Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Interpretacja sejsmiczna pułapek stratygraficznych w osiowej części basenu czerwonego spągowca - blok tektoniczny Golce

Zając Aurelia, Maćkowski Tomasz, Górecki Wojciech

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2024

|

R. 27, Nr 10 (308)

7-13

PL

Dane sejsmiczne zarejestrowane w ramach eksperymentalnego profilu AGH17511, przebiegającego przez wyniesienie Golców, w centralnej części bruzdy śródpolskiej, ujawniły anomalie amplitudowe w interwale piaskowców fluwialnych, zalegających w obrębie utworów plaji, głęboko pod spągiem cechsztynu. Geneza anomalii została wyjaśniona w oparciu o sejsmiczne modelowania stratygraficzne oraz model porowatości utworów górnego czerwonego spągowca, opracowany na podstawie wyników inwersji sejsmicznej. Analizy wskazują na możliwość występowania w południowo-zachodniej strefie krawędziowej bloku Golców, złożowych pułapek strukturalno-stratygraficznych, w których skała zbiornikowa jest bocznie uszczelniona ewaporatami cechsztynu, a od góry mułowcowo-ilastymi utworami plaji, oraz pułapek stratygraficznych, w postaci litosomów piaszczystych w obrębie utworów formacji Drawy.

EN

Seismic data acquired along the experimental profile AGH17511, which crosses the Golce High in the central part of the Mid-Polish Trough, revealed amplitude anomalies related to fluvial sandstone intercalation found within playa deposits, deep below the Zechstein base. The origin of these anomalies was explained using seismic stratigraphic modelling and a porosity model of the Upper Rotliegend deposits, obtained through seismic inversion. The analyses indicate the potential occurence of structural stratigraphic traps in the southwestern marginal zone of the Golce High, where the reservoir rock is laterally sealed by Zechstein evaporites and top-sealed by playa claystones, as well as stratigraphic traps, associated with sandy lithosomes within the Drawa Formation deposits.

2

Precise time‑depth conversion of coal measure strata based on velocity splicing: a case application in Qinshui basin

Zhang Qifan, Chang Suoliang, Zhang Sheng, Zhao Lipeng, Shi Xiaohong, Guo Chunsheng, Yu Guangming, Liu Jing, Liu Bo

Acta Geophysica

|

2023

|

Vol. 71, no. 4

1729--1746

EN

Transforming seismic data from the time domain to the depth domain is a very important step when using 3D seismic exploration to guide the exploration and development of coalbed methane (CBM). However, the conventional time-depth conversion method has difficulty meeting the control accuracy requirements of CBM development based on horizontal well technology when the 3D seismic data in a mining area are old. Therefore, a precise time-depth conversion method was found to improving the accuracy of time-depth conversion, which is based on the splicing of seismic inversion velocity and poststack migration velocity. The first step of this method is obtaining the standard layers in the time domain by precise interpretation of seismic data. Then, the inversion velocity and poststack migration velocity are spliced to obtain the complete interval velocity volume of the study area, and the results are corrected. The next step is the prediction of the coal seam floor elevation based on the spliced velocity, and the predicted coal seam floor elevation is corrected by borehole data. Finally, the mesh is between standard layers in the depth domain to obtain the 3D data volume in the depth domain. The method was applied to the time-depth conversion of 3D seismic data in the Yangquan X study area. The results show that the relative error between the predicted results and the borehole data of No. 3, No. 8 and No. 15 coal seam is only 0.72% through the validation of the reserved boreholes, indicating that the method is effective. This study provides a precise method of time-depth conversion for seismic data when there is only poststack seismic data in the mining area, which can not only improve the interpretation accuracy of standard layers but can also improve the prediction accuracy of other layers between standard layers, which can better guide the well location arrangement of coalfield and CBM.

3

Estimating the 3-D spatial distribution of mechanical properties of rock by seismic data and well logs

Darjani Mohsen, Bakhtiyari Ehsan, Sen Souvik, Abioui Mohamed

Acta Geophysica

|

2023

|

Vol. 71, no. 5

2089--2106

EN

The rock mechanical properties influence the selection of drilling parameters, optimized drilling trajectory, and appropriate hydraulic fracturing intervals. Estimating the 3-D spatial distribution of these geomechanical properties at the reservoir scale is a challenging task, especially in the case of limited data only at the well locations. Advanced geostatistical techniques can be utilized to represent a reservoir’s inherent spatial variation more realistically. In this study, we investigate the spatial variability of rock mechanical properties, including Young’s modulus, shear modulus, bulk modulus, and Poisson’s ratio, as major constituents of the reservoir geomechanical model. The data are extracted from a hydrocarbon field located southwest of Iran and consist of forty wells. We first build a 1-D model of rock elastic moduli at each well by integrating petrophysical and core-based laboratory measurements and then develop a corresponding 3-D model using geostatistical simulation techniques. Thereafter, 3-D seismic data are employed to optimize the geomechanical model. Results show that the integration of well logs with seismic data increases the accuracy of field-wise 3-D elastic moduli models. Furthermore, we used various co-simulation techniques to demonstrate the improving effect of complementary data in constructing a more realistic reservoir geomechanical model.

4

Przestrzenna identyfikacja stref o lepszych parametrach zbiornikowych w utworach węglanowych

Bartoń Robert, Urbaniec Andrzej, Filipowska-Jeziorek Kinga

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2022

|

R. 25, Nr 11-12 (286)

4-10

PL

W publikacji zaprezentowano metodykę,która pozwoliła wyodrębnić strefy o korzystnych własnościach petrofizycznych umiejscowionych w stropowej partii kompleksu węglanowego górnej jury i dolnej kredy z obszaru środkowej części przedgórza Karpat. W przeprowadzonych badaniach wykorzystano zdjęcie sejsmiczne 3D oraz dane z otworów wiertniczych. Wyodrębnienie obiektów przestrzennych do potencjalnej sekwestracji CO2 było realizowane na podstawie atrybutów sejsmicznych obliczonych z inwersji symultanicznej. Inwersja sejsmiczna jest cennym narzędziem umożliwiającym estymację parametrów fizycznych ośrodka geologicznego z danych sejsmicznych, gdyż pozwala ona na przekształcenie amplitudy refleksów sejsmicznych w fizyczne parametry skał, a w konsekwencji w ilościowy opis złoża. Prędkość propagacji fal sejsmicznych jest jednym z podstawowych parametrów, który najbardziej wiarygodnie charakteryzuje właściwości fizyczne ośrodka geologicznego. Wykonane zostały wykresy krzyżowe impedancji fali podłużnej względem Lambda--Rho (Zp – λρ) oraz Lambda-Rho względem Mu-Rho (λρ – μρ), które w najlepszym stopniu odzwierciedlały zależności pomiędzy parametrami sprężystymi i elastycznymi. Opracowana metodyka może znaleźć zastosowanie zarówno do rozpoznawania stref o korzystniejszych parametrach zbiornikowych, jak również do bardziej zaawansowanych procesów budowy modeli statycznych i dynamicznych analizowanych formacji skalnych.

EN

The paper presents a methodology for distinguishing zones with better petrophysical properties in the uppermost part of the Upper Jurassic and Lower Cretaceous carbonate complex from the Carpathian Foreland area. For these studies 3D seismic survey and well data were used. Identification of spatial objects for potential CO2 sequestration was realized on the basis of seismic attributes calculated from simultaneous inversion. Seismic inversion is a useful tool for the estimation of reservoir properties from seismic data, as it enables the transformation of the amplitude of seismic reflections into physical parameters of rocks and, consequently, into a quantitative description of the reservoir. Propagation of velocity seismic waves is one of the basic parameters that most reliably characterizes the physical properties of a geological formation. Cross plots of longitudinal wave impedance versus Lambda-Rho (Zp – λρ) and Lambda-Rho versus Mu-Rho (λρ – μρ) were made, which best represented the relationships of the elastic parameters. Developed methodology can be applied both for identifying zones with more favorable reservoir parameters, as well as for more advanced processes of construction of static and dynamic models of the analyzed rock formations.

5

Metodyka identyfikacji obiektów perspektywicznych do potencjalnego składowania CO2 na przykładzie utworów węglanowych jury górnej

Bartoń Robert, Urbaniec Andrzej, Filipowska-Jeziorek Kinga

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 5

343--357

PL

Celem artykułu jest opracowanie metodyki pozwalającej na wyodrębnienie stref/obiektów geologicznych o korzystniejszych własnościach petrofizycznych na podstawie analizy danych sejsmicznych i otworowych. Do badań tych wykorzystano zdjęcie sejsmiczne 3D z obszaru środkowej części przedgórza Karpat, a szczegółowe analizy prowadzono w obrębie stropowej partii kompleksu węglanowego górnej jury i dolnej kredy. W artykule przedstawiono wyniki analiz przeprowadzonych w obrębie centralnej części wspomnianego wyżej zdjęcia sejsmicznego. Wyodrębnienie obiektów przestrzennych do potencjalnej sekwestracji CO2 było realizowane na podstawie atrybutów sejsmicznych obliczonych z inwersji symultanicznej. Inwersja sejsmiczna jest cennym narzędziem umożliwiającym estymację parametrów fizycznych ośrodka geologicznego z danych sejsmicznych, gdyż pozwala ona na przekształcenie amplitudy refleksów sejsmicznych w fizyczne parametry skał, a w konsekwencji w ilościowy opis złoża. Prędkość propagacji fal sejsmicznych jest jednym z podstawowych parametrów, który najbardziej wiarygodnie charakteryzuje właściwości fizyczne ośrodka geologicznego. Wykonane zostały wykresy krzyżowe atrybutów impedancji fali podłużnej względem Lambda-Rho (Zp – λρ) oraz Lambda-Rho względem Mu-Rho (λρ – µρ), które w najlepszym stopniu odzwierciedlały zależności pomiędzy parametrami sprężystymi i elastycznymi. W obliczeniach wykorzystano opcję horizon probe dostępną w module Geobody Interpretation oprogramowania Petrel. Obliczenia prowadzono dla bramki czasowej obejmującej interwał od wyinterpretowanego horyzontu sejsmicznego odpowiadającego stropowi jury górnej wraz z dolną kredą (J3+K1str) do wartości czasu 120 ms poniżej tego horyzontu. Opracowana metodyka może znaleźć w przyszłości zastosowanie zarówno do rozpoznawania stref o korzystniejszych parametrach zbiornikowych, jak również do bardziej zaawansowanych procesów budowy modeli statycznych i dynamicznych analizowanych formacji skalnych. Wyznaczone obiekty po przeprowadzeniu niezbędnych analiz oraz modelowań mogą zostać wykorzystane do potencjalnego składowania CO2.

EN

The aim of this paper is to develop a methodology to identify geological zones/objects with more favorable petrophysical properties based on analysis of seismic and well data. For these studies 3D seismic image from the middle part of the Carpathian Foreland was used, and detailed analyses were carried out within the top part of the Upper Jurassic and Lower Cretaceous carbonate complex. This paper presents results of performed analysis in the central part of the above-mentioned seismic image. Identification of spatial objects for potential CO2 sequestration was realized on the basis of seismic attributes calculated from simultaneous inversion. Seismic inversion is a useful tool for the estimation of reservoir properties from seismic data, as it enables the transformation of amplitude of seismic reflections into physical parameters of rocks and, consequently, into a quantitative description of the reservoir. Propagation of velocity seismic waves is one of the basic parameters that most reliably characterizes the physical properties of a geological medium. Cross plots of longitudinal wave impedance attributes versus Lambda-Rho (Zp – λρ) and Lambda-Rho versus Mu-Rho (λρ – µρ) were made, which best represented the relationships of the elastic parameters. The horizon probe option available in Geobody Interpretation module of Petrel software was used to perform calculations. A time gate covering the interval from the interpreted seismic horizon corresponding to the Upper Jurassic – Lower Cretaceous top (J3+K1str) to the time value of 120 ms below this horizon was adopted. The developed methodology can be applied in the future both for identification of the zones of better reservoir parameters as well as for more advanced processes of static and dynamic models building for the analyzed rock formations. After conducting necessary analyses and modeling the identified objects can be used for potential CO2 storage.

6

Detekcja stref o lepszych parametrach zbiornikowych na podstawie atrybutów obliczanych z inwersji sejsmicznej

Bartoń Robert, Urbaniec Andrzej, Filipowska-Jeziorek Kinga

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 12

845--860

PL

Celem artykułu było wyodrębnienie stref o korzystniejszych parametrach zbiornikowych na podstawie analizy atrybutów sejsmicznych obliczanych z inwersji sejsmicznej w połączeniu z danymi otworowymi. Obliczenia przeprowadzono na wolumenie sejsmicznym ze zdjęcia 3D usytuowanego w środkowej części przedgórza Karpat. Przedmiotem badań była stropowa część kompleksu węglanowego górnej jury. Do identyfikacji stref o preferowanych parametrach wykorzystane zostały wykresy krzyżowe atrybutów impedancji fali podłużnej względem Lambda-Rho (Zp – λρ) oraz Lambda-Rho względem Mu-Rho (λρ – μρ). W obliczeniach wykorzystano opcję horizon probe dostępną w module Geobody Interpretation oprogramowania Petrel. Na podstawie otrzymanych wyników można stwierdzić, że najlepsze dopasowanie obrazu na przekrojach sejsmicznych z profilowaniem porowatości (PHI) w otworze G-4 uzyskano dla wariantu obliczeń Lambda-Rho vs. Mu-Rho, w którym w obrębie wyodrębnionych stref o lepszych parametrach zbiornikowych wydzielono trzy klasy zakresów wartości. Pozwoliło to również w lepszym stopniu zwizualizować zmienność analizowanych parametrów. Wyniki przeprowadzonych badań wskazują, że utwory węglanowe górnej jury w obszarze badań mają zróżnicowane parametry zbiornikowe, przy czym strefy o lepszych własnościach zlokalizowane są głównie w stropowej części tego kompleksu. Generalnie rejon o lepszym rozwoju własności zbiornikowych znajduje się na północny zachód od analizowanego otworu G-4. Można przypuszczać, że jest to związane z obecnością w tym rejonie regionalnych dyslokacji, wokół których doszło do rozwoju szczelinowatości. Najprawdopodobniej dodatkowym czynnikiem odpowiedzialnym za wzrost porowatości w tej strefie jest powierzchnia krasowa, rozwinięta bezpośrednio w stropie utworów jury. Prezentowana metodyka może znaleźć zastosowanie nie tylko do bezpośredniej identyfikacji poziomów skał zbiornikowych o preferowanych parametrach, ale może być też szeroko wykorzystywana w różnego typu analizach i modelowaniach przestrzennych.

EN

The aim of this paper was to distinguish zones with more preferred reservoir parameters based on the analysis of seismic attributes calculated from seismic inversion, combined with well data. The calculations were performed on 3D seismic volumes located in the central part of the Carpathian Foreland. The subject of the study was the upper part of the Upper Jurassic carbonate complex. Cross plots of longitudinal wave impedance attributes against Lambda-Rho (Zp – λρ) and Lambda-Rho against Mu-Rho (λρ – µρ) were used to identify zones with preferred parameters. The calculations used the horizon probe option available in the Geobody Interpretation module in Petrel software. Based on the results, it was concluded that the best match on seismic sections with porosity profiling (PHI) in G-4 well was obtained for the variant of Lambda-Rho vs. Mu-Rho calculations, in which three classes of value ranges were separated within the identified zones with preferable reservoir parameters. It allowed to better visualize the variability of the analyzed parameters. The results of the research indicate that the Upper Jurassic carbonate formations in the study area are characterized by varying reservoir parameters, with the zones with better properties located mainly in the top part of this complex. In general, the region with better development of reservoir properties is located to the northwest of the analyzed G-4 well. It can be assumed that this is due to the presence of regional dislocations in this area, around which fracturing has developed. Most likely, an additional factor responsible for the increase in porosity in this zone is the karst surface, developed directly in the uppermost part of the Jurassic formations. The presented methodology can find application not only for direct identification of reservoir intervals with preferred parameters, but can be widely used in various types of spatial analysis and geophysical modeling.

7

Predicting gas content in coalbed methane reservoirs using seismic waveform indication inversion: a case study from the Upper Carboniferous Benxi Formation, eastern Ordos Basin, China

Wang Jiabei, Li Zhijun, Chen Cen, Meng Cheng

Acta Geophysica

|

2022

|

Vol. 70, no 2

623--638

EN

The identification of gas content is very important for exploration and development of coalbed methane (CBM) reservoirs. As a kind of gas-bearing reservoirs in coal seam, CBM reservoirs usually show strong heterogeneity, which makes the gas content varies greatly in the strata. What’s more, the thin interlayer that is common in coal-bearing formation makes it difficult to predict the favorable gas-bearing distribution based on conventional methods. In this study, a seismic waveform indication inversion method was applied to reveal the gas content of No. 8 coal seam reservoirs in the Upper Carboniferous Benxi Formation of the DJ area in the eastern of the Ordos Basin, China. The first step of this method is to calculate the p-wave impedance inversion volume of No. 8 coal seam. The second step is to build the correlation between elastic parameters and gas content in No. 8 coal seam. Through the statistical analysis based on velocity, density, p-wave impedance and measured gas content data of 16 wells, the fitting formula between p-wave impedance and gas content is obtained, with a highest correlation coefficient up to 96%. The third step is to calculate the gas content data volume from the p-wave impedance inversion volume by the above fitting formula, and then the quantitative plane distribution of gas content in No. 8 coal seam can be predicted. The prediction results indicate that the gas content of No. 8 coal seam can be divided into two Classes. To verify the reliability of the inversion results, the production data of well X11 was applied to verify the gas content which located in the Class I area. The application of seismic waveform indication inversion has provided a precise prediction for the spatial distribution of gas content in CBM reservoirs, serving as a basis for locating and designing wells for CBM development.

8

Seismic inversion based prediction of the elastic parameters of rocks surrounding roadways: a case study from the Shijiazhuang mining area of North China

Shi Suzhen, Feng Jian, Liu Zuiliang, Qi Youchao, Duan Peifei, Han Qi, Zuo Jianping

Acta Geophysica

|

2021

|

Vol. 69, no. 6

2219--2230

EN

Increasing mining depths and intensities have resulted in frequent accidents during roadway excavation, thus increasing the necessity of preemptively determining the geological conditions of rock formations along roadways. Identifying the spatial distributions of lithotypes and the mechanical properties of non-marker bed intervals in coal measure strata are crucial for roadway horizon design, roof management, and efficient excavation. Therefore, based on petrophysical tests, well logging, and seismic data, a comprehensive method is proposed, which uses post-stack wave impedance inversion, petrophysical statistical analyses, and pre-stack simultaneous inversion to predict the lithology and elastic parameters of rocks surrounding roadways. The lithology of the target layer is first divided according to the wave impedances of the inversion body, and the sand lenses within the mudstone interval are described. Based on petrophysical test data, the shear-wave conversion equations of the sand lenses in this target interval and background mudstone are then obtained via marginal limit extrapolation. Finally, pre-stack simultaneous inversion, based on the seismic data and shear-wave conversion curves of different lithologies, is performed to obtain the elastic parameter profile of the target interval in the cross-section of the roadway, laying the foundation for further prediction of the mechanical properties of the surrounding rocks. The results agree with roadway drilling data by>90%.

9

Pore-type identifcation of a heterogeneous carbonate reservoir using rock physics principles: a case study from south-west Iran

Emami Niri Mohammad, Mehmandoost Fariba, Nosrati Hossein

Acta Geophysica

|

2021

|

Vol. 69, no. 4

1241--1256

EN

The characterization of carbonate rocks is a challenging process compared to siliciclastics because of their more intricate pore-space structure. In this study, we applied rock physics methods to a heterogeneous carbonate reservoir located in southwest Iran to identify zones of various pore types, including inter-particle pores, stif (vuggy and moldic) pores, and cracks, from geophysical measurements. We frst constructed two rock physics templates (RPTs) using well logs and used them to quantitatively analyze the efect of various pore types on elastic properties. Using these RPTs, we then implemented an inversion algorithm to estimate the volume fractions of various pores using total porosity and P-wave velocity (Vp) derived from well logs. Next, we have compared the pore-type inversion results and the image log interpretation/core images at the corresponding depth intervals to validate inversion results. This comparison showed that the inversion results are consistent with the measurements. Also, we applied the introduced pore-type inversion algorithm on seismic data to achieve insight into pore-type distribution in the 3D framework of the reservoir under study. The results of these rock physics-based analyses indicate that the inter-particle pores are dominant in the pore-space, while there are stif pores and dispersal cracks in some subzones of the studied depth interval. Additionally, employing the Xu and Payne rock physics modeling procedure, P- and S-wave velocities were estimated using pore-type inversion results at the location of several wells from the studied feld. The calculated mean absolute error and the correlation coefcient indicate a high consistency between the measured and modeled velocities. This research may contribute to permeability prediction and analysis of the diagenetic processes’ impact on reservoir properties.

10

Machine learning based prediction of regularization parameters for seismic inverse problems

Liu Shihuan, Zhang Jiashu

Acta Geophysica

|

2021

|

Vol. 69, no. 3

809--820

EN

Regularization parameter selection (RPS) is one of the most important tasks in solving inverse problems. The most common approaches seek the optimal regularization parameter (ORP) from a sequence of candidate values. However, these methods are often time-consuming because they need to conduct the estimation process on all candidate values, and they are always restricted to solve certain problem types. In this paper, we propose a novel machine learning-based prediction framework (MLBP) for the RPS problem. The MLBP frst generates a large number of synthetic data by varying the inputs with diferent noise conditions. Then, MLBP extracts some pre-defned features to represent the input data and computes the ORP of each synthetic example by using true models. The pairs of ORP and extracted features construct a training set, which is used to train a regression model to describe the relationship between the ORP and input data. Therefore, for newly practical inverse problems, MLBP can predict their ORPs directly with the pre-trained regression model, avoiding wasting computational resources on improper regularization parameters. The numerical results also show that MLBP requires signifcantly less computing time and provides more accurate solutions for diferent tasks than traditional methods. Especially, even though the MLBP trains the regression model on synthetic data, it can also achieve satisfying performance when directly applied to feld data.

11

Global stochastic seismic inversion using turning bands simulation and co-simulation

Sadeghi Mehdi, Amini Navid, Falahat Reza, Sabeti Hamid, Madani Nasser

Acta Geophysica

|

2021

|

Vol. 69, no. 5

1717--1734

EN

In this study, we develop a 3D geostatistical seismic inversion method based on turning bands simulation and co-simulation to estimate acoustic impedance (AI) from seismic and well data. The proposed method uses an iterative approach based on cross-over concept in genetic algorithm optimization to perform global stochastic inversion. The objective function of the optimization algorithm is the measure of correlation coefficients between the modeled and observed seismic data. In the first iteration of the proposed algorithm, the seismic cubes corresponding to the AI realizations generated by the turning bands simulation are compared to the observed seismic data. Subsequently, the local areas of AI models producing the highest correlation coefficients to the observed seismic data are merged to construct a new supplementary cube that is further used as the secondary variable in the turning bands co-simulation for the next iteration. Generation of the seismic cubes and picking the best AI cube via cross-over genetic algorithm approach is performed iteratively until convergence to a constant correlation coefficient between the modeled and observed seismic data. The proposed method is applied to a synthetic dataset that includes 20 wells with known AI logs and 3D stacked seismic data. According to the results, the algorithm converges to a constant correlation coefficient after a few iterations. In addition, it is observed that employing multi-attribute analysis outputs (meta-attributes) during turning bands co-simulation in the initialization step would improve the final global correlation coefficient from 0.774 to 0.815.

12

Rock physics based estimation of quartz content in the Shenhu area, South China Sea

Deng Wei, Liang Jinqiang, He Yulin, Kuang Zenggui, Meng Miaomiao

Acta Geophysica

|

2020

|

Vol. 68, no. 6

1619--1641

EN

Estimation of quartz content (QC) is important for gas hydrate production. However, the existing methods pay more attention to estimate saturations of hydrate or free gas instead of QC. QC is difcult to be estimated because of its limited and unclear infuences on velocities in the hydrate-bearing sediments. A workfow was proposed to estimate QC from core to logging to seismic inversion whose core technologies were an unconsolidated anisotropic model (UAM) and an inverse modeling approach. We used the UAM to construct the quantitative relationships between physical properties including QC and velocity. Then, the velocities of the reservoirs were obtained by logging-constrained seismic inversion. Finally, QC can be scaled by the inverse modeling of the UAM. To build the UAM, we analyzed the physical properties of hydrate reservoirs based on the cores and logging while drilling (LWD) data in the Shenhu area, South China Sea, and characterized unconsolidated sediments with horizontally layered hydrates and gas occurrences. The calculated P-velocities and S-velocities from the UAM agreed with the LWD data when the input variables were QC, porosity, hydrate saturation, and gas saturation. Conversely, for a group of P-velocity and S-velocity from seismic inversion, the corresponding QC can be scaled out as well as the other parameters based on the UAM, which was defned as an inverse modeling. Because the signifcant parameters such as hydrate saturation have been considered as independent variables in the model, we can efectively avoid the correlation between QC and the others. Prediction multiplicity can be reduced. The estimated QC was consistent with the drilling and geological understanding in the feld application, indicating that the method proposed is efective and practical.

13

Integrated geophysical data for sweet spot identification in Baltic Basin, Poland

Cichostępski Kamil, Kwietniak Anna, Dec Jerzy, Kasperska Monika, Pietsch Kaja

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2019

|

Vol. 89, No. 2

215--231

EN

In the paper, the authors present the results of seismic reservoir characterization of shale gas deposits of the Lower Silurian and Ordovician (Sasino Formation and Jantar Formation), which are localized within the onshore part of the Baltic Basin, N Poland. For this purpose, acoustic inversion of seismic data and petrophysical analysis of well-log data were incorporated. The new approach that the authors used for acoustic inversion was the resolution enhancement algorithm, known as spectral blueing, before proceeding with the acoustic inversion process. The spectral blueing procedure enhances the seismic spectrum by weighting it with the well reflectivity spectrum. The resulting enhanced seismic volume manifests itself in higher energies of the high frequency component, while keeping the frequency range constant. With the results of acoustic inversion after the spectral blueing procedure, the authors were able to define two more potential exploration sites within the Ordovician deposits.

14

High-resolution reflectivity inversion based on joint sparse representation

Shi Zhanzhan, Zhou Huailai, Wang Yuanjun, Niu Cong, Huang Rao

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 6

1535--1550

EN

High-resolution reflectivity inversion is termed as a fundamental yet essential step for the prediction of thin-bedded hydrocarbon reservoirs. However, algorithms suffer from two key issues: (1) seismic inversion is an ill-posed problem that has multiple solutions, and the results of trace-by-trace seismic inversion are quite poor in lateral continuity, and (2) algorithm stability is likely to be decreased owing to the noise and distortion associated with the acquisition and processing flows. In the current article, we formulate a new joint sparse representation through the combination with L2,1- norm misfit function, which possesses superior noise robustness, in particular in the presence of outliers. On the basis of the L2,1- norm regularization, this specific approach enforces a common sparsity profile, together with consistently lowering the multiplicity of solution. Subsequent to that, the resultant algorithm is applied to the multi-trace seismic inversion. Besides, the wedge model trial and practical applications suggest that the proposed inversion algorithm is stable, in addition to having good noise robustness and lateral continuity; moreover, the vertical resolution of λ/8 is realized under the noise and outliers interference. The logging data calibration illustrates that the proposed methodology is accurate and credible.

15

Ocena efektywności sposobów zwiększania rozdzielczości danych sejsmicznych w poszukiwaniach węglowodorów w świetle zastosowanej metodyki akwizycji i procedur modyfikacji spektralnej

Jędrzejowska-Tyczkowska H.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 1

3--21

PL

Porównano efektywność sposobów zwiększania rozdzielczości danych sejsmicznych realizowanych na dwóch różnych etapach projektów sejsmicznych 3D, a to w drodze projektowania zaawansowanych schematów akwizycji, umożliwiających uzyskiwanie obrazu falowego o bardzo wysokiej krotności sumowania (rzędu 2260), jak też w drodze stosowania procedur przetwarzania w domenie spektralnej o (autorskiej) nazwie „modyfikacja spektralna”. Artykuł jest czwartą publikacją omawiającą powyższe zagadnienie w optyce innowacyjnej opracowanej przez autorkę w ramach realizacji jednego z zadań programu Blue Gas – Polski Gaz Łupkowy. Przedstawione w artykule porównania wskazują, że zastosowanie określonej metodyki istotnie zależy od jakości materiału sejsmicznego. W niniejszej pracy wykorzystano obraz falowy uzyskany od zleceniodawcy (migracja czasowa na sumie – migration AFTER STACK). Na podstawie wykonanych porównań należy sądzić, że decyzja o wyborze sposobu zwiększania rozdzielczości powinna brać pod uwagę aspekt ekonomiczny końcowej realizacji.

EN

Comparison of the efficiency of the methods for increasing the resolution of seismic data was performed at two different stages of 3D seismic survey design, by creating advanced acquisition schemes to obtain a very high fold-coverage stacking (with the range of 2260), as well as using processing procedures in the spectral domain – “spectral modification”. This article is the fourth publication discussing the issue above, developed by the author within one of the tasks of the Blue Gas – Polski Gaz Łupkowy program. The comparison presented in this paper indicates, that the application of a particular methodology, depends on the quality of the seismic data. In this study a wavefield image obtained from the client (After Stack time migration) was used based on the comparisons made, it should be assumed that the decision on choosing the method of increasing the resolution should take into account the economic aspect of the final implementation.

16

Zastosowanie prędkości interwałowych PPS do modelowania ośrodka geologicznego

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 3

155--163

PL

Przedmiotem niniejszego artykułu jest prezentacja modelowania strukturalnego ośrodka geologicznego w domenie głębokości przy wykorzystaniu prędkości fal podłużnych pochodzących z azymutalnych pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS. W publikacji zostały przedstawione wyniki modelowania pola prędkości na bazie rozkładu prędkości interwałowych, obliczonych na podstawie inwersji sejsmicznej na transformacjach PPS-WPG. Uzyskany model prędkości posłużył do wykonania transformacji czas–głębokość sekcji sejsmicznych i obliczenia map strukturalnych. Przedmiotowa tematyka była podyktowana możliwością szerszego wykorzystania pomiarów PPS w polskim przemyśle naftowym i zwiększenia szczegółowości rozpoznania ośrodka geologicznego (w stosunku do sejsmiki powierzchniowej), co może w istotnym stopniu rzutować na efektywność poszukiwań i eksploatacji węglowodorów oraz na dokładność wierceń otworów poziomych lub kierunkowych.

EN

This article presents results of modeling structural geological medium in depth domain, by using the velocity longitudinal waves, originating from azimuthal Vertical Seismic Profiling (VSP) measurements. The paper presents results of interval velocity modeling based on velocity distribution, calculated from seismic inversion on VSP-CDP transformations. The obtained velocity model was used to perform time-depth transformation of seismic sections and calculations of structural maps. The present topic was dictated by the possibility of wider useage of VSP measurements in the Polish Oil Industry, increasing the detail identification of geological medium (in relation to seismic surface), which may significantly affect the efficiency of exploration, exploitation of hydrocarbons and the accuracy of drilling horizontal or directional holes.

17

Obliczanie inwersji sejsmicznej na azymutalnych transformacjach PPS-WPG fal podłużnych i poprzecznych

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 10

711--719

PL

W artykule przedstawiono wyniki obliczeń inwersji sejsmicznej wykonywanej na azymutalnych transformacjach PPS-WPG fal podłużnych PP i poprzecznych PS. Realizacja przedmiotowego zadania była prowadzona na zarejestrowanych wieloazymutalnych pomiarach PPS 3C, pochodzących z północnego obszaru Polski. Otrzymane rezultaty użycia inwersji sejsmicznej, obliczanej metodą rekursywną, na transformacjach PPS-WPG wskazują, że metoda ta daje zadowalające wyniki do wyznaczania rozkładu zmienności prędkości akustycznych i gęstości w strefie okołootworowej.

EN

This article presents results of seismic inversion calculation, on VSP-CDP azimuthal transformations for longitudinal PP and transverse PS waves. Implementation of this task was performed on recorded VSP 3C multi-azimuthal measurements from northern Poland. The results of seismic inversion, calculated by recursive method on VSP-CDP transformations, indicate that this method provides satisfactory results for the determination of variability acoustic velocity and density distribution in a wellbore zone.

18

Estymacja parametrów charakteryzujących ośrodek geologiczny za pomocą procedury inwersji genetycznej

Leginowicz A., Pirowska K.

Nafta-Gaz

|

2013

|

R. 69, nr 5

392--400

PL

Estymacja parametrów charakteryzujących ośrodek geologiczny za pomocą inwersji genetycznej przy użyciu danych sejsmicznych i danych geofizyki otworowej pozwala na uzyskanie wolumenu prędkości lub impedancji akustycznej. W publikacji przedstawiono rezultaty inwersji genetycznej opartej na algorytmie, który wykorzystuje połączenie wielowarstwowych sieci neuronowych oraz algorytmów genetycznych. Wykorzystywany w tym rozwiązaniu algorytm wstecznej propagacji błędów jest podstawowym algorytmem uczenia nadzorowanego dla wielowarstwowych jednokierunkowych sieci neuronowych. Istotną zaletą inwersji genetycznej jest możliwość zastosowania jej dla różnych atrybutów petrofizycznych. Danymi wejściowymi mogą być: dane otworowe, atrybuty sejsmiczne, mapy lub inne parametry charakteryzujące ośrodek geologiczny. Procedurę zaaplikowano na danych szkoleniowych firmy Schlumberger oraz na rzeczywistych danych sejsmicznych 3D, pochodzących z przedgórza Karpat.

EN

The estimation of rock properties characterizing reservoirs by genetic inversion using seismic and well data allows us to obtain the volume of velocity or acoustic impedance. This work presents results of genetic inversion within the Petrel system based on a nonlinear multitrace seismic inversion algorithm. In the case of Genetic Inversion, the required inputs are limited to the seismic amplitude, and the Acoustic Impedance well logs used as training data. Indeed no single unique wavelet, neither initial property modeling are needed as inputs prior to the running of the inversion. A genetic algorithm back-propagates the error in order to update the weights for the neural networks. The Petrel inversion module is not restricted to a pure acoustic impedance inversion, but can be extended to any property with some inherent link with respect to the input seismic volume. This analysis was carried out on demo data and on 3D seismic data, from the Carpathians foreland.

19

Analysis and modeling of petrophysical parameters of the Main Dolomite formation on the basis of well logging and seismic data

Niepsuj M., Krakowska P.

Geology, Geophysics and Environment

|

2012

|

Vol. 38, no. 3

317--327

EN

The Main Dolomite is one of the most prospective hydrocarbon reservoir formations in Poland. The goal was to determine the Main Dolomite zonation in selected part of carbonate platform sedimentation area and also to analyze the influence of cementation factor on water saturation by well logging and seismic data integration. Well logging interpretation quantitatively characterized petrophysical parameters. Seismic inversion presented the distribution of the parameters at vertical and horizontal scales. Basic statistical calculations of petrophysical parameters, 2D crossplots and seismic inversion were made. The central part of the Main Dolomite interval indicated the best reservoir properties. High porosity values and low P-wave velocity, low bulk density and low water saturation values were observed in the analyzed zone. Mudlogging confirmed the occurrence of gas. Determination of hydrocarbon saturation in carbonates is a challenge for well logging interpretation and geophysical interpretation. The cementation factor is one of the main coefficients in petrophysics which strongly affect water saturation. Adopting the wrong value of this parameter causes serious error in the coefficient of the water saturation value. In the paper, water saturation was modeled using the Borai equation and Shell formula. By using the computed water saturation and fluid substitution method theoretical velocities of P-waves and S-waves (also P-wave/S-wave velocity ratio) were calculated. Results of the comprehensive interpretation of logs are the basis for lithology determination but P-wave and S-wave velocity can also serve as a source information about lithology. In reservoir rocks VP/VS ratio may also work as a confirmation of gas saturation.

20

Sejsmiczna inwersja stochastyczna w systemie INPRES

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 6

385-394

PL

W artykule przedstawiono ogólne informacje oraz podstawowe zasady postępowania przy tworzeniu projektów inwersji sejsmicznej na podstawie danych sejsmicznych i geofizycznych. Zasadnicza część artykułu dotyczy prezentacji wyników obliczania inwersji stochastycznej w Instytucie Nafty i Gazu, realizowanej w systemie INPRES, na danych sejsmicznych i geofizycznych pochodzących z rejonu zapadliska przedkarpackiego oraz Niżu Polskiego.

EN

This article presents the general information and essentials proceedings in creation projects of the seismic inversion based on geophysical and seismic data. The fundamental part of this article concerns the results of creation and calculation of the stochastic inversion realized in the Oil & Gas Institute in the system INPRES, based on seismic and geophysical data, coming from the regions of the Pre-Carpathian depression and Polish Depression.