Calibrated rock physics model for quantitative seismic analysis of two-phase fluid saturations

Introduksjon Prosjektet hadde som mål å forbedre nøyaktigheten av seismiske overvåkingsmetoder, som er avgjørende for olje- og gassutvinning og CO2-lagring på norsk kontinentalsokkel. Gjentatte seismiske undersøkelser, sammen med seismiske dataanalyser, brukes ofte for å oppdage endringer i dype underjordiske reservoarer under hydrokarbonproduksjon og CO2-injeksjon og lagring. Et av de viktigste aspektene å evaluere i reservoarytelsen er endringen i væskemengdene i de underjordiske geologiske strukturene. Nåværende seismiske analysemetoder inneholder imidlertid høye usikkerheter i væskemengdeestimater. Nøyaktig informasjon på dette området er avgjørende for mer bærekraftig og effektiv bruk av ressurser til oljefeltutvikling og legger til rette for sikker reduksjon av karbondioksid i atmosfæren. Mål og metodikk Hovedmålet med prosjektet er å muliggjøre mer presis og pålitelig kvantifisering av ulike væsker i underjordiske reservoarer, spesielt under ulike stadier av olje- og gassproduksjon og CO2-lagring. Disse væskene skaper vanligvis blandinger som et resultat av prosesser som vanninjeksjon rettet mot å øke hydrokarbonproduksjonen, og CO2-injeksjoner for langtidslagring. Vår tilnærming fokuserte på utviklingen av en kalibrert bergfysikkmodell for delvis mettede reservoarbergarter. Denne modellen spiller en viktig rolle i seismisk inversjon, en prosess som er avgjørende for å tolke egenskapene til stein og væske basert på seismiske data. For å utføre denne forskningen etablerte vi et unikt laboratoriesystem for testing av reservoarbergartsprøver. Dette systemet ble designet for å slå sammen seismiske målinger med avanserte røntgenavbildningsteknikker, og dermed gjøre oss i stand til å simulere de faktiske forholdene i et reservoar, inkludert injeksjon av væsker som vann, olje og CO2. Dette tillot oss å estimere væskemengder, fordelinger og den resulterende seismiske responsen. Den påfølgende analysen av de eksperimentelle resultatene gjør det mulig å skape bedre fysiske modeller. Nøkkelfunn og aktiviteter 1. Teoretiske fremskritt: Vi gjennomførte en omfattende gjennomgang av relevante bergfysikkmodeller, valgte de mest anvendelige og bestemte essensielle parametere for eksperimentene våre. 2. Innovativt laboratoriesystem: Vi utviklet et nytt og unikt røntgengjennomsiktig seismisk testutstyr spesielt for dette prosjektet. Dette systemet gjennomgikk omfattende test-, kalibrerings- og valideringsfaser for å sikre nøyaktigheten og påliteligheten. 3. Omfattende eksperimenter: Prosjektet vårt inkluderte fire store eksperimentelle kampanjer, med seismiske frekvensmetoder. Disse kampanjene var mangfoldige, alt fra eksperimenter på helt og delvis mettede sandsteiner for å vurdere deres seismiske egenskaper i forhold til metning, bølgetøyningsamplitude og frekvens; til analyse av virkningene av porevæskekapillærtrykk på seismiske egenskaper; undersøkelser av mekanismene for seismisk spredning på tvers av ulike litologier; og omfattende mikro-CT-eksperimenter som tar sikte på å evaluere effekten av drenering-imbibering og fri CO2-metning på både seismiske og ultralydsegenskaper til sandstein. 4. PhD-opplæring og integrering: En viktig del av prosjektet vårt var utdanning og integrering av en PhD-kandidat. Kandidatens involvering beriket ikke bare forskningen vår betydelig, men styrket også det vellykkede samarbeidet mellom NTNU og SINTEF. 5. Formidling av kunnskap: Teamet vårt var dedikert til aktivt spredning av våre funn. Vi ga betydelige bidrag, totalt over 40 presentasjoner og artikler, på ulike konferanser, workshops og i ledende fagfellevurderte publikasjoner. Våre samarbeidsinnsatser ble ytterligere forbedret ved å engasjere oss med internasjonale og industrisamarbeidspartnere, spesielt Equinor og AkerBP, fasilitert gjennom regelmessige prosjektverksteder arrangert av SINTEF. Innvirkning og konkluderende innsikt Dette prosjektet representerer et betydelig fremskritt innen seismisk overvåkingsteknologi, som direkte påvirker effektiviteten og bærekraften til ressursforvaltningen i olje- og gassektorene. Vår innovative tilnærming og funn gir et verdifullt rammeverk for fremtidig forskning og praktiske anvendelser, spesielt for å forbedre hydrokarbonutvinning og CO2-lagring. Integreringen av avanserte bergfysikkmodeller, kalibrert med unike laboratorieeksperimentresultater, markerer et sentralt skritt i undergrunnsovervåking, setter en ny standard for industrien og bidrar til global innsats innen miljøbevaring og ansvarlig ressursutnyttelse.

Actual Outcomes: 1. Advancement in the field of Rock Physics: The advancements in rock physics research achieved withing the project led to a solid theoretical foundation for use of more sophisticated and calibrated rock-physics model in seismic data processing workflows. This will lead to more accurate identification and quantification of various fluids in subsurface reservoirs, an advancement in seismic technology. 2. Innovations in Laboratory Systems: The creation of a novel X-ray transparent, seismic frequency apparatus for experimental use in this field has set a new standard for laboratory research in rock physics and seismic analysis. 3. Educational Impact: The training and integration of a PhD candidate within the project not only bolstered research capabilities but also ensured the transfer of knowledge and skills to future generations in this field. 4. Collaboration impact: continuous interaction between NTNU, SINTEF, international partners and Norwegian oil industry has created a unique collaborative environment that jointly solve current challenges within rock physics and seismic monitoring. Potential Impacts: 1. Improved Hydrocarbon Recovery: By enabling a more precise understanding of fluid seismic response in reservoirs, the project results have a potential to enhance the efficiency of hydrocarbon recovery during reservoir production. This is achieved by obtaining more accurate information on expediency of infill drilling targets. 2. Enhanced CO2 Storage and Security: The project has a potential for improving the methods for monitoring CO2 injection and storage, vital for both environmental protection and the safe utilization of carbon dioxide in the subsurface reservoirs. 3. Sustainable Resource Management: The project lays a foundation for more sustainable and efficient use of resources in oil field development, paving the way for future technologies and methodologies that prioritize environmental conservation. 4. Framework for Future Research: The methodologies and findings from this project provide a valuable framework for future research, particularly in enhancing techniques for monitoring subsurface reservoirs. 5. Global Environmental Benefits: The improved capacity for CO2 storage and better monitoring of greenhouse gases highlight the project's potential contribution to global efforts in reducing atmospheric carbon dioxide levels. 6. Industry Standard Setting: The integration of advanced rock physics models, calibrated with unique experimental results, sets new industry standards in subsurface monitoring, potentially influencing future developments in the oil and gas sectors. 7. Collaborative Opportunities: The project's success, facilitated through collaborations with various international and industry partners, demonstrates the potential for future joint ventures that combine academic research with industry expertise.

There is a need for reliable monitoring techniques that would ensure safe and efficient reservoir injection for enhanced oil recovery (EOR) as well as for CO2 storage. Currently, time-lapse seismic methods allow for mapping injected fluid distribution in the subsurface. However, due to a lack of reliable rock physic models, estimates of saturations in two-phase fluid systems are associated with large uncertainties. This project will study the dependence of elastic rock properties and acoustic velocities of reservoir rocks on saturation and fluid pressure. The main focus will be on advanced laboratory experiments for validating and calibrating a newly developed physics-based rock physics model. Different factors that control velocities and attenuation of acoustic waves in two-phase fluid saturated rocks, such as patch size, capillary pressures, permeability, and frequency will be investigated. A custom-built unique low-frequency pressure cell within a high-resolution X-ray tomography scanner will be the primary analysis technique. Partners of the project include SINTEF, NTNU, the University of Edinburgh (UK), and The University of Texas at Austin (USA). In addition, industry represented by Equinor and Aker BP is willing to contribute with technical advice.