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TitreHydrocarbon indicators on seismic data: Insights from poroviscoelastic modeling, amplitude, and frequency variation with offsets from the Drake Point gas field, Western Arctic Islands, Canada
AuteurDuchesne, M J; Giroux, B; Hu, K
SourceInterpretation vol. 2, issue 4, 2014 p. SP45-SP59, https://doi.org/10.1190/INT-2014-0018.1
Année2014
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20130420
ÉditeurSociety of Exploration Geophysicists
Documentpublication en série
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.1190/INT-2014-0018.1
Mediaen ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceNunavut
SNRC79B/08
Lat/Long OENS-109.0000 -108.0000 76.5000 76.2500
Sujetshydrocarbures; gaz; champs de gaz naturel; données sismiques; levés sismiques; interpretations sismiques; établissement de modèles; méthodes analytiques; géophysique; combustibles fossiles
ProgrammeLa géocartographie de l'énergie et des minéraux - Les frontières de la géocartographie, GEM : La géocartographie de l'énergie et des minéraux
Résumé(disponible en anglais seulement)
The evaluation of drilling prospects is frequently based on seismic amplitude anomalies. To decipher "true" seismic prospects from "false" ones, we used poroviscoelastic (PVE) models, as opposed to other formalisms such as acoustic, elastic, viscoelastic, and poroelastic models, that provided a solution that takes into account solid and fluid attenuation mechanisms separately to model the earth's response to the propagation of a seismic wavefield. Here, a PVE impedance modeling scheme was tested using seismic and well-log data collected on a conventional gas reservoir in the Canadian Arctic. Comparisons between seismic-to-well ties achieved using acoustic and PVE media indicated that the latter provided more realistic synthetic seismograms. Although prestack analysis revealed that the present lithological context was of class I amplitude variation with offset (AVO), the seismic signature observed was of class III AVO. Consequently, the increase in amplitude with offset was interpreted to be induced not by a lithological change (i.e., shale to sand) combined with a gas-charged interval, but rather by an increase in porosity within the sandstone reservoir itself where the gas has accumulated. Frequency variation with offset analysis using spectral decomposition, image low-frequency shadows on the far offsets attributed to the gas accumulation that were correlative with the AVO anomaly. This highlighted the importance of far offsets in anomalous amplitude and frequency events attributed to the occurrence of gas reservoirs observed on stacked data and that these events can be missed if seismic hydrocarbon indicators were solely investigated on stacked data. Finally, the method of analysis emphasized the importance of combining indirect arguments coming from the observation of prestack and stacked seismic data in the time and frequency domains for reducing risk to an acceptable level before a prospect can be drilled.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
L'évaluation des cibles de forage potentielles dans l'exploration du pétrole et du gaz est souvent basée sur les anomalies d'amplitude sismique. Pour séparer les anomalies vraies, la modélisation directe est souvent utilisée. Une méthode de modélisation sismique tenant compte des mécanismes d'atténuation des solides et des fluides séparément afin d'estimer la réponse la Terre à la propagation d'un front d'onde sismique est développée. Le flux de travail est testé en utilisant les données sismiques de terrain et de puits amassées sur un réservoir de gaz conventionnel dans l'Arctique canadien. Les comparaisons entre les données de terrain et le modèle sismique montrent que ce dernier estime adéquatement la réponse de milieux géologiques à la propagation des ondes sismiques. Enfin, la méthode s'avère efficace pour détecter les accumulations d'hydrocarbures.
GEOSCAN ID293527