Interpretation and modeling of time‐lapse seismic data: Lena Field, Gulf of Mexico
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Résumé -Quantification des paramètres réservoir à partir des mesures du monitoring sismique, intégrant l'aspect géomécanique -Les mesures sismiques répétées dans le temps peuvent aider au suivi des mouvements de fluide au cours de la production. Le monitoring sismique peut potentiellement améliorer la récupération et optimiser les schémas d'exploitation des champs existants et des nouveaux champs. La production du réservoir induit des changements en saturation, en pression et en contraintes qui peuvent influencer le processus de propagation des ondes dans la roche. L'influence des contraintes effectives moyennes, dues au changements en contraintes totales moyennes et/ou en pression, sur les propriétés élastiques du réservoir n'est pas toujours prise en compte de manière appropriée. La méthodologie proposée évalue la contribution d'une approche géomécanique sur le calcul de paramètres élastiques. L'implémentation de cette méthode est composée de plusieurs étapes. Tout d'abord, pour prendre en compte l'aspect multiphasique des écoulements, la pression et la saturation sont calculées à travers une simulation réservoir. Puis, la pression calculée par simulation réservoir est utilisée comme chargement dans la modélisation géomécanique. En utilisant la théorie de la poroélasticité introduite par Biot, la contribution de la déformation de la roche aux écoulements fluides est évaluée. Ceci permet la modélisation des distributions de contraintes et de pression à travers toute la structure géologique au cours de la production. L'étape suivante consiste à générer des paramètres élastiques en fonction des effets réservoir, en utilisant la modélisation en physique des roches. Pour prendre en compte l'effet des contraintes effectives moyennes sur les vitesses sismiques, le modèle de contact fondé sur la théorie de Hertz-Mindlin est utilisé. L'effet de saturation sur les vitesses sismiques est considéré par la relation de Biot-Gassmann. Cette méthodologie a été validée par des données réelles 1D pour le monitoring d'un stockage souterrain de gaz. Puis, cette procédure intégrée a été appliquée à plusieurs scénarios de production. La sensibilité des paramètres élastiques a été analysée dans le but de différencier les effets réservoir. Puis, en utilisant ces paramètres élastiques, la modélisation sismique permet la génération de réponses sismiques au puits. Des attributs comme le décalage en temps (DT) peuvent être mesurés. Le calcul d'un tel attribut, montre qu'un traitement très précis est nécessaire dans le cadre du monitoring sismique. Cette méthodologie intégrée appliquée sur données réelles et synthétiques d'un stockage souterrain de gaz tend à montrer le rôle des attributs différenciés combinant les ondes P et S pour séparer les effets de contraintes effectives moyennes des effets de saturation. En utilisant la modélisation élastique, l'impact de l'offset sur le calcul du décalage en temps a été démontré. Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 57 (2002)
Résumé -Quantification des paramètres réservoir à partir des mesures du monitoring sismique, intégrant l'aspect géomécanique -Les mesures sismiques répétées dans le temps peuvent aider au suivi des mouvements de fluide au cours de la production. Le monitoring sismique peut potentiellement améliorer la récupération et optimiser les schémas d'exploitation des champs existants et des nouveaux champs. La production du réservoir induit des changements en saturation, en pression et en contraintes qui peuvent influencer le processus de propagation des ondes dans la roche. L'influence des contraintes effectives moyennes, dues au changements en contraintes totales moyennes et/ou en pression, sur les propriétés élastiques du réservoir n'est pas toujours prise en compte de manière appropriée. La méthodologie proposée évalue la contribution d'une approche géomécanique sur le calcul de paramètres élastiques. L'implémentation de cette méthode est composée de plusieurs étapes. Tout d'abord, pour prendre en compte l'aspect multiphasique des écoulements, la pression et la saturation sont calculées à travers une simulation réservoir. Puis, la pression calculée par simulation réservoir est utilisée comme chargement dans la modélisation géomécanique. En utilisant la théorie de la poroélasticité introduite par Biot, la contribution de la déformation de la roche aux écoulements fluides est évaluée. Ceci permet la modélisation des distributions de contraintes et de pression à travers toute la structure géologique au cours de la production. L'étape suivante consiste à générer des paramètres élastiques en fonction des effets réservoir, en utilisant la modélisation en physique des roches. Pour prendre en compte l'effet des contraintes effectives moyennes sur les vitesses sismiques, le modèle de contact fondé sur la théorie de Hertz-Mindlin est utilisé. L'effet de saturation sur les vitesses sismiques est considéré par la relation de Biot-Gassmann. Cette méthodologie a été validée par des données réelles 1D pour le monitoring d'un stockage souterrain de gaz. Puis, cette procédure intégrée a été appliquée à plusieurs scénarios de production. La sensibilité des paramètres élastiques a été analysée dans le but de différencier les effets réservoir. Puis, en utilisant ces paramètres élastiques, la modélisation sismique permet la génération de réponses sismiques au puits. Des attributs comme le décalage en temps (DT) peuvent être mesurés. Le calcul d'un tel attribut, montre qu'un traitement très précis est nécessaire dans le cadre du monitoring sismique. Cette méthodologie intégrée appliquée sur données réelles et synthétiques d'un stockage souterrain de gaz tend à montrer le rôle des attributs différenciés combinant les ondes P et S pour séparer les effets de contraintes effectives moyennes des effets de saturation. En utilisant la modélisation élastique, l'impact de l'offset sur le calcul du décalage en temps a été démontré. Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 57 (2002)
Seismic measurements acquired at different stages in the life of a reservoir can monitor the fluid distribution over production time. Changes in saturation, pore pressure and stresses, induced by reservoir production may influence the process of wave propagation in rocks. The variations in mean effective stresses, due to changes in mean stress or /and pore pressure, are not always integrated in a proper manner. We present here a methodology to evaluate what is the contribution of a geomechanical approach on the computation of seismic velocities. This methodology has been used for the monitoring of an underground gas storage site of Gaz de France, the French gas Supply Company. Successful results illustrate the importance of integrating geomechanics with geophysics to validate real sonic data from DSI. Introduction Seismic monitoring (time-lapse or 4D) has emerged as one of the most important technical developments in the oil and gas industry for this decade. This technique has the potential to significantly enhance recovery and optimize exploitation schemes in existing and new fields. It aims at monitoring -by repeated VSP, 2D or 3D seismic surveys- seismic changes, velocity and density, related to fluid, stresses and temperature changes during the production of a field. Changes in density and velocity result in impedances changes which, under favorable conditions, can be detected in seismic data. The probability of success of the technique heavily depends on many factors, like reservoir parameters (depth, rock and fluid properties, pressure, …), nature of the recovery processes and the repeatability of the different seismic surveys1. A careful feasibility study on the field of interest, coupled with a clear reservoir objective, is required to give a realistic estimate of what seismic monitoring can provide for reservoir management. The Céré-la-Ronde underground gas storage reservoir, in the Paris Basin, is used as a test site to study and improve reservoir seismic monitoring methods (Fig. 1). It is a water-bearing sandstone reservoir in a faulted anticline structure. The depth of reservoir is about 900 meters and its thickness is about 25 meters, at the structure top (Fig. 2). Regarding seismic monitoring, the site presents favorable characteristics -shallow reservoir and gas injection process1-, and unfavorable ones -low repeatability due to unpredictable statics-. The different repetitive acquired data (DSI, VSP, walk-away and 2D seismic) allow so far a qualitative seismic interpretation of the gas bubble location, by studying fluid saturation influence2. However, between 1994 and 1997, two DSI logs show subtle differences on Vp velocity not explained by saturation variations only. Changes in pore pressure and stresses also influence the computation of seismic velocities. Hence, using geomechanical modeling, we want to evaluate in a quantitative way, how the gas reservoir exploitation influences the seismic measurements. Several previous studies have shown the interest of using both fluid saturation and pore pressure to interpret time-lapse seismic data3,4. In all these works, when the influence of mean effective stress on seismic velocities is studied, only pore pressure is considered and mean total stress is seen as constant. Usually, stresses evolve during reservoir exploitation. In our approach, using geomechanical modeling, we will consider variations in the mean effective stresses, induced by changes in both the mean total stresses and pore pressure distribution. This paper presents a methodology developed in order to integrate geomechanical modeling in the calculation of seismic velocities. This implies to combine geomechanics with geophysics. The implementation of this method is composed of three steps. In step1, in order to take into account multiphasique fluid flow, pore pressure and saturations are computed by a reservoir simulator. Then, the computed pore pressure is used as a load in the geomechanical modeling, (step2). In step3, the results of the geomechanical modeling (mean effective stresses) are used to compute the drained bulk modulus (Kd) and the shear modulus (µ), using rock physics.
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