RU2634793C1 - Способ разведки и система для обнаружения углеводородов по водяному столбу - Google Patents
Способ разведки и система для обнаружения углеводородов по водяному столбу Download PDFInfo
- Publication number
- RU2634793C1 RU2634793C1 RU2016138541A RU2016138541A RU2634793C1 RU 2634793 C1 RU2634793 C1 RU 2634793C1 RU 2016138541 A RU2016138541 A RU 2016138541A RU 2016138541 A RU2016138541 A RU 2016138541A RU 2634793 C1 RU2634793 C1 RU 2634793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic data
- diffraction
- data
- anomalies
- filter
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 102
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 75
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 claims description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 18
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 15
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 34
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 19
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 19
- 230000004044 response Effects 0.000 description 16
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000000476 thermogenic effect Effects 0.000 description 6
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 5
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 5
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 4
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- ABEXEQSGABRUHS-UHFFFAOYSA-N 16-methylheptadecyl 16-methylheptadecanoate Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)CCCCCCCCCCCCCCC(C)C ABEXEQSGABRUHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000764238 Isis Species 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012472 biological sample Substances 0.000 description 1
- 208000018747 cerebellar ataxia with neuropathy and bilateral vestibular areflexia syndrome Diseases 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002875 fluorescence polarization Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005417 image-selected in vivo spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012739 integrated shape imaging system Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- -1 oil and / or gas) Chemical class 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 238000013349 risk mitigation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N sulfluramid Chemical group CCNS(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/647—Gas hydrates
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске углеводородов в водном пространстве. Описан способ обнаружения углеводородов. Способ включает в себя получение сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки. Затем фильтр применяют к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водной массой, чтобы образовать фильтрованные сейсмические данные. После фильтрации места просачивания идентифицируют по фильтрованным сейсмическим данным. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[01] По этой заявке испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки №61/949802 на патент США, поданной 7 марта 2014 года, под названием ʺExploration method and system for detection of hydrocarbons from water columnʺ, полное содержание которой включено в эту заявку путем ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[02] В общем, это изобретение относится к области разведки углеводородов. В частности, изобретением является способ обнаружения углеводородов (например, нефти и/или газа), который включает в себя использование дистанционных измерений для обнаружения пузырьков в водяном столбе.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[03] Этот раздел предназначен для представления различных аспектов из уровня техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего раскрытия. Можно полагать, что это рассмотрение будет способствовать получению общих положений для содействия лучшему пониманию конкретных аспектов раскрываемых методологий и способов. В соответствии с этим должно быть понятно, что этот раздел следует читать в свете этого и необязательно как принятие предшествующего уровня техники.
[04] В то время как потребность в энергии возрастает на глобальном уровне, запасы углеводородов становится все более трудно обнаруживать и оценивать. Обычно различные способы используют для сбора данных измерений и затем для моделирования мест нахождения потенциальных скоплений углеводородов. Моделирование может включать в себя такие факторы, как (1) образование и выбрасывание жидкости и/или газообразных углеводородов из материнской породы, (2) миграцию углеводородов для накопления в коллекторной породе, (3) захват и закупоривание для предотвращения значительной утечки углеводородов из коллектора. Сбор этих данных может быть полезным при моделировании потенциальных мест нахождения подземных скоплений углеводородов.
[05] В настоящее время сейсмическая разведка методом отраженных волн является доминирующим способом для идентификации скоплений углеводородов. Этот способ является успешным при идентификации структур, которые могут содержать залежи углеводородов, и также может использоваться для получения изображений углеводородных флюидов в подземных скоплениях. Водная масса, расположенная выше подземной области, обычно игнорируется во время обработки сейсмических данных, которая сосредотачивается на подземной области. То есть, сейсмическая обработка направлена на идентификацию подземных структур, которые могут включать в себя углеводороды.
[06] Для определения местоположения углеводородов некоторые способы включают в себя определение мест просачиваний из дна моря, которые называются участками просачивания углеводородов. Эти участки просачивания углеводородов могут приводить к возникновению пузырьковых факелов в водяном столбе, которые могут указывать на присутствие системы активных углеводородов. Идентификация этих пузырьковых факелов является полезной при оценивании поисковой возможности разведки. В одном способе для обнаружения этих пузырьковых факелов используют высокочастотные источники и детекторы в устройстве (например, многолучевом эхолоте). Частоту этого устройства можно настроить близко к резонансной частоте пузырьков и поэтому устройство может быть эффективным при обнаружении этих факелов. Высокие частоты обычно включают в себя частоту 1 кГц и выше. См., например, Leifer I., R. Sassen, P. Stine, R. Mitchell and N. Guinasso (2002), ʺTransfer of hydrocarbons from natural seeps to water column and atmosphereʺ, Geofluids, 2 (2), 95-107. Однако такие способы обычно не выполняют как часть обычной сейсмической разведки. То есть, поскольку для этих способов требуются дополнительные затраты, их не выполняют.
[07] Низкочастотные сейсмические данные можно анализировать для выявления расслоения водяного столба в области исследований, известной как «сейсмическая океанография». См., например, Holbrook W.S., P. Paramo, S. Pearse and R.W. Schmitt (2003), ʺThermohaline fine structure in an oceanographic front from seismic reflection profilingʺ, Science, 301 (5634), 821-824, и Ruddick B., H. Song, C. Dong and L. Pinheiro (2009), ʺWater column seismic images as maps of temperature gradientʺ, Oceanography, 22 (1), 192-205. В этой области исследований горизонтальные или почти горизонтальные сигналы создаются термогалинными границами (температура/соленость) в водяном столбе. Эти сигналы (наряду с остаточными артефактами слоистого источника) образуют шум, который может взаимодействовать с сигналами пузырьковых факелов (то есть, расположенных под большими углами аномалий дифракции в водном слое). То есть, горизонтальная и субгоризонтальная информация может мешать идентификации сигналов пузырьковых факелов.
[08] При наличии существующего способа имеется потребность в совершенствовании способов поиска и разведки для повышения возможности обнаружения участков просачивания углеводородов. Предложенный способ можно определить как способ перед бурением, в соответствии с которым определяют наличие и места просачивания углеводородов из морского дна по измеряемым сейсмическим данным. Кроме того, этот способ можно использовать для точного и экономически эффективного определения местоположения участков просачивания углеводородов на морском дне в масштабе бассейн-участок скопления углеводородов в качестве способа повышения точности оценивания бассейна и богатых участков для разведки.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[09] В одном варианте осуществления описан способ обнаружения углеводородов. Способ включает в себя получение сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки; применение фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водяным столбом, для образования фильтрованных сейсмических данных; и определение мест просачивания на основании фильтрованных сейсмических данных.
[10] В другом варианте осуществления описана компьютерная система для обнаружения углеводородов. Компьютерная система включает в себя процессор; запоминающее устройство, связанное с процессором; и набор инструкций, сохраняемых в запоминающем устройстве. При выполнении процессором набор инструкций конфигурируется для получения сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки; применения фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водяным столбом, для образования фильтрованных сейсмических данных; и определения мест просачивания на основании фильтрованных сейсмических данных.
[11] В других вариантах осуществления фильтр может быть применен для маскирования или отбрасывания определенных частей сейсмических данных. Например, фильтр может быть применен для сохранения сейсмических данных в пределах от около 50% до около 5% максимального наклона дифракции и отбрасывания данных вне пределов. Кроме того, фильтр может маскировать сейсмические данные от поверхности водной массы до 700 метров ниже поверхности водной массы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[12] Упомянутые выше и другие преимущества настоящего раскрытия могут стать очевидными при рассмотрении нижеследующего подробного описания не создающих ограничения примеров вариантов осуществления и чертежей.
На чертежах:
[13] фиг. 1 - вид сбоку морского дна;
[14] фиг. 2 - блок-схема последовательности действий при выполнении разведки углеводородов согласно примеру варианта осуществления предложенных способов;
[15] фиг. 3 - пример характеристики реакции для вертикально перемещающихся пузырьков;
[16] фиг. 4А, 4В и 4С - примеры диаграмм суммированных данных из водяного столба; и
[17] фиг. 5 - структурная схема компьютерной системы, которую можно использовать для выполнения любого из способов, раскрытых в этой заявке.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[18] В нижеследующем разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего раскрытия описываются применительно к предпочтительным вариантам осуществления. Однако, поскольку нижеследующее описание является специфическим относительно конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего раскрытия, оно предназначено только для иллюстрации и представляет собой просто описание примеров вариантов осуществления. В соответствии с этим раскрытие не ограничено конкретными вариантами осуществления, описываемыми ниже, а точнее, оно включает в себя все варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы истинной сущности и в объем прилагаемой формулы изобретения.
[19] Различные термины, используемые в этой заявке, определяются ниже. В тех случаях, когда термин, используемый в формуле изобретения, не определяется ниже, следует принимать во внимание широкое определение, принятое специалистами в данной области техники, при условии, что термин отражен в по меньшей мере печатной публикации или выданном патенте.
[20] Прежде всего, просачивание представляет собой естественную поверхностную утечку газа и/или нефти. Углеводороды (например, нефть) достигают поверхности земной коры по трещинам, разрывам, несогласиям или плоскостям напластования или выходят в пористую породу вследствие поверхностной эрозии. Наличие участка просачивания нефти или газа на дне моря или поверхности моря означает, что три основные геологические условия, критичные для разведки на нефть, удовлетворяются. Во-первых, обогащенные органическими веществами породы осаждены и законсервированы (наличие источника). Во-вторых, источник является нагретым и зрелым (например, зрелость источника). В-третьих, происходит вторичная миграция (например, миграция углеводородов с места нахождения источника). Хотя поверхностным просачиванием термогенных углеводородов не гарантируется, что материальные подземные скопления нефти и газа существуют, просачиванием обеспечивается механизм снижения риска при разведке скоплений углеводородов. То есть, просачивание можно использовать для исключения неопределенности из модели геологической среды.
[21] В настоящем раскрытии описывается усовершенствование способов разведки, в соответствии с которым данные (например, сейсмические данные) из по меньшей мере части водяного столба фильтруют. Поскольку данные о залегании углеводородов обычно трудно получать в региональном масштабе и оценивать должным образом в контексте объединенных углеводородных систем, возможность идентификации и определения характеристик участков просачивания и обнаружения углеводородов в водяном столбе обеспечивает получение важных усовершенствований для оценивания и достижения благоприятных возможностей. Кроме того, использование существующих сейсмических данных обеспечивает получение экономически эффективных усовершенствований для оценивания и достижения благоприятных возможностей. В результате предложенными способами обеспечивается более точное и экономически эффективное определение мест просачивания на морском дне, в соответствии с которым улучшается оценка бассейна.
[22] Просачивание часто создает локализованное изменение или аномалию физических свойств водяного столба, таких как скорость акустической волны и/или плотность. В способах сбора сейсмических данных аномалии физических свойств идентифицируют как дифракционную картину в собираемых или обрабатываемых данных. Эту картину характеризуют как «аномалию дифракции» или «сигнал аномалии дифракции». В предложенных способах сейсмические данные из водяного столба водной массы обрабатывают отсеивающим фильтром для идентификации и обнаружения мест просачивания на основании фильтрованных сейсмических данных. Кроме того, способ может включать в себя идентификацию аномалий дифракции в фильтрованных сейсмических данных в качестве мест просачивания. Фильтрацию можно использовать относительно измеряемых сейсмических данных и/или относительно суммированных сейсмических данных. Кроме того, способ может включать в себя удаление или маскирование частей сейсмических данных о геологической среде (например, участке геологической среды, таком как участок ниже дна моря, или участок ниже определенной глубины ниже дна моря, или участок выше определенной глубины в водяном столбе) до применения фильтра к сейсмическим данным.
[23] Аномалии дифракции используют в геофизике твердых сред для решения конкретных задач, таких как построение изображений разрывов. См., например, Fomel S, Landa E. and Taner M.T. (2007), ʺPoststack velocity analysis by separation and imaging of seismic diffractionsʺ, Geophysics, 72 (6), 89-94. При таком применении энергию недифрагированных волн исключают путем комплексного прослеживания сильных и непрерывных сигналов. В предложенных способах рекомендуется менее сложный фильтр, который удаляет горизонтальные сигналы и шумы на основании наклона. Предложенный подход также распространяется на построение изображения водяного столба и применим для обнаружения пузырьковых факелов.
[24] Отсеивающий фильтр повышает надежность определения места просачивания благодаря уменьшению неопределенности, связанной с идентифицируемыми местами просачивания. То есть, термин «повышает» означает, что связанная с просачиванием аномалия дифракции становится более очевидной благодаря отсеивающему фильтру (например, благодаря повышению ее амплитуды относительно других сигналов недифрагированных волн в данных). Отсеивающий фильтр удаляет горизонтальную энергию из сейсмических данных (например, часть сейсмических данных, связанную с рассматриваемым водяным столбом) при сохранении характеристики наклона ожидаемых факелов с мест просачивания. Фильтрация является полезной, поскольку удаляются участки спектра по углам наклона, которые являются доминирующими благодаря остаточному шуму источника и создающему шум расслоению водяного столба. Кроме того, фильтрация является полезной при удалении участков случайного шума из водяного столба. Это обусловлено тем, что случайный шум образуется как сумма многих наклонов, а диапазон этих наклонов удаляется фильтром. Результат заключается в пониженном уровне остаточного шума. Случайный шум в данных о водяном столбе является такой частью измеряемых данных, которая происходит от некоторого другого, а не применяемого в настоящее время сейсмического источника. Он может включать в себя окружающий шум (например, окружающей среды) или нежелательные участки шума, вызванного буксировкой системы сбора данных, такой как морская буксируемая коса, или остаточными эффектами от предшествующих применений источника.
[25] Например, смешение взвешенных трасс может быть предпочтительным способом реализации отсеивающего фильтра, поскольку для частотно-волновочисленных (ЧВ) фильтров по всему частотному диапазону характерна тенденция переноса артефактов от наиболее жесткого дна к более мягкому вышележащему водяному столбу. Для гарантии удаления горизонтальной энергии предпочтительно, чтобы сумма весов трасс была равна нулю. Набор весов может включать в себя набор из 0,25× {-0,25; -0,5; -0,25; 0,0; 0,5; 1,0; 0,5; 0,0; -0,25; -0,5; -0,25} в случае смешения 11 взвешенных трасс. Количество трасс между отрицательным и положительным максимумами (например, в этом примере четыре трассы с весами от -0,5 до 1,0) представляет собой набор, при котором представляющий интерес наклон на доминирующей частоте пропускается без ослабления.
[26] Например, промежуток между положительными и отрицательными максимальными значениями весов может быть определен различными способами. В частности, способ может включать в себя:
(i) определение заданного наклона с поддержанием без ослабления. При этом и всех последующих упоминаниях наклона следует понимать, что наклон может быть положительным или отрицательным (то есть, время возрастает или убывает, когда расстояние увеличивается). Эта эквивалентность вытекает из симметрии картины дифракции, показанной на фиг. 3. Для простоты в тексте упоминаются положительные наклоны, но под ними следует понимать положительные или отрицательные наклоны с одним и тем же абсолютным значением. Начнем с максимального наклона, который происходит от вступления горизонтально распространяющейся волны:
Наклон_макс=(2/Vw)×1000, и он равен приблизительно 1,3 мс/м (миллисекунд на метр), где Vw является скоростью звуковой энергии в воде в метрах в секунду (м/с). Этот максимальный наклон часто не представлен в данных о водяном столбе вследствие регистрации параметров (например, группами приемников), которые нацелены на снижение вступлений горизонтально распространяющихся волн. В результате наклон, который намечен для прохождения без затухания (то есть, «Наклон_проходящий»), является некоторой частью этого значения (например, 20%) или 0,26 мс/м. Меньшая часть этого максимального наклона, такая как от 10% до 0,1% или от 0,13 мс/м до 0,01 мс/м в этом примере, может быть определена как «почти горизонталь». Диапазон от горизонтали (0 мс/м) до почти горизонтали (0,13 мс/м) может быть задан для удаления или ослабления фильтром. Этот аспект может быть назван удаляющим горизонтальные или почти горизонтальные сигналы.
(ii) определение доминирующей частоты в данных о водяном столбе при использовании любого стандартного способа оценивания (включая просто подсчет циклов). На основании этого полупериод определяется как
Т_полу-=1/(2×частота), и он равен приблизительно 12,5 мс, например в случае, когда преобладающая частота равна 40 Гц (герц).
(iii) определение расстояния для заданного наклона, чтобы переместить полупериод времени:
Расстояние=Т_полу-/Наклон_проходящий, и оно составляет (12,5 мс/0,26 мс/м) или приблизительно 48 м (метров) в этом примере.
(iv) определение количества трасс, которые приближаются к этому требуемому расстоянию, на основании известного разнесения трасс. В настоящем примере для разнесения трасс на 12 м (метров) потребуется разнесение четырех (4) трасс между положительным и отрицательным максимумами в весовой функции, исходно определенной в примере набора весов, приведенном выше. При использовании такого разнесения образуются сигнал на доминирующей частоте и заданный наклон, пропускаемый без ослабления фильтром.
Успешное применение описанного фильтра наклона не особо определяется этой схемной методологией. Удаление большой части составляющей горизонтального наклона является полезным при сохранении большой части наклонов дифракции, которые имеются в данных.
[27] В различных аспектах фильтрации можно регулировать удаление определенных частей сейсмических данных, таких как плоские сегменты и сегменты, находящиеся под большими углами. Как можно понять, в соответствии с этим фильтрацию можно рассчитывать на захват определенных частей данных. Например, фильтр может быть выполнен с возможностью поддержания максимального наклона дифракции от около 50% до около 5%, максимального наклона дифракции от около 40% до около 8% и максимального наклона дифракции от около 30% до около 12%. Оставшаяся часть может быть отброшена или обнулена.
[28] Согласно другим аспектам фильтрация может включать в себя маскирование части сейсмических данных из водной массы между поверхностью и конкретной глубиной ниже поверхности. Например, фильтрацией можно маскировать по меньшей мере часть сейсмических данных от поверхности водной массы до 500 метров ниже поверхности водной массы; от поверхности водной массы до 700 метров ниже поверхности водной массы и/или от поверхности водной массы до 900 метров ниже поверхности водной массы.
[29] Кроме того, способ может включать в себя этап подтверждения для дальнейшего повышения надежности способа при уменьшении неопределенности, связанной с местами просачивания. Этап подтверждения может включать в себя подтверждение наличия мест просачивания с помощью различных способов. Например, наличие мест просачивания можно подтверждать при использовании высокоамплитудных аномалий дифракции, которые возникают после применения отсеивающего фильтра к сейсмическим данным. Этапы подтверждения могут включать в себя идентификацию зон локально высокоамплитудных аномалий дифракции, которые являются почти вертикальными; идентификацию и удаление аномалий шума источника, которые обычно возникают в ранние моменты времени (на интервале меньше чем около 1 с); идентификацию структурных особенностей (например, батиметрических особенностей дна водной массы), которые могут быть связаны с потенциальным факелом; и/или подтверждение наличия предполагаемых аномалий дифракции путем сравнения с данными до суммирования для выделения гиперболических сигналов из вероятных шумовых эффектов.
[30] Например, этап подтверждения может включать в себя идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции; и сравнение одного или нескольких кластеров с картиной пузырьковых факелов для определения мест просачивания. В другом примере этап подтверждения может включать в себя идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции; идентификацию одной или нескольких структурных особенностей геологической среды в области разведки (таких как батиметрические, неглубокие сейсмические особенности и/или разрывы); сравнение одного или нескольких кластеров со структурными особенностями геологической среды для определения мест просачивания (например, путем визуального исследования или вычисления пространственного соотношения). Кроме того, наличие потенциальных мест нахождения пузырьковых факелов можно подтверждать сравнением идентифицированных высокоамплитудных аномалий дифракции с соответствующими данными до суммирования на тех же самых местах. Дифракции могут возникать в данных до суммирования в виде гиперболических волн в подборках трасс до суммирования. В ином случае, ложные дифракции (аномалии), обусловленные шумом, могут возникать в подборках трасс до суммирования как выбранные трассы с высоким уровнем шума или другие структуры, которые не согласуются с ожидаемой гиперболической кривизной при скорости звуковой энергии в воде. В еще одном примере этап подтверждения может включать в себя выполнение одной или нескольких из морской магнитной и гравитационной разведок; оптической зондирующей разведки и разведки с обнаружением тепловых аномалий для получения данных измерений; и сравнение данных измерений с фильтрованными сейсмическими данными для определения мест просачивания. В еще одном примере этап подтверждения может включать в себя получение биологических и химических проб одного или нескольких из флюидов, газов и осадков в области разведки; идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции по фильтрованным сейсмическим данным; и сравнение одного или нескольких кластеров аномалий дифракции с получаемыми биологическими и химическими пробами для определения мест просачивания. Как можно понять, один или несколько из этих этапов подтверждения можно объединять для дальнейшего уменьшения неопределенности относительно мест просачивания.
[31] Кроме того, предложенные способы могут включать в себя другие этапы обработки для уменьшения неопределенности. Например, способ может включать в себя создание спутникового снимка области разведки, который может включать в себя химическую информацию, биологическую информацию, а также другую измерительную информацию.
[32] При предпочтительном использовании этого этапа фильтрации и необязательном использовании этапа подтверждения создается способ, которым можно определять наличие и местоположение просачиваний термогенных углеводородов из дна моря. Кроме того, этот способ можно использовать для точного и экономически эффективного определения местоположения участков просачивания углеводородов на морском дне в масштабе бассейн-участок скопления углеводородов в качестве способа повышения точности оценивания бассейна и богатых участков для разведки. Например, когда сейсмические данные могут быть независимо собраны для мест в геологической среде (например, ниже дна моря), анализ фильтрованных сейсмических данных может включать в себя обработку ранее собранных или одновременно собираемых данных сейсмической разведки. В результате обработкой сейсмических данных для по меньшей мере части водяного столба можно уменьшать неопределенность при минимальных дополнительных затратах. Соответственно, для геофизиков этим способом обеспечивается улучшенная идентификация скоплений углеводородов и повышение достоверности идентификации скоплений углеводородов. Различные аспекты предложенных способов описываются в дальнейшем с обращением к фигурам с 1 по 5.
[33] На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая многочисленные подземные источники и пути миграции углеводородов, присутствующих на дне 100 океана. Углеводороды 102, образованные в материнской породе (непоказанной), мигрируют вверх сквозь разрывы и трещины 104. Мигрирующие углеводороды могут захватываться в коллекторной породе и образовывать скопление углеводородов, такое как скопление 106 газа, скопление 108 нефти и газа и скопление 110 газового гидрата. Как показано позицией 114, углеводороды, просачивающиеся из скопления газового гидрата, могут растворяться в метане и высших углеводородах (например, этане, пропане) в океане 112 или, как показано позицией 116, могут оставаться в виде газового гидрата на дне 100 океана. В ином случае, как показано позицией 118, нефть или газ из нефтяного/газового коллектора 108 могут просачиваться в океан и образовывать нефтяное пятно 120 на поверхности 122 океана. Бактериальная пленка 124 может формироваться на месте выхода газа на поверхность, вытекающего из газового коллектора 106, и могут образовываться биогенные углеводородные газы при разложении термогенного жирного газа. Другой процесс просачивания углеводородов происходит через грязевой вулкан 126, в результате чего может образовываться нефтяное пятно 128 на поверхности океана. Нефтяные пятна 120 и 128 или газ 130 (метан и, например, этан, пропан и т.д.), выделяющийся из них, являются признаками просачивания углеводородов, которое, в свою очередь, является признаком возможного подземного скопления углеводородов. Сигнатуры, измеряемые на каждом из этих участков просачивания, можно анализировать в соответствии с раскрытыми методологиями и способами, изложенными в этой заявке, для проведения различий между происхождениями углеводородов на этих участках просачивания. В частности, при использовании методологий и способов, таких как методологии и способы, раскрытые в публикации №2013/071185 международной заявки, можно различать углеводороды, которые мигрируют непосредственно к поверхности без встречи с ловушкой, в которой они могут накапливаться (например, первый источник), и углеводороды, которые вытекают из подземного скопления (например, второй источник). Если наличие и объем такого скопления углеводородов можно идентифицировать, то можно извлекать углеводороды из такого скопления.
[34] На фиг. 2 представлена блок-схема 200 последовательности действий при выполнении разведки углеводородов в соответствии с примером варианта осуществления предложенных способов. Как показано в блоке 202 на блок-схеме 200 последовательности действий, получают сейсмические данные для области разведки, как показано в блоках с 204 по 208, сейсмические данные обрабатывают, чтобы идентифицировать места просачивания, как показано в блоке 210, подтверждают наличие мест просачивания, и как показано в блоках 212 и 214, углеводороды идентифицируют и добывают. Фильтрация сейсмических данных повышает качество обработки благодаря уменьшению неопределенности, связанной с местами просачивания.
[35] Как показано в блоке 202, прежде всего получают сейсмические данные. Получение сейсмических данных может включать в себя определение области разведки; сбор измеряемых сейсмических данных и выполнение некоторой начальной обработки измеряемых сейсмических данных. В ином случае, сейсмические данные могут быть получены из результатов ранее выполненной разведки.
[36] После получения сейсмических данных можно выполнить обработку сейсмических данных, показанную в блоках с 204 по 208. Согласно блоку 204 можно выполнить необязательное суммирование сейсмических данных, чтобы образовать суммированные сейсмические данные. Суммирование сейсмических данных может включать в себя объединение сейсмических трасс для уменьшения влияния шума в отдельных сейсмических трассах и повышения качества данных. Суммирование может включать в себя полное суммирование, частичное суммирование, наклонное суммирование и суммирование другими способами. Например, способы суммирования по общей средней точке можно использовать для образования подборок трасс общей глубинной точки из сейсмических трасс. После этого согласно блоку 206 применяют фильтр к сейсмическим данным, которые могут быть измеряемыми сейсмическими данными или суммированными сейсмическими данными. Фильтр улучшает обнаружение аномалий в виде пузырьковых факелов (например, благодаря уменьшению горизонтальных или почти горизонтальных и необязательно случайных составляющих относительно находящихся под большими углами аномалий дифракции). Фильтр дополнительно поясняется ниже при обращении к фиг. 3. Как показано в блоке 208, по фильтрованным сейсмическим данным идентифицируют места просачивания. Идентификация мест просачивания может включать в себя визуальное исследование изображений сейсмических данных для выявления мест просачивания или использование инструкций, выполняемых компьютером, для выделения потенциальных мест просачивания. Например, сначала идентифицируют потенциальные аномалии по наличию амплитуды, которая больше, чем значения в окрестности. Можно исследовать амплитуды из фильтрованных данных или огибающих, извлекаемых из фильтрованных данных. Кроме того, в случае истинных амплитудных данных аномалии можно идентифицировать с помощью фактической амплитуды сигнала дифракции. По всей вероятности, представляющие интерес аномалии в виде пузырьковых факелов имеют абсолютные амплитуды, которые составляют около 0,0001 или больше.
[37] Согласно блоку 210 наличие мест просачивания может быть подтверждено. Как отмечалось выше, подтверждение наличия мест просачивания может включать в себя различные способы, в которых используют высокоамплитудные аномалии дифракции из фильтрованных сейсмических данных. Этапы подтверждения могут включать в себя идентификацию локально высокоамплитудных зон, которые являются почти вертикальными; идентификацию и удаление аномалий шума источника, таких, какие обычно проявляются в ранние моменты времени (на интервале меньше чем около 1 с); идентификацию структурных особенностей (например, придонных батиметрических особенностей), которые могут быть связаны с возможными факелами); и/или подтверждение наличия предполагаемых высокоамплитудных аномалий дифракции путем сравнения данных до суммирования для проведения различий между гиперболическими сигналами из вероятных эффектов шумов. Другие примеры различных данных, которые можно использовать, чтобы подтверждать наличие мест просачивания, описаны в публикации №2013/071185 международной заявки, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки. Этап подтверждения может включать в себя один или несколько из этих способов, отдельно или в сочетании, для дальнейшего уменьшения неопределенности относительно мест просачивания.
[38] Как показано в блоках 212 и 214, после определения мест просачивания идентифицируют и добывают углеводороды. Согласно блоку 212 углеводороды идентифицируют на основании, по меньшей мере частично, идентифицированных мест просачивания. Например, идентифицированные места просачивания можно объединять с другими измеряемыми данными или моделями геологической среды для подземных областей ниже области разведки (например, местами ниже дна моря). После этого подтвержденные аномалии могут быть дополнительно оценены с помощью геохимического анализа на основании, например, этапа сбора проб, такого как исследование керна сбрасываемым прибором. Исследованием керна сбрасываемым прибором (или другим геохимическим исследованием) можно выявить батиметрические или другие аномалии (например, вогнутые понижения или разрывы), которые идентифицируют во время этапа подтверждения как возможные места источников аномалии в виде факела. Данные этих различных видов могут быть объединены на основании информации о местоположении, связанной с соответствующими данными, для уменьшения неопределенности, связанной с существованием углеводородов. Наконец, как показано в блоке 214, идентифицированные углеводороды можно начать добывать. Вместе с идентификацией углеводородов можно осуществлять бурение скважины, чтобы получать доступ к скоплению углеводородов. Кроме того, добыча может включать в себя установку оборудования и устройств для ведения добычи, выполненных с возможностью мониторинга и добычи углеводородов из продуктивных интервалов, на которых обеспечивается доступ к углеводородам в подземном пласте. Оборудование и устройства для ведения добычи могут включать в себя одну или несколько установок для обработки и управления потоком добываемых флюидов, таких как углеводороды и/или вода, из пласта. Для доступа к продуктивным интервалам оборудование и устройства для ведения добычи могут быть соединены с фонтанной арматурой и различными управляющими клапанами через посредство регулируемого шланга, эксплуатационных труб для прохождения флюидов от фонтанной арматуры к оборудованию и устройствам для ведения добычи, поддерживающей трубы для гидравлических или электрических устройств и кабеля цепи управления для установления связи с другими устройствами в буровой скважине.
[39] Практическую значимость имеет то, что способ обеспечивает расширение возможностей разведки углеводородов. В частности, способ можно использовать до выполнения операций бурения, чтобы уменьшать риск безрезультатной разведки путем получения большего количества информации о наличии мест и местах просачивания термогенных углеводородов из морского дна. Кроме того, благодаря использованию сейсмических данных способ может быть экономически более эффективным, чем другие дистанционные способы обнаружения. В результате этим способом улучшаются оценка бассейна и способы разведки богатых областей. Кроме того, объединение сейсмических данных с гравитационными, магнитными и акустическими данными из других наземных исследований, моделью геологической среды или с другой информацией может обеспечить дополнительное повышение качества разведочных работ.
[40] На фиг. 3 представлен пример графика 300 характеристики 302 реакции на вертикально перемещающийся пузырек. На этом графике 300 характеристика 302 реакции показана относительно расстояния вдоль суммарного разреза 304 в зависимости от времени 306. Она представляет собой реакцию аномалии дифракции сейсмической волны на пространственно локализованное изменение скорости сейсмической волны или плотности. Пузырьковый факел можно считать набором таких локализованных изменений, которые проявляются в данных в виде совокупности характеристик реакции аномалии дифракции.
[41] Как можно понять, различные участки характеристики 302 реакции можно фильтровать, чтобы снижать шум в сейсмических данных, связанных с водяным столбом. Например, областью 308 представлены плоские сегменты характеристики 302 реакции. Плоские сегменты являются плоскими падениями, которые возникают при одних и тех же углах наклона, как и значительная часть шума источников и нежелательное расслоение водяного столба. Фильтр, применяемый к сейсмическим данным, может удалять сейсмические данные из характеристики 302 реакции в области 308. Благодаря удалению этого участка спектра углов падения удаляется участок сигнала аномалии дифракции для уменьшения большого участка интерферирующих шумов и нежелательного расслоения водяного столба. Областью 310 представлена информация для больших углов, которая обычно теряется вследствие конфигурации группы приемников (например, вследствие скорости звуковой энергии в воде, соотнесенной с максимальным углом наклона). В некоторых вариантах осуществления, когда эти данные могут быть полезными, их также можно фильтровать. Области характеристики реакции между этими двумя областями 308 и 310 представляют собой плечевые падения, в которых имеются предпочтительные отношения сигнала к шуму для сейсмических данных в водяном столбе.
[42] Пунктирные характеристики с 311 по 314 реакции образуют касательные линии к характеристике 302 реакции. Характеристика 311 реакции находится в точке на характеристике 302 реакции, которая пропорционально связана со скоростью звуковой энергии в воде (например, около 1,3 мс/м). Характеристика 312 реакции находится в точке на характеристике 302 реакции, которая пропорционально связана с заданным диапазоном данных, около 0,26 мс/м. Характеристика 314 реакции находится в точке на характеристике 302 реакции, которая пропорционально связана с горизонтальным максимумом (например, при 0 мс/м). Как можно понять, фильтрацию можно предназначать для захвата некоторых участков характеристики 302 реакции. Например, фильтрацию можно выполнять для поддержания максимального наклона дифракции от около 50% до около 5%, максимального наклона дифракции от около 40% до около 8% или максимального наклона дифракции от около 30% до около 12%. Оставшийся участок можно исключать или обнулять.
[43] Например, отсеивающий фильтр может охватывать входные данные из суммарного двумерного профиля, который обработан для сохранения данных о водяном столбе. Обработка сейсмических данных для сохранения данных о водяном столбе может включать в себя пикинг скоростей в водяном столбе, мьютинг для удаления данных о подводной подстилающей породе, мьютинг шума источников и/или другую фильтрацию для снижения остаточных шумов источников. Суммированные трехмерные данные могут быть обработаны аналогичным образом на этапе отсеивания с получением набора суммарных двумерных профилей.
[44] На фиг. 4А, 4В и 4С представлены диаграммы суммированных данных о водяном столбе. На фиг. 4А диаграммой 400 представлены суммированные сейсмические данные из водяного столба, которые включают в себя многочисленные плоские сегменты из остаточного шума источников или расслоения воды. На этой диаграмме 400 представлены суммированные сейсмические данные до применения отсеивающего фильтра. На этой диаграмме 400 область выше дна 402 моря представляет собой водяной столб. Дно 402 моря имеет структурную особенность 404 (например, батиметрическую особенность дна водной массы), которая на этой диаграмме 400 представляет собой участок просачивания. Кроме того, в водяном столбе представлены многочисленные артефакты 406 (например, плоские сегменты). В этих сейсмических данных трудно обнаружить пузырьки.
[45] На фиг. 4В диаграммой 420 представлены суммированные сейсмические данные из водяного столба после применения отсеивающего фильтра. На этой диаграмме 400 область выше дна 402 моря представляет собой водяной столб, а структурной особенностью 404 является участок просачивания. Многочисленные артефакты 426 представлены в водяном столбе. Как показано на этой диаграмме 420, горизонтальная энергия большей частью удалена, при этом остались потенциальные аномалии в виде пузырьковых факелов, показанные сигналами 426. Таким образом, фильтрация сейсмических данных обеспечивает более ясную индикацию места нахождения участка просачивания углеводородов.
[46] На фиг. 4С диаграммой 440 представлены полные двумерные сейсмические данные о водяном столбе и показана высокоамплитудная аномалия 442 дифракции в виде узкого вертикального объекта, который является потенциальным пузырьковым факелом. Особенностью 404 дна водной массы ниже этой аномалии подтверждается, что аномалия может быть факелом, имеющем отношение к участку просачивания углеводородов. Высокоамплитудным мелководным участком 444 представлены остаточные артефакты от шума источника или нежелательного термогалинного расслоения, которое обнаруживается на небольших глубинах. Соответственно, на основании этой диаграммы 440 маскирование может быть применено для удаления сейсмических данных о водяном столбе, который находится на меньшей глубине, чем определенная глубина. Например, данные из глубины водной массы меньше чем 900 м (метров), меньше чем 700 м и/или меньше чем 500 м можно фильтровать или маскировать, чтобы упрощать интерпретацию. То есть, фильтрация может включать в себя маскирование части сейсмических данных в водной массе между поверхностью и определенной глубиной ниже поверхности. Например, фильтрацией можно маскировать по меньшей мере часть сейсмических данных от поверхности водной массы до 500 метров ниже поверхности водной массы; от поверхности водной массы до 700 метров ниже поверхности водной массы; и/или от поверхности водной массы до 900 метров ниже поверхности водной массы.
[47] Для примера на фиг. 5 представлена структурная схема компьютерной системы 500, которую можно использовать для выполнения любых способов, раскрытых в этой заявке. Центральный процессор (ЦП) 502 соединен с системной шиной 504. Центральный процессор 502 может быть любым центральным процессором общего назначения, хотя архитектуры других видов центрального процессора 502 (или другие компоненты приведенной для примера системы 500) можно использовать при условии, что центральный процессор 502 (и другие компоненты системы 500) поддерживает действия изобретения, описанные в этой заявке. Центральный процессор 502 может выполнять различные логические инструкции в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями. Например, центральный процессор 502 может выполнять инструкции машинного уровня для осуществления обработки в соответствии с аспектами и методологиями, раскрытыми в этой заявке.
[48] Кроме того, компьютерная система 500 может включать в себя компьютерные компоненты, такие как оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 506, которое может быть статическим оперативным запоминающим устройством, динамическим оперативным запоминающим устройством, синхронным динамическим оперативным запоминающим устройством или аналогичным. Компьютерная система 500 может также включать в себя постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 508, которое может быть программируемым постоянным запоминающим устройством, стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством, электрически стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством или аналогичным. Как известно в данной области техники, в оперативном запоминающем устройстве 506 и постоянном запоминающем устройстве 508 сохраняются пользовательские и системы данные и программы. Кроме того, компьютерная система 500 может включать в себя адаптер 510 ввода-вывода (в/в), адаптер 522 связи, адаптер 524 пользовательского интерфейса и дисплейный адаптер 518. Согласно некоторым аспектам и способам адаптер 510 ввода-вывода, адаптер 524 пользовательского интерфейса и/или адаптер 522 связи позволяют пользователю взаимодействовать с компьютерной системой 500 для ввода информации.
[49] Предпочтительно, чтобы в компьютерной системе 500 адаптер 510 ввода-вывода был соединен с устройством (устройствами) 512 хранения данных, таким как один или несколько из дисководов жесткого диска, дисководов компакт-диска (КД), накопителей для дискет, ленточных накопителей и т.д. Устройство (устройства) хранения данных может использоваться в случае, когда оперативного запоминающего устройства 506 недостаточно для удовлетворения требований к объему памяти, относящейся к сохранению данных, необходимых для выполнения действий согласно вариантам осуществления предложенных способов. Память для хранения данных из компьютерной системы 500 можно использовать для сохранения информации и/или других используемых или образуемых данных, раскрытых в этой заявке. Адаптер 522 связи может соединять компьютерную систему 500 с сетью (непоказанной), и это может позволить вводить информацию в компьютерную систему 500 или выводить из нее через посредство сети (например, глобальной сети, локальной вычислительной сети, беспроводной сети, любого сочетания сетей, упомянутых выше). Адаптер 524 пользовательского интерфейса связывает пользовательские устройства ввода, такие как клавиатура 528, указывающее устройство 526 и т.п., с компьютерной системой 500. Дисплейный адаптер 518 приводится в действие центральным процессором 502 для управления при помощи драйвера 516 дисплея отображением на дисплейном устройстве 520. Информация и/или представления из одного или нескольких двумерных «холстов» и одного или нескольких трехмерных окон могут быть отображены в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями.
[50] Архитектуру системы 500 можно изменять по желанию. Например, можно использовать любое подходящее устройство на основе процессора, в том числе, но без ограничения, персональные компьютеры, ноутбуки, компьютерные рабочие станции и многопроцессорные серверы. Кроме того, варианты осуществления могут быть реализованы на интегральных схемах прикладной ориентации (ИСПО) или сверхбольших интегральных схемах (СБИС). Фактически, специалисты в данной области техники могут использовать любое количество подходящих структур, способных выполнять логические операции в соответствии с вариантами осуществления.
[51] В одном или нескольких вариантах осуществления способ может быть реализован при использовании машиночитаемой логики, набора инструкции или кода, который при выполнении осуществляет способ определения и/или оценивания мест просачивания. Код может использоваться или выполняться вычислительной системой, такой как компьютерная система 500. Компьютерную систему можно использовать для сохранения набора инструкций, которые используются для управления данными, различными способами измерений и другими аспектами предложенных способов.
[52] Например, компьютерная система для обнаружения углеводородов может включать в себя процессор; запоминающее устройство, связанное с процессором; и набор инструкций, сохраняемых в запоминающем устройстве и при выполнении конфигурируемых для получения сейсмических данных, имеющих отношение к водной массе в области разведки; применения фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалии дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водяным столбом, для образования фильтрованных сейсмических данных; и определения мест просачивания на основании фильтрованных сейсмических данных. Кроме того, набор инструкций может быть сконфигурирован для применения фильтра к сейсмическим данным для поддержания сейсмических данных в пределах от около 50% до около 5% максимального наклона дифракции и отбрасывания данных вне этого предела; и/или применения маскирования к сейсмическим данным от поверхности водяной массы до 500 метров ниже поверхности водяной массы; от поверхности водяной массы до 700 метров ниже поверхности водяной массы; или от поверхности водяной массы до 900 метров ниже поверхности водяной массы.
[53] В других вариантах осуществления набор инструкций может быть специально сконфигурирован для выполнения других задач. Например, набор инструкций может быть сконфигурирован для идентификации аномалий дифракции в фильтрованных сейсмических данных в качестве мест просачивания; создания карты на основе спутниковых снимков; суммирования сейсмических данных до применения фильтра к сейсмическим данным; применения фильтра для удаления горизонтальной энергии из сейсмических данных и сохранения характеристики наклона факелов с мест просачивания; применения фильтра для удаления горизонтальных сигналов и шумов на основании наклона; и/или применения фильтра, содержащего применение фильтра смешения взвешенных трасс, для которых сумма весов трасс равна нулю для гарантии исключения горизонтальной энергии.
[54] В других вариантах осуществления набор инструкций может быть сконфигурирован для подтверждения наличия аномалий дифракции в фильтрованных сейсмических данных в качестве мест просачивания. Подтверждение может включать в себя: (i) идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции и сравнение одного или нескольких кластеров с ожидаемой картиной факелов просачивания для определения мест просачивания; (ii) идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции, идентификацию одной или нескольких структурных особенностей геологической среды в области разведки, сравнение одного или нескольких кластеров со структурными особенностями геологической среды для определения мест просачивания; (iii) получение не суммированных сейсмических данных, связанных с аномалиями, исследование не суммированных данных для определения происхождения высокоамплитудных аномалий и определение, что происхождение аномалий согласуется с источником гиперболических аномалий дифракции; (iv) выполнение одного или нескольких из морской магнитной и гравитационной разведок; оптической зондирующей разведки, обнаружения пленок нефти радиолокатором с синтезированной апертурой и разведки с обнаружением тепловых аномалий для получения данных измерений и сравнения данных измерений с фильтрованными сейсмическими данными, чтобы определить места просачивания; и/или (v) получение биологических и химических проб одного или нескольких из флюидов, газов и осадков в области разведки; идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции по фильтрованным сейсмическим данным; сравнение одного или нескольких кластеров аномалий дифракции с получаемыми биологическими и химическими пробами для определения мест просачивания.
[55] В одном или нескольких вариантах осуществления в способе можно использовать сочетание спутниковых, воздушных, акустических и сейсмических способов с подводными датчиками для определения характеристик и картирования углеводородов в морской среде. Сочетанием геофизических способов с подводными датчиками обеспечиваются более полное описание характеристик и картирование углеводородов в морской среде в масштабе бассейн-участки разведки. Например, различные независимые способы могут включать в себя дистанционное обнаружение (например, спутниковое и/или воздушное), построение сейсмических и акустических изображений (например, прежде всего с кораблей: многолучевым эхолотом, гидролокатором бокового обзора, придонным профилографом; которые также могут быть включены в автономный подводный аппарат для построения высококачественных изображений благодаря близости ко дну моря, но в намного более локальном объеме), магнитную и гравитационную разведку (с корабельных или воздушных приборов или с автономного подводного аппарата в более локальной области), химическое обнаружение (с автономного подводного аппарата: прежде всего масс-спектрометром и флуориметром) и отбор проб осадков, биологических и химических проб (например, обычно плунжерным керноотборником, но предпочтительно использовать подводный аппарат для получения проб осадков, флюида (нефти, воды) или/и газовой пробы в случае инертных газов и изотопологов, и биологической пробы). Согласно способу можно использовать летательные аппараты и морские суда (например, корабли и/или подводные аппараты (например, необитаемые подводные аппараты, которые могут включать в себя дистанционно управляемые аппараты (ДУА) или автономные подводные аппараты (АПА)). При объединении этих способов в совмещенный способ можно определять наличие и место просачивания термогенных углеводородов из морского дна.
[56] В одном или нескольких вариантах осуществления способ может включать в себя подтверждение достоверности или объединение способов дистанционных измерений с фильтрованными сейсмическими данными. Способы дистанционного обнаружения могут включать себя морское активное акустическое обнаружение (многолучевым эхолотом, средством двумерной (2М) сейсмической разведки, средством трехмерной (3М) сейсмической разведки, придонным профилографом, гидролокатором бокового обзора и т.д.); построение изображений и спектроскопию нефтяных пятен и атмосферных газовых куполов (например, инфракрасную (ИК) для обнаружения атмосферных газов, с помощью радиолокационного определения отражательной способности и т.д.); использование буксируемых химических датчиков (масс-спектрометров и т.д.); пассивное акустическое обнаружение; дискретный отбор с надводного судна проб воздуха, воды или грунта на различных местах; использование сбрасываемых и плунжерных керноотборников; магнитную и гравитационную разведки; оптическое обнаружение; обнаружение тепловых аномалий; и/или другой способ дистанционного обнаружения. Эти способы дистанционного обнаружения могут выполняться с использованием спутников, воздушных аппаратов и/или морских аппаратов. Например, достоверность фильтрованных сейсмических данных можно подтверждать при использовании данных о многолучевом обратном рассеянии, которые могут давать представление о структурных особенностях геологической среды (например, об аномальной твердости, шероховатости морского дна и/или об объемной неоднородности в неглубоком поддонном грунте), и при рассмотрении батиметрических данных, собираемых для локальных поднятий, впадин, линий разрыва, вогнутых понижений и других геологических индикаторов, которые могут соответствовать проницаемым путям миграции углеводородов к морскому дну. Соответственно, интерпретации, выполняемые на основании этих мест просачивания, достоверность которых подтверждается, могут позволить выполнить геологические интерпретации или построить модели возможных зон или перспективных участков на основании этой исходной информации. Кроме того, эти потенциальные участки могут быть полезными объектами разведки для определения, имеются ли просачивающиеся термогенные углеводороды.
[57] В одном или нескольких вариантах осуществления способ может включать в себя подтверждение достоверности или объединение способов непосредственных измерений с фильтрованными сейсмическими данными. Способы непосредственных измерений могут включать в себя развертывание подводного аппарата на месте просачивания, которое может быть одним из различных мест просачивания, идентифицированных по фильтрованным сейсмическим данным, и обработку данных измерений. Способы непосредственных измерений могут включать в себя способы поляризации флуоресценции, флуорометрические способы, способы обнаружения метана и других химических соединений (например, получение масс-спектрометрических данных или данных газовой хроматографии (ГХ)), способы отбора биологических и химических проб, способы измерения температуры, способы захвата камерой и/или другие составные части измерений. Анализ проб может включать в себя геохимию скученных изотопов, геохимию инертных газов и микробиологию. Эти способы анализов описаны в публикации PCT/US2013/021258 международной заявки, публикации PCT/US2013/033160 международной заявки и публикации PCT/US2012/052542 международной заявки.
[58] Следует понимать, что предшествующее является только подробным описанием конкретных вариантов осуществления изобретения и что многочисленные изменения, модификации и варианты раскрытых вариантов осуществления могут сделаны в соответствии с раскрытием в этой заявке без отступления от объема изобретения. Поэтому предшествующее описание не означает ограничения объема изобретения. Точнее, объем изобретения должен определяться только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами ее. Кроме того, предполагается, что структуры и признаки, включенные в представленные примеры, могут быть изменены, перегруппированы, заменены, удалены, повторены, объединены или добавлены друг к другу. Определенные артикли и неопределенные артикли необязательно ограничены значением один, а скорее являются инклюзивными и неограниченными, так что охватывают, но необязательно, такие многочисленные элементы.
Claims (47)
1. Способ обнаружения углеводородов, содержащий этапы, на которых:
получают сейсмические данные, связанные с водной массой в области разведки;
маскируют сейсмические данные из водной массы между поверхностью водной массы и 500 метрами ниже поверхности водной массы;
маскируют сейсмические данные из-под дна моря;
применяют фильтр к по меньшей мере части сейсмических данных из части водяного столба для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водяным столбом, чтобы образовать фильтрованные сейсмические данные; и
определяют места просачивания из дна моря на основании фильтрованных сейсмических данных.
2. Способ по п. 1, также содержащий идентификацию аномалий дифракции в фильтрованных сейсмических данных в качестве мест просачивания.
3. Способ по п. 2, также содержащий подтверждение наличия аномалий дифракции в фильтрованных сейсмических данных в качестве мест просачивания.
4. Способ по п. 3, в котором подтверждение наличия аномалий дифракции содержит:
идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции; и
сравнение одного или нескольких кластеров с ожидаемой картиной факелов просачивания для определения мест просачивания.
5. Способ по п. 3, в котором подтверждение наличия аномалий дифракции содержит:
идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции;
идентификацию одной или нескольких структурных особенностей геологической среды в области разведки;
сравнение одного или нескольких кластеров со структурными особенностями геологической среды для определения мест просачивания.
6. Способ по п. 3, в котором подтверждение наличия аномалий дифракции содержит:
получение несуммированных сейсмических данных, связанных с аномалиями;
исследование несуммированных данных для определения происхождения высокоамплитудных аномалий;
определение того, что происхождение аномалий согласуется с источником гиперболических аномалий дифракции.
7. Способ по п. 3, в котором подтверждение наличия аномалий дифракции содержит:
выполнение одного или нескольких из морской магнитной и гравитационной разведок; оптической зондирующей разведки, обнаружения нефтяного пятна радиолокатором с синтезированной апертурой и разведки с обнаружением тепловых аномалий для получения данных измерений; и
сравнение данных измерений с фильтрованными сейсмическими данными для определения мест просачивания.
8. Способ по п. 3, в котором подтверждение наличия аномалий дифракции содержит:
получение биологических и химических проб одного или нескольких из флюидов, газов и осадков в области разведки;
идентификацию одного или нескольких кластеров аномалий дифракции по фильтрованным сейсмическим данным;
сравнение одного или нескольких кластеров аномалий дифракции с получаемыми биологическими и химическими пробами для определения мест просачивания.
9. Способ по п. 1, также содержащий создание спутникового снимка области разведки.
10. Способ по п. 1, также содержащий суммирование сейсмических данных до применения фильтра к сейсмическим данным.
11. Способ по п. 1, в котором маскирование производят до применения фильтра к сейсмическим данным.
12. Способ по п. 1, в котором маскирование содержит маскирование сейсмических данных от поверхности водной массы до 700 метров ниже поверхности водной массы.
13. Способ по п. 1, в котором маскирование содержит маскирование сейсмических данных от поверхности водной массы до 900 метров ниже поверхности водной массы.
14. Способ по п. 1, в котором применением фильтра удаляют горизонтальную энергию из сейсмических данных и сохраняют характеристику наклона факелов с мест просачивания.
15. Способ по п. 1, в котором применением фильтра удаляют горизонтальные сигналы и шумы на основании наклона.
16. Способ по п. 1, в котором применение фильтра содержит применение фильтра смешения взвешенных трасс, при этом сумма весов трасс равна нулю для гарантии удаления горизонтальной энергии.
17. Способ по п. 1, в котором применение фильтра содержит применение фильтра для обработки данных в пределах от около 50% до около 5% максимального наклона дифракции и отбрасывание данных вне пределов.
18. Способ по п. 1, в котором применение фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных также содержит применение фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно случайных сигналов, связанных с водяным столбом, для образования фильтрованных сейсмических данных.
19. Компьютерная система для обнаружения углеводородов, содержащая:
процессор;
запоминающее устройство, связанное с процессором; и
набор инструкций, сохраняемых в запоминающем устройстве и при выполнении конфигурируемых для:
получения сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки;
маскирования сейсмических данных из водной массы между поверхностью водной массы и 500 метрами ниже поверхности водной массы;
маскирования сейсмических данных из-под дна моря;
применения фильтра к по меньшей мере части сейсмических данных из части водяного столба для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водяным столбом, для образования фильтрованных сейсмических данных; и
определения мест просачивания из дна моря на основании фильтрованных сейсмических данных.
20. Компьютерная система по п. 19, в которой набор инструкций сконфигурирован для применения фильтра к сейсмическим данным для поддержания сейсмических данных в пределах от около 50% до около 5% максимального наклона дифракции и отбрасывания данных вне пределов.
21. Компьютерная система по пп. 19-20, в которой набор инструкций сконфигурирован для маскирования сейсмических данных от поверхности водной массы до 700 метров ниже поверхности водной массы.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201461949802P | 2014-03-07 | 2014-03-07 | |
| US61/949,802 | 2014-03-07 | ||
| PCT/US2014/071918 WO2015134090A1 (en) | 2014-03-07 | 2014-12-22 | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2634793C1 true RU2634793C1 (ru) | 2017-11-03 |
Family
ID=52355248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016138541A RU2634793C1 (ru) | 2014-03-07 | 2014-12-22 | Способ разведки и система для обнаружения углеводородов по водяному столбу |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9891331B2 (ru) |
| EP (1) | EP3114505B1 (ru) |
| AU (1) | AU2014385229B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016015869A8 (ru) |
| CA (1) | CA2937226C (ru) |
| MX (1) | MX2016009481A (ru) |
| RU (1) | RU2634793C1 (ru) |
| WO (1) | WO2015134090A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10145974B2 (en) | 2014-03-07 | 2018-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column |
| AU2016317076B2 (en) * | 2015-09-04 | 2019-08-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column |
| WO2018217875A1 (en) * | 2017-05-23 | 2018-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Analogue facilitated seismic data interpretation system |
| CN107942392B (zh) * | 2017-11-15 | 2023-08-11 | 自然资源部第二海洋研究所 | 一种声学底质与水柱测试***及方法 |
| CN110531414B (zh) * | 2019-08-21 | 2020-10-30 | 中国矿业大学 | 一种高倾角多层界面的反射地震断层精细探测方法 |
| US11415719B2 (en) | 2020-02-12 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method of application of polarization filtering on single component seismic data for interface wave noise attenuation |
| US11474267B2 (en) * | 2020-06-11 | 2022-10-18 | China Petroleum & Chemical Corporation | Computer-implemented method and system employing compress-sensing model for migrating seismic-over-land cross-spreads |
| US12000972B2 (en) | 2021-10-20 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuation of interface waves using single component seismic data |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070265782A1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for locating gas hydrate |
| RU2340917C1 (ru) * | 2004-10-22 | 2008-12-10 | Тихару АОЯМА | Система и способ разведки ресурсов морского дна |
| CN101644781A (zh) * | 2009-07-28 | 2010-02-10 | 刘学伟 | 一种利用纵横波波阻抗增量比识别天然气水合物的方法 |
| RU2434250C1 (ru) * | 2010-06-30 | 2011-11-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Опытно-конструкторское бюро океанологической техники Российской академии наук | Способ регистрации сейсмических сигналов на акватории моря при поиске подводных залежей углеводородов |
| WO2013071185A1 (en) * | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration method and system for detection of hydrocarbons |
Family Cites Families (102)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3835710A (en) | 1971-05-03 | 1974-09-17 | L Pogorski | Geo-chemical exploration method |
| US3862576A (en) | 1972-05-22 | 1975-01-28 | Louis August Pogorski | Geochemical exploration method |
| CA1017594A (en) | 1973-11-06 | 1977-09-20 | Barringer Research Limited | Remote sensing of marine hydrocarbon seeps using sub-surface secondary radiation |
| US4001764A (en) | 1974-06-14 | 1977-01-04 | Exxon Production Research Company | Acoustic method for detecting leaks from submerged pipelines |
| US4378055A (en) | 1977-08-05 | 1983-03-29 | Phillips Petroleum Company | Analyzing for helium in drilling muds to locate geothermal reservoirs |
| US4560664A (en) | 1980-03-28 | 1985-12-24 | Chevron Research Company | Predicting hydrocarbon potential of an earth formation underlying a body of water by analysis of seeps containing low concentrations of carbonaceous gases |
| US4394573A (en) | 1980-12-15 | 1983-07-19 | Conoco Inc. | Method and apparatus for underwater detection of hydrocarbons |
| US4833915A (en) | 1987-12-03 | 1989-05-30 | Conoco Inc. | Method and apparatus for detecting formation hydrocarbons in mud returns, and the like |
| DE4021465A1 (de) | 1990-07-05 | 1992-01-16 | Kettel Dirk | Verfahren zum nachweis des erdgaspotentials in sedimentbecken und daraus abgeleitet des erdoelpotentials |
| US5439800A (en) | 1993-01-11 | 1995-08-08 | Thompson; Keith F. M. | Offshore petroleum exploration system |
| EP0678758B1 (en) | 1994-04-22 | 1997-12-03 | Thompson, Keith Francis MacKechnie | Offshore petroleum exploration system |
| US5798982A (en) | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
| US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
| US6246963B1 (en) | 1999-01-29 | 2001-06-12 | Timothy A. Cross | Method for predicting stratigraphy |
| US7297661B2 (en) | 1999-09-29 | 2007-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Synthetic base fluid for enhancing the results of crude oil characterization analyses |
| US6826483B1 (en) | 1999-10-13 | 2004-11-30 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Petroleum reservoir simulation and characterization system and method |
| DK1250343T3 (da) | 2000-01-27 | 2003-09-22 | Pfizer Prod Inc | Sammensætninger med et azalid antibiotikum |
| ES2632538T3 (es) | 2000-04-10 | 2017-09-14 | Taxon Biosciences, Inc. | Métodos para el estudio y análisis genético de poblaciones |
| US8760657B2 (en) | 2001-04-11 | 2014-06-24 | Gas Sensing Technology Corp | In-situ detection and analysis of methane in coal bed methane formations with spectrometers |
| EA200201084A1 (ru) | 2000-04-11 | 2003-04-24 | Велдог, Инк. | Спектроскопическое обнаружение и анализ метана в естественном залегании в скоплениях метана в угольных пластах |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| NO309884B1 (no) | 2000-04-26 | 2001-04-09 | Sinvent As | ReservoarovervÕkning ved bruk av kjemisk intelligent frigjøring av tracere |
| US6509566B1 (en) | 2000-06-22 | 2003-01-21 | Ophir Corporation | Oil and gas exploration system and method for detecting trace amounts of hydrocarbon gases in the atmosphere |
| FR2811430B1 (fr) | 2000-07-10 | 2002-09-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode de modelisation permettant de predire en fonction du temps la composition detaillee de fluides porudits par un gisement souterrain en cours de production |
| US6905816B2 (en) | 2000-11-27 | 2005-06-14 | Intelligent Medical Devices, Inc. | Clinically intelligent diagnostic devices and methods |
| WO2002047011A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-13 | Ortoleva Peter J | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
| US9372279B2 (en) | 2001-05-08 | 2016-06-21 | Shuji Mori | Method of determining petroleum location |
| US7210342B1 (en) | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| CN1110709C (zh) | 2001-09-13 | 2003-06-04 | 中国科学院声学研究所 | 用于测量海底微地貌的高分辨测深侧扫声纳***和测量方法 |
| US6578405B2 (en) | 2001-09-25 | 2003-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Gas seep detection |
| US6888127B2 (en) | 2002-02-26 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for performing rapid isotopic analysis via laser spectroscopy |
| US7249009B2 (en) | 2002-03-19 | 2007-07-24 | Baker Geomark Llc | Method and apparatus for simulating PVT parameters |
| US6833536B2 (en) | 2002-05-22 | 2004-12-21 | Applera Corporation | Non-contact radiant heating and temperature sensing device for a chemical reaction chamber |
| GB0220798D0 (en) | 2002-09-06 | 2002-10-16 | Statoil Asa | Identification tool for hydrocarbon zones |
| AU2003272357A1 (en) | 2002-09-16 | 2004-04-30 | Welldog, Inc. | Method and apparatus detecting and analyzing oil and gas compositions using dual sensors |
| US6810332B2 (en) | 2003-01-31 | 2004-10-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for computing complexity, confidence and technical maturity indices for reservoir evaluations |
| US7337660B2 (en) | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
| US7704746B1 (en) | 2004-05-13 | 2010-04-27 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method of detecting leakage from geologic formations used to sequester CO2 |
| US7174254B2 (en) | 2004-05-14 | 2007-02-06 | Leroy Ellis | Mud gas isotope logging interpretative process utilizing mixing lines in oil and gas drilling operations |
| US7124030B2 (en) | 2004-05-14 | 2006-10-17 | Leroy Ellis | Mud gas isotope logging interpretive method in oil and gas drilling operations |
| US20080147326A1 (en) | 2004-05-14 | 2008-06-19 | Leroy Ellis | Method and system of processing information derived from gas isotope measurements in association with geophysical and other logs from oil and gas drilling operations |
| US7529626B1 (en) | 2004-05-14 | 2009-05-05 | Leroy Ellis | Method of integration and displaying of information derived from a mud gas isotope logging interpretative process in association with geophysical and other logs from oil and gas drilling operations |
| US7542850B2 (en) | 2004-06-24 | 2009-06-02 | Bell Geospace, Inc. | Method and system for synchronizing geophysical survey data |
| US7526418B2 (en) | 2004-08-12 | 2009-04-28 | Saudi Arabian Oil Company | Highly-parallel, implicit compositional reservoir simulator for multi-million-cell models |
| WO2006058336A2 (en) | 2004-11-29 | 2006-06-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Object oriented fluid flow simulation |
| US7596480B2 (en) | 2005-04-14 | 2009-09-29 | Saudi Arabian Oil Company | Solution method and apparatus for large-scale simulation of layered formations |
| WO2006127833A2 (en) | 2005-05-24 | 2006-11-30 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy |
| US7387021B2 (en) | 2005-05-24 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy |
| WO2007008932A2 (en) | 2005-07-11 | 2007-01-18 | Yongchun Tang | Development of optical method for gas isotopologue measurement and paleothermometry based on concentration of methane isotopoloque (13cdh3) |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US20070203623A1 (en) | 2006-02-28 | 2007-08-30 | J3S, Inc. | Autonomous water-borne vehicle |
| US7328107B2 (en) | 2006-04-28 | 2008-02-05 | Kjt Enterprises, Inc. | Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data |
| GB2438216B (en) | 2006-05-17 | 2008-11-19 | Schlumberger Holdings | Methods and systems for evaluation of hydrocarbon reservoirs and associated fluids using biological tags and real-time polymerase chain reactions |
| US7676326B2 (en) | 2006-06-09 | 2010-03-09 | Spectraseis Ag | VH Reservoir Mapping |
| FR2904654B1 (fr) | 2006-08-04 | 2008-10-03 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour quantifier la formation et la retention d'hydrocarbures dans une roche mere |
| US20080040086A1 (en) | 2006-08-09 | 2008-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Facilitating oilfield development with downhole fluid analysis |
| US7969152B2 (en) | 2006-12-06 | 2011-06-28 | Technoimaging, Llc | Systems and methods for measuring sea-bed resistivity |
| GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| US7687769B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for multi dimension fluorescence spectrum measurement and correlations downhole |
| US8045417B2 (en) * | 2007-02-13 | 2011-10-25 | Landmark Graphics Corporation | Analyzing 2-D surface and/or borehole seismic data to locate subsurface diffractors |
| BRPI0807264A2 (pt) | 2007-02-16 | 2014-05-06 | Saudi Arabian Oil Co | "método de análise geoquimica para determinar o volume de componentes de matéria orgânica e método para determinar o volume de matéria orgânica" |
| US8299424B2 (en) | 2007-04-30 | 2012-10-30 | Woods Hole Oceanographic Institution | Systems and methods for analyzing underwater, subsurface and atmospheric environments |
| EP2150841A1 (en) | 2007-05-17 | 2010-02-10 | Spectraseis AG | Seismic attributes for reservoir localization |
| GB2450158B (en) | 2007-06-15 | 2009-06-03 | Ohm Ltd | Electromagnetic detector for marine surveying |
| GB2451287A (en) | 2007-07-26 | 2009-01-28 | Envirogene Ltd | Identification of hydrocarbon deposits through detection of a microbial polynucleotide |
| WO2009035918A1 (en) | 2007-09-13 | 2009-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis |
| US20090150124A1 (en) | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Model based workflow for interpreting deep-reading electromagnetic data |
| US7728291B2 (en) | 2008-01-29 | 2010-06-01 | Eic Laboratories, Inc. | Detection of heavy oil using fluorescence polarization |
| EP2116690A1 (en) | 2008-04-09 | 2009-11-11 | Bp Exploration Operating Company Limited | Geochemical surveillance of gas production from tight gas fields |
| CA2722838C (en) | 2008-04-28 | 2015-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| EP2113796A1 (en) | 2008-04-30 | 2009-11-04 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method and Apparatus for Analyzing Three-Dimensional Data |
| GB0809252D0 (en) | 2008-05-21 | 2008-06-25 | Ntnu Technology Transfer As | Underwater hyperspectral imaging |
| EP2304174A4 (en) | 2008-05-22 | 2015-09-23 | Schlumberger Technology Bv | UNDERGROUND MEASUREMENT OF TRAINING CHARACTERISTICS DURING DRILLING |
| CA2729806A1 (en) | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Schlumberger Canada Limited | Effective hydrocarbon reservoir exploration decision making |
| US8120362B2 (en) | 2008-07-05 | 2012-02-21 | Westerngeco L.L.C. | Surveying a subterranean structure using electromagnetic measurements and microorganism content data |
| US8033756B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-10-11 | Adamson James E | Deep water pile driver |
| CA2638451A1 (en) | 2008-08-01 | 2010-02-01 | Profero Energy Inc. | Methods and systems for gas production from a reservoir |
| US11061165B2 (en) | 2008-10-08 | 2021-07-13 | Chester A. Wallace | System, method and apparatus for exploration |
| US20100153050A1 (en) | 2008-11-11 | 2010-06-17 | Zumberge Mark A | Autonomous Underwater Vehicle Borne Gravity Meter |
| US9552462B2 (en) | 2008-12-23 | 2017-01-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting composition of petroleum |
| WO2010082969A1 (en) | 2009-01-13 | 2010-07-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems to volumetrically conceptualize hydrocarbon plays |
| GB2478511A (en) | 2009-03-23 | 2011-09-14 | Envirogene Ltd | Identification of hydrocarbon deposits through detection of multiple microbiological polynucleotides |
| US20100257004A1 (en) | 2009-04-01 | 2010-10-07 | Chervon U.S.A. Inc. | Method and system for conducting geologic basin analysis |
| CA2759737C (en) | 2009-04-23 | 2015-12-15 | The Regents Of The University Of California | A tracer method to estimate rates of methane generation through augmentation or biostimulation of the sub-surface |
| US20120165215A1 (en) | 2009-06-26 | 2012-06-28 | The Regents Of The University Of California | Methods and systems for phylogenetic analysis |
| EP2449212A2 (en) | 2009-06-30 | 2012-05-09 | BP Corporation North America Inc. | Isotopic identification of production by individual formations in commingled gas wells |
| JP5792186B2 (ja) | 2009-12-17 | 2015-10-07 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 底質試料のメタン含有量の決定 |
| KR101048528B1 (ko) | 2010-02-19 | 2011-07-12 | 한국지질자원연구원 | 해저 탐사장치 및 탐사방법 |
| WO2011136858A1 (en) | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Measurement of isotope ratios in complex matrices |
| EP2582846B1 (en) | 2010-06-16 | 2018-11-28 | Taxon Biosciences, Inc. | Compositions and methods for identifying and modifying carbonaceous compositions |
| WO2012016215A2 (en) | 2010-07-30 | 2012-02-02 | Taxon Biosciences, Inc. | Microbial bioindicators of hydrocarbons in water and in marine sediments and methods for making and using them |
| US9013952B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-04-21 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic survey systems and methods using autonomously or remotely operated vehicles |
| IT1402411B1 (it) | 2010-10-22 | 2013-09-04 | Eni Spa | Veicolo subacqueo autonomo per l'acquisizione di dati geofisici. |
| US20120134749A1 (en) | 2010-11-15 | 2012-05-31 | Thomas Darrah | Using noble gas geochemistry to evaluate fluid migration in hydrocarbon bearing black shales |
| US8879357B2 (en) | 2011-05-06 | 2014-11-04 | Hadal, Inc. | Systems and methods for high coverage rate synthetic aperture sonar |
| ITMI20110859A1 (it) | 2011-05-17 | 2012-11-18 | Eni Spa | Sistema sottomarino autonomo per il monitoraggio ambientale 4d |
| NO333337B1 (no) | 2011-08-02 | 2013-05-06 | Naxys As | Undervannsdetekteringsapparat |
| US20130091925A1 (en) | 2011-10-12 | 2013-04-18 | Thomas Henry Darrah | Method for Determining the Genetic Fingerpring of Hydrocarbons and Other Geological Fluids using Noble Gas Geochemistry |
| WO2013059723A1 (en) | 2011-10-21 | 2013-04-25 | California Institute Of Technology | High-resolution mass spectrometer and methods for determining the isotopic anatomy of organic and volatile molecules |
| WO2013119350A1 (en) | 2012-02-06 | 2013-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to determine location, size and in situ conditions in hydrocarbon reservoir with ecology, geochemistry, and biomarkers |
| WO2013148442A1 (en) | 2012-03-28 | 2013-10-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining the volume of a subsurface hydrocarbon accumulation pre-drill |
| WO2014005094A1 (en) | 2012-06-28 | 2014-01-03 | Taxon Biosciences, Inc. | Compositions and methods for identifying and comparing members of microbial communities by computational analysis of amplicon sequences |
-
2014
- 2014-12-22 RU RU2016138541A patent/RU2634793C1/ru active
- 2014-12-22 EP EP14827972.2A patent/EP3114505B1/en active Active
- 2014-12-22 BR BR112016015869A patent/BR112016015869A8/pt active Search and Examination
- 2014-12-22 US US14/579,481 patent/US9891331B2/en active Active
- 2014-12-22 WO PCT/US2014/071918 patent/WO2015134090A1/en active Application Filing
- 2014-12-22 AU AU2014385229A patent/AU2014385229B2/en active Active
- 2014-12-22 CA CA2937226A patent/CA2937226C/en active Active
- 2014-12-22 MX MX2016009481A patent/MX2016009481A/es unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2340917C1 (ru) * | 2004-10-22 | 2008-12-10 | Тихару АОЯМА | Система и способ разведки ресурсов морского дна |
| US20070265782A1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for locating gas hydrate |
| CN101644781A (zh) * | 2009-07-28 | 2010-02-10 | 刘学伟 | 一种利用纵横波波阻抗增量比识别天然气水合物的方法 |
| RU2434250C1 (ru) * | 2010-06-30 | 2011-11-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Опытно-конструкторское бюро океанологической техники Российской академии наук | Способ регистрации сейсмических сигналов на акватории моря при поиске подводных залежей углеводородов |
| WO2013071185A1 (en) * | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration method and system for detection of hydrocarbons |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2016009481A (es) | 2016-10-13 |
| US20150253443A1 (en) | 2015-09-10 |
| EP3114505A1 (en) | 2017-01-11 |
| CA2937226A1 (en) | 2015-09-11 |
| WO2015134090A1 (en) | 2015-09-11 |
| US9891331B2 (en) | 2018-02-13 |
| AU2014385229A1 (en) | 2016-08-11 |
| AU2014385229B2 (en) | 2017-04-20 |
| BR112016015869A8 (pt) | 2023-04-04 |
| BR112016015869A2 (ru) | 2017-08-08 |
| EP3114505B1 (en) | 2022-07-20 |
| CA2937226C (en) | 2020-04-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2634793C1 (ru) | Способ разведки и система для обнаружения углеводородов по водяному столбу | |
| Dentith et al. | Geophysics for the mineral exploration geoscientist | |
| US20180203144A1 (en) | Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus | |
| EP2171499B1 (en) | Method for determining seismic data quality | |
| Lochbühler et al. | Structure-coupled joint inversion of geophysical and hydrological data | |
| Naseer et al. | Characterization of shallow-marine reservoirs of Lower Eocene carbonates, Pakistan: Continuous wavelet transforms-based spectral decomposition | |
| EP3059615A1 (en) | Amplitude-versus-angle analysis for quantative interpretation | |
| Robinson et al. | Multiscale characterisation of chimneys/pipes: Fluid escape structures within sedimentary basins | |
| Allroggen et al. | Attribute-based analysis of time-lapse ground-penetrating radar data | |
| Bourges et al. | A practical review of geostatistical processing applied to geophysical data: methods and applications | |
| Janson et al. | 3-D forward seismic model of an outcrop-based geocellular model | |
| US10145974B2 (en) | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column | |
| AU2016317076B2 (en) | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column | |
| RU2525644C2 (ru) | Способ геохимической разведки | |
| Mari et al. | Characterizing flow in the first hundred-meter depth of a fractured aquifer using hybrid seismic methods, acoustic logging, and flow-log measurements | |
| Botter et al. | Seismic attribute analysis of a fault zone in the Thebe field, Northwest shelf, Australia | |
| EP2784553A2 (en) | Predicting sensitivity to positioning for seismic surveys | |
| Chopra et al. | Characterization of shallow high-amplitude seismic anomalies in the Hoop Fault Complex, Barents Sea | |
| Martini et al. | Integrated geophysical exploration in onshore frontier basins | |
| Wang et al. | Full-3D Seismic Tomography for Structure of the Critical Zone | |
| Reninger et al. | Slopes of an airborne electromagnetic resistivity model interpolated jointly with borehole data for 3D geological modelling | |
| Hughes | Examination of seismic repeatability as a key element of time-lapse seismic monitoring | |
| SELBESOĞLU et al. | Accuracy assessment of glacier depth monitoring based on UAV-GPR on Horseshoe Island, Antarctica | |
| Wang et al. | Marine rock physical flume experiment: The method of seafloor shallow sediment recognition by ultrasonic physical attributes | |
| チャンマリー,チョン | IMAGING AND CHARACTERIZATION FROM THE EARTH'S CRUST TO OCEAN INFERRED FROM AUTOMATIC VELOCITY ANALYSIS AND ROCK PHYSICS APPROACHES |