Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform
This paper focuses on the description of a technology and results of identifying and mapping areas in Devonian carbonate rocks prospective for hydrocarbons and associated with increased fracture-cavern porosity in the southeastern part of the West Siberian Platform. The lack of wide-azimuthal seismi...
Збережено в:
| Дата: | 2019 |
|---|---|
| Автори: | , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | rus |
| Опубліковано: |
Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine
2019
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/158865 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Geofizicheskiy Zhurnal |
Репозитарії
Geofizicheskiy Zhurnal| id |
journalsuranua-geofizicheskiy-article-158865 |
|---|---|
| record_format |
ojs |
| institution |
Geofizicheskiy Zhurnal |
| collection |
OJS |
| language |
rus |
| topic |
simultaneous seismic inversion acoustic impedance shear impedance carbonate rocks fractured zones |
| spellingShingle |
simultaneous seismic inversion acoustic impedance shear impedance carbonate rocks fractured zones Tiapkina, O. M. Tyapkin, Yu. K. Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| topic_facet |
simultaneous seismic inversion acoustic impedance shear impedance carbonate rocks fractured zones |
| format |
Article |
| author |
Tiapkina, O. M. Tyapkin, Yu. K. |
| author_facet |
Tiapkina, O. M. Tyapkin, Yu. K. |
| author_sort |
Tiapkina, O. M. |
| title |
Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| title_short |
Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| title_full |
Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| title_fullStr |
Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| title_full_unstemmed |
Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform |
| title_sort |
simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the west siberian platform |
| title_alt |
Синхронная сейсмическая инверсия для выявления перспективных участков в карбонатных породах юго-восточной части Западно-Сибирской платформы Синхронна сейсмічна інверсія для виявлення перспективних ділянок в карбонатних породах південно-східній частині Західно-Сибірської платформи |
| description |
This paper focuses on the description of a technology and results of identifying and mapping areas in Devonian carbonate rocks prospective for hydrocarbons and associated with increased fracture-cavern porosity in the southeastern part of the West Siberian Platform. The lack of wide-azimuthal seismic data and recording of only the vertical component in the study area did not allow the use of the direct indicators of fracture systems based either on azimuthal anisotropy of the amplitudes of pressure waves or on splitting converted waves into fast and slow. Instead, abnormally low values of the ratio of pressure-wave and shear-wave velocities derived by deterministic simultaneous pre-stack seismic inversion were used as an indirect indicator of increased fracturing. The choice of this seismic signature of fractures is substantiated by a brief review of publications on its successful use in the identification and delineation of highly fractured and cavernous zones in carbonate reservoirs. The behaviour of the indicator showed good agreement with well productivity in the study area and, therefore, made it possible to predict a number of perspective pay zones, presumably associated with in-creased fracturing. At the same time, however, well log estimates of the velocity ratio related to fractured reservoirs exhibited an opposite trend, which mismatched the facts observed in the study area and reported in the literature. This apparent discrepancy is explained by the impact of near-vertical natural macro-fracturing, which, due to different measurement scales, might substantially reduce seismic estimates while producing no impact on well log estimates. In order to describe this phenomenon quantitatively, the weak-anisotropy approximation of P-wave reflection coefficients at a horizontal boundary derived by Rüger for transversely isotropic media with a horizontal axis of symmetry was used. This equation was rewritten in terms of impedances and density and then was analyzed analytically. To express the impact of fractures in terms of fracture density, the simplest model of thin, isolated, penny-shaped fractures was used. |
| publisher |
Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine |
| publishDate |
2019 |
| url |
https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/158865 |
| work_keys_str_mv |
AT tiapkinaom simultaneousseismicinversiontoidentifyprospectiveareasincarbonaterocksofthesoutheasternpartofthewestsiberianplatform AT tyapkinyuk simultaneousseismicinversiontoidentifyprospectiveareasincarbonaterocksofthesoutheasternpartofthewestsiberianplatform AT tiapkinaom sinhronnaâsejsmičeskaâinversiâdlâvyâvleniâperspektivnyhučastkovvkarbonatnyhporodahûgovostočnojčastizapadnosibirskojplatformy AT tyapkinyuk sinhronnaâsejsmičeskaâinversiâdlâvyâvleniâperspektivnyhučastkovvkarbonatnyhporodahûgovostočnojčastizapadnosibirskojplatformy AT tiapkinaom sinhronnasejsmíčnaínversíâdlâviâvlennâperspektivnihdílânokvkarbonatnihporodahpívdennoshídníjčastinízahídnosibírsʹkoíplatformi AT tyapkinyuk sinhronnasejsmíčnaínversíâdlâviâvlennâperspektivnihdílânokvkarbonatnihporodahpívdennoshídníjčastinízahídnosibírsʹkoíplatformi |
| first_indexed |
2024-04-21T19:42:26Z |
| last_indexed |
2024-04-21T19:42:26Z |
| _version_ |
1796974624190234624 |
| spelling |
journalsuranua-geofizicheskiy-article-1588652020-10-07T11:09:50Z Simultaneous seismic inversion to identify prospective areas in carbonate rocks of the southeastern part of the West Siberian Platform Синхронная сейсмическая инверсия для выявления перспективных участков в карбонатных породах юго-восточной части Западно-Сибирской платформы Синхронна сейсмічна інверсія для виявлення перспективних ділянок в карбонатних породах південно-східній частині Західно-Сибірської платформи Tiapkina, O. M. Tyapkin, Yu. K. simultaneous seismic inversion acoustic impedance shear impedance carbonate rocks fractured zones This paper focuses on the description of a technology and results of identifying and mapping areas in Devonian carbonate rocks prospective for hydrocarbons and associated with increased fracture-cavern porosity in the southeastern part of the West Siberian Platform. The lack of wide-azimuthal seismic data and recording of only the vertical component in the study area did not allow the use of the direct indicators of fracture systems based either on azimuthal anisotropy of the amplitudes of pressure waves or on splitting converted waves into fast and slow. Instead, abnormally low values of the ratio of pressure-wave and shear-wave velocities derived by deterministic simultaneous pre-stack seismic inversion were used as an indirect indicator of increased fracturing. The choice of this seismic signature of fractures is substantiated by a brief review of publications on its successful use in the identification and delineation of highly fractured and cavernous zones in carbonate reservoirs. The behaviour of the indicator showed good agreement with well productivity in the study area and, therefore, made it possible to predict a number of perspective pay zones, presumably associated with in-creased fracturing. At the same time, however, well log estimates of the velocity ratio related to fractured reservoirs exhibited an opposite trend, which mismatched the facts observed in the study area and reported in the literature. This apparent discrepancy is explained by the impact of near-vertical natural macro-fracturing, which, due to different measurement scales, might substantially reduce seismic estimates while producing no impact on well log estimates. In order to describe this phenomenon quantitatively, the weak-anisotropy approximation of P-wave reflection coefficients at a horizontal boundary derived by Rüger for transversely isotropic media with a horizontal axis of symmetry was used. This equation was rewritten in terms of impedances and density and then was analyzed analytically. To express the impact of fractures in terms of fracture density, the simplest model of thin, isolated, penny-shaped fractures was used. Описана технология и результаты выявления и картирования участков, перспективных на углеводороды и связанных с зонами повышенной кавернотрищинуватои пористости в девонских карбонатных породах юго-восточной части Западно платформы. Отсутствие широкоазимутальних сейсмических наблюдений и регистрация только вертикальной компоненты не позволили использовать на исследуемой площади прямые индикаторы наличия систем трещин, основанные на азимутальной анизотропии амплитуд продольных волн или расщеплении обменных волн на быстрые и медленные. Вместо этого как косвенную поисковую признак повышенной трещиноватости применено аномально низкие значения отношения скоростей распространения продольных и поперечных волн, рассчитанного с помощью детерминистической синхронной сейсмической инверсии до суммирования. Выбор такого индикатора обоснован кратким обзором публикаций, посвященных успешному его использованию при выявлении и оконтуривании зон повышенной трещиноватости и кавернозность в карбонатных резервуарах. За поведением индикатора, продемонстрировала хорошее совпадение с производительностью скважин на исследуемой площади, предусмотрено перспективные продуктивные участки, вероятно связанные с повышенной трещиноватостью. В то же время полученные каротажными данными оценки отношения скоростей, касающиеся трещинных коллекторов, продемонстрировали противоположную тенденцию, противоречит фактам, наблюдений на исследуемой площади и опубликованным в литературе. Эта воображаемая несоответствие объясняется влиянием субвертикальнои природной макротрищинуватости, которая через разный масштаб измерений могла значительно снизить сейсмические оценки и не повлиять на каротажные оценки. Для количественного описания этого явления применено слабоанизотропну аппроксимацию коэффициента отражения Р-волн от горизонтальной черты, полученную Рюгером для трансверсально-изотропных сред с горизонтальной осью симметрии. Это уравнение записано в терминах импедансов и плотности и проанализированы аналитически. Для выражения влияния трещин как функции их плотности использовано простейшую модель узких, изолированных, эллипсоидальные (монетовидных) трещин. Описано технологію і результати виявлення і картування ділянок, перспективних на вуглеводні і пов'язаних із зонами підвищеної кавернотріщинуватої пористості у девонських карбонатних породах південно-східної частини Західносибірської платформи. Відсутність широкоазимутальних сейсмічних спостережень і реєстрація тільки вертикальної компоненти не дали змоги використовувати на досліджуваній площі прямі індикатори наявності систем тріщин, засновані на азимутальній анізотропії амплітуд поздовжніх хвиль або розщепленні обмінних хвиль на швидкі і повільні. Замість цього як непряму пошукову ознаку підвищеної тріщинуватості застосовано аномально низькі значення відношення швидкостей поширення поздовжніх і поперечних хвиль, розрахованого за допомогою детерміністичної синхронної сейсмічної інверсії до підсумовування. Вибір такого індикатора обґрунтований коротким оглядом публікацій, присвячених успішному його використанню при виявленні і оконтурюванні зон підвищеної тріщинуватості і кавернозності в карбонатних резервуарах. За поведінкою індикатора, що продемонструвала хороший збіг з продуктивністю свердловин на досліджуваній площі, передбачено перспективні продуктивні ділянки, ймовірно пов'язані з підвищеною тріщинуватістю. Водночас отримані за каротажними даними оцінки відношення швидкостей, що стосуються тріщинних колекторів, продемонстрували протилежну тенденцію, яка суперечить фактам, спостереженим на досліджуваній площі і опублікованим у літературі. Ця уявна невідповідність пояснюється впливом субвертикальної природної макротріщинуватості, яка через різний масштаб вимірювань могла значно знизити сейсмічні оцінки і не вплинути на каротажні оцінки. Для кількісного опису цього явища застосовано слабоанізотропну апроксимацію коефіцієнта відбиття Р-хвиль від горизонтальної межі, отриману Рюгером для трансверсально-ізотропних середовищ з горизонтальною віссю симетрії. Це рівняння записано в термінах імпедансів і щільності та проаналізовано аналітично. Для вираження впливу тріщин як функції їх щільності використано найпростішу модель вузьких, ізольованих, еліпсоїдальних (монетоподібних) тріщин. Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine 2019-03-18 Article Article application/pdf https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/158865 10.24028/gzh.0203-3100.v41i1.2019.158865 Geofizicheskiy Zhurnal; Vol. 41 No. 1 (2019); 76-94 Геофизический журнал; Том 41 № 1 (2019); 76-94 Геофізичний журнал; Том 41 № 1 (2019); 76-94 2524-1052 0203-3100 rus https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/158865/195487 Copyright (c) 2020 Geofizicheskiy Zhurnal https://creativecommons.org/licenses/by/4.0 |