ترسیم کانال‌های مخزن توسط صفات لرزه‌ای مختلف و استخراج geobody برای برآورد حجمی robust، میدان Saffron، فراساحل دلتای نیل، مصر

محدوده دلتای نیل یک منطقه عمده گازی است. اکتشافات تجاری گاز در اینجا عمدتاً در رسوبات دوره‌های پلیستوسن تا الیگوسن ثابت شده‌اند و بیشتر این اکتشافات در مخازن شنی قرار دارند. داده‌های سه‌بعدی لرزه‌نگاری که بر روی این محدوده به‌دست آمده‌اند، کمک شایانی به تصویربرداری و بصری‌سازی لایه‌بندی و ساختار زمین‌شناسی نموده‌اند و منجر به درک قوی از زیرسطح زمین شده‌اند. مسیرهای کانال به‌عنوان واحدهای پتانسیل مخزن عمل می‌کنند؛

بنابراین، نقشه‌برداری از سطوح کانال و شناسایی و تعریف لیتولوژی پرکننده آن اهمیت دارد. پیش‌بینی توزیع ماسه و وجود مخزن یکی از وظایف کلیدی و همچنین یکی از عدم قطعیت‌های اصلی در اکتشاف است. ادغام فناوری‌های پیشرفته، از جمله بررسی‌های بازتاب لرزه‌نگاری سه‌بعدی، ویژگی‌های لرزه‌نگاری و استخراج‌های ژئوبادی، می‌تواند این عدم قطعیت را از طریق شناسایی و نقشه‌برداری دقیق ویژگی‌های کانال کاهش دهد.در این مطالعه، تحلیل ویژگی‌های لرزه‌ای، تحلیل فرکانسی از طریق تجزیه طیفی (SD)، بدن‌های زمین‌شناسی و مقاطع لرزه‌ای برای ترسیم مسیرهای کانال‌های سطحی تشکیلات الوستانی پلیو-کوارتزینی در میدان زعفران، واقع در خلیج نیل، مصر، استفاده شده است. این امر منجر به ارائه داده‌های ورودی قابل اعتمادتر برای محاسبه حجم‌ها شده است. تفسیر مجموعه کانال‌های انباشته شده از طریق ویژگی‌های مختلف لرزه‌ای به تمایز بین کانال‌های پرشده با ماسه و شیل و درک هندسه آن‌ها کمک کرده است.

نتایج شامل ترسیم با اطمینان بیشتر چهار ویژگی متمایز کانال کم انحناء است. ارزیابی پتروفیزیکی که بر روی پنج چاه نفوذکننده به مخازن زعفران انجام شد، شامل تفسیر لاگ‌های الکتریکی و داده‌های تست دینامیکی مدولار بوده است. ویژگی‌های متوسط محاسبه شده مخزن در موارد مختلف محاسبات حجمی استفاده شده‌اند.رویکردهای مختلفی برای ترسیم هندسه کانال‌ها به کار گرفته شد که بعداً در انجام موارد حجمی مختلف استفاده شدند. این رویکردها شامل تعریف کانال‌ها از استخراج دامنه جذر میانگین مربعات، فرکانس‌های ترکیب‌شده رنگ SD و اجسام زمین‌شناسی بود، که همه از داده‌های لرزه‌ای پیش‌پشته محاسبه شده بودند. موارد حجمی مختلف انجام‌شده با آخرین برآوردهای حجم میدانی مقایسه شدند که پس از چندین سال تولید تأیید شده بود؛ در این مقایسه، ورودی مساحت در مقابل عمق نزدیک‌ترین حجم‌های هیدروکربنی محاسبه‌شده به حجم‌های واقعی تأییدشده در میدان را نشان داد.

The Nile Delta Basin is a major gas province. Commercial gas discoveries there have been proven mainly in Pleistocene to Oligocene sediments, and most discoveries are within sandstone reservoirs. Three-dimensional seismic data acquired over the basin have helped greatly in imaging and visualization of stratigraphy and structure, leading to robust understanding of the subsurface. Channel fairways serve as potential reservoir units; hence, mapping channel surfaces and identifying and defining infill lithology is important. Predicting sand distribution and reservoir presence is one of the key tasks as well as one of the key uncertainties in exploration.

Integrating state-of-the-art technologies, such as including 3D seismic reflection surveys, seismic attributes, and geobody extractions, can reduce this uncertainty through recognition and accurate mapping of channel features. In this study, seismic attribute analysis, frequency analysis through spectral decomposition (SD), geobodies, and seismic sections have been used to delineate shallow Plio-Pleistocene El Wastani Formation channel fairways within the Saffron Field, offshore Nile Delta, Egypt. This has led to providing more reliable inputs for calculation of volumetrics. Interpretation of the stacked-channels complex through different seismic attributes helped to discriminate between sand-filled and shale-filled channels and in understanding their geometries.

Results include more confident delineation of four distinct low-sinuosity channelized features. Petrophysical evaluation conducted on five wells penetrating Saffron reservoirs included electric logs and modular dynamic test data interpretation. The calculated average reservoir properties were used in different volumetric calculation cases. Different approaches were applied to delineate channel geometries that were later used in performing different volumetric cases. These approaches included defining channels from root-mean-square amplitude extractions, SD color-blended frequencies, and geobodies, all calculated from prestack seismic data. The different volumetric cases performed were compared against the latest field volume estimates proven after several years of production in which an area-versus-depth input showed the closest calculated hydrocarbon volumes to the actual proven field volumes.