Figure 3. Seismic section of the pr

Figure 3.
Seismic section of the production test site, (a) dip line (Xline) and (b) strike line (Inline) in Figure 2. On the basis of the interpretations of formation resistivity image logs, the formation dip of the methane hydrate concentrated zone (MHCZ) is about 20° at the β1 and AT1 sites. The MHCZ is distributed above bottom simulating reflectors (BSRs), which are indicated by the sky-blue lines; the MHCZ is characterized by strong seismic reflectors. The top of the MHCZ is indicated by the yellow-green line.
Figure options
In this area, the dominant direction of sediment supply in the submarine fan channel system is interpreted to be from NE to SW (Takano et al., 2009 and Tamaki et al., 2015), while sediment supply from the NW is also suggested. The distribution of sandy sediments is determined by these directions (Fig. 4). Three-dimensional facies distributions were determined on the basis of combined well data (geophysical log and core data) and seismic data. Figure 4 shows a plan view of facies distribution within theβ-MHCZ, which was interpreted from 3D seismic data analysis using Stratimagic™ software together with well data (Komatsu et al., 2014).

Figure 4.
Plan view of facies distribution within the β-MHCZ, which was interpreted from 3D seismic data analysis using Stratimagic™ software together with well data. On the basis of this analysis, a trough-filled turbidite channel was interpreted in this area. The distribution of the submarine fan sandy deposit was interpreted from NE to SW (modified from Komatsu et al., 2014). β1 = A1 (old name) and β2 = A2 (old name).
Figure options
In this study, we performed a seismic waveform classification in the MH reservoir interval. Stratimagic™ uses a self-organizing neural network to map seismic facies character and assess variations in signal shape over an analysis interval (Addy, 1998). The most commonly occurring waveforms are identified and each trace is then classified on the basis of similarity or dissimilarity. The result is a subset of traces that together represent the diversity of signals over the entire area within the analyzed interval. Each trace is assigned a color, and the distribution of colors on the facies map represents the distribution of seismic shapes. As a result of the analysis, seismic facies map and model traces are obtained. On the basis of the seismic facies map and model traces, facies numbers 1, 2, 3, and 4 (warm color in the model traces in Fig. 4a) correspond to sand-dominant units in the A1 well. This indicates trough-filled turbidite channel deposits.
On the basis of this analysis, a trough-filled turbidite channel was identified in this area. The distribution of the submarine-fan sandy deposit was interpreted as being directed mainly from NE to SW. These are very young, unconsolidated sediments that formed less than 1 Ma.
3. Well distribution in 2012 pre-drilling and formation evaluation method
3.1. Well distribution
In the pre-drilling campaign at the AT1 site, one production well (AT1-P) and two monitoring wells (AT1-MC and MT1) were drilled between February and March 2012. These were followed by one coring well (AT1-C) drilled between June and July 2012 (Fig. 5).

Figure 5.
Well distribution and bathymetric map of 2012. (a) Bathymetric map around AT1 and β1 site, (b) enlarged figure around AT1 (2012). Modified from Yamamoto et al. (2015).
Figure options
Figure 5 shows the well distribution in a plan view. Figure 5a is a bathymetric map around the AT1 and β1 sites and Figure 5b is an enlarged figure around AT1 (2012). As the geologic formation dips toward the northwest by approximately 20°, the production well (AT1-P) was located slightly down dip from the monitoring wells (AT1-MC and AT1-MT1). Therefore, the same geologic formation in AT1-P will appear approximately 5–7 m deeper than in the monitoring wells. We attempted to locate the production well at the midpoint between the two monitoring wells; however, because of technical reasons, this was not achieved (Yamamoto et al., 2015).
The coring well was drilled at approximately 32 m northeast from the location of the AT1-MC well. As the AT1-MC well was inclined to the northeast, the actual distance between the two wells in the reservoir (MHCZ) section was approximately 20 m. The differences in depth between the two wells for the same sand layers were less than 1 m (Suzuki et al., 2015) because they were almost along the strike line.
3.2. Geophysical logging
The AT1-MC well was primarily designed to evaluate reservoir properties of MH-bearing sediments through logging while drilling (LWD) and wireline-logging (WL). In addition, we installed temperature-monitoring systems that used distributed temperature sensing (DTS) and a resistance temperature detector (RTD) developed by Schlumberger. The AT1-MT1 well was designed to obtain formation lithology by geophysical logging and to monitor temperatures by DTS and RTD.
An extensive logging program was conducted at the AT1-MC well. The following LWD and WL tools were used: GeoVISION1 (resistivity image to confirm MH occurrence), EcoScope1 (neutron/density porosity, mineral spectroscopy, etc.), SonicScanner1(advanced sonic logging tool to evaluate MH saturation and anisotropy, etc.), CMR1/ProVISION1 (nuclear magnetic resonance tools to evaluate MH saturation and permeability), Pressure Express1 (formation pressure, fluid mobility measurements, hereafter, XPT1), and IsolationScanner1 (ultrasonic cement evaluation tools to evaluate cement consolidation and bonding). The results were used to evaluate reservoir properties of MH-bearing sediments, identify the production test interval in 2013, and evaluate cement bonding. More detailed information is available in Takayama et al. (2012).

Kết quả (Việt) 1:

Hình 3. Địa chấn phần của trang web thử nghiệm sản xuất, (a) nhúng dòng (Xline) và (b) tấn công tuyến (Inline) trong hình 2. Trên cơ sở cách diễn giải của bản ghi hình ảnh hình thành điện trở suất, sự hình thành nhúng của metan hydrat tập trung độ khu (MHCZ) là khoảng 20 ° β1 và các trang web AT1. MHCZ được phân phối trên dưới cùng mô phỏng phản xạ (BSRs), được thể hiện bằng các dòng xanh; MHCZ được đặc trưng bởi bộ phản xạ địa chấn mạnh mẽ. Ở đầu MHCZ được chỉ định bởi đường dây màu vàng-xanh.Tùy chọn con sốTrong lĩnh vực này, sự chỉ đạo thống trị của trầm tích cung cấp trong hệ thống kênh fan hâm mộ tàu ngầm giải thích để NE-SW (Takano et al., 2009 và Tamaki et al., 2015), trong khi trầm tích cung cấp từ NW cũng được đề nghị. Sự phân bố của trầm tích cát được xác định bởi những hướng dẫn (hình 4). Ba chiều facies phân phối đã được xác định trên cơ sở kết hợp dữ liệu tốt (đăng nhập địa vật lý và dữ liệu cốt lõi) và dữ liệu địa chấn. Hình 4 cho thấy một cái nhìn kế hoạch của facies phân phối trong theβ-MHCZ, được diễn giải từ phân tích dữ liệu địa chấn 3D bằng cách sử dụng phần mềm Stratimagic ™ cùng với dữ liệu tốt (Komatsu và ctv., 2014). Hình 4. Plan view of facies distribution within the β-MHCZ, which was interpreted from 3D seismic data analysis using Stratimagic™ software together with well data. On the basis of this analysis, a trough-filled turbidite channel was interpreted in this area. The distribution of the submarine fan sandy deposit was interpreted from NE to SW (modified from Komatsu et al., 2014). β1 = A1 (old name) and β2 = A2 (old name).Figure optionsIn this study, we performed a seismic waveform classification in the MH reservoir interval. Stratimagic™ uses a self-organizing neural network to map seismic facies character and assess variations in signal shape over an analysis interval (Addy, 1998). The most commonly occurring waveforms are identified and each trace is then classified on the basis of similarity or dissimilarity. The result is a subset of traces that together represent the diversity of signals over the entire area within the analyzed interval. Each trace is assigned a color, and the distribution of colors on the facies map represents the distribution of seismic shapes. As a result of the analysis, seismic facies map and model traces are obtained. On the basis of the seismic facies map and model traces, facies numbers 1, 2, 3, and 4 (warm color in the model traces in Fig. 4a) correspond to sand-dominant units in the A1 well. This indicates trough-filled turbidite channel deposits.On the basis of this analysis, a trough-filled turbidite channel was identified in this area. The distribution of the submarine-fan sandy deposit was interpreted as being directed mainly from NE to SW. These are very young, unconsolidated sediments that formed less than 1 Ma.3. Well distribution in 2012 pre-drilling and formation evaluation method3.1. Well distributionIn the pre-drilling campaign at the AT1 site, one production well (AT1-P) and two monitoring wells (AT1-MC and MT1) were drilled between February and March 2012. These were followed by one coring well (AT1-C) drilled between June and July 2012 (Fig. 5). Figure 5. Well distribution and bathymetric map of 2012. (a) Bathymetric map around AT1 and β1 site, (b) enlarged figure around AT1 (2012). Modified from Yamamoto et al. (2015).Figure optionsFigure 5 shows the well distribution in a plan view. Figure 5a is a bathymetric map around the AT1 and β1 sites and Figure 5b is an enlarged figure around AT1 (2012). As the geologic formation dips toward the northwest by approximately 20°, the production well (AT1-P) was located slightly down dip from the monitoring wells (AT1-MC and AT1-MT1). Therefore, the same geologic formation in AT1-P will appear approximately 5–7 m deeper than in the monitoring wells. We attempted to locate the production well at the midpoint between the two monitoring wells; however, because of technical reasons, this was not achieved (Yamamoto et al., 2015).The coring well was drilled at approximately 32 m northeast from the location of the AT1-MC well. As the AT1-MC well was inclined to the northeast, the actual distance between the two wells in the reservoir (MHCZ) section was approximately 20 m. The differences in depth between the two wells for the same sand layers were less than 1 m (Suzuki et al., 2015) because they were almost along the strike line.3.2. Geophysical loggingThe AT1-MC well was primarily designed to evaluate reservoir properties of MH-bearing sediments through logging while drilling (LWD) and wireline-logging (WL). In addition, we installed temperature-monitoring systems that used distributed temperature sensing (DTS) and a resistance temperature detector (RTD) developed by Schlumberger. The AT1-MT1 well was designed to obtain formation lithology by geophysical logging and to monitor temperatures by DTS and RTD.An extensive logging program was conducted at the AT1-MC well. The following LWD and WL tools were used: GeoVISION1 (resistivity image to confirm MH occurrence), EcoScope1 (neutron/density porosity, mineral spectroscopy, etc.), SonicScanner1(advanced sonic logging tool to evaluate MH saturation and anisotropy, etc.), CMR1/ProVISION1 (nuclear magnetic resonance tools to evaluate MH saturation and permeability), Pressure Express1 (formation pressure, fluid mobility measurements, hereafter, XPT1), and IsolationScanner1 (ultrasonic cement evaluation tools to evaluate cement consolidation and bonding). The results were used to evaluate reservoir properties of MH-bearing sediments, identify the production test interval in 2013, and evaluate cement bonding. More detailed information is available in Takayama et al. (2012).

Kết quả (Việt) 2:

Hình 3.
phần khảo sát địa chấn của các trang web thử nghiệm sản xuất, (a) dòng nhúng (Xline) và (b) dòng đình công (Inline) trong hình 2. Trên cơ sở những sự giải thích của các bản ghi ảnh hình điện trở, nhúng hình thành của metan khu tập trung hydrate (MHCZ) là khoảng 20 ° ở β1 và AT1 các trang web. Các MHCZ được phân phối trên dưới mô phỏng phản xạ (BSRs), được chỉ định bởi các đường xanh da trời; các MHCZ được đặc trưng bởi phản xạ địa chấn mạnh. Phía trên cùng của MHCZ được chỉ định bởi các đường màu vàng-xanh.
Hình lựa chọn
Trong khu vực này, theo hướng chi phối của cung cấp phù sa trong chiếc tàu ngầm hệ thống kênh fan được giải thích là từ NE SW (Takano et al., 2009 và Tamaki et trong khi cung cấp phù sa từ NW cũng được đề nghị al., 2015),. Sự phân bố của các trầm tích cát được xác định bởi các định hướng (Hình. 4). Tướng ba chiều phân phối được xác định trên cơ sở dữ liệu kết hợp tốt (log và lõi liệu địa vật lý) và các dữ liệu địa chấn. Hình 4 cho thấy một cái nhìn kế hoạch của tướng phân phối trong vòng theβ-MHCZ, được giải thích từ 3D phân tích dữ liệu địa chấn sử dụng phần mềm Stratimagic ™ cùng với dữ liệu tốt (Komatsu et al., 2014). Hình 4. xem Kế hoạch của tướng phân phối trong β -MHCZ, được giải thích từ 3D phân tích dữ liệu địa chấn sử dụng phần mềm Stratimagic ™ cùng với dữ liệu tốt. Trên cơ sở phân tích này, một kênh turbidite máng điền đã được giải thích trong lĩnh vực này. Sự phân bố của các fan hâm mộ tàu ngầm huy cát được giải thích từ NE để SW (sửa đổi từ Komatsu et al, 2014.). β1 = A1 (tên cũ) và β2 = A2 (tên cũ). tùy chọn Hình Trong nghiên cứu này, chúng tôi thực hiện một phân loại dạng sóng địa chấn trong khoảng thời gian chứa MH. Stratimagic ™ sử dụng một mạng lưới thần kinh tự tổ chức để lập bản đồ địa chấn tướng nhân vật và đánh giá sự thay đổi trong hình dạng tín hiệu trên một khoảng thời gian phân tích (Addy, 1998). Các dạng sóng thường xảy ra nhất được xác định và mỗi dấu vết sau đó được phân loại trên cơ sở của sự tương tự hay không giống nhau. Kết quả là một tập hợp con của các dấu vết mà cùng nhau đại diện cho sự đa dạng của tín hiệu trên toàn bộ diện tích nằm trong khoảng thời gian phân tích. Mỗi dấu vết được gán một màu sắc, và sự phân bố của màu sắc trên bản đồ tướng đại diện cho sự phân bố của các hình dạng địa chấn. Như một kết quả của việc phân tích, tướng địa chấn map và dấu vết mô hình thu được. Trên cơ sở các tướng địa chấn map và vết tích mô hình, số tướng 1, 2, 3, và 4 (màu ấm áp trong các dấu vết trong mô hình 4a hình.) Tương ứng với đơn vị cát chiếm ưu thế trong A1 tốt. Điều này cho thấy tiền gửi kênh turbidite máng đầy. Trên cơ sở phân tích này, một kênh turbidite máng điền đã được xác định trong lĩnh vực này. Sự phân bố của các tàu ngầm-fan huy cát đã được hiểu là được đạo diễn chủ yếu từ Đông Bắc đến Tây Nam. Đây là rất trẻ, trầm tích bở mà hình thành ít hơn 1 Ma. 3. Vâng phân phối trong năm 2012 trước khi khoan và đánh giá hình thành phương pháp 3.1. Vâng phân phối Trong chiến dịch pre-khoan tại các trang web AT1, một sản xuất tốt (AT1-P) và hai giếng quan trắc (AT1-MC và MT1) đã được khoan giữa tháng Hai và tháng Ba năm 2012. Tiếp sau đó là một Coring tốt (AT1- C) khoan giữa tháng sáu và tháng bảy 2012 (Fig. 5). Hình 5. Vâng phân phối và bản đồ độ sâu của năm 2012. (một) bản đồ độ sâu khoảng AT1 và trang web β1, (b) hình mở rộng khoảng AT1 (2012). Được thay đổi từ Yamamoto et al. (2015). Tùy chọn hình Hình 5 cho thấy sự phân bố tốt trong một kế hoạch xem. Hình 5a là một bản đồ độ sâu khoảng AT1 và các trang web β1 và Hình 5b là một con số mở rộng khoảng AT1 (2012). Là sự hình thành địa chất dips về phía tây bắc của khoảng 20 °, sản xuất tốt (AT1-P) được đặt nhẹ xuống nhúng từ các giếng quan trắc (AT1-MC và AT1-MT1). Vì vậy, sự hình thành địa chất tương tự trong AT1-P sẽ xuất hiện khoảng 5-7 m sâu hơn trong các giếng quan trắc. Chúng tôi đã cố gắng để xác định vị trí sản xuất tốt tại trung điểm giữa hai giếng quan trắc; Tuy nhiên, vì lý do kỹ thuật, điều này đã không đạt được (Yamamoto et al., 2015). Sự nổi coring đã được khoan vào khoảng 32 m về phía đông bắc từ vị trí của AT1-MC tốt. Khi tốt AT1-MC đã nghiêng về phía đông bắc, khoảng cách thực tế giữa hai giếng nước trong hồ chứa (MHCZ) phần là khoảng 20 m. Sự khác biệt về chiều sâu giữa hai giếng cho các lớp cát cùng là ít hơn 1 m (Suzuki et al, 2015). Vì họ gần như dọc theo đường đình công. 3.2. Khai thác gỗ Geophysical Các AT1-MC cũng đã được thiết kế chủ yếu để đánh giá tính chất của trầm tích hồ chứa MH-mang qua khai thác gỗ trong khi khoan (LWD) và có dây-đăng (WL). Ngoài ra, chúng ta cài đặt các hệ thống nhiệt độ giám sát mà sử dụng cảm biến nhiệt độ phân phối (DTS) và một máy dò nhiệt độ điện trở (RTD) được phát triển bởi Schlumberger. Các AT1-MT1 cũng được thiết kế để có được hình thành do khai thác gỗ thạch học địa vật lý và giám sát nhiệt độ bằng DTS và RTD. Một chương trình log mở rộng đã được tiến hành tại AT1-MC tốt. Các công cụ LWD và WL sau đây được sử dụng: GeoVISION1 (hình ảnh điện trở để xác nhận MH xảy ra), EcoScope1 (neutron / mật độ xốp, độ phổ khoáng sản, vv), SonicScanner1 (công cụ khai thác gỗ âm tiên tiến để đánh giá MH bão hòa và không đẳng hướng, vv), CMR1 / ProVISION1 (công cụ cộng hưởng từ hạt nhân để đánh giá MH bão hòa và độ thấm), áp suất Express1 (áp hình, đo lường di động chất lỏng, sau đây, XPT1), và IsolationScanner1 (công cụ đánh giá xi măng siêu âm để đánh giá củng cố xi măng và bonding). Các kết quả được sử dụng để đánh giá tính chất của trầm tích hồ chứa MH-mang, xác định khoảng thời gian thử nghiệm sản xuất vào năm 2013, và đánh giá kết dính xi măng. Thông tin chi tiết có sẵn trong Takayama et al. (2012).