Geochemia naftowa. Kluczowe zadania geochemii naftowej w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego

Matyasik, I.; Janiga, M.

Artykuł - szczegóły

Tytuł artykułu

Geochemia naftowa. Kluczowe zadania geochemii naftowej w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego

Autorzy

Matyasik I. , Janiga M.

Identyfikatory

Warianty tytułu

Key tasks of petroleum geochemistry in estimation of exploration risk

Języki publikacji

Abstrakty

W rozdziale dotyczącym zadań geochemii w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego opisano specyfikę niekonwencjonalnych złóż gazu, przedstawiono badania geochemiczne próbek rdzeniowych, badania gazów oraz wskaźniki geochemiczne obliczane ze składu biomarkerów. W publikacji zaprezentowane są również eksperymenty pirolizy dla symulacji gazu. Wobec wyczerpujących się w Polsce zapasów węglowodorów, jak i kurczących się możliwości wskazania nowych obszarów poszukiwawczych, coraz częściej zwraca się uwagę na potencjał częściowo znany i częściowo wykorzystany, w którym pozostały zasoby niewydobyte i nawet niezbyt dokładnie oszacowane. Nadal jednak, pomimo kolejnych raportów Agencji Informacji Energetycznej (EIA — Energy Information Administration) na temat zasobności basenów zawierających „gaz łupkowy" w Polsce, nie są to informacje oparte na wiarygodnych parametrach i obliczeniach, lecz szacunkach wykonanych na bazie archiwalnych danych [5, 16, 21, 35]. Według obliczeń EIA, wydobycie gazu z łupków do 2030 r. będzie wynosiło 7% światowej produkcji gazu ziemnego. Zgodnie z szacunkami Wood Mackenzie, w Polsce mogą istnieć zasoby wydobywalne gazu w łupkach sięgające 1,4 bln m3. Natomiast według przewidywań Advanced Resources International, zasoby te mogą wynosić nawet 5 bln m3 (doniesienia z dnia 8.04.2011 r. — World Shale Gas Resources: An Initial Assesment of 14 regions Outside the United States) [36]. Ostatni, traktowany jako bilans otwarcia, raport opublikowany w marcu 2012 r. przez Państwowy Instytut Geologiczny — Państwowy Instytut Badawczy (PIG—PIB), mówi o zasobach, oszacowanych na podstawie 39 otworów wykonanych w latach 1950-1990, w wysokości od 346,1 mld m3 do 767,9 mld m3 [39].

For a reliable estimation of hydrocarbon resources associated with shale formations in Poland petroleum geochemistry research should be performed. These studies, in the first place, involve both fundamental analysis (determining the abundance of organic matter, its type, environment of sedimentation, degree of thermal maturity) and determining specific lithological-facies. The second type of studies should include molecular and isotopic composition of the gases from core desorption. Isotopic composition of gases is strictly related with maturity level of the shale (source organic matter). This chapter demonstrates integration of all geochemical results with geological information for assessment of exploration risk.

Słowa kluczowe

geochemia naftowa niekonwencjonalne złoża gazu ryzyko poszukiwań

petroleum geochemistry unconventional gas resources exploration risk

Wydawca

Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Czasopismo

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

Rocznik

2012

Tom

nr 183

Strony

89--112

Opis fizyczny

Bibliogr. 39 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Matyasik I.

autor

Janiga M.

Bibliografia

1. Bernard B.B., Brooks J.M., Sackett W.M., (1978), Light hydrocarbons in recent Texas continental shelf and slope sediments; J. Geophys. Res., vol. 83, p. 4053-4061.
2. Berner, U. and Faber, E. 1996, Empirical carbon isotope/maturity relationships for gases from algal kerogens and terrigenous organic matter, based on dry, open-system pyrolysis; Proceedings of the 17th international meeting on Organic chemistry; Part III, Origin of natural gases; petroleum geochemistry, impact of organic geochemistry on exploration; migration and expulsion of oil and gas, Organic Geochemistry, vol. 24, no. 10-11, pp. 947-955.
3. Chen Junhong, Fu Jiamo, Sheng Guoying, Liu Dehan and Zhang Jianjun, (1996), Diamondoid hydrocarbon ratios; novel maturity indices for highly mature crude oils, Organic Geochemistry, vol. 25, no. 3-4, pp. 179-190.
4. Claypool G.E., (1998), Kerogen conversion in fractured shale petroleum systems. AAPG Bulletin, vol. 82, no. 13.
5. Cohen Dave, (2009), A shale gas boom?, ASPO-USA.
6. Cooles G.P., Mackenzie A., Quigley S., (1986), Calculation of petroleum masses generated and expelled from source rocks. Advances in Organic Geochemistry, vol. 10. pp. 235-245.
7. Curtis J.B., (2002), Fructured shale-gas systems: AAPG Bulletin vol. 86, pp. 1921—1938.
8. Ellis L., Brown A., Schoell M., Uchytil S., (2003), Mudgas isotope logging (MGIL) assists in oil and gas drilling operations, Oil&Gas Journal.
9. Faber E., (1987), Zurlsotopengeochemie gastformiger Kohlen-wasserstoffe: Erdol Erdgas und Kohle, vol. 103, p. 210-218.
10. Hill R.J., Jarvie D.M., Zumberge J., Henry M., Pollastro R.M., (2007), Oil and gas geochemistry and petroleum systems of the Fort Wotrh Basin. AAPG Bulletin, vol. 91, no. 4, pp. 445-473.
11. Hill R.J., Zhang E., Katz B.J., Tang Y., (2007), Modelling of gas generation from the Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas; AAPG Bulletin 91, pp. 501-521.
12. Jarvie D.M. (1991), Factors affecting Rock-Eval derived kinetic parameters: Chemical Geology, vol. 93, pp.79-99.
13. Jarvie D.M., (2012), Components and Processes Affecting Producibility and commerciality of Shale Resource Systems. Shale Oil Symposium 16-17 April 2012 Wuxi, China.
14. Jarvie D.M., Hill R.J., Ruble T. E., Pollastr R.M., (2007), Unconvential shale gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment, AAPG Bulletin, vol. 191, no. 4, pp. 475-501.
15. Jarvie D.M., Hill R.J., Pollastro R.M., Wawrek D.A., Bowker K.A., Claxton B.L., Tonery M.H. (2003), Evaluation of unconventional natural gas prospects: The Barnet Shale fractured shale gas model (abs): 21st IMOG, September 8-12 2003, Krakow, Poland, Book of Abstracts, Part II, pp. 3-4.
16. Jolly David, (2008), Europe starting search for shale gas, The New York Times, Published: Friday, August 22, 2008.
17. Marble W., (2006), Attributes of a successful unconventional gas project: 8th Annual Unconventional Gas Conference, Calgary.
18. Montgomery S.L., Jarvie D.M., Bowker K.A., Pollastro R.M., (2005), Missisipian Barnett Shale, Fort Worth Basin, north-central Texas: Gas-shale play with multi-tcf potential; AAPG Bulletin, vol. 89, pp. 155-175.
19. Osborn S.G., Vengosh A., Warner N.R., Jackson R.B., (2011), Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing, Proceedings Of The National Academy Of Sciences Of The United States Of America, vol. 108 (20), pp. 8172-8176.
20. Pollastro R.M., (2007), Total petroleum system assessment of undiscovered resources in the giant Barnett Shale continous (unconventional) gas accumulation, Fort Worth Basin, Texas, AAPG Bulletin, vol. 91, no. 4, pp. 551-578.
21. Poprawa P., Kiersnowski H., (2008), Perspektywy poszukiwań złóż gazu ziemnego w skałach ilastych (shale gas) oraz gazu ziemnego zamkniętego (tight gas) w Polsce. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego 429, 145-152.
22. Rice D.D., 1992, Controls, habitat, and resource potential of ancient bacterial gas, in Durand B., ed, Biogenic natural gas; pp. 1-28.
23. Rice D.D., and Claypool G.E., (1981), Generation, accumulation and resource potential of biogenic gas; AAPG Bulletin, vol. 67, pp. 1199-1218.
24. Rodriguez N.D., Philp R.P., (2009), Geochemical characterization of gases from the Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas. AAPG Bulletin.
25. Sandvik E.I., Young W.A., Curry D.J., (1992), Expulsion from hydrocarbon sources: The role of organic absorption: Advances in Organic Geochemistry 1991: Organic Geochemistry, vol. 19, no. 1-3, pp. 77-87.
26. Scheirer Allegra Hosford, (2007), Petroleum Systems and Geologic Assessment of Oil and Gas in the San Joaquin Basin Province, California; U. S. Geological Survey Professional Paper 1713; Petroleum Systems of the San Joaquin Basin Province — Geochemical Characteristics of Gas Types by Paul G. Lillis, Augusta Warden, George E. Claypool, and Leslie B. Magoon.
27. Schmoker J.W, (2002), Resource assessment perspectives for unconventional gas system: AAPG Bulletin vol. 86, pp. 1993-1999.
28. Schoell M., Schmitt M., (2011), Isotope Applications in Shale Gas Exploration & Production, materiały szkoleniowe.
29. Schoell, M., (1983), Genetic characterization of natural gases, AAPG Bulletin, vol. 67, no. 12, pp. 2225-2238.
30. Stahl W., Koch J., (1974),13C/12C-Verhalltnis nordeutscher Erdgase-Reifemerkmal ihrer Muttersubstanzen: Petrochemie, vol. 27, pp. 10.
31. Tang Y, Jenden P.D., Nigrini A., Teeman S.C., (1996), Modelling early methane generation in coal: Energy and Fuels, vol. 10, pp. 659-671.
32. Walles F., Cameron M., Jarvie D., (2011), Unconventional Resources — Quantification of Thermal Indicies with Relationships to Predicted Shale Gas Producibility „Gateway" Visualization & Attribute Technique, materiały szkoleniowe.
33. Whiticar M.J., (1994), Correlation of natural gases with their sources. In AAPG Memoir 60.
34. Whiticar M.J., Faber E., (1986), Methane oxidation in sediment and water column environments — isotope evidence; Organic geochemistry, vol. 10, pp. 759-768.
35. www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/
36. www.energy.gov.ab.ca >... > About Natural Gas, September 2009.
37. www.glossary.oilfield.slb.com/default.cfm > Schlumberger Oilfield Glossary
38. www.isotechlabs.com
39. www.pgi.gov.pl, Raport PIG—PIB z 21.03.2012

Typ dokumentu

Bibliografia

Identyfikator YADDA

bwmeta1.element.baztech-06e362b7-a32f-4702-b846-313ae147af2b