interpretação orinoco belt Óleo pesado

20/7/2014 Interpretação Orinoco Belt Óleo Pesado

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Interpretação Orinoco Belt Óleo Pesado

Em preparação para usar IHS Unido Software

Jorge Acosta, PhD em Geofísica fevereiro 2011

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Abstrato

Este trabalho analisa algumas geológicos e geofísicoscaracterísticas do petróleo bruto e dos rochas reservatório noOrinoco Belt Oil. Respostas sísmicas esperados também são analisados,, bem como de dados sísmicos. Condições usuais e recomendaçõessão dados sobre o uso de indicadores diretos de hidrocarbonetos(DHI) e a utilização da IHS Unido atributos e espectralDecomposição de facilitar a interpretação.

Introdução

As características singulares de Orinoco Belt Oil reservatórios de óleo pesadoe sua importância estratégica convidar um estudo e preparação deos recursos disponíveis para a interpretação dos dados sísmicos.O objectivo é o de melhorar o desempenho de interpretação futurotrabalhar usando software IHS Unido.

Índice Tópicos

• Localização, a origem ea geologia do Orinoco Belt Petróleo (OOB)

• características Orinoco Belt Oil reservatório gerais

• Geological e caráter sísmico de intervalos produzindo OOB

• características geofísicas de óleos pesados e areias

• desempenho esperado dos diretos de hidrocarbonetos Indicadores(DHI) para o Orinoco Belt Oil, com recomendações parainterpretação sísmica usando software IHS Unido.

• Fundamentos de Decomposição Espectral (SD)

• Conclusões

Localização, a origem ea geologia do petróleo Orinoco

Belt (OOB)

O Orinoco Belt óleo (veja a Figura 1, em azul) é um campo de petróleo em grandeBacia do Leste da Venezuela (em vermelho) localizado na margem esquerda doo rio Orinoco, na Venezuela. Como mostra a Figura 1, o óleo de OrinocoBelt se estende de leste a oeste durante cerca de 650 km e cerca de 70km de norte a sul, para uma área total de 55,314 quilômetros quadrados.(USGS, 2010)

A Bacia do Leste é uma bacia foreland (Figura 2), criada pelocolisão diagonal e empurrão da Placa do Caribe sobre oSul americana placa, no final do pliocena e durante oMioceno. (F.Yoris y M. Ostos, 1997)

Figura 1: Bacia do Leste Venezuela (vermelho) e Orinoco Belt Oil(Azul) (USGS, 2010)

Figura 2: Corte esquemático da Eastern VenezuelaBacia (USGS, 2010)

O impulso sobre a plataforma era episódica e lento. Portanto,sistemas fluviais de download a partir do Escudo da Guiana teve tempo suficientepara manter o seu curso geral, fluindo do sul para o norte,através do aumento lento espessamento periférico do impulso,formando uma topografia bastante plana de origem fluvial, costeira e das marés(Bejarano, 2006), (Justiniano, 2007) (Bartok, 2003), que mais tarde

tornou-se arenitos do Mioceno. Eles foram saturados por o óleovindo das profundezas da bacia do norte, eo óleo perdidoas frações mais leves para formar reservatórios de óleo pesado no OrinocoFaixa Petrolífera, característica da Formação Oficina. Aqueles reservatórioarenitos, embora poroso e permeável, são formados por umanúmero variável de seqüências deposicionais com considerávelheterogeneidade fluxo interno causada por diferentes fácies e xistojustaposições de barreira que reduzem a eficiência de recuperação, tal como éilustrada na Figura 3 (Srinivasan). (Maria I. Jácome, Nick Kuszni,Felipe Audemard y Steve Flint, 2003)

Figura 3: Representação esquemática dos canais de justaposição (Srinivasan)

Em (LEV, 2007), a Formação Oficina é descrito como umalternância de xisto cinza, intercalados e inter-camas comarenitos e de cor clara, fina a grossa siltitos granulados.Componentes menores, mas importantes unidades, são camadas finas de linhita,xisto carbonáceo, e calcários finos. Carbonosomateriais são comuns. De um modo geral, tornar-se mais arenitosabundante, mais espesso e para a base de granulação mais grossaa formação.

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Características gerais dos reservatórios Orinoco Belt Oil

A Figura 4 ilustra as propriedades gerais dos reservatórios. Elemostra uma tabela de valores típicos do reservatório, e um representante

conjunto de registros de poços construídos para a parte central da Faixa do Orinoco.(C.Curtis, R.Kopper, E. Decoster, A. Guzman-García, C.Huggins,L.Knauer, M.Minner, N.Kupsh, LuzM.Linares, H.Rough, M.Waite,2002/2003)

Os reservatórios tendem a ser areias, relativamente rasas (cerca de2000 pés), não consolidada, com elevada porosidade (30 a 35%) epermeabilidade (1 a 17 D), a temperatura média (100-135oF, ou

Caráter geológicos e sísmicos de

intervalos de produção

Resposta sísmica da rocha depende da alteração da impedância,que é, em velocidade e densidade alterações.

A imagem da esquerda na Figura 5, a partir de uma modificação na (Balaguera, 2010),

mostra alguns perfis medidos num furo de sondagem. Eles são, da esquerdapara a direita: profundezas (MD), de raios gama (GR), densidade (ZDEN), sonic(DT), impedância acústica e refletividade. Em densidade areias limpasvalores estão próximos de 1,9 g / cm3, Enquanto que a densidade de folhelhos pode chegarvalores de 2,3 g / cm3, lenhites e cerca de 1,3 g / cm3, Fazendo lenhites



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40oC a 50oC), saturado com óleo pesado (geralmente de maior densidadeque a água), baixo teor de gás (60 a 70 pc / bbl), relativamente baixoviscosidade dinâmica (1200-2000 cp), baixa compressibilidade (80 a 90* 10-6psi-1) E de baixa pressão inicial (600-900 psi).

O conjunto de raios gama e de resistividade registros típicos do OrinocoCinto foi construído através da recolha de peças para ilustrar a assinatura doareias e seus personagens associados. Arenitos grossos de altaresistividade, como os A e B marcados na figura abaixo, a maioriaprovavelmente se originou a partir de um ambiente de rio depositar bem classificadasareias relativamente limpas de barro. No entanto, os pacotes de areia que mostramresistividade e raios gama perfis irregulares, como em C, correspondemàs mudanças areias finas com bandas de xisto, características deuma maior influência marinha, como os sedimentos depositados em deltaic eambientes de planícies de maré.

Figura 4: valores típicos de reservatório, e um conjunto representativo deregistros de sondagem (C.Curtis, R.Kopper, E. Decoster, A. Guzman-García, C.Huggins, L.Knauer, M.Minner, N.Kupsh, LuzM.Linares,

H.Rough, M.Waite, 2002/2003)

reflectores muito forte, como a coluna de reflectividade indica. A maioriaaltos valores de refletividade correspondem a possíveis lenhites (valores baixosde densidade e GR), enquanto a maioria das areias mostram baixa refletividade.

Registros típicos e propriedades de reservatórios na Faixa do Orinoco(Zuata). As pedras de areia de boa espessura e alta resistividade(A e B) provavelmente vem dos ambientes fluviais, enquanto maisareias finas e irregulares (C) tiveram influência marinha mais forte.

Figura 5: Exemplo de velocidade, valores de densidade e refletividade(Balaguera, 2010)

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Figura 6: Exemplo de resposta sísmica de lenhites e areias

(Delineado de canales con VSP, 2002)

Características geofísicas de óleos pesados e areias

Conceitos e gráficos apresentados nesta seção foram retiradas de



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Figura 5 a partir de uma modificação na (Balaguera, 2010), apresenta umexemplo de valores de velocidade sísmica típicos em rochas do Orinoco

Belt. Falta de compactação provoca baixos valores de velocidade de cerca de2.100 m / s (7000 m / s), que aumenta com a profundidade de um aproximado

taxa de mil metros por segundo para cada 400 pés.

Figura 6 compara registros furo e resposta sísmica de um VSPZero offset. Observamos:

• Alguns polaridades reflexão são duvidosos, como por AREIA I

• linhite ter uma resposta sísmica forte e muitas vezes prolongada

• frequência predominante é baixo e quase não resolve mais grossoestratos, como na areia II e III

(M. Batzle, R. Hofmann, Dh. Han, 2006), (De-hua Han, Jiajin Liu,,Micheal Batzle, de 2007), (De-hua Han, Hui-zhu Zhao, Qiuliang Yao,Michael Batzle, 2007) e (De-hua Han, Jiajin Liu, MichaelBatzle, 2006)

Óleo pesado apresenta em três fases: sólido (cristal), líquido semie líquido. As propriedades de cada fase depende fortemente do petróleocomposição e temperatura (Figura 7 (a), (b) e (c), e de um

menor grau, sobre a pressão (Figura 7 (c).

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Figura 7: (a) e (c): a velocidade da onda P de óleo pesado, (b) onda S

velocidade de óleo pesado, (d) a velocidade da onda P de amostras de areia de óleo pesado,todos provenientes de referências citadas antes

Propriedades de petróleo pesadas são semelhantes às propriedades de petróleo leve paratemperaturas acima do ponto de fusão (MP). Figuras 7 (a), (b) e(C) mostram que o óleo de amostras estudadas têm valores entre 50 MPoCe 70 oC.

Acima disso, P-ondas velocidade aumenta linearmente com a diminuiçãotemperatura (Figuras 7 (a) e (c)), enquanto a onda S é praticamenteinexistente para temperaturas acima de 50 a 70oC (Figura 7 (b)).

Ao diminuir a temperatura abaixo de MP, óleo pesado muda a sua

fase de baixa viscosidade do líquido para a fase semi-sólida, drasticamenteaumentar a sua viscosidade. Então, a velocidade S-onda torna-se

velocidade mensurável e P-ondas cada vez mais se afasta da luztendência de petróleo, com maior valor de gradiente.

Ainda mais frio, que entra na fase de vidro, quando a viscosidade

aumenta para além do ponto de cristalização, definidos pelavalor de 1013Poise. Em baixa temperatura, óleo pesado tem seu mais altoviscosidade e actua fisicamente como um sólido, com o correspondentemódulo de corte eficaz e S de propagação da onda.

Valores de Vp e Vs na Figura 7 (a) e (b), respectivamente, revelam queóleos pesados com menor API apresentar maior temperatura MP, maiorvalores de Vp e Vs, e maior onda P velocidade desvioa tendência da fase líquida.

Pesados módulos elásticos de petróleo e velocidades sísmicas são fortementedependente da temperatura e frequência. Por conseguinte, o óleo pesadopropriedades medidas no intervalo de ultra-sons (10510 6Hz), sonic

range (104Hz), e gama sísmico (10 a 100 Hz), pode dar muitovalores diferentes.

Velocidades de petróleo pesado para ondas P e S (Vp e Vs) mostram um

relação sistemática com a gravidade API, temperatura, pressão,GOR, e são dispersivo, quando o petróleo pesado é no seu estado quase sólido.

Velocidades sísmicas em areias saturadas de óleo pesado são principalmente

controlada pelas propriedades do petróleo.

A Figura 7 (d) apresenta um conjunto de velocidade acústicamedições em amostras de Alberta (velocidade medida

Os dados sobre os pesados Oil Sands, 2008); ele mostra claramente que o óleo pesadoareia velocidade sísmica é controlado principalmente pelas propriedades de petróleo pesado.P e S velocidades das ondas em diminuição de petróleo pesado com o aumento datemperatura, e também fazê-lo em areia saturada com ele.

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A temperaturas inferiores ao ponto de fusão (pf = 60oC a 80oC)óleo pesado é sólido ou quase sólido. É sismicamente dispersiva ealtamente atenuante. Da mesma forma, a velocidade da onda P em arenitoamostras saturadas com esta diminuição de petróleo pesado com o aumento da

temperatura a uma taxa de cerca de 10 (m / s) /oTemperaturas C. Emsuperior a MP, a velocidade diminui quase linearmente (3 a 4 (m / s) /oC) e a sua dispersão é negligenciável.

(De-hua Han, Hui-zhu Zhao, Qiuliang Yao, Michael Batzle, 2007)Analisados aumento do módulo de cisalhamento rocha eficaz com óleo pesadosaturação, e propôs que os principais fatores que afetam a velocidadeestão relacionados a mudanças na viscosidade do óleo e módulo de cisalhamento, einteração óleo pesado com grãos de rocha. De redução de velocidade nofases sólidas e quase sólidos corresponde à viscosidade e ao cisalhamento

diminuição gradual do módulo com o aumento da temperatura. Otransição abrupta dessas propriedades no MP explica a

mudando a interação entre os grãos de areia de petróleo e pesados. Ele vaide ser parte da matriz de rocha, em óleo MP torna-se um fluido dos poros.Para temperaturas além de óleo MP tem muito pouca resistência ao cisalhamento.

Há também uma dependência das propriedades de frequência: aquanto maior a frequência, maior é a rigidez.

Além disso, as equações Gassmann descrever bem a velocidadeda areia para temperaturas correspondentes a líquido de óleo pesadofase, mas produzem menor do que os valores de velocidade medidos para o

intervalos de fase de óleo sólidos e semi-sólidos.

Desempenho esperado dos Hidrocarbonetos direto Indica-

res para a Faixa Petrolífera do Orinoco,

e recomendações para a interpretação sísmica

A primeira coluna da tabela a seguir apresenta oito geralDireto de Hidrocarbonetos Indicadores (DHI) sugeridos pelo (Regueiro,2010). Alguns comentários sobre o seu pedido de Orinoco OilCaso da correia estão na segunda coluna e, na terceira coluna, háé uma lista de algumas sugestões para otimizar o uso de DHI.

DHI Observações sobre DHI em OOB Recomendações

1 Amplitude acimafundo (Bright Spot)

Linhite são comuns e têm um fortee resposta alargada

• edição cuidadosa e calibração de toras de poço• Identificar e caracterizar cada resposta sísmica

a localização do poço• Identificar os horizontes e respostas importantes• Esteja ciente de temperatura areias em poços• variáveis elásticas definição para litologia e

estimativa de saturação• definição do tipo de resposta AVO para areias betuminosas

e reflectores importantes

2 Os dados sísmicos contraresposta esperada

• Muitas vezes, mas principalmente em profundidades rasas:o Reflexão polaridade é duvidosaO Altera Velocity pouco dependem litologiao mudanças de impedância dependem mais

variações de densidade• contrastes Areia / Shale impedância são

geralmente pequenas• Baixa freqüência dominante que muitas vezes só

resolve intervalos de areia bruta• velocidades P e S em areias de petróleo são muito

sensível à temperatura3 Freqüência / Character

mudar a fluidos contatos• contraste de impedância Fluid pode ser muito pouco

para temperaturas próximas e mais de MP,mas poderia ser forte para temperaturasinferior a MP

• Perto MP, resposta de freqüência sísmicapoderia ser muito diferente da acústicaou ultra-acústica

• Aumentar as amplitudes de dados sísmicos e de frequênciabanda através de inversão e AVO se necessário

• Litologia e estimativa de saturação invertidodados sísmicos

4 Amplitude e / ouSombras de freqüência

Principalmente para média e altas freqüências sísmicas(Por exemplo 50Hz)

• Estrutura e estratos definição usando espectralDecomposição e outros atributos

• Atributo análise de acordo com a freqüênciae temperatura esperada resposta sísmica

5 Conformação de estrutura• As pequenas depressões e líquido óleo pequeno contrasteesconder inconformidades.

• A água pode ser sobre o petróleo6 Manchas planas Areias finas, pequenas depressões e baixo contraste poderia

esconder manchas planas



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7 Velocity empurrar para baixo deimagem tempo

Difícil porque a maioria das areias são finas evelocidades geralmente baixa

8 Gás Chaminé Nenhuma exemplo conhecido em OOB

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As quatro primeiras recomendações na tabela esquerda (log ediçãoe de calibração, a identificação e caracterização de reflectores,e faixas de temperatura) são procedimentos convenientes para qualquerinterpretação, mas eles têm uma importância especial na OOBreservatórios, porque a seqüência sedimentar de produzirintervalos é normalmente numa janela caracterizada pelo rápido aumento

de compactação com presença abundante de hidrocarbonetos elinhites, que dificultam a aplicação usual de pistas sobre sísmicospolaridade e intensidade de contrastes de impedância.

O uso geral de diversos atributos é uma obrigação, porque freqüênciafaixas comuns em dados sísmicos são bastante baixos para separar otopo e base da maioria das areias. Muitas vezes, apenas areias grosseiras aparecer bemresolvido, mas eles tendem a ser areias de água por causa da sua elevadaporosidade e permeabilidade, baixo mergulho e falta de barreiras de xisto.

Figura 8: atributos para aumentar o efeito da presença do fluido.

(SMT, 2010)

Vários atributos podem ser empregados (Hart @ SMT), (Roden, 2008).

Por exemplo, de SMT Kingdom TracePAK pode gerar de duraçãoSoma para melhorar a mudanças no padrão horizontal, uma vez que este atributoé a adição ou a integração dos valores de amplitude, com profundidade(Figura 8).

Funções em Rock Atributos Sólidos do Reino (RSA) também poderia serusado para gerar atributos que ajudam a ver uma mudança na freqüênciae / ou personagem. Como mostrado na Figura 8, o instantâneoatributo de freqüência Envelope ponderada ea normalizadoamplitude de cosseno de fase instantânea (Normalizado

Amplitude (Cosine de fase instantânea)) ajudam a identificar umrecurso de indicação de hidrocarbonetos.

Decomposição Espectral (SD) e instantânea espectral

Análise (em Unido RSA) são particularmente úteis para stratigraphicinterpretação de depósitos aleatórios, como a distribuição abandonadocanais de rios e deltas.



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Fundamentos sobre Decomposição Espectral

Decomposição espectral baseia-se no "Sintonia" de sinalfreqüência e espessura de areia. Sua base física é ointerferência de padrões de ondas geradas por partes superior e inferiorda areia. Para um determinado comprimento de onda, a interferência entrereflexões de sinal oposto resumir, produzindo um ponto brilhanteem termos de espessura. Em outras palavras, o conteúdo de frequência

modula a amplitude dos dados sísmicos, e os destaquesa imagem da espessura stratigraphic relacionada com os dadosfreqüências dominantes.

Figuras 9 - I, II e III apresentam um esboço explicativo retirado(Decomposição Espectral para padrões Sísmicos estratigráficas,2003). A Figura 9 I apresenta uma característica que varia em stratigraphicespessura. Se o conteúdo de freqüência é elevada (por exemplo, 30Hz), espessuras"Sintonizado" e destacou com a maior amplitude são finos (emturquesa), como na Figura (II). Se a largura de banda é dominado por baixo

aspectos freqüências (por exemplo 15 Hz) mais grosso estratigráficas são destaque(A vermelho), como na Figura (III).

Figura 9: Decomposição Espectral esboço explicativo retirado

(Decomposição Espectral para padrões Sísmicos estratigráficas, 2003)

O procedimento para obter Decomposição Espectral para a interpretação

é mostrada na figura 10, modificado a partir de (Partyka, GA, GridleyJM, e Lopez, J., 1999). O bidirecional em tempo Sub-volume deinteresse (x, y, t), limitado por horizontes seleccionados no InterpretadoVolume de sísmica 3D, é transformada de Fourier para produzir umvolume de espectral instantânea (x, y, f), onde a afinação parafreqüência dominante deve ser evidente. Isso Cube Sintonia

consiste em três componentes: interferência camada fina, multiplicado porwavelet overprint, mais ruído. Ao equilibrar a amplitude waveletsem degradar a informação geológica, o cubo de sintoniaé reduzido a interferência cama fina e do barulho. Amplitude énormalizado em cada fatia (x, y, f) ou folha de frequência, para minimizara modulação de amplitude, devido ao efeito de wavelet, e eles

são passados, observando um após o outro, como um filme, para detectarafinações amplitude.

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Figura 10: processo de decomposição espectral, modificado a partir de(Partyka, GA, Gridley, JM, e Lopez, J., 1999).

Um exemplo da aplicação deste processo para a

O fluxo de trabalho foi a seguinte:

1. Decomposição espectral de horizontes sísmicos relacionados àdepósitos da parte superior do reservatório. Detecção de gás em



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determinação de petróleo e gás (GOC) e óleo-água (OWC) contatosem um campo perto da OOB pode ser encontrado em (contatos de fluidos e líquidos-pagar identificação em três reservatórios de fase, de 2009). Este relatóriodescreve uma interpretação abrangente de dois sísmica 3D

atributos: a decomposição espectral e pseudo-impedânciasinversão de 165 km2 reprocessado dados sísmicos 3D, para identificarcontatos de fluidos (GOC e OWC) de reservatórios de petróleo pesado no campoUracoa perto OOB, ao sul de Monagas, no leste da Venezuela. VerA Figura 19 (fig. 5, em referência mencionado).

O desenvolvimento deste trabalho foi baseado na evidência teóricapara redução de velocidades sísmicas na presença de elevado (GOR) de gásconteúdo de óleos pesados (De-hua Han, Jiajin Liu, Micheal Batzle,,2007), e espero que acumulações de gás eram detectáveis, desde

seu contraste sísmica pode ser observado nos registros de poços devários poços: dois poços onde a alta GOR (> 24000 scf / barril)foi produzido, e alguns outros que apresentaram gás livre sobre oóleo. Os resultados são mostrados na Figura 11 (esquerda).

a seção de 50Hz espectral decomposição, que marcoua extensão lateral do gás e do GOC, após a calibração profundidadedo teor de gás em toras furo e produção de petróleo de poçosno interior desta área.

2. Para diferenciar entre amplitudes com e semgás, uma curva detuning foi construído através da remoçãoamplitudes elevadas, associadas ao gás, a partir do tempo vsCurva Amplitude.

3. Um cubo Pseudo-impedância invertido foi obtido a partir dedados desafinado e interpretados.

4. Low impedâncias provou corresponder a distribuição de areia.Combinação de amplitudes desafinadas e mapa obtidosimpedância permitiu a detecção de areia líquida abaixo daGOC e acima da OWC. Aquelas areias foram interpretadosser oleaginosa.

Modificado de: Partyka, GA, Gridley, JM, e Lopez, J. 1999,

Interpretar horizontes

Selecione intervalo

Compute espectros

(TracePAK)

Normalizar amplitude em folha

xy

T

xx

T

yx

freq

y

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Figura 11: Campo Uracoa alvos net pay selecionados para dois novoslocais de perfuração por Spectral Decomposição e Pseudo-

Interpretação de impedância, retirado de (contatos fluidos eidentificação net pay em três reservatórios de fase, de 2009).Direita: Cedo Areia "D" natureza deposicional bruto mostradopor SD Envelope Sub-banda de 32 Hz em 1,456 segundo,retirado (Hart @ SMT)

Outro procedimento para usar decomposição espectral parainterpretação, provavelmente mais robusto, é descrito por(Roden, 2008) e empregada no software IHS Unido:

1. Selecione a área de interesse sobre as amplitudesseção interpretação.

2. Calcular o espectro de frequências na área de interessecom TracePAK.

3. Selecione o atributo na RSA Decomposição Espectral(Decomp espectral Atributos), como a janela de imageminFigure 12 shows.

4. Inicialmente determinar um número razoável de sub-bandas(Por exemplo, 5 a 10).

5. Selecione as freqüências de início e fim de cada sub-banda,de acordo com o espectro de dados, garantindo que a sub-bandasextremos são principalmente incluídos na largura de banda de dados.Isso é conseguido através da escolha de tipo e número de sub-bandas.

6. Localize a sub-banda, onde o evento sísmico de interessetem a maior amplitude e, por sua frequência central(FC), calcular a espessura tuning (TT = comprimento de onda / 4)para a velocidade sísmica (V) no evento. Desde:

Figura 12: IHS Unido RSA Análise Espectral de decomposiçãotelas com 10 sub-bandas linearmente escolhido entre 5 Hz e

90Hz, feita a partir de (Roden, 2008)

7. A selecção de divisão linear da largura de banda dos dadosproduz o número especificado de faixas de igual largura.A largura depende do número escolhido. Um exemplo émostrado nas Figuras 12 e 13.

8. A escolha de dividir a largura de banda em oitavas de dados,mostrado na Figura 13, na parte superior, produz o especificadonúmero de bandas, com o aumento da largura. A largura totalde cada banda é a oitava da freqüência central (FC).Portanto, se o FC = 90 Hz, a janela da banda estendede 45Hz a 135Hz. Mas se FC = 13Hz, as gamas de janelade 6,5 Hz a 19,5 Hz.

9. No entanto, em ambos os tipos de escalas, limites significativos para cadasub-banda são as frequências em que a amplitude dojanela atinge metade do máximo.

10. Espessuras Sempre calibre calculado com disponívelbem informação.

11. Se necessário, redefinir o número de sub-bandas e a sualarguras para melhor definir a espessura dos objectivosinterpretar.

12. A saída de sub-bandas por envoltórios de banda de freqüência é umbom método para identificar as elevadas amplitudes do que mayindicam as freqüências específicas da entonação.

13. As bandas sub-freqüência que não são totalmente compreendidas dentroa largura de banda de dados sísmicos freqüência produzir erradoAfinação da frequência, especialmente para baixas frequências. 14. Adecomposição linear em sub-faixas estreitas (por exemplo, <4 ou 5Hz) pode causar zumbido, que está quebrado ou afinação oscilante,especialmente para altas freqüências.

15. A decomposição linear em bandas de sub-oitava tende aproduzir bons resultados para as frequências baixas e médias, masa sua largura em altas frequências pode levar a alguma espessurafalta de definição.

V = Frequência * Wavelength g TT = (V / FC) / 4

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Figura 13: Bandas de oitavas (em cima) e de bandas linear (parte inferior)com espectro sísmico sobrepostos, de (Roden, 2008)

Se faixa de freqüência de dados sísmicos é mais curto do que o necessário para mostrar-seestrutura de sedimentos, e decomposição espectral "per se": não écapaz de discriminar as estruturas alvo, então atributos adicionaispodem ser combinados com a decomposição espectral, como é explicado em

exemplo a seguir retirado (Hart @ SMT).

A interpretação (Hart @ SMT) foi realizada como parte de um

3. Para definir o que é pensado para ser a arquitetura vale preenchimento,Kingdom RSA atributos geométricos foram atropelados aSD Envelope volume de Sub-band_32 entre 1,4 e 1,6segundos. Atributos geométricos responder às mudanças noestrutura do reservatório e estratigrafia.

4. Dip instantâneo do volume de Sub-band_32 SD Envelopedeu a melhor apresentação do que se acredita ser ovale encher arquitetura. Os resultados são mostrados na Figura 14(Esquerda), com opacidade cortada para que o vale assumidoencher complexo permanece opaco e o resto do volume



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projeto de recuperação avançada de secundário para Sooner "D" Unidade Areia,uma areia Cretáceo estratigráfica armadilha localizada na Weld County,nordeste Colorado EUA. O depósito é considerada como uma forma de funilestuário boca e vale preencher, que consiste de uma série de verticalmentecanais empilhados, a maioria deles 30 pés de espessura ou menos, cada um com umespessura máxima individual de 70 pés. The Sand D está localizadosísmica em aproximadamente 1,45 segundos. tempo em dois sentidos.

A análise espectral revelou que o intervalo em torno da areia D, temuma freqüência dominante perto de 55Hz, para que a espessura de ajuste é de 61pés ((13500 pés / seg / 55Hz) / 4) e na maioria das espessuras são

abaixo desta. No entanto, a interpretação foi tentada noseguinte forma:

1. Um intervalo de dados sísmicos entre 1 e 2 segundos foiinterpretado usando o software de decomposição espectral (SD) eRocha Atributos Sólidos (RSA) de Seismic Micro-TechnologyInc. IHS Unido Software.

2. Atributos de decomposição foram selecionados a partir de SD EnvelopeAtributos Sub-band com as configurações automáticas para criar dezsub-bandas em uma escala linear. Depois de examinar os váriossub-bandas, observou-se que o volume da sísmicaSD Envelope Sub-banda centrado em 32Hz (sintonização de 100metros de espessura), na Figura 11 (direita), mostra D Sands brutonatureza deposicional, aparentemente imagem da mais ampla emais espessa vale geral encher depósitos, representado pelo amareloe laranja mostrado no lado direito da Figura 11, mas ofluvial complexo vale preenchimento ainda não está claramente definido.

torna-se transparente.5. Além disso, a função de mistura ou "coblending" doatributos SD instantânea Dip e Shale Indicador SD foiusado para melhorar a posição das zonas de areia, como mostradona Figura 14 (à direita), onde as cores brilhantes são acreditados para serassociado ao vale encher enquanto as cores mais escuras sãoindicativo de xisto.

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Figura 14: Dip instantâneo do SD Envelope Sub-band_32o volume deu a melhor apresentação do que se acreditava servale encher arquitetura. Direita: "coblending" de atributos SDDip instantânea e SD Shale Indicator, onde as cores brilhantes sãoacredita-se estar associada com o vale preencher enquanto as cores mais escuras

são indicativos de xistos. (Hart @ SMT)

Recomendações sobre Decomposição Espectral

Decomposição Espectral (SD) e instantânea espectralAnálise (SRA) pode ser usado como:

• Fina detector areias: Observamos o movimento de altaamplitudes de muito grossa para as partes mais finas como freqüênciaaumenta. Respostas de amplitude e os resultados dependem SDdo tipo de sedimentação. O conhecimento adequado dageologia da área é fundamental para compreender de onde geralpode haver hidrocarbonetos.

• indicador de hidrocarbonetos direto: modelagem da sísmicaresposta técnica e SD pode ser usado para determinaro efeito do óleo sobre o espectro de frequênciaformações de interesse. Mas as freqüências específicas paracamadas de hidrocarbonetos saturados pode depender, em parte, ocaracterísticas de hidrocarbonetos. A análise detalhada do bemregistros e levantamento sísmico contemporânea refletiria reservatório



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condições. Informações de produção é importante verificarque as anomalias de amplitude corresponde ao óleo e não para a outrafatores.

• Fina indicador reservatório de gás: através da análise de atenuação ebaixas frequências sombras abaixo de uma camada fina, a possívelpresença de hidrocarbonetos é indicado.

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A fim de obter resultados mais precisos e pontuais é

essencial conhecer em detalhes o processo de aquisição de dados sísmicos,os parâmetros de processamento e, em geral, para ter tantoprocessados dados sísmicos possível.

Conclusões

• interpretação sísmica da Faixa Petrolífera do Orinoco requercuidados especiais devido aos seus corpos de areia indescritíveis, sua duvidosacontraste de impedância, e por seu caráter sísmica éfortemente dependente das características do óleo pesado quesatura-los.

• Espera-se que os recursos da SpectralDecomposição e outros atributos, tais como a acústicae impedância Elastic traços ou volumes invertida, seriapermitir a discriminação das características do reservatório de areias eas suas estruturas.

• Cuidado especial deve ser colocado em correlação e calibraçãocom informações bem de todos os tipos, desde geológica,petrofísica e geofísica até dados de produção.

• Os dados sísmicos deve ser da mais alta qualidade em termosde minimizar o ruído e maximizar a faixa de freqüência.



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Para mais informações

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interpretação orinoco belt Óleo pesado

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