Próby wyznaczenia parametrów geomechanicznych i anizotropii Thomsena w węglu kamiennym z obszaru Górnośląskiego Zagłębia Węglowego

• Autorzy: Moska Rafał , Masłowski Mateusz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.11.05

Warianty tytułu

EN

Attempts to determine the geomechanical and Thomsen’s anisotropy parameters of coal from Upper Silesian Coal Basin area

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W ostatnich latach nastąpił wzrost zainteresowania polskiego przemysłu naftowo-gazowniczego złożami niekonwencjonalnymi, w tym zasobnymi w metan pokładami węgla (CBM). Aby uwolnić zawarty w formacji węglowej gaz, wymagane jest wykonanie zabiegu hydraulicznego szczelinowania horyzontu produktywnego, udostępnionego najczęściej odwiertem kierunkowym z powierzchni. Kluczowymi informacjami wymaganymi przy projektowaniu zabiegu hydraulicznego szczelinowania są właściwości geomechaniczne ośrodka definiowane przez moduły sprężystości. Moduły te ze względu na anizotropię ośrodka zmieniają się w zależności od kierunku pomiaru. Artykuł ten opisuje eksperymentalną próbę wyznaczenia parametrów anizotropii Thomsena w próbce węgla kamiennego z obszaru GZW. Badanie wykonano metodą trójrdzenikową Vernika: rdzeniki były wycięte z bloku węgla: równolegle, prostopadle oraz pod kątem 45° do osi symetrii VTI. Badania ultradźwiękowe wykonano w temperaturze otoczenia, przy ciśnieniu uszczelnienia 10 MPa. Prędkość fal P i S zawierała się w przedziale odpowiednio 2,378–2,430 m/s i 1,261–1,328 m/s, przy czym fale najszybciej propagowały w próbce wyciętej równolegle do uwarstwienia. Uzyskane współczynniki anizotropii poprzecznej K i azymutalnej A bliskie jedności oraz parametry Thomsena ε, γ, δ, zbliżone do zera, pozwalają stwierdzić, że blok węgla charakteryzował się niewielką anizotropią spowodowaną warstwowaniem (laminacją) poziomym oraz mikropęknięciami, zgodnymi z kierunkiem warstwowania. Zostały również wyznaczone dynamiczne moduły sprężystości, których przedziały wartości odpowiadają danym literaturowym. Niskie moduły Younga (5,3–5,7 GPa) oraz wysokie współczynniki Poissona (0,29–0,30) sugerują, że omawiana próbka węgla powinna być zaliczana do skał o niskiej podatności na hydrauliczne szczelinowanie (wskaźnik brittleness 22,7–23,9%). Jednakże duża ilość spękań oraz słaba zwięzłość próbki, sprzyjające otwieraniu się szczelin podczas zabiegu, pozwalają stwierdzić, że ta skała nie powinna być traktowana jako plastyczna w klasycznym tego słowa rozumieniu.

EN

A growing interest in unconventional gas resources including coal bed methane (CBM) has been observed in Poland in recent years. CBM resources require hydraulic fracturing to gain the hydrocarbons. Elastic parameters of the resource rock are one of the keys to effective fracking. If the deposits are anisotropic, these parameters may vary depending on the direction of the measurement. This paper describes ultrasonic laboratory measurements of coal core samples from Upper Silesian Coal Basin, conducted in order to designate Thomsen anisotropy parameters. The tests were carried out using Vernik method (three core plugs: parallel, perpendicular and at 45° angle to VTI symmetry axis). Measurements were conducted at ambient temperature and confining pressure of 10 MPa. The velocities of the P – and S – wave fell within the range from 2.378 to 2.430 m/s and from 1.261 to 1.328 m/s, respectively. The velocities of P – and S – waves were the highest in parallel sample and the lowest in perpendicular plug. Obtained anisotropy factors K and A close to unity and Thomsen parameters close to zero let us state weak anisotropy caused probably by bedding (lamination) and microcracks along to the lamination. Dynamic elastic moduli were also calculated from velocities. Significantly low values of Young’s modulus (5.3–5.7 GPa), and high values of Poisson’s ratio (0.29–0.30) indicate that this sample should be considered as a hard to frack rock (brittleness index 22.7–23.9%). The large number of cracks in the samples facilitates, however, opening of the inducted fractures during treatment. This allows us to state that this rock should not be treated as typical plastic rock in classical meaning.

Słowa kluczowe

PL

parametry sprężystości; anizotropia Thomsena; węgiel kamienny; Górnośląskie Zagłębie Węglowe; hydrauliczne szczelinowanie

EN

elastic parameters; Thomsen anisotropy; coal; Upper Silesian Coal Basin; hydraulic fracturing

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2019
• Tom: R. 75, nr 11
• Strony: 700--707
• Opis fizyczny: Bibliogr. 30 poz.

Twórcy

autor

Moska Rafał

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Masłowski Mateusz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Alramahi B., Sundberg M., 2012. Proppant embedment and conductivity of hydraulic fractures in shales. 46th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. ARMA 12-291.
• Bała M., 2018. Obliczanie anizotropii Thomsena w łupkach gazonośnych basenu bałtyckiego na podstawie pomiarów geofizyki otworowej. Nafta-Gaz, 11: 796–801. DOI: 10.18668/NG.2018.11.03.
• Ciechanowska M., Zalewska J., 2006. Anizotropia sprężystych właściwości skał. Materiały z konferencji Geopetrol, 587–600.
• Fjar E., Holt R., Horsrund P., Raanen A., Risnes R., 2008. Petroleum related rock mechanics, second edition. Elsevier Science.
• Garcia-Gonzalez M., Towle G., 2006. Measurements of elastic wave velocities in coal samples of differential rank. Boletin de Geologia, 28(1): 81–95.
• Gonet A., Nagy S., Rybicki C., Siemek J., Stryczek S., Wiśniowski R., 2010. Technologia wydobycia metanu z pokładów węgla (CMB). Górnictwo i Geologia, 5(3): 5–25.
• Grieser B., Bray J., 2007. Identification of production potential in unconventional reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/106623-MS.
• Jureczka J. Zasoby metanu z pokładów węgla w Polsce. <https://www.pgi.gov.pl/psg-1/psg-2/informacja-i-szkolenia/wiadomoscisurowcowe/10856-zasoby-metanu-z-pokladow-wegla-w-polsce.html> (dostęp: 11.04.2019).
• Kasza P., 2013. Efektywne szczelinowanie łupków w Polsce. Nafta-Gaz, 11: 807–813.
• Kasza P., 2019. Zabiegi hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych i metody ich analizy. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, 226: 1–147. DOI: 10.18668/PN2019.226.
• Kroplewski Ł., Kasza P., Jureczka J., 2019. CBM Gilowice Project – Applied fracturing technology and the obtained results. Workshops on best practices in coal mine methane capture and utilization. Turcja i Ukraina, 10–16.06.2019.
• Kumar H., Mishra S., Mishra M., 2015. Experimental evaluation of geo mechanical properties of coal using sonic velocity. Advances in Agricultural, Biological & Environmental Sciences, 22–23.07.2015. Conference Paper. DOI: 10.15242/IICBE.C0715073.
• Lo T., Coyner K., Toskoz M., 1985. Experimental determination of elastic anisotropy of Berea sandstone, Chicopee shale and Chelmsford granite. Geophysics, 51(1): 164–171. DOI: 10.1190/1.1442029.
• Masłowski M., Kasza P., Czupski M., Wilk K., Moska R., 2019. Studies of fracture damage caused by the proppant embedment phenomenon in shale rock. Applied Science, 9(2190): 1–14. DOI: 10.3390/app9112190.
• Morcote A., Mavko G., Prasad M., 2010. Dynamic elastic properties of coal. Geophysics, 75(6): E227–E234. DOI: 10.1190/1.3508874.
• PIG – PIB, PGNiG, 2017. Projekt badawczy Gilowice – stymulacja produktywności metanu z pokładów węgla.<http://orka.sejm.gov.pl/opinie8.nsf/nazwa/390_20171123/$file/390_20171123.pdf> (dostęp: 10.04.2019).
• Qiong L., Jie C., Jianjun H., 2016. Laboratory measurements of the acoustic velocity and elastic property of coal rocks and their link to micro-features. SEG International Exposition and 86th Annual Meeting, 3359–3363. DOI: 10.1190/segam2016-13877215.1.
• Qiuliang Y., De-hua H., 2008. Acoustic properties of coal from lab measurements. SEG Technical Program Expanded Abstracts, 27(1). DOI: 10.1190/1.3059254.
• Rickman R., Mullen M., Petre E., Grieser B., Kundert D., 2008. A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/115258-MS.
• Sone H., Zoback M., 2013. Mechanical properties of shale-gas reservoir rocks – Part 1: Static and dynamic elastic properties and anisotropy. Geophysics, 78(5): D381–D392. DOI: 10.1190/GEO2013-0050.1.
• Thomsen L., 1986. Weak elastic anisotropy. Geophysics, 51(10): 1954–1966. DOI: 10.1190/1.1442051.
• Vernik L., 1993. Microcrack-inducted versus intrinsic elastic anisotropy in mature HC-source shales. Geophysics, 58(11), 1703–1706. DOI:10.1190/1.1443385.
• Vernik L., Liu X., Nur A., 1994. Effect of kerogen on velocity anisotropy in source rock. SEG Technical Program Expanded Abstracts. DOI:10.1190/1.1932086.
• Vernik L., Nur A., 1992. Ultrasonic velocity and anisotropy of hydrocarbon source rock. Geophysics, 57(5), 727–735. DOI:10.1190/1.1443462.
• Wang Z., 2002a. Seismic anisotropy in sedimentary rocks, part 1: A single-plug laboratory method. Geophysics, 67(5), 1415–1422. DOI:10.1190/1.1512787.
• Wang Z., 2002b. Seismic anisotropy in sedimentary rocks, part 2: Laboratory data. Geophysics, 67(5), 1423–1440. DOI: 10.1190/1.1512743.
• Wu H., Dong S., Li D., Huang Y., Qi X., 2015. Experimental study on dynamic elastic parameters of coal samples. International Journal of Mining Science and Technology, 25, 447–452. DOI: 10.1016/j.ijmst.2015.03.019.
• Yin H., 1992. Acoustic velocity and attenuation of rocks: Isotropy intrinsic anisotropy and stress inducted anisotropy. PhD thesis, Stanford University.
• Yu G., Vozoff K., Durney D.W., 1993. The influence of confining pressure and water saturation on dynamic elastic properties of some Permian coals. Geophysics, 58(1), 30–38. DOI: 10.1190/1.1443349.
• Zalewska J., Sikora G., Gąsior I., 2009. Laboratoryjne badania anizotropii sprężystych właściwości skał. Nafta-Gaz, 11, 669-677.