From 3D Seismic to 3D Reservoir Deterministic Model Thanks to Logging Data: the Case Study of a Near Surface Heterogeneous Aquifer
Construction d'un modèle déterministe de réservoir associé à un aquifère peu profond à l'aide de la sismique 3D et des diagraphies
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Institut français du pétrole, IFP, 1-4 avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex - France
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Université de Poitiers, UMR 6532 Hydrasa, Poitiers - France
Corresponding authors: j-luc.mari@ifp.fr gilles.porel@univ-poitiers.fr bernard.bourbiaux@ifp.fr
Different surface seismic surveys have been recorded on an experimental hydrogeological site that has been developed for several years near Poitiers (France). The paper shows how 3D seismic imaging can be used to describe the near-surface heterogeneous aquifer. The acquisition spread is designed to perform both 3D refraction and reflection seismic surveying. Refraction survey enables us to obtain a 3D image in depth of a low velocity superficial zone contrasting with the underlying water – bearing carbonates. Refraction survey shows the main orientations (N90 and N50) of fracture corridors. These two directions have been selected as the drilling azimuths of two deviated wells C3 and C4. Reflection survey enables us to generate a 3D seismic pseudo velocity block in depth. The 3D seismic pseudo velocity block shows the large heterogeneity of the aquifer reservoir in the horizontal and vertical planes, and confirms the main structural orientations (N90 and N50) identified by the refraction survey. The low velocity areas correspond to high hydraulic conductivity. In order to quantify the porosity of the different productive layers of the aquifer, the interval seismic velocities have been converted in resistivity. For that purpose, the empirical relationship between seismic velocity and true formation resistivity proposed by Faust (1953) [Geophysics 18, 271-288] has been used. The 3D resistivity block is converted in porosity, by using the Archie law (1942) [Petrol. Technol. 146, 54-62]. The 3D seismic pseudo porosity block allows us to identify three different water productive layers: an upper layer at 35-40 m depth, an intermediate layer at 85-87 m depth and a lower layer at 110-115 m. The intermediate layer is composed of bodies having a porosity larger than 30%. These bodies represent the most karstic part of the reservoir. The very high resolution seismic surveying has led to obtain a 3D porosity seismic block which represents a deterministic high resolution reservoir model. After further calibration, that reservoir model could be used for flow simulation.
Résumé
Différentes acquisitions sismiques ont été réalisées sur le site hydrologique expérimental de Poitiers (France). Ce papier montre comment la sismique 3D peut être mise en oeuvre et traitée pour décrire un aquifère hétérogène proche de la surface. Le dispositif d'acquisition a été choisi pour obtenir à la fois une imagerie par réfraction et par réflexion. La sismique réfraction a permis d'obtenir une image en profondeur du toit de l'aquifère carbonaté et a mis en évidence les directions principales (N90 et N50) de couloirs de fractures. Ces deux directions ont été retenues pour implanter deux puits déviés C3 et C4. La sismique réflexion a permis d'obtenir un bloc de vitesse 3D en profondeur. Le bloc de vitesse montre la forte hétérogénéité du réservoir aquifère et confirme les orientations principales des structures mises en évidence par réfraction. Les zones à faible vitesse correspondent à des zones à forte conductivité hydraulique. Dans le but de quantifier la porosité des différents niveaux aquifères, les vitesses sismiques ont été converties en résistivité, en utilisant la relation empirique proposée par Faust (1953) [Geophysics 18, 271-288] calibrée sur des logs de résistivité enregistrés dans 11 puits du site. Le bloc de résistivité, converti en porosité en utilisant la loi d'Archie (1942) [Petrol. Technol. 146, 54-62], a permis d'identifier 3 niveaux producteurs d'eau : un niveau supérieur à 35-40 m, un niveau intermédiaire à 85-87 m, un niveau inférieur à 110-115 m. Le niveau intermédiaire est composé de corps ayant des porosités supérieures à 30 %. Ces corps représentent la partie karstique du réservoir. La sismique 3D très haute résolution a permis d'obtenir un bloc 3D de porosité qui représente un modèle déterministe de réservoir. À l'issue d'une calibration plus avancée, ce modèle de réservoir pourrait être utilisé pour réaliser des simulations d'écoulement.
© IFP, 2009