Erweiterte quantitative Analyse seismischer Parameter zur Untergrundcharakterisierung

Genaue Kenntnisse über die elastischen Eigenschaften von Gestein sind für eine zuverlässige Charakterisierung des Untergrunds in geophysikalischen und reservoirtechnischen Arbeitsabläufen unerlässlich.

Elastische Parameter – die Grundlage präziser Reservoiranalysen

Parameter wie P-Wellen- und S-Wellen-Geschwindigkeiten, Kompressionsverzögerung und akustische Impedanz spielen eine entscheidende Rolle bei der seismischen Interpretation und helfen dabei, die Lithologie zu bestimmen, Flüssigkeitstypen zu identifizieren und Veränderungen der Reservoirbedingungen im Laufe der Zeit zu überwachen. Diese Eigenschaften reagieren besonders empfindlich auf die Flüssigkeitssättigung – das Vorhandensein von Öl, Gas, Sole oder CO₂ im Porenraum verändert das elastische Verhalten und die seismische Reaktion des Gesteins erheblich.

Das Verständnis, wie sich die seismischen Geschwindigkeiten mit unterschiedlichen Flüssigkeitsgemischen oder Sättigungsgraden verändern, ist für Anwendungen wie Zeitraffer-Seismik (4D), Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) und Enhanced Oil Recovery (EOR) von entscheidender Bedeutung.

Physikbasierte Simulation statt Annäherung

Um dieses Problem anzugehen, verfolgen wir einen physikalisch fundierten, hochauflösenden Ansatz, der auf realen Gesteinsmikrostrukturen basiert. Wir beginnen mit mikrocomputertomographischen (µCT) Bildern von tatsächlichen Gesteinsproben, die segmentiert werden, um zwischen Mineralmatrix, Porenraum und Flüssigkeitsphasen zu unterscheiden.

Im Gegensatz zu herkömmlichen Methoden, die sich auf vereinfachte Gesteinsmodelle oder empirische Annäherungen stützen, wenden wir direkte numerische Simulationen (DNS) auf die segmentierten 3D-Strukturen an. Diese Simulationen ermöglichen es uns, elastische und akustische Eigenschaften – wie P- und S-Wellengeschwindigkeiten, Kompressionsverzögerung und akustische Impedanz – mit hoher Genauigkeit und physikalischer Präzision zu berechnen.

Seismische Erkenntnisse mit der QSI-GeoApp

Diese spezielle QSI-GeoApp ist das Berechnungswerkzeug, das diesen Arbeitsablauf steuert. Sie nimmt segmentierte µCT-Daten auf und führt direkte Simulationen durch, um vorherzusagen, wie das Gestein unter verschiedenen Flüssigkeitssättigungsszenarien, darunter Sole, Öl, Gas und CO₂, auf seismische Wellen reagiert.

Dieser Ansatz ermöglicht ein realistischeres und detaillierteres Verständnis der Auswirkungen von Flüssigkeitsersetzungen auf seismische Signaturen – und damit eine genauere seismische Interpretation, eine verbesserte Charakterisierung von Lagerstätten und eine zuverlässigere Entscheidungsfindung vor Ort.

• Verwendung realer Gesteinsstrukturen: Arbeitet direkt mit hochauflösenden Mikro-CT-Bildern realer Gesteinsproben. Es werden keine idealisierten oder vereinfachten Geometrien verwendet.
• Direkte numerische Simulationen (DNS): Führt physikalisch basierte Simulationen direkt an der segmentierten 3D-Gesteinsstruktur durch, um elastische und akustische Eigenschaften genau zu berechnen.
• Anpassbare Löser-Einstellungen: Ermöglicht es Benutzern, simulationsspezifische Parameter wie Randbedingungen und die Berechnungsrichtung (Wellenausbreitungsachse) zu definieren.
• Einstellbare Kornkontaktsteifigkeit: Benutzer können die mechanische Steifigkeit zwischen den Körnern einstellen, von locker über fest bis vollständig zementiert, einschließlich Zwischenzuständen.
• Simulationen bei einer oder mehreren Flüssigkeitssättigungen: Ermöglicht Simulationen mit verschiedenen Flüssigkeitskonfigurationen wie Sole, Öl, Gas oder CO₂.

• Ausgabeparameter (berechnet bei einer / mehreren Flüssigkeitssättigungen):
  • Porosität
  • Schüttdichte
  • Flüssigkeitsdichte
  • Feststoffdichte
  • P-Wellen-Geschwindigkeit
  • S-Wellen-Geschwindigkeit
  • P- zu S-Wellen-Geschwindigkeitsverhältnis
  • Kompressionsverzögerung
  • Schubverzögerung
  • Akustische Impedanz
  • Schüttdichte über P-Wellen-Geschwindigkeit