Инверсия анизотропии многоскважинной системы

Инверсия анизотропии многоскважинной системы

Иллюстрации

Показать все

Реферат

РОДСТВЕННАЯ ЗАЯВКА

Данная заявка испрашивает приоритет, заявленный в предварительной заявке на патент США № 61/512,280, зарегистрированный 27 июля 2011 г. под названием «Способ инверсии анизотропии многоскважинной системой» (номер в реестре 26.0657 US PSP), который включен в полном объеме в описание настоящей заявки в качестве ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Земной пласт, которые включают слои, в которых упругость среды может быть изотропна, анизотропна или изотропна по одним параметрам и анизотропна по другим. Такой слой может быть охарактеризован при помощи сейсмических исследований, в которых, например, упругие волны, сгенерированные источником, проходят через такой слой, где принимаются одним или несколькими датчиками. Решения, основанные на таком определении характеристик, могут включать в себя значительные денежные затраты, например, добыча нефти, газа и т.д. Различные технологии, техники и т.д., описанные в данной заявке, имеют отношение к определению параметров слоя.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ, который включает предоставление данных медленности продольной и поперечной волны в однородном, анизотропном пласте в наклонной скважине; предоставление зависимости между нормальной и тангенциальной податливостью; и, исходя из этих данных и зависимости, выдачу модели для подсчета значения параметров анизотропии, которые характеризуют однородный, анизотропный пласт (например, вдоль буровой скважины под углом, перпендикулярным трансверсальной изотропии с вертикальной осью симметрии). Система может включать процессор; память; команды, выполняемые процессором, которые хранятся в памяти и выполняются процессором для подсчета значений параметров анизотропии, которые характеризуют однородный, анизотропный пласт (например, вдоль буровой скважины под углом перпендикулярным трансверсальной изотропии с вертикальной осью симметрии), основанные, по меньшей мере, частично на данных медленности продольной и поперечной волн по разным углам наклонной буровой скважины в однородном, анизотропном пласте. Компьютерный носитель данных может включать команды, выполняемые компьютером, для выдачи их компьютерному устройству с целью: доступности модели и измеренных данных по меньшей мере для наклонной скважины в пласте; регулировать коэффициенты упругости модели с целью минимизации целевой функции, которая зависит от синтетических данных, подсчитанных при помощи модели, и измеренных данных, чтобы предоставить модели оптимизированные коэффициенты упругости; провести регрессивный анализ эмпирического соотношения, которое включает в себя параметр, заменимый по меньшей мере одним из оптимизированных коэффициентов упругости; и подсчета параметра Томсена для горизонтальной части скважины в пласте, основанного по меньшей мере частично на модели, оптимизированном коэффициенте упругости для модели и регрессивном анализе эмпирического соотношения. Различные устройства, системы, способы и т.д. также раскрыты в данной заявке.

Данное резюме приведено, чтобы представить процесс выбора концепций, которые дополнительно описаны ниже детально. Целью данного резюме не является определить ключевые или существенные особенности тематики, заявленной в данной заявке, как и не является целью ограничить масштаб тематики, заявленной в данной заявке.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Особенности и преимущества описанных примеров реализации могут быть более ясны из нижеследующего описания наряду с чертежами.

Фигура 1 иллюстрирует пример системы каротажных данных;

Фигуры 2А-D иллюстрируют примеры сочетаний источников и приемников;

Фигура 3 иллюстрирует пример способа;

Фигуры 4A-B иллюстрируют пример поведения медленности для наклонной скважины в анизотропном пласте;

Фигуры 5А-В иллюстрируют пример поведения медленности для нескольких наклонных скважин в анизотропном пласте;

Фигуры 6А-В иллюстрируют пример поведения медленности для вертикальной и наклонной скважин в анизотропном пласте;

Фигуры 7А-В иллюстрируют примеры модели подсчета синтетических данных для нагнетательной и наклонной эксплуатационной скважин;

Фигура 8 иллюстрирует модель подсчета синтетических данных наклонной эксплуатационной скважины, показанной на фигуре 7А-В.

Фигура 9 иллюстрирует примеры уравнений пласта;

Фигура 10 иллюстрирует примеры уравнений скоростей волнового фронта и волнового фронта пласта;

Фигура 11 иллюстрирует пример способа выдачи модели для расчета неизвестных параметров анизотропии;

Фигура 12 иллюстрирует серию графиков данных пласта;

Фигура 13 иллюстрирует серию графиков данных и параметров пласта, показанного на Фигуре 12;

Фигура 14 иллюстрирует пример соотношения параметров податливости;

Фигура 15 иллюстрирует серию графиков параметров Томсена, некоторые из которых зависят от соотношения, показанного на Фигуре 13; и

Фигура 16 иллюстрирует компоненты системы и сетевую систему.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Нижеприведенное описание включает наилучший способ из представленных на сегодняшний момент для применения на практике описанных реализаций. Данное описание не является ограничением, а скорее заявлено только с целью описания главных принципов реализаций. Объем описанных реализаций должен быть определен со ссылкой на представленную формулу изобретения.

Земной пласт может включать слои, в которых упругость среды может быть изотропна, анизотропна или изотропна по одним параметрам и анизотропна по другим. Как пример, порода может быть анизотропна и быть трансверсально изотропной «TI» (например, анизотропна с локальной полярностью). Знание изотропии, анизотропии и т.д. могут помочь с, например, планированием, исследованием и развитием одного или нескольких пластовых резервуаров.

В качестве примера параметров, которые могут характеризировать анизотропию слоя (например, сейсмическая анизотропия), рассматриваются параметры Томсена ε, δ и γ (см., например, Томсен, «Weak elastic anisotropy», Geophysics, Vol. 51, No. 10, pp. 1954-1966, October 1986). Параметр Томсена δ описывает разницу в значениях глубины между каротажами (например, фактической глубиной) и сейсмической глубиной. Что касается параметра Томсена ε, он описывает разницу между вертикальными и горизонтальными продольными волнами (например, P или P-волна, или квазипродольная волна qP, или qP-волна). Параметр Томсена γ описывает разницу между поперечными волнами с горизонтальной и вертикальной поляризацией (например, горизонтальная поперечная волна SH или SH-волна, вертикальная поперечная волна SV или SV-волна, или квазивертикальная поперечная волна qSV или qSV-волна). Таким образом, параметры Томсена ε и γ могут быть рассчитаны по волновым данным, а расчет параметра Томсена δ, в свою очередь, требует больше данных. Как указано Томсеном (1986г.), параметр δ отвечает за большинство анизотропных явлений слоев, являющихся предметом исследования геофизики, и некоторых явлений, которыми нельзя пренебрегать, даже если анизотропия слабая.

Как пример, способ может включать подсчет параметра δ для горизонтальной части скважины в пласте, если есть по меньшей мере некоторые данные в диапазоне углов наклона (от приблизительно 40 градусов до приблизительно 90 градусов) в пласте. В таком примере соотношение между нормальной и тангенциальной (или поперечной) податливостью (например, B_N и B_T) может быть подсчитано в случае, если тангенциальная податливость (например, B_T) может быть представлена в единицах коэффициентов упругости, которые могут быть теми же самыми коэффициентами, которые определяют параметр Томсена γ.

Параметры Томсена, как и другие параметры, могут использоваться в различных областях разработки нефтяных месторождений, таких как: заканчивание скважины, построение модели сейсмической скорости миграции, устойчивость ствола скважины, создание гидравлического разрыва пласта и его мониторинг. Как пример, в рамках разработки коллектора сланцевого газа, знание параметров анизотропии могут помочь в планировании, проведении работ и т.д., особенно, когда одна или несколько конфигураций скважин могут отличаться в диапазоне от вертикально до горизонтально направленных.

Как пример, для прогнозирования и применения одного или нескольких значений параметров, способ может включать получение акустических данных в двух или нескольких скважинах с наклоном ствола, которые находятся в одном пласте (например, слое пласта); установление соответствия между глубинами двух или нескольких скважин при помощи корреляции свойств изотропного пласта (например, исходя из диаграмм нейронного каротажа, гамма-каротажа и т.д.); использование данных акустической медленности двух или нескольких скважин для вычислений сейсмической анизотропии (например, вычислений одного или нескольких параметров); определение корреляций между инвертированными параметрами и параметрами, которые могут быть измерены в горизонтальной скважине; и применение подсчитанных корреляций для прогнозирования неизвестных параметров вдоль горизонтальной скважины, исходя из измеренных свойств. В этом примере мы рассматривали две или несколько скважин, рассмотрим другой пример, когда акустические данные могут быть предоставлены для диапазона углов (например, относительно оси симметрии слоя TI), в данном случае акустические данные определяются по результатам измерений в одной или нескольких скважинах, на основе по меньшей мере части которых можно предсказать один или нескольких параметров. Различные примеры работают с величиной медленности, так как скорость можно заменить, исходя из зависимости медленности и скорости.

Фигуры 1 и 2, описанные ниже, показывают некоторые примеры технологий и техник, которые можно применять для сбора акустических данных. Приведены различные примеры способов, систем и т.д., которые могут включать использование акустических данных.

Фигура 1 иллюстрирует систему буровой площадки, в которой можно воплотить различные примеры реализаций заявленного способа. Буровая площадка может быть установлена как в прибрежной зоне, так и в открытом море. В примере системы, показанной на Фигуре 1, буровая скважина 11 сформирована в подземном пласте при помощи всем хорошо известного на практике бурения. Различные примеры реализаций также могут использовать направленное бурение, как будет описано в данной заявке.

Бурильная колонна 12 располагается внутри буровой скважины 11 с компоновкой низа 100, которая включает буровое долото 105 на самом конце. Наземная система включает платформу и монтаж буровой вышки 10, расположенную над скважиной 11, вышка 10 включает буровой ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 вращается при помощи бурового ротора 16, под током источника, не показанного на фигуре, что приводит в движение бурильную трубу 17 в самом вверху бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешивается на крюк 18, прикрепленный к талевому блоку (не показан), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, что позволяет вращать бурильную колонну относительно крюка. В качестве примера может быть использована самая лучшая система привода.

В данном примере такой реализации наземная система дополнительно включает буровой раствор 26, хранимый в амбаре 27 на буровой площадке. Насос 29 поставляет буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, вследствие чего буровой раствор поступает вниз через всю бурильную колонну 12, как обозначено стрелкой 8. Буровой раствор выходит через отверстие в буровом долоте 105, а затем поднимается вверх по затрубному пространству между бурильной колонной и стеной скважины, как обозначено стрелками 9. Таким хорошо известным способом буровой раствор смазывает буровое долото 105 и переносит буровой шлам на поверхность, так как раствор возвращается в амбар 27 для рециркуляции.

Компоновка 100 низа проиллюстрированного примера включает модуль 120 каротажа в процессе бурения (LWD), модуль 130 измерения в процессе бурения (MWD), роторно-управляемую систему и двигатель, а также буровое долото 105.

LWD модуль 120 находится в корпусе воротника бура специального типа, согласно практике, принятой в промышленности, и может содержать один или несколько типов каротажных приборов. Также будет понятно, что более чем один модуль LWD и/или модуль MWD могут использоваться, например, как показано позицией 120-2. Позиция 120 обозначена для примера, модуль может находиться на позиции 120-2 и т.д. Модуль LWD может измерять, обрабатывать, хранить информацию также, как и взаимодействовать с наземным оборудованием. В настоящем примере реализации модуль LWD включает в себя сейсмическое измерительное устройство.

MWD модуль 130 также помещен в воротник бура специального типа, согласно практике, принятой в промышленности, и может содержать один или более устройств для измерения характеристик буровой колонны и долота. MWD прибор дополнительно включает устройство (не показано) для генерирования электричества в скважинную систему. Это может быть турбогенератор, приводимый в действие потоком бурового раствора, отсюда должно быть ясно, что могут применяться другие источники и/или системы питания. В примере реализации, показанном на фигуре 1, модуль MWD включает один или несколько следующих типов измерительных устройств: измерительное устройство нагрузки на буровое долото, крутящего момента, вибрации, импульса, скачкообразного движения, направления и наклона.

Фигуры 2А, 2В, 2С и 2D иллюстрируют устройство для сейсморазведки в процессе бурения, которым может быть устройство LWD 120 или часть комплекса LWD 120А типа, раскрытого в книге П. Бретона и других «Well Positioned Seismic Measurements», Oilfield Review, pp. 32-45, Spring, 2002, которая включена в описание настоящей заявки в качестве ссылки. Скважинное устройство LWD может иметь один единственный приемник (как показано на Фигурах 2А и 2В) или несколько приемников (как показано на Фигурах 2С и 2D), и может применяться в соединении с одним сейсмическим источником на поверхности (как показано на Фигурах 2А и 2С) или несколькими сейсмическими источниками на поверхности (как показано на Фигурах 2В и 2D). Соответственно, Фигура 2А, где происходит отражение одной волны от границы пласта, - продольное вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), в данном случае используется один источник и один приемник, а Фигура 2В, где происходит отражение нескольких волн от границы пласта, - уровенное ВСП с использованием нескольких источников и одного приемника. Фигура 2С, где происходит преломление волны от границы соляного купола, - ВСП в «случае солевых отложений» с использованием одного источника и нескольких приемников, Фигура 2D, где происходит отражение нескольких волн от границы пласта, называется ВСП в наклонной скважине способом вертикально падающих волн с использованием нескольких источников и нескольких приемников.

Фигура 3 показывает пример способа 300 для прогнозирования одного или нескольких параметров и для применения этих параметров в подсчетах. Способ 300 включает блок 310 сбора данных, логический блок 315 для определения, относятся ли собранные данные к нескольким скважинам, блок 320 соответствия для определения соответствия глубин многоскважинной системы (на основании данных каротажа, нейтронного, гамма и т.д.), блок 330 комбинирования для комбинирования акустических данных на соответствующих глубинах, где акустические данные взяты в многоскважинной системе, вычислительный блок 340 для определения одного или нескольких анизотропных свойств, на основании по меньшей мере части акустических данных (например, один или несколько анизотропных параметров, которые характеризуют слой или среду), блок 350 вывода для вывода одного или нескольких соотношений (например, эмпирического или другого), на основании по меньшей мере части расчетов вычислительного блока 340 (например, которые могут применяться в процессе инверсии), прикладной блок 360 для применения одного или нескольких соотношений к слою или среде, например, где слой или среда пролегают в горизонтальном направлении (например, ортогонально к оси симметрии слоя TI).

В качестве примера, способ 300 может включать сбор акустических данных в двух или более скважинах с наклоном ствола, расположенный в одном и том же пласте (например, слое пласта) в блоке 310 сбора данных; определение принадлежности акустических данных к нескольким скважинам происходит в логическом блоке 315; определение соответствия глубин между двумя или несколькими скважинами при помощи корреляции свойств изотропного пласта (например, на основе каротажных данных, таких как нейтронного каротажа, гамма-каротажа и т.д.) в блоке 320 соответствия и блоке 330 комбинирования; применение акустических данных медленности из двух или нескольких скважин для подсчета сейсмической анизотропии в вычислительном блоке 340; определение корреляций между инвертированными параметрами (например, в вычислительном блоке 340) и параметрами, которые можно измерить в горизонтальной скважине, в блоке 350 вывода; и применение корреляций для прогнозирования неизвестных параметров горизонтальной скважины, исходя из измеренных свойств, в прикладном блоке 360. Этот пример рассматривает две или несколько скважин, в качестве другого примера, акустические данные могут быть предоставлены для диапазона углов (например, относительно оси симметрии слоя TI) в том случае, когда акустические данные определяются по результатам измерений в одной скважине или многоскважинной системы, и один или несколько параметров могут быть спрогнозированы на основе по меньшей мере части акустических данных.

Фигура 4А показывает схематическое поперечное сечение земной коры 410, которое включает целевой пласт 414 между верхним пластом 412 и нижним пластом 416. Как показано, одна наклонная скважина 420 входит в целевой пласт 414 почти под вертикальным углом (обозначено С), который потом переходит в горизонтальное направление (обозначено D). График 430 показывает изменение наклона скважины 420 как функцию от глубины, на которой происходят изменения наклона между В и С, С и D (то есть внутри целевого пласта 414). Такие скважины могут быть пробурены в нетрадиционном газовом коллекторе с низкой проницаемостью (например, Haynesville Shale, Barnett Shale и т.д.). В случае, если каротажные измерения сняты с наклонных частей скважины 420 (например, от точки В до С и от точки С до D), значения сигналов могут отличаться, даже если пласт однороден по своей структуре, так как существует такое явление как анизотропия.

В примере, показанном на Фигуре 4А, верхний пласт 412 может рассматриваться как перекрывающие породы, которые могут быть настолько изотропны, что медленность не меняется в наклонной части скважины 420 (от точки В до С), потому что верхний пласт 412 однородный и изотропный. Тем не менее в целевом пласте 414, наклон ствола скважины 420 изменяется (от точки С до D) и, даже с учетом того, что целевой слой 414 однородный, медленность (см. график 440) меняется, потому что целевой пласт 414 в какой-то степени анизотропный. В случае, когда целевой пласт 414 стал полностью изотропным, измеренная медленность будет оставаться постоянной во всем целевом пласте 414 (см., например, пунктирную линию на графике 440) для всей скважины 420 внутри целевого пласта 414.

На Фигуре 4В показаны графики зависимости медленности от наклона скважины 460 и зависимости вертикальной медленности от горизонтальной 470. На графиках 460 и 470 измеренная медленность в наклонной части скважины, в случае, если пласт анизотропный, показано сплошной линией, а для изотропного пласта (например, без анизотропии) показано пунктирной линией. На графике 460 медленность расположена по вертикальной оси, а наклон ствола скважины - по горизонтальной. Такие же данные показаны на графике 470 с использованием полярного представления, где изотропное поведение изображается круговым сегментом (например, в отличие от эллиптического сегмента для анизотропного случая).

Таким образом, разница между изотропным и анизотропным поведением может быть показана графическим изображением зависимости медленности от наклона ствола скважины. Анализируя эти данные, становится возможным вычислить некоторые параметры упругости пласта; следует отметить, что такие параметры могут применяться в различных областях разработки нефтяных месторождений, таких как: заканчивание скважины, устойчивость ствола скважины, создание гидравлического разрыва пласта и его мониторинг, определение миграции глубин по исходным сейсмограммам.

Акустические данные, снятые в наклонных скважинах, зависят от упругости анизотропии, что в результате приводит к зависимости скорости от угла. В качестве примера, продольные акустические измерения нескольких наклонных скважин внутри одного и того же пласта могут использоваться при подсчете упругости анизотропии. Фигура 5А показывает схематическое поперечное сечение земной коры 510, которое включает целевой пласт 514 между верхним пластом 512 и нижним пластом 516. Внутри целевого пласта 514 размещены разные скважины 522, 524, 526 и 528, каждая из которых имеет общий угол наклона, варьирующийся примерно от 0 до 90 градусов, например, относительно вертикального направления (0 градусов), что может соответствовать оси симметрии доминирующего слоя целевого пласта 514.

На примере Фигуры 5А, способ может включать многоскважинный подход для подсчета анизотропии пласта от данных нескольких скважин по разным углам наклона в одном и том же пласте (например, разные углы для каждой из скважин системы). В качестве такого примера, данные медленности с таких скважин могут быть выведены как функция от угла наклона скважины, как показано на графиках 560 и 570 Фигуры 5В, из чего можно подсчитать параметры анизотропии пласта 514. В примере, показанном на Фигурах 5А и 5В, четыре скважины 522, 524, 526 и 528, каждая из которых имеет разный угол наклона ствола (см. точки от А до D), проникают в анизотропный пласт 514. Графики 560 и 570 показывают усредненные данные медленности в пласте, изображенные как функция от угла наклона скважины для четырех разных углов (например, один из которых составляет примерно 0 градусов, а другой - примерно 90 градусов). Так как пласт 514 анизотропный, то медленность в нем варьирует в зависимости от угла наклона скважины.

В качестве примера, что показывает случай на Фигурах 5А и 5В, алгоритм может использовать способ наименьших квадратов между измеренными скоростями Р-волн как функцию от угла наклона ствола скважины относительно плоскости пласта (например, горизонтально залегающий пласт) и строить модель скоростей группы Р-волн для анизотропной модели. Такая анизотропная модель может быть модифицирована до тех пор, пока разница между измеренными и смоделированными акустическими данными продольных волн не станет минимальной.

Другой подход для такого же случая может рассчитывать на данные по трем заданным угловым диапазонам (приблизительно вертикальный, приблизительно горизонтальный и равный приблизительно 45 градусов). Для приблизительно вертикального и горизонтального углов/направлений существуют аналитические выражения для группы скоростей, из которого можно подсчитать определенную постоянную упругости. Тем не менее относительно данных на 45 градусах, может быть сделано допущение, что фазовые углы не сильно отличаются от группы углов. Такое допущение может дать следующие результаты: во-первых, данные будут доступны для вертикального и горизонтального направлений (например, вертикальный и горизонтальный угол скважины относительно оси симметрии VTI); и, во-вторых, группа углов близкая по значению к фазовым углам может оказаться недействительна, из-за сложности поведения qSV-волн при некоторых комбинациях постоянных упругости.

Что касается другого подхода, включающего акустические данные о P-, S- и трубной волне (например, «волне Стоунли»), то, в данном случае, возможно подсчитать параметры упругости анизотропии. Такая техника основана на включении данных от скважин, которые, главным образом, вертикальны (см., например, скважина 522 на Фигуре 5А). Такой подход использует уравнение плосковолновой скорости (фазовой) со слабой анизотропией, которое не всегда может подойти, особенно, если присутствует qSV-волна, когда могут возникнуть тройственности. В вышеуказанном подходе, P, SV и SH акустические данные от вертикальной нагнетательной скважины и данные от наклонной скважины могут использоваться для подсчета средней анизотропии по пласту.

В еще одном подходе сигнал от поперечной волны от одной скважины может быть проанализирован в терминах «мнимой анизотропии», подсчитанной из разницы в скоростях SV и SH волн. При таком подходе мнимая анизотропия выражается в виде функции зависимости от угла наклона скважины, что позволяет определить три разных режима в зависимости от разницы двух параметров Томсена ε и δ.

Как пример, способ 300 может включать данные о поперечной волне в вычислительный процесс, дополнительно включать данные о трубной волне (например, волне Стоунли) и прогнозировать один или несколько параметров для определения характеристик пласта (например, слоя) без допущения, что анизотропия «слабая» (см., например, Томсен 1986г.). Дополнительно, способ 300 может вычислять одно или несколько подмножеств постоянных упругости (например, или эквивалентных параметров), используя одно или несколько множеств: волны P, SV, SH, трубная/Стоунли (например, включая qP, qSV составляющие и т.д.). В качестве примера, способ 300 может применяться в случаях, когда присутствует латеральная однородность (например, без применения условия, что вертикальная однородность существует).

В качестве примера, способ может включать использование акустических данных от нагнетательной скважины (например, необязательно вертикальной) и части наклонной скважины (например, изгиба). Фигура 6А показывает схематический поперечный разрез земной коры 610, который включает целевой пласт 614 между верхним пластом 612 и нижним пластом 614. В целевом пласте 614 размещены две скважины 622 и 624, из которых скважина 622, главным образом, вертикальная (например, 0 градусов), а скважина 624 наклонная с изгибом в диапазоне углов от приблизительно 45 градусов до приблизительно 90 градусов (например, от 40 градусов до 90 градусов), например, относительно вертикального направления (0 градусов), что может соответствовать оси симметрии доминирующего слоя целевого пласта 614 (например, слоя TI). Фигура 6А также показывает графики 630 наклона и медленности по отношению к глубине наклонной скважины 624 и графики 640 наклона и медленности по отношению к глубине скважины 622. В примере Фигуры 6А скважина 622 может быть нагнетательная, а наклонная скважина 624 может быть эксплуатационная.

Фигура 6А показывает различные точки скважин 622 и 624, где, например, наклонная часть скважины 624 (от точки 2 до точки 4) не лежит вся в целевом пласте 614; таким образом, целевой пласт 614 ограничен диапазоном углов. Также, в наклонной части скважины 624, которая находится в целевом пласте 614 (от точки 3 до точки 4), углы больше чем в перекрывающих породах (в верхнем пласте 612). Как пример, данные скважины 622 (например, вертикальной нагнетательной) (например, от точки 3V до точки 4V) могут быть использованы для вычислений в рамках целевого пласта 614 по приблизительно вертикальному направлению (например, углы, равные или приблизительно равные 0 градусов). Если существует множество данных скважины 622 (например, внутри целевого пласта 614) и другое множество данных скважины 624 (например, внутри целевого пласта 614), то способ может включать комбинацию этих двух множеств данных для улучшения результатов подсчета одного или нескольких свойств анизотропии целевого пласта 614.

Фигура 6В показывает графики 660 и 670 комбинированных данных, которые можно сравнить с графиками 560 и 570 Фигуры 5В. На графиках 660 и 670 представлены данные вертикальной медленности по углу, равному или приблизительно равному 0 градусов наклона, и данные наклонной части с наклоном больше чем приблизительно 45 градусов до приблизительно 90 градусов (например, в диапазоне от 40 градусов до 90 градусов). Опять же, графики 560 и 570 Фигуры 5В показывают данные для четырех дискретных углов (например, скважины 522, 524, 526 и 528), которые включают вертикальное и горизонтальное направления (например, по двум точкам для двух углов между вертикальным и горизонтальным направлением). На графиках 660 и 670 Фигуры 6В, в качестве примера, показаны семь точек по углам больше чем приблизительно 45 градусов.

В качестве примера, для описанных вертикальной скважины и наклонной скважины с наклонной частью больше чем приблизительно 40 градусов до приблизительно 90 градусов (например, включая данные по наклону приблизительно 45 градусов и данные по дополнительным, большим углам), находящиеся внутри целевого пласта, глубины могут быть определены при помощи корреляции каротажа. В таком примере акустические данные вертикальной скважины на одной глубине могут быть объединены с акустическими данными наклонной скважины на такой же глубине в пласте. Такие объединенные акустические данные (например, акустические измерения волн) могут использоваться для подсчета свойств упругости пласта на этой глубине. Имея в наличии подсчитанную анизотропию, корреляции могут быть выполнены между (а) параметрами, которые могут быть измерены в горизонтальной части пласта (например, в наклонной скважине), и (b) неизвестными особенностями. Одно или несколько соотношений, основанные на корреляции (например, между измеряемыми параметрами и неизвестными особенностями), могут потом использоваться для прогнозирования одного или нескольких неизвестных особенностей пласта вдоль горизонтальной части пласта, исходя из измеренных значений параметров пласта.

В качестве примера, акустические данные могут быть вычислены при помощи измерений талевого каната, с использованием LWD измерений или других техник. В наклонной части скважины внутри пласта акустические данные зависят от анизотропии таким образом, что медленность пласта является функцией от угла наклона ствола скважины (например, на различных глубинах для одной наклонной скважины). Такие вариации значения медленности могут использоваться при подсчете упругих свойств пласта и связанных с ними характеристик. Такая информация будет полезна для широкого диапазона операций, таких как: процесс заканчивания скважины, избегание неустойчивости ствола скважины, определение точки для отводящей скважины в нетрадиционных природных породах, таких как сланец, создание гидравлических разрывов, мониторинг с помощью микросейсмических исследований.

Упругие свойства многих типов горных пород можно аппроксимировать с помощью Трансверсальной Изотропии с Вертикальной осью симметрии (VTI или Tl). Физические свойства вещества VTI теоретически идентичны по направлению оси симметрии. В случае горизонтальной множественной слоистости осадочной горной породы ось симметрии вертикальна. Для такой системы тензор упругой деформации может быть описан с использованием пяти коэффициентов упругости: С₁₁, С₃₃, С₄₄, С₆₆ и С₁₃. Данные пять коэффициентов упругости соответствуют коэффициентам тензора напряжений, представленного как «оптимальное представление» (см, например, оптимальное представление Фойгта 940 Фигуры 9).

Пять коэффициентов упругости описывают изменение скорости для трех разных типов волн, квазипродольной волны (qP), квазипоперечной волны с вертикальной поляризацией (qSV) и поперечной волны с горизонтальной поляризацией (SH). Поведение qP и qSV волн зависит от коэффициентов упругости С₁₁, С₃₃, С₄₄ и С₁₃, которые можно интерпретировать как параметры пласта. Что касается поведения SH волны, то оно зависит от значений коэффициентов С₄₄ и С₆₆.

В качестве примера, модель может быть определена на основе коэффициентов упругости (например, или подмножества). Собираемые акустические данные (например, в вертикальной нагнетательной скважины и наклонной эксплуатационной скважины, или по другому сценарию) могут интерпретироваться как данные для модели. В качестве примера, на основе использования такой модели и данных, способ может включать подсчет значений коэффициентов упругости или соответствующих эквивалентов, исходя из акустических данных, измеренных в вертикальной части скважины (например, нагнетательной скважины) и наклонной части скважины (например, наклонной эксплуатационной скважины).

На основании модели, которая описывает анизотропию пласта, могут быть вычислены синтетические данные. На основании измеренных данных вертикальной части скважины в пласте и наклонной части скважины в пласте (например, или данных с других точек) может быть произведен процесс согласования данных, который сопоставляет синтетические данные и измеренные данные. Такой процесс согласования может включать корректировку модели (например, один или несколько параметров модели, которые могут включать один или несколько из вышеуказанных пяти коэффициентов упругости, или эквивалентных им), чтобы минимизировать разницу (или разницы) между по меньшей мере некоторыми из измеренных и синтетических данных.

Что касается модели для подсчета (например, генерирования) синтетических данных, в качестве примера, может быть применена трехмерная конечно-разностная методика. Маллан и др., 2011 г., «Simulation of borehole sonic waveforms in dipping, anisotropic, and invaded formations», (Geophysics, Vol. 76, No. 4, pp. Е127-Е139), который включен в описание настоящей заявки в качестве ссылки, описывает примеры трехмерной конечно-разностной методики (3D FDTD), примененной в пластах с TI симметрией, где скорости продольной и поперечной волны были приравнены к своим коэффициентам упругости С₁₁, С₃₃, С₄₄ и С₆₆. Коэффициенты упругости С₁₂, С₁₃ были получены из комбинаций коэффициентов упругости С₁₁ и С₆₆, С₃₃ и С₄₄ соответственно. 3D FDTD методика обеспечивает численное моделирование акустических измерений скважины, используя Декартовую (прямоугольную) систему координат. 3D FDTD решения и дифференциальные уравнения скорость-напряжение, которые включают 3D вектор скорости, напряжения и тензоры напряжения, связаны между собой через тензор жесткости четвертого ранга, который описывает TI слой (то есть с коэффициентами упругости С₁₁, С₃₃, С₄₄, С₆₆ и С₁₃). 3D FDTD методика включает дискретизацию уравнений с использованием сдвинутой сетки, центральной конечной разности второго порядка в пространстве и во времени. В качестве примера, сетка FD с 1260х181х92 ячейками была использована для осей z, x и y, соответственно. Статья Маллана и других представляет результаты симуляции для вертикальной скважины с акустической энергией, характеризующейся кольцевым плавающим проникающим фронтом. Статья также представляет результаты симуляции для наклонной скважины с целью выявления глубины залегания TI. В качестве примера, 3D FDTD методика может быть реализована для вычисления полной формы волны (например, синтетических данных), которые потом могут быть согласованы с измеренными формами волны (например, измеренными данными формы волны).

В качестве примера, вышеуказанная методика 3D FDTD может применяться в подсчете синтетических данных. В таком примере команды записываются в компьютерный носитель информации и могут выполняться одним или двумя процессорами компьютера для подсчета синтетических данных. Как показано, методика 3D FDTD включает различные коэффициенты, переменные и т.д. Если способ включает минимизацию разницы (разниц) между синтетическими и измеренными данными, то один или несколько коэффициентов, переменных и т.д. модели могут быть отрегулированы для минимизации такой разницы (разниц). Дополнительно, как может быть ясно, один или несколько коэффициентов, переменные и т.д. могут зависеть от глубины. Например, так как измеренные данные могут зависеть от глубины, модель может включать коэффициенты, переменные и т.д., которые зависят от глубины для возможности согласования параметров (например, минимизировать одну или несколько разниц).

Как указано, способ может включать согласование подсчитанных, синтетических данных о форме волны с измеренными данными формы волны. В качестве другого примера, скорости могут быть подсчитаны с использованием модели, которая моделирует скорости ка