Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Zwiększenie dokładności odwzorowania ośrodka geologicznego z wybranego obszaru Karpat zewnętrznych na podstawie reprocessingu archiwalnych profili sejsmicznych 2D

Bajewski Ł., Wilk A., Bartoń R., Urbaniec A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2018

|

nr 222

1--182

PL

Głównym celem prezentowanej pracy było uzyskanie obrazu sejsmicznego na podstawie reprocessingu archiwalnych profili sejsmicznych 2D – który to obraz pozwoliłby na bardziej szczegółowe i jednoznaczne odwzorowanie skomplikowanej budowy geologicznej Karpat zewnętrznych w stosunku do wcześniejszych badań – poprzez opracowanie procedur i sekwencji przetwarzania oraz dobór parametrów, z wykorzystaniem wszelkich dostępnych danych i z jednoczesną interpretacją geologiczną. Dotychczas uzyskane rezultaty prac w zakresie przetwarzania, realizowane zarówno w przemyśle, jak i jednostkach naukowych, nie dają jednoznacznego odwzorowania skomplikowanej budowy geologicznej tego obszaru. Do realizacji tego zadania wybrano dwa profile sejsmiczne usytuowane w południowo-wschodniej Polsce. Przetwarzanie sejsmiczne prowadzono w systemie SeisSpace (ProMAX) – Seismic Processing and Analysis Release 5000.10.0.1. firmy Halliburton. Analizowany rejon cechuje się dużym stopniem skomplikowania budowy geologicznej ze względu na obecność licznych stref nasunięć w obrębie utworów jednostek karpackich i miocenu sfałdowanego, jak również występowanie kilku dużych stref dyslokacyjnych o różnych kierunkach przebiegu. Praca była realizowana w dwóch etapach. W pierwszym testowano wszelkie dostępne algorytmy w systemie SeisSpace (ProMAX) oraz wszelkie możliwe warianty sekwencji przetwarzania z jak najszerszym wachlarzem parametrów. W drugim etapie, ze względu na występującą anizotropię w tak skomplikowanych ośrodkach geologicznych, postanowiono również uwzględnić wyniki, wraz z ich interpretacją, z pionowych profilowań sejsmicznych (PPS) w zakresie zmian pola prędkości. Ostatecznie wypracowano metodykę przetwarzania migracji po składaniu (poststack time migration), w której efekcie odwzorowanie modelu geologicznego na sekcji sejsmicznej jest bardziej szczegółowe i jednoznaczne niż uzyskane dotąd rezultaty. Osiągnięty efekt budzi optymizm, gdyż pomimo tego, że proces migracji obejmował podstawową jej realizację, uzyskano lepszy efekt niż istniejący dotychczas. Obecnie wykonywane są dodatkowe prace w wersji migracji czasowej przed składaniem (preSTM) oraz depth imaging mające na celu uzyskanie jeszcze lepszych rezultatów, których wyniki zostaną przedstawione w odrębnych publikacjach.

EN

The main objective of the presented work, was to obtain a seismic image based on the reprocessing of archival 2D seismic profiles, which would allow a more detailed and unambiguous representation of the complex geological structure of the Outer Carpathians compared to earlier results, through the development of procedures and processing sequences and the selection of parameters, using all available data and simultaneous geological interpretation. The previous results of work in the field of processing, implemented both in industry and scientific units, do not provide a clear representation of the complex geological structure of this area. Two seismic profiles located in south-eastern Poland, were selected for this task. Seismic processing was carried out in the SeisSpace (ProMAX) system – Seismic Processing and Analysis Release 5000.10.0.1. of Halliburton company. The analyzed region is characterized by a high degree of complexity of the geological structure, due to the presence of numerous overlap zones within the Carpathian units and folded Miocene, as well as the presence of several large dislocations with different directions. The work was carried out in two stages. In the first stage, all available algorithms were tested in the SeisSpace (ProMAX) system and all possible variants of the processing sequences with the widest possible range of parameters. In the second stage, due to the occurring anisotropy in such complex geological environment, it was also decided to take into account the results, along with their interpretation of vertical Seismic Profiling (VSP) in the range of velocity field changes. Finally, the poststack time migration methodology was developed, in which the image of the geological model on the seismic section is more detailed and unambiguous than the results obtained so far. The achieved effect is optimistic, because, despite the fact that the migration process included its basic implementation, a better effect than that obtained so far has been achieved. Currently, additional work is being done in the time migration version before stack (preSTM), and depth imaging, aimed at obtaining even better results whose results will be presented in separate publications.

2

Wykorzystanie pomiarów PPS do uszczegółowienia interpretacji sejsmicznej 3D na przykładzie utworów dolnego paleozoiku

Bartoń R., Urbaniec A.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 9

655--668

PL

W artykule przedstawiono możliwości wykorzystania w interpretacji sejsmicznej transformacji PPS-WPG (pionowe profilowanie sejsmiczne – wspólny punkt głębokościowy) obliczonych dla fal podłużnych PP offsetowych punktów wzbudzania. Przedmiotem interpretacji był kompleks utworów dolnego paleozoiku (kambr–sylur) o całkowitej miąższości przekraczającej 2400 m. Pod względem litologicznym kompleks ten zdominowany jest przez utwory silikoklastyczne, z nielicznymi wkładkami skał węglanowych. Do porównania obrazu sejsmicznego uzyskanego na zdjęciu sejsmicznym 3D i transformacjach PPS-WPG dla otworu W-1 – przeprowadzono analizę opartą na wybranych atrybutach sejsmicznych. W ramach artykułu omówiono następujące atrybuty: amplituda średnia kwadratowa, pierwsza pochodna, cosinus fazy, komponent jednakowych częstotliwości, chwilowa szerokość pasmowa, obwiednia, względna impedancja akustyczna. Zastosowanie transformacji pomiarów PPS pozwoliło na uzyskanie zdecydowanie większej rozdzielczości pionowej obrazu, jak również uwidoczniło wyraźne zróżnicowanie litologiczne niektórych formacji. Natomiast interpretacja, przeprowadzona w oparciu o wybrane atrybuty sejsmiczne, umożliwiła szczegółowe rozpoznanie litofacjalne analizowanych utworów dolnego paleozoiku, jak też udokumentowanie sejsmiczne elementów takich jak np. płaszczyzny dyslokacji oraz dodatkowe horyzonty o większej zawartości węglanów.

EN

This article presents the possibilities of using in the seismic interpretation process VSP-CDP transformation (the vertical seismic profiling–common depth point) calculated for longitudinal waves of VSP offset shot points for seismic interpretation. The Lower Palaeozoic (Cambrian-Silurian) complex was a main aim of interpretation. The total thickness of this complex is over 2400 m. The analyzed Lower Palaeozoic complex is dominated by silicoclastic sediments with a few carbonate rock layers. The analysis, based on selected seismic attributes, was performed to compare the seismic image obtained in the 3D seismic and the VSP-CDP transformations for the W-1 well. The article discusses the analysis of following attributes: RMS Amplitude, First derivative, Cosine of phase, Iso-frequency component, Instantaneous bandwidth, Envelope, Relative acoustic impedance. The application of the VSPCDP transformation allowed to obtain much higher vertical resolution of the image, as well as clearly visible lithological variation of some formations. On the other hand, the interpretation, based on selected seismic attributes, enabled a detailed lithofacial recognition of the analyzed Lower Paleozoic deposits as well as seismic documentation of elements such as dislocations and additional new horizons with a higher carbonate content.

3

Obliczanie objętości materii organicznej (TOC) na podstawie inwersji genetycznej danych sejsmicznych

Bartoń R., Wilk A.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 6

415--422

PL

W artykule została zaprezentowana metodyka wyznaczania rozkładu parametru TOC na danych sejsmicznych 3D na podstawie inwersji genetycznej. Zaprezentowany schemat obliczeń zastosowano na danych sejsmicznych pochodzących z obszaru północnej Polski. Głównym celem przeprowadzonych badań było rozpoznanie dwóch, wyinterpretowanych horyzontów sejsmicznych (z których pierwszy odpowiadał powierzchni stropowej ogniwa Jantaru, a drugi stropowi formacji z Sasina), pod kątem wyznaczenia stref potencjalnych sweet spotów. Wyinterpretowany rozkład parametrów fizycznych takich jak: prędkość i gęstość, oraz parametrów petrofizycznych takich jak: porowatość, nasycenie, a także TOC w obrębie kolejnych sekwencji skalnych, ma ścisły związek z parametrami sejsmicznymi, takimi jak czasy przejścia fal odbitych od poszczególnych granic sejsmicznych oraz ich charakterystyk amplitudowych i częstotliwościowych [1, 8]. Zaprezentowana metodyka wyznaczania rozkładu parametru TOC była realizowana na podstawie zmienności amplitud pola falowego, pola prędkości fal podłużnych oraz pomiarów labolatoryjnych TOC w otworach wiertniczych. Uzyskane wyniki w postaci map i rozkładów przestrzennych pozwalają zidentyfikować obszary perspektywiczne o podwyższonych wartościach TOC, a ich dokładność uwarunkowana jest rozdzielczością danych sejsmicznych.

EN

The article presents the methodology for determining the distribution of TOC parameter on 3D seismic data, based on genetic inversion. The presented calculation scheme was applied on seismic data from the northern area of Poland. The main goal of the study was to recognize two seismic horizons (the first of which corresponded to the top surface of the Jantar Member and the second to the top of the Sasino Formation), in terms of designating the zones of potential sweet spots. The interpreted distribution of physical parameters such as: velocity and density and petrophysical parameters, such as: porosity, saturation and TOC within successive rock sequences, is closely related to seismic parameters, such as transition times of waves reflected from individual seismic boundaries and their amplitude characteristics and frequency [1, 8]. The presented methodology for determining the distribution of the TOC parameter, was based on the variability of the wave field amplitudes, the field of longitudinal wave velocities and laboratory TOC measurements in wellbores. Obtained results in the form of maps and spatial distributions allow to identify perspective areas with increased TOC values, and their accuracy is conditioned by the resolution of seismic data.

4

Budowa pola prędkości na potrzeby migracji czasowej 2D po składaniu w trudnych rejonach geologicznych na przykładzie Karpat fliszowych w południowo-wschodniej Polsce

Wilk A., Bartoń R., Bajewski Ł., Urbaniec A.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 10

723--731

PL

W niniejszym artykule zaprezentowano sposób konstrukcji pola prędkości na potrzeby migracji czasowej 2D po składaniu w trudnych rejonach geologicznych na przykładzie Karpat fliszowych w południowo-wschodniej Polsce. Rejon badań charakteryzuje się dużym stopniem skomplikowania budowy geologicznej, co przekłada się na znaczną trudność w jego odwzorowaniu na sekcjach sejsmicznych. Określenie poprawnego pola prędkości do procedury migracji pozwala prawidłowo odwzorować wgłębną budowę geologiczną na przekroju sejsmicznym. W wyniku migracji opartej na prawidłowym rozpoznaniu rozkładu prędkości uzyskuje się rzeczywiste położenie punktów odbicia od granic nachylonych, usunięcie dyfrakcji, znaczną poprawę rozdzielczości przestrzennej, a zwłaszcza rozdzielczości poziomej analizowanego obrazu sejsmicznego. Nowatorskim rozwiązaniem konstrukcji budowy pola prędkości na potrzeby migracji czasowej 2D po składaniu było wykorzystanie prędkości średnich z pomiarów PPS (pionowe profilowanie sejsmiczne), które ze względu na metodykę pomiaru zawierają informację o anizotropii ośrodka geologicznego. Istotnym elementem w konstrukcji modelu prędkości było zdefiniowanie optymalnego rozkładu prędkości średnich, zarejestrowanych w lokalnych pozycjach otworów wiertniczych z offsetowych pomiarów PPS. Uwzględnienie efektu anizotropii pozwoliło na wiarygodniejszy rozkład pola prędkości i uzyskanie polepszenia obrazu falowego w stosunku do wcześniejszych opracowań. Otrzymany model prędkości stanowił podstawę do odtworzenia skomplikowanej budowy ośrodka geologicznego. W przyjętej przestrzeni obliczeniowej rejonu badań rozpatrywane były dwa modele: model płasko-równoległy bez interpretacji strukturalnej oraz model z interpretacją strukturalną. Dla przyjętych modeli prędkości średnie uzyskane z PPS zostały interpolowane i ekstrapolowane przy użyciu trzech algorytmów: rozkładu Gaussa, krigingu i moving average w systemie Petrel firmy Schlumberger. Na podstawie przetestowanych modeli prędkości dla wybranego profilu sejsmicznego stwierdzono, że optymalny wynik uzyskano w przypadku rozkładu Gaussa z wykorzystaniem modelu z interpretacją strukturalną. Zastosowanie modelu do migracji czasowej 2D po składaniu uwzględniającego anizotropię ośrodka dostarcza bardziej wiarygodnego obrazu ośrodka geologicznego w stosunku do dotychczasowych opracowań, co powinno przekładać się na zwiększenie efektywności w poszukiwaniach węglowodorów oraz ograniczać stopień ryzyka poszukiwawczego.

EN

The aim of this study was the construction of a velocity field for Post Stack time migration 2D on the example of Flysch Carpathians in south-eastern Poland. The high degree of complexity of the geological structure of this region, makes it difficult for the imaging of seismic sections. Determination of the correct velocities for the migration procedure allows to properly map the deep-seated geological structure on the seismic section. As a result of the migration based on the correct recognition of the velocity distribution, the real location of the reflection points from dip reflectors, the removal of diffraction, a significant improvement in spatial resolution, and especially the horizontal resolution of the seismic sections was obtained. The innovative solution of the construction of the velocity field for the needs of 2D Post Stack time migration was the use of average velocities from VSP data (Vertical Seismic Profiling), which due to the measurement methodology, contain information on the anisotropy of the geological survey. An important element of the construction of the velocity model was the optimal distribution of the average velocity, recorded in the local borehole positions from the offset VSP measurements. Taking into account the effect of anisotropy, it allowed a more reliable distribution of the velocity field and improved seismic image in comparison to previous studies. The obtained velocity model was the basis for reconstructing the complexity of the geological survey. In the computational space of the research area, two models were considered: a flat-parallel model without structural interpretation and a model with structural interpretation. For these models the average velocities obtained from VSP were interpolated and extrapolated using three algorithms: Gaussian, kriging and moving average distribution in the Petrel system of Schlumberger company. From all of the tested velocity models for the selected seismic profile, it was found that the most optimal result was obtained from the Gaussian distribution for the model with structural interpretation. The application of a velocity model, which includes anisotropy, to the 2D Post-Stack time migration, provides a more reliable image of the geological survey in relation to the previous studies, which should translate into increased efficiency in hydrocarbon exploration and limit the level of exploration risks.

5

Analysis of the seismic image for the Carpathians and their basement resulting from the reprocessing of 2D seismic profiles

Urbaniec A., Bajewski Ł., Bartoń R., Wilk A.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 8

563--574

EN

Presentation of the of seismic image analysis results obtained by reprocessing two seismic profiles is the main aim of the presented work. The profiles are located in the marginal part of the Outer Carpathians. The mentioned profiles were reprocessed in the Seismic Department of the Oil and Gas Institute – National Research Institute in Krakow, Poland. Proper selection of both the processing sequence and parameters, as well as verification of each stage of processing by simultaneous geological interpretation, resulted in a partly different mapping of the geological structures in comparison with the previous stage. Structural interpretation based on the obtained seismic imagery provides new information that could be used for more thorough interpretation of the Outer Carpathians tectonic units, as well as detailed reconstruction of the fault zones in the analysed area.

PL

Głównym celem prezentowanego artykułu jest przedstawienie wyników analizy obrazu sejsmicznego, uzyskanego na podstawie reprocessingu dwóch profili sejsmicznych, zlokalizowanych w brzeżnej części Karpat zewnętrznych. Opracowana w Zakładzie Sejsmiki Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego sekwencja przetwarzania, wraz z zastosowanymi parametrami, pozwoliła na uzyskanie lepszego odzwierciedlenia budowy geologicznej Karpat zewnętrznych i ich autochtonicznego podłoża. Uzyskany w wyniku zastosowanego niekonwencjonalnego podejścia do procesu przetwarzania zapis sejsmiczny cechuje się wyraźnie lepszą jakością, biorąc pod uwagę ciągłość refleksów oraz stosunek sygnału do szumu. Na przetwarzanym profilu 1, położonym w przybliżeniu prostopadle do kierunków przebiegu głównych elementów strukturalnych, uzyskano zdecydowanie lepsze efekty w postaci bardziej wiarygodnego i przejrzystego obrazu sejsmicznego dla utworów poszczególnych pięter strukturalnych. Finalna wersja profilu 2, zlokalizowanego równolegle lub skośnie do głównych elementów strukturalnych, nie odbiega znacząco od dostępnej wersji archiwalnej, a największe różnice związane są z ciągłością i kierunkami upadów poszczególnych pakietów refleksów. Uzyskany obecnie obraz sejsmiczny ukazuje więcej szczegółów budowy geologicznej tego trudnego do interpretacji rejonu. Na jego podstawie możliwe było bardziej szczegółowe prześledzenie budowy wewnętrznej utworów fliszowych, jak również uszczegółowienie interpretacji płaszczyzn dyslokacji, przecinających utwory poszczególnych kompleksów skalnych. W wyniku przeprowadzonej interpretacji uzyskano bardziej klarowny obraz podłoża zapadliska przedkarpackiego, stopniowo obniżającego się w kierunku zachodnim i południowo-zachodnim, poprzez system uskoków normalnych o charakterze zrzutowym lub zrzutowoprzesuwczym.

6

Wstępna interpretacja strukturalna na bazie wyników reprocessingu profilu sejsmicznego 2D we wschodniej części Karpat zewnętrznych

Urbaniec A., Bajewski Ł., Wilk A., Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 7

456--464

PL

Głównym celem prezentowanej pracy jest wstępna interpretacja strukturalna wykonana na bazie przetwarzania archiwalnego profilu sejsmicznego 2D z brzeżnej strefy nasunięcia karpackiego. Przetwarzanie to zrealizowano w Zakładzie Sejsmiki Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego w Krakowie. Odpowiedni dobór zarówno sekwencji przetwarzania, jak i parametrów aplikowanych do poszczególnych procedur, a także weryfikacja każdego etapu przetwarzania poprzez prowadzoną na bieżąco interpretację geologiczną, przyniosły w efekcie nieco inne odwzorowanie niektórych cech budowy geologicznej rejonu. Wstępna interpretacja strukturalna obecnej wersji przekroju sejsmicznego dostarcza nowych informacji, które mogą być wykorzystane do odtworzenia poszczególnych etapów rozwoju tektonicznego analizowanego obszaru.

EN

The main aim of the presented work is a preliminary structural interpretation, based on the 2D reprocessing of seismic profile from the marginal zone of the Outer Carpathians. Reprocessing was done in the Seismic Department of Oil and Gas Institute – National Research Institute in Krakow, Poland. Proper selection of both the processing sequence and applied parameters to specific procedures, as well as verification of each stage of processing by simultaneous geological interpretation, resulted in a partly different mapping of the geological structures. Preliminary structural interpretation of the current version of the seismic section, provides new information that could be used, to reconstruct individual stages of the tectonic development in the analyzed area.

7

Poprawa dokładności odwzorowania budowy geologicznej w obrazie sejsmicznym z obszaru Karpat zewnętrznych

Bajewski Ł., Urbaniec A., Wilk A., Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 7

447--455

PL

Celem przedstawionej pracy było uzyskanie dokładniejszego obrazu sejsmicznego w stosunku do wcześniejszych opracowań, który pozwoliłby na bardziej szczegółowe odwzorowanie skomplikowanej budowy geologicznej z przedmiotowego rejonu badań, poprzez opracowanie procedur i sekwencji przetwarzania oraz dobór parametrów, z wykorzystaniem wszelkich dostępnych danych i jednoczesną interpretacją geologiczną. Realizując ten cel, dużą ilość czasu poświęcono na wykonywanie testów oraz dobór odpowiednich procedur przetwarzania, jak również ułożenia ich w odpowiednią sekwencję, przynoszącą możliwie najlepsze efekty. Po każdym etapie prac wykonywano sumę kontrolną, która poddawana była szczegółowej analizie i weryfikacji uzyskanego obrazu, przy zastosowaniu różnych parametrów. Prace przeprowadzono na profilu wytypowanym ze względu na stosunkowo najsłabszy zapis sejsmiczny w porównaniu z innymi dostępnymi profilami z tego rejonu.

EN

The aim of this study was to obtain a more accurate seismic image in relation to previous studies, which would allow detailed mapping of a complex geological structure of the analyzed area through the development of procedures and a processing sequence, selection of parameters, using all available data and simultaneous geological interpretation. By accomplishing this goal, a great deal of time has been devoted to performing tests and the selection of appropriate processing procedures, as well as arranging them into the appropriate sequences with the best possible results. After each stage of the work, a checksum was performed, which was subjected to detailed analysis and verification of the obtained image, using different parameters. The work was carried out on a profile which was selected due to the relatively weakest seismic data in comparison with other available profiles from this region.

8

Aplikacja prędkości interwałowych PPS do strukturalnego odwzorowania ośrodka geologicznego

Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

525--531

PL

Przedmiotem niniejszej publikacji jest zaprezentowanie wyników modelowania strukturalnego ośrodka geologicznego w domenie głębokości, przy wykorzystaniu prędkości fal podłużnych, pochodzących z azymutalnych pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS. Modelowania pola prędkości otrzymano na podstawie rozkładu prędkości interwałowych, obliczonych na podstawie inwersji sejsmicznej na transformacjach PPS-WPG. Uzyskany model prędkości posłużył do wykonania transformacji czas – głębokość sekcji sejsmicznych i obliczenia map strukturalnych. Przedmiotowa tematyka była podyktowana możliwością szerszego wykorzystania pomiarów PPS w polskim przemyśle naftowym, zwiększając szczegółowość rozpoznania ośrodka geologicznego (w stosunku do sejsmiki powierzchniowej), co może w istotnym stopniu rzutować na efektywność poszukiwań, eksploatacji węglowodorów oraz na dokładność wierceń otworów poziomych lub kierunkowych.

EN

This article presents results of modeling structural geological medium in depth domain, by using the speed longitudinal waves, originating from azimuthal Vertical Seismic Profiling (VSP) measurements. The paper presents results of interval velocity modeling based on velocity distribution, calculated from seismic inversion on VSP-CDP transformations. The obtained velocity model was used to perform time – depth transformation of seismic sections and calculations of structural maps. The present topic was dictated by the possibility of wider usage of VSP measurements in the Polish Oil Industry, increasing the detail identification of geological medium (in relation to seismic surface), which may significantly affect the efficiency of exploration, exploitation of hydrocarbons and the accuracy of drilling horizontal or directional holes.

9

Zastosowanie prędkości interwałowych PPS do modelowania ośrodka geologicznego

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 3

155--163

PL

Przedmiotem niniejszego artykułu jest prezentacja modelowania strukturalnego ośrodka geologicznego w domenie głębokości przy wykorzystaniu prędkości fal podłużnych pochodzących z azymutalnych pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS. W publikacji zostały przedstawione wyniki modelowania pola prędkości na bazie rozkładu prędkości interwałowych, obliczonych na podstawie inwersji sejsmicznej na transformacjach PPS-WPG. Uzyskany model prędkości posłużył do wykonania transformacji czas–głębokość sekcji sejsmicznych i obliczenia map strukturalnych. Przedmiotowa tematyka była podyktowana możliwością szerszego wykorzystania pomiarów PPS w polskim przemyśle naftowym i zwiększenia szczegółowości rozpoznania ośrodka geologicznego (w stosunku do sejsmiki powierzchniowej), co może w istotnym stopniu rzutować na efektywność poszukiwań i eksploatacji węglowodorów oraz na dokładność wierceń otworów poziomych lub kierunkowych.

EN

This article presents results of modeling structural geological medium in depth domain, by using the velocity longitudinal waves, originating from azimuthal Vertical Seismic Profiling (VSP) measurements. The paper presents results of interval velocity modeling based on velocity distribution, calculated from seismic inversion on VSP-CDP transformations. The obtained velocity model was used to perform time-depth transformation of seismic sections and calculations of structural maps. The present topic was dictated by the possibility of wider useage of VSP measurements in the Polish Oil Industry, increasing the detail identification of geological medium (in relation to seismic surface), which may significantly affect the efficiency of exploration, exploitation of hydrocarbons and the accuracy of drilling horizontal or directional holes.

10

Wyznaczanie rozkładu szczelin w formacjach typu shale gas na podstawie azymutalnych pomiarów sejsmicznych

Bartoń R., Wilk A.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 12

1011--1017

PL

W artykule została zaprezentowana metodyka wyznaczania rozkładu szczelin i ich azymutów dla dwóch horyzontów sejsmicznych odpowiadających stropowi ogniwa Jantaru i formacji z Sasina, tj. poziomów zbiornikowych typu shale gas, na podstawie azymutalnych pomiarów sejsmicznych 3D. Fala sejsmiczna propagująca przez ośrodek geologiczny uzyskuje wyższą prędkość, przechodząc wzdłuż systemu spękań, a niższą prostopadle do nich. Wykorzystanie tego zjawiska umożliwia przeprowadzenie analiz zmian amplitud względem różnych kierunków (azymutów) zapisu sejsmicznego, pozwalając na określenie stopnia zmienności parametrów sprężystych w układzie HTI (horizontal transverse isotropy). Wyznaczony w ten sposób stopień zmienności umożliwia określenie wielkości oraz kierunków rozkładu szczelin rozpatrywanego ośrodka geologicznego. Stopień rozpoznania intensywności oraz orientacji kierunków spękań (szczelin) jest szczególnie ważny w projektowaniu otworów poziomych oraz w optymalizacji procesów eksploatacji węglowodorów ze złoża.

EN

This article presents results of a methodology of determining the distribution of fractures and their azimuths for two seismic horizons corresponding to the tops of Jantar member and Sasino formation, i.e. the levels of shale gas type reservoir, based on azimuth 3D seismic data. Seismic wave propagating through the geological medium achieved higher velocity going along the system fracture and a lower perpendicular to them. Use of this phenomenon makes it possible to carry out analyzes of changes in amplitude, with respect to different directions (azimuths) of seismic record, allowing to determine the degree of variability of elastic parameters in a HTI (Horizontal Transverse Isotropy). The specified degree of variation makes it possible, to determine the size and direction of fractures distribution in the geological medium. The degree of the intensity and orientation directions of cracks (fractures), is particularly important in the design of horizontal wells and optimizing the exploitation processes of hydrocarbons from the reservoir.

11

Obliczanie inwersji sejsmicznej na azymutalnych transformacjach PPS-WPG fal podłużnych i poprzecznych

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 10

711--719

PL

W artykule przedstawiono wyniki obliczeń inwersji sejsmicznej wykonywanej na azymutalnych transformacjach PPS-WPG fal podłużnych PP i poprzecznych PS. Realizacja przedmiotowego zadania była prowadzona na zarejestrowanych wieloazymutalnych pomiarach PPS 3C, pochodzących z północnego obszaru Polski. Otrzymane rezultaty użycia inwersji sejsmicznej, obliczanej metodą rekursywną, na transformacjach PPS-WPG wskazują, że metoda ta daje zadowalające wyniki do wyznaczania rozkładu zmienności prędkości akustycznych i gęstości w strefie okołootworowej.

EN

This article presents results of seismic inversion calculation, on VSP-CDP azimuthal transformations for longitudinal PP and transverse PS waves. Implementation of this task was performed on recorded VSP 3C multi-azimuthal measurements from northern Poland. The results of seismic inversion, calculated by recursive method on VSP-CDP transformations, indicate that this method provides satisfactory results for the determination of variability acoustic velocity and density distribution in a wellbore zone.

12

Zastosowanie dekonwolucji typu shape filter do poprawy rozdzielczości sekcji sejsmicznej

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 12

861--867

PL

W publikacji zaprezentowano metodę zwiększenia rozdzielczości zarejestrowanego pola falowego sejsmiki powierzchniowej, wprowadzając do tras sekcji sejsmicznej częstotliwości wyższe pochodzące z pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS. Zastosowana procedura dekonwolucji typu shape filter do poprawy rozdzielczości sekcji sejsmicznej była realizowana w oparciu o obliczony operator z danych pionowego profilowania sejsmicznego PPS i aplikowana do rzeczywistych profili sejsmicznych 2D. Zaimplementowanie do sejsmiki powierzchniowej dodatkowych informacji zawartych w polu falowym PPS pozwala na odtworzenie wysokich częstotliwości, niezbędnych do opisu budowy geologicznej o dużym stopniu szczegółowości.

EN

This article presents a method of increasing the resolution of a recorded seismic wave field by introducing higher frequencies into the traces of the seismic section, derived from measurements of the Vertical Seismic Profiling (VSP). Application of shape filter deconvolution to improve the resolution of seismic data was realized based on the calculated operator from VSP and applied to real 2D seismic section. Implementation to seismic surface of additional information included in VSP wave field allows the restoration of high frequencies necessary to describe the geological structure with a high degree of detail.

13

Wyznaczanie kierunkowych zmian prędkości fal poprzecznych w strefie okołootworowej na podstawie azymutalnych pomiarów PPS 3C

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 8

483--492

PL

W niniejszej publikacji zaprezentowano wyznaczanie kierunkowych zmian prędkości fal przemiennych poprzecznych PS w ośrodku geologicznym na podstawie rzeczywistych azymutalnych pomiarów offsetowych PPS 3C. Realizacja przedmiotowego zadania była wykonywana na zarejestrowanych wieloazymutalnych pomiarach PPS 3C, pochodzących z północnego obszaru Polski. Przedstawiona metodyka obliczania prędkości interwałowych fal poprzecznych (anizotropia poprzeczna) jest poprawna i jednoznaczna. Dokładność wyznaczenia wartości anizotropii zależy od poprawności przetwarzania pomiarów trójskładnikowych PPS 3C oraz precyzji obliczenia prędkości interwałowych fal SV i SH.

EN

This article presents the determination of the directional velocity changes of shear waves PS in geological medium based on real azimuthal measurements of offset VSP 3C. Implementation of this task was performed on recorded multi-azimuth measurements VSP 3C from northern Poland. The presented methodology for the calculating of the interval velocity of converted shear waves (transverse anisotropy) is correct and explicit. Accuracy for the determination of anisotropy value depends on the correctness in the processing of VSP 3C measurements and the precision of calculations of the interval velocity of SV and SH waves.

14

Rola powierzchniowych badań sejsmicznych i pomiarów PPS w poszukiwaniach niekonwencjonalnych złóż węglowodorów typu shale-gas

Bartoń R.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2012

|

R. 15, Nr 10 (174)

4--6

PL

Prawidłowe odwzorowanie rozmieszczenia oraz zachowania się szczelin w utworach łupkowych, przy wiernym opisie własności geomechanicznego ośrodka geologicznego, wymaga wykonania analiz i interpretacji na danych sejsmicznych z uwzględnieniem anizotropii. Azymutalne i wieloskładnikowe pomiary pionowego profilowania sejsmicznego PPS 3C są najbardziej użytecznym narzędziem, spośród stosowanych metod sejsmicznych, do badania anizotropii ośrodka geologicznego. Analizy prędkościowe oraz polaryzacyjne azymutalnych wieloskładnikowych pól falowych PPS 3C są podstawą do określania kierunków oraz ilościowej oceny anizotropii. Przetwarzanie danych sejsmicznych w oparciu o azymutalne śledzenie zmian prędkości oraz AVO, w połączeniu z geomechanicznymi własnościami skał, obliczonymi dla ośrodków izotropowych, może być użyte do predykcji in-situ naprężeń, występujących w zbiornikach łupkowych. Poprawne wyznaczenie oraz zorientowanie naprężeń, umożliwia określenie głównych kierunków szczelin w strefie złożowej i pozwala na optymalne zaprojektowanie usytuowania otworów poziomych.

EN

Correct imaging of distribution and behavior of cracks in shales formation, with a faithful description of the geomechanical properties of the geological medium, requires the analysis and interpretation of seismic data, taking into account the anisotropy. Multi-offset and multi-component Vertical Seismic Profiling VSP 3C measurements are most useful tool, from among current seismic methods, to investigation of the anisotropy of geological medium. Velocity and polarization analyses of multi-azimuth and multi-component wave fields of VSP 3C are base to defining of directions and quantitative estimation of the anisotropy. Processing of seismic data based on the azimuth tracking in velocity and AVO changes, in combination with geomechanical properties of rocks, calculated for isotropic medium, can be used for prediction of in-situ stresses, occurring in shale reservoirs. Correct determination and orientation of the stress, allows to define the main directions of cracks in the reservoir zone and allows too for optimal design location of horizontal wells.

15

Rola badań sejsmicznych i pomiarów PPS w poszukiwaniach niekonwencjonalnych złóż węglowodorów typu shale gas

Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

263--268

PL

Prawidłowe odwzorowanie rozmieszczenia oraz zachowania się szczelin w utworach łupkowych, przy wiernym opisie własności geomechanicznego ośrodka geologicznego, wymaga wykonania analiz i interpretacji na danych sejsmicznych z uwzględnieniem anizotropii. Azymutalne i wieloskładnikowe pomiary pionowego profilowania sejsmicznego PPS 3C są najbardziej użytecznym narzędziem, spośród aktualnych metod sejsmicznych, do badania anizotropii ośrodka geologicznego. Analizy prędkościowe oraz polaryzacyjne azymutalnych wieloskładnikowych pól falowych PPS 3C są podstawą do określania kierunków oraz ilościowej oceny anizotropii. Przetwarzanie danych sejsmicznych, w oparciu o azymutalne śledzenie zmian prędkości oraz AVO, w połączeniu z geomechanicznymi własnościami skał obliczonymi dla ośrodków izotropowych, może być użyte do predykcji in situ naprężeń występujących w zbiornikach łupkowych. Poprawne wyznaczenie oraz zorientowanie naprężeń umożliwia określenie głównych kierunków szczelin w strefie złożowej i pozwala na optymalne zaprojektowanie usytuowania otworów poziomych.

EN

Correct imaging of distribution and behavior of cracks in shales formation, with a faithful description of the geomechanical properties of the geological medium, requires the analysis and interpretation of seismic data, taking into account the anisotropy. Multi-offset and multi-component Vertical Seismic Profiling VSP 3C measurements are most useful tool, from among current seismic methods, to investigation of the anisotropy of geological medium. Velocity and polarization analyses of multi-azimuth and multi-component wave fields of VSP 3C are base to defining directions and quantitative estimation of the anisotropy. Processing of seismic data based on the azimuth tracking in velocity and AVO changes, in combination with geomechanical properties of rocks, calculated for isotropic medium, can be used for prediction of in situ stresses, occurring in shale reservoirs. Correct determination and orientation of the stress allows to define the main directions of cracks in the reservoir zone and allows too for optimal design location of horizontal wells.

16

Application of high definition seismic technology in severe near-surface seismogeological surroundings

Tabakov A. A., Ferentzi V. N., Stepchenkov Y. A., Muhin A. A., Muhin D. A., Kolosov A. S., Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

245--249

EN

Complex near surface conditions sometimes provide unresolving challenge to traditional seismic processing. This kind of conditions may take place for example if high level of noises is combined with high amplitude variations of velocities in the upper part of section. This may be often met in permafrost areas with thawing zones and in mountain areas. Two main specific procedures from High Definition Seismic (HDS) technology are applied to fit these challenges. One is iterative wave field analysis instead of usually applied detection of signals among noises and the other is "Polycor" static correction method with high resistance to noises. The examples are shown for low frequency static shifts for mountain relief and midi frequency static shifts for thawing zones in permafrost surroundings. In the first case static shifts with period of 20 km were determined and in the second one amplitude of static shifts with period of about 0,5 km was about 60 ms. As the results of wave field analysis with iterative adjustment of different types of noises and useful signals reliable reflections were detected in original seismograms with high level of noises and high amplitude midi frequency static shifts were reliably determined. Coherent velocity analysis showed that signal to noise ration was increased more than ten times. The HDS section obtained compared to traditional processing technology showed better correlation of reflection boundaries in full time range, reliable structural positioning of productive well and reasonable positioning of projected well.

17

Sejsmiczna inwersja stochastyczna w systemie INPRES

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 6

385-394

PL

W artykule przedstawiono ogólne informacje oraz podstawowe zasady postępowania przy tworzeniu projektów inwersji sejsmicznej na podstawie danych sejsmicznych i geofizycznych. Zasadnicza część artykułu dotyczy prezentacji wyników obliczania inwersji stochastycznej w Instytucie Nafty i Gazu, realizowanej w systemie INPRES, na danych sejsmicznych i geofizycznych pochodzących z rejonu zapadliska przedkarpackiego oraz Niżu Polskiego.

EN

This article presents the general information and essentials proceedings in creation projects of the seismic inversion based on geophysical and seismic data. The fundamental part of this article concerns the results of creation and calculation of the stochastic inversion realized in the Oil & Gas Institute in the system INPRES, based on seismic and geophysical data, coming from the regions of the Pre-Carpathian depression and Polish Depression.

18

Wykorzystanie azymutalnych pomiarów PPS 3C (multi-offset VSP 3C) w badaniach anizotropii ośrodka geologicznego

Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

91--96

PL

Azymutalne i wieloskładnikowe pomiary pionowego profilowania sejsmicznego PPS 3C są najbardziej użytecznym narzędziem, spośród aktualnych metod sejsmicznych, do badania anizotropii ośrodka geologicznego. Analizy prędkościowe oraz polaryzacyjne azymutalnych wieloskładnikowych pól falowych PPS 3C są podstawą do określania kierunków oraz ilościowej oceny anizotropii.

EN

Multi-offset and multi-component Vertical Seismic Profiling VSP 3C measurements are most useful tools, from among current seismic methods, to investigate the anisotropy of geological medium. Velocity and polarization analyses of multi-azimuth and multi-component wave fields of VSP 3C are basis to defining directions and quantitative estimation of the anisotropy.

19

Ilościowe i jakościowe efekty zwiększenia rozdzielczości sekcji sejsmicznej w interpretacji geologicznej danych sejsmicznych, jako wynik uwzględnienia pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego

Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 169

1-124

PL

W publikacji zaprezentowano koncepcję zwiększenia rozdzielczości zarejestrowanego pola falowego sejsmiki powierzchniowej, wprowadzając do tras sekcji sejsmicznej częstotliwości wyższe (dekonwolucja, standaryzacja), pochodzące z pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS oraz profilowania akustycznego PA, na podstawie analizy charakterystyk spektrum amplitudowo-częstotliwościowego. Odtworzenie wysokich częstotliwości w widmie tras sejsmicznych jest bardzo istotne, ponieważ ta część widma jest najintensywniej pochłaniana w procesie propagacji fali sprężystej. Równocześnie ta część widma odpowiedzialna jest za rozdzielczość metody sejsmicznej i szczegółowość odtworzenia budowy geologicznej. Potwierdzona przykładami praktycznych zastosowań, metodyka ta stanowi użyteczne narzędzie interpretacji geofizycznej i geologicznej, szczególnie w rejonach gdzie źródłowe dane sejsmiczne nie spełniają koniecznych i wystarczających wymogów dla szczegółowego odwzorowania budowy ośrodka geologicznego (uskoki i mikrouskoki, wyklinowania, zmiany litologiczno-facjalne, strefy obiektów złożowych).

EN

This dissertation used the concept of increasing the resolution of recorded seismic surface wave field by introducing higher frequencies into the traces of seismic section (deconvolution, standardization), derived from measurements of the Vertical Seismic Profiling VSP and Acoustic Profiling PA, based on the analyses of the characteristics of amplitude-frequency spectrum. Reproduction of high frequencies in the spectrum of seismic paths is very important, because this is the mostly intense part of the spectrum absorbed in the process of elastic wave propagation. At the same time this part of the spectrum is responsible for the resolution of seismic methods and detailed restoration of the geological formation. Proposed and confirmed with examples of practical applications, the methodology is a useful tool for the interpretation of geophysical and geological structure, especially in areas where seismic data sources do not meet the necessary and sufficient conditions for the detailed imaging of geological structures (faults and microfaults, pinch-out, changes in lithologic-facies, zones of deposit).

20

Zastosowanie pomiarów PPS 3C do szczegółowego odwzorowania i interpretacji strefy okołootworowej

Bartoń R.

Nafta-Gaz

|

2010

|

R. 66, nr 7

561-572

PL

W niniejszym artykule opisano metodykę pomiarów PPS 3C oraz zaprezentowano sposób odwzorowania strefy okołootworowej przy wykorzystaniu pomiarów pionowego profilowania sejsmicznego PPS 3C – w wersji zero-offset oraz offset. Zamieszczono przykład wykorzystania pomiarów PPS 3C do dokładnego odwzorowania i interpretacji formacji polodowcowych (glacial deposits), zlokalizowanych w Kanadzie, na zachód od Saskatoon. Zasadnicza część artykułu dotyczy wyników przetwarzania PPS 3C zarejestrowanych w otworze Batycze-1, zlokalizowanym na obszarze badań sejsmicznych zdjęcia 3D Ujkowice-Batycze, w rejonie zapadliska przedkarpackiego. Otrzymane rezultaty potwierdzają zasadność wykonywania pomiarów PPS, które stanowią istotny element w kompleksowej interpretacji danych geofizycznych i sejsmicznych.

EN

This article presents methodology of VSP 3C measurement and the method of mapping of the near-wellbore zone with utilization of measurement of vertical seismic profile VSP 3C in zero-offset and offset option. The example of utilization of VSP 3C measurement to exact mapping and interpretation of glacial deposits, located in Canada at west Saskatoon was shown. The fundamental part of this article concerns the results of the VSP 3C processing measurement in the well Batycze-1, located in the area of 3D Ujkowice-Batycze seismic research in the region of the pre-Carpathian depression. Received results confirm the legitimacy of exercise of VSP measurement which makes the essential part in the complex interpretation of geophysical and seismic data.