Reservoir characterization based on the Lambda-Mu-Rho method – case study

• Autorzy: Kaczmarczyk-Kuszpit Weronika

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.10.01

Warianty tytułu

Charakterystyka złoża oparta na metodzie Lambda-Mu-Rho – przykład analizy

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The results of analyzes based on the Lambda-Mu-Rho method, allow us to understand how the properties of a formation are related to each other, identify lithological and petrophysical variability, recognise zones of saturation with hydrocarbons, and in the next stage, to integrate these results with seismic data. Consequently, various parameters of the deposit are considered (lithological, petrophysical, geochemical, geomechanical) and their waveform response whose interrelations can be observed in different scales of observation, giving the most reliable and coherent picture of the analyzed area. The aim of the article is to present the possibility of lithological and parametric identification using the LMR method, as well as attempt to determine the sweet spot for the shale reservoir interval. Lamé parameters (λρ and μρ) analysis supports the inference regarding relations between elastic moduli and individual parameters as well as lithology and fluid discrimination. Numerous publications have confirmed the validity of applying the LMR method due to the reliability of the obtained results. In our work, several relationships between velocity of compressional (Vp) and shear (Vs) waves, density, Lambda-Rho (λρ), Mu-Rho (μρ), brittleness index (BI) and total organic content (TOC) were analyzed. The anonymous analyzing area covers five formations associated with limestones and shales rocks. This article concerns the general characteristic of these formations, including two of them which accumulate hydrocarbons from the same petroleum system. A number of dependencies between the analyzed elastic parameters as well as brittleness and organic matter content were determined, as well as a threshold value for the Vp /Vs ratio, defining the hydrocarbon accumulation zones. Finally, the analysis results were applied in the 3D model, locating the hydrocarbon accumulation zones within one of the analyzed formations.

PL

Celem artykułu jest przedstawienie możliwości identyfikacji zmienności litologicznej i parametrycznej, a także próba wyznaczenia interwału złożowego z wykorzystaniem metody Lambda-Mu-Rho. Parametry Lamégo (lambda-rho λρ i mu-rho μρ) wspomagają proces wnioskowania dotyczącego ogólnej charakterystyki złoża, ich zastosowanie pozwala też na określenie zróżnicowania litologicznego oraz identyfikację akumulacji poszczególnych rodzajów płynów złożowych. Liczne publikacje potwierdzają słuszność zastosowania tej metody z uwagi na wiarygodność uzyskiwanych wyników. W artykule przeanalizowano kilka z szeregu znanych zależności pomiędzy prędkością fal podłużnych (Vp) i fal poprzecznych (Vs  ), parametrami Lamégo, gęstością oraz indeksem kruchości (BI) i zawartością materii organicznej (TOC). Anonimowy obszar analizy dotyczy kilku formacji litologicznych związanych ze skałami węglanowymi i łupkowymi. Niniejszy artykuł odnosi się do ogólnej charakterystyki tychże formacji na podstawie wykresów krzyżowych (crossplotów), w tym dwóch formacji gromadzących węglowodory, pochodzące z jednego systemu naftowego. Określono szereg zależności pomiędzy analizowanymi parametrami sprężystymi oraz kruchością i zawartością materii organicznej, jak również wyznaczono wartość progową dla stosunku (Vp /Vs), określającego strefy akumulacji węglowodorów. Ostatecznie wyniki analizy zaaplikowano w modelu 3D, lokalizując strefy akumulacji węglowodorów w obrębie jednej z analizowanych formacji. Wyniki analiz opartych na metodzie Lambda-Mu-Rho pozwalają zrozumieć, jak właściwości formacji są ze sobą powiązane, identyfikować zmienność litologiczną i petrofizyczną, wskazywać strefy nasyceń węglowodorami, a w kolejnym etapie umożliwiają integrację tychże wyników z danymi sejsmicznymi. W konsekwencji uwzględnione zostają różne parametry złoża (litologiczne, petrofizyczne, geochemiczne, geomechaniczne) oraz ich odpowiedź w postaci obrazu falowego, których współzależności dają się zaobserwować w odmiennych skalach obserwacji, dając możliwie wiarygodny, spójny obraz analizowanego obszaru.

Słowa kluczowe

EN

LMR method; Lamé parameters; elastic modulus; modeling; crossplot analysis

PL

metoda LMR; parametry Lamégo; parametry elastyczne; modelowanie; wykres krzyżowy

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 10
• Strony: 625--632
• Opis fizyczny: Bibliogr. 8 poz., rys.

Twórcy

autor

Kaczmarczyk-Kuszpit Weronika

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Bała M., Waliczek M., 2012. Radiogenic heat of Zechstain and Carboniderous rocks calculated using well-logging data from the Brońsko Reef area. Przegląd Geologiczny, 60(3): 115–163.
• Goodway B., 2001. AVO and Lamé Constants for Rock Parametrization and Fluid Detection. Recorder, 26(6): 39–60.
• Jarvie D.M., Hill R.J. Ruble T.E., Pollastro R.M., 2007. Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett Shale of North-Central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG Bulletin, 91(4): 475–499. DOI: 10.1306/12190606068.
• Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J., 2009. The Rock Physics Handbook, Second Edition. Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Cambridge University Press. DOI: 10.1017/CBO9780511626753.
• Sayers C., Bachrach R., 2014. Rock Physics Integrating Petrophysical, Geomechanical and Seismic Measurements. Rock Physics Course Materials.
• Udo K.I., Akpabio I.O., Umoren E.B., 2017. Derived Rock Attributes Analysis for Enhanced Reservoir Fluid and Lithology Discrimina-tion. IOSR Journal of Applied Geology and Geophysics, 5(2): 95–105; 2321–0982. DOI: 10.9790/0990-05020195105.
• Wang F.P., Gale J.F.W., 2009. Screening criteria for shale gas systems. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions, 59: 779–793.
• Wilson T.H., Kavousi P., Carr T., Carney B.J. Uschner N., Magbagbeola O., Xu L., 2017. Relationships of λρ, µρ, brittleness index, Young's modulus, Poisson’s ratio, and high total organic carbon for the Marcellus Shale, Morgantown, West Virginia. SEG International Exposition and 87th Annual Meeting: 3439–3442. DOI: 10.1190/segam2017-17631837.1.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).