Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

Wyszukujesz frazę "Thomsen parameter" wg kryterium: Temat


Wyświetlanie 1-2 z 2
Tytuł:
Modelowanie pola falowego przy użyciu równania jednostronnego w ośrodkach o zmiennej anizotropii poprzecznej
Wave field modeling by one-side wave equation in alternating transverse isotropy media
Autorzy:
Żuławiński, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835158.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
słaba anizotropia poprzeczna
parametry Thomsena
propagacja fali podłużnej
modelowanie sejsmiczne
weak elastic anisotropy
Thomsen parameter
longitudinal waves propagation
seismic modeling
Opis:
Modelowanie sejsmiczne przy użyciu jednostronnego równania w wersji pseudoakustycznej jest stosunkowo efektywną procedurą dla fal podłużnych propagujących w ośrodku izotropowym i anizotropowym opisanym parametrami Thomsena, a więc cechującym się słabą izotropią poprzeczną. W ośrodkach o zmiennych parametrach anizotropii lub różnych jej typach pojawia się problem aplikowania tej metody. Pionowe wektory falowe po przejściu z dziedziny współrzędnych przestrzennych do dziedziny liczb falowych obliczane są dla całego ośrodka. Modyfikacja wynikająca z występującej w modelowanym ośrodku anizotropii obejmuje więc całość modelu i propagujących w nim fal. Jest to istotne ograniczenie metody pseudospektralnej, ponieważ naturalna wydaje się budowa modelu ośrodka z lokalnie występującą anizotropią lub anizotropiami różnych typów, na przykład modelu z wkładkami anizotropowymi symulującymi spękania lub szczeliny w warstwie. Stosowana przez nas metoda modelowania oparta jest na określeniu czasowej częstości własnej równania dyspersyjnego uzyskanego z pełnego równania falowego, część teoretyczna opisuje detalicznie cały proces, szczególnie intensywne zastosowanie transformaty Fouriera, odgrywającej kluczową rolę w obliczeniach. W artykule pokazano rozwinięcie modelowania rozprzestrzeniania się fali w przypadku podziału ośrodka na części z różnymi typami anizotropii lub anizotropii i izotropii. Oparto go na podziale na obszary o różnych typach anizotropii, w których sygnał propaguje zgodnie z przypisanym mu zestawem liczb falowych w ich dziedzinie i jest łączony w pełne pole falowe we współrzędnych przestrzennych. Zaprezentowano przykłady takiego modelowania z falą wzbudzaną punktowo, dzięki czemu wyraźnie widać, jak czoło fali oddaje charakter ośrodka definiowany przez nachylenie osi symetrii izotropii poprzecznej oraz zmianę parametrów Thomsena. Wskazano również możliwości rozszerzenia metody przez podział ośrodka na większą liczbę obszarów lub ciągły rozkład typów i parametrów anizotropii, co wymaga zastosowania splotu dwuwymiarowego.
Seismic modeling using the one-sided wave equation method with the use of second order pseudo-acoustic equation in wavenumber domain is a relatively efficient procedure for compressional wave propagation in isotropic and anisotropic media. By anisotropic media we mean weak polar anisotropy (transverse isotropy) determined by Thomsen anisotropic parameters. In complex media, where different types of anisotropy coexist, there is the problem with application of this seismic modeling process. Wavenumbers after transformation from spatial coordinates to wavenumber domain are computed for the whole medium. The consequent impact of anisotropy parameters, affects the whole medium and all propagating waves. This is significant limitation of the pseudo-spectral method, since a model of a medium with fragmentary occurring anisotropy or anisotropies of various types seems to be more realistic and useful, the models with sequences of generally horizontal, isotropic layers insert or cracked shale layer insert in isotropic medium for instance. The applied method is based on the solution of the full system of elastic equations, from which the eigenvalue frequency is determined. The theoretical part of this paper sets out the whole procedure in full details, particularly intensive application of the Fourier transform, playing a key role in the calculations. The article presents the development of wave propagation modeling in the case of division of the medium into parts with various types of TI anisotropy or anisotropy and isotropy. The modeled area is divided into distinct parts, in which longitudinal waves propagate according to a proprietary set of wavenumbers and are concatenated into a full wavefield in the spatial coordinate domain. In the presented examples of the described modeling the wave is generated by a point source and thus the wavefronts distinctly map the property of media characterized by the tilt of symmetry axis and the alteration of Thomsen parameters. The capabilities for further development of the method by division into more distinct areas and even by the application of the continuous distribution of parameters and anisotropy types are indicated, though two-dimensional convolution would be necessary.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 12; 894-897
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Obliczanie parametrów anizotropii Thomsena w łupkach gazonośnych basenu bałtyckiego na podstawie pomiarów geofizyki otworowej
Thomsen anisotropy parameters calculation in the Baltic Basin shale gas formations based on the measurement of well logging data, some attempts
Autorzy:
Bała, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835147.pdf
Data publikacji:
2018
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
anizotropia własności sprężystych
prędkości fal P i S
profilowania akustyczne
łupkowe formacje gazonośne
basen bałtycki
parametry Thomsena
anisotropy of elastic properties
P and S velocities
acoustic log
shale gas formations
Baltic Basin
Thomsen parameter
Opis:
Anizotropia oznacza zróżnicowanie, między innymi, parametrów sprężystych w zależności od kierunku, w jakim są one mierzone. Serie anizotropowe mogą tworzyć się w wyniku procesów depozycji oraz naprężeń tektonicznych ściskających i rozciągających. Przy interpretacji danych geofizyki otworowej, w zależności od skali zjawiska, anizotropię możemy rozpatrywać jako makro- lub mikroanizotropię. Makroanizotropia będzie związana z warstwowaniem formacji skalnych, np. łupki ilaste przeławicone wkładkami piaskowca czy mułowca. Mikroanizotropia jest związana z wewnętrzną strukturą, np. frakcyjne ułożenie ziaren o różnej wielkości lub wydłużone w jednym kierunku przestrzenie porowe itp. Problemem anizotropii własności sprężystych skał i jej wpływem na rejestrowane prędkości w profilowaniach akustycznych w otworach zajmowano się na świecie od wielu lat. Teoretyczne modelowania „odpowiedzi” sond akustycznych w skałach piaskowcowo-ilastych zakładają najczęściej uproszczone ośrodki anizotropowe. Najbardziej znane są opisane przez Thomsena [17], parametry anizotropii ε, γ i δ, charakterystyczne dla modelu z heksagonalną symetrią (ang. transverse isotropy – TIV). Zauważono, na podstawie badań laboratoryjnych, że parametry ε, γ przyjmują najczęściej wartości dodatnie, a parametr δ wartości zarówno dodatnie, jak i ujemne. W pracy przedstawiono próby obliczenia parametrów anizotropii własności sprężystych dla utworów ilasto-mułowcowych syluru i ordowiku w kilku otworach leżących w basenie bałtyckim. Zastosowano metodę przedstawioną w publikacji [11]. Metoda ta stworzyła możliwość określenia parametrów ε i γ w przypadku poziomo warstwowanych łupków i prostopadłych do nich otworów. Pomiary geofizyki otworowej, a w szczególności dane rejestrowane akustycznymi sondami dipolowymi umożliwiły określanie prędkości fal podłużnych P i poprzecznych SFast i SSlow oraz obliczanie parametrów Thomsena ε i γ. Uzyskane rezultaty, porównane z otrzymanymi wynikami dla podobnych utworów łupków gazonośnych publikowanymi w literaturze, potwierdziły poprawność metody i podobieństwo zakresu zmienności parametrów ε, γ [vide 17, 20, 22].
Anisotropy occurs in rocks and strongly affects their elastic properties. It means the differentiation of physical parameters depending on the direction in which these parameters are measured. Anisotropic series can be formed as a result of deposition processes and tectonic compressive and tensile stresses. In the interpretation of well logging data, depending on the scale of the phenomenon, anisotropy can be considered as macro- or micro-anisotropy. The macro-anisotropy will be associated with the thin-layer beds of rock formations, e.g. clay shales laminated with layers of sandstone or siltstone. The micro-anisotropy is related to the internal structure, e.g. fractional distribution of grains of different sizes or pore spaces elongated in one direction, etc. The problem of rock anisotropy and its effect on recorded velocities in acoustic log in boreholes, has been studied for many years globally. Theoretical modeling of the “response” of acoustic tools in sandstone and clay rocks usually assumes simplified anisotropic media. The best-known ones are described by Thomsen [17], anisotropy parameters ε, γ and δ characteristic for the model with hexagonal symmetry (transverse isotropy – TIV). It was noticed, on the basis of laboratory tests, that parameters ε, γ usually take positive values and parameter δ both positive and negative values. The paper presents the attempts to calculate the parameters of elastic anisotropy, for the Silurian and Ordovician clayey silty deposits in several boreholes located in the Baltic basin. The method presented in publication [11] has been applied. This method has created the possibility to determine the parameters ε and γ for horizontally layered shales and perpendicular boreholes to them. The measurements of well logging, and in particular the data recorded with acoustic dipole probes, made it possible to determine the velocity of the longitudinal P and transverse waves of SFast and SSlow and to calculate the Thomsen ε and γ parameters. The obtained results, compared with the results for similar gas-bearing shale, published in the literature, confirmed the correctness of the method and the similarity of the variability range of ε, γ parameters. [vide 17, 20, 22].
Źródło:
Nafta-Gaz; 2018, 74, 11; 796-801
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
    Wyświetlanie 1-2 z 2

    Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies