The main objective of this thesis is to develop a practical, geology- and rock physics-oriented approach to constructing anisotropic velocity model for unconventional reservoirs using downhole microseismic datasets. The working procedure of the approach starts by addressing the geological sources of anisotropy. A priori knowledge of anisotropy is obtained by integrating geological information and rock physics studies. The prior knowledge serves as constraint on the microseismic inversion. The anisotropic velocity model obtained by the approach can reflect the heterogeneity of anisotropic parameters and cover the anisotropic symmetries of most importance in seismic exploration and reservoir characterization. The optimal anisotropic velocity model not only minimizes the data misfit, but also is reasonable from the perspectives of geology and rock physics. The results derived from downhole microseismic dataset are comparable with laboratory experiments. This demonstrates that the downhole microseismic monitoring, as a quasi in-situ experiment, has a potential to contribute to a better understanding of subsurface anisotropy beyond the laboratory. The approach developed in this thesis uses a layered velocity model. This approximation is adequate due to the limited spatial range of microseismic monitoring and the relatively flat sedimentary background of unconventional reservoirs. The transverse isotropy caused by the bedding-parallel fabric is defined by Thomsen parameters in each layer. The lateral heterogeneities within each layer are dismissed, while the vertical gradients of transverse isotropic parameters are kept. The fracture- induced anisotropy is only defined in a specific layer of high brittleness and is characterized by normal and tangential fracture compliance. The approach uses the arrival-time of seismic waves recorded by sensor arrays. An anisotropic ray-tracing algorithm is modified to calculate the synthesized travel-time. Parallel computing is employed to accelerate the ray-tracing program. The inherent singularity problems in the ray-tracing method are fixed by applying numerical strategies. Two nonlinear inversion methods are involved in this approach to determine different components of anisotropy velocity model. The multi-layer TI model is inverted by an iterative gradient-based optimization (the Gauss-Newton method). The fracture-induced anisotropy represented only by two parameters is obtained by a global search method. Besides, as a possible source of uncertainties in the velocity model inversion and event locations, the issues of computing triggering time (T0) are analyzed theoretically and illustrated with examples. The approach developed in this study is partially applied to a completed project of downhole microseismic monitoring in a coalbed methane reservoir to verify the capability of iterative gradient-based inversion for anisotropic velocity model and illustrate the T0 issue in the configuration of limited aperture. Then, the approach is fully applied to a downhole microseismic dataset from Horn River Basin in Canada to investigate the fabric anisotropy and fracture-induced anisotropy of shales. The fabric anisotropy of shale is caused by the alignment and lamination of the low aspect-ratio, compliant particles, such as clay minerals and organic matter. The existence of quartz minerals can prevent and interrupt such alignment and lamination and consequently weaken the fabric anisotropy of shale. Laboratory measurements show a strong positive correlation between the degree of fabric anisotropy and the volume contents of clay minerals and kerogen. Thomsen parameters ε and γ of shale samples are well correlated with each other, but not with δ. By integrating the geological information and experimental studies, the fabric anisotropy of Horn River shales is initially estimated. The quartz-rich shale gas reservoir is expected to show much weaker transverse isotropy than the overlying clay-rich shale. An iterative optimization using the gradient-based method is then implemented on this initial model. The results derived from the downhole microseismic dataset are consistent with the laboratory measurements. The optimized VTI model reduces the time misfit by about 65% compared to the originally provided VTI model. The event locations are also significantly improved. The preferred- oriented fracture set is another important source of shale anisotropy. Mechanical analyses show that the fractures in Horn River shales mainly occur in the quartz-rich formation showing much higher brittleness. According to the core analyses and fracture mechanism, the fracture planes are commonly perpendicular to the bedding plane and the dominant fracture set strikes to NE-SW direction which is parallel to the current maximum horizontal stress. The elastic behaviors of the fracture are effectively described by the normal and tangential fracture compliance (i.e., ZN, ZT) regardless of any physical details of fracture. Theoretical modeling and experimental measurements show, the magnitudes of ZN and ZT increase with the fracture dimension scale, and the ZN/ZT ratio is sensitive to fluid fills and has the value less than or slightly larger than 1. These facts are used as physical constraints in the grid search for the optimal fracture compliance. The magnitudes of ZN and ZT define the searching range and the ZN/ZT ratio is used as a quality control. The optimal ZN and ZT have the same order of magnitude as other measurements in the crosshole and microseismic scale. The ZN/ZT ratio corresponds to the extreme cases of dry or gas saturated fractures.
Das Hauptziel dieser Arbeit ist die Entwicklung eines praktischen Verfahrens zur Erstellung anisotroper Geschwindigkeitsmodelle aus mikroseismischen Bohrlochdatensätzen in unkonventionellen Kohlenwasserstofflagerstätten unter Einbindung geologischer und gesteinsphysikalischer Aspekte. Der Arbeitsablauf des Verfahrens beginnt mit der Vorstellung geologischer Ursachen von Anisotropie. Apriorische Kenntnisse über Anisotropie stammen aus der Integration geologischer Informationen und gesteinsphysikalischer Studien, welche als Randbedingungen der mikroseismischen Inversion dienen. Mit dem präsentierten Verfahren gewonnene Geschwindigkeitsmodelle können Heterogenitäten anisotroper Parameter wiedergeben und decken die wichtigsten anisotropen Symmetrien in den Bereichen der seismischen Exploration und Reservoir-Charakterisierung ab. Das optimale anisotrope Geschwindigkeitsmodell verringert dabei nicht nur die Laufzeitresiduen, sondern ermöglicht auch eine bessere Beschreibung der geologischen und gesteinsphysikalischen Vorgaben. Der Vergleich mit Hilfe von Bohrlochdaten erzielter Ergebnisse gegenüber Laboruntersuchungen zeigt, dass direkt im Bohrloch durchgeführte mikroseismischen Beobachtungen als gewissermaßen In-situ-Experiment zu einem besseren Verständnis der Anisotropie im Untergrund genutzt werden können. Das präsentierte Verfahren nutzt ein geschichtetes Geschwindigkeitsmodell unter Berücksichtigung der Einschränkungen mikroseismischen Bohrloch-Monitorings und des sedimentären Charakters unkonventioneller Lagerstätten. Die durch ein schichtungsparalleles Gefüge verursachte transversale Isotropie (TI) einer jeden Schicht wird durch Thomsen-Parameter beschrieben. Laterale Heterogenitäten innerhalb einzelner Schichten werden vernachlässigt, wohingegen der vertikale Gradient der TI Parameter erhalten bleibt. Bruchinduzierte Anisotropie wird nur in Schichten mit einer hohen Brüchigkeit definiert und als Kombination aus normalen und tangentialen Nachgiebigkeiten charakterisiert. Das Verfahren basiert auf der Registrierung von Ankunftszeiten seismischer Wellen. Ein durch parallele Berechnungen beschleunigter anisotroper Raytracing-Algorithmus wird zur Bestimmung der synthetischen Laufzeiten verwendet, wobei inhärente Singularitätsprobleme durch die Anwendung numerischer Strategien behoben werden. Im Rahmen dieser Arbeit werden zwei nichtlineare Inversionsmethoden zur Bestimmung der unterschiedlichen Komponenten des anisotropen Geschwindigkeitsmodells genutzt. Das mehrschichtige TI-Modell wird mit Hilfe des iterativen gradientenbasierten Gauss-Newton-Verfahrens invertiert. Die von nur zwei Parametern beschriebene bruchinduzierte Anisotropie wird durch eine globale Suche bestimmt. Probleme bei der Berechnung von Herdzeiten (T0) werden theoretisch betrachtet und anhand von Beispielen erklärt, weil die herkömmliche Berechnungsmethode eine mögliche Fehlerquelle für Ungenauigkeiten im Geschwindigkeitsmodell und bei der Mikrobebenlokalisierung darstellt. Das vorgeschlagene Verfahren wird teilweise an einem abgeschlossenen Projekt für mikroseismisches BohrlochMonitoring in einer Flözgas-Lagerstätte ausprobiert, um die Möglichkeiten der iterativen gradientenbasierten Inversion zu erörtern und Probleme der Bestimmung von T0in limitierten Datenvolumina zu verdeutlichen. Anschließend wird das Verfahren im vollen Umfang an einem mikroseismischen Datensatz einer Schiefergaslagerstätte im Horn-River-Becken getestet, um im Besonderen die Gefügeanisotropie als auch eine durch Brüche induzierte Anisotropie in Schiefergesteinen zu untersuchen. Gefügeanisotropie in Schiefern wird durch die einheitliche Ausrichtung und Laminierung fester länglicher Partikel wie Tonminerale oder organischen Materials erzeugt. Ein zusätzlicher Quarz-Anteil kann jedoch die Ausrichtung und Laminierung der Partikel beeinträchtigen und somit die Gefügeanisotropie der Schiefer signifikant verringern. Laborexperimente zeigen eine starke positive Korrelation zwischen der Ausprägung der Gefügeanisotropie sowie den Ton- und Kerogen-Anteilen. Außerdem korrelieren die Thomsen-Parameter ε und γ sehr gut untereinander aber nicht mit δ. Die Ausgangswerte der Gefügeanisotropie der Horn-River-Schiefer werden durch Integration geologischer Informationen und experimenteller Studien abgeschätzt. Die quarzreichen gashaltigen Schichten sollten eine deutlich schwächere transversale Isotropie als die tonhaltigen Schiefer im Hangenden zeigen. Die mit Hilfe der iterativen Optimierung aus mikroseismischen Bohrlochdaten bestimmte Gefügeanisotropie entspricht dabei Ergebnissen von Labormessungen. Das optimierte VTI-Modell reduziert die Laufzeitresiduen um rund 65% im Vergleich zum ursprünglichen zur Verfügung gestellten anisotropen Geschwindigkeitsmodell. Zudem konnten die Mikrobeben mit dem optimierten VTI-Modell signifikant besser lokalisiert werden. Eine weitere wichtige Ursache von Anisotropie in Schiefern stellt ein System von Brüchen bevorzugter Orientierung dar. Mechanische Analysen von Brüchen in Schiefergesteinen aus dem Horn-River-Becken zeigen, dass diese vorwiegend in quartzreichen Formationen mit einer sehr hohen Brüchigkeit auftreten. Anhand der Analyse von Bohrlochkernen und Bruchmechanismen wird angenommen, dass die Bruchfläche normal zur Schichtung des Gefüges der Schiefer orientiert ist. Das dominante System von Brüchen zeigt ein Streichen in NO-SW-Richtung und verläuft somit parallel zur derzeitigen maximalen horizontalen Spannung. Das elastische Verhalten von Brüchen wird durch normale und tangentiale Nachgiebigkeiten (ZN, ZT) unabhängig von der genauen Bruchmorphologie beschrieben. Theoretische Modellierungen und Messungen verdeutlichen, dass die Magnituden von ZN und ZT mit der Größe der Bruchfläche steigen und dass das Verhältnis zwischen normaler zu tangentialer Nach-giebigkeit ZN/ZT kleiner oder minimal größer 1 ist sowie sensitiv auf Fluidfüllungen reagiert. Zur Bestimmung der optimalen Werte für ZN und ZT wird eine Rastersuche durchgeführt, wobei die getätigten Beobachtungen als physikalische Randbedingungen zur Abschätzung der Nachgiebigkeiten genutzt werden, um durch Angaben zur Magnitude den Suchraum einzuschränken und ZN/ZT zur Qualitätskontrolle zu nutzen. Die ermittelten Werte für ZN und ZT bewegen sich in derselben Größenordnung wie bei anderen mikroseismischen Bohrlochuntersuchungen. ZN/ZT entspricht den extremen Fällen trockener oder mit Gas saturierter Brüche.
