Conventional AVO analysis has been used for the past 4 decades to aid in locating oil and gas reservoirs for extraction. It is, however, not possible to use it to acquire information on the porosity of the rock, the fluid saturation or other important petrophysical parameters. In this thesis, I study the effects of attenuation on seismic waveform signatures, due to wave induced fluid-flow. In the first part of the thesis, 2 models were used to synthetically model the attenuation caused by the wave induced fluid-flow: White's model and the double-porosity dual-permeability (DPDP) model. The parameters used for modeling were both synthetic and acquired from real well data of a known oil field off the coast of Norway. White's model was found to model relatively high attenuation (5%) for intermediately consolidated gas reservoirs while oil saturated intermediately consolidated reservoirs showed such low attenuation (0.3%) that it is easy to say that for the real-world situation it would not be detected. The DPDP model seemed to be able to better describe the attenuation and gave attenuations up to 10% for an intermediately consolidated oil reservoir, but due to lack of parameters from well data it was not sufficiently able to model the real-world situation. The synthetic data, however, show interesting characteristics and it is therefore recommended that more and detailed well parameters be acquired if the research should continue. For the second part, Svenska Petroleum Exploration AB and Det Norske Oljeselskap ASA provided stacked seismic data that were spectrally analyzed for hints of attenuation variation with frequency (using Fourier Transform and Complex Spectral Decomposition). Twelve locations, on the stacked seismic cube, were analyzed; six oil saturated; and six (assumed) water saturated. At each location, a main trace was selected along with the two nearby traces on each side of it (five in total). The Complex Spectral Decomposition method seemed unable to correctly break down the stacked section's signal, which is why Fourier Transform was used for further analysis. The frequency analysis showed a peak at ~30 Hz for both oil and water saturated reservoirs which seems like a characteristic frequency of the source, but that was unfortunately not confirmed and not enough time was available to test the assumption. The Fourier transform seems to show some difference between oil and water saturated traces, but that could well be because of lithological differences and not the pore fluid. It is therefore recommended, if research is to be continued, that 4D seismic data is used to analyze the same location with respect to time. It is also recommended that pre-stack or shot data be used as information is lost in stacked data. / Konventionell AVO-analys har använts under fyra deceniär som ett hjälpmedel för att finna olje- och gasreserver, men tekniken kan även användas för att erhålla information om bergets porositet, vätskemättnaden och andra viktiga petrofysiska parametrar. I denna avhandlingen har jag studerat hur våginducerat vätskeflöde påverkar dämpningen av den seismiska vågformssignaturen. I den första delen av avhandlingen användes två metoder för att syntetisk modellera dämpning orsakad av våginducerat vätskeflöde: "White's modell" och "double-porosity dual-permeability (DPDP) modellen". Både syntetiska parametrar och verkliga parametrar från borrhålsdata från ett känt norskt oljefält användes vid modelleringen. White's modell visade sig modellera relativt kraftig dämpning (5%) för medelstarkt konsoliderade gasreservoarer medan för oljereservoarer med motsvaranda konsolidering dämpningen var så låg (0.3%) att det är uppenbart att i en verklig situation skulle dämpningen inte vara mätbar. DPDP modelleringen verkar vara bättre på att beskriva dämpningen och gav dämpningar upp till 10% för en medelstarkt konsoliderad oljereservoar. Brist på parametrar från borrhålsdata gjorde att det inte var möjligt att på ett tillfredställande sätt modellera en verklig situation.Dock visade syntetisk data intressant karaktäristik och det rekommenderas därför att mer och detaljerade borrhålsparametrar mäts om ytterligare forskning om detta ska genomföras. För den andra delen av avhandlingen har Svenska Petroleum Exploration AB och Det Norske Oljeselskap ASA bidragit med stackad seismisk data som även var spectralanalyserad för indikationer på frekvensberoende dämpningsvariationer (utfört med fouriertransform och komplex spectraldekomposition). Tolv områden på den stackade kuben analyserades; sex oljemättade och sex som antogs vara vattenmättade. I varje område valdes en huvudtracé och de två närmaste tracéerna på vardera sida (totalt fem tracéer). Metoden med komplex spectraldekomposition klarade inte att analysera signalen från den stackade sektionen, varför fouriertransform användes för vidare analys. Frekvensanalysen gav en topp vid ~30 Hz för både olje- och vattenmättade reservoarer vilket tycks vara en karaktäristisk frekvens för källan. Detta kunde tyvärr inte bekräftas och tiden räckte inte till för att testa antagandet. Fouriertransformen tycks visa en viss skillnad mellan olje- och vattenmättade tracéer, men det kan också bero på skillnad i litologin snarare än porvätskan. Där för rekommenderas vid fortsättning på denna forskning att 4D seismisk data används för att analysera samma område men med data från olika tidpunkter. Det rekommenderas även att ostackad eller råa skott-data används eftersom väsentlig information kan försvinna när data stackas. / <p>Advisor present: Dr. Chris Juhlin</p><p>Examiner: Dr. Milovan Urosevic</p><p>Opponent: Álvaro Polín Tornero</p>
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:uu-303793 |
| Date | January 2016 |
| Creators | Gislason, Gardar |
| Publisher | Uppsala universitet, Geofysik |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | English |
| Detected Language | Swedish |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
| Relation | Examensarbete vid Institutionen för geovetenskaper, 1650-6553 ; 375 |
Page generated in 0.0031 seconds