Prediction of Litho-Porosity Using Incompressibility and Rigidity, Offshore Niger Delta, Nigeria

Abstract

The computed velocity ratio and Poisson’s ratio were used to calculate the pore fluid and lithology content. The gas sand, oil sand, and brine sand were identified using velocity ratio and Poisson’s ratio analyses. The velocity ratio and Poisson’s ratio study supported the gas sand anticipated by the rock physics analysis using lambda-mho and mu-rho. The velocity ratio and Poisson’s ratio analyses were used to better define the wet sand anticipated by the lambda-mho and mu-rho rock physics analyses. Lithology and pore fluid determination are very essential for the exploration and production of hydrocarbons. The wet sand from the rock physics analysis of lambda-mho and mu-rho was predicted to comprise oil sand and brine sand. The value of lambda-mho is between 21.74 and 25.67; for mu-rho is between 16.34 to 23.21; for Poisson’s ratio is between 0.25 to 0.29; and for Vp/Vs ratio is between 1.74 to 1.83. These confirm the presence of oil sand in all the seven (7) reservoirs studied in two (2) wells. All the reservoirs fall between the Agbada region (10212.50 – 11741.00 ft) and have a very good net pay zone ranging from 41.50 ft to 193.00 ft in the Niger Delta region, Nigeria. The obtained velocity ratio and Poisson’s ratio were used to calculate the pore fluid content. The gas sand, oil sand, and brine sand were identified using velocity ratio and Poisson’s ratio analysis. The velocity ratio and Poisson’s ratio studies supported the gas sand anticipated by the rock physics analysis using lambda-mho and mu-rho. The velocity ratio and Poisson’s ratio analyses were used to better define the wet sand anticipated by the lambda-mho and mu-rho rock physics analyses. The moist sand anticipated by the rock physics studies of lambda-mho and mu-rho was oil sand and brine sand. PRZEWIDYWANIE POROWATOŚCI SKAŁ NA PODSTAWIE BADAŃ NIEŚCIŚLIWOŚCI I SZTYWNOŚCI W DELCIE RZEKI NIGER, NIGERIA Do obliczenia zawartości płynu porowego i zbadania litologii zastosowano współczynnik prędkości i współczynnik Poissona. Piaski gazonośne, roponośne i solankonośne zidentyfikowano na podstawie analizy współczynnika prędkości i współczynnika Poissona. Badania w oparciu o współczynnik prędkości i współczynnik Poissona potwierdziły występowanie piasku gazonośnego, na co wskazywała analiza właściwości fizycznych przy użyciu lambda-mho i mu-rho. Analizy współczynnika prędkości i współczynnika Poissona zastosowano dla lepszego zdefiniowania piasku mokrego przewidzianego przez analizy właściwości fizycznych skały za pomocą lambda-mho i mu-rho. Określenie litologii oraz zawartości płynu porowego jest bardzo ważne w procesie poszukiwania i pozyskiwania węglowodorów. W wyniku analizy właściwości fizycznych skały za pomocą lambda-mho i mu-rho przewidziano, że piasek mokry zawiera piaski roponośne i solankonośne. Wartość lambda-mho waha się pomiędzy 21,74 a 25,67; a wartość mu-rho wynosi 16,34 – 23,21; współczynnik Poissona ratio wynosi 0,25 – 0,29; a Vp/Vs waha się pomiędzy 1,74 a 1,83. Potwierdza to obecność piasku roponośnego we wszystkich siedmiu (7) złożach badanych w dwóch (2) odwiertach. Wszystkie złoża znajdują się w regionie Agbada (10212,50 – 11741,00 stóp) i mają bardzo dobrą strefę opłacalności netto – 41,50 do 193,00 stóp w rejonie delty Nigru (Nigeria). Otrzymane współczynniki prędkości i Poissona wykorzystano do wyliczenia zawartości płynu porowego. Piaski gazonośne, roponośne i solankonośne zidentyfikowano na podstawie analizy współczynnika prędkości i współczynnika Poissona. Badania za pomocą współczynników prędkości i Poissona potwierdziły występowanie piasku gazonośnego, przewidzianego przez analizę właściwości fizycznych skały, przy użyciu lambda-mho i mu-rho. Współczynniki prędkości i Poissona wykorzystano dla lepszego określenia piasków mokrych, przewidzianych przez analizy właściwości fizycznych skały, przy użyciu lambda-mho i mu-rho. Najwięcej piasków przewidzianych przez badania nad właściwościami fizycznymi skały, przy użyciu lambda-mho i mu-rho stanowiły piaski roponośne i solankonośne.

Amplitude Variation with Offset (AVO) Inversion for Reservoir Visualization: A Case Study of Taje Field, Niger Delta, Nigeria

“…In recent days, AVO analysis has been widely applied in hydrocarbon exploration studies [18][19][20][21][22] . In the Niger Delta, AVO techniques have been used to determine anomalous and gas zones in wells [23][24][25][26][27] , detect hydrocarbon reservoirs on pre-stack time seismic data [28] , and identify hydrocarbon-charged reservoirs using Rock physics modeling and Lamda-Mu-Rho (LMR) seismic inversion [28] . The focus of the research has primarily been on conducting AVO Inversion analysis on pre-stack seismic data and well information to reveal geologic structures and impedance contrasts within lithology.…”

Exploring Reservoir Potential of the "X Field" Offshore, Niger Delta Basin: An Emphasis on Lithofacies, Depositional Environments, and Petrophysical Characteristics

“…Therefore, the primary aim of oil and gas exploration in the Niger Delta is to locate reservoirs that contain hydrocarbons. The Niger Delta reservoir rocks are sandstone, according to numerous geological investigations, including those by Onyekuru et al [2], Nwokoma et al [3], Inyang et al [4], Reijers [5], Doust and Omatsola [6], Weber and Daukoru [7], and Short and Stauble [8].…”

“…The distribution of petrophysical properties and trends found during formation evaluation can be used to derive this. Scientists are currently studying the "X Field", located offshore in Nigeria's Niger Delta and the Gulf of Guinea, in order to gain a better understanding of the geological factors that contribute to the formation and preservation of hydrocarbon reservoirs [1][2][3][4][5]. By analyzing the depositional settings and reservoir quality in this area, researchers aim to improve hydrocarbon recovery and production, identify regions with high hydrocarbon potential, and guide future exploration efforts.…”