Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Rock physics based estimation of quartz content in the Shenhu area, South China Sea

Deng Wei, Liang Jinqiang, He Yulin, Kuang Zenggui, Meng Miaomiao

Acta Geophysica

|

2020

|

Vol. 68, no. 6

1619--1641

EN

Estimation of quartz content (QC) is important for gas hydrate production. However, the existing methods pay more attention to estimate saturations of hydrate or free gas instead of QC. QC is difcult to be estimated because of its limited and unclear infuences on velocities in the hydrate-bearing sediments. A workfow was proposed to estimate QC from core to logging to seismic inversion whose core technologies were an unconsolidated anisotropic model (UAM) and an inverse modeling approach. We used the UAM to construct the quantitative relationships between physical properties including QC and velocity. Then, the velocities of the reservoirs were obtained by logging-constrained seismic inversion. Finally, QC can be scaled by the inverse modeling of the UAM. To build the UAM, we analyzed the physical properties of hydrate reservoirs based on the cores and logging while drilling (LWD) data in the Shenhu area, South China Sea, and characterized unconsolidated sediments with horizontally layered hydrates and gas occurrences. The calculated P-velocities and S-velocities from the UAM agreed with the LWD data when the input variables were QC, porosity, hydrate saturation, and gas saturation. Conversely, for a group of P-velocity and S-velocity from seismic inversion, the corresponding QC can be scaled out as well as the other parameters based on the UAM, which was defned as an inverse modeling. Because the signifcant parameters such as hydrate saturation have been considered as independent variables in the model, we can efectively avoid the correlation between QC and the others. Prediction multiplicity can be reduced. The estimated QC was consistent with the drilling and geological understanding in the feld application, indicating that the method proposed is efective and practical.

2

Determination of basic gas reservoir parameters from radioactive logging taking into account PT-conditions

Bondarenko M., Kulyk V.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 3

162--168

EN

The paper suggests methods for determining the basic parameters of ordinary and unconventional gas reservoirs, namely identification parameter, true porosity, gas saturation and volume gas content. The set of these parameters can be obtained in both open wells and cased wells with the help of a combination of density and neutron loggings taking into account PT-conditions of gas reservoirs occurrence (up to 10 km). The application of developed approaches for the estimation of the petrophysical parameters of gas reservoirs are demonstrated by the example of cased gas well.

PL

W artykule zaproponowano sposoby wyznaczania głównych parametrów, w konwencjonalnych i niekonwencjonalnych gazonośnych skałach zbiornikowych, tzw. parametr identyfikacyjny, rzeczywistą porowatość, nasycenie gazem, objętościową zawartość gazu. Zestaw tych parametrów może być otrzymany zarówno w niezarurowanych, jak i zarurowanych otworach wiertniczych, za pomocą kombinacji radiometrycznych profilowań z uwzględnieniem zmiennych ciśnień i temperatury w skałach zbiornikowych (do 10 km). Zastosowanie przedstawionych w artykule sposobów dla liczbowej oceny petrofizycznych parametrów, gazonośnych skał zbiornikowych zademonstrowano na przykładzie odwiertu zarurowanego.

3

The influence of pore media distribution on the elastic parameters of rocks in Miocene sediments (Carpathian Foredeep, Poland, B deposit)

Bała M.

Geology, Geophysics and Environment

|

2015

|

Vol. 41, no. 2

155--167

EN

This paper presents the results of modelling compressional and shear wave velocities and elastic moduli, as well as Poisson’s coefficient changes in sandstone-shale rocks, based on the distribution of media reservoir (water, gas) in the pore space. Modelling was performed using the Estymacja-TP computer program and theoretical Kuster–Toksöz and Biot–Gassmann relationships. Phase distribution of saturating pores (ellipsoidal shapes) in several ways was assumed. Calculations were made of elastic parameters in the deposits of the autochthonous Miocene Sarmatian in the borehole B-4. Using a method similar to the so-called “fluid substitution” velocity of compressional and shear waves, elastic moduli, Poisson’s ratio and bulk density, under various conditions of water and gas saturation, were calculated. The assumed change in water saturation ranged from Sw = 0% to 100%.

4

The application of well logging and seismic modeling to assess the degree of gas saturation in Miocene strata (Carpathian Foredeep, Poland)

Marzec P., Niepsuj M., Bała M., Pietsch K.

Acta Geophysica

|

2014

|

Vol. 62, no. 1

83--115

EN

The presence of natural gas in the pore space of reservoir rocks results in a significant decrease in P-wave velocity. Even low gas saturation can generate seismic anomalies (DHI) and false image of gas accumulation of economic importance. This article presents an attempt to evaluate gas saturation from 2D seismic section in the Miocene sandstone strata in the south-eastern part of the Carpathian Foredeep. The ESTYMACJA program and the Biot–Gassmann model were used to study the dependence between elastic parameters and saturating fluids (water and gas) recorded in wells. Series of calculations was carried out using a method of fluid substitution for various gas saturation. The applicability of seismic data for evaluating gas saturation of reservoir beds was assessed with the use of 1D modelling (synthetic seismograms) and 2D modelling (theoretical seismic section) calculated for different gas saturation. The proposed methodology can be used to identify low and high gas-saturated zones and contour the reservoir.

5

Wykorzystanie tłumienia fal sejsmicznych do oceny stopnia nasycenia przestrzeni porowej gazem, na przykładzie złoża w dolomicie głównym Ca2

Niepsuj M., Pietsch K., Łańka M

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

543--547

PL

Jednym z zadań stawianych przed sejsmiką naftową jest poszukiwanie metod interpretacji umożliwiających ocenę stopnia nasycenia gazem. Wśród istotnych dla sejsmiki parametrów petrofizycznych, które zmieniają się pod wpływem nasycenia przestrzeni porowej gazem jest tłumienie fal sejsmicznych. W artykule przedstawiono próbę odpowiedzi na pytanie: na ile tłumienie fal sejsmicznych może być źródłem informacji o stopniu nasycenia dolomitu głównego gazem? Z powodu małej ilości badań doświadczalnych dotyczących tłumienia fal sejsmicznych w węglanach wykonano modelowania sejsmiczne. Modelowania miały na celu sprawdzenie możliwości prześledzenia zmian zapisu sejsmicznego związanych z przyjętymi różnymi wartościami współczynnika dobroci Q. Za wzór modelu ośrodka skalnego przyjęto profil sejsmiczny przechodzący przez otwór, który zidentyfikował złoże. Inwersja pozwoliła na ocenę wiarygodności otrzymanych wyników modelowań. Realizację projektu wykonano w programach: Hampson-Russell oraz Norsar 2D.

EN

One of the most important aim of seismic modeling is a determination of gas saturation in a reservoir formation. A seismic wave attenuation, one of the essential petrophysical parameters of a seismic signal, is dependent on gas saturation in a pore space. This article is an effort to answer the question, if a seismic wave attenuation can provide an information about changes of gas saturation in Main Dolomite (Ca2). Main reason to carry out a seismic modeling was lack of empirical studies about wave attenuation in carbonates. The key purpose of the modeling was the assessment of seismic signal changes related to various quality factor (Q) values. The modeling was based on the data acquired from the seismic profile passing through well, which discovered the gas field located in Main Dolomite. The seismic inversion allowed to evaluate a reliability of the results obtained from the modeling. Project was done using Hampson- Russell CE8 R2.1 and Norsar 2D Ray Modeling software.

6

Impedancja akustyczna jako kryterium wyznaczania stref nasyconych gazem w utworach czerwonego spągowca

Malaga M., Sowiżdżał K., Such P., Solarski T., Wolnowski T.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

227--232

PL

Prezentowany referat stanowi studium porównawcze dwóch zaawansowanych koncepcji geostatystycznych wyznaczania stref nasyconych gazem w skałach czerwonego spągowca na Niżu Polski. W obu koncepcjach zakłada się, że prawdopodobieństwo nasycenia gazem tych skał wzrasta wraz ze spadkiem impedancji akustycznej, przy jednoczesnym wzroście porowatości i przy dostatecznie wysokiej korelacji obu zmiennych. Jedna z tych koncepcji to regresja liniowa wielowymiarowa każdej zmiennej względem odpowiednio dobranych atrybutów sejsmicznych, natomiast druga to sekwencyjna symulacja Gaussa z co-krigingiem (co-symulacja) ze średnią prędkością z inwersji sejsmicznej, jako parametrem sterującym rozkładem impedancji akustycznej. W wyniku przeprowadzonych analiz statystycznych dla rejonu Kórnik—Środa Wielkopolska wyznaczono rozkłady impedancji akustycznej i porowatości, i na ich podstawie określono przewidywane strefy nasycenia gazem.

EN

Presented paper is a comparative study of two advanced geostatistical concepts for determination of gas-saturated zones in Rotliegend rocks in the Polish Lowlands. In both concepts it is assumed that probability of gas saturation of reservoir rocks increases with the decrease of acoustic impedance values and with simultaneous increase of porosity and sufficiently high correlation of both variables. The first of presented concepts is a multidimensional linear regression of each variable against properly matched seismic attributes, and the second is a sequential Gaussian simulation with co-kriging exploiting average seismic inversion velocity as a secondary data. As a result of statistical analysis that had been carried out for Kórnik—Środa Wielkopolska area, distribution of acoustic impedance and porosity, as well as predicted areas of gas-saturation have been determined.

7

Wpływ obecności iłów, porowatości oraz nasycenia porów wodą i gazem na parametry sprężyste skał zbiornikowych określanych na podstawie teoretycznych modeli ośrodków porowatych i danych geofizyki wiertniczej

Bała M.

Przegląd Geologiczny

|

2007

|

Vol. 55, nr 1

46-46

EN

The paper describes effects of shale content, porosity and water- and gas saturation on elastic parameters of rocks. The analysis was based on theoretical relationships for porous media, known as the Biot-Gassmann's and Kuster and Toksöz's models, and on Raymer-Hunt-Gardner formulas. Well-logging data and results of the quantitative interpretation of well logs were also analysed. The relationships between P-wave and S-wave velocities and reservoir parameters may contribute to solving some problems associated with seismic interpretation of wave forms in Miocene gas deposits in the Carpathian Foredeep.