In time-lapse analysis, we have to distinguish the seismic response changes due to oil and gas production at a reservoir over the years from several other causes, such as the recording signature and random noise. In this paper, we focus our attention on the velocity macromodel provided by seismic tomography, which is a basic tool for the data regularization, its depth or time migration, and a possible final subtraction among different vintages. We show first that we cannot use just a single velocity model for all data sets, because of seasonal variations of the overburden velocity (which is mainly due to seawater temperature in marine cases and to the water table depth in land cases). However, we can exploit the basic assumption of time-lapse analysis for constraining reflection/refraction tomography, i.e., by imposing the constraint that the layer structure and the local velocities do not change outside the reservoir (and in the shallowest part) over time.We thus get coupled models that are physically consistent, with a better spatial coverage and higher information redundancy. The new method is illustrated by a marine case history from the North Sea.

Nell'analisis ripetuta nel tempo, bisogna distinguere le variazioni nella risposta sismica dovute alla produzione di olio gas in un giacimento negli anni da moltre altre cause, come l'impronta dell'acquisizione o il rumore casuale. n quest'articolo concentriamo l'attenzione sul macromodello di velocità dato dalla tomografia sismica, che e' lo strumento base per la regolarizzazione dei dati, la loro migrazione in tempi o profondita', ed una possibile sottrazione finale da rilievi effettuati in un altro momento. In principio mostriamo come nonpossiamo usare un singolo modello di velocità per tutti i dati, a cusa delle variazioni stagionali della velocita' della copertura (essenzialmente dovute a variazioni della temperatura dell'acqua del mare nei casi marini ed alla profondità della tavola d'acqua nei rilievi a terra). Tuttavia, possiamo usare l'assunzione base per l'analisi ripetuta nel tempo imponendo vincoli alla tomografia a riflessione/rifrazione, cioe' imponendo che la struttura degi strati e le velocità locali non cambiano nel tmepo al di fuori del giacimento (e nello strato piu' superficiale). In questo modo otteniamo modelli accoppiati che sono fisicamente consistention una copertura spaziale maggiore ed una maggior ridondanza d'informazione. Il nuovo metodo è illustrato con un caso di rilievo a mare nel Mare del Nord.

Time-lapse tomography

Accaino F;Bohm G;Madrussani G;Rossi G;
2003

Abstract

Nell'analisis ripetuta nel tempo, bisogna distinguere le variazioni nella risposta sismica dovute alla produzione di olio gas in un giacimento negli anni da moltre altre cause, come l'impronta dell'acquisizione o il rumore casuale. n quest'articolo concentriamo l'attenzione sul macromodello di velocità dato dalla tomografia sismica, che e' lo strumento base per la regolarizzazione dei dati, la loro migrazione in tempi o profondita', ed una possibile sottrazione finale da rilievi effettuati in un altro momento. In principio mostriamo come nonpossiamo usare un singolo modello di velocità per tutti i dati, a cusa delle variazioni stagionali della velocita' della copertura (essenzialmente dovute a variazioni della temperatura dell'acqua del mare nei casi marini ed alla profondità della tavola d'acqua nei rilievi a terra). Tuttavia, possiamo usare l'assunzione base per l'analisi ripetuta nel tempo imponendo vincoli alla tomografia a riflessione/rifrazione, cioe' imponendo che la struttura degi strati e le velocità locali non cambiano nel tmepo al di fuori del giacimento (e nello strato piu' superficiale). In questo modo otteniamo modelli accoppiati che sono fisicamente consistention una copertura spaziale maggiore ed una maggior ridondanza d'informazione. Il nuovo metodo è illustrato con un caso di rilievo a mare nel Mare del Nord.
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