Elementy systemu naftowego Karpat

• Autorzy: Matyasik I. , Leśniak G. , Such P.
• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W pracy przedstawiono elementy systemu naftowego Karpat – skały macierzyste, drogi migracji oraz skały zbiornikowe. Scharakteryzowano również wybrane ropy naftowe. Opisano uważane za podstawowe skały macierzyste Karpat, tj. warstwy menilitowe i warstwy istebniańskie. Cenną zaletą badań tych skał jest ocena środowiska sedymentacji osadów uzyskiwana z chromatograficznych oznaczeń frakcji nasyconej bituminów, dla której określono dystrybucję n-alkanów i izoprenoidów. Analizowano płytki cienkie z rdzeni wiertniczych i odsłonięć powierzchniowych reprezentujących wszystkie potencjalne skały zbiornikowe oraz każdy typ piaskowców – od dolnej kredy do oligocenu. Na podstawie badań laboratoryjnych i terenowych określono możliwe ścieżki migracji węglowodorów w Karpatach oraz ich powiązanie ze strefami tektonicznymi. Rezultaty badań właściwości zbiornikowych wykazują, że parametry zbiornikowe i filtracyjne, pomimo skomplikowanej struktury przestrzeni porowej i zróżnicowanej historii diagenezy, są dość zunifikowane. Autorzy dokonali klasyfikacji własności zbiornikowych, posługując się jednostkami hydraulicznymi – GHU. W klasyfikację tę włączono również skały zbiornikowe o niskiej przepuszczalności typu tight. Stwierdzono, że jedynym parametrem, który w sposób jednoznaczny wydziela klasy, jest średnica progowa. Dla średnic poniżej 4 μm przepuszczalność jest charakterystyczna dla złóż typu tight. Badania potwierdziły znaczącą rolę systemu szczelin. Miąższe kompleksy skał typu tight mogą stać się złożami opłacalnymi w eksploatacji.

EN

In the study new elements of Carpathians Petroleum System of – Menilite beds and Istebna beds, migration pathways and reservoir rocks were presented. Also selected types of oil were characterized. Considered as main source rocks in Carpathians i.e. Menilites and Istebna beds were characterized. The advantage of these studies is the evaluation of sedimentation environment of deposits based on column chromatography analysis of saturated fractions of bitumens for which the distribution of n-alkanes and isoprenoids were determined. Thin sections from the core material and outcrops representing all potential reservoir rocks and all types of sandstones occurring in Carpathians of Cretaceous to Oligocen age were analyzed. Based on laboratory and field research, possible hydrocarbons migration pathways in Carpathians in relation with tectonic zones were determined. The results of reservoir properties analyze show that reservoir and filter parameters, despite their complicated structure and varied history of diagenesis, are quite unified. The authors performed reservoir properties classification with the use of hydraulic units (GHU). This classification also included "tight" reservoir rocks revealing low permeability. It was found that the only parameter which clearly separates classes is the threshold diameter. For diameters < 4 μm permeability is typical for "tight" deposits. The study confirmed a significant role of fracture system. The thick complexes of "tight" rock can become hydrocarbons deposits of economic viability.

Słowa kluczowe

PL

Karpaty; system naftowy; węglowodory alifatyczne

EN

Carpathians; oil system; hydrocarbons

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2015
• Tom: nr 203
• Strony: 1--120
• Opis fizyczny: Bibliogr. 20 poz., rys., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Matyasik I.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

autor

Leśniak G.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

autor

Such P.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• [1] Aguilera R.: Naturally Fractured Reservoirs. PennWell Publishing Company, Tulsa 1980.
• [2] Amaefule J. O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D. G., Keelan D. K.: Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. SPE Technical Paper 26436, 1993, s. 205-220.
• [3] Angulo R. F., Alvarado V., Gonzalez H.: Fractal Dimensions from Mercury Intrusion Capillary Tests. SPE Technical Paper 23695, 1992.
• [4] Bliefnick D. M., Kaldi J. G.: Pore Geometry: Control on Reservoir Properties, Walker Creek Field, Columbia and Lafayette Counties, Arkansas. American Association of Petroleum Geologists Bulletin 1996, vol. 80, issue 7, s. 1027-1044.
• [5] Bona N., Radaelli F., Ortenzi A., De Poli A., Peduzzi C., Giorgioni M.: Integrated Core Analysis for Fractured Reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 2003, vol. 6, issue 4, s. 226-233.
• [6] Corbett P. W. M., Potter D. K.: Petrotyping: a basemap and atlas for navigating through permeability and porosity data for reservoir comparison and permeability prediction. SCA Papers SCA 2004-30, s. 385-396.
• [7] De Wiest R. J. M.: Flow through Porous Media. Academic Press, New York 1969.
• [8] Donaldson E. C., Tiabb D.: Petrophysics. Gulf Publishing Company, Houston, Texas 1996.
• [9] Ebanks W. J., Scheihing M. H., Atkinson C. D.: Flow Units for Reservoir Characterization. American Association of Petroleum Geologists, Methods in Exploration 1992, vol. 10, s. 282-285.
• [10] Kuśmierek J.: Badania transgraniczne wgłębnych struktur geologicznych brzeżnej strefy Karpat w aspekcie odkryć i udostępniania nowych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Polsko-ukraiński projekt badawczy nr DWM/1818-1/2N 2005.
• [11] Leśniak G., Darłak B.: Laboratory investigation of petrophysical properties of fracture and vugged rocks. Proceed. Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods, Cracow 12-15 September 1995, s. 234.
• [12] Leśniak G., Such P.: Fractal approach, Analysis of images and diagenesis in pore space evaluation. Natural Resources Research 2005, vol. 14, no. 4, s. 317-324.
• [13] Leśniak G., Such P.: Nowe spojrzenie na właściwości zbiornikowe i filtracyjne piaskowców karpackich. Geologia 2008, t. 34, z. 3, s. 423-444.
• [14] Morrow N. R.: Capillary Pressure Correlation for Uniformly Wetted Porous Media. Journal of Canadian Petroleum Technology 1976, vol. 15, issue 4, s. 49-69.
• [15] Such P.: An Application of Fractal Analysis in Investigations of Reservoir Rocks. Abs. Book Conference and Exhibition: Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods, Cracow, Poland, 1-4 September 1998.
• [16] Such P.: Projekt badawczy: 4 T12B 027 27: Kompleksowa analiza i ekstrapolacja otrzymanych wyników badań petrofizycznych wraz z opracowaniem metody kontroli jakości, walidacji rezultatów i szacowania niepewności otrzymanych rezultatów. 2007.
• [17] Such P.: Wykorzystanie porometrii rtęciowej w analizie przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Prace Naukowe IGNiG nr 113, 2002, 86 s.
• [18] Such P., Kruczek J., Leśniak G.: Wpływ procesów diagenetycznych na właściwości zbiornikowe piaskowców krośnieńskich jednostki śląskiej. Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej nt. ,,Dzień dzisiejszy przemysłu naftowego” Wysowa, 27— 30 maja 1998 r., s. 110-114.
• [19] Such P., Kruczek J., Leśniak G., Kobyłecka A.: Diagenesis Processes in The Carpathian Flysh and Their Influence on the Reservoir Properties of Rocks. Abs. Book Conference and Exhibition: Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods, Cracow, Poland, 1-4 September 1998.
• [20] Such P., Leśniak G., Budak P.: Kompleksowa metodyka badania właściwości petrofizycznych skał. Prace Naukowe INiG nr 142, 2007, 69 s.