствует кривизне K. Напряжения, оцененные уравнением 220, не могут предоставить указания на напряжения внутри пласта (например, 3D распределение напряжений внутри пласта).

На фиг.3 представлены диаграммы 310 и 320 для предоставления более формального объяснения кривизны (K). Диаграмма 310 показывает в двух измерениях линию, обладающую кривизной К в точке P. Для точки P можно определить крутизну T и нормаль N. В примере, приведенном на диаграмме 310, кривизна определена как скорость изменения угла dω по отношению к длине дуги dS. Локальный угол наклона θ определен на основании нормали N и вертикального направления двумерной системы координат.

На диаграмме 320 показана поверхность в трех измерениях, обладающая максимальной кривизной Kmax и минимальной кривизной Kmin. Показан другой угол φ, представляющий ориентацию минимальной кривизны. Также на диаграмме 320 показана апертура сетки, которая необходима для определения масштаба кривизны. Например, при большой апертуре сетки она может оказаться неадекватна для оценки малых, локальных изменений кривизны; в то время как при малой апертуре сетки она может показывать локальные девиации кривизны, обладающими минимальным влиянием на оценку общего напряжения.

В обычных комплексах атрибутов кривизны, относящихся к напряжению горной породы, опирающихся на одну кривую (для примера см. диаграмму 310), или одну поверхность (для примера см. диаграмму 320), недостаточно для обеспечения анализа 3D напряжений в пласте. Конкретнее, несмотря на то, что эти атрибуты можно преобразовать и отобразить, они не объясняют, как напряжения могут меняться внутри пласта в трех измерениях.

Как описано в настоящем документе, кривизну можно определить на двух поверхностях пласта и на основании этого рассчитать 3D напряжения внутри пласта, как объяснено с учетом вышеупомянутого атрибута напряжения в горной породе. Кривизну можно определить на основании реперных точек поверхности, для которой применен метод наименьших квадратов или другая технология минимизации ошибки, для обеспечения кривизны максимального приближения. Как уже упомянуто, кривизна поверхности может зависеть от апертуры сетки. Соответственно, как описано в настоящем документе, различные методики могут включать в себя выбор апертуры или исследование результатов для более чем одной апертуры. В случаях, когда доступны реперные точки, необязательно совпадающие с сеткой, тем не менее, выбранные реперные точки можно использовать для определения кривизны (например, при помощи методики приближения). Как описано в настоящем документе, экспресс-способ для оценки напряжений в горной породе в сплошном пласте может в качестве варианта использовать одновременные анализы кривизны верхней и нижней поверхностей (например, когда расчеты для верха и низа производят параллельно). Другие варианты включают в себя, например, расчет кривизны поверхности последовательно, с последующей оценкой напряжений в пласте (например, пласте, по меньшей мере частично, определенным двумя поверхностями).

Как описано в настоящем документе, атрибут напряжений в горной породе может соответствовать следующим принципам: анализируют сплошной, абсолютно эластичный и обладающий постоянными параметрами эластичности пласт, таким образом, что напряжения в горной породе прямо пропорциональны нагрузке; во время отложения все элементные суб-пласты залегают строго горизонтально, подвергаясь действию сил гравитации, в то время как векторы отложения направлены строго вертикально (например, все суб-пласты и векторы отложения ортогональны); и после начала воздействия на пласт силы геологического сгибания, поскольку пласт эластичен, суб-пласты и соответствующие векторы отложения сохраняют свое ортогональное отношение. С учетом данного принципа ортогональности становится возможным расчет объема для каждой ячейки, определенной этими суб-пластами и векторами отложения. Соответственно отношение объема каждой ячейки для пласта в настоящее время к объему той же ячейки во время отложения может применяться для оценки нагрузки и соответствующих напряжений.

На фиг.4 показана диаграмма 410 пласта 425 геологической среды вместе с тригонометрической аппроксимацией для различных параметров пласта 425. В примере на фиг.4 пласт 425 показан как обладающий верхней поверхностью, испытавшей или испытывающей сжатие. Также показаны различные радиусы кривизны, соответствующие верхней, средней и нижней поверхностям. С более отдаленной перспективы радиусы обладают углом A, где синус угла A равен длине “a”, разделенный на высоту h между верхней и нижней поверхностями пласта.

Как описано в настоящем документе, если ячейка в пласте обладает объемом V₀ на момент осаждения и финальным объемом V₁ после геологической оценки, то напряжение для ячейки можно вычислить, используя следующее уравнение:

σ=k·(V₁-V₀)·V₀ ^-1,

где k - модуль объемного сжатия (эластичности объема).

Если V=L·h·Δy, где L, h и Δy представляют из себя измерения размеров ячейки, и если размеры h и Δy (например, размер в направлении y, см. фиг.2) постоянны, можно вычислить напряжение через длину L₀ ячейки V₀ и длину L₁ ячейки V₁ (например, та же ячейка в поздний момент времени) при помощи следующего уравнения:

σ=k·(L₁-L₀)·L₀ ^-1.

В середине пласта длина L_M будет примерно такой же, как и во время осаждения, и примерно равна L₀ (т.е. L_M~L₀).

Как описано в настоящем документе, часть пласта можно определить углом, таким как угол A в примере на фиг.4. Если угол A невелик, то для этой части пласта можно использовать следующие приближения:

(L_B/R_B)~(L_T/R_T)~(L_M/R_M)~2 sin (A/2),

где R_B, R_T и R_M - радиусы кривизны для низа, верха и средней части пласта соответственно.

Если модуль объемного сжатия k постоянен по всему пласту и предполагается, что L_M - это объединение (L_M=1), можно использовать предыдущие аппроксимации и предыдущие уравнения напряжения, основанные на длинах, для оценки возможных напряжений наверху и внизу пласта, в соответствии со следующими уравнениями:

σ_T~R_T ^-1-R_M ^-1,

σ_B~R_B ^-1+R_M ^-1.

При таком подходе радиус кривизны для средней части пласта можно рассчитать как среднее значение для всех входных поверхностей.

Как описано в настоящем документе, распределение напряжения внутри пласта можно рассчитать, используя линейную интерполяцию от верхних к нижним напряжениям, на основании соответствующих им уравнений (например, в зависимости от того, желательна ли простота, скорость вычислений, эффективное использование вычислительных ресурсов и т.п.). Например, с уравнением для верхней поверхности и уравнением для нижней поверхности напряжения в пласте можно определить путем интерполяции, основанной, по меньшей мере частично, на уравнениях или значениях напряжений, рассчитанных с использованием этих двух уравнений. Несмотря на то, что упомянута линейная интерполяция, можно использовать другие типы интерполяции, например, когда известна дополнительная информация о пласте (например, по отношению к одной или более оси может изменяться модуль объемного сжатия). По отношению к направлению интерполяции направлением интерполяции можно выбирать перпендикуляр к средней поверхности между верхней поверхностью и нижней поверхностью (например, в направлении, ортогональном средней поверхности). Для увеличения скорости вычислений (например, для уменьшения потребностей в ресурсах) в качестве аппроксимации можно использовать вертикальное направление при большом радиусе кривизны (например, где направление, ортогональное к средней поверхности, существенно не отличается от вертикального направления, например, как определено координатной системой).

На фиг.5 показан пример способа 510 для расчета напряжения в пласте. Способ 510 начинается с блока 514 предоставления, который включает в себя предоставление радиусов кривизны для двух поверхностей, связанных с пластом. Например, радиусы можно связать с верхней поверхностью и средней поверхностью. В блоке 518 расчетов способ 510 включает в себя для одной из поверхностей расчет напряжений на основании радиусов кривизны. Например, уравнение σ_T~R_T ^-1-R_M ^-1 можно использовать для расчета напряжения на верхней поверхности пласта на основании радиусов кривизны верхней поверхности и средней поверхности. В примере на фиг.5 способ 510 продолжается другим блоком 522 предоставления, который включает в себя предоставление радиуса кривизны для другой поверхности, связанной с пластом. Например, в роли этой поверхности может выступать нижняя поверхность пласта. В другом блоке 526 расчета способ 510 включает в себя расчет напряжений для другой поверхности на основании ее радиуса кривизны и другого предоставленного радиуса кривизны. Например, уравнение σ_B~R_B ^-1+R_M ^-1 можно использовать для расчета напряжений на нижней поверхности пласта на основании радиусов кривизны нижней поверхности и средней поверхности. Как показано там, где были рассчитаны два напряжения для двух поверхностей, связанных с пластом, способ 510 может включать на блок 530 расчета расчет одного или более напряжений в пласте на основании, по меньшей мере частично, двух напряжений. Например, напряжение в пласте (например, в трех измерениях x, y, z) можно рассчитать как функцию от напряжения, связанного с нижней поверхностью, и напряжения, связанного с верхней поверхностью. Как упомянуто, для расчета одного или более напряжений между двумя поверхностями пласта можно использовать интерполяцию.

Как описано в настоящем документе, радиус кривизны для средней части пласта можно оценивать, например, как среднее значение, основанное на радиусах кривизны двух или более других поверхностей. В таком примере для выведения радиуса кривизны другой поверхности (например, срединной поверхности) можно предоставить информацию о двух или более поверхностях. Такой подход можно использовать в том случае, если доступна информация о границах или внешних поверхностях пласта горной породы, а информация о внутренней поверхности пласта горной породы недоступна или менее надежна, чем информация об ограничивающей поверхности. В контексте способа 510 один из трех радиусов кривизны (например, R_M) можно оценивать на основании двух других радиусов кривизны (например, R_T и R_B): R_M~f(R_B, R_T). При использовании такого подхода напряжения в пласте можно оценивать на основании двух радиусов кривизны (например, радиусов кривизны, соответствующих ограничивающим поверхностям пласта, где σ(x, y, z)~f(R_B, R_T)).

Способ 510 показан на фиг.5 в сочетании с различными считываемыми компьютером блоками 516, 520, 524, 528 и 532 носителя. Такие блоки обычно включают в себя инструкции, подходящие для исполнения одним или более процессорами (или ядрами) для управления вычислительным устройством для выполнения одного или более действий. Несмотря на то, что показано несколько блоков, один носитель можно сконфигурировать инструкциями для обеспечения, по меньшей мере частично, выполнения различных действий способа 510.

Несмотря на то, что способ 510 описан с учетом предоставления радиусов кривизны для двух поверхностей, с последующим предоставлением радиуса кривизны для другой поверхности, как описано в настоящем документе, можно предоставлять три и более радиуса кривизны, с последующим расчетом двух или более напряжений. Например, радиус кривизны можно предоставить для верхней поверхности, средней поверхности и нижней поверхности, с последующим расчетом напряжения верхней поверхности и напряжения нижней поверхности. В таком примере, как упомянуто, радиус кривизны для средней поверхности можно оценить (например, рассчитать как среднее значение на основании значений для других поверхностей). Как описано в настоящем документе, на основании радиусов кривизны можно рассчитать более двух напряжений, без промежуточного расчета, например напряжений верхней поверхности и нижней поверхности. Другими словами, трехмерные напряжения в пласте можно рассчитывать напрямую из трех и более радиусов кривизны (например, радиусов кривизны поверхностей, связанных с пластом).

Как описано в настоящем документе, напряжения, описанные с учетом способа 510 на фиг.5, могут представлять собой значения атрибута напряжения горной породы, которые оценивают трехмерные напряжения в пласте горной породы. Снова обращаясь к компонентам 110 управления на фиг.1, атрибутный компонент 130 может включать в себя атрибут напряжения в горной породе. Соответственно моделирующий компонент 120 можно сконфигурировать для расчета атрибута напряжения в горной породе и выводить такие значения для целей анализа/отображения (при помощи компонента 142), для целей другого рабочего процесса (при помощи компонента 144) или для одной или более других целей. Как описано в настоящем документе, атрибут напряжения в горной породе можно использовать для ручного или автоматического, или комбинированного, действия по сбору информации, бурению, нагнетанию, извлечению и т.п. для геологической среды, такой как среда 150. Например, бур можно направлять на основании, частично, значений атрибута напряжения в горных породах. В другом примере датчик можно направить на позицию в пласте или рядом с пластом на основании, частично, значений атрибута напряжения в горных породах. В еще одном примере нагнетание жидкости (газа, жидкости и т.п.) может происходить на основании, частично, значений атрибута напряжения в горных породах. Один или более процессов извлечения для извлечения ресурса или ресурсов из геологической среды можно направлять на основании, частично, значений атрибута напряжения в горных породах. Например, там, где значения атрибута напряжения в горных породах указывают, что порода в пласте, скорее всего, разрушена и, скорее всего, сколлапсирует при извлечении ресурса из пласта-коллектора вблизи от пласта (например, из пласта-коллектора под пластом горной породы), на основании такой информации можно принять решение о том, как и где извлекать ресурс из пласта-коллектора (например, возможно из одной скважины или из другой совместно с процессом нагнетания и т.п.).

Как описано в настоящем документе, один или более считываемых компьютером носителей может включать в себя исполняемые компьютером инструкции для обеспечения возможности вычислительной системе рассчитывать напряжение для поверхности, связанной с пластом горной породы, на основании радиусов кривизны двух поверхностей, связанных с пластом горной породы; рассчитывать напряжение для другой поверхности, связанной с пластом горной породы; и рассчитывать одно или более напряжений в пласте горной породы на основании, по меньшей мере частично, на рассчитанном напряжении для поверхности и рассчитанном напряжении для другой поверхности. Как упомянуто в отношении фиг.5, радиусы кривизны можно предоставлять для верхней поверхности, средней поверхности и нижней поверхности, где, возможно, радиус кривизны средней поверхности оценивается на основании, по меньшей мере частично, радиусов кривизны верхней поверхности и нижней поверхности. Как описано в настоящем документе, один или более считываемых компьютером носителей могут включать в себя исполняемые компьютером инструкции для обеспечения возможности вычислительной системе преобразовывать трехмерные напряжения для пласта горной породы, для преобразования контуров экстенсивного напряжения и контуров компрессивного напряжения в пласте горной породы, для указания траектории бурения в пласте горной породы и т.п. Как описано в настоящем документе, один или более считываемых компьютером носителей могут включать в себя исполняемые компьютером инструкции для определения направления, ортогонального, по меньшей мере, по отношению к одной поверхности, связанной с пластом горной породы, для вычисления одного или более напряжений, основываясь, по меньшей мере частично, на ортогональном направлении, например, когда расчет одного или более напряжений в пласте горной породы основан, по меньшей мере частично, на интерполяции вдоль ортогонального направления.

Как описано в настоящем документе, один или более считываемых компьютером носителей могут включать в себя исполняемые компьютером инструкции для обеспечения возможности вычислительной системе вычислять напряжения для поверхности, причем инструкции реализуют уравнение σ_S1=R_S1 ^-1-R_S2 ^-1, где S1 соответствует одной поверхности, и где S2 соответствует другой поверхности, и где R - это радиус кривизны соответствующей поверхности. Как упомянуто, существуют различные методики для определения радиуса кривизны, которые могут включать в себя выбор апертуры, выбор реперных точек, оценку на основании одного или более радиусов кривизны и т.п. Например, для определения одного или более радиусов кривизны можно использовать алгоритм наименьших квадратов, при условии, что предоставлена, по меньшей мере, некоторая информация о поверхностях пласта горной породы. Как описано в настоящем документе, можно предоставлять инструкции для расчета напряжений для двух или более соседних пластов горной породы. Дополнительно, как описано в настоящем документе, один или более считываемых компьютером носителей могут включать в себя инструкции для конфигурирования дополнения для комплекса моделирования геологической среды.

На фиг.6 показан пример графического пользовательского интерфейса (GUI) 610, который сконфигурирован для отображения значение атрибута напряжения в горных породах в пласте, вместе с примером компонента 660 анализа, который может работать совместно с GUI 610 и примером способа 680. В GUI 610 верхняя поверхность, нижняя поверхность и средняя поверхность показаны вместе с контурами, которые указывают на растяжение (точечные кривые) и сжатие (сплошные кривые) в пласте (например, как указано в легенде 612). Также GUI 610 включает в себя некоторые необязательные элементы, такие как курсор 635, текущие трехмерные координаты 645 и индикатор 655 напряжения атрибута напряжения в горных породах. В таком примере пользователь может манипулировать курсором 635 в двух и более измерениях и получать представление о числовом значении напряжения в пласте.

По отношению к компоненту 660 анализа в него включаются различные модули, такие как модуль 664 выбора пласта, модуль 666 интерполяции, модуль 668 ортогональности, модуль 670 пути напряжения, модуль 673 добавления пласта и управляющий модуль 674. По отношению к модулю 664 выбора пласта такой модуль можно сконфигурировать для работы совместно с GUI, например для обеспечения возм