Advanced

Extending the resolution of conventional deep seismic 3D surveys

Gustafsson, Niklas LU (2015) In ISRN LUTVDG/(TVTG—5144)/1-99/(2015) VTG820 20151
Engineering Geology
Civil Engineering
Abstract
The main objective of this master's thesis is to evaluate a new processing method for extracting seismic conventional 3D streamer deep target data for shallow subsurface imaging. Deep target acquisitions have greater potential than it's conventional use. The aim of these acquisitions is to discover natural resources, in particular oil and gas, at several kilometres of depth. Before drilling it is most important to map possible geohazards, especially shallow ones. Also government requirements, risks for human lives and facility failure oblige actions to map geohazards.

A method on how to reprocess deep target data acquired in shallow water has been developed for improving imaging of the shallow subsurface. Shallow water in this case is... (More)
The main objective of this master's thesis is to evaluate a new processing method for extracting seismic conventional 3D streamer deep target data for shallow subsurface imaging. Deep target acquisitions have greater potential than it's conventional use. The aim of these acquisitions is to discover natural resources, in particular oil and gas, at several kilometres of depth. Before drilling it is most important to map possible geohazards, especially shallow ones. Also government requirements, risks for human lives and facility failure oblige actions to map geohazards.

A method on how to reprocess deep target data acquired in shallow water has been developed for improving imaging of the shallow subsurface. Shallow water in this case is about 75 meters, while shallow subsurface refer to down to approximately 750 meters. The new reprocessing sequence is based on performing interpolation, multiple reflection attenuation and statics correction with focus on the shallow subsurface. The main objective of the evaluation is to compare resulting image from the reprocessed 3D data with the initial image and an overlapping dedicated high resolution 2D acquisition image. The conclusion also includes a recommendation for if the high definition reprocessing sequence can aid a dedicated high resolution 2D survey, from the perspective of this case.

First a synthetic data model was made to investigate minimum detectable layers. Within the model a stratied earth model was set up and model parameters varied: dominant frequency of source wavelet, target layer thickness and velocity. The outcome became the foundation for investigating the frequency content reflected in the shallow layers. Frequency content is important for the question if thin layers could be resolved. This was the basis for the next step to analyse the imaging result from the investigated reprocessing sequence.

The new processing sequence contributes to a significant improvement to the resolution of the high denition shallow 3D processed image evaluated in this report, from close to the seabed and beyond the horizon of this report. The frequency content seems to be sufficient to be able to resolve layers for aiding interpretations of the shallow subsurface. One comparison between the imaging from the new processing sequence and imaging of dedicated high resolution 2D acquisition show that the 2D acquired data generates a better result from the seabed to about 200 to 300 milliseconds. Somewhere in that range of 200 to 300 milliseconds the imaging from the new processing sequence becomes the better alternative. Thus to reprocess deep target seismic 3D streamer data can, for this case, aid dedicated high resolution 2D acquisition both in setting up the survey as well as discover geohazards. (Less)
Popular Abstract (Swedish)
Ny teknik på företaget Maersk Oil har möjliggjort en effektivare avbildning av den ytnära berggrunden som tidigare förblivit dolda. Denna nya metod leder förhoppningsvis till en mer säker kartläggning av geologiska risker. Ett viktigt framsteg där både liv och miljö kan sparas.

Tänk dig en exploderande oljerigg, orsakat av att någon ovetandes borrat rakt in i en gasficka i den ytnära berggrunden. Följderna kan bli katastrofala med oljespill, stora ekonomiska konsekvenser och inte minst dödsfall! Om en grundlig undersökning föregått och förutspått gasfickan, skulle följden troligtvis bli att gasen förbränns direkt och släppas ut som avgaser. I master-uppsatsen ”Extending the resolution of conventional deep seismic 3D surveys” kom... (More)
Ny teknik på företaget Maersk Oil har möjliggjort en effektivare avbildning av den ytnära berggrunden som tidigare förblivit dolda. Denna nya metod leder förhoppningsvis till en mer säker kartläggning av geologiska risker. Ett viktigt framsteg där både liv och miljö kan sparas.

Tänk dig en exploderande oljerigg, orsakat av att någon ovetandes borrat rakt in i en gasficka i den ytnära berggrunden. Följderna kan bli katastrofala med oljespill, stora ekonomiska konsekvenser och inte minst dödsfall! Om en grundlig undersökning föregått och förutspått gasfickan, skulle följden troligtvis bli att gasen förbränns direkt och släppas ut som avgaser. I master-uppsatsen ”Extending the resolution of conventional deep seismic 3D surveys” kom undersökningen fram till att en förbättring hade uppnåtts för metoden att avbilda den ytnära berggrunden. I förlängningen skulle detta kunna innebära en bättre avbildning av ytnära gasfickor som därför kan undvikas eller utvinnas istället för att ”eldas för kråkorna”. Gasfickor anses vara ett geologiskt hinder som utgör en fara vid borrning. Det finns många fler faror såsom förkastningszoner, övertryckszoner och risk för skred som också är intressanta att kartlägga.

För att leta efter naturresurser till havs används ett stort specialdesignat fartyg som drar en seismisk källa följt av flera parallella kilometerlånga kablar med seismiska mätinstrument, hydrofoner, med intervall om 12,5 m. De parallella kablarna ger förutsättning för att skapa en avbildning i 3D, kallad 3D-mätning. Metoden är ursprungligen utvecklad för att med reflektionsseismik hitta olja och gas flera kilometer ned i jordskorpan. Frågan som skulle besvaras var då; om avbildningen från en 3D-mätning kunde förbättras för att avbilda den ytnära berggrunden genom en förändrad databearbetning? För att ta reda på hur stor en eventuell förbättring blivit gjordes en undersökning i tre steg. Först skapades en simulator i Matlab för att undersöka ”minsta upptäckbara berglager”. Därefter granskades frekvensinnehållet i den ombearbetade 3D-datan. Till sist jämfördes olika avbildningar; före och efter ombearbetningen av 3D-datan samt med en avbildning grundad på en 2D-mätning designad för ytnära avbildning.

Analysen av simuleringen kom fram till att frekvensbandet av den seismiska vågen behövde vara mellan 30 och 70 Hz för att avbilda 4-6 m tunna berglager. I nästa steg visade granskningen av frekvensinnehållet att den undersökta 3D-datan täckte väl den önskade frekvensbredden. Avbildningen skapad genom ombearbetning av 3D-datan borde därför ge förutsättning att kunna upptäcka 4-6 m tjocka berglager. En sådan upplösning skapar goda förutsättningar för att kunna hitta geologiska risker. Den sista jämförelsen gav väldigt intressanta 3D-strukturer som inte kunde ses i avbildningen baserad på 2D mätningen. Eftersom 2D-mätningar är standard för att avbilda den ytnära berggrunden blev denna upptäckt av extra betydelse. Det kan poängteras att 2D-mätningarna är viktiga komplement och skapar tydlighet men utförs efter 3D-mätningen. En ombearbetning av 3D-datan skulle kunna hjälpa till innan 2D-mätningen är utförd. Den största vinsten skulle därför vara att den nya 3D-avbildningen hjälper till i konfigureringen av 2D-mätningen. (Less)
Please use this url to cite or link to this publication:
author
Gustafsson, Niklas LU
supervisor
organization
course
VTG820 20151
year
type
H3 - Professional qualifications (4 Years - )
subject
publication/series
ISRN LUTVDG/(TVTG—5144)/1-99/(2015)
language
English
id
8168645
date added to LUP
2015-11-11 13:46:11
date last changed
2015-11-11 13:46:11
@misc{8168645,
  abstract     = {The main objective of this master's thesis is to evaluate a new processing method for extracting seismic conventional 3D streamer deep target data for shallow subsurface imaging. Deep target acquisitions have greater potential than it's conventional use. The aim of these acquisitions is to discover natural resources, in particular oil and gas, at several kilometres of depth. Before drilling it is most important to map possible geohazards, especially shallow ones. Also government requirements, risks for human lives and facility failure oblige actions to map geohazards.

A method on how to reprocess deep target data acquired in shallow water has been developed for improving imaging of the shallow subsurface. Shallow water in this case is about 75 meters, while shallow subsurface refer to down to approximately 750 meters. The new reprocessing sequence is based on performing interpolation, multiple reflection attenuation and statics correction with focus on the shallow subsurface. The main objective of the evaluation is to compare resulting image from the reprocessed 3D data with the initial image and an overlapping dedicated high resolution 2D acquisition image. The conclusion also includes a recommendation for if the high definition reprocessing sequence can aid a dedicated high resolution 2D survey, from the perspective of this case.

First a synthetic data model was made to investigate minimum detectable layers. Within the model a stratied earth model was set up and model parameters varied: dominant frequency of source wavelet, target layer thickness and velocity. The outcome became the foundation for investigating the frequency content reflected in the shallow layers. Frequency content is important for the question if thin layers could be resolved. This was the basis for the next step to analyse the imaging result from the investigated reprocessing sequence.

The new processing sequence contributes to a significant improvement to the resolution of the high denition shallow 3D processed image evaluated in this report, from close to the seabed and beyond the horizon of this report. The frequency content seems to be sufficient to be able to resolve layers for aiding interpretations of the shallow subsurface. One comparison between the imaging from the new processing sequence and imaging of dedicated high resolution 2D acquisition show that the 2D acquired data generates a better result from the seabed to about 200 to 300 milliseconds. Somewhere in that range of 200 to 300 milliseconds the imaging from the new processing sequence becomes the better alternative. Thus to reprocess deep target seismic 3D streamer data can, for this case, aid dedicated high resolution 2D acquisition both in setting up the survey as well as discover geohazards.},
  author       = {Gustafsson, Niklas},
  language     = {eng},
  note         = {Student Paper},
  series       = {ISRN LUTVDG/(TVTG—5144)/1-99/(2015)},
  title        = {Extending the resolution of conventional deep seismic 3D surveys},
  year         = {2015},
}