Rock Physics Modelling
Gambaran awal data (figures 1a & 1b) menunjukkan bahwa data mempunyai kualitas yang wajar dan sesuai dengan identifikasi model teoritis. Berdasarkan pemahaman bahwa litologi sesuai dengan model yang diusulkan dan mempunyai tren yang jelas, teknik forward modelling dapat digunakan untuk memprediksi yang tidak diketahui. Dua skenario utama dalam permodelan adalah apa yang terjadi dengan variabel kandungan fluida dan apa yang terjadi dengan variasi litologi.
Figure 1a&1b. Analisa Crossplot ; Plot A: Vp (sumbu x) vs Rho (sumbu y), colored code vshale. Data log awal dari 12 sumur pada Brenda area diatas area of interest. Trend lines menggambarkan hubungan regional sand (biru) dan shale (hitam). Plot B: Vp (sumbu x) vs Vs (sumbu y) dari sumur dengan data log yang tersedia diatas area of interest. Trend lines menggambarkan hubungan regional sand (kuning), shale (coklat) dan limestone (biru).
Dengan membawa teori Rock-Physics; seperti hubungan Greenberg-Castagna’s Vp/Vs (1992); Properti fluida Batzle & Wang (1992); Gassmann’s Fluid substitution (1952); Persamaan Zoeppritz (1919); tuning thickness models; dan lainnya, bersama data yang dihasilkan model, sangat mungkin untuk menghitung spesifik attribut dan sensitivitas reservoir terhadap litologi dan variasi fluida, dan selanjutnya diterapkan pada data seismik.
Figure 1a&1b. Analisa Crossplot ; Plot A: Vp (sumbu x) vs Rho (sumbu y), colored code vshale. Data log awal dari 12 sumur pada Brenda area diatas area of interest. Trend lines menggambarkan hubungan regional sand (biru) dan shale (hitam). Plot B: Vp (sumbu x) vs Vs (sumbu y) dari sumur dengan data log yang tersedia diatas area of interest. Trend lines menggambarkan hubungan regional sand (kuning), shale (coklat) dan limestone (biru).Dengan membawa teori Rock-Physics; seperti hubungan Greenberg-Castagna’s Vp/Vs (1992); Properti fluida Batzle & Wang (1992); Gassmann’s Fluid substitution (1952); Persamaan Zoeppritz (1919); tuning thickness models; dan lainnya, bersama data yang dihasilkan model, sangat mungkin untuk menghitung spesifik attribut dan sensitivitas reservoir terhadap litologi dan variasi fluida, dan selanjutnya diterapkan pada data seismik.
Persamaan Gassmann (1952) telah digunakan pada forward modelling untuk memprediksi masing-masing karakteristik sumur dibawah variabel kondisi fluida, berkisar dari water filled hingga high oil saturation 80%. Contoh yang dapat diamati pada track 5-7, figure 2, sedangkan porositas awal dan saturasi dapat dilihat pada track 3 dan 4. Hasil fluid substitution dari initial logs (hijau) dan pseudo water filled (biru). Subsitusi dari hidrocarbon (hijau) hingga air (biru) menunjukkan peningkatan pada compressional velocity dan densitas, sedangkan shear velocity secara relatif konstan. Set pertama sintetik menunjukkan AVA gathers untuk skenario initial hydrocarbon filled, sedangkan set kedua untuk skenario water filled. Terdapat peningkatan amplitudo secara signifikan dimana terjadi subsitusi air dari minyak. Ini juga penting dicatat bahwa amplitudo baik pada kasus air dan minyak mempunyai amplitudo yang kuat pada near stack dan amplitudo menurun dengan bertambahnya sudut, sehingga menghasilkan gradien AVA negatif.
Figure 2. Garis merah putus-putus menggambarkan sand-shale interface dan track 9 merupakan AVA sintetik yang dihasilkan dari pseudo water filled.
Xu dan White (1995) mengembangkan model teoritis untuk kecepatan pada shaley sandstones. Dinyatakan bahwa clays bias dan terpecah-pecah dalam model standar porositas-kecepatan, karena pada umumnya membentuk pori dengan aspek rasio lebih kecil daripada butiran pasir. Xu-White model digunakan untuk menghasilkan compressional velocity (Vp), shear velocity (Vs) dan densitas (Rho) menggunakan Xu dan White (1995) clay-sand mixture model dan persamaan Kuster dan Toksöz (1974) mengenai differential effective medium (DEM) (Keys dan Xu, 2002). Gambaran penting dari fungsi tersebut adalah bentuk dari porosity inclusions dapat dispesifikasikan menggunakan shape factor. Sehingga efek perubahan geometri pori pada Vp, Vs dan densitas, dan maka respons seismik dapat diinvestigasi.
Figure 2. Garis merah putus-putus menggambarkan sand-shale interface dan track 9 merupakan AVA sintetik yang dihasilkan dari pseudo water filled.Xu dan White (1995) mengembangkan model teoritis untuk kecepatan pada shaley sandstones. Dinyatakan bahwa clays bias dan terpecah-pecah dalam model standar porositas-kecepatan, karena pada umumnya membentuk pori dengan aspek rasio lebih kecil daripada butiran pasir. Xu-White model digunakan untuk menghasilkan compressional velocity (Vp), shear velocity (Vs) dan densitas (Rho) menggunakan Xu dan White (1995) clay-sand mixture model dan persamaan Kuster dan Toksöz (1974) mengenai differential effective medium (DEM) (Keys dan Xu, 2002). Gambaran penting dari fungsi tersebut adalah bentuk dari porosity inclusions dapat dispesifikasikan menggunakan shape factor. Sehingga efek perubahan geometri pori pada Vp, Vs dan densitas, dan maka respons seismik dapat diinvestigasi.
Metodologi Xu-White (1995) digunakan untuk menghitung secara prediktif Vp, Vs dan Densitas, yang selanjutnya dioptimasi pada data log dan "gangguan" kemudian dihitung untuk mencari efek kuantitatif dari meningkatnya Vshale didalam Forties interval. Metodologi Xu-White menggunakan litologi water wet sehingga dimana HC berada, persamaan Gassmann’s digunakan untuk membawa kembali keluar dan mengganti air terlebih dahulu hingga lithology modelling pore fill, jika kandungan shale rendah sehingga gradien negatif. Meskipun fluid fill mempengaruhi magnitudo AVA gradien pengaruhnya hanya kecil relatif terhadap pengaruh litologi. Juga kehadiran HC meningkatkan gradien.
Figure 3. Track 5 menggambarkan initial synthetic diatas range angle 0-50 degrees. Tracks 6, 7 & 8 menggambarkan sintetik menggunakan pseudo well logs yang dibuat untuk meningkatnya kandungan shale dari kiri ke kanan diatas zona reservoir. Garis merah putus-putus menggambarkan shale-sand interface dan karakteristik sintetik AVA.
Seismic Inversion
Figure 3. Track 5 menggambarkan initial synthetic diatas range angle 0-50 degrees. Tracks 6, 7 & 8 menggambarkan sintetik menggunakan pseudo well logs yang dibuat untuk meningkatnya kandungan shale dari kiri ke kanan diatas zona reservoir. Garis merah putus-putus menggambarkan shale-sand interface dan karakteristik sintetik AVA.Seismic Inversion
Terdapat bermacam-macam tipe seismik inversi; namun hanya dibahas colored inversion dan model-based inversion. Kedua metoda ini menggambarkan efek AVA pada domain pre-stack dan menggunakan informasi Vp, Vs dan densitas. Dimana Vp dipengaruhi oleh pore fill, Vs lebih baik dalam menunjukkan variasi pada rock framework. Kekuatan inversi adalah menyederhanakan gambaran seismik dengan menghilangkan efek wavelet, sehingga dapat memberikan pemahaman lebih baik mengenai stratigrafi, litologi, dan variasi pore fill. Impedance yang menjembatani gap antara variasi petrofisik dan amplitudo seismik.
Conolly (1999) mengenalkan elastic impedance yang ekuivalen dengan acoustic impedance tapi pada non-normal incidence. Input yang digunakan untuk menghasilkan log EI adalah Vp, Vs, dan densitas. Ketika tidak terdapat Vs digunakan metode Greenberg-Castagna untuk memprediksi (Wet Sands dan shales).
Coloured Inversion
Lancaster and Whitcombe (2000) mengenalkan teknik color inversion yang merupakan pendekatan sederhana untuk mengestimasi nilai relative impedance. Manfaatnya adalah kemudahan dalam interpretasi dan seismik atribut, tidak muncul adanya artefak, yang mungkin ada pada teknik inversi deterministik, dan teknik inipun cepat dan mudah untuk diterapkan. Kelemahannya adalah bahwa, sebagai atribut seismik, ini tidak lebih daripada absolut properti, sehingga tidak dapat digunakan untuk interpretasi kuantitatif dari karakteristik reservoir. Alasan untuk ini adalah bahwa efek tuning tidak ditangani dalam rapid lateral variation.
Dengan melihat variasi impedance dalam figure 4, pada inverted stack impedansi rendah akan tampak pada higlighting area dan gradient impedance pada figure 5, yang merupakan indikasi sands, masih ada strong negative gradient. Hal ini mendukung manfaat dalam menggunakan AVA gradient stack, dan inversion product yang dihasilkan dari itu, untuk menggambarkan sistem reservoir dan bukan sekadar menggunakan inverted near stack untuk menggambarkan litologi.
Figure 4. a) Near Stack coloured inversion ; (b) Far Stack coloured inversion
Figure 5. Gradient Impedance section
Model-based Inversion
Untuk memperoleh absolute impedances dari relative impedance trace inversions, low frequency model perlu ditambahkan ke relative impedance inversion. Ini berasal dari interpolasi sederhana data well log atau dapat diturunkan dari data stacking velocity. Sementara itu, relative impedance menggambarkan variasi pada interface, maka dapat dipengaruhi oleh variasi dalam shale overburden, absolute impedance secara teori harus mengakomodasi untuk ini.
Tujuan dari seismik inversi di sini adalah untuk menghubungkan amplitudo data seismik pada model impedance (berasal dari perhitungan impedansi akustik (AI) dan impedansi elastik (EI) logs). Ini dibangun berdasarkan algoritma maximum likelihood deconvolution. Ini bekerja atas dasar bahwa wavelet dikenal dan model impedance menggunakan frekuensi rendah sebagai titik awal. Dibuat broadband reflectivity dan diubah hingga hasil sintetik match dengan real trace pada tiap-tiap sampel. Kemudian dicoba mencari volume impedance optimum yang menggambarkan data seismik, dengan membandingkan synthetic volume dengan real seismic.
Figure 6. Acoustic impedance vs elastic impedance cross-plot. Coklat = shale, Hijau = oil sands, Biru = water sands.
Absolute acoustic impedance dan elastic impedance (figure 7a & b) volumes menunjukkan tingkat kemiripan yang relatif besar dengan relative (coloured) impedance volumes (figure 4). Namun, nilai-nilai yang ditunjukkan adalah mutlak dan bebas dari litologi di atas. Selain nilai-nilai yang diamati di bagian-bagian yang kemudian dapat langsung terhubung dengan crossplot. Nilai EI rendah digambarkan pada figure 7b memiliki nilai sekitar 350-370 bahwa ketika mengamati crossplot akan dipandang kemungkinan sebagai oil bearing sands. Juga, hasil tidak boleh terdistorsi oleh efek tuning. Lokasi target kemudian dibor untuk mengenai anomali yang diusulkan, dan membatasi sejauh mana akumulasi, dan volume impedance yang digunakan dalam memprediksi properti. Volume elastic impedance bersama dengan gradient impedance digunakan untuk mengidentifikasi akumulasi minyak. Semakin rendah nilai anomali EI semakin rendah risikonya.
Figure 7. a & b) Absolute Acoustic dan elastic impedance section. Red solid lines menggambarkan low risk targets. Red dashed lines menggambarkan medium risk targets.
Courtesy Icon Science Pacific Pty. Ltd, IPA 2008.
Conolly (1999) mengenalkan elastic impedance yang ekuivalen dengan acoustic impedance tapi pada non-normal incidence. Input yang digunakan untuk menghasilkan log EI adalah Vp, Vs, dan densitas. Ketika tidak terdapat Vs digunakan metode Greenberg-Castagna untuk memprediksi (Wet Sands dan shales).
Coloured Inversion
Lancaster and Whitcombe (2000) mengenalkan teknik color inversion yang merupakan pendekatan sederhana untuk mengestimasi nilai relative impedance. Manfaatnya adalah kemudahan dalam interpretasi dan seismik atribut, tidak muncul adanya artefak, yang mungkin ada pada teknik inversi deterministik, dan teknik inipun cepat dan mudah untuk diterapkan. Kelemahannya adalah bahwa, sebagai atribut seismik, ini tidak lebih daripada absolut properti, sehingga tidak dapat digunakan untuk interpretasi kuantitatif dari karakteristik reservoir. Alasan untuk ini adalah bahwa efek tuning tidak ditangani dalam rapid lateral variation.
Dengan melihat variasi impedance dalam figure 4, pada inverted stack impedansi rendah akan tampak pada higlighting area dan gradient impedance pada figure 5, yang merupakan indikasi sands, masih ada strong negative gradient. Hal ini mendukung manfaat dalam menggunakan AVA gradient stack, dan inversion product yang dihasilkan dari itu, untuk menggambarkan sistem reservoir dan bukan sekadar menggunakan inverted near stack untuk menggambarkan litologi.
Figure 4. a) Near Stack coloured inversion ; (b) Far Stack coloured inversion
Figure 5. Gradient Impedance section Model-based Inversion
Untuk memperoleh absolute impedances dari relative impedance trace inversions, low frequency model perlu ditambahkan ke relative impedance inversion. Ini berasal dari interpolasi sederhana data well log atau dapat diturunkan dari data stacking velocity. Sementara itu, relative impedance menggambarkan variasi pada interface, maka dapat dipengaruhi oleh variasi dalam shale overburden, absolute impedance secara teori harus mengakomodasi untuk ini.
Tujuan dari seismik inversi di sini adalah untuk menghubungkan amplitudo data seismik pada model impedance (berasal dari perhitungan impedansi akustik (AI) dan impedansi elastik (EI) logs). Ini dibangun berdasarkan algoritma maximum likelihood deconvolution. Ini bekerja atas dasar bahwa wavelet dikenal dan model impedance menggunakan frekuensi rendah sebagai titik awal. Dibuat broadband reflectivity dan diubah hingga hasil sintetik match dengan real trace pada tiap-tiap sampel. Kemudian dicoba mencari volume impedance optimum yang menggambarkan data seismik, dengan membandingkan synthetic volume dengan real seismic.
Crossplot data sumur dapat membantu mengidentifikasi properti elastik untuk litologi yang berbeda dan fluid fills. Dengan menggunakan cut-offs spesifik, kita dapat memisahkan water sands, oil sands dan shale (figure 6). Dalam contoh ini shale memiliki AI yang lebih rendah daripada oil sands yang memiliki AI yang lebih rendah daripada water sands. Dengan AI oil sands yang overlapping kedalam shale dan water sand, ini akan sangatlah sulit untuk dipisahkan. Volume EI bagaimanpun juga memberikan shale dan water sand nilai yang lebih tinggi daripada oil sands. Di mana kita memiliki densitas tinggi, sehingga kita dapat memiliki keyakinan bahwa lokasi dengan nilai-nilai ini dapat merupakan oil sand, water sand atau shale. Jauh dari area densitas tinggi pada crossplot dan domain atribut, variasi ini terjadi karena baik berkurangnya tingkat saturasi atau kualitas reservoir.
Figure 6. Acoustic impedance vs elastic impedance cross-plot. Coklat = shale, Hijau = oil sands, Biru = water sands.Absolute acoustic impedance dan elastic impedance (figure 7a & b) volumes menunjukkan tingkat kemiripan yang relatif besar dengan relative (coloured) impedance volumes (figure 4). Namun, nilai-nilai yang ditunjukkan adalah mutlak dan bebas dari litologi di atas. Selain nilai-nilai yang diamati di bagian-bagian yang kemudian dapat langsung terhubung dengan crossplot. Nilai EI rendah digambarkan pada figure 7b memiliki nilai sekitar 350-370 bahwa ketika mengamati crossplot akan dipandang kemungkinan sebagai oil bearing sands. Juga, hasil tidak boleh terdistorsi oleh efek tuning. Lokasi target kemudian dibor untuk mengenai anomali yang diusulkan, dan membatasi sejauh mana akumulasi, dan volume impedance yang digunakan dalam memprediksi properti. Volume elastic impedance bersama dengan gradient impedance digunakan untuk mengidentifikasi akumulasi minyak. Semakin rendah nilai anomali EI semakin rendah risikonya.
Figure 7. a & b) Absolute Acoustic dan elastic impedance section. Red solid lines menggambarkan low risk targets. Red dashed lines menggambarkan medium risk targets.Courtesy Icon Science Pacific Pty. Ltd, IPA 2008.
No comments:
Post a Comment