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Subsurface stress inversion modeling using linear elasticity : sensitivity analysis and applications
No full textToday, one of the main challenges in the oil industry, especially during the exploration phase, is the exploitation of new resources in structurally complex areas such as naturally fractured reservoirs, salt diapirs, mountain ranges, and unconventional reservoirs.We know that the geometry and sliding along active faults modifies the local stress distribution. Knowing the present day perturbed stress field is important for the study of earthquakes, for the planning of the borehole drilling and stability as well as for the prediction of fractures induced by hydro-fracturing and reactivation of natural fractures. In the other side, perturbed paleostress are responsible for the development of (pre-existing) natural fractures. The detection and modeling of the latter, are essential both in the oil industry (migration and trapping of fluids) for a cost efficient recovery of natural reserves.Understanding and quantifying the spatial and temporal development of the stress distribution has a significant economic and environmental impact. The analysis of paleo-constraints was intuitively introduced first by Anderson (1905 & 1942), then in the middle of the last century, Wallace (1951) and Bott (1959) proposed the simple hypothesis that (i) The stress field is homogeneous in space and constant in time, and that (ii) the slip direction is parallel to the traction projected on the fault plane which gives the direction of the shear stress. Many stress inversion methods are based on this hypothesis while recent studies raise doubts as to their compatibility with rock mechanics.In order to investigate the validity of the Wallace and Bott hypothesis, a comparison with vectors of slip generated with numerical models (BEM) is performed. By testing the influence of multiple parameters (geometry, boundary conditions, friction, Poisson’s coefficient , half-space, fault fluid pressure), it is shown that the complex geometry faults subject to specific boundary conditions can yield slip vectors with significant discrepancies with the maximum shear stress resolved on the fault plane. Conversely, the presence of a high sliding friction, allows under certain conditions, to validate the hypothesis of Wallace and Bott.We then focus on the task to compare the results of stress inversions based on the assumption of Wallace and Bott (called classical stress inversion methods) to a geomechanical method. For this, a complex fault geometry is used in a sensitivity analysis (boundary conditions, friction, sampling) to evaluate the uncertainty of the results of the two inversion methods. This analysis is then compared to a case study, Chimney Rock (Utah, USA), showing the advantages and disadvantages of the classical stress inversion methods.One of the main challenges of the oil industry is the exploitation of resource in structurally complex oil fields such as naturally fractured reservoirs. Knowing the heterogeneous paleostress allows to optimize the modeling of these natural fractures. Since slip on faults is hardly observed in petroleum reservoirs, fracture orientation data (joints, faults, stylolites) are naturally taken into account during the inversion of stresses. It is shown, using various field and industry examples, that in such cases the use of mechanical stress inversions is much more appropriate.However, it is sometimes difficult to determine the fracture kinematics observed along wellbores, and very often the studied regions underwent multiple tectonic phases. The final section aims to address the problem of data with unknown kinematic (joints, faults, stylolites ...) and expends the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.Aujourd’hui, l’un des principaux défis dans l’industrie pétrolière, et particulièrement dans le domaine de l’exploration, est l’exploitation des nouvelles ressources dans des zones structuralement complexes.Nous savons que la géométrie et le glissement le long des failles actives modifie la distribution locale des contraintes. La connaissance du champ de contrainte perturbé actuel est importante pour l’étude des tremblements de Terre, pour la planification de forages ainsi que pour la prédiction de la fracturation induite par l’hydro-fracturation et la prédiction de la réactivation des fractures. Les contraintes perturbées passées, quant à elles sont responsables du développement des fractures naturelles (préexistantes). La détection et la modélisation de celles-ci sont essentielles tant dans le domaine pétrolier (migration et piégeage des fluides) pour une exploitation efficace et à moindre coût des réserves naturelles.Comprendre et quantifier le développement spatial et temporel de ces contraintes a un impact économique non négligeable. L'analyse des paléo-contraintes a été introduite dans un premier temps par Anderson (1905 & 1942) de manière intuitive, puis dans le milieu du siècle dernier, Wallace (1951) et Bott ( 1959) proposèrent les simples postulats que le champ de contrainte est homogène et que la direction du rejet est parallèle à la traction projetée sur le plan de faille. Beaucoup de méthodes d’inversion de contraintes reposent aujourd’hui sur ce principe.Afin d’étudier la validité de l’hypothèse Wallace et Bott, une comparaison avec les vecteurs de glissement générés à partir de modèles numériques (BEM) est effectuée. En testant l’influence de multiples paramètres (géométrie, contraintes au limites du modèle, friction, coefficient de poisson, demi-espace, pression de fluide dans la faille), il est montré que les failles à géométries complexes soumises à certaines contraintes aux limites peuvent engendrer des vecteurs glissements présentant des écarts important avec les la plus grande contraintes cisaillantes résolue sur le plan de faille. A l’inverse, la présence d’une forte friction de glissement permet, dans certaines conditions, de valider l’hypothèse de Wallace et Bott. On s’attache ensuite à comparer les résultats des inversions de contraintes basées sur l’hypothèse de Wallace et Bott (appelé méthode d’inversion classique de contraintes) avec une méthode géomécanique. Pour cela, une faille à géométrie complexe est utilisée dans une étude de sensibilité (contraintes aux limites, friction, échantillonnage) permettant d’analyser l’incertitude des résultats des deux méthodes d’inversion. Cette analyse est ensuite confrontée à l’étude d’un cas de terrain, montrant les avantages et inconvénients des méthodes d’inversions classiques de contraintes.Un des principaux défis de l’industrie pétrolière est l’exploitation des ressources des zones structuralement complexes telles que les réservoirs naturellement fracturés. Connaitre l’état de contraintes hétérogène passé permet d’optimiser la modélisation de ces fractures naturelles. Etant donné que les glissements sur les failles sont difficiles à observer dans les réservoirs pétroliers, les données de d’orientation de fractures (joints, failles, stylolites) sont naturellement prises en compte lors de l’inversion des contraintes. On montre, en utilisant divers exemples de terrain et d’industrie, que dans de tels cas, l’utilisation d’inversions basée sur la mécanique est beaucoup plus appropriée. Cependant, il est parfois difficile de déterminer le type cinématique de fracture observée le long des puits, et très souvent, les zones étudiées ont subi une tectonique polyphasée. La dernière partie vise donc à résoudre le problème des données de types cinématiques non identifiables (joints, failles, stylolites…) et étend parallèlement l’inversion mécanique des contraintes à la séparation de phases tectoniques
Modélisation linéaire élastique inverse des contraintes du sous-sol : analyse de sensibilité et applications
No full textToday, one of the main challenges in the oil industry is the exploitation of new resources in naturally fractured reservoirs often located in structurally complex areas such as plate boundaries, mountain ranges or near salt structures. While numerical models of rock deformation based on continuum mechanics are becoming industry standard in providing efficient means for modelling natural fractures in reservoirs, the knowledge of past perturbed stress fields, which is referred as the type (normal, wrench or reverse), orientation and magnitude of the regional or local tectonic stresses that needs to be applied as boundary condition in numerical simulations, is often unknown or approximated.The essence of this thesis is to improve the recovery of the paleostress field needed to constrain numerical simulations. I first described and discuss through a comprehensive mechanically-based multi-parametric study how far we can rely on the commonly used paleostress inversion methods based on fault slip data and the Wallace and Bott assumptions. I then compared this method with a new generation technique based on geomechanics using field observations. Since slip markers on faults are hardly observed in core or image log, I used observed natural fracture data as main drivers for the inversion of the paleostress using geomechanically-based method. I demonstrated, through various outcrop and subsurface examples, how this can efficiently be done. Finally, I aimed at addressing the problem of polyphase fracture data sets with unknown mechanical type (joints, faults, stylolites ...) and expanded the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.Aujourd'hui, l'un des principaux défis dans l'industrie pétrolière est l'exploitation de nouvelles ressources dans les réservoirs naturellement fracturés souvent situés dans des zones structurellement complexes tels que les frontières de plaques, les chaînes de montagnes ou les structures de proches des dômes de sel. Alors que les modèles numériques de déformation des roches basée sur la mécanique des milieux continus fournissant des moyens efficaces pour la modélisation de fractures naturelles dans les réservoirs, sont devenus la norme dans l'industrie, les paléo-contraintes régionales ou locales appliquées comme condition aux limites dans les simulations numériques, définies par le régime (normal, décrochant ou inverse), l'orientation, et la magnitude des contraintes tectoniques, sont souvent inconnues ou approximées.L'essence de cette thèse est d'améliorer la prédiction du champ de paléo-contrainte nécessaire pour contraindre les simulations numériques. J’ai décrit dans un premier temps à travers une étude comparative multi-paramétrique complète basée sur la mécanique, dans quelle mesure nous pouvions compter sur les méthodes d'inversion des paléo-contraintes basées sur les hypothèses de Wallace et Bott et les données de glissement sur les failles. J’ai ensuite comparé ces méthodes avec une technique d’inversion de nouvelle génération basée sur la géomécanique en utilisant les observations de terrain. Puisque les marqueurs de glissement sur les failles sont rarement observés le long du forage, j’ai utilisé l’inversion géomécanique des contraintes pour les données de fractures naturelles observées. J’ai alors démontré, l’efficacité de cette technique à travers divers exemples d'affleurements et de subsurface. Enfin, j’ai proposé une solution afin de résoudre le problème des données de fractures polyphasées à type cinématique inconnu (joints, failles, stylolites ...) et étendu l’inversion de contrainte basée sur la géomécanique à la séparation des phases tectoniques
Subsurface stress inversion modeling using linear elasticity : sensitivity analysis and applications
No full textToday, one of the main challenges in the oil industry, especially during the exploration phase, is the exploitation of new resources in structurally complex areas such as naturally fractured reservoirs, salt diapirs, mountain ranges, and unconventional reservoirs.We know that the geometry and sliding along active faults modifies the local stress distribution. Knowing the present day perturbed stress field is important for the study of earthquakes, for the planning of the borehole drilling and stability as well as for the prediction of fractures induced by hydro-fracturing and reactivation of natural fractures. In the other side, perturbed paleostress are responsible for the development of (pre-existing) natural fractures. The detection and modeling of the latter, are essential both in the oil industry (migration and trapping of fluids) for a cost efficient recovery of natural reserves.Understanding and quantifying the spatial and temporal development of the stress distribution has a significant economic and environmental impact. The analysis of paleo-constraints was intuitively introduced first by Anderson (1905 & 1942), then in the middle of the last century, Wallace (1951) and Bott (1959) proposed the simple hypothesis that (i) The stress field is homogeneous in space and constant in time, and that (ii) the slip direction is parallel to the traction projected on the fault plane which gives the direction of the shear stress. Many stress inversion methods are based on this hypothesis while recent studies raise doubts as to their compatibility with rock mechanics.In order to investigate the validity of the Wallace and Bott hypothesis, a comparison with vectors of slip generated with numerical models (BEM) is performed. By testing the influence of multiple parameters (geometry, boundary conditions, friction, Poisson’s coefficient , half-space, fault fluid pressure), it is shown that the complex geometry faults subject to specific boundary conditions can yield slip vectors with significant discrepancies with the maximum shear stress resolved on the fault plane. Conversely, the presence of a high sliding friction, allows under certain conditions, to validate the hypothesis of Wallace and Bott.We then focus on the task to compare the results of stress inversions based on the assumption of Wallace and Bott (called classical stress inversion methods) to a geomechanical method. For this, a complex fault geometry is used in a sensitivity analysis (boundary conditions, friction, sampling) to evaluate the uncertainty of the results of the two inversion methods. This analysis is then compared to a case study, Chimney Rock (Utah, USA), showing the advantages and disadvantages of the classical stress inversion methods.One of the main challenges of the oil industry is the exploitation of resource in structurally complex oil fields such as naturally fractured reservoirs. Knowing the heterogeneous paleostress allows to optimize the modeling of these natural fractures. Since slip on faults is hardly observed in petroleum reservoirs, fracture orientation data (joints, faults, stylolites) are naturally taken into account during the inversion of stresses. It is shown, using various field and industry examples, that in such cases the use of mechanical stress inversions is much more appropriate.However, it is sometimes difficult to determine the fracture kinematics observed along wellbores, and very often the studied regions underwent multiple tectonic phases. The final section aims to address the problem of data with unknown kinematic (joints, faults, stylolites ...) and expends the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.Aujourd’hui, l’un des principaux défis dans l’industrie pétrolière, et particulièrement dans le domaine de l’exploration, est l’exploitation des nouvelles ressources dans des zones structuralement complexes.Nous savons que la géométrie et le glissement le long des failles actives modifie la distribution locale des contraintes. La connaissance du champ de contrainte perturbé actuel est importante pour l’étude des tremblements de Terre, pour la planification de forages ainsi que pour la prédiction de la fracturation induite par l’hydro-fracturation et la prédiction de la réactivation des fractures. Les contraintes perturbées passées, quant à elles sont responsables du développement des fractures naturelles (préexistantes). La détection et la modélisation de celles-ci sont essentielles tant dans le domaine pétrolier (migration et piégeage des fluides) pour une exploitation efficace et à moindre coût des réserves naturelles.Comprendre et quantifier le développement spatial et temporel de ces contraintes a un impact économique non négligeable. L'analyse des paléo-contraintes a été introduite dans un premier temps par Anderson (1905 & 1942) de manière intuitive, puis dans le milieu du siècle dernier, Wallace (1951) et Bott ( 1959) proposèrent les simples postulats que le champ de contrainte est homogène et que la direction du rejet est parallèle à la traction projetée sur le plan de faille. Beaucoup de méthodes d’inversion de contraintes reposent aujourd’hui sur ce principe.Afin d’étudier la validité de l’hypothèse Wallace et Bott, une comparaison avec les vecteurs de glissement générés à partir de modèles numériques (BEM) est effectuée. En testant l’influence de multiples paramètres (géométrie, contraintes au limites du modèle, friction, coefficient de poisson, demi-espace, pression de fluide dans la faille), il est montré que les failles à géométries complexes soumises à certaines contraintes aux limites peuvent engendrer des vecteurs glissements présentant des écarts important avec les la plus grande contraintes cisaillantes résolue sur le plan de faille. A l’inverse, la présence d’une forte friction de glissement permet, dans certaines conditions, de valider l’hypothèse de Wallace et Bott. On s’attache ensuite à comparer les résultats des inversions de contraintes basées sur l’hypothèse de Wallace et Bott (appelé méthode d’inversion classique de contraintes) avec une méthode géomécanique. Pour cela, une faille à géométrie complexe est utilisée dans une étude de sensibilité (contraintes aux limites, friction, échantillonnage) permettant d’analyser l’incertitude des résultats des deux méthodes d’inversion. Cette analyse est ensuite confrontée à l’étude d’un cas de terrain, montrant les avantages et inconvénients des méthodes d’inversions classiques de contraintes.Un des principaux défis de l’industrie pétrolière est l’exploitation des ressources des zones structuralement complexes telles que les réservoirs naturellement fracturés. Connaitre l’état de contraintes hétérogène passé permet d’optimiser la modélisation de ces fractures naturelles. Etant donné que les glissements sur les failles sont difficiles à observer dans les réservoirs pétroliers, les données de d’orientation de fractures (joints, failles, stylolites) sont naturellement prises en compte lors de l’inversion des contraintes. On montre, en utilisant divers exemples de terrain et d’industrie, que dans de tels cas, l’utilisation d’inversions basée sur la mécanique est beaucoup plus appropriée. Cependant, il est parfois difficile de déterminer le type cinématique de fracture observée le long des puits, et très souvent, les zones étudiées ont subi une tectonique polyphasée. La dernière partie vise donc à résoudre le problème des données de types cinématiques non identifiables (joints, failles, stylolites…) et étend parallèlement l’inversion mécanique des contraintes à la séparation de phases tectoniques
Modélisation linéaire élastique inverse des contraintes du sous-sol : analyse de sensibilité et applications
No full textToday, one of the main challenges in the oil industry is the exploitation of new resources in naturally fractured reservoirs often located in structurally complex areas such as plate boundaries, mountain ranges or near salt structures. While numerical models of rock deformation based on continuum mechanics are becoming industry standard in providing efficient means for modelling natural fractures in reservoirs, the knowledge of past perturbed stress fields, which is referred as the type (normal, wrench or reverse), orientation and magnitude of the regional or local tectonic stresses that needs to be applied as boundary condition in numerical simulations, is often unknown or approximated.The essence of this thesis is to improve the recovery of the paleostress field needed to constrain numerical simulations. I first described and discuss through a comprehensive mechanically-based multi-parametric study how far we can rely on the commonly used paleostress inversion methods based on fault slip data and the Wallace and Bott assumptions. I then compared this method with a new generation technique based on geomechanics using field observations. Since slip markers on faults are hardly observed in core or image log, I used observed natural fracture data as main drivers for the inversion of the paleostress using geomechanically-based method. I demonstrated, through various outcrop and subsurface examples, how this can efficiently be done. Finally, I aimed at addressing the problem of polyphase fracture data sets with unknown mechanical type (joints, faults, stylolites ...) and expanded the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.Aujourd'hui, l'un des principaux défis dans l'industrie pétrolière est l'exploitation de nouvelles ressources dans les réservoirs naturellement fracturés souvent situés dans des zones structurellement complexes tels que les frontières de plaques, les chaînes de montagnes ou les structures de proches des dômes de sel. Alors que les modèles numériques de déformation des roches basée sur la mécanique des milieux continus fournissant des moyens efficaces pour la modélisation de fractures naturelles dans les réservoirs, sont devenus la norme dans l'industrie, les paléo-contraintes régionales ou locales appliquées comme condition aux limites dans les simulations numériques, définies par le régime (normal, décrochant ou inverse), l'orientation, et la magnitude des contraintes tectoniques, sont souvent inconnues ou approximées.L'essence de cette thèse est d'améliorer la prédiction du champ de paléo-contrainte nécessaire pour contraindre les simulations numériques. J’ai décrit dans un premier temps à travers une étude comparative multi-paramétrique complète basée sur la mécanique, dans quelle mesure nous pouvions compter sur les méthodes d'inversion des paléo-contraintes basées sur les hypothèses de Wallace et Bott et les données de glissement sur les failles. J’ai ensuite comparé ces méthodes avec une technique d’inversion de nouvelle génération basée sur la géomécanique en utilisant les observations de terrain. Puisque les marqueurs de glissement sur les failles sont rarement observés le long du forage, j’ai utilisé l’inversion géomécanique des contraintes pour les données de fractures naturelles observées. J’ai alors démontré, l’efficacité de cette technique à travers divers exemples d'affleurements et de subsurface. Enfin, j’ai proposé une solution afin de résoudre le problème des données de fractures polyphasées à type cinématique inconnu (joints, failles, stylolites ...) et étendu l’inversion de contrainte basée sur la géomécanique à la séparation des phases tectoniques
Modélisation linéaire élastique inverse des contraintes du sous-sol : Etude comparative et applications
No full textAujourd’hui, l’un des principaux défis dans l’industrie pétrolière, et particulièrement dans le domaine de l’exploration, est l’exploitation des nouvelles ressources dans des zones structuralement complexes.Nous savons que la géométrie et le glissement le long des failles actives modifie la distribution locale des contraintes. La connaissance du champ de contrainte perturbé actuel est importante pour l’étude des tremblements de Terre, pour la planification de forages ainsi que pour la prédiction de la fracturation induite par l’hydro-fracturation et la prédiction de la réactivation des fractures. Les contraintes perturbées passées, quant à elles sont responsables du développement des fractures naturelles (préexistantes). La détection et la modélisation de celles-ci sont essentielles tant dans le domaine pétrolier (migration et piégeage des fluides) pour une exploitation efficace et à moindre coût des réserves naturelles.Comprendre et quantifier le développement spatial et temporel de ces contraintes a un impact économique non négligeable. L'analyse des paléo-contraintes a été introduite dans un premier temps par Anderson (1905 & 1942) de manière intuitive, puis dans le milieu du siècle dernier, Wallace (1951) et Bott ( 1959) proposèrent les simples postulats que le champ de contrainte est homogène et que la direction du rejet est parallèle à la traction projetée sur le plan de faille. Beaucoup de méthodes d’inversion de contraintes reposent aujourd’hui sur ce principe.Afin d’étudier la validité de l’hypothèse Wallace et Bott, une comparaison avec les vecteurs de glissement générés à partir de modèles numériques (BEM) est effectuée. En testant l’influence de multiples paramètres (géométrie, contraintes au limites du modèle, friction, coefficient de poisson, demi-espace, pression de fluide dans la faille), il est montré que les failles à géométries complexes soumises à certaines contraintes aux limites peuvent engendrer des vecteurs glissements présentant des écarts important avec les la plus grande contraintes cisaillantes résolue sur le plan de faille. A l’inverse, la présence d’une forte friction de glissement permet, dans certaines conditions, de valider l’hypothèse de Wallace et Bott. On s’attache ensuite à comparer les résultats des inversions de contraintes basées sur l’hypothèse de Wallace et Bott (appelé méthode d’inversion classique de contraintes) avec une méthode géomécanique. Pour cela, une faille à géométrie complexe est utilisée dans une étude de sensibilité (contraintes aux limites, friction, échantillonnage) permettant d’analyser l’incertitude des résultats des deux méthodes d’inversion. Cette analyse est ensuite confrontée à l’étude d’un cas de terrain, montrant les avantages et inconvénients des méthodes d’inversions classiques de contraintes.Un des principaux défis de l’industrie pétrolière est l’exploitation des ressources des zones structuralement complexes telles que les réservoirs naturellement fracturés. Connaitre l’état de contraintes hétérogène passé permet d’optimiser la modélisation de ces fractures naturelles. Etant donné que les glissements sur les failles sont difficiles à observer dans les réservoirs pétroliers, les données de d’orientation de fractures (joints, failles, stylolites) sont naturellement prises en compte lors de l’inversion des contraintes. On montre, en utilisant divers exemples de terrain et d’industrie, que dans de tels cas, l’utilisation d’inversions basée sur la mécanique est beaucoup plus appropriée. Cependant, il est parfois difficile de déterminer le type cinématique de fracture observée le long des puits, et très souvent, les zones étudiées ont subi une tectonique polyphasée. La dernière partie vise donc à résoudre le problème des données de types cinématiques non identifiables (joints, failles, stylolites…) et étend parallèlement l’inversion mécanique des contraintes à la séparation de phases tectoniques.Today, one of the main challenges in the oil industry, especially during the exploration phase, is the exploitation of new resources in structurally complex areas such as naturally fractured reservoirs, salt diapirs, mountain ranges, and unconventional reservoirs.We know that the geometry and sliding along active faults modifies the local stress distribution. Knowing the present day perturbed stress field is important for the study of earthquakes, for the planning of the borehole drilling and stability as well as for the prediction of fractures induced by hydro-fracturing and reactivation of natural fractures. In the other side, perturbed paleostress are responsible for the development of (pre-existing) natural fractures. The detection and modeling of the latter, are essential both in the oil industry (migration and trapping of fluids) for a cost efficient recovery of natural reserves.Understanding and quantifying the spatial and temporal development of the stress distribution has a significant economic and environmental impact. The analysis of paleo-constraints was intuitively introduced first by Anderson (1905 & 1942), then in the middle of the last century, Wallace (1951) and Bott (1959) proposed the simple hypothesis that (i) The stress field is homogeneous in space and constant in time, and that (ii) the slip direction is parallel to the traction projected on the fault plane which gives the direction of the shear stress. Many stress inversion methods are based on this hypothesis while recent studies raise doubts as to their compatibility with rock mechanics.In order to investigate the validity of the Wallace and Bott hypothesis, a comparison with vectors of slip generated with numerical models (BEM) is performed. By testing the influence of multiple parameters (geometry, boundary conditions, friction, Poisson’s coefficient , half-space, fault fluid pressure), it is shown that the complex geometry faults subject to specific boundary conditions can yield slip vectors with significant discrepancies with the maximum shear stress resolved on the fault plane. Conversely, the presence of a high sliding friction, allows under certain conditions, to validate the hypothesis of Wallace and Bott.We then focus on the task to compare the results of stress inversions based on the assumption of Wallace and Bott (called classical stress inversion methods) to a geomechanical method. For this, a complex fault geometry is used in a sensitivity analysis (boundary conditions, friction, sampling) to evaluate the uncertainty of the results of the two inversion methods. This analysis is then compared to a case study, Chimney Rock (Utah, USA), showing the advantages and disadvantages of the classical stress inversion methods.One of the main challenges of the oil industry is the exploitation of resource in structurally complex oil fields such as naturally fractured reservoirs. Knowing the heterogeneous paleostress allows to optimize the modeling of these natural fractures. Since slip on faults is hardly observed in petroleum reservoirs, fracture orientation data (joints, faults, stylolites) are naturally taken into account during the inversion of stresses. It is shown, using various field and industry examples, that in such cases the use of mechanical stress inversions is much more appropriate.However, it is sometimes difficult to determine the fracture kinematics observed along wellbores, and very often the studied regions underwent multiple tectonic phases. The final section aims to address the problem of data with unknown kinematic (joints, faults, stylolites ...) and expends the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases
Going Beyond Counting First Authors in Author Co-citation Analysis
Get PDFThe present study examines one of the fundamental aspects of author co-citation analysis (ACA) - the way co-citation
counts are defined. Co-citation counting provides the data on which all subsequent statistical analyses and mappings
are based, and we compare ACA results based on two different types of co-citation counting - the traditional type that
only counts the first one among a cited work's authors on the one hand and a non-traditional type that takes into
account the first 5 authors of a cited work on the other hand. Results indicate that the picture produced through this non-traditional author co-citation counting contains more coherent author groups and is therefore considerably clearer. However, this picture represents fewer specialties in the research field being studied than that produced through the traditional first-author co-citation counting when the same number of top-ranked authors is selected and analyzed. Reasons for these effects are discussed
Variations on the Author
Get PDF“Variations on the Author” discusses two of Eduardo Coutinho’s recent films (Um Dia na Vida, from 2010, and Últimas Conversas, posthumously released in 2015) and their contribution to the general question of documentary authorship. The director’s filmography is characterized by a consistent yet self-effacing form of authorial self-inscription: Coutinho often features as an interviewer that rather than express opinions propels discourses; an interviewer that is good at listening. This mode of self-inscription characterizes him as an author who is not expressive but who is nonetheless markedly present on the screen. In Um Dia na Vida, however, Coutinho is completely absent form the image, while Últimas Conversas, on the contrary, includes a confessional prologue that moves the director from the margins to the center of his films. This article examines the ways in which these works stand out in the filmography of a director who offers new insights into the notion of cinematic authorship
Appropriate Similarity Measures for Author Cocitation Analysis
Get PDFWe provide a number of new insights into the methodological discussion about author cocitation analysis. We first argue that the use of the Pearson correlation for measuring the similarity between authors’ cocitation profiles is not very satisfactory. We then discuss what kind of similarity measures may be used as an alternative to the Pearson correlation. We consider three similarity measures in particular. One is the well-known cosine. The other two similarity measures have not been used before in the bibliometric literature. Finally, we show by means of an example that our findings have a high practical relevance.information science;Pearson correlation;cosine;similarity measure;author cocitation analysis
Dispelling the Myths Behind First-author Citation Counts
Get PDFWe conducted a full-scale evaluative citation analysis study of scholars in the XML research field to explore just how different from each other author rankings resulting from different citation counting methods actually are, and to demonstrate the capability of emerging data and tools on the Web in supporting more realistic citation counting methods. Our results contest some common arguments for the continued
use of first-author citation counts in the evaluation of scholars, such as high correlations between author rankings by first-author citation counts and other citation
counting methods, and high costs of using more realistic citation counting methods that are not well-supported by the ISI databases. It is argued that increasingly available digital full text research papers make it possible for citation analysis studies to go beyond what the ISI databases have directly supported and to employ more
sophisticated methods
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