Physical constraints on <i>C</i><sub>13</sub> for transversely isotropic shales and their applications

Chichinina, Tatiana

doi:10.1190/geo2016-0656.1

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“…where the superscript LS defines the linear slip on bedding-parallel discontinuities used in the model of Schoenberg (1980;see also Schoenberg and Sayers, 1995). This lower bound is quite consistent with our database displayed in Figure 1, so we alter Chichinina's (2017)…”

Section: Lower and Upper Bounds On C 13supporting

confidence: 89%

Physical bounds on C₁₃ and δ for organic mudrocks

Chichinina

Vernik

2018

GEOPHYSICS

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We have used a reliable, updated database of ultrasonic measurements on organic mudrocks that contains components {C ij } of the transversely isotropic elastic tensor, and hence the Thomsen's anisotropy parameters ε and δ, to establish a more useful upper bound of feasible values for C 13 , and hence δ in unconventional mudrock reservoirs than that introduced earlier. The new upper bound δ max ¼ ε is consistent with elliptical anisotropy and represents a much better constraint for these mudrocks. We derive the upper bound C 13 max (and hence δ max) from Postma's inequality applicable to a thin-layered effective medium composed of kerogen and inorganic phases. The anisotropic moduli of such a composite as given by the Postma-Backus model are well-matched by the experimental data at least in the bedding-normal direction. As for the lower bound δ min , which was suggested by others, we confirm its reliability and usefulness for organic mudrocks.

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Section: Lower and Upper Bounds On C 13supporting

confidence: 89%

Physical bounds on C₁₃ and δ for organic mudrocks

Chichinina

Vernik

2018

GEOPHYSICS

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“…Фактически ограниченный диапазон доступных углов прохождения усложняет надежную оценку пятого компонента C 13 тензора модулей упругости трансверсально-изотропной среды (transverselyisotropic; TI). В работе (Chichinina, 2017) дается обзор теоретических и эмпирических ограничений параметра C 13 в трансверсально-изотропных породах, имеющих вертикальную ось симметрии (vertical transversely isotropic; VTI). В статье 2015 г.…”

Section: Introductionunclassified

“…В статье 2015 г. (Chichinina et al, 2015) обнаружено, что нижняя граница C 13min , установленная в работе (Yan et al, 2016), совпадает с формулой C 13 для модели линейного проскальзывания. Также были определены верхние и нижние физические границы C 13 в органических сланцах, представленные в (Chichinina and Vernik, 2018) : 2 13min 13 33 11 66 66 66 13max 11 44 33 44 44 ( 2 ) ,…”

Section: Introductionunclassified

A new approach in physical modeling for velocity anisotropy study

Попов¹,

Chichinina²,

Polovkov³

et al. 2019

Vestnik SPbSU. Earth Sciences

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“…La validez física de estos límites fue refutada más tarde por Sarout [2017], probando que puede existir al menos un medio VTI en el que E 11 > E 33 pero en el que ν 12 > ν 13 concluyendo, de este modo, que las restricciones derivadas por Yan y colaboradores no podían tomarse como filtros válidos para datos de shales. Poco tiempo después Chichinina [2017] demostró que tanto la desigualdad ν 13 > ν 12 derivada por Yan y colaboradores, como la desigualdad ν 13 < ν 12 derivada por Sarout son válidas y que cada una define un grupo distinto de shales. Es decir que, existen dos grupos; el primero que cumple la desigualdad de Yan, y el segundo la de Sarout.…”

Section: Estimación Del Coeficiente C 13 Y Restricciones Asociadasunclassified

Calibración de modelos de física de rocas poroelásticos en shales orgánicas argentinas y aplicaciones

Panizza¹

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En este trabajo de tesis se estudiaran un conjunto de problemas relacionadas a la calibración y aplicaciones de la física de rocas para reservorios no-convencionales tipo shale a diferentes escalas. Con el fin de evitar incluir detalles de la microestructura de estas rocas en el modelado, y debido a la complejidad que esa tarea requeriría, surge la conveniencia de usar teorías de medios continuos poroelásticos. Se toma el modelo de sustitución sólida que es un modelo tipo Gassmann propuesto por los autores Ciz y Shapiro [2007] (CS) y se lo modifica en función de los datos disponibles. Este modelo permite predecir las propiedades elásticas de la roca como, por ejemplo, su rigidez, sus módulos elásticos, las velocidades de propagación de ondas elásticas, los efectos debidos a los cambios en el relleno poral entre otras propiedades. Como veremos, en este modelo el relleno poral no es un fluido sino un sólido y para nuestro modelado consideraremos que dicho relleno es un sólido efectivo que surge de combinar, con modelos de física de rocas, la materia orgánica sólida con los fluidos móviles de la roca. Esta construcción del relleno poral resulta ser un refinamiento al modelo de Ciz y Shapiro [2007] y constituye un aporte original de esta tesis. Al incluir los fluidos porales en el relleno observamos mejoras significativas respecto a otros modelos que los desprecian, incluso para este tipo de rocas con porosidades tan bajas. De esta forma, el modelado relaciona información variada sobre la composición petrofísica, geoquímica, mineralógica y de los fluidos porales de la roca con las propiedades elásticas de la misma. Sin embargo, para poder relacionar toda esta información variada, es necesario conocer las propiedades de las distintas componentes, minerales, orgánicas y fluidas de la roca, o bien, asumirlas. El flujo de trabajo que adoptaremos será, a partir de comparar las velocidades predichas con las velocidades medidas se optimizarán aquellas propiedades (y otros parámetros del modelo) desconocidas, o bien, inciertas a través de un esquema de inversión utilizando diferentes estrategias numéricas. Las aplicaciones y lecciones aprendidas del modelo hasta aquí descripto se resumen en un primer caso de estudio (Cap. 3) que fue publicado en una revista científica internacional con referato. Para poder modelar la dependencia de los módulos elásticos con la presión diferencial (la cual surge de la diferencia entre la presión de confinamiento y la poral) incorporamos al modelo de sustitución solida el modelo PDA (Porosity Deformation Approach) de los autores Shapiro y Kaselow [2005] que es, a su vez, una extensión anisótropa del modelo de piezosensibilidad elástica de Shapiro [2003]. Es generalmente aceptado en la bibliografía de referencia que el aumento de las velocidades sísmicas con la presión es debido al cierre de poros dúctiles, sin embargo, la mayoría de los modelos de física de rocas dependientes de la presión no ofrecen un desarrollo teórico formal sino que se basan en construcciones empíricas. El modelo PDA es el primero que propone un formalismo poroelástico sobre la relación de las velocidades sísmicas y el cierre de poros dúctiles que representa fielmente las mediciones de laboratorio para rocas anisótropas. Sin embargo, es poco conocido dentro de la comunidad geofísica puesto que hay muy escasos antecedentes de su utilización. En este trabajo de tesis se presentan los primeros antecedentes de su uso en datos de shales argentinas. Se trata de 3 casos de estudio del modelo PDA combinado con CS (PDACS). El primero sobre un set de datos de laboratorio de la shale fm. Inoceramus, Cuenca Austral, (Cap. 4) también publicado en una revista científica internacional con referato. El segundo, sobre datos de ultrasonido sobre una terna de muestras de afloramientos de la shale fm. Agrio, Cuenca Neuquina Argentina con alto contenido carbonatico (Cap. 5). El tercero, sobre datos de perfilaje de pozos también de la shale fm. Inoceramus (Cap. 6).

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Physical constraints on C₁₃ for transversely isotropic shales and their applications

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