Methods and systems for seismic diagenetic modeling

Abstract

Methods for seismic diagenetic modeling are disclosed. The methods include obtaining a seismic facies map, well data from one or more wells, and a burial map, and determining input parameters, a burial-history curve, and a thermal-history curve based on the well data. The methods may further include determining a sedimentary facies map based on the seismic facies map and the well data, for each of the sedimentary facies, determining a facies-dependent seismic diagenesis model based on the input parameters, the burial-history curve, the thermal-history curve, the sedimentary facies map, and models, determining a seismic diagenetic model based on the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the sedimentary facies and the burial map, and determining an output map based on the seismic diagenetic model. The methods may further include identifying a drilling target based on the output map and designing a wellbore drilling plan based on the drilling target. Systems for seismic diagenetic modeling are also disclosed.

Description

METHODS AND SYSTEMS FOR SEISMIC DIAGENETIC MODELINGBACKGROUND

[0001] Diagenesis refers to the physical, chemical, and / or biological alteration of sediments into sedimentary rock within a subterranean region of interest over geological time due to temperature and pressure changes. As such, a diagenetic model of the subterranean region of interest may provide insight into the quality of a reservoir within the subterranean region of interest. Reservoir quality may be one or more predictions associated with the likelihood that sedimentary rock within the subterranean region of interest yields commercial quantities of hydrocarbons. Reservoir quality may include predictions and / or measurements of porosity and permeability, for example.SUMMARY

[0002] This summary is provided to introduce a selection of concepts that are further described below in the detailed description. This summary is not intended to identify key or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used as an aid in limiting the scope of the claimed subject matter.

[0003] In general, in one aspect, embodiments relate to a method. The method includes obtaining, from a seismic processing system, a seismic facies map of a subterranean region of interest, obtaining, from a well analysis system, well data from one or more wells within the subterranean region of interest, and obtaining a burial map of the subterranean region of interest. The method further includes determining input parameters associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data and determining, from a basin modeling system, a burial-history curve and a thermal-history curve associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data. The method still further includes, using a seismic diagenetic modeling system, determining a sedimentary facies map based, at least in part, on the seismic facies map and the well data, for each sedimentary facies, determining a facies-dependent seismic diagenesis model based, at least in part, on the input parameters, the burial-history curve, the thermal-history curve, the sedimentary facies map, and models, determining a seismic diagenetic model  based, at least in part, on the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the sedimentary facies and the burial map, and determining an output map based, at least in part, on the seismic diagenetic model. The method yet still further includes identifying, using an interpretation workstation, a drilling target within the subterranean region of interest based, at least in part, on the output map and designing, using a wellbore planning system, a wellbore drilling plan based, at least in part, on the drilling target.

[0004] In general, in one aspect, embodiments relate to a system. The system includes a seismic diagenetic modeling system, interpretation workstation, and wellbore planning system. The seismic diagenetic modeling system is configured to receive, from a seismic processing system, a seismic facies map of a subterranean region of interest, receive, from a well analysis system, well data from one or more wells within the subterranean region of interest, and receive a burial map of the subterranean region of interest. The seismic diagenetic modeling system is further configured to determine input parameters associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data, determine, from a basin modeling system, a burial-history curve and a thermal-history curve associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data, and determine a sedimentary facies map based, at least in part, on the seismic facies map and the well data. The seismic diagenetic modeling system is still further configured to, for each sedimentary facies, determine a facies-dependent seismic diagenesis model based, at least in part, on the input parameters, the burial-history curve, the thermal-history curve, the sedimentary facies map, and models, determine a seismic diagenetic model based, at least in part, on the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the sedimentary facies and the burial map, and determine an output map based, at least in part, on the seismic diagenetic model. The interpretation workstation is configured to identify a drilling target within the subterranean region of interest based, at least in part, on the output map. The wellbore planning system is configured to design a wellbore drilling plan based, at least in part, on the drilling target.

[0005] Other aspects and advantages of the claimed subject matter will be apparent from the following description and the appended claims.BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0006] Specific embodiments of the disclosed technology will now be described in detail with reference to the accompanying figures. Like elements in the various figures are denoted by like reference numerals for consistency.

[0007] FIG. 1 illustrates a seismic survey in accordance with one or more embodiments.

[0008] FIG. 2 displays a seismic facies map in accordance with one or more embodiments.

[0009] FIG. 3 illustrates a rock coring system in accordance with one or more embodiments.

[0010] FIG. 4 illustrates a well logging system in accordance with one or more embodiments.

[0011] FIG. 5 displays a burial map in accordance with one or more embodiments.

[0012] FIG. 6 displays a sedimentary facies map in accordance with one or more embodiments.

[0013] FIG. 7 displays a total porosity map in accordance with one or more embodiments.

[0014] FIG. 8 displays a compaction porosity map in accordance with one or more embodiments.

[0015] FIG. 9 displays a cementation porosity map in accordance with one or more embodiments.

[0016] FIG. 10 displays a permeability map in accordance with one or more embodiments.

[0017] FIG. 11 describes a method in accordance with one or more embodiments.

[0018] FIG. 12 describes a workflow in accordance with one or more embodiments.

[0019] FIG. 13 illustrates a computer system in accordance with one or more embodiments.

[0020] FIG. 14 illustrates a drilling system in accordance with one or more embodiments.

[0021] FIG. 15 illustrates a system in accordance with one or more embodiments.DETAILED DESCRIPTION

[0022] In the following detailed description of embodiments of the disclosure, numerous specific details are set forth in order to provide a more thorough understanding of the disclosure. However, it will be apparent to one of ordinary skill in the art that the disclosure may be practiced without these specific details. In other instances, well-known features have not been described in detail to avoid unnecessarily complicating the description.

[0023] Throughout the application, ordinal numbers (e.g., first, second, third, etc. ) may be used as an adjective for an element (i.e., any noun in the application) . The use of ordinal numbers is not to imply or create any particular ordering of the elements nor to limit any element to being only a single element unless expressly disclosed, such as using the terms “before. ” “after, ” “single, ” and other such terminology. Rather, the use of ordinal numbers is to distinguish between the elements. By way of an example, a first element is distinct from a second element, and the first element may encompass more than one element and succeed (or precede) the second element in an ordering of elements.

[0024] It is to be understood that the singular forms “a, ” “an, ” and “the” include plural referents unless the context clearly dictates otherwise. Thus, for example, reference to “an output map” includes reference to one or more of such maps.

[0025] Terms such as “approximately, ” “substantially, ” etc., mean that the recited characteristic, parameter, or value need not be achieved exactly, but that deviations or variations, including for example, tolerances, measurement error, measurement accuracy limitations and other factors known to those of skill in the art, may occur in amounts that do not preclude the effect the characteristic was intended to provide.

[0026] It is to be understood that one or more of the steps shown in the flowcharts may be omitted, repeated, and / or performed in a different order than the order shown. Accordingly, the scope disclosed herein should not be considered limited to the specific arrangement of steps shown in the flowcharts.

[0027] Although multiple dependent claims are not introduced, it would be apparent to one of ordinary skill that the subject matter of the dependent claims of one or more embodiments may be combined with other dependent claims.

[0028] In the following description of FIGs. 1-15, any component described regarding a figure, in various embodiments disclosed herein, may be equivalent to one or more like-named components described regarding any other figure. For brevity, descriptions of these components will not be repeated regarding each figure. Thus, each and every embodiment of the components of each figure is incorporated by reference and assumed to be optionally present within every other figure having one or more like-named components. Additionally, in accordance with various embodiments disclosed herein, any description of the components of a figure is to be interpreted as an optional embodiment which may be implemented in addition to, in conjunction with, or in place of the embodiments described regarding a corresponding like-named component in any other figure.

[0029] Methods and systems are disclosed for predicting a quality of a reservoir within a subterranean region of interest using a seismic diagenetic model. In clastic reservoirs, for example, the initial quality of the reservoir may be controlled by depositional processes, while later the quality of the reservoir may be controlled by both depositional and diagenetic processes. The seismic diagenetic model aims to model these processes over geological history to determine the quality of the reservoir within the subterranean region of interest.

[0030] To do so, the seismic diagenetic model may rely, at least in part, on seismic facies of rock. The characteristics of rock that determine the seismic facies of rock are determined by the sediments from which the rock comes from and the history of the rock following deposition. The history of the rock may include, without limitation, information about compaction, cementation, dissolution, and recrystallization, each of which may be influenced by temperature and pressure changes over geological time (hereinafter also “time” ) . In some embodiments, a burial-history curve and thermal-history curve may quantify temperature and pressure changes in the form of burial depth or temperature relative to depositional time, respectively. In some embodiments, a burial map may  correspond to burial depth over a subterranean region of interest at a particular point in time.

[0031] To predict the quality of the reservoir, the seismic diagenetic model may determine an output map. The output map may include at least one of a porosity map and permeability map. In some embodiments, the porosity map may include a total porosity map, compaction porosity map, and / or cementation porosity map. Each output map may be determined at one or more time steps within a time series that spans geological time.

[0032] The seismic diagenetic model may include a sedimentary facies-dependent seismic diagenetic model (hereinafter “facies-dependent seismic diagenetic model” ) for each sedimentary facies. The sedimentary facies may be determined from a seismic facies map previously-determined from seismic data.

[0033] The disclosed methods and systems may be well suited for predicting a quality of a reservoir within a subterranean region of interest where limited data has been acquired, such as in relatively unexplored or “frontier” areas. As such, the disclosed methods and systems may be an improvement over other methods and systems that rely on a vast amount of data, particularly well data. As such, the disclosed methods and systems may reduce the time and cost associated with locating high quality reservoirs as less data needs to be acquired to make an adequate prediction of the quality of the reservoir. The disclosed methods and systems may also be an improvement over other methods and systems as the disclosed methods and systems may rely on a simplified procedure.

[0034] FIG. 1 illustrates the acquisition of seismic data using a seismic survey 100 in accordance with one or more embodiments. While FIG. 1 specifically illustrates a surface seismic survey 100, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other seismic surveys, such as vertical seismic profile (VSP) surveys, may be alternatively or additionally used to acquire the seismic data.

[0035] The subterranean region of interest 105 illustrated in FIG. 1 is defined based on a coordinate system of three spatial dimensions 110, denoted x, y, and z in FIG. 1. The subterranean region of interest 105 may be made up of layers of rock 115 separated by geological discontinuities 120 and / or other geological structures. The subterranean region  of interest 105 may further include a reservoir 125. The reservoir 125 may be rock 115 filled with fluid such as oil, gas, water, brine, and / or a combination thereof.

[0036] The seismic survey 100 may be performed using a seismic acquisition system 130. The seismic acquisition system 130 may include a seismic source 135 and seismic receivers 140 positioned on or near the surface of the earth 145.

[0037] The seismic survey 100 may initially rely on the seismic source 135 configured to generate radiated seismic waves 150 (i.e., emitted energy, wavefield) . The type of seismic source 135 may depend on the environment in which it is used. For example, on land, the seismic source 135 may be a vibroseis truck or explosive charge. In water, the seismic source 135 may be an airgun. The radiated seismic waves 150 may radiate along and into the subterranean region of interest 105. The radiated seismic waves 150 may return to the surface of the earth 145 as refracted seismic waves (not shown) or may be reflected by geological discontinuities 120 or other geological structures and return to the surface of the earth 145 as reflected seismic waves 155. The radiated seismic waves 150 may also propagate along the surface of the earth 145 as Rayleigh waves or Love waves, collectively known as “ground roll” 160. Vibrations associated with ground roll 160 do not penetrate far beneath the surface of the earth 145 and, hence, are not influenced by, nor contain information about, portions of the subterranean region of interest 105 where reservoirs 125 typically reside. Each seismic receiver 140 located on or near the surface of the earth 145 is configured to detect the radiated seismic waves 150, reflected seismic waves 155, refracted seismic waves, and ground roll 160 as a seismic trace.

[0038] Denoting the two-dimensional position of the seismic source 135 as (xs, ys) and the two-dimensional position of each seismic receiver 140 as (xr, yr) , respectively, the seismic trace recorded by each seismic receiver 140 may then be denoted S (xs, ys, xr, yr, t) , where t denotes recording time (i.e., the time elapsed after the activation of the seismic source 135) . The collection of all seismic traces acquired during the seismic survey 100 may be described as seismic data. As such, the seismic data may be initially collected in five dimensions.

[0039] The seismic data may be processed to remove near-surface effects, noise, seismic survey geometry irregularities, migration artifacts, etc. from the seismic data and / or transform the seismic data from one domain to another domain. In some embodiments, one or more transforms and / or seismic processing steps may be performed to reduce the initially-collected five-dimensional seismic data to lower-dimensionality seismic data. For example, initially-collected five-dimensional seismic data may be transformed to four-dimensional seismic data where the four dimensions include three spatial dimensions that correspond to the three spatial dimensions 110 of the subterranean region of interest 105 that the high-dimensional seismic data aims to characterize and the time dimension t. In these embodiments, the processed seismic data may be referred to as a “three-dimensional volume” or simply “volume” where each position within the volume is denoted a seismic data point or simulation point i. Hereinafter, “seismic data point” and “simulation point” are used interchangeably to describe the variable i. Note that each seismic data point i may exist in spatial rectangular coordinates that may be transformed to and / or from geodetic coordinates.

[0040] The processed seismic data (hereinafter “seismic data” ) may be used to determine a seismic facies map of the subterranean region of interest 105. The seismic facies map may include one or more seismic facies f. The seismic facies f may be characteristic of rock properties, deposition environment, lithology, and / or geologic history. To determine the seismic facies map, seismic reflections (i.e., attributes) may be determined using the seismic data. In some embodiments, the seismic reflections may be determined over a two-dimensional horizon within the volume. In other embodiments, the seismic reflections may be determined over the volume that corresponds to the subterranean region of interest 105. Seismic reflections may include, without limitation, an amplitude, continuity (such as spatial continuity) , geometry, frequency, strength, phase, polarity, and any combination thereof.

[0041] In some embodiments, the seismic reflections may be an integration or combination of a summation of positive amplitudes, spatial continuity, and geometry. For example, the summation of positive amplitudes SPAi at each seismic data point i may be determined as: SPAi=∑PAi·T,     Equation (1)

[0042] where T is seismic traveltime of the horizon and PAi is positive amplitude at seismic data point i. The summation of positive amplitudes SPAi may then be separated into N groups, where each group represents a seismic facies f. In some embodiments, the interval of seismic reflections that defines a group may be small. In some embodiments, the summation of positive amplitudes SPAiat each seismic data pointiwithin each group N may be averaged where: SPAi, f = mean (SPAi, f) , j=1 to N,    Equation (2)

[0043] to determine the average summation of positive amplitudes SPAi, f for each seismic facies f.

[0044] In some embodiments, one or more polygons (i.e., a geometry attribute) may be determined for each neighboring group of seismic facies f. The one or more polygons associated with each neighboring group of facies f may be used to determine the spatial continuity COni, f at each seismic data point i where: CONi, f=Aream, f (SPAi, f) ,    Equation (3)

[0045] where Aream, f (SPAi, f) is the area of the polygon m.

[0046] In some embodiments, the spatial continuity CONi, f and average summation of positive amplitudes SPAi, f are integrated or combined mathematically to determine the final seismic reflections at each seismic data pointi where: seismic faciesi=integrate (CONi, f, SPAi, f) ,   Equation (4)

[0047] where the final seismic reflections seismic faciesiare hereinafter referred to as the seismic facies.

[0048] FIG. 2 displays a seismic facies map 200 in accordance with one or more embodiments. For viewing ease, the seismic facies map 200 is displayed as a two-dimensional seismic facies map 200 located over a horizon. In other embodiments, a three-dimensional seismic facies map 200 located within a volume may be determined. The  seismic facies map 200 of FIG. 2 displays four seismic facies generically labeled one through four. However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that a seismic facies map 200 may include any number of seismic facies without departing from the scope of the disclosure. Each set of seismic reflections that corresponds to a seismic facies f is illustrated as a polygon m 205 (three of which are outlined in FIG. 2) . Further, in some embodiments, the seismic facies may be additionally or alternatively labeled based on deposition environment, lithology, and / or geologic history using well data or portion thereof, where the well data is described below. For example, seismic facies one in FIG. 2 may represent ephemeral channels, seismic facies two may represent dunes, seismic facies three may represent interdune, and seismic facies four may represent playa.

[0049] In some embodiments, one or more wells may be drilled within the subterranean region of interest 105 following a seismic survey 100. In some embodiments, a rock coring system may be used to drill the one or more wells within the subterranean region of interest 105.

[0050] FIG. 3 illustrates a rock coring system 300 in accordance with one or more embodiments. The rock coring system 300 is configured to simultaneously drill a well 305 within a subterranean region of interest 105 and retrieve one or more rock cores 310 along an interval of the well 305. As such, the rock coring system 300 may be considered part of a drilling system. The rock coring system 300 may collect rock cores 310 continuously or at intervals while drilling the well 305. To do so, the rock coring system 300 may include a coring bit 315 attached to a core barrel 320. Within the core barrel 320, an inner barrel 325 is disposed between a swivel 330 attached to an upper portion of the core barrel 320 and a core catcher 335 is disposed close to the coring bit 315. The coring bit 315 consists of an annular cutting or grinding surface configured to flake, gouge, grind, or wear away the rock 115 within the subterranean region of interest 105 at the base or “toe” of the well 305. A central axial orifice is configured to allow a cylindrical rock core 310 to pass through. The annular cutting surface of the coring bit 315 typically includes embedded polycrystalline compact diamond (PDC) cutting elements.

[0051] The inner barrel 325 within the core barrel 320 may be disposed above or behind the coring bit 315. Further, the inner barrel 325 may be separated from the coring bit 315 by the core catcher 335. As the coring bit 315 grinds away the rock 115 within the subterranean region of interest 105, the cylindrical rock core 310 passes through the central orifice of the coring bit 315 and through the core catcher 335 into the inner barrel 325 as the coring bit 315 advances deeper into the subterranean region of interest 105. The inner barrel 325 may be attached by the swivel 330 to the remainder of the core barrel 320 to permit the inner barrel 325 to remain stationary as the core barrel 320 rotates together with the coring bit 315. When the inner barrel 325 is filled with the rock core 310, the core barrel 320 containing the rock core 310 may be raised and retrieved at the surface of the earth 145. The core catcher 335 serves to grip the bottom of the rock core 310 and, as lifting tension is applied to the drillstring 340 and the core barrel 320, the rock core 310 breaks away from the undrilled rock 115 within subterranean region of interest 105 below it. The core catcher 335 may retain the rock core 310 so that it does not fall out the bottom of the core barrel 320 through the annular orifice of the coring bit 315 as the core barrel 320 is raised to the surface of the earth 145.

[0052] In addition to collecting rock cores 310 while drilling the well 305, smaller “sidewall rock cores” may be obtained after drilling a portion or all of the well 305. A sidewall rock coring system (not shown) may be lowered by wireline into the well 305. When deployed, the sidewall rock coring system presses or clamps itself against the wall of the well 305 and a sidewall rock core is obtained either by drilling into the wall of the well 305 with a hollow drill bit or by firing a hollow bullet into the wall of the well 305 using an explosive charge. More than 50 such sidewall rock cores may be obtained during a single deployment of a sidewall rock coring system into the well 305. Hereinafter, the term “rock coring system” is the rock coring system 300 as illustrated in FIG. 2, the sidewall rock coring system just described, or both. As such, the term “rock cores” is used to describe the rock cores 310 obtained using either the rock coring system 300 as illustrated in FIG. 2 or the sidewall rock coring system.

[0053] In general, the rock cores 310 may be collected along any interval of the well 305. As such, in some embodiments, rock cores 310 may be collected along an interval of the well 305 that intersects a reservoir 125 within the subterranean region of interest 105.

[0054] Under ideal circumstances, each rock core 310 is recovered as a single, continuous, intact cylinder of rock 115. However, frequently, each rock core 310 takes the form of several shorter cylindrical segments separated by breaks. The breaks may be a consequence of stresses experienced by each rock core 310 during coring or may be caused by pre-existing vugs, channels, and / or fractures within the subterranean region of interest 105.

[0055] In general, each rock core 310 may be up to 15 centimeters in diameter and approximately ten meters long. Each rock core 310 may be transported to and stored within a laboratory setting. In some embodiments, to prepare each rock core 310 for analysis and / or testing in the laboratory setting to determine rock core data, each rock core 310 may be cut into multiple rock samples (e.g., core plugs) . Each rock sample may be in the shape of a cylinder (e.g., disc) or cuboid where each dimension is on the order of centimeters, though other shapes and dimensions may be used. Further, each rock sample may be cut along a particular axis of the well 305, such as parallel or perpendicular to the well 305.

[0056] In some embodiments, lithology and sedimentary facies may be determined from each rock sample in the laboratory setting. In some embodiments, determining the lithology and sedimentary facies may be referred to as a petrological study. Hereinafter, the lithology and sedimentary facies are considered a portion of the well data.

[0057] Following the drilling of one or more wells 305 within the subterranean region of interest 105 using the rock coring system 300, one or more well logging systems may be deployed downhole within each well 305 to obtain additional well data in the form of one or more well logs.

[0058] FIG. 4 illustrates a well logging system 400 in accordance with one or more embodiments. Prior to deploying the well logging system 400 downhole, the well 305 may be partially or completely drilled within the subterranean region of interest 105 using the rock coring system 300 as previously described relative to FIG. 3 or a separate drilling  system (such as the drilling system illustrated in FIG. 14) . The well 305 may traverse layers of rock 115 separated by geological discontinuities 120 and / or other structural features before ultimately penetrating a reservoir 125. In some embodiments, the well logging system 400 may be lowered into the well 305 following the removal of the rock coring system 300 or separate drilling system. The well logging system 400 may be supported by a truck 405 and derrick 410 above ground. For example, the truck 405 may carry a conveyance mechanism 415 used to lower the well logging system 400 into the well 305. The conveyance mechanism 415 may be used to lower the well logging system 400 into the well 305. The conveyance mechanism 415 may be a wireline, coiled tubing, or drillpipe that may include means to provide power to the well logging system 400 and a telemetry channel from the well logging system 400 to the surface of the earth 145. In some embodiments, the well logging system 400 may be translated along the well 305 to acquire a well log over an interval 420 of the well 305.

[0059] The well logging system 400 used to collect the well logs over the interval 420 may be, without limitation, an acoustic logging tool (which may be a sonic logging tool) , density logging tool, neutron porosity logging tool, gamma ray logging tool, resistivity logging tool, and any combination thereof. As such, the well logs may include, without limitation, an acoustic log (which may be a sonic log) , density log, neutron porosity log, gamma ray log, resistivity log, and any combination or derivation thereof.

[0060] Hereinafter, the rock coring system 300 illustrated in FIG. 3, the sidewall rock coring system, any laboratory systems the rock cores 310 are tested in, and / or the well logging system 400 illustrated in FIG. 4 are generically referred to as a “well analysis system. ” Further, hereinafter, the data collected from the rock cores 310 in the laboratory setting and / or well logs are generically referred to as the “well data. ”

[0061] In some embodiments, the well data or portion thereof determined from the well analysis system may be used, at least in part, to determine a present-day burial map (hereinafter “burial map” ) . In some embodiments, the burial map may be interpolated from the well logs. In other embodiments, the burial map may be additionally or alternatively determined by seismic interpretation of the seismic data. FIG. 5 displays a burial map 500  in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, the burial map 500 may indicate at what depth source rock (that may convert to hydrocarbons) is presently buried at over a horizon or volume.

[0062] Further, the well data or portion thereof may be used, at least in part, to determine a burial-history curve and thermal-history curve. In some embodiments, the burial-history curve may relate depositional time to burial depth. In some embodiments, the thermal-history curve may relate depositional time to temperature. In some embodiments, the burial-history curve and thermal-history curve may be determined from a basin modeling system, which may rely, at least in part, on the well data or portion thereof.

[0063] Further still, the well data or portion thereof as well as the seismic facies map 200 may be used, at least in part, to determine a sedimentary facies map. FIG. 6 displays a sedimentary facies map 600 in accordance with one or more embodiments. The sedimentary facies map 600 includes sedimentary facies such as, without limitation, playa, interdunes, dunes, ephemeral channels, and fluvial flood reworked aeolian. In some embodiments, the number of sedimentary facies may be the same number of seismic facies. In these embodiments, the variable f may describe both the seismic facies and associated sedimentary facies. Hereinafter, it is assumed that the number of seismic facies correspond to the number of sedimentary facies. As such, the variable f may describe seismic facies, sedimentary facies, or both. As such, hereinafter, the term “facies” may describe either seismic facies, sedimentary facies, or both. Note FIG. 6 further displays well locations using two alphanumeric characters per well 305 where each well 305 is associated with a net-to-gross ratio.

[0064] In some embodiments, the well data or portion thereof and the seismic facies map 200 may be input into a machine learning (ML) model. The ML produces or predicts the sedimentary facies map 600. In some embodiments, the ML model may be a neural network. While a discussion of an architecture and training method of the ML model that may be used in some embodiments exceeds the scope of the disclosure, the manuscript Zhang, Si-Hai, et al. “Characterizing stratigraphic traps using improved waveform classification seismic facies analysis: an example from central Saudi Arabia. ” First Break  34.12 (2016) ( “Zhang” ) may be referred to as Zhang discloses an architecture and training method of a ML model in accordance with one or more embodiments. However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that ML models other than a neural network (such as a convolutional neural network) , other neural network architectures, other training methods, and other training data may be used to produce the sedimentary facies map 600 from the ML model. Further, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other methods that do not include a ML model may be used to determine the sedimentary facies map 600 from the seismic facies map 200 and well data or portion thereof.

[0065] A facies-dependent seismic diagenesis model may then be determined for each sedimentary facies using the well data or portion thereof and models. Each facies-dependent seismic diagenesis model may consider the effect of porosity, permeability, compaction, and / or cementation on reservoir quality. As such, in some embodiments, the models that define each facies-dependent seismic diagenesis model may include at least one of a facies-dependent porosity model, facies-dependent compaction model, facies-dependent cementation model, and facies-dependent permeability model.

[0066] In some embodiments, the facies-dependent porosity model at each seismic data point i may be: φi, final, f=φi, 0, f-φi, compaction, f-φi, cementation, f,  Equation (5)

[0067] where φi, final, f is the final porosity (%) of the simulation point i facies f; φi, 0, f is the initial porosity of the simulation point i in facies f in the depositional period (%) , φi, cementation, f and φi, cementation, f are the reduced porosity of the simulation point i in facies f caused by compaction and cementation (%) , respectively.

[0068] In some embodiments, the facies-dependent compaction model may include an exponential relationship between porosity and depth as:

[0069] where   Equation (6)

[0070] where,  is the residual porosity of the simulation point i in facies f after compaction (%) ; Af and a′f are the compacted porosity pre-exponential and constant of the facies f (%) ; and zi is the burial depth of the simulation point i (ft) , which is obtained from the burial-history curve. It is noted that Af and a′f can be adjusted during the process of reservoir porosity and permeability calibration. Equations (6) and (7) quantify how porosity decreases as depth increases.

[0071] In some embodiments, the facies-dependent cementation model may take the form of a Lander and Walderhaug quartz cementation model where:

[0072] where Ii, cementation, f is the volume of quartz of the simulation point i in facies f that precipitates for the present time step (cm3) ; m and U are the molar weight (60.08 g / mol) and the density (2.65 g / cm3) of quartz, respectively; Vqtz, f, Df, v0, f , and coatf are the initial abundance (fraction) and average diameter (cm) of quartz grains, rock volume (cm3) , and coated quartz surface area (mol / cm2·s) of facies f, respectively; a is the quartz precipitation rate pre-exponential constant; t is the duration of the time step (m. y. ) converted to seconds; Ea is activation energy of quartz (kcal / mole) ; R is gas constant; Tt is present temperature (℃) . In some embodiments, the Lander and Walderhaug quartz cementation model may be used to determine the total amount of quartz cement precipitated during an increment in time by considering the surface area available in the sandstone for precipitation of quartz cement, and by considering the temperature range experienced by the clastic reservoir interval of interest.

[0073] Though a full discussion of the Lander and Walderhaug quartz cementation model exceeds the scope of this disclosure, the full discussion can be found in Lander, R. H., &Walderhaug, O. (1999) . Predicting porosity through simulating sandstone compaction and quartz cementation. AAPG Bulletin, 83 (3) , 433-449. Further to Equation (8) , a person of ordinary skill in the art will appreciate that other or additional facies-dependent cementation models that model porosity caused by quartz cementation or other than quartz  cementation, such as illite cementation, may be used without departing from the scope of the disclosure.

[0074] In some embodiments, Equations (7) and (8) may be embedded into Equation (5)

[0075] where:

[0076] In some embodiments, the facies-dependent permeability model may take the form of a Carman-Kozeny model where:

[0077] where ki, final, f is the reservoir permeability of the simulation point i from facies f (mD) and ki, 0, f is the initial permeability of the simulation point i from facies f (mD) . Equation (10) ignores grain size, tortuosity, and specific surface area. Though a full discussion of the Carman-Kozeny model exceeds the scope of the disclosure, the full discussion can be found in Valdes-Parada, F. J., et al. (2009) . Validity of the permeability Carman–Kozeny equation: A volume averaging approach. Physica A: Statistical Mechanics and its Applications, 388 (6) , 789-798.

[0078] The one or more models may require input parameters. In some embodiments, the input parameters may be determined from the well data or portion thereof, specifically, the petrological study. In some embodiments, the input parameters may be sedimentary-facies dependent. In some embodiments, the input parameters or portion thereof may be depth dependent. For example, in Table 1, subscript one refers to a shallow section within the subterranean region of interest 105 while subscript two refers to a deep section within the subterranean region of interest 105. Table 1 displays input parameters for four seismic facies at two depths in accordance with one or more embodiments.

[0079] Table 1.

[0080] *Facies 1 is the most porous one; facies 2 to 4 become tighter.

[0081] In some embodiments, the facies-dependent seismic diagenesis models may be collectively used to determine the seismic diagenetic model. The seismic diagenetic model may predict the quality of the reservoir 125 within the subterranean region of interest 105 by modeling the subterranean region of interest 105 over geological time. In turn, the seismic diagenetic model may output at least one output map associated with one or more points in time within a time series.

[0082] FIGs. 7-10 each display an output map 700a-d at the present time in accordance with one or more embodiments. The output maps 700a-d may individually or collectively indicate the quality of a reservoir 125 within the subterranean region of interest 105. In some embodiments, the output maps 700a-d may indicate the quality of the reservoir 125 qualitatively such as using the labels non-reservoir, fair reservoir, or good reservoir. In other embodiments, the output maps 700a-d may indicate the quality of the reservoir 125 quantitatively.

[0083] FIG. 7 displays the output map 700a-d as a total porosity map 700a at the present time in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, the total porosity map 700a displays porosity over a horizon at the present time due to the processes of compaction and / or cementation. In other embodiments, the total porosity map 700a displays porosity due to additional and / or other processes over a volume. In FIG. 7, the total porosity map 700a displays porosity over a horizon between a range of 4-14%porosity as shown by the scale bar. In some embodiments, such as in sandstone clastic reservoirs, a high porosity region 705 may indicate a good reservoir while a low porosity region 710 may indicate a non-reservoir and / or lateral seal.

[0084] FIG. 8 displays the output map 700a-d as a compaction porosity map 700b at the present time in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, the compaction porosity map 700b displays porosity over the horizon or volume at the present time due to the process of compaction. In FIG. 8, the compaction porosity map 700b displays porosity over the horizon between a range of 8-18%porosity as shown by the scale bar. In some embodiments, such as in sandstone clastic reservoirs, a high porosity region 705 may indicate a good reservoir while a low porosity region 710 may indicate a non-reservoir.

[0085] FIG. 9 displays the output map 700a-d as a cementation porosity map 700c at the present time in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, as displayed in FIG. 9, the cementation porosity map 700c displays porosity over the horizon at the present time due to the process of cementation, for example, quartz cementation. In other embodiments, the cementation porosity map 700c displays porosity over the volume due to the process of cementation. The cementation porosity map 700c displays porosity over the horizon between a range of approximately 2.5-5.5%porosity as shown by the scale bar. In some embodiments, such as in sandstone clastic reservoirs, a moderate porosity region 905 may indicate a good reservoir while a low or high porosity region 910 may indicate a non-reservoir.

[0086] FIG. 10 displays the output map 700a-d as a permeability map 700d at the present time in accordance with one or more embodiments. The permeability map 700d displays permeability over the horizon between a range of approximately 0.1 to ten millidarcy (mD) as shown by the scale bar. In some embodiments, such as in sandstone clastic reservoirs, a high permeability region 1005 may indicate a good reservoir while a low permeability region 1010 may indicate a non-reservoir and / or stratigraphic / diagenetic trap.

[0087] FIG. 11 describes a method in accordance with one or more embodiments. In step 1100, a seismic facies map 200 of the subterranean region of interest 105 is obtained. To do so, in some embodiments, seismic reflections may be determined from seismic data acquired over the subterranean region of interest 105. The seismic data may be processed and, in some embodiments, the seismic reflections determined using Equations (1) - (4) .  However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that seismic reflections other than amplitude, continuity, and geometry as are used in Equations (1) - (4) may be used to determine the seismic facies map 200. Further, a person of ordinary skill in the art will appreciate that amplitude, continuity, and geometry may be manipulated and / or combined differently than Equations (1) - (4) to determine the seismic facies map 200. FIG. 2 displays a seismic facies map 200 in accordance with one or more embodiments.

[0088] In some embodiments, the seismic data may be obtained using a seismic acquisition system 130 as discussed relative to FIG. 1. The seismic data may be transferred to, stored on, and processed by a seismic processing system as discussed relative to FIG. 13. As such, in some embodiments, the seismic facies map 200 may be obtained from the seismic processing system.

[0089] In step 1105, well data is obtained from one or more wells 305 within the subterranean region of interest 105. In some embodiments, the well data or portion thereof includes rock core data determined from rock cores 310 in a laboratory setting. The rock core data may include lithology and sedimentary facies determined during a petrological study. In some embodiments, the rock cores 310 may be acquired from the subterranean region of interest 105 using the rock coring system 300 as described relative to FIG. 3 or the sidewalk rock coring system as previously described. In some embodiments, the well data or portion thereof may alternatively or additionally include well logs acquired from a well logging system 400 as described relative to FIG. 4. As such, the well data may be acquired from a well analysis system, which may include the rock coring system 300, sidewall rock coring system, any laboratory systems the rock cores 310 are tested in, and / or well logging system 400.

[0090] In step 1110, a burial map 500 of the subterranean region of interest 105 is obtained. In some embodiments, the burial map 500 may be interpolated from well logs. In other embodiments, the burial map 500 may be determined by seismic interpretation of the seismic data. In still other embodiments, the burial map 500 may be determined using a combination of both methods. In some embodiments, the burial map 500 may be a present-day burial map.

[0091] In step 1115, input parameters associated with the subterranean region of interest 105 are determined from the well data or portion thereof. Table 1 displays input parameters in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, the input parameters may be facies dependent. In some embodiments, the input parameters may be depth dependent. While Table 1 displays facies-dependent and depth-dependent input parameters of Af and a′fas well as facies-dependent input parameters of Vqtx, f, Df, coatf, and ki, 0, f, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other parameters may makeup the input parameters without departing from the scope of the disclosure. In some embodiments, the input parameters may be based, at least in part, on the models within each facies-dependent seismic diagenetic model.

[0092] In step 1120, a burial-history curve and thermal-history curve associated with the subterranean region of interest 105 are determined based, at least in part, on the well data or portion thereof. In some embodiments, the well data or portion thereof may be input into a basin modeling system and the basin modeling system produces or outputs the burial-history curve and thermal-history curve. In some embodiments, the burial-history curve may relate depositional time to burial depth. In some embodiments, the thermal-history curve may relate depositional time to temperature.

[0093] In step 1125, a sedimentary facies map 600 is determined based, at least in part, on the seismic facies map 200 and well data or portion thereof. In some embodiments, the seismic facies map 200 and well data or portion thereof may be input into a trained ML model and the trained ML model produces the sedimentary facies map 600 as previously described. However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that methods apart from ML methods may be alternatively or additionally used to determine the sedimentary facies map 600. The sedimentary facies map 600 includes two or more sedimentary facies. Sedimentary facies may include, without limitation, playa, interdunes, dunes, ephemeral channels, and fluvial flood reworked aeolian.

[0094] In step 1130, a facies-dependent seismic diagenetic model is determined for each sedimentary facies based, at least in part, on the input parameters, burial-history curve, thermal-history curve, sedimentary facies map 600, and models. The models may include  at least one of a facies-dependent porosity model, facies-dependent compaction model, facies-dependent cementation model, and facies-dependent permeability model. In some embodiments, the facies-dependent porosity model may be or include Equation (5) . In some embodiments, the facies-dependent compaction model may be or include Equations (6) and (7) . In some embodiments, the facies-dependent cementation model may be or include Equation (8) known as the Lander and Walderhaug quartz cementation model. In some embodiments, the facies-dependent permeability model may be or include Equation (10) known as the Carman-Kozeny model. However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other facies-dependent models may be additionally or alternatively used to model porosity, compaction, permeability, and / or cementation, other facies-dependent models may be used to model other depositional and / or diagenetic processes, and / or other facies-dependent models may be used to model cementation additional or alternative to quartz cementation.

[0095] In step 1135, a seismic diagenetic model is determined based, at least in part, on the facies-dependent seismic diagenetic model for each sedimentary facies and the burial map 500.

[0096] In step 1140, an output map 700a-d is determined. The output map 700a-d is determined based on the seismic diagenetic model. In some embodiments, the seismic diagenetic model may produce one or more output maps 700a-d at one or more times steps within a time series. In some embodiments, the time series begins at an earlier geological time and ends at a later geological time. For example, the time series may begin at the time of initial deposition and end at the present time. In some embodiments, for the seismic diagenetic model to produce the one or more output maps 700a-d at each time step, each facies-dependent seismic diagenetic model is updated at each time step to adequately model the subterranean region of interest 105 or horizon at each point in time. FIGs. 7-10 each display an output map 700a-d in accordance with one or more embodiments. The output map 700a-d may include at least one of a porosity map 700a-c and permeability map 700d.

[0097] In step 1145, a drilling target within the subterranean region of interest 105 is identified based, at least in part, on the output map 700a-d. In some embodiments, the output map 700a-d may be displayed and manipulated using an interpretation workstation as described relative to FIG. 13. The one or more output maps 700a-d may indicate the quality of the reservoir 125 throughout the subterranean region of interest 105 or horizon. For example, if the output map 700a-d includes a total porosity map 700a and the subterranean region of interest 105 or horizon includes a sandstone clastic reservoir, a high porosity region 705 within the total porosity map 700a may indicate a good reservoir while a low porosity region 710 may indicate a non-reservoir and / or lateral seal. If the output map 700a-d is a compaction porosity map 700b and the subterranean region of interest 105 or horizon includes a sandstone clastic reservoir, a high porosity region 705 may indicate a good reservoir while a low porosity region 710 may indicate a non-reservoir. If the output map 700a-d is a cementation porosity map 700c and the subterranean region of interest 105 or horizon includes a sandstone clastic reservoir, a moderate porosity region 905 may indicate a good reservoir while a low or high porosity region 910 may indicate a non-reservoir. If the output map 700a-d includes a permeability map 700d and the subterranean region of interest 105 or horizon includes a sandstone clastic reservoir, a high permeability region 1005 may indicate a good reservoir while a low permeability region 1010 may indicate a non-reservoir and / or stratigraphic / diagenetic trap. As such, a region that indicates a good reservoir based on the output map 700a-d may be identified as a drilling target.

[0098] In step 1150, a wellbore drilling plan is designed based, at least in part, on the drilling target. The wellbore drilling plan may be designed using a wellbore planning system. The wellbore drilling plan may be additionally informed by the best available information at the time of planning. This may include models encapsulating stress conditions of the subterranean region of interest 105, the trajectory of any existing wells 305 (which may be desirable to avoid) , and the existence of other drilling hazards, such as shallow gas pockets, over-pressure zones, and active fault planes.

[0099] The wellbore drilling plan may include a wellbore path. The wellbore path may include a starting surface location of the wellbore, or a subsurface location within an  existing wellbore, from which the wellbore may be drilled. The wellbore path may further include a terminal location that may intersect with the drilling target of the reservoir 125. The wellbore path may further still include wellbore geometry information such as wellbore diameter and inclination angle and when each of these change along the depth of the wellbore. If casing is used, the wellbore drilling plan may include casing type and / or casing depths. Furthermore, the wellbore drilling plan may consider other engineering constraints such as the maximum wellbore curvature ( “dog-log” ) that a drillstring 340 of a drilling system may tolerate and the maximum torque and drag values that the drilling system may tolerate. The wellbore drilling plan may further define associated drilling parameters, such as the planned depths at which casing will be inserted to support the wellbore to prevent formation fluids entering the wellbore and the drilling mud weights (densities) and types that may be used during drilling of the wellbore.

[0100] FIG. 12 illustrates a workflow in accordance with one or more embodiments. The workflow illustrates embodiments of the method described relative to FIG. 11 in accordance with one or more embodiments. Some steps and / or subroutines of the workflow may run in parallel, combination, loops, series, or any order.

[0101] To start 1200 or initialize the workflow, the seismic acquisition system 130 detects and records the seismic data 1205. The seismic data 1205 may be transferred to, stored on, and processed by a seismic processing system 1210a. The seismic data 1205 may be processed using the seismic processing system 1210a to determine the seismic reflections 1215 as previously described. The seismic reflections 1215 may be used to determine the seismic facies map 200 as previously described.

[0102] The well analysis system 1220 obtains the well data 1225. The well data 1225 or portion thereof and seismic facies map 200 may be used to determine the sedimentary facies map 600. Further, the well data 1225 or portion thereof may be used to determine the burial map 500 and input parameters 1230. Further still, the well data 1225 or portion thereof may be input into a basin modeling system 1235 where the basin modeling system 1235 produces or determines the burial-history curve 1240 and thermal-history curve 1245.

[0103] Using the seismic diagenetic modeling system 1250, the seismic diagenetic model 1255 is initialized at t=0 1260, which corresponds to an earlier geological time. In some embodiments, the earlier geological time may be the time of initial deposition. Further, in some embodiments, the seismic diagenetic model 1255 may undergo calibration 1265. In some embodiments, the well data 1225 or portion thereof may be used, at least in part, to calibrate the seismic diagenetic model 1255 (not shown) .

[0104] In some embodiments, the sedimentary facies map 600, burial map 500, input parameters 1230, burial-history curve 1240, thermal-history curve 1245, and models are transferred to, stored on, and processed by the seismic diagenetic modeling system 1250 and used to determine the seismic diagenetic model 1255. In some embodiments, the models include one or more facies-dependent seismic diagenetic models 1270. At each time step t, the seismic diagenetic model 1255 may model the subterranean region of interest 105 or horizon and, in some embodiments, determine or produces the output map 700a-d. In some embodiments, the output map 700a-d may be determined or output from the seismic diagenetic model 1255 at each time step t that increases by t=t+1 1275 each time until t=tf 1280, which corresponds to a later geological time. In some embodiments, the later geological time may be the present time. Once t=tf 1280, the workflow ends 1285.

[0105] FIG. 13 illustrates a generic computer system 1210 in accordance with one or more embodiments. The generic computer system 1210 may include specific hardware and / or software such that the generic computer system 1210 includes the seismic diagenetic modeling system 1250, basin modeling system 1235, and / or wellbore planning system 1305 and / or is a seismic processing system and / or interpretation workstation. As such, the computer system 1210 may be specifically configured for seismic processing and denoted a “seismic processing system. ” Additionally, or alternatively, the computer system 1210 may be specifically configured for interpretation and denoted an “interpretation workstation. ” The seismic processing system, interpretation workstation, or generic computer system 1210 may store and be used by the seismic diagenetic modeling system 1250, basin modeling system 1235, and / or wellbore planning system 1305. While the  generic term computer system 1210 may be used to describe each of the parts of a computer system 1210 in the following paragraphs, the terms seismic processing system or interpretation workstation may replace the term computer system 1210 without departing from the scope of the disclosure.

[0106] The computer system 1210 is intended to depict any computing device such as a server, desktop computer, laptop / notebook computer, wireless data port, smart phone, personal data assistant (PDA) , tablet computing device, one or more processors within these devices, or any other suitable processing device, including both physical or virtual instances (or both) of the computing device. Additionally, the computer system 1210 may include an input device, such as a keypad, keyboard, touch screen, or other device that can accept user information, and an output device that displays information, including digital data, visual or audio information (or a combination of both) , or a graphical user interface (GUI) . Specifically, an interpretation workstation may include a robust graphics card for the detailed rendering of the output map 700a-d such that the output map 700a-d may be displayed and manipulated in a virtual reality system using 3D goggles, a mouse, or a wand to identify a drilling target of a reservoir 125 within the subterranean region of interest 105 or horizon.

[0107] The computer system 1210 can serve in a role as a client, network component, server, database, or any other component (or a combination of roles) of a computer system 1210 as required for seismic processing and interpretation. The illustrated computer system 1210 is communicably coupled with a network 1310. For example, a seismic processing system and interpretation workstation may be communicably coupled using a network 1310. In some implementations, one or more components of each computer system 1210 may be configured to operate within environments, including cloud-computing-based, local, global, or other environment (or a combination of environments) .

[0108] At a high level, the computer system 1210 is an electronic computing device operable to receive, transmit, process, store, and / or manage data and information associated with the disclosed methods. According to some implementations, the computer system 1210 may also include or be communicably coupled with an application server, e-mail  server, web server, caching server, streaming data server, business intelligence (BI) server, or other server (or a combination of servers) .

[0109] Because seismic processing and interpretation may not be sequential, the computer system 1210 can receive requests over network 1310 from other computer systems 1210 or another client application and respond to the received requests by processing the requests appropriately. In addition, requests may also be sent to the computer system 1210 from internal users (for example, from a command console or by other appropriate access method) , external or third-parties, other automated applications, as well as any other appropriate entities, individuals, systems, or computer systems 1210.

[0110] Each of the components of the computer system 1210 can communicate using a system bus 1315. In some implementations, any or all of the components of each computer system 1210, both hardware or software (or a combination of hardware and software) , may interface with each other or the interface 1320 (or a combination of both) over the system bus 1315 using an application programming interface (API) 1325 or a service layer 1330 (or a combination of the API 1325 and service layer 1330. The API 1325 may include specifications for routines, data structures, and object classes. The API 1325 may be either computer-language independent or dependent and refer to a complete interface, a single function, or even a set of APIs. The service layer 1330 provides software services to each computer system 1210 or other components (whether or not illustrated) that are communicably coupled to each computer system 1210. The functionality of each computer system 1210 may be accessible for all service consumers using this service layer 1330. Software services, such as those provided by the service layer 1330, provide reusable, defined business functionalities through a defined interface. For example, the interface may be software written in JAVA, C++, or other suitable language providing data in extensible markup language (XML) format or another suitable format. While illustrated as an integrated component of each computer system 1210, alternative implementations may illustrate the API 1325 or the service layer 1330 as stand-alone components in relation to other components of each computer system 1210 or other components (whether or not illustrated) that are communicably coupled to each computer system 1210. Moreover, any or all parts of the API 1325 or the service layer 1330 may be implemented as child or sub- modules of another software module, enterprise application, or hardware module without departing from the scope of this disclosure.

[0111] The computer system 1210 includes an interface 1320. Although illustrated as a single interface 1320 in FIG. 13, two or more interfaces 1320 may be used according to particular needs, desires, or particular implementations of each computer system 1210. The interface 1320 is used by each computer system 1210 for communicating with other systems in a distributed environment that are connected to the network 1310. Generally, the interface 1320 includes logic encoded in software or hardware (or a combination of software and hardware) and operable to communicate with the network 1310. More specifically, the interface 1320 may include software supporting one or more communication protocols associated with communications such that the network 1310 or interface’s hardware is operable to communicate physical signals within and outside of the illustrated computer system 1210.

[0112] The computer system 1210 includes at least one computer processor 1335. Generally, a computer processor 1335 executes any instructions, algorithms, methods, functions, processes, flows, and procedures as described above. A computer processor 1335 may be a central processing unit (CPU) and / or a graphics processing unit (GPU) . The seismic data 1205 may be tens to hundreds of terabytes or even petabytes in size. To efficiently process the seismic data 1205, in series and / or in parallel, to determine a seismic facies map 200, a seismic processing system may consist of an array of CPUs with one or more subarrays of GPUs attached to each CPU. Further, tape readers or high-capacity hard-drives may be connected to the CPUs using wide-band system buses 1315.

[0113] The computer system 1210 also includes a memory 1340 that stores data and software for the computer system 1210 or other components (or a combination of both) that can be connected to the network 1310. For example, the memory 1340 may store the seismic diagenetic modeling system 1250, basin modeling system 1235, and / or wellbore planning system 1305 in the form of software as shown in FIG. 13. In some embodiments, the wellbore planning system 1305 may be configured to design the wellbore drilling plan, which includes the wellbore path. Although illustrated as a single memory 1340 in FIG.  13, two or more memories may be used according to particular needs, desires, or particular implementations of the computer system 1210 and the described functionality. While memory 1340 is illustrated as an integral component of each computer system 1210, in alternative implementations, memory 1340 can be external to each computer system 1210.

[0114] The application 1345 is an algorithmic software engine providing functionality according to particular needs, desires, or particular implementations of the computer system 1210, particularly with respect to functionality described in this disclosure. For example, application 1345 can serve as one or more components, modules, applications, etc. Further, although illustrated as a single application 1345, the application 1345 may be implemented as multiple applications 1345 on each computer system 1210. In addition, although illustrated as integral to each computer system 1210, in alternative implementations, the application 1345 can be external to each computer system 1210.

[0115] There may be any number of computer systems 1210, such as computer clusters, associated with, or external to, a seismic processing system and an interpretation workstation, where each computer system 1210 communicates over network 1310. Further, the term “client, ” “user, ” and other appropriate terminology may be used interchangeably as appropriate without departing from the scope of this disclosure. Moreover, this disclosure contemplates that many users may use the computer system 1210, or that one user may use multiple computer systems 1210.

[0116] FIG. 14 illustrates a drilling system 1400 in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, following steps 1100, 1105, 1110, 1115, 1120, 1125, 1130, 1135, 1140, 1145, and 1150 as described relative to FIG. 11, the drilling system 1400 may be configured to drill a wellbore 1405 within the subterranean region of interest 105 guided by the wellbore path 1410 of the wellbore drilling plan.

[0117] Although the drilling system 1400 shown in FIG. 14 is used to drill the wellbore 1405 on land, the drilling system 1400 may be a marine wellbore drilling system. Further, although the drilling system 1400 shown in FIG. 14 is used to drill a new wellbore 1405, the wellbore 1405 being drilled may be a sidetrack wellbore or an offset wellbore. As such,  the example of the drilling system 1400 shown in FIG. 14 is not meant to limit the present disclosure.

[0118] As shown in FIG. 14, the wellbore 1405 may be drilled using a drill rig that may be situated on a land drill site, an offshore platform, such as a jack-up rig, a semi-submersible, or a drill ship. The drill rig may be equipped with a hoisting system, such as a derrick 410, which can raise or lower the drillstring 340 and other tools required to drill the wellbore 1405. The drillstring 340 may include one or more drill pipes connected to form conduit and a bottom hole assembly 1415 (BHA) disposed at the distal end of the drillstring 340. The BHA 1415 may include a drill bit 1420 to cut into rock 115, including cap rock 115a. The BHA 1415 may further include measurement tools, such as a measurement-while-drilling (MWD) tool and logging-while-drilling (LWD) tool. MWD tools may include sensors and hardware to measure downhole drilling parameters, such as the azimuth and inclination of the drill bit 1420, the weight-on-bit, and the torque. The LWD measurements may include sensors, such as resistivity, gamma ray, and neutron density sensors, to characterize the rock 115 surrounding the wellbore 1405. Both MWD and LWD measurements may be transmitted to the surface of the earth 145 using any suitable telemetry system known in the art, such as a mud-pulse or by wired-drill pipe.

[0119] To start drilling, or “spudding in, ” the wellbore 1405, the hoisting system lowers the drillstring 340 suspended from the derrick 410 of the drill rig towards the planned surface location of the wellbore 1405. An engine, such as a diesel engine, may be used to supply power to the top drive 1425 to rotate the drillstring 340 via the drive shaft 1430. The weight of the drillstring 340 combined with the rotational motion enables the drill bit 1420 to bore the wellbore 1405.

[0120] The near-surface rock 115 of the subterranean region of interest 105 is typically made up of loose or soft sediment or rock, so large diameter casing 1435 (e.g., “base pipe” or “conductor casing” ) is often put in place while drilling to stabilize and isolate the wellbore 1405. At the top of the base pipe is the wellhead, which serves to provide pressure control through a series of spools, valves, or adapters (not shown) . Once near-surface  drilling has begun, water or drill fluid may be used to force the base pipe into place using a pumping system until the wellhead is situated just above the surface of the earth 145.

[0121] Drilling may continue without any casing 1435 once deeper or more compact rock 115 is reached. While drilling, a drilling mud system 1440 may pump drilling mud from a mud tank on the surface of the earth 145 through the drill pipe. Drilling mud serves various purposes, including pressure equalization, removal of rock cuttings, and drill bit cooling and lubrication.

[0122] At planned depth intervals, drilling may be paused and the drillstring 340 withdrawn from the wellbore 1405. Sections of casing 1435 may be connected, inserted, and cemented into the wellbore 1405. Casing string may be cemented in place by pumping cement and mud, separated by a “cementing plug, ” from the surface of the earth 145 through the drill pipe. The cementing plug and drilling mud force the cement through the drill pipe and into the annular space between the casing 1435 and the wall of the wellbore 1405. Once the cement cures, drilling may recommence. The drilling process is often performed in several stages. Therefore, the drilling and casing cycle may be repeated more than once, depending on the depth of the wellbore 1405 and the pressure on the walls of the wellbore 1405 from surrounding rock 115.

[0123] Due to the high pressures experienced by deep wellbores 1405, a blowout preventer (BOP) may be installed at the wellhead to protect the rig and environment from unplanned oil or gas releases. As the wellbore 1405 becomes deeper, both successively smaller drill bits 1420 and casing 1435 may be used. Drilling deviated or horizontal wellbores 1405 may require specialized drill bits 1420 or drill assemblies.

[0124] The drilling system 1400 may be disposed at and communicate with other systems in the wellbore environment, such as the wellbore planning system 1305. The drilling system 1400 may control at least a portion of a drilling operation by providing controls to various components of the drilling operation. In one or more embodiments, the system may receive data from one or more sensors arranged to measure controllable parameters of the drilling operation. As a non-limiting example, sensors may be arranged to measure weight-on-bit, drill rotational speed (RPM) , flow rate of the mud pumps (GPM) , and rate  of penetration of the drilling operation (ROP) . Each sensor may be positioned or configured to measure a desired physical stimulus. Drilling may be considered complete when a drilling target 1445 with the reservoir 125 is reached or the presence of hydrocarbons is established.

[0125] FIG. 15 illustrates a system 1500 in accordance with one or more embodiments. The system 1500 may include at least two of a seismic acquisition system 130, seismic processing system 1210a, well analysis system 1220, basin modeling system 1235, seismic diagenetic modeling system 1250, interpretation workstation 1210b, wellbore planning system 1305, and drilling system 1400. Each part of the system 1500 may be communicably coupled with any other part of the system 1500 via the network 1310 (not shown in FIG. 15) .

[0126] In some embodiments, the seismic acquisition system 130 may be configured to obtain the seismic data 1205 from the subterranean region of interest 105 as discussed relative to FIG. 1. The seismic data 1205 may be transferred to, stored on, and processed by the seismic processing system 1210a as discussed relative to FIG. 13. The seismic processing system 1210a may be configured to determine the seismic facies map 200 from the seismic data 1205. In some embodiments, the seismic facies map 200 may be transferred to, stored on, and used by the seismic diagenetic modeling system 1250. In some embodiments, the seismic diagenetic modeling system 1250 may reside on a memory 1340 of a computer system 1210, which may be a seismic processing system 1210a or interpretation workstation 1210b.

[0127] In some embodiments, the system 1500 may include a well analysis system 1220. The well analysis system 1220 may include the rock coring system 300 illustrated in FIG. 3, the sidewall rock coring system, any laboratory systems the rock cores 310 are tested in, and / or the well logging system 400 illustrated in FIG. 4. The well analysis system 1220 may be configured to determine well data 1225 from one or more wells 305 within the subterranean region of interest 105. The well data 1225 may be transferred to, stored on, and manipulated by the basin modeling system 1235 and / or seismic diagenetic modeling system 1250. The basin modeling system 1235 may be configured to produce or determine  the burial-history curve 1240 and thermal-history curve 1245 based, at least in part, on the well data or portion thereof.

[0128] In some embodiments, the seismic diagenetic modeling system 1250 may be configured to perform steps 1100, 1105, 1110, 1115, 1120, 1125, 1130, 1135, and 1140 as discussed relative to FIG. 11 to ultimately determine the output map 700a-d. The output map 700a-d may be transferred to, stored on, and manipulated by an interpretation workstation 1210b. In some embodiments, the interpretation workstation 1210b may be a computer system 1210 with specific hardware and / or software as described relative to FIG. 13. In some embodiments, the interpretation workstation 1210b may be configured to perform step 1145 as discussed relative to FIG. 11 to identify the drilling target 1445 based on the output map 700a-d. In some embodiments, the drilling target 1445 may be transferred to, stored on, and used by the wellbore planning system 1305. The wellbore planning system 1305 may be configured to perform step 1150 as discussed relative to FIG. 11 to design the wellbore drilling plan based on the drilling target 1445.

[0129] In some embodiments, the wellbore drilling plan may be transferred to, stored on, and used by a drilling system 1400 as described relative to FIG. 14. In some embodiments, the drilling system 1400 may be configured to drill a wellbore 1405 within the subterranean region of interest 105 guided by the wellbore drilling plan.

[0130] Although only a few example embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible in the example embodiments without materially departing from this invention. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this disclosure as defined in the following claims.

Claims

1.A method comprising:obtaining, from a seismic processing system, a seismic facies map of a subterranean region of interest;obtaining, from a well analysis system, well data from one or more wells within the subterranean region of interest;obtaining a burial map of the subterranean region of interest;determining input parameters associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data;determining, from a basin modeling system, a burial-history curve and a thermal-history curve associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data;using a seismic diagenetic modeling system:determining a sedimentary facies map based, at least in part, on the seismic facies map and the well data,wherein the sedimentary facies map comprises a plurality of sedimentary facies,for each of the plurality of sedimentary facies, determining a facies-dependent seismic diagenesis model based, at least in part, on the input parameters, the burial-history curve, the thermal-history curve, the sedimentary facies map, and a plurality of models,determining a seismic diagenetic model based, at least in part, on the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the plurality of sedimentary facies and the burial map, anddetermining an output map based, at least in part, on the seismic diagenetic model;identifying, using an interpretation workstation, a drilling target within the subterranean region of interest based, at least in part, on the output map; anddesigning, using a wellbore planning system, a wellbore drilling plan based, at least in part, on the drilling target.2.The method of claim 1, further comprising:drilling, using a drilling system, a wellbore within the subterranean region of interest guided by the wellbore drilling plan.3.The method of claim 1, wherein determining the input parameters is further based on a petrological study.4.The method of claim 1, wherein obtaining the seismic facies map comprises determining, using the seismic processing system, the seismic facies map based, at least in part, on seismic data.5.The method of claim 1, wherein determining the output map comprises:iteratively or recursively, for each time step within a time series,wherein the time series begins at an earlier geological time and ends at a later geological time:updating the seismic diagenetic model by updating the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the plurality of sedimentary facies.6.The method of claim 1, wherein the well data comprises well log data and rock core data.7.The method of claim 1, wherein the seismic facies map comprises a spatial distribution of at least one set of seismic reflections.8.The method of claim 7, wherein the at least one set of seismic reflections comprises at least one of an amplitude, continuity, geometry, frequency, strength, phase, and polarity.9.The method of claim 1, wherein determining the sedimentary facies map comprises:inputting the seismic facies map and the well data, at least in part, into a trained machine learning (ML) model; andproducing the sedimentary facies map from the trained ML model based, at least in part, on the seismic facies map and the well data.10.The method of claim 1, wherein the plurality of models comprises a facies-dependent porosity model.11.The method of claim 1, wherein the plurality of models comprises a facies-dependent permeability model.12.The method of claim 11, wherein the facies-dependent permeability model comprises a Carman-Kozeny model.13.The method of claim 1, wherein the output map comprises at least one of a porosity map and a permeability map.14.A system comprising:a seismic diagenetic modeling system configured to:receive, from a seismic processing system, a seismic facies map of a subterranean region of interest,receive, from a well analysis system, well data from one or more wells within the subterranean region of interest,receive a burial map of the subterranean region of interest;determine input parameters associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data,determine, from a basin modeling system, a burial-history curve and a thermal-history curve associated with the subterranean region of interest based, at least in part, on the well data,determine a sedimentary facies map based, at least in part, on the seismic facies map and the well data,wherein the sedimentary facies map comprises a plurality of sedimentary facies,for each of the plurality of sedimentary facies, determine a facies-dependent seismic diagenesis model based, at least in part, on the input parameters, the burial-history curve, the thermal-history curve, the sedimentary facies map, and a plurality of models,determine a seismic diagenetic model based, at least in part, on the facies-dependent seismic diagenesis model for each of the plurality of sedimentary facies and the burial map, anddetermine an output map based, at least in part, on the seismic diagenetic model;an interpretation workstation configured to identify a drilling target within the subterranean region of interest based, at least in part, on the output map; anda wellbore planning system configured to design a wellbore drilling plan based, at least in part, on the drilling target.15.The system of claim 14, further comprising the seismic processing system configured to determine the seismic facies map based, at least in part, on seismic data.16.The system of claim 15, further comprising a seismic acquisition system configured to obtain the seismic data from the subterranean region of interest.17.The system of claim 14, further comprising the well analysis system configured to obtain the well data.18.The system of claim 17, wherein the well analysis system comprises:a rock coring system configured to obtain, at least in part, the well data; anda well logging system configured to obtain, at least in part, the well data.19.The system of claim 15, further comprising the basin modeling system configured to determine the burial-history curve and the thermal-history curve.20.The system of claim 15, further comprising a drilling system configured to drill a wellbore within the subterranean region of interest guided by the wellbore drilling plan.

Images