| dc.description.abstract | Hver dag utvikler verden seg, nye kunnskap, nye synspunkter introduseres. Utvikling av eksiterende teknikker for å forbedre leting, produksjon og oppdagelse av energikilder er sentalt for industrien. For disse formålene er det nødvendig å sikre at reservoaret karakteriseres og modelleres så realistisk som mulig. Undergrunnen blir undersøkt og studert ved bruk av seismisk bølgeforplantningog tolkning av seismisk respons er viktig for å oppnå en nøyaktig beskrivelse av undergrunnen og reservoarer. En karakterisering av undergrunnen gjennom en antagelse om at lagene er elastisk isotropet er overforenkelet. Det er imidlertid bredt akseptert i forskning og industrien at denne antakelsen ikke alltid er gyldig, men heller at lagenes elastiske egenskaper er svært retningsavhengig. Lagenes elastiske anisotropi medfører at bølgene propagerer med retningsavhengige hastigheter.Om å vurdere om et medium er isotropt eller anisotropt påvirker alle praktiske steg i prosesseringen og tolkningen av seismiske data Selv om antagelsen om elastisk anisotropi har stor innflytelse, er elastisk anisotropi parameter kostbare og vanskelig å måle og samle inn. Thomsen (1986) presenterte en grundig beskrivelse av elastisk anisotropi for undergrunnen. For å definere elastisk anisotropi ved antagelsen om et trancers isotropt medium vil man således trenge tre parametre, ε,γ,δ (Thomsen parametre) som er avhengige av horisontale og vertikale komponenter av hastigheter. Som regeli konvensjonell brønnlogging måles undergrunnsegenskaper vertikalt i brønner. I fravær av mangelhorisontale målinger er det ikke mulig å beregne anisotropien ε,γ,δ ved bruk av hastighetslogger. Empiriske og teroreiske metodene har blitt foreslått gjennom publikasjoner, er deres ytelse eller teroretiske komplekstitetikke tilstrekkelig eller for komplekse å benytte. Denne oppgaven foreslår en ny bergartsmodell til å prediktere anisotropilogger ved bruk av hastighetslogger målt i vertikal retning. Fordi modellen er basert på P- og S-bølgeutbredelse, er de praktiske elementene også tatt med. Verifikasjonen av modellen er utført ved bruk av de tre tilstøtende brønnene (brønn 7220/7-1, brønn 7220/8-1, brønn 7220/10-1) i den norske delen av Barentshavet. Ved å kombinere en teoretisk modell for rørbølger med Sonic Scanner-loggemålinger tilgjengelig i brønnene, gir dette oss en pålitelig referanse γtil å kvalifisere modellprediksjonene. Verifikasjonsreferansene for Thomsen’s ε og δ er hentet fra Walk-Away Vertikal Seismisk Profiering (WAVSP). Fordi WAVSP kun er tilgjengelig i brønn 7220/8-1, har verifiseringen i brønn 7220/7-1 og brønn 7220/10-1 kun blitt utført mot Thomsen γ parameter estimert fra sonic scanner data. Valideringen har vist oppmuntrende resultater. For videre analyse er den fremre seismiske modelleringen for hver brønn utført med tanke på isotrope og anisotrope medier. Basert på de syntetiske seismiske dataene er AVO/AVA-responser analysert, og resultatene har vist anisotropisk effekt i vinkler fra midten til langt. Samlede resultater av denne oppgaven har bekreftet den foreslåtte anisotropi prediksjonsmodellen. Dermed kan denne modellen brukes for å introdusere elastisk anisotropi i undergrunnsmodeller. | |
| dc.description.abstract | Every day the world is evolving, new knowledge, new views are introduced. Developing better techniques for enhancing exploration, production, and discovery of energy sources has been in the limelight for the industry. For these purposes, it is necessary to ensure that the reservoir is characterized and modeled as realistic as possible. The subsurface is understood and studied by means of seismic wave propagations, so interpreting the wave response as precisely as possible will shape how the reservoir is described. Since the breakthrough of subsurface characterization, the Earth has been modeled as an elastically isotropic medium, meaning that the properties of the medium do not vary depending on the direction of propagation. However, it is broadly accepted that this theory is not always true, and the medium is highly dependent on which direction it is studied (Armstrong et al. 1994). This has introduced a famous theory of elastic anisotropy. The elastic anisotropy is more pronounced in the velocities of the medium. The elastic anisotropy suggests that the wave can travel at different velocities in different directions depending on the medium’s elasticity. Considering a medium being isotropic or anisotropic affects all the practical applications from interpretation to processing. Although the assumption of elastic anisotropy has a great influence, the application of elastic anisotropy is a difficult task to do. In this respect, Thomsen 1986’s research has thoroughly described elastic anisotropy. Thus, in order to define elastic anisotropy, one would need three small quantities called Thomsen parameters ε, γ, δ that are dependent on horizontal and vertical components of velocities. Generally, in conventional well logging where the subsurface information is acquired, the measurements are performed vertically. Because of the lack of horizontal (for ε and γ) and diagonal (for δ) measurements, it is not possible to generate anisotropic information (ε, γ, δ) logs. Although the empirical methods have been suggested by other authors, their performance and background theory do not suffice them to be accepted as reliable methods. This thesis suggests a new model of generating anisotropic information logs considering the theoretical factors. Because the model is based on P- and S-wave propagation, the practical elements have also been included. The model has been verified using the three adjacent wells (well 7220/8-1, well 7220/7-1, and well 7220/10-1) in the Barents Sea. A reliable reference γ has been extracted by combining Norris 1990’s theory and Sonic Scanner measurements available in the wells. The verification references for ε and δ have been obtained from Walk-Away Vertical Seismic Profiling (WAVSP). Because WAVSP is only available in well 7220/8-1, the verification in well 7220/7-1 and well 7220/10-1 has only been done using γ. The validation has shown encouraging results. For further analysis, the forward seismic modeling for each well has been performed considering isotropic and anisotropic media. Based on the synthetic seismic data, AVO/AVA responses have been analyzed, and the results have shown an anisotropic effect in mid-to-far angles. Overall results of this thesis have verified the proposed anisotropy prediction model. Thus, this model can be applied in order to introduce elastic anisotropy into subsurface models. | |
