Alba Field, in the Central North Se

Alba Field, in the Central North Sea (UK Block 16/26),
consists of Eocene-age, high-porosity, unconsolidated turbidite
channel sands sealed by low-permeability shales at
an average subsea depth of 1900 m. The main channel is
approximately 9 km long and 1.5 km wide and can be up
to 100-m thick (Figure 1). The channel contains discrete
bodies of intrareservoir shales that can cause significant
drilling, completion, and production problems.
Immediately overlying the main Alba sand channel, several
wells have encountered thin, discontinuous, oil-saturated
Brioc sands.
Oil production is from 15 horizontal wells drilled from
a single platform at the northern end of the field. Since
December 1993, the field has produced 130 million barrels
of oil. The field is currently producing approximately 80
000 b/d. Pressure is maintained by water injection from
four injector wells. Development drilling is ongoing, and
several new wells are planned.
For efficient reservoir drainage, it is vital that the horizontal
wells be as close to the top of the reservoir as possible.
Therefore we need accurate maps of the top of the
oil-filled sandstone and the location of the intrareservoir
shales. These maps and shale volumes are also needed for
an accurate oil-in-place estimate. Unfortunately, a low Pwave
impedance contrast between reservoir sand and
shale makes this mapping extremely difficult on conventional
P-wave seismic data.
The challenge is to improve the seismic image at Alba to
allow accurate placement of horizontal wells and better estimates
of oil in place. Furthermore, as we drill more wells
close to existing producing and injector wells, we want to
be able to predict water saturation ahead of the bit using 4-
D seismic analysis. The Alba partnership decided to try the
new four-component ocean-bottom-cable (OBC) technology
to (1) obtain a clearer image of the reservoir using converted
shear waves and (2) predict water saturation changes by comparing
old and new P-wave seismic data.
The idea to use converted shear waves to image low Pimpedance
reservoirs is not new. Recently, Margrave reported
success finding channel sands using VP/VS ratios derived
from a three-component survey in Blackfoot Field. However,
we feel the results presented here show that the Alba survey
is the first 3-D OBC survey in which successful convertedwave
imaging of the reservoir has created a significant
economic benefit.
In this paper, we first overview the data, techniques, and
studies used to justify the 3-D OBC survey. Next, we present
images of the new OBC and reprocessed streamer seismic
data that show 4-D, AVO, and converted-wave results.
Finally, we suggest a new, preliminary interpretation of the
Alba reservoir that is supported by two recently drilled
wells.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

อัลบาฟิลด์ ในกลางทะเลเหนือ (อังกฤษบล็อก 16/26),ประกอบด้วย turbidite ยุค Eocene สูง porosity งวดทรายช่องปิดสนิท โดย shales permeability ต่ำที่ลึกเฉลี่ยจาก 1900 เมตร มีช่องหลักประมาณ 9 กิโลเมตรและกว้าง 1.5 km และสามารถขึ้นไป 100 m หนา (รูปที่ 1) ช่องประกอบด้วยไม่ต่อเนื่องร่างกายของ shales intrareservoir ที่ทำให้สำคัญปัญหาเจาะ ความสมบูรณ์ และการผลิตทันทีเหล่านั้นทรายอัลบาหลักช่อง หลายพบบ่อบาง ไม่ต่อเนื่อง น้ำมันอิ่มตัวBrioc ทรายจะผลิตน้ำมันจากบ่อแนวนอน 15 เจาะจากแพลตฟอร์มเดี่ยวที่เหนือของเขตข้อมูล ตั้งแต่1993 ธันวาคม ฟิลด์ได้ผลิต 130 ล้านบาร์เรลของน้ำมัน ฟิลด์มีกำลังผลิตประมาณ 80000 b/d. ดันไว้ โดยการฉีดน้ำจากสี่หัวฉีดบ่อ เจาะพัฒนาอย่างต่อเนื่อง และบ่อหลายใหม่มีการวางแผนสำหรับระบายน้ำอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิภาพ มีความสำคัญที่แนวบ่ออยู่ใกล้ด้านบนของอ่างเก็บน้ำเป็นไปได้ดังนั้น เราจำเป็นด้านบนของแผนที่ที่ต้องการหินทรายน้ำมันเติมและตำแหน่งของ intrareservoirshales แผนที่และดินดานวอลุ่มเหล่านี้ยังจำเป็นสำหรับการประมาณน้ำมันถูกต้อง อับ Pwave ต่ำความต้านทานระหว่างทรายอ่างเก็บน้ำ และดินดานทำการแมปนี้ยากมากทางธรรมดาP-คลื่นสั่นสะเทือนข้อมูลThe challenge is to improve the seismic image at Alba toallow accurate placement of horizontal wells and better estimatesof oil in place. Furthermore, as we drill more wellsclose to existing producing and injector wells, we want tobe able to predict water saturation ahead of the bit using 4-D seismic analysis. The Alba partnership decided to try thenew four-component ocean-bottom-cable (OBC) technologyto (1) obtain a clearer image of the reservoir using convertedshear waves and (2) predict water saturation changes by comparingold and new P-wave seismic data.The idea to use converted shear waves to image low Pimpedancereservoirs is not new. Recently, Margrave reportedsuccess finding channel sands using VP/VS ratios derivedfrom a three-component survey in Blackfoot Field. However,we feel the results presented here show that the Alba surveyis the first 3-D OBC survey in which successful convertedwaveimaging of the reservoir has created a significanteconomic benefit.In this paper, we first overview the data, techniques, andstudies used to justify the 3-D OBC survey. Next, we presentimages of the new OBC and reprocessed streamer seismicdata that show 4-D, AVO, and converted-wave results.Finally, we suggest a new, preliminary interpretation of theAlba reservoir that is supported by two recently drilledwells.

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

สนามอัลบ้าในทะเลเหนือกลาง (สหราชอาณาจักรบล็อก 16/26)
ประกอบด้วย Eocene อายุความพรุนสูง turbidite unconsolidated
ทรายช่องปิดผนึกโดย shales
ต่ำซึมผ่านที่ความลึกใต้ทะเลเฉลี่ย1,900 เมตร ช่องทางหลักคือประมาณ 9 กิโลเมตรและยาว 1.5 กิโลเมตรกว้างและสามารถขึ้นถึง100 เมตรหนา (รูปที่ 1) ช่องทางที่มีต่อเนื่องร่างของ shales intrareservoir ที่สามารถทำให้เกิดอย่างมีนัยสำคัญการขุดเจาะเสร็จสิ้นและปัญหาการผลิต. ทันทีวางช่องทราย Alba หลักหลายหลุมได้พบบางต่อเนื่องน้ำมันอิ่มตัวทราย Brioc. การผลิตน้ำมันจาก 15 หลุมแนวนอนเจาะ จากแพลตฟอร์มเดียวที่เหนือสุดของสนาม ตั้งแต่ธันวาคม 1993 ข้อมูลมีการผลิต 130 ล้านบาร์เรลของน้ำมัน สนามกำลังการผลิตประมาณ 80 000 บาร์เรล / วัน ความดันจะถูกเก็บไว้โดยการฉีดน้ำจากสี่หลุมหัวฉีด การขุดเจาะการพัฒนาอย่างต่อเนื่องและหลุมใหม่ ๆ มีการวางแผน. สำหรับการระบายน้ำอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิภาพเป็นสิ่งสำคัญที่แนวนอนบ่อจะใกล้เคียงกับด้านบนของอ่างเก็บน้ำที่เป็นไปได้. ดังนั้นเราจึงจำเป็นต้องใช้แผนที่ที่ถูกต้องของด้านบนของหินทรายเต็มไปด้วยน้ำมันและสถานที่ตั้งของ intrareservoir shales แผนที่เหล่านี้และปริมาณหินยังมีความจำเป็นสำหรับการที่ถูกต้องน้ำมันในสถานที่ประมาณการ แต่น่าเสียดายที่เป็น Pwave ต่ำความคมชัดความต้านทานระหว่างอ่างเก็บน้ำทรายและหินทำให้การทำแผนที่นี้เป็นเรื่องยากมากในการชุมนุมP-คลื่นข้อมูลแผ่นดินไหว. ความท้าทายคือการปรับปรุงภาพแผ่นดินไหวที่อัลบาที่จะช่วยให้ตำแหน่งที่ถูกต้องของบ่อแนวนอนและประมาณการที่ดีขึ้นของน้ำมันในสถานที่ นอกจากนี้ในขณะที่เราเจาะหลุมมากขึ้นใกล้กับที่มีอยู่ในการผลิตและหลุมหัวฉีดเราต้องการที่จะสามารถที่จะคาดการณ์ความอิ่มตัวของน้ำไปข้างหน้าของบิตโดยใช้4 D วิเคราะห์แผ่นดินไหว อัลบ้าหุ้นส่วนตัดสินใจที่จะลองใหม่สี่องค์ประกอบมหาสมุทรด้านล่างสาย (OBC) เทคโนโลยี (1) ได้รับภาพที่ชัดเจนของอ่างเก็บน้ำใช้แปลงคลื่นแรงเฉือนและ(2) การคาดการณ์การเปลี่ยนแปลงความอิ่มตัวของน้ำโดยการเปรียบเทียบP- เก่าและใหม่ คลื่นข้อมูลแผ่นดินไหว. ความคิดที่จะใช้คลื่นเฉือนแปลงภาพ Pimpedance ต่ำอ่างเก็บน้ำไม่ใช่เรื่องใหม่ เมื่อเร็ว ๆ นี้คุณหญิงรายงานความสำเร็จในการหาช่องทางโดยใช้ทรายVP / VS อัตราส่วนที่ได้มาจากการสำรวจสามองค์ประกอบในBlackfoot ฟิลด์ แต่เรารู้สึกว่าผลที่นำเสนอนี้แสดงให้เห็นว่าการสำรวจ Alba เป็นครั้งแรก 3 มิติสำรวจ OBC ที่ convertedwave ประสบความสำเร็จในการถ่ายภาพของอ่างเก็บน้ำได้สร้างอย่างมีนัยสำคัญผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจ. ในบทความนี้เราภาพรวมข้อมูลเทคนิคและการศึกษาที่ใช้ในการปรับ 3 มิติสำรวจ OBC ต่อไปเราจะนำเสนอภาพของ OBC ใหม่และ reprocessed แผ่นดินไหวลำแสงข้อมูลที่แสดง4-D AVO และผลแปลงคลื่น. สุดท้ายเราขอแนะนำใหม่ตีความเบื้องต้นอ่างเก็บน้ำ Alba ที่สนับสนุนโดยเมื่อเร็ว ๆ นี้สองเจาะหลุม

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ลบานา ในภาคกลาง เหนือทะเล ( UK บล็อก 16 / 26 )
ประกอบด้วยยุคอีโอซีน ความพรุนสูง พึ่งพาช่วงหลายช่องปิดผนึกโดยชาร์ลส low-permeability ทราย

มีความลึกเฉลี่ยที่ 4 ของ 1900 เมตร ช่องทางหลักคือ
ประมาณ 9 กิโลเมตรยาวและ 1.5 กิโลเมตรกว้างและสามารถขึ้น
เพื่อ 100-m หนา ( รูปที่ 1 ) ช่องบรรจุศพของเชลส์ต่อเนื่อง
intrareservoir ที่เป็นสาเหตุสำคัญ
เจาะเสร็จ และปัญหาการผลิต
ทันทีวางหลัก Alba ทรายหลายช่องบ่อ
ได้พบบาง , ไม่ต่อเนื่อง , น้ำมันอิ่มตัว

brioc ทราย การผลิตน้ำมันจากบ่อเจาะ
15 แนวนอนจากแพลตฟอร์มเดียวที่เหนือสุดของเขตข้อมูล ตั้งแต่
ธันวาคม 1993 , สนามได้ผลิต 130 ล้านบาร์เรล
น้ํามันด้านกำลังการผลิตประมาณ 80
000 B / D . ความดันเป็นรักษาโดยการฉีดน้ำจากหัวฉีด
4 หลุม เจาะ พัฒนาอย่างต่อเนื่อง และหลายบ่อใหม่

ขอระบายไว้ อ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิภาพเป็นสิ่งสำคัญที่บ่อแนวนอน
เป็นใกล้กับด้านบนของอ่างเก็บน้ำที่เป็นไปได้ ดังนั้นเราจึงต้องใช้แผนที่ที่ถูกต้อง

ของด้านบนของน้ำมันเติม หินทราย และที่ตั้งของ intrareservoir
เชลส์ แผนที่เหล่านี้และปริมาตรหินดินดานยังต้องการ
น้ำมันถูกต้องในสถานที่ประมาณ ขออภัย pwave
อิมพีแดนซ์ต่ำความคมชัดระหว่างทรายอ่างเก็บน้ำ และหินดินดาน ทำให้แผนที่นี้ยากมาก

p-wave ข้อมูลแผ่นดินไหวในทั่วไป .
เป็นความท้าทายเพื่อปรับปรุงภาพแผ่นดินไหวที่ Alba

ให้ตำแหน่งที่ถูกต้องของเวลส์แนวนอนและดีกว่าประมาณการ
น้ำมันในสถานที่ นอกจากนี้ ตามที่เราเจาะบ่อมากขึ้น
ใกล้บ่อผลิตที่มีอยู่และหัวฉีด เราต้องการ
สามารถทำนายน้ำอิ่มตัวก่อนบิตโดยใช้ 4 -
D แผ่นดินไหว การวิเคราะห์ ส่วนอัลบาหุ้นส่วนตัดสินใจที่จะลอง
ใหม่มหาสมุทรสี่ส่วนด้านล่างทีวี
( OBC ) เทคโนโลยี( 1 ) เพื่อให้ได้ภาพที่ชัดเจนของอ่างเก็บน้ำโดยใช้แปลง
คลื่นแรงเฉือนและ ( 2 ) ทำนายการเปลี่ยนแปลงของน้ำ โดยการเปรียบเทียบข้อมูลแผ่นดินไหว p-wave เก่าและใหม่
.
ความคิดที่จะใช้แปลงคลื่นแรงเฉือนรูปภาพแหล่ง pimpedance
ต่ำก็ไม่ใหม่ เมื่อเร็วๆ นี้ ขอให้ความสำเร็จหาช่องทางรายงาน
ทรายใช้ VP / VS อัตราส่วนได้มา
จากสามองค์ประกอบใน Blackfoot สำรวจสนาม อย่างไรก็ตาม
เรารู้สึกว่าผลลัพธ์ที่แสดงที่นี่แสดงให้เห็นว่าการสำรวจ Alba
เป็นครั้งแรก 3 มิติ ซึ่งภาพใน OBC สำรวจ convertedwave
ประสบความสําเร็จของอ่างเก็บน้ำได้สร้างผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจอย่าง
.
ในกระดาษนี้เราแรกภาพรวมข้อมูล เทคนิค และการศึกษาที่ใช้เพื่อปรับ 3
OBC ) ต่อไป เราจะนำเสนอ
ภาพของ OBC ใหม่และปรับลำแสงแผ่นดินไหว
ข้อมูลที่แสดง 4-D avo , ,และผลของคลื่นแปลง .
สุดท้ายเราได้ใหม่ การตีความเบื้องต้นของ
Alba อ่างเก็บน้ำที่ได้รับการสนับสนุนโดยสองเพิ่งเจาะ
เวลส์