Obliczanie parametrów anizotropii Thomsena w łupkach gazonośnych basenu bałtyckiego na podstawie pomiarów geofizyki otworowej

• Autorzy: Bała M.

Warianty tytułu

EN

Thomsen anisotropy parameters calculation in the Baltic Basin shale gas formations based on the measurement of well logging data, some attempts

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Anizotropia oznacza zróżnicowanie, między innymi, parametrów sprężystych w zależności od kierunku, w jakim są one mierzone. Serie anizotropowe mogą tworzyć się w wyniku procesów depozycji oraz naprężeń tektonicznych ściskających i rozciągających. Przy interpretacji danych geofizyki otworowej, w zależności od skali zjawiska, anizotropię możemy rozpatrywać jako makro- lub mikroanizotropię. Makroanizotropia będzie związana z warstwowaniem formacji skalnych, np. łupki ilaste przeławicone wkładkami piaskowca czy mułowca. Mikroanizotropia jest związana z wewnętrzną strukturą, np. frakcyjne ułożenie ziaren o różnej wielkości lub wydłużone w jednym kierunku przestrzenie porowe itp. Problemem anizotropii własności sprężystych skał i jej wpływem na rejestrowane prędkości w profilowaniach akustycznych w otworach zajmowano się na świecie od wielu lat. Teoretyczne modelowania „odpowiedzi” sond akustycznych w skałach piaskowcowo-ilastych zakładają najczęściej uproszczone ośrodki anizotropowe. Najbardziej znane są opisane przez Thomsena [17], parametry anizotropii ε, γ i δ, charakterystyczne dla modelu z heksagonalną symetrią (ang. transverse isotropy – TIV). Zauważono, na podstawie badań laboratoryjnych, że parametry ε, γ przyjmują najczęściej wartości dodatnie, a parametr δ wartości zarówno dodatnie, jak i ujemne. W pracy przedstawiono próby obliczenia parametrów anizotropii własności sprężystych dla utworów ilasto-mułowcowych syluru i ordowiku w kilku otworach leżących w basenie bałtyckim. Zastosowano metodę przedstawioną w publikacji [11]. Metoda ta stworzyła możliwość określenia parametrów ε i γ w przypadku poziomo warstwowanych łupków i prostopadłych do nich otworów. Pomiary geofizyki otworowej, a w szczególności dane rejestrowane akustycznymi sondami dipolowymi umożliwiły określanie prędkości fal podłużnych P i poprzecznych SFast i SSlow oraz obliczanie parametrów Thomsena ε i γ. Uzyskane rezultaty, porównane z otrzymanymi wynikami dla podobnych utworów łupków gazonośnych publikowanymi w literaturze, potwierdziły poprawność metody i podobieństwo zakresu zmienności parametrów ε, γ [vide 17, 20, 22].

EN

Anisotropy occurs in rocks and strongly affects their elastic properties. It means the differentiation of physical parameters depending on the direction in which these parameters are measured. Anisotropic series can be formed as a result of deposition processes and tectonic compressive and tensile stresses. In the interpretation of well logging data, depending on the scale of the phenomenon, anisotropy can be considered as macro- or micro-anisotropy. The macro-anisotropy will be associated with the thin-layer beds of rock formations, e.g. clay shales laminated with layers of sandstone or siltstone. The micro-anisotropy is related to the internal structure, e.g. fractional distribution of grains of different sizes or pore spaces elongated in one direction, etc. The problem of rock anisotropy and its effect on recorded velocities in acoustic log in boreholes, has been studied for many years globally. Theoretical modeling of the “response” of acoustic tools in sandstone and clay rocks usually assumes simplified anisotropic media. The best-known ones are described by Thomsen [17], anisotropy parameters ε, γ and δ characteristic for the model with hexagonal symmetry (transverse isotropy – TIV). It was noticed, on the basis of laboratory tests, that parameters ε, γ usually take positive values and parameter δ both positive and negative values. The paper presents the attempts to calculate the parameters of elastic anisotropy, for the Silurian and Ordovician clayey silty deposits in several boreholes located in the Baltic basin. The method presented in publication [11] has been applied. This method has created the possibility to determine the parameters ε and γ for horizontally layered shales and perpendicular boreholes to them. The measurements of well logging, and in particular the data recorded with acoustic dipole probes, made it possible to determine the velocity of the longitudinal P and transverse waves of SFast and SSlow and to calculate the Thomsen ε and γ parameters. The obtained results, compared with the results for similar gas-bearing shale, published in the literature, confirmed the correctness of the method and the similarity of the variability range of ε, γ parameters. [vide 17, 20, 22].

Słowa kluczowe

PL

anizotropia własności sprężystych; prędkości fal P i S; profilowania akustyczne; łupkowe formacje gazonośne; basen bałtycki; parametry Thomsena

EN

anisotropy of elastic properties; P and S velocities; acoustic log; shale gas formations; Baltic Basin; Thomsen parameter

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2018
• Tom: R. 74, nr 11
• Strony: 796--801
• Opis fizyczny: Bibliogr. 23 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Bała M.

• AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie, Wydział Geologii Geofizyki i Ochrony Środowiska

Bibliografia

• [1] Bała M.: Effects of shale content, porosity and water- and gassaturation in pores on elastic parameters of reservoir rocks based on theoretical models of porous media and well-logging data. Przegląd Geologiczny 2007, vol. 55, nr 1, s. 46–53.
• [2] Bała M.: Evaluation of Electric Parameters of Anisotropic Sandy-Shaly Miocene Formations on the Basis of Resistivity Logs. Acta Geophysica 2011, vol. 59, nr 5, s. 954–966, DOI: 10.2478/s11600-011-0033-1.
• [3] Bała M.: Study of the effect of anisotropy and shaliness on velocities of longitudinal and shear waves and other elastic parameters of clastic rocks. Geologia 2009, t. 35, z. 2/1, s. 559–566.
• [4] Bała M., Jarzyna J.: Opracowanie metodyki określania współczynnika przepuszczalności na podstawie czasów interwałowych fali Stoneley’a i fali poprzecznej. Nafta-Gaz 2004, nr 2, s. 97–103.
• [5] Bandyopadhyay K.: Seismic anisotropy: Geological causes and its implications to reservoir geophysics. Ph.D. thesis, Stanford University 2009.
• [6] Banik N.C.: An effective anisotropy parameter in transversely isotropic media. Geophysics 1987, vol. 52, nr 12, s. 1654–1664.
• [7] Castagna J.P., Batzle M.E., Eastwood R.L.: Relationship between the compressional-wave and shear- wave velocities in clastic silicate rocks. Geophysics 1985, vol. 50, nr 4, s. 571–581.
• [8] Han D.H., Nur A., Morgan D.: Effects of porosity and clay content on wave velocities in sandstones. Geophysics 1986, vol. 51, nr 11, s. 2093–2107.
• [9] Johnston J.E., Christensen N.I.: Seismic anisotropy of shales. J. Geophys. Res. 1995, vol. 100, no. B4, s. 5991–6003, DOI: 10.1029/95JB00031.
• [10] Katahara K.W.: Clay mineral elastic properties. 66th Ann. Int. Mtg., Society Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts 1996, s. 1691–1694.
• [11] Li Y.: An empirical method for estimation of anisotropic parameters in clastic rocks. The Leading Edge 2006, vol. 25, nr 6, s. 706–711.
• [12] Marion D., Nur A., Han D.H.: Compressional velocity and porosity in sand-clay mixtures. Geophysics 1992, vol. 52, nr 4, s. 554–563
• [13] Sayers C.M.: Seismic anisotropy of shales. Geophysical Prospecting 2005, vol. 53, nr 5, s. 667–676.
• [14] Sayers C.M.: The effect of kerogen on the elastic anisotropy of organic-rich shales. Geophysics 2013, vol. 78, nr 2, s. D65–D74, DOI: 10.1190/geo2012-0309.1.
• [15] Schlumberger: Log Interpretation Charts. Schlumberger Educational Services, 1991.
• [16] Tang X.M., Patterson D.: Estimating Formation Permeability and Anisotropy from Borehole Stoneley Waves. SPWLA 45th Annual Logging Symposium 2004, s. 1–14.
• [17] Thomsen L.: Weak elastic anisotropy. Geophysics 1986, vol. 51, nr 10, s. 1954–1966, DOI: 10.1190/1.1442051.
• [18] Vernik L., Liu X.: Velocity anisotropy in shales: A petrophysical study. Geophysics 1997, vol. 62, nr 2, s. 521–532.
• [19] Vernik L., Nur A.: Ultrasonic velocity and anisotropy of hydrocarbon source rocks. Geophysics 1992, vol. 57, nr 5, s. 727–735, DOI:10.1190/1.1443286.
• [20] Wang Z.: Seismic anisotropy in sedimentary rocks. Part 2: Laboratory data. Geophysics 2002, vol. 67, nr 5, s. 1423–1440, DOI: 10.1190/1.1512743.
• [21] Wang Z., Wang H., Cates M.E.: Effective elastic properties of solid clays. Geophysics 2001, vol. 66, nr 2, s. 428–440.
• [22] Zalewska J., Sikora G., Gąsior I.: Laboratory studies of anisotropy elastic properties of rocks. Nafta-Gaz 2009, nr 9, s. 669–677.
• [23] Zhu F., Gibson R.L., Estil R.: A Critical Clay Content Model of Sand-Shale Mixtures from Log Data in the Gulf of Thailand. SEG Expanded Abstracts 2001, s. 1720–1723.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018).