Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: Fluid Factor

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Analiza zaawansowanych atrybutów modułu AVO Weighted Stacks w systemie ProMAX

Leginowicz A.

Nafta-Gaz

2009

R. 65, nr 5

361--370

W artykule przeanalizowano zaawansowane atrybuty modułu AVO Weighted Stacks. Aplikacja ta używana jest do rozróżniania, czy dana anomalia „bright spot” spowodowana została zawartością gazu, czy zmiennością litologiczną. Przedstawiono metodę wykorzystującą zależność zmienności amplitudy z offsetem, prowadzącą do obliczenia refleksyjności fali P, refleksyjności fali S i ostatecznie uzyskania sekcji współczynnika Fluid Factor. Podjęto także próbę oszacowania prędkości propagacji fali poprzecznej, wykorzystując moduły AVO dostępne w systemie ProMAX. Metoda oparta jest na koncepcji „weighted stacking”, w której głównym założeniem jest przedstawienie różnic w odniesieniu do trendu tła (np. zawodnionego ośrodka). Atrybut, który szczególnie mocno reaguje na anomalie związane z zawartością węglowodorów to Fluid Factor.

In this paper advanced attributes of AVO Weighted Stacks was analyzed. The application is used to discriminate between the presence of gas and lithologic variations in Bright Spot analysis. Amplitude variation versus offset analysis leads to computation of P-wave reflectivity, S-wave reflectivity and finally Fluid Factor. The trial determination of S wave velocities with ProMAX AVO application was made additionally. Method is based on the concept of „weighted stacking”, where the principle is to create a „difference stack” relative to a wet background trend. Fluid Factor is the best attribute which is related to hydrocarbon anomalies.

Wykorzystanie atrybutów bazujących na danych sejsmicznych przed składaniem do oceny stopnia nasycenia gazem warstw złożowych, NE część zapadliska przedkarpackiego

Pietsch K., Tatarata A.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

2008

T. 34, z. 2

301-320

Dla poszukiwań naftowych w NE części zapadliska przedkarpackiego interesująca jest odpowiedź na pytanie, czy można na podstawie rejestrowanych przekrojów sejsmicznych opracować wskaźniki, które pozwoliłyby na ocenę stopnia nasycenia gazem przestrzeni porowej warstw zbiornikowych. Równoczesna zależność sejsmicznego obrazu złoża od wielu parametrów petrofizycznych powoduje, że ocena wpływu tych parametrów oparta została na wielowariantowych modelowaniach sejsmicznych. Modelowania (system Hampson-Russell (CGGVeritas)) wykonano dla modelu aproksymującego wielohoryzontowe złoże gazu "Łukowa" (profil sejsmiczny T0152005 zrealizowany przez Geofizykę Toruń Sp. z o.o, (Pomianowski et al. 2005) oraz dane geofizyki wiertniczej z otworu Ł-2). W niniejszym artykule przedstawiono wyniki testów procedur interpretacyjnych, które bazują na danych sejsmicznych przed składaniem (AVO Product, Fluid Factor, lambdap i microp, impedancja elastyczna). Potwierdzeniem poprawności opracowanych kryteriów jest zestawienie przypływów, wg próbnika złoża, ze zinterpretowanym przekrojem sejsmicznym.

The question, whether it is possible to create such indicators that would allow to assess a saturation degree of reservoir pore space directly from seismic response, is interesting for hydrocarbon prospecting in the NE part of the Carpathian Foredeep. The dependence of seismic image of gas reservoir upon plenty of petrophysical parameters causes that the analysis of their influences on seismic response were based on seismic multi-variant modelling. Seismic model approximating "Łukowa" gas reservoir was constructed with Hampson-Russell System (CGGVeritas) accordingly with a geometry of profile no T0152005 acquired by Geofizyka Toruń Ltd. and additionally supported by log data from Ł-2 well. This paper presents results of the tests of interpretative procedures based on pre-stack seismic data such as AVO Product, Fluid Factor, lambdap and microp, elastic impedance. The correctness of established criteria was confirmed by a juxtaposition of an inflow rate obtained from a drill-stem tester and the interpreted seismic profile.