Title:
Deterministische und stochastische Methode zur Berechnung, Verbreitung und Interpretation petrophysikalischer Mikro-Eigenschaften und Makro-Eigenschaften als petrophysikalisch-seismische Attribute im "3D Seismic Volume" für Interpretationszwecke
Kind Code:
A1
Abstract:

In manchen Systemen steckt der Ursprung der Makro-Komplexität in der Mikro-Komplexität. Dies wurde von mehreren Autoren in der seismischen Wellenausbreitungstheorie unterstützt.
Hierbei wird ein Modell entwickelt, in dem neue Mikroeigenschaften oder RPP (Related Petrophysical Properties) aus der Archie-Gleichung und aus anderen petrophysikalischen Gleichungen abgeleitet werden.
Solche RPP werden danach in die Attribute des makroseismischen Modells eingeführt, um elektro-elastisch getriebene Anomalien zu definieren.
Diese sollen zu einer bedeutenden Unterstützung bei der seismischen Interpretation der flüssigen und litologischen Eigenschaften, ihrer räumlichen Ausbreitung und Geometrie beitragen.
Die Theorieentwicklung beginnt in der Mikro-Skala und verbreitet sich in der Makro-Skala.
Der Workflow setzt voraus, dass Messungen und Prozessing von 2D und 3D Seismik sowie LWD oder Wireline Log-Messungen schon vorhanden sind.



Inventors:
Erfinder wird später genannt werden
Application Number:
DE102014000234A
Publication Date:
07/09/2015
Filing Date:
01/09/2014
Assignee:
Piasentin, Angelo, 81245 (DE)
International Classes:
Other References:
Brie et al.
Fleury et al. 2005
Ohen et al.
Parra et al.
Claims:
1. Methode für die Interpretation eines Reservoirs bestehend aus Interpretationsmodellen durch Berechnung, Positionierung und Interpretation von seismischen und petrophysikalischen Daten, Attributen und Anomalien im „3D Seismic Volume”
vobei Die Methoden umfasst aber nicht begrenzt an folgende Phasen:
– Hauptworkflow
– Workflow bei Sandsteinformationen (Wasserbereich oder Anomalienbereich).
– Ableitung der Elektro-Attribute, Berechnung und Darstellung der Elektroattribute Anomalienattribute (Rwa Modell Attribut, AVO Seismische Attributen und Elektroinstanzen)
– Berechnung und Darstellung der AVO Elektroattribute
– Berechnung und Darstellung der Anomalien
– Berechnung und Darstellung der dynamischen petrophysikalisch-seismischen Attribute
– Übertragung petrophysikalischer dynamischer Eigenschaften im „3D Seismic Attribute Volume”: dynamisch-seismische Attribute
– Funktionen und Beziehungen zwischen seismische Attribute und RX(Z), R35 und Anomalien
– Elektroattribute für unkonventionelle Reservoirinterpretation
– Verfeinerung der Analyse 1
– Verfeinerung der Analyse 2
– Interpretation

2. Methode wie in Anspruch 1, wobei die Übertragung als Packeten-Übertragung besteht

Description:
FELD DER ERFINDUNG

Diese Erfindung beschreibt eine Methode zum Prozessing, zur Inversion und zur Integration von seismischen und petrophysikalischen Daten. Diese Methode führt zur Implementierung eines Modells für die seismische und petrophysikalische Interpretation, um die geologischen Strukturen und die Physik der Gesteine im Untergrund zu beschreiben. Sie ist eine Innovation für die Darstellung petrophysikalischer Parameter und dessen Beziehungen zu seismischen Attributen auf dem „3D Seismic Volume”. Die Methode vereint Seismik und Petrophysik in einer einzigen Theorie.

HINTERGRUND DER ERFINDUNG

Seismisches Prozessing, Inversion und Interpretation werden normalerweise durch ”Borhlochmessungskontrollen” erreicht, um petrophysikalische Eigenschaften an der Bohrlochwand – insbesondere Sonik und Dichte – mit den seismischen Eigenschaften aus dem 2D und 3D Seismikwürfel oder Seismikvolumen zu kontrollieren und korrelieren.

Normalerweise werden Dichte und Sonik Logs zur Bohrlochkontrolle für Pre- und Post-Stack-Inversion genutzt, um das synthetische Seismogramm zu berechnen. In der statischen Modellierung, aber auch in der Inversion, werden verschiedene Log-Eigenschaften häufig mit geostatistischen Methoden (Kriging, SGS, Multilineare Regression und Neuronale Netzwerke) verbreitet.

In standardisierten seismischen Modellen werden die seismischen Schichtgrenzen im seismischen Volumen normalerweise von CDP (Common-Depth-Point) ”Reflection Bins” identifiziert. Bins liegen auf Oberflächenhorizonten und bilden ein Netzwerk von Punkten, die Informationen von strukturellräumlicher Definition und gesteinsphysikalischer Diskriminierung beinhalten. Jedes Bin wird einem wellenförmigen Ereignis assoziiert.

Wellenförmige Ereignisse gehören zu den Grundlagen der Berechnung seismischer Attribute. Sie dienen der Korrelation angrenzender Ereignisse, um die Struktur, Horizontenkontinuität und petrophysikalische Diskriminierung zu definieren. Die Definition der Strukturen wird durch ”Steuerung und Koherenz-Attribute” erreicht, um Neigung und azimuthale Parameter zu berechnen. Damit kann die Kontinuität der Schichten besser interpretiert werden.

Petrophysikalische Identifizierung wird in der seismischen Methode durch die Berechnung von akustischer Impedanz, AVO Attributen, spektraler Dekomposition, Komplexe-Attributen, Multiattributenanalyse und Texturmatrix definiert.

In der ersten Phase der Interpretation, fokusiert der Interpreteur seine Aufmerksamkeit auf das Reservoirvolumen. Schichten werden als räumliche Grenzen für die Positionierung konstanter petrophysikalischer Eigenschaften zwischen zwei Horizonten definiert. Normalerweise werden Schichten im seismischen Volumen als räumliche Verteilung von relativ konstanter akustischer Impedanz festgelegt. Eine Erweiterung des Schichtkonzeptes ist das „Fazies”.

Das Schichtkonzept kann zum „Fazies” als Raum von konstanten petrophysikalischen Eigenschaften oder der seismischen Attributen erweitert werden. Normalerweise wird die räumliche Verteilung der Eigenschaften durch seismische Inversion erreicht. Eine Schicht oder Fazies unter die Lupe zu nehmen, bedeutet, ein Teilvolumen als Referenz zu definieren, welches als Ausbreitungsquelle von Parametern in alle Richtungen dienen kann. In der nächsten Phase werden zu untersuchende Horizonte selektioniert und die dazugehörigen petrophysikalischen Log-Messungen des seismischen Volumen untersucht und korreliert. Eine Korrelation Zeit-Teufe wird zwischen Horizonten und Log-Messungen berechnet. In dem, aus Dichte- und Akustiklog berechneten, synthetisch-seismischen Modell, werden Horizonte normalerweise durch Null-Phase-Wavelets identifiziert, welche die seismischen Reflektionsereignisse und die dazugehörigen Bins als Reflektions-Loci darstellen.

Anders als bei Dichte und Akustik, wurden Widerstands-Log-Messungen bis jetzt als spezifische Messungen und physikalische Eigenschaften anderer Natur als seismische Messungen betrachtet.

Das neue Konzept in dieser Interpretationsmethode ist die Einführung von Elektro-Dichte, Elektro-Laufzeit, seismischer Elektro-Impedanz und seismicher Elektro-Attributen, welche Dichte und Wellengeschwindigkeit in der seismischen Charakterisierung ersetzt. Das lenkt zur direkten Einführung von elektrischen Leitfähigkeitselemente in die petrophysikalische und elastische Eigenschaften des seismischen Volumen. Zum ersten Mal wird die elektrische Leitfähigkeit im „3D Seismic Volume” deterministisch berechnet und visuell dargestellt.

Dies liefert neue Implementierungsmethoden für die Berechnung und die räumliche Verteilung seismischer Attribute im seismischen Volumen und neue Systeme der petrophysikalischen-seismischen Integration.

Für die Verteilung von Elektro-Dichte, Elektro-Geschwindigkeitseigenschaften, Elektro-Eigenschaften und ihrer Anomalien im seismischen Volumen, werden konventionelle probabilistische und deterministische Methode der seismischen Inversion eingesetzt: Multiattribute Analyse, Multilineare-Regression, Neuronale-Netzwerke, Kriging, Cokriging, (Sequential Gaussian Simulation), Post-Stack und Pre-Stack Inversion. Hierbei wird eine eigene Methode präsentiert: „die Packet-Funktion Übertragung” (Parcel-Funktion Communication). Dieses Patent liefert Beispiele, wie die elektrische und elastische Theorie in der Gesteinsphysik integriert und kombiniert werden kann und wie die entsprechenden Eigenschaften – viel mehr als früher vermutet – einander zugeordnet werden können.

BESCHREIBUNG

Einer der bedeutendsten Schritte besteht aus der Berechnung von Elektro-Dichte ρbe, Elektro-Laufzeit τbe, seismischer Elektro-Impedanz (von P und S Wellen) und dessen Anomalien. Als Anomalien werden Abweichungen der elektroseismischen Attribute vom normalen Zustand bezeichnet. Dies sind Zustände in denen das Archiegesetz oder das lokale petrophysikalische Gesetz mit elastischen Parametern wie Dichte, Geschwindigkeit oder akustischer Impedanz in Referenzschichten verglichen und kalibriert sind. Als Referenzschichten gelten die Schichten, wo die petrophysikalischen Gesetze angewendet werden können. Beispielsweise gilt das Archie-Gesetz nur im Wasserbereich einer reinen Sandformation. Ausserhalb dieses Bereiches (wie oben in Erdöl- oder Erdgasbereichen) wird die Gleichung Scheinwerte liefern. Scheinwerte (Anomalien) sind aber sehr wichtig, um Erdgas, Erdöl und Lithologie zu identifizieren. Das alles kann wichtige Differenzierungen der petrophysikalischen Eigenschaften wie Rt, Sw oder m auf den „3D Seismic Volume” übertragen. Außerdem stellen diese Differenzierungen räumliche Definitionen von Kohlenwasserstoffen, Wasser oder Gas dar. Durch den Vergleich und die Korrelation von Messwerten mit abgeleiteten Attributen (RPP/PA), wie zum Beispiel ρb mit ρbe, τb mit τbe und Z mit Ze, kann man differenzierte petrophysikalische Zustände beschreiben. Während ρb, τb, Rt direkte oder primäre Messungen oder Eigenschaften darstellen, die als Messwerte petrophysikalischer oder seismischer Geräte zu verstehen sind, repräsentieren ρbe, τbe, Ze Attribute, die aus primären Messungenabgeleitet und berechnet werden. (Gleichungen 11 bis 68). Berechnete Eigenschaften, wie ρbe, τbe, Ze, werden deswegen hier auch als Primäre Attribute (PA) bezeichnet. Weitere Attribute (Sekundäre Attribute SA) können aus PA berechnet werden. Diese sind zum Beispiel Swa, Pre-Stack AVO Attribute (Δρ/ρ, Δσ, RP, RS)e, Post-Stack Attribute (RP, ZP)e und dynamische Attribute. ρbe wird auch petrophysikalische oder elektro-Instanz von ρb (elastische Instanz) definiert und umgekehrt. Ze wird auch petrophysikalische oder elektro-Instanz von Z (seismische Instanz) definiert und umgekehrt. Als „Bin” wird eine begrenzte Horizontoberfläche (meistens 25 m × 25 m) bezeichnet, die als Reflektionspunkt dient. Ein durch eine Bohrung geschnittenes Bin, wird „Hauptbin” oder ”Principal Bin (PB)” genannt. Theoretisch wird das PB meistens auf dem „CDP” (Common Depth Point) und Null-Offset Reflektivitätspunkt RP(0) des ausgewählten Horizonts positioniert. Werte die nicht mit Bohrungen verbunden sind aber zum selben Horizont der spezifischen PBs gehören, werden von PBs in Bins übertragen. Deswegen werden sie hier „Set der korrelierte Bins” bzw. ”Set of Correlated Bins (SCB)” genannt. Ein Bin der zu einem SCB gehört, wird hier als SCB-Bin bezeichnet. Wie unten noch ausgeführt, wird ein „Set” von Parametern in die PB Umgebung (PB-Einflussraum) übertragen. Voraussetzung ist, dass seismische Migration, Inversion und Analyse die Positionierung des Horizontes und seines SCB-Bins relativ zum PB schon festgesetzt haben. Im seismischen Volumen sind die Bohrungen als räumliche Referrenzpunkte der petrophysikalischen Messungen und der seismischen Kalibrierung festgelegt. Jeder Teufe gehört ein mathematisches Verhältnis zwischen Attributen und petrophysikalischen Eigenschaften der Gleichungen (11) bis (68) an. Gleichungen (11) bis (68) sind kanonische Gleichungen die nicht in jede Formation passen. Der Geophysiker ist für die Wahl der richtigen Gleichung zuständig, die in der lokalen Formation angewendet wird. Petrophysikalische Eigenschaften (RPP) wie a, Rw, Rt, Sw, ρma, ρf, m die in den Gleichungen der Attributen enthalten sind und Quelle der Attributen sind, werden hier „zugeordnete petrophysikalische Eigenschaften” bzw. ”Related Petrophysical Properties (RPP)” genannt. RPP sind Parameter, die direkt aus Messungen stammen, wie z. B. die im Exponent der Porosität-Exponentialdarstellung in Gleichungen 11 bis 68 enthaltenen Parameter, aber auch Log- und SCAL-Parameter wie τ2, Pcap, R35. Zu jeder Bohrung gehören Logs, hier „assoziierte Logs” bzw. ”Set of associated Logs (SAL)” genannt. SAL sind die Kurven, die am PB, jedes RPP (Rt, Sw, m etc.), an jeder Teufe der Vertikal-Umgebung darstellen. In diesem Zusammenhang können wir jedes RPP im seismischen Volumen darstellen und räumlich verteilen.

Die Gleichungen (11) bis (68) werden analysiert. Ein Teil des seismischen Volumens wird für die Analyse ausgewählt. Innerhalb dieses Volumens wird in der Regel ein Horizont -plus/minus ein oder zwei Schichten- im Bereich des Reservoirs untersucht. Für jedes Log im SAL werden die Werte des RPPs (z. B.: a, Rw, Rt, Sw, m, ρma, ρf) am Log entlang einer Umgebung des PBs ausgewählt oder berechnet. Umgebung 1 (U1) wird die obere Schicht des PBs und Umgebung 2 (U2) wird die untere Schicht des PBs genannt. Die Grenze zwischen U1 und U2 ist der Horizont, welcher der maximal analysierten Reflektivität und der PB-Positionierung entspricht. Der Geophysiker kann den vertikalen Umfang von U1 und U2 für die spezifische Analyse selber festlegen. Für das Endergebnis, wird jedem PA ein und nur ein einziger Wert für jedes RPP assoziiert, der durch verschiedene Methoden diskriminiert wird. Zum Beispiel gehören zu ρbe_MAX nur jeweils ein Wert von jedem RPP: ρma, ρf, a, Rw, Sw, Rt und m. Diese liefern zum Beispiel, durch die entsprechende Gleichung in (11) im Bereich U1 oder U2, den Wert von ρbe_MAX.

An der Umgebungen U1 und U2 am PB, werden dann die RPP Referenzwerte festgelegt. Diese können dann im SCB U1 und U2 mit deterministischen oder stochastischen Methoden verbreitet werden. Ein PB bedient nur SCBs der statistischen Umgebung des Horizontes (SU), (Variographischer Zusammenhang oder Multilineare Attributenanalye, NN-Korrelation) wie später erklärt wird. Anderseits wird ein SCB-Bin aus mehreren PBs seines SUs bedient. RPP-Werte der U1 des PBs werden auf U1 des SCBs übertragen. RPP-Werte der U2 des PBs werden auf U2 des SCBs übertragen. Die Positionierung des SCBs wird durch Migrationsmethoden festgelegt. Andererseits existiert eine unabhängige seismische Inversion (z. B. EEI, Simultaneous Inversion etc.), welche ZP, ZS und alle dazugehörigen Attribute liefert. Die berechneten Werte der seismischen Inversion sind auch in jeder U1 und U2 des SCBs assoziiert. Durch die festgelegte Gleichung ZP_Ave = ZPe_Ave können wir an jede ZP, einen Wert für jede RPP (Seismik) (ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m) am SCB-Bin assoziieren. Das selbe gilt für ZS, ρb, VP, VS usw. Anderseits kann man zu Interpretationszwecken die Werte Elektro-RPP, Seismische-RPP und die dazugehörigen Elektro-Impedanz und seismische-akustische Impedanz getrennt darstellen (Anomalien-Überprüfung). Bei der SGS-Übetragung werden sowieso „Multirealisationsvolumen” berechnet, welche für die Interpretation wichtig sind, auch im Vergleich mit seismischen Ergebnissen. Aus Attributen der seismischen Inversion können in jedem Bin der SCB alle PA und RPP berechnet werden.

Wenn man ein spezifisches Attribut wie zum Beispiel ZP betrachtet, kann man folgendes festlegen:
Es gibt mindestens vier RPP-Sets in jedem SCB-Bin, die unabhängig voneinander berechnet wurden:
Eine Elektro-Inversion RPP-Set in SCB-Bin U1, berechnet aus RPP welche aus PBs-U1 des SUs stammen. (Elektro-Instanzen)
Eine Elektro-Inversion RPP-Set in SCB-Bin U2, berechnet aus RPP welche aus PBs-U2 des SUs stammen. (Elektro-Instanzen)
Eine seismische Inversion RPP-Set in SCB-Bin U1, berechnet aus ZP der seismischen Inversion (Seismik-Instanzen)
Eine seismische Inversion RPP-Set in SCB-Bin U2, berechnet aus ZP der seismische Inversion (Seismik-Instanzen)
Die Elektro-Inversion ZPe, ZSe und die dazugehörigen RPPs (Gleichungen 22–23) die aus dem PB U1, U2 RPP stammen und ZP, ZS RPP welche aus der seismischen Inversion (Post-stack Inversion, Pre-stack Inversion oder stochastische Inversion) stammen, können alle Parameter für die erste Stufe der Analyse darstellen.

In der Berechnung werden folgende RPP in PB, SCB U1 und U2 berücksichtigt:
Zminimum in U1 und ZMaximum in U2 wird geliefert wenn Z(U1) < Z(U2),
ZMaximum in U1 und Zminimum in U2 wird geliefert wenn Z(U1) > Z(U2)

Es werden Bedingungen festgelegt, die besagen, dass beim SCB folgende Gleichungen gelten sollten:

ÜBERTRAGUNG DER PACKET-FUNKTIONEN

Wie unten spezifiziert können verschiedene deterministische oder stochastische Methoden für die RPP Übertragung eingesetzt werden. Damit kann die einander Proportionalität der RPP verstanden werden.

Man möchte hier eine eigene Methode vorschlagen. Die „Packete „Übertragung (Parcel Communication). Die Methode kann auch für sowohl für RPP wie für PA, SA gelten. Damit werden RPP als Packet von PBs zu SCBs übertragen. Packete sind die Gleichungen von Ze, ρbe or τbe (Elektro_Instanzen) und andere Gleichungen. Man wird hier nur ein Beispiel für Ze beigebracht. Für manche Studie könnte man nur ρbe übertragen und τbe konstant halten oder anderseite τbe übertragen und ρbe konstant halten (Teil Elektro-Attribute) und andere Varianten.

Die Gleichung Ze verlässt das PB mit alle enthaltene RPP. Die Gleichung Ze wird in verschiedene lineare Elemente eingeteil welche ihre Proportionalität einhalten.

Ze, welche am PB mit Z kalibriert wurde hält die Proportionalität der Formation entlang mit der Z der Formation, welches Variabilität durch die Variogram-Funktion beschrieben wird.

Einmal die Ze Gleichung den SCB Target erreicht hat wird die Proportionalität Ze/Z noch einmal überprüft, dann werden die spezifische RPP (Rt, Sw usw.) den Ze-Gleichung Packet verlassen. Man kann hiermit sagen, dass die ursprüngliche seismische inversion Z hat die Kontrolle der Instanzen.

Von jeder RPP der SU (z B. Sw) wird ein durchschnittlichen Wert berechnet.

Danach wird jede einzelne RPP die Gleichung wieder verlassen um auf dem 3D Volumen position zu nehmen. RPP werden sowohl auf dem SCB dargestellt wie auf den benachbarten Voxeln mit einem Abstand-Interpolationsalgorithmus übertragen.

Man kann auch RPP am SCB berechnen wo die Übertragungspackete die Kontrolle der Instanzen haben. Mann kann über „Priorität der Instanzen” sprechen. Hier wird eine petrophysikalische Priorität eingeführt.

Damit wird ein Packet am SCB auch mit dem entsprechenden seismische Instanz (z B. Z) vergliechen.

Es werden z B. nur Ze Packete akzeptiert welche in einem „Range” von Abweichungen < 10–20% akzeptiert. Z. B. 10% ist ein Schwellenwert welche der Analyst projektabhängig variieren kann.

Jede Ze am SCB hat dann unterschiedliche Werte, und auch die entsprechende RPP sind unterschiedlich.

Von jede spezifische RPP wird dann ein Mittelwert oder gewichtete Wert (wo ein Gewicht kann Abstandabhängig, Variogramabhängig oder abhängig von anderen Methoden) berechnet (z B. Mittelwert zwischen alle Rt).

Diese Mittelwert wird als repräsentative Wert des RPP am SCB akzeptiert.

Danach werden mit gleichen Kriterien als früher RPP am Voxels übertragen.

Alternativ kann man auch RPP differenziert (durch abstand oder Variogram gewichtete) zu Voxels Übertragen werden.

Eine andere Option ist die Anwendung von „Crossvalidation”.

  • A. SCB werden bei einer Zufallfunktion gewählt.
  • B. Die ausgewählte SCB bekommen die RPP aus den PBs. In diesen SCB werden wie früher die RPP Mittelwerte berechnet.
  • C. Die Mittelwerte der RPP werden auf den „leere” SCB übertragen.
  • D. Dies wird ein erste Modell bilden.

Danach wird die Zufallfunktion andere SCB wählen und das Prozess A bis D wiederholt.

A bis D kann beliebig widerholt werden.

Es entstehen „Multiple realizations” des 3D Seismischen Volumen.

Die Abweichung „Range” der Ze Packete kann dann verringert z. B auf 5% werden und Stufe A bis B Wiederholt. Man beobachtet ob und wie die Multiple Modelle konvergieren.

Für Interpretationszwecke ist es sehr wichtig Interpretationsmodelle von verschiedene Instanzenprioritäten zu produzieren und Modelle von verschiedene PA, RPP und SA.

Es ist weniger warscheinlich, dass in die gleiche Formation, Dichtewerte (ρma, ρf) mit gleichen Flexibilität als Elektro-Eigenschaften (a, Rw, Sw, Rt, m) ändern können, deswegen werden eher die Elektro-Eigenschaften des Pexp ändern. Dann gilt eine lineare Proportionalität zwischen a, Rw, Sw, Rt auf der einen und zwischen Ln(aRw/SwRt) und m auf der anderen Seite in elektro und elastische Instanzen.

Am PB

Es wurden Elektroeigenschaften so kalibriert, dass folgende Beziehungen gelten (z. B. Kalibrierung von Elektro-Dichte mit Dichte): (2)

MessungPARPPρb_MAX= ρbe_MAX→ f(ρma, ρf, a, Rw, Sw, Rt, m)Maxρb_Ave= ρbe_Ave→ f(ρma, ρf, a, Rw, Sw, Rt, m)Aveρb_min= ρbe_min→ f(ρma, ρf, a, Rw, Sw, Rt, m)minτbP_MAX= τbeP_MAX→ f(τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)MaxτbP_Ave= τbep_Ave→ f(τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)AveτbP_min= τbeP_min→ f(τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)min

Wo beispielsweise ρbe_MAX eine Funktion der Parameterwerte ρma, ρf, a, Rw, Sw, Rt, m innerhalb des U1 oder U2 ist. Die gleichen Korrelationen werden auch wie folgt gelten:

τbS_MAX= τbS_MAX→ f(τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)Max (Für S Wellen)τbS_Ave= τbS_Ave→ f(τma, τf, a, Rw Sw, Rt, m)AveτbS_min= τbeS_min→ f(τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)minZP_MAX= ZPe_MAX→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)MaxZP_Ave= ZPe_Ave→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)AveZP_min= ZPe_min→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)minZS_MAX= ZSe_MAX→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)MaxZS_Ave= ZSe_Ave→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)AveZS_min= ZSe_min→ f(ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m)min

ZPe, ZSe sind die Elektoinstanzen der akustischen Impedanz. ZP, ZS sind die seismischen Instanzen der akustischen Impedanz. Zum Beispiel, kann jeder Wert nach der seismischen Pre-stack Inversion von ZP, ZS, einem Wert von ZPe ZPs und ρma, ρf, τma, τf, a, Rw, Sw, Rt, m und eventuell anderer RPP zugeordnet werden. In diesem Zusammenhang, ist jedes PA, nur einem Wert der spezifischen RPP-Eigenschaft zugeordnet.

In Sandsteinen sind a, Rw, Sw, Rt, m lokale Parameter, die für die Zustände der normalen Horizontal-Heterogenität relativ konstant bewertet werden können. Rt und Sw sind allerdings kritische Parameter. In Karbonaten ist auch m als kritischer Parameter zu bewerten. Die seismische Attributenanalyse kann teilweise helfen, die Variabilität der einzige Parameter zu interpretieren. Für die Analyse ist es sinnvoll, die kritischen Parameter im SCB- und Voxel-Bereich zu berechnen und zu visualisieren.

VERBREITUNGSPROZESSE

Um die petrophysikalischen Eigenschaften oder RPP aus den PBs im seismischen Volumen zu verbreiten, werden zwei Verbreitungssysteme angewendet.

Stochastik: → RPP wie ρbe, ρb, Rt usw. können durch multilineare Regression, Neural-Networks-Prozessen, Sequential Gaussian Simulation, Kriging, Cokriging und andere Methoden propagiert werden.

Deterministisch → Post-stack Inversion: die Methode besteht aus ρbe-Vbe-bedingter akustischer Impedanzberechnung, gefolgt von der Anwendung des Post-stack Inversions-Faltungsmodells für die Bildung des Post-stack Inversionsvolumen.

Deterministisch → Pre-stack Inversion: die Methode besteht aus der ρbe-Vbe-bedingten Berechnung von AVO Attributen und akustischer Impedanz, gefolgt von der Anwendung von AVO-Modellen zur Berechnung von ”Limited Range Stack”-Volumina, ”Aki-Richards A, B, C Attributen”, ”AVO Composite Attributes” und Pre-stack Inversionsprozessen. Danach können das Pre-stack Inversionsvolumen für die Berechnung von BL, RL Attributen und Anomalien berechnet werden.

Deterministisch → Packet-Übertragung (siehe Seite 12–13)

Verbreitungsprozesse durch Pre- und Post-Stack Inversion. Es besteht die Möglichkeit alternativer Verbreitungsprozesse, mit Methoden die in Verbindung mit kommerziellen Softwares und Anwendungen möglich sind. Damit werden seismische Elektro-Attribute erzeugt. Diese können dann, mit seismischen Attributen gleicher Art, die aus seismischen Messungen stammen (z. B. AVO Attributen A + B oder A – B usw.), verglichen und interpretiert werden. Man kann damit auch Anomalien erzeugen, indem man beispielsweise Sw- oder Swa-Volumen erzeugt und vergleicht. Swa – Sw ist die petrophysikalische Anomalie, Z(Swa) – Z(Sw) die petrophysikalische Anomalie auf dem seismischen Volumen.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG

Archie hat seine Gleichung für die Interpretation der Messungen in reinem Sandstein entwickelt (4). Da die Gleichung empirisch ist, ist die Klassifizierung der Eigenschaften in „reine elektrisch” und „rein geometrisch” nicht einfach. Folgende Analyse gilt für Sandstein-Formationen in Reservoiren mit Wasser, Öl und Gas. Es werden entsprechende Anwendungen und andere Formationen (Karbonate, Tonsteine, Schiefersteine) referenziert. Der höchste Sensitivitätsparameter in der Gleichung ist der Zementationskoeffizient m, welcher auch die Verbindung zwischen elektrischen und geometrischen Eigenschaften darstellt. m beschreibt die elektrische Tortuosität statt der geometrischen (Poren) Tortuosität. Es wurden auch andere Gleichungen von Archies abgeleitet, die komplexere Lithologien beschreiben können, wie zum Beispiel für klastische Formationen (Dual Water, Indonesia Models) und für Karbonate (Dual, Triple Porosity, Myers) usw.

Für die ursprüngliche Archie-Gleichung in reinem Sandstein, gilt folgendes:

Wo die RRP sind:

F
= Formationsfaktor
Ro
= Formationswiderstand in 100% wassergesättigte Sandsteine
Rw
= Widerstand des Formationswasser
a
= Strukturelle Faktor der Porosität
ϕ
= Porosität
m
= Zementationsexponent
Sw
= Wassersätigung
n
= Sättigungssexponent

ABLEITUNG DER ELEKTRO-DICHTE ATTRIBUTEN

Die Gleichung für die Berechnung der Porosität aus dem Dichte und „Sonic Tools” (7) werden in die Porosität der Gleichung (6) eingesetzt. Danach wird die Dichte als Funktion des Widerstandes und anderer Eigenschaften berechnet. Die abgeleitete Dichte wird „Elektro-Dichte” (Electro-Density) ρbe (Rho-be) und Elektro-Laufzeit (Elektro-Slowness) τbe (Tau-be) genannt.

Wo RPP sind:

ρb
= Gesamtdichte
ρma
= Matrix-Dichte
ρf
= Flüssigkeitsdichte
τb
= Gesamte Laufzeit
τma
= Matrix-Laufzeit
τf
= Laufzeit der Flüssigkeit

Gleichung (6) gilt für Sw = 1 oder Wassersättigung = 1 Deswegen können die Gleichungen für die Wassersätigung folgendes beschrieben werden:

ρb (Rhob) wird dann als Funktion von Leitfähigkeit, Sättigung und Geometrieparameter berechnet. Es wird hier als Elektro-Dichte bezeichnet, da ρb direkt mit dem Dichte-Tool bemessen wird. Außerdem wird ρbe mit Gleichung (11) als Funktion des Widerstandsparameters Rw, Rt, welche mit dem Widerstands-Tool bemessen werden, berechnet. a und m werden aus Kernlabor-Messungen berechnet.

Die Gleichung gilt im wasser-bereich von reine Sandsteine. Ausserhalb dieser Bereiche wird die Gleichung Anomalie-Werte liefern welche für die Interpretation ausgewertet werden müssen.

Man muss spezifizieren, dass ausserhalb der Wasser-Bereich gilt für die Flüssigkeitsdichte (ρg kann = 0 berechnet werden): ρf = ϕSwρw + ϕ(1 – Sw – Sghy + ϕ(1 – Sw – Shyg(12)

Oder ρf = e[Pexp]Swρw + e[Pexp](1 – Sw – Sghy + e[Pexp](1 – Sw – Shyg(13)

Wo:

Sg
= Gas-Sättigung
Shy
= flüssige Kohlenwasserstoffensätigung
ρg
= Gas Dichte

Für τw, τhy, τg werden scheinbare werte für τg oder τhy (S-Wellen) welche die Gleichung beschreiben. τf = ϕSwτw + ϕ(1 – Sw – Sghy + ϕ(1 – Sw – Shyg(14)

Wo:

τg
= Gas-Laufzeit (= 0)
τhy
= flüssige Kohlenwasserstoffenlaufzeit

Hier gilt auch die ersätzung: ϕ = e[Pexp] In praktische situationen wird ein wert für ρf und τf welche lokal die Gleichung der Pexp gut beschreiben können angewendet werden. (τg ist ein scheinbare Wert).

τb (Taub) wird dann als Funktion von Leitfähigkeit, Sättigung und Geometrieparameters berechnet und Elektro-Laufzeit benannt: wo

e
= Eulerzahl (2,71...)

Für S-Wellen kann eine Gleichung mit bestimmten Restriktionen gegeben werden.

Wo:

τPbe
= Gesamte-Laufzeit P-Wellen
τSbe
= Gesamte-Laufzeit S-Wellen
τf-Sapp
= scheinbare Flüssigkeitslaufzeit S-Wellen
τma-S
= Matrix-Laufzeit S-Wellen

Eine wichtige Bemerkung ist, dass τf-Sapp ein scheinbarer Wert ist, der nicht unendlich sein kann. Darum wird der Wert für τf-Sapp mit den Werten der lokalen Porosität und τSbe kalibriert.

Der Exponent wird hier als Pexp benannt. Er wird die Porosität darstellen. Durch den Einfluss der RPP-Eigenschaften auf Pexp kann man reelle oder virtuelle Werte der Porosität erzeugen, welche die Werte von Dichte, Laufzeit und Akustische Impedanz beeinflussen können.

Man kann die Gleichung (11) auch als Pexp-Funktion formulieren: ρbe = ρma + (ρf – ρma)e[Pexp](19)

Es fällt auf, dass die Gleichungen für ρbe und für τbe gleich sind. In jeder Gleichung kann man τ mit ρ ersetzen und dann wird die entsprechende τ Gleichung automatisch dargestellt. Im Folgenden werden deshalb nur Gleichungen im ρ-Format dargestellt. Die entsprechenden τ-Formate werden beim Ersetzen von ρ durch τ abgeleitet.

Für komplexere Lithologien können Pexp Algorithmen andere Formen haben. Damit können weitere ρbe Modelle berechnet werden, wie zum Beispiel das ”Dual Water Model”:

Wo die RPP sind:

Ct
= Gesamte elektrische Leitfähigkeit
Swtn
= Gesamte Wassersättigung
Swb
= Gebundeneswasser-Sättigung
Cw
= Freiwasser-Sättigung
Cwb
= Gebundeneswasser-Leitfähigkeit

Die entsprechende Gleichung für τbe, in dieser und in den folgenden Gleichungen, erhält man beim Ersetzen von ρ mit τ.

Für das Indonesia-Modell in Ton-Sandstein:

Wo der Ton-Volumenanteil ein neues ρbe_RPP ist:

VCl
= Tongehalt

Als Beispiel für Karbonaten kann man das ”Dual Porosity Model” berücksichtigen, in dem die Porositätsverteilung zwischen interkristalline und „Vuggy” Porosität gelöst wurde:

Wo neue zu ρbe RPP sind:

ϕip
= Interkristalline Porosotät
ϕv
= Vuggy Porosität
mip
= Zementationsexponent der interkristallinen Porosität
mv
= Zementationsexponent der vuggy Porosität
av
= Strukturelle Faktor der Porosität für vuggy Porosität

Damit kann für jedes Gesteinsmodell eine Beziehung zwischen Elektro-Dichte ρbe oder Elektro-Laufzeit τbe und Widerstandsanteile jeden Komponentes, Wassersättigung und strukturelle Parameter festgelegt werden.
ρbe ↔ Widerstandkomponente des Gesteinsmodell
τbe ↔ Widerstandkomponente des Gesteinsmodell

Um die Beschreibung der Theorie zu vereinfachen, werden nur einfache Modelle von Archie-Sandsteinen als Beispiel für Pexp dargestellt. Es ist klar, dass jedes lokale Modell seinen spezifischen Pexp Algorithmus braucht. Der seismische Wellen-Verbreitungssprozess reagiert auf die akustische Impedanz die mit der Reflektivität verbunden ist.

Wenn: Z = Vρund V = 1/τ

Dann ist die seismische Impedanz: Z = ρ/τ

Wo:

τ
= Laufzeit

Für P Wellen:

Für S Wellen:

Wo:

ZPe
= Elektro-Akustik Impedanz P Wellen
ZSe
= Elektro-Akustik Impedanz S Wellen
τSfapp
= scheinbare S-Wellen Laufzeit in die Flüssigkeit
τSma
= S-Wellen Laufzeit in die Matrix

Es ist zu bemerken, dass die RPP Werte a, Rw, Sw, Rt, Rt, m oben und unten gleich sein müssen, da sie dem gleichen Volumen angehören und der gleichen Porosität entsprechen.

Der Exponent hat oben und unten die selben Werte. Das ergibt sich (logischerweise), da Exp[Pexp] die Porosität darstellt.

ZPe, ZSe sind jetzt die Referenz der eins zu eins Beziehung zwischen RPP und seismischer Impedanz. In jedem SCB-Bin gibt es nur einen Wert für jedes RPP, welches den dortigen ZPe, ZSe Werten entspricht.

WORKFLOW

Bei Sandsteinformationen (Wasserbereich oder Anomalienbereich). Wir haben n Bohrungen im seismischen Volumen. Jeder Bohrung gehört ein SAL „set of associted logs” an.

1.

Die SAL liefern die RPP-Werte (zum Beispiel: a, Rw, Rt, Sw, ρma, ρf, m, usw.) am PB U1 und U2 Bereiche.

2.

Die RPP Werte liefern die Werte der Primären Attributen PA(ρbe, τbeP, τbeS, ZPe, ZSe, usw.) durch Gleichungen 11 bis 68 zum PB U1 und U2.

3.

Solche Primären Attribute werden zuerst am PB U1, U2 mit ihren elastischen Instanzen (Messwerte aus Dichte und Sonic Log) verglichen und die RPPs, insbesondere Sw, Rt und m, werden entsprechend angepasst. RPP sind jetzt mit elastischen Eigenschaften kalibriert.

4.

RPP-Werte werden nun durch stochastische oder deterministische Methoden übertragen. Aus PB U1 RPP zu SCB U1, aus PB U2 RPP zu SCB U2. (Hinter diesen Übertragungsprozessen stehen die ganzen Theorien der Geostatistik, multilinearer Attributenanalyse oder neuronaler Netzwerke (NN) die hier nicht weiter ausgeführt werden, da sie in der Literatur weitgehend erläutert sind. NN ermöglichen in diesem Zusammenhang eine Erweiterung der Effizienz, indem sie nicht-lineare Beziehungen darstellen können. Sie werden in diesen Methoden bevorzugt. „Crossvalidation” wird auch aktiv implementiert. Es wird in der Analysen auch SGS oder „Sequential Gaussian Simulation” als stochastischer Übertagungsprozess empfohlen (aufgrund der Effizienz dieses Prozesses, ein Set von „Multirealisation_Modells” berechnen zu können, welches bestimmte Arten von Störungen oder „Noise” vermindern kann). SCBs wurden jetzt aus den Bohrungen der PBs „Statistische Umgebung” (SU) bedient. Die Statistische Umgebung wurde a-priori, aus Bohrungen die sich in unmittelbarer Nähe des spezifischen SCB-Bins befinden oder Ähnlichkeiten der Fazies aufweisen können, festgelegt. Die SU kann mit Hilfe variographischer Analyse (SGS) oder Crossvalidation und Fehlerrechnung (Multiattributen-Analyse und Neuronale Netzwerke) festgelegt werden. SU wird als Umgebung des SCBs definiert, in der PB enthalten sind, die mehr als 60–80% Einfluss auf den SCB haben. Einfluss bedeutet, dass die Kovarianz zwischen PA-Übertragungspacketen (Ze am PB usw.) und entsprechenden Seismikinstanzen am SCB (z B. Z am SCB) grösser als 60–80% ist. 60–80% ist nur ein Beispielwert für den Schwellenwert der Kovarianz, der projektbedingt ist und von Fall zu Fall vom Analysten bestimmt wird.

5.

In jedem SCB stehen aber auch schon Werte, die aus der seismischen Pre-stack Inversion (ρb, τP, τS, ZP, ZS)inv und eventueller seismischen Post-stack Inversion (ρb, τP, ZP)inv stammen und aus den seismischen Messungen und Logs abgeleitet wurden.

Elektro-RPP wurden hier mit ZP proportionalisiert und unter dem Namen „Seismische RPP” neu berechnet. Für Analysezwecke kann man beide Elektro-RPP (Petrophysikalische Priorität) und seismische (wie auf Seite 12 beschrieben) RPP-Werte darstellen, deren Differenz als wichtige Anomalie gilt. Repräsentative Mittelwerte RPPave können auch berechnet und dargestellt werden.

6.

Wenn keine Inter-Bohrung-Anomalien durch seismische Attribute festgestellt werden, ist es oft sinnvoll eine „Crossvalidation” durchzuführen. RPPe oder RPP-Mittelwerte auf SCB neu berechnete Werte können erneut in die PBs U1, U2 der dazugehörigen SU übertragen und simuliert werden. Dann können die simulierten Werte neu im PBs auf die Mittelwerte angepasst und zurück zum SCB geschickt werden. Die Routine kann kontinuierlich laufen, bis am PB durch „Crossvalidation” ein beliebiger Kleinfehler berechnet wird oder gesteuert gestoppt werden.

7.

Es gibt jetzt in jeder SCB eine Reihe von RPP-Formaten und -Mittelwerten. Einzelne RPP können in die SU-benachbarten Voxels übertragen werden und auf dem „3D Seismic Volume” dargestellt werden. Wir können zum Beispiel auch Rt-Widerstandsvolumen darstellen, die Kohlenwasserstoffreservoire einfacher erkennen können.

Bemerkung.

Wie kann man in SCBs zwischen Sw und Rt unterscheiden? Wenn zwischen einem PB und SCB Z konstant bleibt, dann gibt es normalerweise in SCB die gleiche Proportionalität zwischen Sw und Rt wie in den PBs. Wenn Z variiert, sollte man auch untersuchen, welche RPP dafür verantwortlich sind. Dies könnte durch seismische Attribute erfolgen, aber auch durch die unten beschreibene Rwa-Anomalie, AVO und dynamische Attributmethoden. Andere Methoden, auch die für den „Voxel”-Raum, sind klassische Interpretationsmethoden. Diese Methoden sind: Stochastische Inversion: Multilineare Attributenanalyse, Neuronal Networks Stochastische Analyse, Pre und Post-Stack Inversion: LambdaRho-MuRho, Simulatneous Inversion, Extended Elastic Inversion (EEI). Die Analyse ist für Sandsteine sinnvoll, die die meisten Reservoire darstellen. Für Schiefer und Tonsteine kann eine geänderte Archie-Gleichung für Extremwerte der RPP genutzt werden. Es ist jedoch empfehlenswert, direkt die PA als Einheiten der Analyse (Übertragung und Berechung) zu benutzen.

In Karbonaten der Parameter m (Zementationsexponent) spielt in der Interpretation eine besonders kritische Rolle. Petrophysikalische Heterogenität stellt in Karbonaten eine bedeutende Problematik dar. Volumen von abweichenden m-Werten müssen räumlich identifiziert werden. m sollte immer im 3D Volumen dargestellt werden und eventuelle Differenzen (Anomalien) sollten mit dem abgeleiteten m aus Z aus der Seismik interpretiert werden.

Für Brie et al. ist m eine Funktion von VPR (Vuggy Porosity Ratio = Non-Connected Vug-Porosität/Totale Porosität): . Die sensibelsten Parameter sind: Poissonzahl, Kompressibilitätsmodul und Schubmodul. Die Poisson Zahl ist die Attribute A + B aus der AVO Aki-Richards Gleichung aus der seismischen Pre-stack Inversion. Das kann aus dem zweiten AVO Term der AVO Shuei-Gleichung abgeleitet werden. Attribute die Änderungen von m identifizieren können, sind LambdaRho-MuRho, Vp/Vs und oft spektrale Dekomposition.

Wenn PB im Raum von m-Anomalien stehen, sind die RPP direkt auf den Log Messungen erkennbar. Wenn aber SCBs im Raum von m-Anomalien stehen, dann sollte (im Punkt 5) eine differenzierte Berechnung der RPPs folgen, in der simulierte Werte von mv, av, Sw, Rt berechnet werden. Das kann auch durch neuronale Netzwerke und Multiattributenanalyse erfolgen. Die Seismikinstanzen übernehmen die Kontrolle. Sind die m-Werte einmal berechnet, kann die Diskriminierung zwischen Sw und Rt auf Basis der VPR erfolgen. Sw muss eine Lösung in der Proportionalität der unverbundenen Vug-Porosität wie in lokalen Modellen finden. av-Eischätzungen können aus der Kurvature oder anderen geometrischen Attributen abgeleitet werden. Lokale Modelle können auch hier die richtigen Werte liefern, das gleiche gilt für R.

Modelle für klastische Formationen und Karbonatformationen können auch auf der Basis von PA implementiert werden. Statt RPP können nur PA Primäre Attribute berechnet, verbreitet und neu berechnet werden. Der Ablauf ist derselbe wie für RPP. Am Ende können aus PAs in jedem SCB RPP berechnet werden.

ANOMALIENATTRIBUTE

Ein wichtiger Vorgang in dieser Methode ist die Analyse von Anomalien. Anomalien können künstlich erzeugte Abweichungen vom realen Trend oder (die Erkennung von) natürlichen Abweichungen sein, die dann visualisiert und oft quantifiziert werden können. Hierbei kann man ein Baseline Log (BL) und ein Anomalie-Log (AL) definieren, in der BL die Referenz ist (normalerweise der reale Wert) und AL ein scheinbarer (apparent) Wert, der einen Trend darstellen soll.

Hier werden einige der möglichen Beispiele gezeigt, wie durch Anomalien RPP-Trend und -Werte erkannt oder berechnet werden können.

Einige Beispiele.Anomalie durch ρbe Gleichung.

Gleichung (1) ρbe ist eine ideale Gleichung um eine Anomalie zu repräsentieren: Wenn man zum Beispiel alle RPP und Sw für konstant hält, dann wird eine Variation von Rt einen Wert von ρbe darstellen, der eine Abweichung aus dem ursprünglichen ρbe = ρb repräsentiert. Das ist keine Dichte mehr sondern eine scheinbare Dichte. Dies ist die Darstellung der elektrischen Leitfähigkeitsänderung. ρbe ist jetzt eine scheinbare Leitfähigkeit. Scheinbar aber nur begrenzt, da man aus ρbe durch Gleichung (11) Rt und die Leitfähigkeit zurückberechnen kann. Das hat folgende Vorteile. Wenn man Kohlenwasserstoffe identifizieren möchte, könnte man ρbe als scheinbare Leitfähigkeit oder („Apparent Conductivity” Ca) zusammen mit ρb aus ZP auf dem seismischen Volumen darstellen oder die Differenz ρbe_Apparent – ρb darstellen. Voraussetzung ist, dass alle RPP konstant bleiben und nur Rt variiert. Das ist jedoch eine Voraussetzung, die in der Analyse untersucht werden muss, da Sw oder m auch auf einem gewissen Abstand vom PB variieren können. Man trifft hier Kompromisse, die durch seismische Analyse und Inversion, seismischer Attributenanalyse, Geostatistik, petrophysikalischer Studie und Reservoircharakterisierung zu rechtfertigen sind.

Die Variation von Rt kann auch mit dem scheinbaren ZPe (Electro-seismische Impedanz) studiert werden. Hierbei kann sofort die Abweichung von ZPe aus ZP dargestellt werden, welche aus der seismischen Post-stack oder Pre-stack Inversion stammt. Unterschiede können hier aus der höheren Variabilität der seismischen Geschwindigkeit kommen. Die Geschwindigkeitsstudie sollte deswegen durchaus berücksichtigt werden.

Eine andere Möglichkeit ist die Analyse durch Modellierung von ZSe, τPe, τSe, durchzuführen und die Unterschiede zu beobachten und zu berechnen.

Die selbe Methode kann für die Untersuchung von Sw-Anomalien angewendet werden. Hierbei bleibt Rt in den Gleichungen von ρbe, ZPe, ZSe, τPe, τSe konstant, Sw variiert.

Studien über die Variation von m sind sehr wichtig in Karbonaten, da m eine wesentliche Variabilität beweisen kann und mit Rt eng verbunden ist. Studien mit τPe, τSe könne hier am besten Ergebnissen liefern, indem diese Parameter besonder sensibel zum VPR sind.

ρb und ρbe.

Aus der Petrophysik kommt ein wichtiges Beispiel. Für Sandsteine variiert der Umwandlungsmechanismus von RPP in Dichte oder Elektro-Dichte: für das Dichtegerät (Compton-Streuung und Strahlungsabsorption liefern Elektronendichte „Electron density”), für Widerstandsgeräte (Leitfähigkeit reagiert mit der Tortuosität der Porenwasserkomponente wie ein System paralleler und serieller Widerstände). Die Differenzierung wird in der Anwesenheit von Tonanteilen höher, die eine andere Leitfähigkeitskomponente als Porenwasser in Sandsteinen darstellen wird. Beide Phänomene liefern unterschiedliche Ergebnisse, wenn sie nicht petrophysikalisch kalibriert werden. Dass bedeutet, dass die RPP dem Pexp angepasst werden, damit die dazugehörige Porosität mit der Porosität aus Dichte-Messungen kalibriert wird. Dies kann zum Beispiel auf dem Wassertisch mit Sw = 1 kalibriert werden, um Abweichungen auf den oberen Horizonten zu berechnen. In Karbonaten wird die Abweichung von VPR verursacht. Wenn man das Dichte und Elektro-Dichte Log auf dem minimalen Widerstand des Wassertisches übereinanderlegt, werden die beiden Kurven in tonige (höhere VPR für Karbonaten) oder kohlenwasserstoffreiche Zonen abweichen. Das ist eine wichtige Diagnose für die Reservoicharakterisierung. Deswegen kann die Manipulation der RPP im Pexp wichtige Interpretationsmethoden liefern. In Karbonaten wo das VPR und m Differenzierungen grosse Abweichungen verursachen können kann das Phenomen auch grössere Proportionen haben.

In klastischen Formationen:

Reine Sandsteine und Ton-Sandsteine weisen abweichende Werte für die Kurvenpaare Z-Ze, ρbbe, τbbe auf. Die Anwesenheit von Kohlenwasserstoffen wird Hochwiderstandsanomalien in den gleichen Elektro-Attributen einführen.

In Karbonaten:

Unverbundene ”Vuggy”-Porosität und erhöhte Tortuosität werden abweichende Werte für die Kurvenpaare Z-Ze, ρbbe, τbbe einführen, im Vergleich zum Trend der Dichtekurve (ρb) in reiner interkristalliner Karbonatenporosität. Das Prinzip der Anomalie und ähnliche Entwicklungen werden in folgenden Applikationen berücksichtigt.

DAS Rwa (SCHEINBARER WASSERWIDERSTAND) MODELL ATTRIBUT

Wie schon in der Petrophysik bekannt, kann die Rwa Methode Beweise für Anwesenheit von Kohlenwasserstoffen liefern. Man behauptet, dass Rwa > 3Rw ein wichtiges Erdölssättigungssignal ist. Wenn wir Rw durch Rwa im Pexp der ZPe/ZSe-Gleichungen ersetzen, in der Rwa = Rt Rw/Ro, dann erhalten wir eine Gleichung des scheinbaren ZPe – Rwa und ZSe – Rwa (Gleichungen 29–30)

Tatsächlich wird diese Position eine Abnahme der scheinbaren Porosität verursachen, die zu höheren ρbe, τbe, Zpe-Werten führt.

Wo:

Rwa
= scheinbarer Wasserwiderstand
ρbe(RWa)
= ρbe Anomalie für Rw = Rwa

Die gleiche Position kann man in jedem Pexp für die Gleichungen der PA anwenden. Wenn: dann können wir folgendes setzen:

Für S-Wellen:

Wo:

ZPe_Rwa
= ZPe_Rwa Anomalie für Rw = Rwa
ZSe_Rwa
= ZSe_Rwa Anomalie für Rw = Rwa

Mit dem Ersatz von ρ durch τ und den Exponenten Pexp_Rwa.

Die Methode kann nützlich sein, um die Wasser-Öl-Grenze zu identifizieren. Es ist zu bemerken, dass ZPe_Rwa seine seismische/elastische Bedeutung verliert, er ist nur ein Indikator. Um die Anomalie zu verfolgen, sollte man zunächst die Logs von Rw und Rwa auf dem Wassertisch übereinanderlegen, damit Rw = Rwa. Danach kann man die Abweichung nach oben beobachten. An der Öl-Wasser-Grenze wird eine riesige Zunahme von Rt, aber eine Abnahme von Sw registriert.

Dann werden auch die Kurven ρbe und ρbe(Rwa) abweichen. Beide Änderungen können auch in der Abweichung der Kurven ZPe_Rwa und ZPe_Rw wesentlich sein.

Mit realen Werten reagiert ZPe auf Widerstandsänderung zwischen Flüssigkeiten allerdings sehr begrenzt. ZP als seismische Impedanz reagiert nicht stark auf Wasser-Öl-Transitionen, sondern auf Transitionen von Öl zu Gas. Das heisst, dass ZP auf Änderungen der gesamten Flüssigsättigung reagiert und nicht auf Rt. Man kann das Rwa-Modell um die Öl-Wasser-Grenze nutzen, indem man versucht die Werte der Dichteänderung aus dem PB auf den SCB als vertikale Interpolation zu übertragen. Für diese Methode ist natürlich mehr als ein RPP für jeweils U1 und U2 notwendig. Drei Punkte pro Zone werden empfohlen.

Das Rwa-Modell wird in ein Sws-Modell umgewandelt. In bestimmten Viskositätszuständen wird Zs sensibler als ZP in Rwa reagieren. In anderen Situationen ist es sinnvoll zu versuchen AVO-Attribute der Werte A–C, welche Dichtevariationen berechnen, zu interpretieren und mit ZPe, ZSe zu korrelieren, falls es Signale der Reflektivitätsänderung in diesem Bereich gibt. Die seismische Reflektivität wird viel wahrscheinlicher die Gas-Öl-Grenze signalisieren. Theoretisch wird dann das Bin auf der Gas-Öl-Grenze positioniert. Es ist dann sinnvoll, eine neue scheinbare Wassersättigung oder scheinbare seismische Sättigung „Apparent Seismic Saturation” Sws in dem Pexp einzuführen, die auf die veränderten Zustände der akustischen Impedanz an der Gas-Öl-Grenze reagiert. Sws = (sw + sOil); es ist nur anzumerken, dass Sws unter der Grenze schnell oder langsam einen Wert von Sws = 1 erreicht. Falls es nur Gas und Wasser gibt, dann entspricht dieser Sws-Gradient dem Swirr-Niveau (Irreducible Water Saturation). Der Exponent n, der die Rt-Werte kompensiert und der Wasser-Öl-Tortuosität entspricht, muss auf 1 gesetzt werden. Wasser-Öl-Tortuosität verliert in einem einheitlichen Flüssigkeitszustand ihre Bedeutung. Rw wird auf h gesetzt der dem Kalibrierungsfaktor auf dem lokalen Zustand entspricht.

Wo:

Sws
= scheinbare seismische Sättigung (Apparent Seismic Saturation)

ZPe, ZSe und dazugehörige RPP sollten immer für die lokalen Bedingungen kalibriert werden. Die neuen Gleichungen die besser auf Z-Änderungen mit Sättigung reagieren sind:

Für P-Wellen:

Für S-Wellen:

Beispiele für Anomalien, „Crossplots”

  • ρbe(Rwa) – ρbe(RW)] und [ρbe(RWa)/ρbe(RW)](34)

AVO SEISMISCHE ATTRIBUTENBERECHNUNG AUS ρbe UND τbe

Hier wird die Theorie des AVO (Amplitude Versus Offset) in Verbindung mit spezifischen petrophysikalischen Applikationen erläutert. Es werden scheinbare AVO Elektro-Attribute eingeführt, als petrophysikalische Instanz der seismischen AVO-Attribute RP(0), RS(0), A, B, C, Δσ, Δρ/ρ, ΔF, usw.

Wo:

A, B, C
= AVO Attributes Intercept (A), Gradient (B), Curvature (C)
Δσ
= Poisson Differenz am Schichtgrenze
Δρ/ρ
= Dichte Differenz am Schichtgrenze/Dichte-Mittelwert
ΔF
= Flüssigkaitsfaktor

Das wichtigste ist, dass AVO Elektro-Attribute mit elastischen AVO-Attributen kalibriert werden können. Dies kann am besten in spezifischen Formationen geschehen, wie z. B. reine Sandsteine Sw = 1 oder interkristalline Porositätskarbonate. Ausserhalb dieser Bereiche werden Anomaliewerte gemessen, welche für die Interpretation benutzt werden können. Danach können RPP abgeleitet und mit anderen RPP, die durch andere Methoden innerhalb einer Formation berechnet wurden, verglichen werden. Interessant wird es, die Abhängigkeit zwischen geomechanischen Eigenschaften aus den AVO-Attributen wie Δσ, Δρ/ρ, ΔF, A, B, C und die RPP, die mit ihnen in bestimmten Zustände verbunden sind, zu untersuchen. Das bedeutet, die Abhängigkeit zwischen den seismischen Instanzen und ihren entsprechenden petrophysikalische Instanzen zu analysieren. In diesem Zusammenhang wird der ursprünglich definierte Exponent [Pexp] wieder in den Zustäden aktuell, in dene Rt in der Viskosität oder in elastischen Zuständen variiert und in der eine bestimmte lineare Beziehung zwischen Rt und elastischen Parameter besteht:

Der Startpunkt ist die Aki-Richards-Gleichung. Wir können die Parameter der Aki-Richards-Gleichung wie folgt beschreiben: Δρρwo:
ρ = Dichte-Mittelwert und Δρ = Dichte-Differenz, zwischen oberen und unteren Schichten: man kann auch hier alles in Termen von Elektrodichte definieren:

Die Notationen „1” und „2” beziehen sich auf die obere und untere Schicht. In Aki-Richards-(Wiggins Version) und Fatti-Gleichungen ist die „Null-Offset”-Reflektivität für P- und S-Wellen, RP(0), Rs(0) genannt, wo Rp(0) dem „AVO-Intercept” entspricht:

In diesem Fall ist Rs(0) ein scheibarer Parameter. Beim Ableiten von VP und VS aus Logs oder Dix-Gleichungen und beim Ersetzen von ρ mit ρbe, kann man die Fatti Null-Offset Reflektivität für P- und S-Wellen wie folgt beschreiben:

Die Gleichungen entsprechen einem teil-elektroseismischen Reflektivitätsattributen (RPe, RSe) und stellen die Reflektivität als Funktion einer Elektrodichte dar. Man kann die geomechanische Bedeutung der RPP verfolgen, wenn Dichte und Geschwindigkeit genau kalibriert werden und dann variieren. Teil-elektroseismische Reflektivität wäre auch durch eine Gleichung repräsentabel, wo die Geschwindigkeitskomponente ein Elektroattribute ist und die Dichtekomponente ein realer geomechanischer Zustand ist.

Diese Gleichung kann in manchen Situationen ihre Anwendung finden, z. B. für die Detektion der Öl-Wasser-Grenze und Formationsänderung. Auf dem Rechenweg einer voll elektroseismischen Reflektivität muss man VPave, VSave, ΔVP and ΔVS berücksichtigen:

Beim Ersetzen von Gleichungen 36, 37, 42, 43, 44, 45 in 46, 47 ergibt sich die gesamte Gleichung der „Null-Offset”-Elektroreflektivität:

AVO-Attribute, sind in AVO-Komponente wie Reflektivität in VP, VS, und ρ Attributen aufgeteilt. Dies liefert die Möglichkeit RPP separat mit AVO-Attributen am SCB zu kalibrieren und die entsperechenden Instanzen zu vergleichen und zu korrelieren.

Gleichzeitig kann man durch den Aki-Richards-Parameter A, B, C, als Funktion von ρe-ave, Δρe, VPe, ΔVPe, VSe, ΔVSe, die folgenden AVO-Attribute berechnen:

1.

A × C als Ausdruck der verstärkten Reflektivität: dies kann in manchen Zuständen Öl-Gas-Kontakt sowie Formationsänderungen identifizieren. Das Attribut kann spezifisch mit Pexp oder Pexp-Seis modelliert werden. Das Prozedere sieht eine Kalibrierung der seismischen Attribute und Elektroattributinstanzen an bestimmten Teufen vor. Die Elektroattribute können dann in den Zwischenintervallen die verstärkte Reflektivität als Funktion der RPP modellieren. Durch RPP-Kalibrierung können dann auch Anomalien berechnet werden.

Aki-Richard-Gleichung und AVO-ABC-Attribute sind in beschriben.

2.

A + B ist Ausdruck der Änderung der Poissonszahl Δσ am Reflektionspunkt. Die entsprechende Elektroinstanz, als Funktion von RPP ist die Elektro-Poissonszahl Δσe. Die Gesamtsättigung (Wasser + Öl) wird die Poissonszahl ändern, deswegen kann diese Elektroattribute nach Kalibrierung mit dem AVO „A + B” direkt die reale Poissonszahl liefern. AVO-Δσ und Δσe erkennen kein Öl-Wasser-Kontakt, da Sw und Rt im Kontaktbereich komplementarisch variieren. Sie werden aber den Gas-Öl-Kontakt erkennen. AVO-Δσ und Δσe können jedoch Variationen der Porosität, besonders bei höheren konstanten Werten der Wassersättigung, erkennen. Wenn man z. B. Δσ und Δσe auf null und 50% Porosität korreliert, dann kann man eine Skala der Korrelation erzeugen. Das gleiche gilt auch für Δρ/ρ. Man kann Δσe auch modellieren, indem die Extrempunkte eines Intervalls kalibriert werden, man Rt künstlich variiert und Sw konstant hält. Das würde den Wasser-Öl-Kontakt als scheinbaren Δσe simulieren. Das gleiche gilt bei Sw-Variationen und statischen Rt. Hier ändert sich die physikalische Interpretation, indem jetzt eine Wassersättigung statt einer Ölsättigung simuliert wird. Falls Rt in bestimmten Zuständen für die Änderung der Poissonszahl verantwortlich ist – wie zum Beispiel bei der Änderung der Wassersättigung – kann Rt direkt mit A + B in Verbindung gebracht werden. Man kann eine Reihe von Anomalieparametern mit extremen Werten zur Darstellung im „3D Seismic Volume” erstellen.

3.

A – B ist Ausdruck der S-Wellen-Reflektivität am SCB. Hier gelten die selben Bemerkungen wie für A + B. Da Rs mit gesättigten Sandsteinen und Karbonaten verbunden ist, ist eine Kalibrierung und Interpretation mit Elektroanomalien sinnvoll.

4.

”Flüssigkeitsfaktor ”Fluid Factor” wird als ΔF = Rp – H(VP/VS)RS(48)definiert.
H ist ein empirischer Koeffizient (Smith, Gidlow, Fatti, Castagna). Interpretation und Kalibrierung mit Elektroattributen ist wichtig um Verbindungen mit Sw, Shy zu identifizieren.
ΔF wird direkt mit RPP im Verbindung gebracht. Mit begrenzten Applikationen wo Rt nicht auf die Reflektivität reagiert.

5.

RP(0), RS(0): sind „Null-Offset”-Reflektivität für P-Wellen (RP(0)) und für S-Wellen (RS(0)).

Diese Parameter sind wichtige Attribute zur lithologischen und fluiden Identifizierung.

Für alle Attribute 1–5 gelten die Bemerkungen von Punkt 1. Diese beziehen sich auf die Korrelation der Elektro- und Seismikinstanzen. Auch hier gilt, dass [Pexp] einfache Archie-Sandsteine und Karbonate repräsentieren kann, ansonsten sollten für komplexere „Zustände” entsprechende oder lokale Gleichungen wie z. B. „Non-Archie Rocks Models, Complex Lithology, Dual-Water, Dual Porosity, Triple Porosity u. s. w. gelten. [Pexp] wird dann alternative Formen als Gleichung (31) haben.

Wie schon angemerkt, gilt bei AVO-Elektroattributen, die Berechnung von Anomalien als eine bedeutende Methode in der seismischen Attributenanalyse. Hier wie in den anderen Methoden können Elektroattribute und Anomalien Teil_ZP oder ZS gegen voll ZP oder ZS „crossplottiert” oder im 3D Volumen dargestellt werden. Zu Interpretationszwecken um Dichteänderungen besser zu bewerten, können VP, VS als konstante Werte dargetsellt werden, weil die Variabilität von VP, VS viel höher als die Dichte ist.

Crossplotting von Attributen and Anomalien.

Widerstand mit Seismik zu korrelieren ist eine schwierige Aufgabe, da es auf den ersten Blick keinen direkten Zusammenhang zwischen Dichte, Geschwindigkeit und Widerstand gibt. Besser gesagt erschweren die „Uncertainty” und die Variabilität besonders der Geschwindigkeit und dann der Dichte die genaue Berechnungen und Korrelation. Trotzdem ist es möglich, unter bestimmten Bedingungen, den Widerstandsbereich beim „Crossplotting” von Attributen zu identifizieren.

Nehmen wir die Archie Gleichung für den Widerstand:

ϕm, Sw2 und Rt reagieren unterschiedlich an der Wasser-Öl-Grenze, sofern strukturelle und textuelle Eigenschaften stabil bleiben. Manche elastische Attribute können auch an der Wasser-Öl-Grenze reagieren.

Δρbb reagiert wahrscheinlich als elastisches Attribut an der Wasser-Öl-Grenze. Die elektrische Instanz von Δρbb reagiert aber sensibler an dieser Grenze.

Δσ reagiert an der gleichen Grenze nicht als elastisches Attribut. Δσ reagiert aber als elektrische Instanz.

Diese Attribute Δσ Delta Poisson Ratio, Δρbb Delta Dichte auf Dichte können als elastische Attribute aus AVO-Attribute berechnet werden. Als Elektroinstanz könne sie auch aus AVO-Attibute berechnet werden.

Die Sensitivität wird folgendermaßen schematisiert
im Wasser-Öl-Interpretationsbereich:

In Öl-Gas Diskriminierungsbereich

Für die gleichen Situationen und Zwecke ist es nützlich, am SCB folgende Attribute zu „crossplottieren”: Δσe – Δσund

Beispiele der Elektroseismik Impedanz Crossplots

  • Ze(P) = Vpma + (ρf – ρma)e[Pexp]] (Partiale Elektroseismikimpedanz)(52)Oder elektro-VPZe(S) = Vsma + (ρf – ρma)e[Pexp]] (Partiale Elektroseismikimpedanz)(53)Oder elektro-VS

Gegen ZPe und ZSe (Total Elektroseismikimpedanz) von Gleichungen 23, 24.

Z. B. Ze(P)/ZPe und Ze(S)/ZSe

Andere Kombinationen der Elektroattribute und Seismikattribute „Crossplots” werden interpretationsabhängig vom Geophysiker entschieden.

ÜBERTRAGUNG PETROPHYSIKALISCHER DYNAMISCHER EIGENSCHAFTEN IM „3D SEISMIC ATTRIBUTE VOLUME”: DYNAMISCH-SEISMISCHE ATTRIBUTE

Die Diskussion betrifft Sandsteine eines Reservoirs die dem Hertz-Mindlin (HM) Modell entsprechen mit bestimmten Werten für CO und ϕ. Diese Gleichung kann auch die Reflektivitätsänderungen innerhalb des gleichen Reservoirs beschreiben und mögliche Beziehungen zwischen τ2 (NMR/Kernmagnetischeresonanz Abfallzeit) und Reflektivität ( und ) erläutern.

Die Technologie des kernmagnetischen Resonanz-Log ist in seiner vollen Entwicklung. Man kann dadurch Porosität aber auch Permeabilität, Art der Porenflüssigkeit, und Porenöffnungen berechnen. Es gibt verschiedene Methoden, welche dynamische Reservoirparameter durch seismische Attribute ausdrücken können.

  • 1. Man kann die Wasser- und Ölsättigung (Fleury et al. 2005) mit kernmagnetischen Resonanzlogs (NMR) berechnen und damit die Kompressibilität und Schubmodulus und akustische Impedanz ableiten (Dichte-Log, Gassmann und Rock-Physics Gleichungen).
  • 2. Durch NMR-log und SCAL, oder nur NMR-Log-Berechnung der Kapillaritätskurve.

Die Druckkapillaritätskurve liefert eine direkte Korrelation zwischen Pcap (Kapillaritätsdruck) und τ2 (NMR-Abfallzeit). Wir haben deswegen eine Korrelation zwischen einer dynamischen Komponente Pcap (sie liefert die Reservoirproduktivität) und τ2 die eine geometrische Komponente als Porositäts- und Texture-Berechnungfaktor darstellt.

Wichtig ist, dass τ2 ein quantitatives Ergebnis über die Porenstruktur liefert, welche durch den Durchmesser der Porenöffnung ausgedrückt wird.

Hier wird der Durchmesser der Porenöffnung direkt in Verbindung gebracht mit der τ2-Porosität und der Porosität aus anderen Messungen mit der Koordinationsnummer CO. Die Direktverbindung wird durch den Koeffizient „w” realisiert, hier FSF (Flow Structure Factor) genannt, welcher theoretisch für eine Gesteinsstruktur aus kugelförmigen Körnern konzipiert ist. Außerdem wird die Koordinationsnummer CO mit Porosität durch n in Verbindung gebracht werden. Es werden zusätzlich modelle in Kategorien eingeteilt für inhomogene Lithologien die Funktion des FZI Parameter sind (Parra, Amaeufle).

Dies ist ein neues wichtiges Konzept, welches τ2 nicht nur mit Permeabilität sondern auch mit CO (Koordinationsnummer), mit Porosität und durch ein gestainsphysikalisches Modell, zum Beispiel Hertz-Mindlin (HM) mit elastischen Parameter wie Kompressibiliität und Modulus und dann Wellengeschwindigkeit und akustischer Impedanz in Verbindung gebracht werden. Durch NMR-Logs und SCAL (special core analysis) am PB, kann man mit akustischer Impedanz, Dichte und Laufzeit, dynamische Parameter (Produktionsparameter) auf den „3D Seismic Volume” übertragen und positionieren, falls die Gesteinsmodelle festgelegt werden.

Durch τ2, Pcap und den vertikalen Abstand des Plateaus von Kapillarkurven (Cap) kann man für das theoretische Modell die Reflektivität berechnen. Die beiden Methoden können als wechselwirkender Kehrwert für die Kalibrierung angewendet werden. Durch den oben beschriebenen Workflow können die dynamischen Eigenschaften von PB auf SCB übertragen werden und danach auf dem 3D Volumen visualisiert werden. Um die Theorie zu erklären, sollte man einen Volumen zwischen 2 Sandformationen Sand 1 und Sand 2 berücksichtigen (). Der Pcap-Test (Pressure Capillary Curve test) wird unabhängig in jedem der zwei Sandkörper durchgeführt. Theoretisch sollten mehrere Tests in jedem Bereich durchgeführt werden. Um das HM Modell anzuwenden, sollten die Sandelemente kugelförmig sein und CO sollte zwischen kubischer und hexagonaler Einordnung sein. Sandsteine in Sedimentformationen können in Zwischenklassen eingeordnet werden. Das Experiment wird zwei Kurven des Kapillarendrucks liefern. Die Kapillaritätskurve für Sand 1 ist in blauer Farbe, Sand 2 in roter Farbe dargestellt. Die Kurve ist in dargestellt.

Jede Kurve hat ihr charachteristisches τ2, das dem charakteristischen Pcap entspricht und kann mit der Porenöffnung korreliert werden. In experimentellen Verfahren wird der Charakterisierungsfaktor „Winland R35” benutzt.

Da die Beziehung τ2-Porosität durch den Faktor w (τ2 Porosity-Factor) und CO-Porosität durch n (CO Porosity-Factor) festgelegt wird, können entsprechende Werte für K (Kompressionsmodulus), μ (Schubmodulus), Wellengeschwindigkeit und akustische Impedanz berechnet werden. Somit kann die Reflektivität als skalierter vertikaler Abstand zwischen bestimmten Parametern der Pcap-Kurven dargestellt werden. Dieser Abstand multipliziert durch einen Faktor kann in Reflektivität an der Grenze zwischen SND1 und SND2 umgewandelt werden. Es gelten zum Beispiel folgende Proportionalitäten:
τ2 → Poren-Öffnung → CO = 6, Phi = 0.48
τ2 → Poren-Öffnung → CO = 12, Phi = 0.26

Durch das Hertz-Mindlin Modell kann man K und μ berechen:

νs
(Poissonszahl) kann durch Sonic Logs vp, vs berechnet werden.
Pc
(Überlagerungdruck) kann durch Dichte-Logs berechnet werden.
ϕo
(Kritische Porosität) kann durch Dichte-Logs überprüft/kalibriert werden.

Von ZA (Akustik-Impedanz Sand1) und ZB (Akustik-Impedanz Sand 2) können wir noch einmal mit den Daten von Pre- und Post-stack Inversion korrelieren.

Die Simulation kann erweitert werden, indem man mit der FZI-Gleichung (Ohen et al., Parra et al.) die Permeabilität berechnen kann. Es ist durch SCAL-Kalibrierung möglich, die Permeabilität zu berechnen und diese wichtigen Parameter auf die SCBs zu übertragen und zu visualisieren. Das NMR-Log gehört zum RPP und zusammen mit SCAL-Daten und entsprechenden Pcap-Kurven ist es Teil eines spezifischen PB SAL. Als Teil eines SAL wird ein akustisches Impedanz-Log und ein Reflektivitäts-Log berechnet.

Die Logs werden mit dem τ2-Log korreliert. Über und unter der maximalen Reflektivität werden Pcap-Kurven aus dem τ2-Log simuliert und mit Pcap aus SCAL korreliert. Die Werte der minimalen Pcap-Kurve oben und der maximalen Pcap-Kurve unten werden auf den SCB übertragen.

Durch die NMR-Porosität und ihrer Beziehung zum Wasserstoffindex (Hydrogen Index) ist es möglich NMR, Pcap und Z-Eigenschaften durch folgende Gleichungen mit der Elektrodichte PP zu korrelieren. Porosität aus NMR und Dichte können abweichen und müssen kalibriert werden.

Wo:

ρbτ2
= Dichte aus ρb und τ2
ϕτ2
= Porosität aus τ2

Somit können Dichte und Porosität auch mit dem NMR-Log kalibriert werden. Für NMR gibt es nur in Gas- und Tar-Bereichen Überseinstimmung. In solchen Bereichen bleibt das Dichte-Log (Gamma-Gamma) immer die glaubwürdigste Quelle.

Am Ende gibt es verschiedene Methoden, welche genutzt werden, um mikropetrophyskalische Daten (Elektrodaten, dynamische Daten und elastische Daten) mit seismischen Attributen zu korrelieren. Seismische Attribute können als Übertragungskanäle und/oder als Kalibrierungseinheit und Standort dienen. Nach der PB-Kalibrierung, der Übertragung, der SCB-Kalibrierung und eventueller „Crossvalidation” können RPP auf dem „3D Seismic Volume” (Voxel) dargestellt und visualisiert werden.

VERFEINERUNG DER ANALYSE 1

Folgender Workflow kann vor dem parallel-analytischen Hauptworkflow durchgeführt werden. Es vereint alle beschriebenen Verfahren der Mikro -und Makroskala in einer einzigen Theorie.

RPP aus ZP, ZS

RPP auf Mittelwert zwischen entsprechende ZPe, ZSe- und ZP, ZS-Werte setzen.

Eventuell:

Übertragung von RPP von SCB-Bin zu PB und „Crossvalidation” + eventuelle Korrektur auf Mittelwert.
RPP-Übertragung zurück am SCB-Bin.

FUNKTIONEN UND BEZIEHUNGEN ZWISCHEN SEISMISCHE ATTRIBUTE UND RX(Z), R35

Es ist nützlich noch ein weiteres dynamisches Attribut als Teil des dynamischen petrophysikalisch-seismischen Attribut einzuführen.

zeigt die theoretische Pcap-Kurve und theoretische Korrelationen zwischen Pcap, τ2 und Z zeigt wie eine Pcap-Kurve in der Realität aussehen sollte. Damit ist klar, dass ein Korrelationspunkt für Pcap und Z, welches eine Korrelation des Plateauwerts und Z beschreiben soll, nicht einfach festzulegen ist. Deswegen können hier direkte Attribute festlegen, welche diese Zusammenhänge am besten beschreiben könnte. Winland R35 als dynamische Eigenschaft, welche die Reservoir-Flüssigkeitsmobilität beschreibt, ist eine gute Voraussetzung für Korrelationen mit seismischen Attributen wie Z. Die Korrelation mit Z/Co/ϕ wird sehr wahrscheinlich nicht direkt die R35-Sättigung entsprechen, sondern ein RX(Z)-Wert. Es ist eine Aufgabe der Reservoircharakterisierung den RX(Z)-Wert und seine Abweichung von R35 zu bestimmen. Dies könnte zum ersten mal eine direkte Verbindung zwischen seismische Attribute und dynamische Parameter des Reservoirs einführen.

Zu diesem Zweck kann man als Korrelationspunkt Pcap oder τ2 wählen, die direkt RX(Z) entsprechen könnten. In der Analyse (Verfeinerung 2) ist es sinnvoll die Korrelation Pcap-Z durch Experimente zu berechnen.

In Zusammenhang mit der „Winland” Theorie erinnere ich eine Beziehung zwischen folgende Parameter:
τ2 → Pcap → Poren-Öffnung → RX(Z) → CO → ϕ

Zum Beispiel:
τ2 → Pcap → Poren-Öffnung → RX(Z) → CO = 6, ϕ = 0.48
τ2 → Pcap → Poren-Öffnung → RX(Z) → CO = 12, ϕ = 0.26

Auf der Pcap Kurve kann man ein Wert für die Sw und den entsprechenden Pcap identifizieren. Dieser Wert entspricht die Beziehung Sw = f(RX)

Wo f(RX), eine Funktion aus dem Pcap-Experiment, stellt auch die Proportionalität zwischen Swn Rt und Winland-R35 Parameter und ist die Darstellung der Porosität der Sw.

Partial Ze(RX) Beispiel

  • Ze(P) = Vpma + (ρf – ρma)e[Pexp RX]](64)und Ze(S) = Vsma + (ρf – ρma)e[Pexp RX]](65)

Ganzes Z(RX):

Die Verfeinerung der Analyse könnte nach der REV Überprüfung Korrelationen zwischen Z und Pcap und τ2 liefern.

Voraussetzung: Es gibt nur eine Pcap Kurve welche Z[RX(Z)], ρbe[RX(Z)], τbe[RX(Z)] entspricht. Dann kann man eine Beziehung zwischen Z[RX(Z)], ρbe[RX(Z)], τbe[RX(Z)] und R35 festlegen. In diesem Zusammenhang ist es auch wichtig Werte von Sw simulieren zu können. Man kann Rt und/oder m konstant halten und Sw(Pcap/RX) simulieren um die Effekte von Anomalien zu untersuchen. Die Studie muss durch die analyse des ϕ – SWirr crossplot durchgeführt werden. Oft steht die Beziehung Z – Pcap in Verbindung mit der Positionierung von Swirr auf dem Pcap Kurve. Danach kann man Werte des R35 in der „3D Seismic Volume” genau wie andere RPP übertragen. Werte der Ze, ρbe(RX), τbe(RX), R35 anomalien können für die Interpretation und für Crossplots angewendet werden.

VERFEINERUNG DER ANALYSE 2

Am PB (mit alle verfügbare Parameter) und SCB (ohne Pcap und SCAL) ()

  • 1. Input:
    (Nach geostatistische REV Überprüfung)
    Dynamische Attribute (τ2, Pcap)
    SCAL (Special Core Analysis: (ρm, ρf, τm, τS, ϕ, Sw, m, VP, Vs, usw.)
  • 2. Kontrolle mit 3D Seismik und Berechnung von: ϕ, ρ, τP,S (Seismikinstanzen und Elektroinstanzen)
  • 3. Berechnung: EMM (Effective Medium Model) und Kontrolle mit Attributenanalyse und Anomalien Analyse
  • 4. Berechnung: EI (Elektroinstanzen) und Kontrolle mit Attributenanalyse und Anomalienanalyse
  • 5. Berechnung: Seismikparameter und Seismik-Attribute (AVO, Elastikattribute, A, B, C, Δσ, Δρ/ρ, ΔF usw.)
  • 6. Input:
    REV Kontrolle, R(0), R(θ), Z, Kontrolle in Pcap
  • 7. Zurück zur Stufe 1.

ELEKTROATTRIBUTE FÜR UNKONVENTIONELLE RESERVOIRINTERPRETATION

Alle bisher beschriebenen Attribute können in der unkonventionellen Exploration von Kohlenwasserstoffen angewendet werden. Ein Beispiel für die Interpretation in der Shale-Gas Unkonventionelle Exploration (unkonventionellen Shale-Gas Explotation) wird in gezeigt. Hier wird Dichte und Elektrodichte verglichen und „crossplottiert”.

Die Archie Gleichung wurde für Sandsteine entwickelt, deswegen sollte man die Gleichung (21), die höhere Anteile von Vcl entsprechen, mit Extremwerte von Sw, Rw anwenden. Für die Analyse der Anomalien kann man manchmal die Archie Gleichung mit skalierten Parameter anwenden. Am besten sollten immer lokale kalibrierte Gleichungen angewendet werden. Die Elektrodichte wird von der Dichte im Shale-Gas abweichen, da die Widerstandskomponente als wichtigste Anomalie zunimmt. In diesem Zusammenhang muss man bemerken, dass Rw ein scheinbares RPP ist, als man nicht erwarten kann, dass Rw in Tonsteinen eine wichtige Rolle spielen kann. Sw wird deswegen, wie Rw, einen niedrigen Konstantwert nehmen. Werte von RWirr können deswegen in zusammenhang mit Gleichung (20) anwenden. Höhere Werte beschreiben höheren organischen Inhalt und werden für die Elektroinstanzen der Dichte ρbe höhere Werte als die elastischen Instanzen ρ liefern. Die reiche organische Inhaltslithologie wird den Bereich unter der 45-Grad-Linien in besetzen. Wichtig für „Gas-Shales” ist das ρbe – τbe Crossplot, weil in „Gas-Shales” abweichende Werte von Widerstand und „Sonic Logs” eine wichtige Rolle für die Interpretation spielen. Andere wichige Attribute für die Interpretation von unkonventionelle Reservoirs sind

A, B, C, Δσ, Δρ/ρ, ΔF, ZP, ZS, RP(0), RS(0), RP(ϕ), RS(θ), τ2, allgemeine RPP und alle entsprechende Elektroinstanzen.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG

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Zitierte Nicht-Patentliteratur

  • Brie et al. [0101]
  • Fleury et al. 2005 [0161]
  • Ohen et al. [0171]
  • Parra et al. [0171]