Imagerie sismique d'un réservoir carbonaté : le dogger du Bassin parisien

Seismic Imaging a Carbonate Reservoir: the Paris Basin Dogger

¹ CGG
² Institut Français du Pétrole

Résumé

Dans le cadre des mesures incitatives de relance de l'exploration en France prises par la Dhyca(1), six partenaires industriels(2) se sont réunis (Projet Dogger, 1991-93) pour développer une méthodologie d'acquisition, de traitement et d'interprétation sismique, adaptée à la description du réservoir à huile du Dogger du Bassin parisien et utilisant des techniques déjà industrialisées : vibrosismique à contenu fréquentiel élevé (10-130 Hz), sismique réflexion à 3 dimensions ou à 3 composantes, émissions P et S, traitement élaboré du signal et des statiques, préservation des amplitudes, calage aux puits, inversion stratigraphique, interprétation 3D par pointé automatique et attributs d'horizon. L'utilisation conjointe de toutes ces techniques sur les champs de Villeperdue (Total opérateur) et de Fontaine-au-Bron (EAP opérateur) montre l'adaptation de la sismique de surface à décrire certaines caractéristiques du réservoir mince (30 m) situé au toit du Dogger carbonaté, à 1900 m de profondeur. L'élargissement du contenu fréquentiel de la sismique se heurte aux limites imposées par l'atténuation des hautes fréquences lors de leur propagation dans le sous-sol. L'évaluation de cette atténuation par un PSV indique un filtrage terrain jusqu'au Dogger (1,3 s td) fortement amplifié au-delà de 90 Hz. La sismique 2D dite haute résolution (HR) permet d'atteindre au niveau de l'objectif cette fréquence charnière qui fournit une résolution verticale suffisante pour que les réflexions situées au sommet et à la base du réservoir n'interfèrent pas (lambda/2 = 26 m). L'amplitude de ces réflexions est alors représentative des contrastes d'impédance de part et d'autre du réservoir et leurs variations latérales permettent de détecter des hétérogénéités, comme les variations de porosité, qui s'expriment bien acoustiquement. Le contenu en hautes fréquences de la sismique 3D (70 Hz) a été plus difficile à améliorer. Grâce à des corrections statiques élaborées, calées sur une base de données géologiques et sur des carottages VT, l'image-temps du réservoir, à l'emplacement de la cuvette décrite par la 3D, n'est pas influencée par les variations topographiques et les fortes hétérogénéités de surface qu'elles induisent. L'apport essentiel de cette 3D, lié à la continuité de son échantillonnage spatial, est la mise en évidence, à partir du pointé du réservoir et des attributs d'horizon correspondants, de linéaments subméridiens à l'emplacement d'accidents de rejet plurimétrique trop faible pour être détecté sur les sections sismiques verticales. La localisation de ces failles, par lesquelles peuvent se produire des venues préférentielles d'eau, ainsi que l'organisation des amplitudes de la réflexion au toit du réservoir qui semble traduire des variations latérales de porosité, sont un guide précieux pour l'implantation de puits et la conception de forages horizontaux. La sismique trois composantes (2D-3c) et les émissions en onde S n'ont pas recueilli de réflexions au-delà de 30 Hz au niveau de l'objectif qui constitue un mauvais marqueur (PS & SS). Seule la sismique de puits (PSV, PSO), où les hautes fréquences sont beaucoup moins atténuées qu'en sismique de surface, fournit une imagerie détaillée du réservoir en mode converti (jusqu'à 120 Hz en PP et en PS). En dépit d'un rapport signal/bruit dégradé, l'anisotropie calculée sur les sections SS, par comparaison des temps de propagation dans la tranche Kimméridgien-Bajocien encadrant le réservoir, montre des variations latérales qui relient de manière cohérente les mesures d'anisotropie faites aux puits. Le long du profil de 2D-3c, les impédances obtenues par inversion des amplitudes P indiquent une diminution de porosité et donc une augmentation de la rigidité du réservoir là où l'anisotropie est plus élevée. Malgré ces premiers résultats encourageants et au vu du coût important des acquisitions de surface en trois composantes, nous ne considérons pas cette méthode comme pertinente pour décrire le réservoir du Dogger. En définitive, la combinaison d'un échantillonnage spatial continu, comme celui obtenu en SD et d'une émission vibrosismique adaptée au filtrage terrain, comme celle utilisée en 2D-HR mais limitée à 100 Hz, apportera des informations nouvelles sur le réservoir mince et discontinu du Dogger que la simple corrélation des données de puits ne peut pas fournir. Ainsi, la géométrie du réservoir a pu être décrite avec précision (5 m) de même que certaines hétérogénéités correspondant à des failles ou à des variations latérales d'impédance. D'autres paramètres importants pour la production, comme la répartition des drains R1 et R2 qui modifie peu les impédances acoustiques dans le réservoir, restent cependant inaccessibles à la sismique. Néanmoins, pour le prix d'un ou de quelques forages, une sismique 3D avec une émission et un traitement des données adaptés au Bassin parisien fournira une description suffisamment pertinente du réservoir pour pouvoir optimiser l'implantation de forages de délinéation ou de production, réduisant par là les coûts d'exploitation. (1) Dhyca: Direction des Hydrocarbures (Ministère de l'Industrie) (2) CGG, EAP, Esso-REP, IFP, Total, Triton France.

Abstract

Within the context of measures taken by the Dhyca(1) to revitalize exploration in France, six industrial partners(2) joined forces (on the Dogger Project) to develop an appropriate seismic acquisition, processing and interpretation methodology in order to improve the description of the main oil reservoir (Dogger) in the Paris Basin by applying techniques already used on an industrial scale : vibroseis with a high frequency content (10-130 Hz), three-dimension or three-component reflection seismip, P and S emissions, sophisticated signal and static processing, amplitude preservation, careful well tying, stratigraphic inversion, 3D interpretation through automatic picking and horizon attributes. The combined use of all these techniques on the Villeperdue (Total operator) and Fontaine-au-Bron fields (EAP, operator) illustrates the appropriateness of surface seismic for describing the characteristics of the thin reservoir (30 m) lying at the top of the Dogger carbonate, at a depth of 1900 m. Widening the frequency content of the seismic comes into conflict with the limitations imposed by the attenuation of the high frequencies as they are propagated in the subsurface. An evaluation of this attenuation, made by VSP, indicates that the filtering related to propagation as far as the Dogger (1. 3 s twt) is sharply amplified beyond 90 Hz. High-resolution seismic (2D-HR) is used to record this transition frequency at the level of the target, since it provides sufficiently adequate vertical resolution for the reflections at the top and at the base of the reservoir not to interfere (lambda/2 = 26 m). The amplitude of these reflectors is therefore representative of the impedance contrasts on either limit of the reservoir and their lateral variations reveal heterogeneities, such as porosity changes, which are expressed well acoustically. The high frequency content of the 3D seismic (70 Hz) was more difficult to enhance. As a result of careful static corrections, which are related to a geological database and uphole surveys, the time-image of the reservoir, at the location of the syncline described by the 3D, is not influenced by the topographic variations and the associated strong surface heterogeneities. Yet the essential contribution made by the 3D, thanks to the continuity of its spatial sampling, is to evidence, via the picking of the reservoir and the corresponding horizon attributes, submeridian lineaments corresponding to faults with throw of several meters which is too weak to be detected on vertical sections. The distribution of these faults, via which water tends to invade the reservoir, and the organization of the amplitudes at the top reservoir reflector, which seems to suggest lateral variations in porosity, are a valuable guide for setting up wells and designing horizontal drilling. Three-component seismic (2D-3c) and S-wave emissions did not produce any reflections beyond 30 Hz at the level of the target which is a poor reflector (PS & SS). Only borehole seismic (VSP, offset VSP), where high frequencies are much less attenuated than with surface seismic, provides detailed imaging of the reservoir in converted mode (up to 120 Hz in PP and in PS). Despite a deterioration in the signal-to-noise ratio, the anisotropy calculated on the SS sections, by comparing the propagation times in the Kimmeridgian-Bajocian interval surrounding the reservoir, evidences lateral variations which link up consistently with the anisotropy measurements made at the boreholes. Along the 2D-3c profile, the impedances obtained by inversion of the P amplitudes indicate a reduction in porosity and hence an increase in the rigidity of the reservoir where the anisotropy is greatest. Despite these encouraging initial results and given the high cost of threecomponent surface acquisitions, we do not consider this method to be appropriate for describing the Dogger reservoir. As a conclusion, the combination of continuous spatial sampling, such as that obtained in 3D, and a vibroseis emission adapted to frequency attenuation, such as that used in 2D-HR but restricted to 100 Hz, can supply useful information about the thin and discontinuous Dogger reservoir which cannot be provided by mere correlation of the borehole data. In this way, the geometry of the reservoir could be described with accuracy (5 m) in addition to a number of heterogeneities corresponding to faults or lateral variations in impedance. Other parameters of significance for production, such as the distribution of drains R1 and R2, which barely alters the acoustic impedances in the reservoir, remain however inaccessible to surface seismic. Nevertheless, for the price of one or two wells, a 3D seismic survey with acquisition and processing adapted to the Paris Basin can provide a sufficiently pertinent description of the reservoir to be able to optimize the number and the location of delineation/production wells, and in so doing reduce operating costs. (1) Dhyca: Direction des Hydrocarbures (Ministère de l'Industrie) (2) CGG, EAP, Esso-REP, JFP, Total, Triton France.