KFUPM ePrints

Characterizing fluid contacts from seismic data by joint inversion of Acoustic velocity and Impedance

l Characterizing fluid contacts from seismic data by joint inversion of Acoustic velocity and Impedance. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]PDF (Thesis) - Submitted Version
Restricted to Abstract Only until 25 January 2017.
Available under License Creative Commons Attribution Non-commercial No Derivatives.

2024Kb

Arabic Abstract

في الماضي كانت تقنيات الاستكشاف السايزمي )الزلزالي( تستخدم بشكل أساسي لجمع المعلومات عن التراكيب الصخرية و الموائع التحت سطحية عن طريق تحليل الأوقات المتطلبة لمسيرة الموجات السايزمية, و عن طريق سعات و أطوار الموجات المنعكسة. أما الآن فقد ظهر استخدام العديد من الصفات السايزمية المميزة الجديدة من قبل المفسرين السايزميين, و التي تساعد على تصور التراكيب الجيولوجية التحت سطحية, و السحنات, و الخصائص الصخرية. في هذا البحث سيتم تمييز الموائع المسامية على مستوى الخزانات من البيانات السايزمية. معادلة غاسمان هي معادلة معروفة لاستبدال الموائع مع بعض الافتراضات و ستستخدم لاستبدال الموائع في هذا البحث. هذا البحث يهدف إلى تحديد الموائع المسامية في الخزانات باستخدام البيانات السايزمية بدون الحاجة إلى بيانات سجلات الآبار. سيتم اختبار النتائج باستخدام نموذج طية محدبة من ثلاث طبقات جيولوجية. في هذا النموذج ستكون الطبقة الثالثة هي خزان مشبع كليا بالماء ما عدا الجزء العلوي منه فهو مشبع كليا بالنفط. تحديد الموائع يتم عن طريق الكثافة, تغيير السرعات السايزمية, معامل الحجم للمائع, و المقاومة الصوتية. سرعات موجات "بي" و المقاومة الصوتية يتم قياسها من البيانات السايزمية السطحية, و التي يتم من خلالها حساب كثافة الصخور المشبعة و المعامل الانضغاطي "إم". أخيرا, يتم القيام بطريقة العكس لكثافة الصخور المشبعة و المعامل الانضغاطي "إم" إلى السرعة السايزمية في الموائع و إلى الكثافة على التوالي لمعرفة نوع المائع المسامي. في كلا الحالتين فقد تم الحصول من طريقة العكس على نتائج للمقاومة الصوتية و معامل الحجم الانصغاطي و كثافة الصخور المشبعة تدل على وجود نوعين مختلفين من الموائع المسامية في الخزان. نتائج كثافة الموائع و السرعة السايزمية في الموائع تعطي معلومات و دلالات واضحة عن المائع المسامي و هي أدوات مفيدة لتحديد نوع المائع المسامي في الخزانات. نسبة الخطأ بين الكثافة و السرعة التي تم الحصول عليها بطريقة العكس و بين xvi تلك التي تم حسابها للنفط و الغاز و المحاليل الملحية تقارب الصفر بالمئة في الحالة الأولى و الثانية. كما تم تطبيق الطريقة السابقة على بيانات سايزمية اصطناعية تمثل مكون عرب ذات مدى محدد من المسامية و قد جاءت النتائج أيضا بنسبة خطأ ضئيلة جدا

English Abstract

In the early days, the seismic exploration technique was mainly used for gathering information about subsurface rock structures and fluids by analyzing the travel time, reflection amplitude, and phase variations. However, nowadays, many additional seismic attributes have been introduced by the seismic interpreters, which aid in the visualization of subsurface geological structures, facies, and lithologies. This research characterizes the pore fluids at the reservoir level from seismic data. Gassmann’s equation is well known for fluid substitution with some assumptions and it is used for fluid substitution in this research. This research aims to identify the pore fluids in the reservoir using seismic data without requiring well log data. This is tested using a three-layer geological anticline model in which the third layer is a reservoir that is fully saturated with water, except its top part that is fully saturated with petroleum. Fluid identification is done in terms of their density, velocity changes, bulk modulus of the fluid, and acoustic impedance (AI). P-wave velocity and AI are measured from surface seismic data from which the saturated rock density and compressional modulus (M) are calculated. Finally, saturated rock density and compressional modulus are inverted for fluid velocity and density, respectively, to identify the pore fluid xiv In both cases, AI, compressional bulk modulus, and saturated rock density inversion gave good evidence of the presence of two different pore fluids in the reservoir. Results of fluid density and fluid velocity give good evidence and information about the pore fluids and are a helpful tool in identifying the pore fluids in the reservoir. The percent error between the inverted fluid density/velocity and the computed fluid density/velocity for gas, live oil, and brine is almost 0% for cases 1 and 2. We also apply the above approach on synthetic seismic traces representing the Arab formation of Saudi Arabia within a range of porosities. The inversion of these cases also results in similarly small error between the inverted and true fluid properties.



Item Type:Thesis (Masters)
Subjects:Earth Sciences
Divisions:College Of Sciences > Earth Sciences Dept
Committee Advisor:Al-Shuhail, Abdullatif
Committee Members: KAKA, SANLINN ISMAIL and KAMINSKI, MICHAEL ANTHONY
ID Code:140062
Deposited By:AMJAD ALI (g201307850)
Deposited On:18 Jul 2016 10:26
Last Modified:18 Jul 2016 10:26

Repository Staff Only: item control page