Amplitude variation with offset (AVO) analysis via fluid replacement modeling (FRM) for characterizing the reservoir response of Cretaceous sand interval

• Autorzy: Mughal Muhammad Rizwan , Akhter Gulraiz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.06.01

Warianty tytułu

PL

Analiza zmiany amplitudy z offsetem (AVO) w poziomie złożowym piaskowców kredowych w celu określenia odpowiedzi sejsmicznej na modelowanie zastępowania medium nasycającego (FRM)

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The reservoir pore fluid at various saturation levels can be modeled and analyzed through fluid replacement modeling (FRM) by applying Gassmann’s theory. The FRM technique was applied to a gas-prone reservoir (Cretaceous C-sand interval) of the Lower Goru Formation in the Sawan gas field, Middle Indus Basin, Pakistan. 3D post-stack seismic data and wireline log data of two exploration wells (Sawan-01 and Sawan-08) were utilized in the study. The petrophysical analysis of wells was carried out to initially predict the gas-bearing zones of the reservoir interval at well locations, and later on to predict areas away from the well through seismic to well tie. The amplitude variation with offset (AVO) behavior was analyzed by replacing the in situ fluid saturation level with a modeled 80% gas and 20% water saturation in the reservoir. The elastic properties of the reservoir sand were estimated through rock physics based on Gassmann equations. The AVO response under both in situ and FRM conditions indicated that the reservoir gas sand exhibits a typical class IV signature. The increase of reflection amplitude with angle in FRM synthetic gathers showed AVO sensitivity to changes in fluid type and saturation. The change in reservoir parameters with a change in fluid saturation levels and their AVO response was well-captured in the analysis for effective identification of lithology and fluid concentration in the reservoir. Moreover, the methodology followed in this study will be helpful for better characterizing hydrocarbon-bearing reservoirs within the study region and in various other parts of the world.

PL

Wykorzystanie teorii Gassmana w modelowaniu zastępowania medium nasycającego (fluid replacement modeling – FRM) przestrzeń porową pozwala na stworzenie syntetycznych modeli ośrodka geologicznego o różnym stopniu nasycenia. Metodyka FRM została wykorzystana w skałach zbiornikowych złoża gazu ziemnego Sawan (środkowy basen Indusu, Pakistan) zlokalizowanego w poziomie piaszczystym C kredowej formacji Lower Goru. W badaniach wykorzystano sejsmikę w wersji post-stack oraz dane otworowe (Sawan-01 oraz Sawan-08). Analizę petrofizyczną danych otworowych przeprowadzono w celu wstępnego prognozowania stref nasyconych gazem w lokalizacjach odwiertów, a następnie poprzez dowiązanie danych sejsmicznych do otworowych przeprowadzono predykcję nasycenia dla całego wolumenu sejsmicznego 3D. Analiza zmian amplitudy z offsetem (AVO) w obrębie interwału perspektywicznego prowadzona była dla aktualnego poziomu nasycenia skał zbiornikowych in situ oraz dla modelowanego przypadku zmiany parametrów nasycenia (nasycenie gazem 80%, nasycenie wodą złożową 20%). Parametry elastyczne złoża zostały oszacowane na podstawie wzorów Gassmanna. Odpowiedź AVO dla danych in situ oraz dla danych syntetycznych FRM wskazuje na IV klasę AVO. Obserwowany wzrost amplitudy w funkcji kąta padania dla modeli FRM wykazuje czułość metody AVO na zmianę medium nasycającego przestrzeń porową. Zmiana parametrów złoża związana ze zmianą stopnia nasycenia medium i obserwowaną zmianą w odpowiedzi AVO potwierdza efektywność zastosowanej metody w określaniu litologii i nasycenia skały złożowej. Wykorzystana metodologia pozwoli na dokładniejszą charakterystykę formacji złożowych zarówno w obszarze badań, jak również w innych rejonach świata.

Słowa kluczowe

EN

fluid replacement modeling (FRM); elastic parameters; AVO response; gas saturation effect; Sawan gas field

PL

modelowanie zastępowania medium nasycającego (FRM); parametry sprężyste; odpowiedź AVO; efekt nasycenia gazem; złoże gazu Sawan

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 6
• Strony: 351--362
• Opis fizyczny: Bibliogr. 31 poz., rys., ta., wykr., wz.

Twórcy

autor

Mughal Muhammad Rizwan

• Department of Earth Sciences, Quaid-i-Azam University, Islamabad, Pakistan
• Department of Meteorology, COMSATS University Islamabad, Pakistan

autor

Akhter Gulraiz

• Department of Earth Sciences, Quaid-i-Azam University, Islamabad, Pakistan

Bibliografia

• Afzal J., Kuffner T., Rahman A., Ibrahim M., 2009. Seismic and well-log based sequence stratigraphy of the early Cretaceous, Lower Goru “C” sand of the Sawan gas field, middle Indus Platform, Pakistan. Proceedings, Society of Petroleum Engineers (SPE)/Pakistan Association of Petroleum Geoscientists (PAPG) Annual Technical Conference, Islamabad, Pakistan.
• Aki K., Richards P.G., 1980. Quantitative seismology: theory and methods. W.H. Freeman, San Francisco: 558–932.
• Avseth P., Mukerji T., Mavko, G., 2010. Quantitative seismic interpretation: Applying rock physics tools to reduce interpretation risk. Cambridge University Press.
• Batzle M.L., Han D.H., Hofmann R., 2001. Optimal hydrocarbon indicators. [In:] Annual International Meeting, SEG expanded abstracts. San Antonio, Texas, 1697–1700.
• Berger A., Gier S., Krois P., 2009. Porosity-preserving chlorite cements in shallow-marine volcaniclastic sandstones: evidence from cretaceous sandstones of the Sawan gas field, Pakistan. Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 93(5): 595–615.
• Castagna J.P., Smith S.W., 1994. Comparison of AVO indicators: a modeling study. Geophysics, 59: 1849–1855.
• Castagna J.P., Swan H.W., 1997. Principles of AVO crossplotting. The Leading Edge, 16: 337–342.
• Castagna J.R., Swan H.W., Foster D.J., 1998. Framework for AVO gradient and intercept interpretation. Geophysics, 63: 948–956.
• Fatti, J.L., Vail P.J., Smith G.C., Strauss P.J., Levitt P.R., 1994. Detection of gas in sandstone reservoirs using AVO analysis: a 3-D seismic case history using the geostack technique. Geophysics, 59:1362–1376.
• Gassmann F., 1951. Elastic waves through a packing of spheres, Geophysics, 16: 673–685. DOI: 10.1190/1.1437718.
• Grana D., Pirrone M., Mukerji M., 2012. Quantitative log interpretation and uncertainty propagation of petrophysical properties and facies classification from rock-physics modeling and formation evaluation analysis. Geophysics, 77: 45–63. DOI: 10.1190/geo2011-0272.1.
• Gray D., Goodway W., Chen T., 1999. Bridging the gap: using AVO to detect changes in fundamental elastic constants. Annual international meeting, SEG expanded abstracts, 852–855. DOI: 10.1190/1.1821163.
• Hill R., 1952. The elastic behavior of a crystalline aggregate. Proceedings of the Physical Society, Section A, 65(5):349–354.
• Kazmi A.H., Jan M.Q., 1997. Geology and Tectonics of Pakistan. Graphic Publishers, Karachi, Pakistan.
• Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J., 2009. The Rock Physics Handbook; Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Cambridge University Press, UK.
• Murphy W., Reischer A., Hsu K., 1993. Modulus decomposition of compressional and shear velocities in sand bodies. Geophysics, 58:227–239. DOI: 10.1190/1.1443408.
• Ostrander W.J., 1984. Plane-wave reflection coefficients for gas sands at non normal angles of incidence. Geophysics, 49 (10): 1637–1648. DOI: 10.1190/1.1441571.
• Quadri V.N., Shuaib M., 1986. Hydrocarbon prospects of Southern Indus Basin. AAPG Bull., 70: 730–747.
• Reuss A., 1929. Berechnung der Fliessgrenze von Mischkristallen auf Grund der Plastizitätsbedingung für Einkristalle. ZAMM—Journal of Applied Mathematics and Mechanics/Zeitschrift für Angewandte Mathematik und Mechanik, 9: 49–58.
• Rizwan M., Akhter G., Mustafa A., Bin Nisar U., Ashfaq K., 2018. Amplitude versus offset (AVO) modelling and analysis for quantitative interpretation of porosity and saturation: A case study for Sawan gas field, middle Indus basin, Pakistan. Geofísica Internacional, 57(2): 151–160.
• Rutherford S., Williams R., 1989. Amplitude-versus-offset variations in gas sands. Geophysics, 54: 680–688. DOI: 10.1190/1.1442696.
• Seeber L., Quittmeyer R.C., Armbruster J.G., 1980. Seismotectonics of Pakistan: a review of results from network data and implications for the Central Himalayas. Geol. Bull. Univ. Peshawar, 13: 151–68.
• Shuey R.T., 1985. A simplification of the Zoeppritz equations. Geophysics, 50: 609–614. DOI: 10.1190/1.1441936.
• Singleton S., Kierstead R., 2009. Calibration of prestack simultaneous impedance inversion using rock physics. Society of Exploration Geophysics, Expanded Abstracts, 1815–1819. DOI: 10.1190/1.3535435.
• Smith G.C., Gidlow P.M., 1987. Weighted stacking for rock property estimation and detection of gas. Geophysical Prospecting, 35: 993– 1014. DOI: 10.1111/j.1365-2478.1987.tb00856.x.
• Smith T.M., Sondergeld C.H., Rai C.S., 2003. Gassmann fluid substitutions: A tutorial. Geophysics, 68(2): 430–440. DOI: 10.1190/1.1567211.
• Voigt W., 1910. Lehrbuch der Kristallphysik. Teubner Verlagsgesellschaft, Leipzig
• Wood A.B., 1941. A textbook of sound. G. Bell and sons, London.
• Yuping, S., Yunguang, T., Tianqi, W., Guangpo, C., Jian, L., 2010. AVO attributes interpretation and identification of lithological traps by prestack elastic parameters inversion – A case study in K Block, South Turgay Basin. SEG Technical Program Expanded Abstracts 2010. DOI: 10.1190/1.3513794.
• Zaigham N.A., Mallick K.A., 2000. Bela ophiolite zone of southern Pakistan: Tectonic setting and associated mineral deposits: GSA Bulletin, 112(3): 478–489.
• Zoeppritz K., 1919. On the Reflection and Propagation of Seismic Waves. Göttinger Nachrichten, I: 66–84.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).