Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

1

Aplikacja prędkości interwałowych PPS do strukturalnego odwzorowania ośrodka geologicznego

100%

Bartoń R.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

tom 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.

2

Estymacja prędkości interwałowych Vp i Vs na przykładzie obiektu Chałupki Dębniańskie

100%

Kostecki A. , Półchłopek A.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

tom nr 150 wydanie konferencyjne

407--411

PL

W artykule przedstawiono rezultaty głębokościowej migracji MG(F-K) typu prestack dla danych na profilu 13D-4-02K. Zastosowano rozkłady prędkości interwałowych fal P i fal S uzyskane metodą DMVA z wykorzystaniem ekstrapolacji pola falowego wgłąb ośrodka.

EN

The results of depth prestack migration MG(F-K) of data set for profile 13D-4-02K are presented. The interval wave P and wave S velocities received by DMVA method were applied to downward wavefield extrapolation.

3

Metoda określania prędkości w silnie niejednorodnym lateralnie ośrodku sejsmicznym z zastosowaniem ekstrapolacji pola falowego

84%

Kostecki A. , Półchłopek A.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

tom nr 129

38-38

PL

W pracy zaprezentowano sposób oceny prędkości interwałowych w oparciu o analizy prędkości migracyjnych z zastosowaniem ekstrapolacji głębokościowej pola falowego. Ideą metody jest przybliżenie pomiarowego pola w kierunku obiektu refleksyjnego, co skutkuje obniżeniem błędu względnego prędkości. Ekstrapolację pola falowego w głąb ośrodka dokonuje się stosując uogólnioną metodę przemieszczeń fazowych (MG F-K) z operatorem w postaci szeregu Neumanna, korzystając z rozkładu prędkości wyznaczonego w poprzedniej iteracji. Metodę zilustrowano na dwóch modelach pól syntetycznych, w tym na bardzo złożonym strukturalnie modelu "Marmousi" oraz na trzech profilach rzeczywistych pomiarów syntetycznych z rejonu Jarocin - Jaraczew.

EN

In this paper we present a new method of determination interval velocity based on downward continuation of seismic field. This idea is based on approache of measured seismic field to reflection object. As tool of extrapolation seismic field we used a generalised shift-phase method with operator Neumans using a velocity determined on previous level. We present this method on 2 synthetics models, one is complex model "Marmousi" and real 3 seismic lines in region of Jarocin - Jaraczew.

4

Integrated seismic stratigraphic and structural analysis of Southern main Ethiopian rift basin: implications for hydrocarbon potentials

67%

Kebede B. , Mammo T. , Shawel M. , Alemu T.

Acta Geophysica

|

2024

|

tom Vol. 72, no. 2

597--617

EN

In East Africa and the Arabian Peninsula, Mesozoic and/or Tertiary rift basins are well developed. These rift basins have proven their importance to economic development of the region through major oil discoveries including the Jobi-Rii field in the Albertine basin, Uganda, the Ngamia field in Lokichar Basin, Kenya and the oil fields of Yemen. The Main Ethiopian Rift (MER) developed during the Oligocene-Miocene time as part of the East African Rift System and is commonly divided into the Northern, Central and Southern parts. The subsurface rift architecture of the MER remains poorly understood due to lack detailed geophysical studies. This study aims to investigate the subsurface stratigraphic and structural setup of the Southern MER by using 2D high-resolution seismic reflection surveys integrated with nearby well data. Analysis of 2D-seismic reflection data in the Southern MER reveals four horizons from which three horizons show good correlations in Northern Abaya and Gelana basins. The basement structure delineated the main basins in the study area: Northern Abaya, Southern Abaya, Chamo and Gelana sub-basins. The sub-basins showed a typical rift-basin development: pre-rift, syn-rift and post-rift sedimentation and the faulted basement is dominantly oriented NE-SW parallel to the regional structural trend of the area. The deepest basement is greater than 3600 m in Northern Abaya basin followed by Gelana Basin which reaches to 3100 m. Southern Abaya and Chamo basins have shallow basement depths less than 2250 m. Interpretation of the interval velocity integrated with the geology and nearby well data helped to identify the different stratigraphic units ranging from Jurassic to Quaternary time span in the area. Possible source rocks of Late Jurassic to Upper Cretaceous marine shales and fluvial-lacustrine sediments of Lower Miocene thickness 1200 m and 1800 m are identified in Northern Abaya Basin, respectively, where the thicknesses of those units are 900 m and 1000 m in Galena Basin. We also infer from seismic interpretation that the upper Miocene sand/sandstone inferred on both sub-basins can be considered as a reservoir, whereas distinctive fault closures against the basement with horst and grabens or tilted half grabens and anticlinal structures can smoothly provide the hydrocarbon trapping mechanism. Numerous faults mapped on seismic sections play a major role for migration of hydrocarbon from source to reservoir rocks. The interpreted NE-SW major faults located on the western side of most of the seismic sections reactivated during the East African rifting at Neogene period produced an appreciable throw which can also provide migration pathways for the hydrocarbon.