Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "Topór, Tomasz" wg kryterium: Autor

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-4 z 4
    Tytuł:
    An advanced ensemble modeling approach for predicting carbonate reservoir porosity from seismic attributes
    Autorzy:
    Topór, Tomasz
    Sowiżdżał, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/27310145.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    machine learning
    model stacking
    ensemble method
    carbonates
    seismic attributes
    porosity prediction
    Opis:
    This study uses a machine learning (ML) ensemble modeling approach to predict porosity from multiple seismic attributes in one of the most promising Main Dolomite hydrocarbon reservoirs in NW Poland. The presented workflow tests five different model types of varying complexity: K-nearest neighbors (KNN), random forests (RF), extreme gradient boosting (XGB), support vector machine (SVM), single layer neural network with multilayer perceptron (MLP). The selected models are additionally run with different configurations originating from the pre-processing stage, including Yeo–Johnson transformation (YJ) and principal component analysis (PCA). The race ANOVA method across resample data is used to tune the best hyperparameters for each model. The model candidates and the role of different pre-processors are evaluated based on standard ML metrics – coefficient of determination (R2), root mean squared error (RMSE), and mean absolute error (MAE). The model stacking is performed on five model candidates: two KNN, two XGB, and one SVM PCA with a marginal role. The results of the ensemble model showed superior accuracy over single learners, with all metrics (R2 0.890, RMSE 0.0252, MAE 0.168). It also turned out to be almost three times better than the neural net (NN) results obtained from commercial software on the same testing set (R2 0.318, RMSE 0.0628, MAE 0.0487). The spatial distribution of porosity from the ensemble model indicated areas of good reservoir properties that overlap with hydrocarbon production fields. This observation completes the evaluation of the ensemble technique results from model metrics. Overall, the proposed solution is a promising tool for better porosity prediction and understanding of heterogeneous carbonate reservoirs from multiple seismic attributes.
    Źródło:
    Geology, Geophysics and Environment; 2023, 49, 3; 245--260
    2299-8004
    2353-0790
    Pojawia się w:
    Geology, Geophysics and Environment
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Application of machine learning tools for seismic reservoir characterization study of porosity and saturation type
    Zastosowanie metod uczenia maszynowego do charakterystyki porowatości i typu nasycenia przy użyciu atrybutów sejsmicznych
    Autorzy:
    Topór, Tomasz
    Sowiżdżał, Krzysztof
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143329.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    machine learning
    random forest
    XGBoost
    seismic attributes
    reservoir properties prediction
    uczenie maszynowe
    lasy losowe
    drzewa wzmocnione gradientowo
    atrybuty sejsmiczne
    predykcja własności zbiornikowych
    Opis:
    The application of machine learning (ML) tools and data-driven modeling became a standard approach for solving many problems in exploration geology and contributed to the discovery of new reservoirs. This study explores an application of machine learning ensemble methods – random forest (RF) and extreme gradient boosting (XGBoost) to derive porosity and saturation type (gas/water) in multihorizon sandstone formations from Miocene deposits of the Carpathian Foredeep. The training of ML algorithms was divided into two stages. First, the RF algorithm was used to compute porosity based on seismic attributes and well location coordinates. The obtained results were used as an extra feature to saturation type modeling using the XGBoost algorithm. The XGBoost was run with and without well location coordinates to evaluate the influence of the spatial information for the modeling performance. The hyperparameters for each model were tuned using the Bayesian optimization algorithm. To check the training models' robustness, 10-fold cross-validation was performed. The results were evaluated using standard metrics, for regression and classification, on training and testing sets. The residual mean standard error (RMSE) for porosity prediction with RF for training and testing was close to 0.053, providing no evidence of overfitting. Feature importance analysis revealed that the most influential variables for porosity prediction were spatial coordinates and seismic attributes sweetness. The results of XGBoost modeling (variant 1) demonstrated that the algorithm could accurately predict saturation type despite the class imbalance issue. The sensitivity for XGBoost on training and testing data was high and equaled 0.862 and 0.920, respectively. The XGBoost model relied on computed porosity and spatial coordinates. The obtained sensitivity results for both training and testing sets dropped significantly by about 10% when well location coordinates were removed (variant 2). In this case, the three most influential features were computed porosity, seismic amplitude contrast, and iso-frequency component (15 Hz) attribute. The obtained results were imported to Petrel software to present the spatial distribution of porosity and saturation type. The latter parameter was given with probability distribution, which allows for identifying potential target zones enriched in gas.
    Metody uczenia maszynowego stanowią obecnie rutynowe narzędzie wykorzystywane przy rozwiązywaniu wielu problemów w geologii poszukiwawczej i przyczyniają się do odkrycia nowych złóż. Prezentowana praca pokazuje zastosowanie dwóch algorytmów uczenia maszynowego – lasów losowych (RF) i drzew wzmocnionych gradientowo (XGBoost) do wyznaczenia porowatości i typu nasycenia (gaz/woda) w formacjach piaskowców będących potencjalnymi horyzontami gazonośnymi w mioceńskich osadach zapadliska przedkarpackiego. Proces uczenia maszynowego został podzielony na dwa etapy. W pierwszym etapie użyto RF do obliczenia porowatości na podstawie danych pochodzących z atrybutów sejsmicznych oraz współrzędnych lokalizacji otworów. Uzyskane wyniki zostały wykorzystane jako dodatkowa cecha przy modelowaniu typu nasycenia z zastosowaniem algorytmu XGBoost. Modelowanie za pomocą XGBoost został przeprowadzone w dwóch wariantach – z wykorzystaniem lokalizacji otworów oraz bez nich w celu oceny wpływu informacji przestrzennych na wydajność modelowania. Proces strojenia hiperparametrów dla poszczególnych modeli został przeprowadzony z wykorzystaniem optymalizacji Bayesa. Wyniki procesu modelowania zostały ocenione na zbiorach treningowym i testowym przy użyciu standardowych metryk wykorzystywanych do rozwiązywania problemów regresyjnych i klasyfikacyjnych. Dodatkowo, aby wzmocnić wiarygodność modeli treningowych, przeprowadzona została 10-krotna kroswalidacja. Pierwiastek błędu średniokwadratowego (RMSE) dla wymodelowanej porowatości na zbiorach treningowym i testowym był bliski 0,053 co wskazuje na brak nadmiernego dopasowania modelu (ang. overfitting). Analiza istotności cech ujawniła, że zmienną najbardziej wpływającą na prognozowanie porowatości były współrzędne lokalizacji otworów oraz atrybut sejsmiczny sweetness. Wyniki modelowania XGBoost (wariant 1) wykazały, że algorytm jest w stanie dokładnie przewidywać typ nasycenia pomimo problemu z nierównowagą klas. Czułość wykrywania potencjalnych stref gazowych w przypadku modelu XGBoost była wysoka zarówno dla zbioru treningowego, jak i testowego (0,862 i 0,920). W swoich predykcjach model opierał się głównie na wyliczonej porowatości oraz współrzędnych otworów. Czułość dla uzyskanych wyników na zbiorze treningowym i testowym spadła o około 10%, gdy usunięto współrzędne lokalizacji otworów (wariant 2 XGBoost). W tym przypadku trzema najważniejszymi cechami były obliczona porowatość oraz atrybut sejsmiczny amplitude contrast i atrybut iso-frequency component (15 Hz). Uzyskane wyniki zostały zaimportowane do programu Petrel, aby przedstawić przestrzenny rozkład porowatości i typu nasycenia. Ten ostatni parametr został przedstawiony wraz z rozkładem prawdopodobieństwa, co dało wgląd w strefy o najwyższym potencjale gazowym.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 3; 165-175
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Application of machine learning algorithms to predict permeability in tight sandstone formations
    Zastosowanie metod uczenia maszynowego do przewidywania przepuszczalności w formacjach zwięzłych piaskowców typu tight gas
    Autorzy:
    Topór, Tomasz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2143653.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    machine learning
    random forest
    permeability
    prediction
    uczenie maszynowe
    lasy losowe
    predykcja
    przepuszczalność
    Opis:
    The application of machine learning algorithms in petroleum geology has opened a new chapter in oil and gas exploration. Machine learning algorithms have been successfully used to predict crucial petrophysical properties when characterizing reservoirs. This study utilizes the concept of machine learning to predict permeability under confining stress conditions for samples from tight sandstone formations. The models were constructed using two machine learning algorithms of varying complexity (multiple linear regression [MLR] and random forests [RF]) and trained on a dataset that combined basic well information, basic petrophysical data, and rock type from a visual inspection of the core material. The RF algorithm underwent feature engineering to increase the number of predictors in the models. In order to check the training models’ robustness, 10-fold cross-validation was performed. The MLR and RF applications demonstrated that both algorithms can accurately predict permeability under constant confining pressure (R2 0.800 vs. 0.834). The RF accuracy was about 3% better than that of the MLR and about 6% better than the linear reference regression (LR) that utilized only porosity. Porosity was the most influential feature of the models’ performance. In the case of RF, the depth was also significant in the permeability predictions, which could be evidence of hidden interactions between the variables of porosity and depth. The local interpretation revealed the common features among outliers. Both the training and testing sets had moderate-low porosity (3–10%) and a lack of fractures. In the test set, calcite or quartz cementation also led to poor permeability predictions. The workflow that utilizes the tidymodels concept will be further applied in more complex examples to predict spatial petrophysical features from seismic attributes using various machine learning algorithms.
    Zastosowanie algorytmów uczenia maszynowego w geologii naftowej otworzyło nowy rozdział w poszukiwaniu złóż ropy i gazu. Algorytmy uczenia maszynowego zostały z powodzeniem wykorzystane do przewidywania kluczowych właściwości petrofizycznych charakteryzujących złoże. W pracy zastosowano metody uczenia maszynowego do przewidywania przepuszczalności w warunkach ustalonego ciśnienia złożowego dla formacji zwięzłych piaskowców typu tight gas. Modele zostały skonstruowane przy użyciu algorytmów o różnym stopniu komplikacji (wielowymiarowa regresja liniowa – MLR i lasy losowe – RF), a następnie poddano je procesowi uczenia na danych zawierających podstawowe informacje o otworze, podstawowe parametry petrofizyczne oraz typ skał pochodzący z makroskopowego i mikroskopowego opisu próbek rdzeni. Typ skał został rozkodowany i poddany procesowi inżynierii cech, aby wydobyć dodatkowe zmienne do modelu. Proces uczenia na zbiorze treningowym został przeprowadzony z wykorzystaniem 10-krotnej kroswalidacji. Uzyskane wyniki pokazują, że oba algorytmy mogą przewidywać przepuszczalność z dużą dokładnością (R2 = 0,800 dla MLR vs R2 = 0,834 dla RF). Dokładność modelu RF jest około 3% lepsza niż MLR i około 6% lepsza w porównaniu do modelu referencyjnego (model regresji liniowej z jedną zmienną – porowatością). W przypadku obu modeli porowatość była najistotniejszym parametrem przy przewidywaniu przepuszczalności. Dodatkowo w modelu wykorzystującym lasy losowe istotną cechą okazała się głębokość próbki, co może świadczyć o dodatkowych interakcjach pomiędzy zmiennymi. Cechą wspólną próbek w zbiorze treningowym i testowym, dla których modele zadziałały ze słabą skutecznością, były porowatość od 3% do 10% i brak spękań. Dodatkowo w zbiorze testowym niska dokładność przewidywań przepuszczalności była związana z obecnością cementacji kalcytem i kwarcem. Workflow wykorzystujący stan wiedzy dotyczącej modelowania, którego trzon stanowi pakiet tidymodels, będzie dalej stosowany do prognozowania przestrzennych właściwości petrofizycznych na podstawie atrybutów sejsmicznych.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2021, 77, 5; 283-292
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    An integrated workflow for MICP-based rock typing: A case study of a tight-gas sandstone reservoir in the Baltic Basin (Poland)
    Metodologia wyznaczania klas podobieństw (rock types) w oparciu o dane MICP na przykładzie zwięzłych piaskowców typu tight-gas z basenu bałtyckiego
    Autorzy:
    Topór, Tomasz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834375.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    tight gas sandstones
    rock typing
    MICP
    machine learning
    piaskowce typu tight-gas
    klasy podobieństwa skał
    uczenie maszynowe
    Opis:
    Jednym z kluczowych zadań w charakterystyce niekonwencjonalnych piaskowców typu tight gas jest prawidłowe wyznaczenie klas podobieństw, tzw. rock types. Rock typing oparty na charakterystyce systemu porów posiada duży potencjał wyznaczania stref o pożądanych własnościach zbiornikowych i filtracyjnych w badanej formacji. Praca pokazuje metodologię wyznaczania klas podobieństw na podstawie charakterystyki systemu porów w formacjach zwięzłych piaskowców. Klasy podobieństw zostały wyznaczone za pomocą metody k-średnich w oparciu o wyselekcjonowane parametry przestrzeni porowej: porowatość otwartą, frakcje makro-, mezo-, mikroi nanoporów oraz przepuszczalność Swansona. Wszystkie parametry zostały wyznaczone na podstawie danych MICP. Korelacja pomiędzy przepuszczalnością otrzymaną metodą pulse decay i przepuszczalnościami wyliczonymi z MICP pokazała, że najbardziej wiarygodną metodą szacowania przepuszczalności do rock typingu jest metoda Swansona. Analiza klastrowa przeprowadzona na 178 próbkach pozwoliła na wyznaczenie 4 typów skał (rock types RT1–RT4) cechujących się odmienną charakterystyką systemu porów, w której dominowały makro-, mezo-, mikro- lub nanopory. Tendencja do tworzenia klastrów została oceniona za pomocą metody/statystyki Hopkinsa. Optymalna liczba klastrów została wyznaczona przy użyciu wewnętrznych metod walidacyjnych (metoda „elbow”). Próbki należące do typów 1 i 2 (RT1 i RT2) charakteryzują się silnie zwięzłym charakterem z przepuszczalnością Swansona < 0,1 mD i porowatością otwartą < 5%. Próbki z klas 3 i 4 (RT3 i RT4) posiadają bardziej konwencjonalny charakter z przepuszczalnością Swansona > 0,1 mD i porowatością otwartą > 5%. Zmienność pomiędzy wyznaczonymi klasami została również zaobserwowana w wynikach analizy obrazu mikroskopowego (CAMI), która została wykonana na płytkach cienkich dla najbardziej reprezentatywnych próbek z poszczególnych klas. Zintegrowanie otrzymanych wyników dotyczących struktury porowej (porowatość otwarta, rozkład porów), przepuszczalności Swansona oraz klas podobieństw zostało wykorzystane do wskazania stref o najlepszych własnościach zbiornikowych i filtracyjnych w badanej formacji.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 4; 219-229
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-4 z 4

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies