Ewaluacja sweet spotów w polskich formacjach łupkowych w odniesieniu do wybranych parametrów geochemicznych

• Autorzy: Matyasik Irena , Janiga Marek , Spunda Karol

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.02.02

Warianty tytułu

EN

Evaluation of sweet spots in Polish shale formations in relation to the selected geochemical parameters

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule skupiono się na parametrach geochemicznych kluczowych dla oceny potencjału węglowodorowego formacji łupkowych (zawartość substancji organicznej oraz jej termiczna dojrzałość i stopień transformacji). Przeprowadzono analizę porównawczą pomiarów gazu pozyskanego w procesie desorpcji rdzeni z analizą nasyceń uzyskanych z pirolizy Rock-Eval i określono procent zachowania wolnych węglowodorów przy obliczonej generacji w poziomach macierzystych. Zaobserwowano duże rozbieżności pomiędzy pomierzonymi wartościami refleksyjności macerałów witrynitopodobnych lub na zooklastach a obliczonymi wartościami VR z parametru Tmax. Oznacza to ograniczoną stosowalność i uniwersalność wzoru według Jarvie (Wüst, 2013). Opracowano, na podstawie dużej populacji próbek, nowy wzór przeliczeniowy. Dodatkowo w artykule przedstawiono wyniki analiz składu izotopowego. Stwierdzono duże zróżnicowanie wartości δ13C metanu, etanu i propanu pomiędzy odwiertami. Udział wyższych węglowodorów w składzie gazów jest bardzo wysoki, co może oznaczać termogeniczne pochodzenie gazu. Większość próbek to gaz związany z ropą naftową i gaz mieszany, jedna próbka to gaz związany z kondensatem (wykres według Petersa). Generacja gazu z obydwu odwiertów odpowiada zakresowi okna ropnego do początku okna gazowego (VR od około 0,6% do około 1,35%) (Peters et al., 2005). Dodatkowo, wykorzystując dane z eksperymentów degazacyjnych (ilości gazu całkowitego) oraz parametry pirolityczne otrzymywane z analiz Rock-Eval (Tmax i TOC), stwierdzono, że korelacja pomiędzy dojrzałością źródłowej substancji organicznej (określaną na podstawie Tmax) a ilościami gazu jest niewielka (r = 0,37 dla gazu całkowitego). Natomiast korelacja pomiędzy zawartością węgla organicznego (TOC) a ilościami gazu jest wysoka dla gazu całkowitego (r = 0,70).

EN

The article focuses on the geochemical parameters of key importance to the assessment of the hydrocarbon potential of shale formations (the content of organic matter and its thermal maturity and degree of transformation). A comparative analysis of the measurements of gas obtained in the process of core desorption with the analysis of saturations obtained from Rock-Eval pyrolysis was performed. Percentage of retained free hydrocarbons in source levels at the calculated generation was determined. Large discrepancies were observed between the measured reflectance values of vitrinite-like macerals or on zooclasts and the calculated VR values from the Tmax parameter. This means limited applicability and universality of Jarvie formula (Wüst, 2013). A new conversion formula was calculated based on a large sample population. Additionally, the article presents the results of isotopic composition analyzes. Large differences in the δ13C methane, ethane and propane values were stated between the wells. The content of higher hydrocarbons in the gas composition is very high, which may indicate thermogenic origin. Most samples are oil-related gas and mixed gas, one sample is condensate related gas (Peters chart). The gas generation from both wells corresponds to the range of the oil window to the beginning of the gas window (VR from about 0.6 to about 1.35%) (Peters et al., 2005). In addition, using data from degasification experiments (total gas quantities) and pyrolysis parameters obtained from Rock Eval analyzes (Tmax and TOC), it was found that the correlation between the maturity of the source organic matter (determined on the basis of Tmax) and the amounts of gas is small (r = 0.37 for total gas). In contrast, the correlation between the organic carbon content (TOC) and the amounts of gas is high for total gas (r = 0.70).

Słowa kluczowe

PL

sweet spot; substancja organiczna; dojrzałość termiczna; gaz z formacji łupkowych; skład izotopowy

EN

sweet spot; organic matter; thermal maturity; shale gas; isotopic composition

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 2
• Strony: 76--90
• Opis fizyczny: Bibliogr. 18 poz.

Twórcy

autor

Matyasik Irena

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Janiga Marek

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Spunda Karol

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Bernard B.B., Brooks J.M., Sackett W.M., 1978. Light hydrocarbons in recent Texas continental shelf and slope sediments. Journal of Geophysical Research, 83: 4053–4061. DOI: 10.1029/JC083iC08p04053.
• Ciechanowska M., Matyasik I., Such P., Kasza P., Lubaś J., 2013. Uwarunkowania rozwoju wydobycia gazu z polskich formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 1: 7–17.
• Glaser K.S., Miller C.K., Johnson G.M., Toelle B., Kleinberg R.L., Pennington W.D., 2014. Seeking the Sweet Spot: Reservoir and Completion Quality in Organic Shales. Oilfield Review 25, 4: 16–29.
• Huang J., Zou C., Li J., 2012. Shale gas accumulation conditions and favorable zones of Silurian Longmaxi Formation in south Sichuan Basin, China. Journal of China Coal Society, 37(5): 782–787.
• Jarvie D.M., 2010. Reservoir-rock savvy: Understanding which type of petroleum system is present is essential to unlock reservoirs. Oil and Gas Investor, April 27: 65–66.
• Jarvie D.M., Hill R.J., Ruble T.E., Pollastro R.M., 2007. Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG Bulletin, 91, 4: 475–499. DOI: 10.1306/12190606068.
• Jiak K., Yao S., Wu H., 2014. Advances in characterization of pore system of gas shales. Geological Journal of China Universities, 20(1): 151–161.
• Liu N., Wang G., 2016. Shale gas sweet spot identification and precise geo-steering drilling in Weiyuan Block of Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development, 43(6): 1067–1075. DOI: 10.1016/S1876-3804(16)30124-0.
• Lu J., Ruppel S.C., Rowe H.D., 2015. Organic matter pores and oil generation in the Tuscaloosa marine shale. AAPG Bulletin, 99(2): 333–357. DOI: 10.1306/08201414055.
• Mahlstedt N., Horsfield B., 2012. Metagenetic methane generation in gas shales I. Screening protocols using immature samples. Marine and Petroleum Geology, 31: 27–42. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2011.06.011.
• Matyasik I., Słoczyński T., 2010. Niekonwencjonalne złoża gazu – shale gas. Nafta-Gaz, 3: 167–177.
• Pepper A.S., Corvi P.J., 1995. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12, 3: 291–319. DOI: 10.1016/0264-8172(95)98381-E.
• Peters K.E., 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. AAPG Bulletin, 70: 318–329. DOI:10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D.
• Peters K.E., Walters C.C., Moldowan M.J., 2005. The Biomarker Guide, Volume 1, Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History. Cambridge University Press. DOI: 10.1017/CBO9780511524868.
• Whiticar M.J., 1994. Correlation of natural gases with their sources. AAPG Memoir, 60: 261–283. DOI: 10.1306/M60585.
• Whiticar M.J., Faber E., 1986. Methane oxidation in sediment and water column environments – isotope evidence. Organic Geochemistry, 10: 759–768. DOI: 10.1016/S0146-6380(86)80013-4.
• Wüst A.J., 2013. Vitrinite reflectance versus pyrolysis Tmax data: Assessing thermal maturity in shale plays with special reference to the Duvernay shale play of the Western Canadian Sedimentary Basin, Alberta, Canada. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/167031-MS.
• Zumberge J., Ferworn K., Brown S., 2012. Isotopic reversal rollover in shale gases produced from the Mississippian Barnett and Fayetteville formations. Marine and Petroleum Geology, 31: 43–52. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2011.06.009.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).