Incorporating 3-Component Seismic Data for Enhanced

Detail in an Oil Sands Reservoir and Fluid Characterization

Tri Wulan Sari

1406581982

By

Laurie M.

Weston

Bellman

INTRO

DUCTI

ON

oil sands Athabasca mengandung lebih dari satu trillion barrel bitumen dengan formasi cretaceous Northeastern, Canada.

oleh karena itu Oil sand Canadian selalu menjadi bahan pertimbangan geology untuk dievaluasi. Biaya setiap km persegi data seismic sebanding dengan harga well drilling, argument ahli geologi tentang data tersebut sering meyakinkan.

Sebagian kecil cukup dekat ke permukaan tetapi sebagian besar harus dipetakan dan dikembangkan secara in-situ. Tebalnya endapan 30-100 m dari kedalaman 100 – 450 m, sehingga lebih baik menggunakan data sumur yang lebih murah daripada data seismic yang mahal.

INTRO

DUCTION

Variable oil/water berhubungan dengan posisi paleo oleh biodegradasi oil dan tektonik berikutnya, dan sesekali ada kejadian yang tak terduga dari water trap oleh bitumen atas dan bawah.

Reservoir pada studi kasus ini lateral-extensive relative homogen terhadap pasir shoreface. Dimana kualitas reservoir konsisten pada area project, dimana fluidanya tidak bisa diprediksi.

INTRO

DUCTION

Tujuan setiap oil sand meminimalkan rasio injek-uap (steam-injected) terhadap oil-recovered oleh efisiensi maximum dari proses SAGD.

Metode yang lebih baik dari produksi in-situ bitumen adalah proses the Steam-Assisted-Gravity-Drainage (SAGD). Beberapa sumur dibuat berpasangan kemudian di bor untuk menginjeksi uap ke dalam reservoir dan memompa panas keluar, fluid oil.

Posisi well horizontal tertutup ke dasar, bitumen sebagai factor penting dalam memaksimalkan jumlah sumber daya alam yang dapat diperbaharui dan meminimalkan gangguan.

INTRO

DUCTION

Pengetahuan detail reservoir dan oil/water contact bisa memungkinkan penempatan yang lebih baik dari sumur2 produksi yang mengarah ke pengelolaan yang lebih baik dari komplesitas yang melekat pada formasi oil sand.

Sebuah karakterisasi reservoir awal yang akurat juga penting untuk analisis seismic time-lapse selanjutnya dan sebagai pembanding untuk memantau produksi di lapangan yang dirancang untuk menghasilkan minyak 35 tahun atau lebih.

Conceptual flow-chart for the quantitative

interpretation process

METH

OD

Oil sand menunjukkan log density yang kuat. Oleh karena itu hubungan log sinar gamma sebanding dengan indicator litologi.

Atribut fisik batuan yang pertama ditentukan dari data seismic, kemudian dikelompokkan ke dalam facies (karakter batu diungkapkan oleh pembentukan, komposisi, dan kandungan fosil) dan fluida menggunakan wireline log dan core data dari sumur.

Proses seismic melibatkan penggunaan analisis AVO (Amplitude vs Offset) untuk memisahkan komponen rapatan (P-wave) dan regangan (S-wave)dari data seismic. Komponen yang dihasilkan kemudian digunakan untuk menghitung sifat fisik batuan seperti tegasan geser (mu) dan inkompresibilitas (lambda) (Goodway et al. 1997).

Dalam contoh berikut, diperoleh perkiraan densitas seismic menggunakan analisis pendekatan Multi-atribut (Russel et al. 1997). Karena oil/water contact merupakan parameter penting untuk pembaharuan optimal, tegasan tertentu diberi estimasi water saturation dari seismic menggunakan klasifikasi kedua atribut dan analisis multi atribut untuk memprediksi langsung log derived kurva Sw.

METH

OD

Efek paling signifikan karena variasi jenis cairan terlihat pada sumbu Y dimana Mu*Rho. Mu*Rho merupakan tegasan geser dan dengan demikian tergantung pada impedansi geser. Distribusi pada crossplot ini memberi dukungan hipotesis atribut seismic dan data PS kususnya dapat merespon fluida reservoir di oil sand.

Hubungan antara atribut akustik yang berasal dari data sumur dan saturasi air

Dideskripsikan dua metode untuk memperkirakan saturasi air dari data seismik. Yang pertama menggunakan data P-wave sendiri dan yang kedua menggabungkan data PS.

data P-wave dibandingkan dengan data PS pada baris yang sama dengan zona pengembangan yang digariskan dalam kotak merah.

klasifikasi akhir volume seismic dengan menggabungkan atribut

PS yang dibandingkan dengan display seismik konvensional.

atribut seismik yang dimasukkan termasuk impedansi geser dan mu * rho. Sebuah perhitungan terpisah juga dimasukkan atribut yang berasal dari data frekuensi PS rendah. Fasies dan fluida yang diklasifikasikan dengan menggunakan hubungan data well dan hasil akhir dengan dan tanpa memasukkan data PS dibandingkan.

hanya 3 sumur yang digunakan untuk multi attribute 'training', ada 11 sumur pada volume seismik, meninggalkan 8 sumur tes blind

Peta ketebalan bawah air untuk kedua versi

menunjukkan bahwa incorporating data PS menghasilkan data yang lebih cocok dengan nilai-nilai yang sebenarnya sehingga berkontribusi untuk meningkatkan kepercayaan diri dalam peta akhir.

akurasi prediksi untuk kedua metode

CONC

LUSSIO

N

1. Clean sand shoreface berasal dari formasi Grand Rapids yang menerus dan dapat diprediksi tetapi kontak antar fluida bisa bervariasi secara bebas yang dapat dilihat dari strukturnya. Pada pengembangan operasi SAGD, mengetahui water contact sangat penting untuk keakuratan penempatan sumur. 2. Karakterisasi reservoir seismik dan interpretasi kuantitatif memiliki keuntungan yang signifikan dalam pasir perkembangan minyak memungkinkan identifikasi lebih percaya diri dari fitur geologi dan terkait kualitas reservoir dan kontinuitas.