Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Integration of core, well logging and 2D seismic data to improve a reservoir rock model : a case study of gas accumulation in the NE Polish Carpathian Foredeep

Man H. Q., Jarzyna A.

Geological Quarterly

|

2013

|

Vol. 57, No. 2

289–-306

EN

Geological models play a crucial role in the description and simulation of fluid flow of both hydrocarbon- and water-bearing strata. Methodology, based on the hydraulic flow unit build on the basis of core plug data combined with rock types determined from logs and 3D seismic cubes generated on the basis of 2D seismic sections is presented. It works as a possible exploration tool for the Miocene gas accumulations in the Carpathian Foredeep of Poland. Deterministic and stochastic, geostatistical methods were used to construct a static reservoir model from 2D seismic sections, lithological data and hydraulic flow unit data. A pseudo-3D seismic volume was generated from all of the 2D seismic data available, in order to aid the modelling of hydraulic flow units. This approach is applicable to other reservoirs, where the availability of seismic data is limited. This study demonstrates that even without 3D seismic data and with limited well log data, the proposed hydraulic flow unit approach can be successfully applied to reservoir modelling through the integration of diverse data sets for a wide range of scales.

2

Application of artificial neural networks for properties modeling using well logs and 2D seismics in the Carpathian Foredeep gas field

Man H. Q., Jarzyna J.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

209--212

EN

In this study, we propose to use Artificial Neural Network (ANN) to improve properties modeling by integration of well logs and 2D seismic data. Both of Unsupervised Neural Network (UNN) and Supervised Neural Network (SNN) were applied for seismic facies classification and then the resulting outcome was compared with the facies modeling using Sequence Indicator Simulation (SIS). In the final step, the facies model was used to constrain the reservoir properties (porosity, permeability) modeling by using Sequence Gaussian Simulation (SGS).

PL

W pracy wykorzystano sztuczne sieci neuronowe (ANN) dla poprawienia wyników modelowania własności petrofizycznych dzięki połączeniu danych geofizyki otworowej i sejsmiki 2D. Wykorzystano zarówno sieci uczone pod nadzorem (SNN) jak i uczone bez nauczyciela (UNN) do wyznaczenia facji na podstawie danych sejsmicznych. Wyniki zostały porównane z wynikami modelowania facji z użyciem metody Sequence Indicator Simulation (SIS). Uzyskane rozwiązanie facjalne zostało włączone do modelowania zdolności ośrodka do ruchu w nim mediów z wykorzystaniem metody Sequence Gaussian Simulation (SGS).

3

Preliminary analysis of petrophysical parameters of the Miocene sandy-shaly formation in the Carpathian Foredeep as an introduction to Eclipse® (Schlumberger) modeling

Man H. Q., Jarzyna J.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

209--214

EN

Petrophysical parameters are input data to modeling of state and production possibility of hydrocarbon reservoir. Application of Eclipse® program (Schlumberger) requires a division of reservoir into hydraulic units and characterize them with geometrical and geological factors. Porosity and permeability are the most important features deciding about productivity of reservoir. Flow Zone Indicator (FZI), a factor calculated using mentioned reservoir parameters, makes easier description of hydraulic units without an application of coefficients which are difficult to evaluate. A tested gas deposit belongs to a group of the Miocene reservoirs in the Polish northern part of the Carpathian Foredeep. Core data comprising porosity and permeability were processed to get the best division of the gas field into hydraulic units to make fluid flow modeling.

PL

Parametry petrofizyczne są danymi wejściowymi przy modelowaniu stanu i możliwości produkcyjnych złóż węglowodorów. Użycie programu Eclipse® (Schlumberger) wymaga podziału złoża na jednostki o stałych własnościach hydraulicznych i przedstawienie dla nich geometrycznych i geologicznych charakterystyk. Porowatość i przepuszczalność w największym stopniu decydują o produktywności złoża. FZI, współczynnik oparty na ww. parametrach, ułatwia opis jednostek hydraulicznych bez konieczności wprowadzania wielkości trudnych do sparametryzowania. Złoże gazu, które wykorzystano do testów należy do grupy mioceńskich formacji gazonośnych w polskiej, północnej części przedgórza Karpat. Wyniki badań laboratoryjnych — porowatość i przepuszczalność zostały wykorzystane do podziału złoża na jednostki hydrauliczne w celu wykonania modelowania przepływu mediów złożowych.