Attribute analysis as a tool for determining the areas of the late diagenetic Main Dolomite deposits and assessing the stability of the seismic signal parameters

• Autorzy: Smalera Norbert

Identyfikatory

DOI

10.7494/geol.2022.48.2.111

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The results of the lithofacial analysis of data from the Moracz 3D seismic survey were among the main premises leading to the positioning of the new petroleum exploration well in that area. Unfortunately, the reservoir properties of the drilled part of the Main Dolomite carbonates differed significantly from those anticipated by the analysis of the amplitudes of the seismic signal recorded. Such surprisingly negative results impelled the reinterpretation of 3D seismic data. Hence, a number of analyses of the amplitudes, the frequencies, and the variability of phase shift were carried out in order to determine the influence of these parameters on the lithofacial interpretation of seismic data. The results revealed a fundamental error of amplitude with the extraction maps. It appeared that the distribution of amplitudes is not essentially controlled by the reservoir properties of the Main Dolomite carbonates but by the fault shadow effect coming from Mesozoic graben in the overburden. In addition, a large diversity of frequency spectra was found, which, combined with the small thickness of the exploration level, could have contributed to incorrect identification of seismic reflections. There was also a change in seismic signatures from the same reflection in different parts of the survey, raising doubts about the distribution of the phase rotation. In order to recognize phase rotation diversity, a new seismic data analysis was based upon the selected Triassic sediments of high impedance. The obtained maps demonstrated significant variability within the data volume due to attenuation. The reinterpreted data from the Moracz 3D seismic survey proved the uneven and unstable distribution of amplitudes, frequencies, and phase which resulted in erroneous conclusions of petroleum exploration. After modeling with the use of different frequency ranges, an analysis of the amplitude extraction of the horizons related to the Main Dolomite was performed. Then the amplitude ratio attribute was selected which eliminated the influence of the regional amplitude and frequency distribution and showed the distribution. of dolomite properties more reliably than the amplitude extraction maps.

Słowa kluczowe

EN

seismic attributes; Zechstein; Main Dolomite; fault shadow; dominant frequency; phase shift map; attenuation

• Wydawca: Wydawnictwa AGH
• Czasopismo: Geology, Geophysics and Environment
• Rocznik: 2022
• Tom: Vol. 48, no. 2
• Strony: 111--132
• Opis fizyczny: Bibliogr. 37 poz., rys., wykr.

Twórcy

autor

Smalera Norbert

• AGH University of Science and Technology, Faculty of Geology, Geophysics and Environmental Protection, Krakow, Poland
• Polish Oil and Gas Company, Exploration and Production Branch, Piła, Poland

• https://orcid.org/+0000-0002-4584-9089

Bibliografia

• Barnes A.E., 1993. Instantaneous spectral bandwidth and dominant frequency with applications to seismic reflection data. Geophysics, 58, 3, 419–428. https://doi.org/10.1190/1.1443425.
• Bano M., 1996. Q-phase compensation of seismic records in the frequency domain. Bulletin of the Seismological Society of America, 86, 4, 1179–1186. https://doi.org/10.1785/BSSA0860041179.
• Birdus S., 2007. Removing fault shadow distortions by fault-constrained tomography. SEG Technical Program Expanded Abstracts, 26, 3039–3043. https://doi.org/10.1190/1.2793102.
• Birdus S. & Artyomov A., 2010. Fault shadow distortions on 3D seismic data and their removal by depth processing. ASEG Extended Abstracts, 1, 1–4. https://doi.org/10.1081/22020586.2010.12041843.
• Brown A., 2011. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data. 7th ed. AAPG Memoir, SEG Investigation in Geophysics, 9, Society of Exploration Geophysicists and the American Association of Petroleum Geologists. https://doi.org/10.1190/1.9781560802884.
• Chopra S. & Marfurt K.J., 2005. Seismic attributes – A historical perspective. Geophysics, 70, 5, 3–28. https://doi.org/10.1190/1.2098670.
• Dec J. & Pietsch K., 2012. Możliwości sejsmicznej identyfikacji stref akumulacji gazu w utworach węglanowych cechsztynu monokliny przedsudeckiej. Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management, 28, 93–112. https://doi.org/10.2478/v10269-012-0025-z.
• Dyjaczyński K., Mamczur S. & Dziadkiewicz M., 2006. Od Rybaków do L-M-G: 45 lat wydobycia ropy naftowej na Niżu Polskim. [w:] Materiały Konferencji „50 lat poszukiwań ropy naftowej i gazu ziemnego w północno-zachodniej Polsce: tradycja i nowe wyzwania: konferencja naukowo-techniczna, Piła 1–2 VI 2006”, Bogucki Wydawnictwo Naukowe, Poznań, 59–76.
• Fagin S., 1996. The fault shadow problem: Its nature and elimination. The Leading Edge, 15, 9, 1005–1006. https://doi.org/10.1190/1.1437403.
• Górski M. & Trela M., 1997. Układ geometryczny i ocena właściwości serii zbiornikowej złoża Barnówko-Mostno-Buszewo (BMB) – największego złoża ropy naftowej w Polsce – na podstawie zdjęcia sejsmicznego 3D. Przegląd Geologiczny, 45, 7.
• Hedlin K.J. & Margrave G., 2004. Seismic Attenuation Problem. [in:] Bohun C.S. (ed.), Proceedings of the Eighth PIMSMITACS Industrial Problem Solving Workshop PIMSMITACS IPSW 8, Pennsylvania State University, 53–66.
• Iacopini D., Butler R.W.H., Purves S., McArdle N. & De Freslon N., 2016. Exploring the seismic expression of fault zones in 3D seismic volumes. Journal of Structural Geology, 89, 54–73. https://doi.org/10.1016/j.jsg.2016.05.005.
• Julien P., Broyer J.L., & Bernet-Rollande O., 2000. Fault Shadow Correction Methodology. [in:] Proceedings, Indonesian Petroleum Association: Twenty Seventh Annual Convention & Exhibition, October 1999, Indonesian Petroleum Association, 1–12.
• Kallweit R.S. & Wood L.C., 1982. The limits of resolution of zero-phase wavelets. Geophysics, 47, 7, 1035–1046. https://doi.org/10.1190/1.1441367.
• Karnkowski P., 1993. Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. Tom 1: Niż Polski. Towarzystwo Geosynoptyków „Geos”, Kraków.
• Knieszner L., Protas A. & Lech S., 1998. Wpływ mezozoicznych naruszeń tektonicznych na własności zbiornikowe dolomitu głównego i migrację węglowodorów w tym poziomie na przykładzie strefy tektonicznej Wysoka Kamieńska – Benice. [w:] Materiały Konferencji „Najnowsze osiągnięcia w światowej geologii naftowej i ich praktyczne wykorzystanie w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie”, Warszawa, 19 Maj 1998, Biuro Geologiczne GEONAFTA, Warszawa, 77–80.
• Kotarba M. & Wagner R., 2007. Generation potential of the Zechstein Main Dolomite (Ca2) carbonates in Gorzów Wielkopolski-Międzychód-Lubiatów area: geological and geochemical approach to microbial-algal source rock. Przegląd Geologiczny, 55, 1025–1036.
• Kwolek K. & Mikołajewski Z., 2010. Kryteria identyfikacji obiektów litofacjalnych jako potencjalnych pułapek złożowych w utworach dolomitu głównego (Ca2) u podnóża platform i mikroplatform węglanowych w środkowo-zachodniej Polsce. Przegląd Geologiczny, 58, 5 426–435.
• Li M. & Zhao Y., 2014. Geophysical Exploration Technology. Elsevier, Amsterdam.
• Li S. & Rao Y., 2020. Poroelastic property analysis of seismic low-frequency shadows associated with gas reservoirs. Journal of Geophysics and Engineering, 17, 3, 463–474. https://doi.org/10.1093/jge/gxaa005.
• Margrave G.F., 2016. Attenuation and Deconvolution. CREWES Research Report, 28, 2016.
• Michel L., Flynn M.J. & Hoo C.H., 2011. Application of PSDM Imaging for Reservoir Characterisation in the Northern Malay Basin: A Case Study. Paper presented at the International Petroleum Technology Conference, Bangkok, Thailand, November 2011. https://doi.org/10.2523/IPTC-14817-MS.
• Mikołajewski Z., 2008. Złoża ropy naftowej w utworach cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) w Polsce Północnej. [w:] Ropa i gaz a skały węglanowe południowej Polski: konferencja naukowo-techniczna: Czarna, 16–18 kwietnia 2008: materiały konferencyjne, 28.
• Mikołajewski Z., Czechowski F. & Grelowski C., 2012. Charakterystyka geologiczno-litologiczno-geochemiczna złóż ropy naftowej w utworach dolomitu głównego w rejonie platformy węglanowej Kamienia Pomorskiego. [w:] Geopetrol 2012: nowoczesne technologie pozyskiwania węglowodorów w warunkach lądowych i morskich: międzynarodowa konferencja naukowo-techniczna: Zakopane 17–20.09.2012: wydanie konferencyjne, Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu, 182, Instytut Nafty i Gazu, Kraków, 387–397.
• Mikołajewski Z. & Gamrot J., 2014. Czy złoża w pozaplatformowych utworach dolomitu głównego w NW Polski mają jedynie szczelinową genezę? [w:] Geopetrol 2014: poszukiwania i eksploatacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego – nowe technologie, nowe wyzwania: międzynarodowa konferencja naukowo-techniczna: Zakopane 15–18.09.2014, Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, 198, Instytut Nafty i Gazu, Kraków, 405–410.
• Nie Y., Jianxin W., Jie Z. & Wei Q., 2012. A forward simulation research to resolve the fault shadow problem. Energy Procedia, 16, 97–102. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2012.01.018.
• Renhai P., Han Q. & Pengye X., 2021. Cases of generalized low-frequency shadows of tight gas reservoirs. Interpretation, 9, 1–40. https://doi.org/10.1190/INT-2020-0243.1.
• Robertson J.D. & Nogami H.H., 1984. Complex seismic trace analysis of thin beds. Geophysics, 49, 4, 344–352. https://doi.org/10.1190/1.1441670.
• Słowakiewicz M., Tucker M., Perri E. & Pancost R., 2015. Nearshore euxinia in the photic zone of an ancient sea. Palaeogeography Palaeoclimatology Palaeoecology, 426, 242–259. https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2016.09.003.
• Ślemp P. & Gamrot J., 2013. Projekt robót geologicznych na obszarze koncesji Kamień Pomorski, Kaleń dla badań sejsmicznych 3D Moracz. Archiwum PGNiG, Piła [unpublished].
• Tai S., Puryear C. & Castagna J., 2009. Local frequency as a direct hydrocarbon indicator. SEG Technical Program Expanded Abstracts, 2160–2164. https://doi.org/10.1190/1.3255284.
• Taner M.T., 2001. Seismic Attributes. CSEG Recorder, 26, 7, 49–56.
• Wagner R., 1994. Stratygrafia osadów i rozwój basenu cechsztyńskiego na Niżu Polskim. Prace Państwowego Instytutu Geologicznego, 146, PIG, Warszawa.
• Wagner R., Dyjaczyński B., Papiernik B., Peryt T.M. & Protas A., 2000. Mapa paleogeograficzna dolomitu głównego (Ca2) w Polsce. [in:] Kotarba M.S. (red.), Bilans i potencjał węglowodorowy dolomitu głównego basenu permskiego Polski, Archiwum WGGiOŚ AGH, Kraków.
• Wang Y., 2008. Seismic Inverse Q Filtering. Blackwell Publishing, London.
• Zdanowski P. & Górniak M., 2014. Dim and bright spots as indicators of the Zechstein Main Dolomite hydrocarbon reservoir in Poland. Interpretation, 2, 4, 17–30. https://doi.org/10.1190/INT-2014-0039.1.
• Zych I. (red.), 2014. Dokumentacja wyników badań sejsmicznych. Temat: Przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych Moracz 3D. Geofizyka Kraków, Kraków [unpublished].