Abstract

Despite of high cost, seismic data have routinely been collected for oil sands development. While these data can be extremely valuable for the whole array of applications, including reservoir characterization, they are still, for the most part, largely underutilized. The main reason for the limited use of seismic in oil sands is the subtle sandstone-shale elastic differences and the lack of practical methods and techniques that make efficient use of the seismic information and mimic geophysical interpretation. In this paper, we present two novel approaches to deal with this challenge. The first approach works with 3D post-stack inverted seismic acoustic impedance data to derive facies trend models based on the local analysis of impedance geobodies. Too much impedance overlap between different facies that is observed globally and prevents efficient facies differentiation is resolved by extracting and analyzing objects from the 3D seismic volume that have local impedance contrasts. The second approach presents an optimization of empirical differential compaction calculations for the use in probabilistic 2D mapping of continuous/SAGD-able pay and its quality characteristics. Both approaches are shown to be straightforward and easy to implement into any software of choice. They are proven to lead to significant improvements in oil sands reservoir characterization based on a study of the Christina Lake and Kirby East leases of Cenovus Energy Inc.

Résumé

Malgré leur coût élevé, les données sismiques sont couramment recueillies pour exploiter les sables bitumineux. Tandis que ces données peuvent être extrêmement précieuses pour l’ensemble des applications, y compris la caractérisation des gisements, elles sont, pour la plupart, sous-utilisées. Les principales raisons de l’utilisation limitée de ces données pour les sables bitumineux s’expliquent par les différences élastiques subtiles du grès-schiste et le manque de méthodes et de techniques pratiques pour utiliser de façon efficiente l’information sismique et imiter l’interprétation géophysique. Afin de relever ce défi, nous présentons deux nouvelles méthodes dans le présent document. La première méthode fonctionne avec les données d’impédance acoustique sismique inversée après sommation 3D afin d’obtenir des modèles de profil de faciès basés sur l’analyse locale de l’impédance des géocorps. Trop de chevauchement d’impédance entre les différents faciès observés sur le plan global empêche de différencier les faciès de manière efficiente. Ce problème est résolu par l’extraction et l’analyse d’objets du volume sismique 3D qui ont des contrastes d’impédance locale. La seconde méthode présente une optimisation des calculs empiriques de compaction différentielle pour cartographier en deux dimensions probalistes le DGMV réalisable et continu du gisement et ses caractéristiques qualitatives. Les deux méthodes en question sont explicites et facilement applicables au logiciel choisi. D’après une étude portant sur les concessions de Christina Lake et Kirby East de Cenovus Energy Inc., ces méthodes ont apporté des améliorations notables à la caractérisation des gisements de sables bitumineux.

Michel Ory

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