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

• Autorzy: Bartoń Robert , Urbaniec Andrzej , Filipowska-Jeziorek Kinga

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2022.12.01

Warianty tytułu

EN

Detection of better reservoir parameters zones based on attributes calculated from seismic inversion

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

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.

Słowa kluczowe

PL

skały węglanowe; inwersja sejsmiczna; atrybuty sejsmiczne; wykresy krzyżowe; parametry zbiornikowe

EN

carbonate rocks; seismic inversion; seismic attributes; cross plots; reservoir parameters

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2022
• Tom: R. 78, nr 12
• Strony: 845--860
• Opis fizyczny: Bibliogr. 46 poz., rys.

Twórcy

autor

Bartoń Robert

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Urbaniec Andrzej

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Filipowska-Jeziorek Kinga

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Adekunle S., Chukwuemeka E., 2018. Cross Plot Analysis of Extracted Seismic Inversion Attributes for Fluid and Lithology Discrimination: A Case Study of K-Field, Onshore Niger Delta Area, Nigeria. International Journal of Science and Research, 7(4): 804–810. DOI: 10.21275/ART20181606.
• Adeoti L., Allo O.J., Ayolabi E.A., Akinmosin A., Oladele S., OyeniranT.,
• Ayuk M.A., 2018. Reservoir fluid determination from angle stacked seismic volumes in ‘Jay’ field, Niger Delta, Nigeria. Journal of Applied Sciences and Environmental Management, 22(4): 453–458. DOI: 10.4314/jasem.v22i4.2.
• Adesanya O.Y., Adeoti L., Oyedele K.F., Afinotan I.P., Oyeniran T., Alli S., 2021. Hydrocarbon reservoir delineation using simultaneous and elastic impedance inversions in a Niger Delta field. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology,11: 2891–2904. DOI: 10.1007/s13202-021-01191-5.
• Azevedo L., Pereira G.R., 2009. Seismic attributes in hydrocarbon reservoir characterization. Wyd. Universidade de Aveiro, Departamento de Geociencias, Aveiro: 1–165.
• Balogun A.O., Ehirim C.N., 2017. Lithology and Fluid Discrimination Using Bulk Modulus and Mu-Rho Attributes Generated from Extended Elastic Impedance. International Journal of Science and Research, 6 (10):639–643. DOI: 10.21275/19091705.
• Bartoń R., Urbaniec A., 2018. Wykorzystanie pomiarów PPS do uszczegółowienia interpretacji sejsmicznej 3D na przykładzie utworów dolnego paleozoiku. Nafta-Gaz, 74(9): 655–668. DOI:10.18668/NG.2018.09.04.
• Bartoń R., Urbaniec A., Filipowska-Jeziorek K., 2022. Metodyka identyfikacji obiektów perspektywicznych do potencjalnego składowania CO2 na przykładzie utworów węglanowych jury górnej. Nafta-Gaz, 78(5): 343–357. DOI: 10.18668/NG.2022.05.03.
• Buła Z., Habryn R. (red.), 2008. Atlas geologiczno-strukturalny paleozoicznego podłoża Karpat zewnętrznych i zapadliska przedkarpackiego; 1 : 300 000. Państwowy Instytut Geologiczny, Warszawa.
• Chopra S., Marfurt K., 2007. Seismic attributes for prospect identification and reservoir characterization. Geophysical Developments No. 11, SEG Geophysical Developments, Society of Exploration Geophysicists.
• Ezeh C.C., 2015. Using Lame’s petrophysical parameters for fluid detection and lithology determination in parts of Niger Delta. Global Journal of Geological Sciences, 13: 23–33. DOI: 10.4314/gjgs.v13i1.4.
• Ferguson C.J., Avu A., Schofield N., Paton G.S., 2010. Seismic analysis workflow for reservoir characterization in the vicinity of salt. First Break, 28: 107–113.
• Frankowicz E., 2008. Wykorzystanie atrybutów sejsmicznych w interpretacji strukturalnej na przykładzie zdjęcia sejsmicznego 3D ZOCA–2 (basen Bonaparte, NW szelf Australii). Przegląd Geologiczny, 56(8/2): 780–786.
• Gliniak P., Laskowicz R., Urbaniec A., Leśniak G., Such P., 2004. The facies development and reservoir properties in Late Jurassic carbonate sediments in the central Carpathian foreland. [W:] Swennen R., Roure F., Granath J.W. (eds.). Deformation, fluid flow and reservoir appraisal in foreland fold and thrust belts. AAPG Hedberg Series, 1: 347–355.
• Gliniak P., Laskowicz R., Urbaniec A., Such P., Leśniak G., 2002. Factors affecting reservoir properties of the Upper Jurassic and the Lower Cretaceous carbonate rocks in the central part of the Carpathian Foreland. AAPG Hedberg Conference, Palermo-Mondello. Abstract: <http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/abstracts/pdf/2002/hedberg_sicily/ndx_gliniak02.pdf.html> (dostęp: 12.09.2022).
• Gutowski J., Urbaniec A., Złonkiewicz Z., Bobrek L., Świetlik B., Gliniak P., 2007. Stratygrafia górnej jury i dolnej kredy środkowej części przedpola polskich Karpat. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 426: 1–26.
• Inichinbia S., Sule P.O., Ahmed A.L., Hamza H., Omudu L.M., 2014. Fluid and lithology discrimination of Amangi hydrocarbon field of the Niger Delta using Lambda-Mu-Rho technique. IOSR Journal of Applied Geology and Geophysics, 2(2): 01–07. DOI:10.9790/0990-02220107.
• Jachowicz-Zdanowska M., 2011. Organic microfossil assemblages from the late Ediacaran rocks of the Małopolska Block, southeastern Poland. Geological Quarterly, 55(2): 85–94.
• Jasionowski M., 1997. Zarys litostratygrafii osadów mioceńskich wschodniej części zapadliska przedkarpackiego. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 375: 43–60.
• Jawor E., 1970. Wgłębna budowa geologiczna na wschód od Krakowa. Acta Geologica Polonica, 20(4): 715–769.
• Jędrzejowska-Tyczkowska H., Bartoń R., 2005. Współczesne możliwości metody sejsmicznej w zadaniach ilościowej charakterystyki obiektów złożowych. Nafta-Gaz, 61(7–8): 349–356.
• Kaczmarczyk-Kuszpit W., 2021. Reservoir characterization based on the Lambda-Mu-Rho method – case study. Nafta-Gaz, 77(10): 625–632. DOI: 10.18668/NG.2021.10.01.
• Leginowicz A., 2016. Identyfikacja sweet spotów w poszukiwaniach złóż niekonwencjonalnych. Nafta-Gaz, 72(4): 223–229. DOI:10.18668/NG.2016.04.01.
• Miziołek M., Filar B., 2019. Paleokras w utworach górnej jury podłoża zapadliska przedkarpackiego i jego znaczenie złożowe. Nafta-Gaz, 75(6): 330–344. DOI: 10.18668/NG.2019.06.04.
• Miziołek M., Filipowska-Jeziorek K., Urbaniec A., Filar B., Łaba-Biel A., 2022. Możliwości identyfikacji stref rozwoju paleokrasu w rejonie przedgórza Karpat na podstawie danych otworowych i sejsmicznych. Nafta-Gaz, 78(7): 485–502. DOI: 10.18668/NG.2022.07.01.
• Moryc W., 1996. Budowa geologiczna podłoża miocenu w rejonie Pilzno–Dębica–Sędziszów Małopolski. Nafta-Gaz, 52(12):521–550.
• Moryc W., 2006a. Budowa geologiczna podłoża miocenu w rejonie Kraków–Pilzno. Część I. Prekambr i paleozoik (bez permu). Nafta-Gaz, 62(5): 197–216.
• Moryc W., 2006b. Budowa geologiczna podłoża miocenu w rejonie Kraków–Pilzno. Część II. Perm i mezozoik. Nafta-Gaz, 62(6): 263–282.
• Moryc W., 2014. Perm i trias przedgórza Karpat polskich. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 457: 43–67.
• Moryc W., Jachowicz M., 2000. Utwory prekambryjskie w rejonie Bochnia–Tarnów–Dębica. Przegląd Geologiczny, 48(7): 601–606.
• Moryc W., Nehring-Lefeld M., 1997. Ordovician between Pilzno and Busko in the Carpathian Foreland (Southern Poland). Geological Quarterly, 41(2): 139–150.
• Munyithya J.M., Ehirim Ch.N., Dagogo T., 2019. Rock Physics Models and Seismic Inversion in Reservoir Characterization, “MUN” Onshore Niger Delta Field. International Journal of Geosciences, 10(11): 981–994. DOI: 10.4236/ijg.2019.1011056.
• Nawieśniak E. (kierownik zespołu), 2016. Dokumentacja wyników badań sejsmicznych, Temat: Przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych 3D, rok 2015. Archiwum PGNiG S.A., Warszawa.
• Ogbamikhumi A., Igbinigie N.S., 2020. Rock physics attribute analysis for hydrocarbon prospectivity in the Eva field onshore Niger Delta Basin. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10: 3127–3138. DOI: 10.1007/s13202-020-00975-5.
• Pigott J.D., Kang M.-H., Han H.-Ch., 2013. First order seismic attributes for clastic seismic facies interpretation: Examples from the East China Sea. Journal of Asian Earth Sciences, 66: 34–54. DOI: 10.1016/j.jseaes.2012.11.043.
• Rosa M.C., Vincentelli M.G.C., 2017. Seismic Attribute analysis in carbonate reservoir physical properties distribution: NeobarremianEoaptian coquina reservoir case. 15th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro, Brazil, 31.07–03.08.2017. DOI: 10.1190/sbgf2017-053.
• Sarhan M.A., 2017. The efficiency of seismic attributes to differentiate between massive and non-massive carbonate successions for hydrocarbon exploration activity. NRIAG Journal of Astronomy and Geophysics, 6: 311–325. DOI: 10.1016/j.nrjag.2017.06.003.
• Torrado L., Mann P., Bhattacharya J., 2014. Application of seismic attributes and spectral decomposition for reservoir characterization of a complex fluvial system: Case study of the Carbonera Formation, Llanos foreland basin, Colombia. Geophysics, 79(5):B221–B230. DOI: 10.1190/geo2013-0429.1.
• Urbaniec A., 2021. Charakterystyka litofacjalna utworów jury górnej i kredy dolnej w rejonie Dąbrowa Tarnowska – Dębica w oparciu o interpretację danych sejsmicznych i otworowych. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, 232: 1–240. DOI: 10.18668/PN2021.232.
• Urbaniec A., Bartoń R., Bajewski Ł., Wilk A., 2020. Wyniki interpretacji strukturalnej utworów triasu i paleozoiku przedgórza Karpat opartej na nowych danych sejsmicznych. Nafta-Gaz,76(9): 559–568. DOI: 10.18668/NG.2020.09.01.
• Urbaniec A., Bobrek L., Świetlik B., 2010. Litostratygrafia i charakterystyka mikropaleontologiczna utworów kredy dolnej w środkowej części przedgórza Karpat. Przegląd Geologiczny, 58(12):1161–1175.
• Urbaniec A., Łaba-Biel A., Kwietniak A., Fashagba I., 2021. Seismostratigraphic Interpretation of Upper Cretaceous Reservoir from the Carpathian Foreland, Southern Poland. Energies, 14(22):7776. DOI: 10.3390/en14227776.
• Urbaniec A., Stadtmüller M., Bartoń R., 2019. Possibility of a more detailed seismic interpretation within the Miocene formations of the Carpathian Foredeep based on the well logs interpretation. Nafta-Gaz, 75(9): 527–544. DOI: 10.18668/NG.2019.09.02.
• Veeken P.C.H., Da Silva M., 2004. Seismic inversion methods and some of their constraints. First Break, 22(6): 15–38. DOI:10.3997/1365-2397.2004011.
• Young K.T., Tatham R.H., 2007. Lambda-mu-rho inversion as a fluid and lithology discriminator in the Columbus Basin, offshore Trinidad. SEG Technical Program Expanded Abstracts 2007; Society of Exploration Geophysicists: 214–218. DOI:10.1190/1.2792413.
• Zając R., 1984. Stratygrafia i rozwój facjalny dewonu i dolnego karbonu południowej części podłoża zapadliska przedkarpackiego. Kwartalnik Geologiczny, 28(2): 291–316.
• Żelaźniewicz A., Aleksandrowski P., Buła Z., Karnkowski P.H., Konon A., Oszczypko N., Ślączka A., Żaba J., Żytko K. (2011): Regionalizacja tektoniczna Polski. Wyd. Komitet Nauk Geologicznych PAN, Wrocław.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).