SU972452A1 - Oil and gas deposit forecasting method - Google Patents
Oil and gas deposit forecasting method Download PDFInfo
- Publication number
- SU972452A1 SU972452A1 SU813272594A SU3272594A SU972452A1 SU 972452 A1 SU972452 A1 SU 972452A1 SU 813272594 A SU813272594 A SU 813272594A SU 3272594 A SU3272594 A SU 3272594A SU 972452 A1 SU972452 A1 SU 972452A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- oil
- reservoir
- salinity
- water
- Prior art date
Links
Description
Изобретение относитс к сейсморазведке и предназначено дл обнаружени нефт ных и газоклх залежей, погребенных под толики «олодых осадочных образований.The invention relates to seismic prospecting and is intended to detect oil and gas deposits that were buried beneath the trickle of the young sedimentary formations.
Сейсморазведка начинает широко использоватьс дл прогноза нефтегазоносности вы вленных структур с целью избирательного ввода их в глубокое разведочное бурение .Seismic surveys are beginning to be widely used to predict the oil and gas potential of the identified structures in order to selectively enter them into deep exploratory drilling.
Схематически проведение этих работ заключаетс в послойном изучении акустических свойств разреза (скорость , поглоиэние, коэффициенты отражени и т.д.,). По совокупности локальных параметрических аномалий в определенном интервале разреза делаетс заключение о наличии нефтегазовой залежи. Достоверность обнаружени залежей по материалам сейсморазведки в значительной мере зависит от целого рлда факторов - сложность геологического строени площади , уровень волн-помех, точность и разрешающа способность аппаратурно-методических средств, состав залежи , глубина ее залегани и мощность , толщина залежи. Последн играет важную роль, так как при . прочих равных услови х величина геофизической аномалии пр мо пропорциол нальна мощности залежи. Вследствие этого по данным сейсморазведки в интервале глубин до 2-2,5 км могут быть обнаружены только достаточно мощные (более 50 м) залежи. Эффект, создаваемый залежами менее 50-30 м невелик и вполне соизмерим с погрешност ми наблюдений. Таким образом, Schematically, the performance of these works consists in the layer-by-layer study of the acoustic properties of the section (velocity, absorption, reflection coefficients, etc.). From the totality of local parametric anomalies in a certain section interval, it is concluded that there is an oil and gas reservoir. The reliability of the discovery of deposits based on seismic survey materials largely depends on a whole number of factors - the complexity of the geological structure of the area, the level of wave-interference, the accuracy and resolution of instrumental and methodological means, the composition of the deposit, its depth and thickness. Last plays an important role, as when. All other things being equal, the magnitude of the geophysical anomaly is directly proportional to the thickness of the deposit. As a result, according to seismic survey data, in the interval of depths up to 2-2.5 km, only sufficiently powerful (more than 50 m) deposits can be detected. The effect created by deposits of less than 50–30 m is small and quite commensurate with the errors of observations. In this way,
10 в подавл нвдем большинстве случаев нефтегазовые залежи мощностью менее 30-50 м вьщел ютс очень неуверенно или вообще не выдел ютс .10 In the majority of cases, oil and gas deposits with a capacity of less than 30–50 m are very uncertain or are not separated.
Прогнозирование залежей Нефти и Oil and Prediction
15 газа по данным геохимических методом основано на вы влении эффектов миграции углеводородов из залежи вверх по разрезу. При этом по материалам геохимической съемки изу20 чаетс распределение по площади концентраций углеводородов в приповерхностных отложени х или в придонной воде при .гидрогазосъемке акваторий и по величине геохимических анома25 лий делаху заключение о плавном местоположении залежей. Основные трудности при интерпретации результатов геохимических съемок св заны с распознаванием природы ёшомалий (глу30 бинные или поверхностные факторы..15 gas according to geochemical data is based on the detection of the effects of migration of hydrocarbons from the reservoir up the section. At the same time, the distribution of hydrocarbon concentrations in the near-surface sediments or in the near-bottom water from hydro-gas survey of water areas and the magnitude of the geochemical anomalies of the occurrence of deposits is studied using materials from geochemical surveys. The main difficulties in interpreting the results of geochemical surveys are related to the recognition of the nature of yoshomaly (deep bin or surface factors ..
а при гидрогазосъемке акваторий также с необходимостью выделени на фоне помех слабых аномалий, обусловленных диффузионными процессами на залежи. Более интенсивные геохимические аномалии, обусловленные процессами струйной миграции газа на залежи по разломам и трещинам часто оказываютс значительно смещены в плане относительно местоположени залежи на значительное рассто вне до дес тков километров.and in the course of hydro-gas surveying of water areas, it is also necessary to isolate weak anomalies due to diffusion processes on the deposit against the background of disturbances. The more intense geochemical anomalies caused by the processes of jet migration of gas to deposits of faults and cracks are often significantly shifted in terms of the location of the deposit to a considerable distance of up to tens of kilometers.
Наиболее близким к изобретению вл етс способ прогнозировани iнефтегазовых залежей, включающий сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку 2.Closest to the invention is a method for predicting oil and gas deposits, including seismic profiling using the common depth point method and gas survey 2.
Недостатком известного способа вл етс низка достоверность обнаружени залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.The disadvantage of this method is the low reliability of detecting deposits of oil and gas buried in weakly consolidated rocks.
Цель изобретени - повышение достоверности обнаружени залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.The purpose of the invention is to increase the reliability of detecting deposits of oil and gas buried in weakly consolidated rocks.
II
Поставленна цель достигаетс The goal is achieved
тем, что согласно способу прогнозировани нефтегазовых залежей, включающему сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку, с помощью сейсмического профилировани определ ют плановое положение и контуры зон, которые характеризуютс скоростью продольных волн до 500 м/с и глубиной залегани 100 - 400 м от поверхности земли, затем в пределах оконтуреной зоны провод т фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существовании залежей нефти и газа .According to the method of predicting oil and gas deposits, including seismic profiling using the common depth point method and gas surveying, the planned position and contours of the zones, which are characterized by the speed of longitudinal waves up to 500 m / s and depth from 100 to 400 m from the surface, are determined using seismic profiling. the surface of the earth, then within the delineated zone, a fragmentary gas survey of hydrocarbons is carried out, in the presence of which a conclusion is made about the existence of oil and gas deposits.
Акустические характеристики пористого пласта практически одинаковы вне зависимости от того, содержитс ли в поровом объеме пласта несколько процентов или несколько дес тков процентов свободного газа и существенно отличны от акустических характеристик полностью водонасыщенного пласта. Дл растворенного в воде газа подобный эффект не отмечаетс .The acoustic characteristics of a porous reservoir are almost identical regardless of whether the pore volume of the reservoir contains a few percent or several tens of percent of free gas and is significantly different from the acoustic characteristics of a fully water-saturated reservoir. For a gas dissolved in water, this effect is not observed.
На фиг.1 показана зависимость скорости продольных волн в песчанике от состава флюида и количества газа, где 1 - песчаник водонасыщений , 2 - песчаник нефтенасыщений, а - глубина И 1,5 км, б - глубина И 3,5 км, г - .количество кубометров газа,растворенного в кубометре жидкости, в поде (Т) или нефти (П), Q пороговые объем песчаника содержа111И своОолньс) газ.Figure 1 shows the dependence of the velocity of longitudinal waves in sandstone on the composition of the fluid and the amount of gas, where 1 is the sandstone of water saturation, 2 is the sandstone of oil saturation, a is the depth And 1.5 km, b is the depth And 3.5 km, g is. the number of cubic meters of gas dissolved in a cubic meter of fluid, in the hearth (T) or oil (P), Q threshold volume of sandstone containing 110% of its solids) gas.
На фиг.2 представлено распределе-. ние концентрации метана, диффундирующего из залежи, по глубине. Пунктиром показаны кривые, соответствующие максимальной предельной растворимости метана в пластовой воде при солености 20-100 и 300 г/л. Кривые 3-5 соответствуют концентрации метана , диффундирующего из залежи нижнемелового возраста, расположенной на глубине Н 1,5 км (соленость вод в пласте-коллекторе равна соответственно 20,100 и 300 г/л).Figure 2 presents the distribution. the concentration of methane diffusing from the reservoir in depth. The dotted line shows the curves corresponding to the maximum solubility of methane in the formation water at a salinity of 20-100 and 300 g / l. Curves 3-5 correspond to the concentration of methane diffusing from the Lower Cretaceous reservoir, located at a depth of 1.5 km (the salinity of the waters in the reservoir bed is 20.100 and 300 g / l, respectively).
На фиг.З показано изменение объема свободного газа, содержащегос в поровом пространстве покрышки, в зависимости от солености пластовых вод. При этом крива б соответствует солености 20/300, крива 7 - солености 20/20, крива 8 - солености 100/20, крива 9 - солености 300/300 (в числителе указана соленость вод коллектора, в знаменателе соленость вод покрышки,Fig. 3 shows the change in the volume of free gas contained in the pore space of a tire, depending on the salinity of the formation waters. Curve b corresponds to a salinity of 20/300, curve 7 to a salinity of 20/20, curve 8 to a salinity of 100/20, curve 9 to a salinity of 300/300 (in the numerator the salinity of the reservoir is indicated, in the denominator the salinity of the water of the tire,
На фиг.4 представлены зависимости скорости распЕЮстранени . продоль;ных волн в глинистых покрышках, содержащих свободный га-з, от глубины. Крива 10 соответствует скорости волн в глинистой покрышке, не содержащей свободный газ, кривые 11 14 - скорости волн в покрышках, содержащий различный объем свободного газа. Р дом с кривыми указано соленость вод.Figure 4 shows the dependences of the rate of distribution. longitudinal waves in clay caps containing free gas from depth. Curve 10 corresponds to the wave velocity in a clay cap that does not contain free gas, curves 11 14 — the wave velocity in the caps, containing a different volume of free gas. The salinity of the waters is shown next to the curves.
Зависимость, представленна на фиг.1, указывает на наличие критических точек фазового состо ни порогового флюида, характеризующих переход от количественных изменений к качественным. Действительно, при выделении из жидкого флюида Гнефть, вода) даке небольшого объема (до 10% свободного газа величина скорости продольных волн в песчаном пласте резко уменьшаетс до значени скорости в полностью газонасыщенном пласте. В этом случае состав основного поронаполнител (вода, нефть) практически перестает оказывать какое-либо вли ние на скорость (фиг.1 кривые 1 , 2, 1° и 2° при 20% и более свободного газа.The dependence presented in Fig. 1 indicates the presence of critical points in the phase state of the threshold fluid, which characterize the transition from quantitative to qualitative changes. Indeed, when oil from the liquid fluid is extracted from a small volume (up to 10% of free gas), the velocity of longitudinal waves in a sandy formation decreases sharply to a value in a fully gas-saturated formation. In this case, the composition of the main filler (water, oil) practically ceases exert any influence on the velocity (Fig. 1, curves 1, 2, 1 °, and 2 ° with 20% or more of free gas.
Особенно резко это про вл етс при небольших глубинах залегани пласта. Так, при н 1,5 км скорость волн в водонасыщенном песчанике , содержащем в порах лишь растворенный газ, равна 2300 м/с. По вление 5% свободного газа в порах песчаника приводит к сни5кению скорости до 1600 м/с. Дальнейшее увеличение количества свободного газа (10 100% не приводит к существенному уменьшению скорости, ее. значение остаетс примерно посто нным и равным 1500 м/с. В нефтесодержащем песчанике скорость распространени волн пр терпевает такие же изменени . При 5%-ном содержании свободного газа скорость в нефтенасыщенном песчанике равна 1900 м/с, при 10% V 1560 м/с. Колебани скорости, св занные с содержанием в поровом объе ме растворенного газа, существенно меньше (начальные участки кривых 1 l, 2). . Таким образом, характер изменени скорости в пласте всецело определ етс изменением акустических свойств флюида. Поэтому приведенный график справедлив дл большинства песчано-глинистых пород, картина изменени скорости при этом сохран етс , измен ютс лишь абсолютные значени . Зависимости, представленные на фиг.2, позвол ют определить фазовое состо ние порового флюида на заданной глубине. Действительно, формирование ореола обусловлено эффектом диффузионного проникновени углеводородов из залежи в покрышку. Исход на концентраци газа в области покрышки , непосредственно примыкающей к залежи, не превосходит величины, необходимой дл полного насыщени пластовой воды. Фазовое состо ние ореола на конкретном удалении от залежи вверх по разрезу определ етс избытком или дефектом расчетной концентрации газа по отношению к предельно возможнь1м дл состо ни полного насыщени реликтовой воды глин. Поэтому пор док определени концентрации ореола на различных удсьлени х от залежи, его фазового состо ни и вли ни на акустические параметры разреза можно представить в следующем виде. 1.По кривым максимальной растворимости метана в пластовой воде при заданных услови х солености, давлени и температуры определ етс концентраци углеводородов С в глинис той покрышке на границе с залежью. При расчетах вз ты различные сочетани солености вод (20 - 300 г/л Соленость реликтовой воды в покрышке , непосредственно примыкающей к залежи, принималась равной солености пластовых вод коллектора, вмещаю щего залежь. 2.Концентраци . С метана в пор де на рассто нии f от кровли залежи к моменту Т после начала процесс диффузии рассчитываетс по формуле. р/р„ (1 - erf где отношение газовых емкос тей в перекрывающей тол ще и приграничной с залежью области покрьаики. В качестве примера рассматриваетс нижнемелова газова залежь на глубине 1,5 км, перекрыта молодыми , слабоконсолидированными низкоскоростными образовани ми. Эти образовани характеризуютс коэффициентом диффузии Д см/с. Начальные точки кривых 3-5 на глубине Н 1,5 км (Z 0) соответствует значени м Cj, при солености релектовых вод соответственно 20,1000 и 300 г/л, при Н О, Z 1,5 км. 3.На основании сопоставлени фактической концентрации С- углеводородов в разрезе с кривыми предельной растворимости метана в пластовой воде определ етс фазовое состо ние метана в покрышке на различных удалени х от залежи. На фиг.З показан объем свободного газа, приведенный к пластовым услови м и выраженный в процентах. Эта величина характеризует долю порогового объема глинистой покрышки, содержащую свободный газ. Процент свободного газа, содержащегос в поровом объеме, дл любых сочетаний солености вод пласта-коллектора и покрышки может быть достаточно высоким и в самом верхнем интервале разреза (0-200 м стремитс к 10%. 4.Использу график, приведенный на фиг.1 и учитыва скорости распространени воды в молодых глинистых образовани х фиг.4,( крива 10),можно оценить вли ние свободного газа, диффундирующего из залежи, на акустические параметры разреза (скорость в покрышке}. В большинстве случаев, когда нефтегазова залежь перекрыта толщей молодых глин, акустическое вли ние ореола наиболее интенсивно про вл етс в верхнем (100-400 м) интервале разреза. При этом аномали скорости в области ореола может быть весьма значительной (200 300 м/с) по сравнению с фоновым значени ми (1500 - 1800 м/с). Таким образом, погребенна газова залежи должна отобрс1жатьс в caNtjx верхних интервалах разреза ( 100-400 м) аномально низкими значени ми скорости распространени волн, которые могут быть уверенно выделены по материалам сейсморазведки. Способ осуществл етс следующим образом. По стандартной методике провод т сейсмическое профилирование методом ОГТ, использу мини-косы длиной 600-700 м, позвол ющие получить сейсмическую запись до 2,0-2,5 с. Экспресс-ангшизом по Кс1ждому профилю выдел ют аномалии низких скоростей (200-300 м/с) в верхнем интервале разреза. По совокупности профилей определ ют контуры аномальных зонThis is especially dramatic at shallow depths of the bed. Thus, at 1.5 km, the speed of the waves in water-saturated sandstone containing only dissolved gas in the pores is 2300 m / s. The occurrence of 5% free gas in the sandstone pores leads to a decrease in the velocity up to 1600 m / s. A further increase in the amount of free gas (10 100% does not lead to a significant decrease in speed, its value remains approximately constant and equal to 1500 m / s. In the oil-containing sandstone, the wave propagation speed undergoes the same changes. With 5% content of free gas the speed in oil sands is 1900 m / s, at 10% V 1,560 m / s, the oscillation speeds associated with the content in the pore volume of the dissolved gas are much smaller (the initial portions of the curves 1 l, 2). Thus, the character speed changes in the plastic those are entirely determined by the change in the acoustic properties of the fluid. Therefore, the graph is valid for most sandy-argillaceous rocks, the pattern of change in velocity remains unchanged, only absolute values change. The dependencies shown in Fig. 2 allow us to determine the phase state of the pore fluid at a given depth. Indeed, the formation of a halo is due to the effect of diffusion penetration of hydrocarbons from the reservoir into the tire. The outcome of the gas concentration in the area of the tire immediately adjacent to the reservoir does not exceed the value required for complete saturation of the formation water. The phase state of the halo at a particular distance from the reservoir upstream of the section is determined by the excess or defect of the calculated gas concentration with respect to the maximum possible for the state of complete saturation of relict clay water. Therefore, the procedure for determining the concentration of aureole at different deposits from the deposit, its phase state and the effect on the acoustic parameters of the section can be represented as follows. 1.According to the maximal solubility curves of methane in the reservoir water under given conditions of salinity, pressure and temperature, the concentration of hydrocarbons C in the clay cap at the boundary with the deposit is determined. When calculating, various combinations of water salinity were taken (20 - 300 g / l. The salinity of relict water in the tire directly adjacent to the reservoir was assumed to be equal to the salinity of the reservoir water containing the reservoir. 2. Concentration. From methane in the near distance to f from the top of the reservoir to the time T after the start, the diffusion process is calculated using the formula p / p "(1 - erf where the ratio of the gas capacitances in the overlying and adjacent to the reservoir area of the pryaik. The lower Cretaceous gas reservoir at a depth of 1.5 km ne blocked by young, weakly consolidated low-speed formations. These formations are characterized by a diffusion coefficient of D cm / s. The starting points of curves 3-5 at a depth of 1.5 km (Z 0) correspond to Cj values, with a salinity of recoil waters, respectively 20.1000 and 300 g / l, with H 0, Z 1.5 km. 3. On the basis of comparing the actual concentration of C-hydrocarbons in the section with the curves of the limiting solubility of methane in the reservoir water, the phase state of methane in the tire at different distances from the reservoir is determined. Fig. 3 shows the volume of free gas reduced to reservoir conditions and expressed as a percentage. This value characterizes the fraction of the threshold volume of a clay tire containing free gas. The percentage of free gas contained in the pore volume for any combination of salinity of the reservoir and tire can be quite high in the uppermost interval of the section (0-200 m tends to 10%. 4.Use the graph shown in Fig. 1 and Taking into account the speed of water distribution in young clay formations of Fig. 4, (curve 10), it is possible to estimate the effect of free gas diffusing from the reservoir on the acoustic parameters of the section (velocity in the tire}. In most cases, the oil and gas deposit is blocked by a layer of young clays , The bushy influence of the halo is most intense in the upper (100–400 m) incision interval, and the velocity anomalies in the halo region can be quite significant (200–300 m / s) compared with background values (1500–1800 m / m). c) Thus, the buried gas reservoir should be displayed in the caNtjx upper intervals of the section (100-400 m) with anomalously low values of the velocity of wave propagation, which can be confidently distinguished from seismic materials. The method is carried out as follows. According to the standard procedure, seismic profiling of the GBS method is carried out using mini-braids with a length of 600-700 m, which allows to obtain a seismic record of up to 2.0-2.5 s. An express-angshiz on Ks1 profile is characterized by low-velocity anomalies (200-300 m / s) in the upper section interval. On the basis of the profiles, the contours of the anomalous zones are determined.
низкой скорости, приуроченных к верхнему интервалу разреза (до 400-500 м от поверхности). в пределах выделенных аномальных зон фрагментарно, т.е в отдельных точках, провод т газовую г еохимическую съемку на углеводороды . В случае подтверждени наличи углеводородов в составе анализируемьлх газов делают заключение о соответствии контура зоны аномально низких скоростей предполагаемому контуру погребенной нефтегазовой залежи .low speed, confined to the upper interval of the section (up to 400-500 m from the surface). within the selected anomalous zones, fragmentary, i.e., at separate points, a gas chemical analysis of hydrocarbons is carried out. In the case of confirmation of the presence of hydrocarbons in the composition of analyzable gases, it is concluded that the contour of the anomalously low velocity zone corresponds to the assumed contour of the buried oil and gas reservoir.
Использование изобретени повышает достоверность обнаружени нефтегазовых залежей, коэффициент удачи . при открытии новых месторождений нефти и газа и позвол ет заменить непрерывную геохимическую съемку фрагментарной.The use of the invention improves the reliability of detection of oil and gas deposits, the coefficient of luck. when new oil and gas fields are discovered, it allows replacing a continuous geochemical survey with a fragmentary one.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU813272594A SU972452A1 (en) | 1981-04-14 | 1981-04-14 | Oil and gas deposit forecasting method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU813272594A SU972452A1 (en) | 1981-04-14 | 1981-04-14 | Oil and gas deposit forecasting method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU972452A1 true SU972452A1 (en) | 1982-11-07 |
Family
ID=20952273
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU813272594A SU972452A1 (en) | 1981-04-14 | 1981-04-14 | Oil and gas deposit forecasting method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU972452A1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998028638A1 (en) * | 1995-03-06 | 1998-07-02 | Alexandr Zhakferovich Nizamov | Method for prospecting petroleum products in the ground |
| US7539081B2 (en) | 2004-10-22 | 2009-05-26 | Chiharu Aoyama | Seabed resource exploration system and seabed resource exploration method |
| RU2454687C1 (en) * | 2010-10-28 | 2012-06-27 | Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Новосибирский государственный университет" (НГУ) | Method for direct prediction of hydrocarbon deposits |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2543399C1 (en) * | 2013-09-09 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Detection method of gas-saturated formations in wells |
-
1981
- 1981-04-14 SU SU813272594A patent/SU972452A1/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998028638A1 (en) * | 1995-03-06 | 1998-07-02 | Alexandr Zhakferovich Nizamov | Method for prospecting petroleum products in the ground |
| US7539081B2 (en) | 2004-10-22 | 2009-05-26 | Chiharu Aoyama | Seabed resource exploration system and seabed resource exploration method |
| RU2454687C1 (en) * | 2010-10-28 | 2012-06-27 | Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Новосибирский государственный университет" (НГУ) | Method for direct prediction of hydrocarbon deposits |
| RU2471972C1 (en) * | 2011-06-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit |
| RU2543399C1 (en) * | 2013-09-09 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Detection method of gas-saturated formations in wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhao et al. | Thermal maturity of the Barnett Shale determined from well-log analysis | |
| Lisk et al. | Quantitative evaluation of the oil-leg potential in the Oliver gas field, Timor Sea, Australia | |
| Jennings | Capillary pressure techniques: application to exploration and development geology | |
| Surdam et al. | Anomalously pressured gas compartments in Cretaceous rocks of the Laramide basins of Wyoming: A new class of hydrocarbon accumulation | |
| US20090093963A1 (en) | Method for quantitative evaluation of fluid pressures and detection of overpressures in an underground medium | |
| Krois et al. | Miano field, Pakistan, A case history of model driven exploration | |
| US6374186B1 (en) | Method for overpressure detection from compressional-and- shear-wave data | |
| SU972452A1 (en) | Oil and gas deposit forecasting method | |
| Coustau | Formation waters and hydrodynamics | |
| Marzec et al. | Interpretation of a gas chimney in the Polish Carpathian Foredeep based on integrated seismic and geochemical data | |
| Bourdet et al. | Constraining the timing and evolution of hydrocarbon migration in the Bight Basin | |
| Chen et al. | Geological characteristics and petroleum resource assessment of the Macasty Formation, Anticosti Island, Québec, Canada | |
| Omran et al. | Joint geophysical and geochemical evaluation of source rocks–A case study in Sayun-Masila basin, Yemen | |
| Lane et al. | A review of geopressure evaluation from well logs-Louisiana Gulf Coast | |
| Underschultz et al. | Estimating formation water salinity from wireline pressure data: Case study in the Vulcan sub-basin | |
| Fadel et al. | Characterization of Mishrif Formation Reservoir in Amara Oil Field, Southeast Iraq, Using Geophysical Well-logging | |
| Quirein et al. | Relationships between sonic compressional and shear logs in unconventional formations | |
| Sollie | Controls on hydrocarbon column-heights in the north-eastern North Sea | |
| Sinaga et al. | Facies modeling of Ngimbang formation case study of North East Java Basin, Indonesia | |
| Crowley et al. | The Stag Oilfield | |
| Romanelli Rosa et al. | Mapping oil-water contact with seismic data in Campos Basin, Offshore Brazil | |
| Luza et al. | Development of an algorithm to infer the free hydrocarbon content (S1) from well logs | |
| Beyer et al. | Density and porosity of oil reservoirs and overlying formations from borehole gravity measurements, Gebo Oil Field, Hot Springs County, Wyoming | |
| SU1123005A1 (en) | Method of gaseous prospecting for locating mineral deposits | |
| Collett et al. | Integrated well log and reflection seismic analysis of gas hydrate accumulations on Richards Island in the Mackenzie Delta, NWT, Canada |