Seismische Datenverarbeitung und Interpretation

A) Datenerfassungsphase (Data Acquisition Phase)

B) Datenverarbeitungsphase (Data Processing Phase)

Sobald die Daten erfasst sind, werden sie zur Analyse an ein spezialisiertes Bearbeitungszentrum geschickt. Dies beinhaltet eine Reihe mathematischer Manipulationen, die auf die seismischen Daten angewendet werden, um vollständige seismische 2D- oder 3D-Sektionen zu erhalten, abhängig von der verwendeten Akquisitionstechnologie.

Stadien der Verarbeitung

1. Grundlegende Phase (Basic Stage)

a) Vorbereitung

• Überprüfung der Unterlage
• Format-Identifikation (Format ID)

b) Demultiplexing und Bearbeitung (Editing)

• Ein Demultiplexing-Analyseprozess demultiplext bestimmte Datensätze und führt Kreuzkorrelationstests zur Untersuchung der Amplituden-Gewinnkurve durch.
• Eine Besonderheit des Demultiplexing-Prozesses: Alle demultiplexten Informationen werden bearbeitet, hinzugefügt, die Gewinnkurve definiert und die Kreuzkorrelation durchgeführt.

c) Geometrieerzeugung

Für die effektive Umsetzung dynamischer Zusammenhänge ist es notwendig, die Geometrie der Linie anhand folgender Parameter zu definieren:

• Entfernung zwischen den gesetzten Pfählen
• Abstand zwischen den Aufnahmen
• Coverage Map (Überdeckungskarte)
• Referenzhöhe (Cota)
• Geschwindigkeits-Stakes der Verwitterungsschicht oder Tiefe des Meeresbodens
• Durchschnittliche Tiefe der Seekabelverlegung
• Mögliche Änderungen in der Richtung der Linie

2. Analyse der Anwendungsparameter

• Um die Wirkung eines weiteren Filters zu entfalten, der den Nachhall des seismischen Signals eliminiert und das Wellenspektrum verbessert, kann die Amplitude der seismischen Spur ausgeglichen werden (Amplitude Balancing).
• Filter: Es werden die Filter berücksichtigt, die im Feld oder im Sweep-Bereich verwendet wurden.

Bandpass-Filter

Verhindert Rauschen, dessen Frequenzen außerhalb des gewünschten seismischen Signals liegen.

Stacking (Stapelung)

Ermöglicht die deutliche Unterdrückung kohärenter Geräusche in den Daten. Es wird nach geometrischen Korrekturen und Muting angewandt (Muting eliminiert laute Peaks mit großen Amplituden).

Statische Korrekturen

Die statischen Korrekturen haben zwei Ziele:

1. Die Aufnahmezeit auf eine imaginäre Ebene konstanter Höhe zu beziehen; diese Ebene dient als Bezugspunkt.
2. Die Zeitverzögerung abzuziehen, die durch die Laufzeit des seismischen Signals durch die Niedriggeschwindigkeits-Schicht (Low-Velocity Layer) verursacht wird (Love-Wellen).

3. Evaluierung der gestapelten Sektion

1. Prüfen, ob statische Probleme vorliegen.
2. Prüfen, ob die Geschwindigkeitsfunktion optimal war (Qualität und Konsistenz der Ereignisse).
3. Prüfen, ob die Punkte entlang der Linie, an denen Geschwindigkeiten ausgewählt wurden, ausreichen, um einen guten Stack zu erzielen.

Die Migration

Es ist der Prozess, der es ermöglicht, Beugungen zusammenzuführen und wandernde Ereignisse in ihre wahre Position im Untergrund zu verschieben.

Arten der Migration

• Beugung (Diffraktion): Berücksichtigt Geschwindigkeitsparameter.
• Basierend auf der Wellengleichung (Geschwindigkeit und Zeit). Die Laufzeit (T) ist ein Vielfaches der Abtastrate (Durchschnittsgeschwindigkeit).
• Im Frequenzbereich: Basierend auf der Wellengleichung (deterministische Methoden).

Zeit-Tiefen-Konvertierung (Time to Depth Conversion)

Für dieses Verfahren ist es notwendig, die Geschwindigkeitsverteilung im Untersuchungsgebiet zu kennen. Hierfür werden folgende Informationen benötigt:

• Integriertes Sonic Log
• Geschwindigkeits-Stacking (Speed Stacking)
• Seismische Geschwindigkeitskonturen (Seismic Speed Outline)
• Vertikale seismische Profile (VSP)

C) Interpretationsphase

Dies ist die Analyse der im Feld aufgezeichneten Daten, deren Ergebnis ein Bild oder ein 3D-Seismik-Würfel ist. Diese Phase beinhaltet traditionell die Kartierung geologischer Strukturen, kalibriert mit Bohrlochdaten (Well-Data). Sie erfordert ein breites Wissen über geologische Ablagerungsbecken und strukturelle Entwicklung. Der Interpret muss nicht nur die Konzepte der Geologie und Seismologie beherrschen, sondern auch mit den neuesten Algorithmen und der verfügbaren Software vertraut sein, um eine effiziente Interpretation zu gewährleisten.

Arten der Interpretation

• Strukturelle Interpretation (Reservoirgrenzen, Kompartimentierung)
• Stratigraphische Interpretation (Ablagerungsräume)
• Reservoir-Charakterisierung (Lithologie, Fluide, Porosität, Frakturierung, etc.)

Ziele der Seismischen Interpretation

1. Exploration: Kartierung potenzieller Fluidkontakte und Schätzung potenzieller Kohlenwasserstoffvolumina. Lokalisierung der Explorationsbohrung.
2. Abgrenzung (Delineation): Neubewertung der Kohlenwasserstoffvolumina. Lokalisierung der Abgrenzungsbohrungen.
3. Produktion: Überwachung (4D-Seismik) von Fluiden und/oder Porendruck sowie der Konnektivität im Reservoir und des entwässerten Kohlenwasserstoffpotenzials. Lokalisierung von Produktions- und Injektionsbohrungen.

Konventionelles Flussdiagramm der Seismischen Interpretation

1. Datenerfassung
2. Definition der Projektdaten (Project Cargo Data)
3. Zustand der Daten (Umfang, Interessensgebiete etc.) und Qualitätssicherung (QA)
4. Kalibrierung der Bohrlochdaten mit der Seismik
5. Seismische Interpretation: Horizonte und Störungen, Berechnung von Oberflächen- und Volumenattributen
6. Erstellung des Geschwindigkeitsmodells (oder mittlerer Geschwindigkeitskarten)
7. Zeit-Tiefen-Konvertierung: Schätzung der Unsicherheit
8. Verfeinerung der Interpretation und/oder des Geschwindigkeitsmodells
9. Kartierung (Contouring und Rasterung)
10. Volumenberechnung
11. Geologische Zusammenfassung (Sedimentation im Becken, strukturelle Entwicklung etc.)

Bohrlochseismik (Seismic Wells)

Traditionell erfolgte die Akquisition seismischer Daten mit Energiequellen und Detektoren an der Oberfläche. Um bessere Informationen aus dem seismischen Gebiet zu erhalten, werden Techniken wie das synthetische Seismogramm und das Vertikale Seismische Profil (VSP) verwendet. Diese Methoden nutzen Geophone (Detektoren), die im Bohrloch platziert werden, um Informationen in unmittelbarer Nähe lithologischer Änderungen zu sammeln und die von der Oberfläche erhaltenen seismischen Daten zu ergänzen. Die Daten liefern grundlegende Informationen über die Ausbreitung seismischer Wellen und tragen zum Verständnis der Reflexions- und Transmissionsprozesse seismischer Energie in der Erde bei. Auf diese Weise tragen sie zur Verbesserung der strukturellen Interpretation, Stratigraphie und Lithologie der seismischen Aufzeichnungen bei.

Das Synthetische Seismogramm

Es ist die Rekonstruktion einer seismischen Spur im Bohrloch, basierend auf Dichte- und Schallaufzeichnungen (Sonic Logs).

Es unterstützt:

• Die Identifizierung von Mehrfachereignissen.
• Die kontinuierliche und exakte Umrechnung von Zeit und Tiefe.
• Die Analyse der realen seismischen Amplitude.
• Die lithologische Korrelation der seismischen Oberfläche mit den Bohrlochmessungen.
• Hochauflösende Seismik.

Elemente des Synthetischen Seismogramms

• Die Geschwindigkeitskurve (Log), gewonnen aus dem Sonic Log, ausgedrückt in m/s.
• Die Dichtekurve (Log), direkt aus dem Dichte-Log, üblicherweise ausgedrückt in g/cm³.
• Seismische Verifikationsmessungen (Shooting) werden in bestimmten Tiefen durchgeführt, um die Laufzeiten seismischer Pulse von der Oberfläche zu verschiedenen Abständen (z. B. 250 m) oder größeren lithologischen Änderungen zu messen.

Anwendung des Vertikalen Seismischen Profils (VSP)

Die Anwendung des VSP wird in zwei Kategorien unterteilt:

1. Als zusätzliche Unterstützung zu den Oberflächen-Seismikdaten.
2. Als Anwendung während des Bohrens von Bohrlöchern (Drilling Wells).

Typen von Seismischen Quellen

In der seismischen Exploration werden im Wesentlichen zwei Arten von Quellen verwendet:

• Airgun (Luftkanone): Besteht in der Regel aus einer 200-cc-Kammer, die durch einen Kompressor mit Luft unter einem Druck von 2000 psi gefüllt wird. Sobald die Kammer bereit ist, öffnet sich ein Ventil, das eine schnelle Freisetzung der Hochdruckluft bewirkt. Dies erzeugt eine Expansion im umgebenden flüssigen Medium, die eine Welle erzeugt, die durch den Untergrund läuft.
• Der Vibrator (Vibroseis): Diese Quelle erzeugt mechanische Wellen. Der Vibrator ist auf einem Lastwagen montiert und über eine Stahlplatte mit der Erdoberfläche verbunden. Er erzeugt und sendet einen langen Wellenzug, dessen Frequenz über einen Zeitraum von bis zu 14 Sekunden zeitlich variiert (Sweep).

Seismische Empfänger (Geophone)

Das Design des Werkzeugs zum Empfang des seismischen Signals in Bohrlöchern muss sehr spezifische Merkmale aufweisen, um seine Funktion vollständig erfüllen zu können. Zu den wichtigsten Merkmalen gehören:

• Geringer Durchmesser des Werkzeugs
• Kurze Baulänge und geringes Gewicht
• Druckfestigkeit
• Abgerundete Enden an den Werkzeugenden zur Verbindung

Geometrie der Seismischen Untersuchungen

Bei der konventionellen Oberflächenseismik befinden sich sowohl Quellen als auch Empfänger auf der Erdoberfläche. Im Falle der Bohrlochseismik (VSP) wird die Quelle auf der Oberfläche platziert, aber im Gegensatz zur konventionellen Seismik werden die Empfänger (Rezeptoren) in den Bohrlöchern platziert.

Bei Oberflächenmessungen werden beträchtliche laterale Untergrundinformationen über mehrere Meilen gewonnen, allerdings geht die vertikale Auflösung in der Tiefe verloren.

Bei Bohrlochmessungen werden Informationen mit hoher vertikaler Durchdringung und Auflösung sowie lithologische Informationen bis zur Gesamttiefe gewonnen, jedoch mit begrenzten lateralen Informationen.

Daher ergänzen sich beide Messungen gegenseitig, um vollständige Informationen über den vertikalen und horizontalen Untergrund zu erhalten.

Vertikales Seismisches Profil (VSP)

Sein Hauptziel ist es, eine qualitativ hochwertige seismische Sektion mit hoher Auflösung und Durchdringung am Standort des Bohrlochs zu erhalten.