Polish shale formation evaluation based on chemical and isotope composition of natural gas

Janiga, Marek

doi:10.18668/PN2024.241

Artykuł - szczegóły

Tytuł artykułu

Polish shale formation evaluation based on chemical and isotope composition of natural gas

Autorzy

Janiga Marek

Identyfikatory

DOI

10.18668/PN2024.241

Warianty tytułu

Ocena polskich formacji łupkowych na podstawie składu chemicznego i izotopowego gazu ziemnego

Języki publikacji

Abstrakty

The relationship between the change of carbon isotope composition of gaseous hydrocarbons in natural gas and the increase of source rock organic matter thermal maturity are especially important in the petroleum geochemistry. The thermal maturity evaluation and interpretation based on the chemical and isotope compositions is commonly performed for natural gases conventional reservoirs, shales, coals, seeps and other geological habitats. The carbon isotope composition of individual hydrocarbons in gas samples provided by the compound specific isotope analysis (CSIA) can be used for interpretation and correlation purposes. On the basis of the δ¹³C value of methane, ethane and propane, the estimation of thermal transformation degree of the source rock (from which the gas was generated) can be made. In this work, organic geochemistry methods (chemical and isotope composition of gas and pyrolysis indices) are used for the shale petroleum system evaluation and to find the values of parameters determining the sweet spot. The case study of five exploration wells located in the north of Poland is presented and discussed. The work presents results of chemical/isotope composition analyses of natural gases and geochemical Rock-Eval analyses from five wells exploring the Silurian and the Ordovician shale formations. The statistical analyses were conducted with the use of the following: descriptive, correlation and liner regression. Using all the results as one statistical population, Pearson’s linear correlation coefficients of the gas isotope composition with the pyrolytic and molecular indices were calculated. Surprisingly, there are no high correlations between the pyrolytic indices and the isotope composition or the chemical indices. Moderate correlations are between maturity of the source organic matter (Tmax) and the isotope composition of carbon in methane (r = 0.63). The results of carbon isotope analyses clearly differentiate samples from each well, only L-1 and O-2 wells natural gases are quite similar. Methane, ethane and propane δ¹³C values are progressively higher in sequence L-1, O-2, K-1, B-1 and W-1. The thermal maturity of the source organic matter was assessed using Tang’s mathematical model including the share of biogenic methane. The thermal maturity corresponds mainly to the range from 0.9% (L-1 and O-2) to 1.5% (B-1 and W-1) vitrinite reflectance. Natural gas compositions shows mixing with the biogenic gas (below approximately 25%). A noticeable drift of methane towards negative values in all wells samples confirmed mixing with biogenic gas (with the use of the natural gas plot - Chung plot). Values of the isotope composition of ethane and propane were also skewed (especially in W-1 and B-1; a little less in O-2 and K-1 wells). This confirmed the occurrence of secondary cracking. The inversion of the isotope composition of carbon in methane, ethane and propane (the roll-over effect) does not occur in analysed gases. Usage of the diagram (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) vs (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) is considered to be the best way of presenting of the isotope data. For all samples, the difference between ethane and methane (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) is constantly decreasing with an increase of thermal maturity. The propane and ethane difference (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) is increasing at lower thermal maturities (to approximately 1,5% VRo), and decreasing with higher values of maturity. This suggests presence of the secondary cracking, resulting in the sweet spot occurrence. Using the hydrocarbon composition, molecular indices were calculated (C₁/C₂+₃, C₂/C₃, i-C₄/n-C₄ and i-C₅/n-C₅). These indices are a valuable source of information about natural gas, whose complete composition analyses can be affected by the manner of taking a sample and the type of well. Similarly to the isotope composition the samples plot progressively in sequence L-1 and O-2, K-1, B-1 and W-1. The main aim of this work was to establish the values of chemical and isotope composition parameters determining sweet spots. Using the composition of gases from W-1 well (the highest thermal maturity of the source organic matter) and the Barnett reference data, approximate values at which prospective levels can be expected were defined.

Skład chemiczny i izotopowy gazu zmienia się wraz termiczną dojrzałością źródłowej substancji organicznej. Suchy gaz biogeniczny o bardziej ujemnych wartościach δ¹³C przechodzi w gaz mokry okna ropnego, a następnie w suchy gaz okna gazowego o wartościach δ¹³C zbliżających się do zera. Dla gazów z formacji łupkowych zależności te są identyczne, a analizy składu chemicznego i izotopowego gazu z formacji łupkowych są wykorzystywane do typowania obszarów perspektywicznych tzw.: „sweet spots”. Celem pracy było znalezienie parametrów i ich wartości, na podstawie składu chemicznego i izotopowego, oznaczających prawdopodobne wystąpienie „sweet spot”. W tym celu wykorzystano wyniki analiz gazu z pięciu odwiertów poszukiwawczych z północy Polski. W pracy przedstawiono wyniki analiz składu chemicznego i izotopowego gazów ziemnych oraz wyniki analiz geochemicznych Rock-Eval z pięciu odwiertów eksplorujących formacje łupkowe syluru i ordowiku. Analizy statystyczne przeprowadzono z wykorzystaniem statystyki opisowej, korelacji i regresji liniowej. Wykorzystując wszystkie wyniki jako jedną populację statystyczną, obliczono współczynniki korelacji liniowej Pearsona dla składu izotopowego poszczególnych węglowodorów gazu ziemnego z parametrami pirolitycznymi i wskaźnikami wyliczonymi na podstawie składu chemicznego. Korelacje pomiędzy parametrami pirolitycznymi a składem izotopowym lub wskaźnikami chemicznymi nie są wysokie. Przykładowo umiarkowane korelacje występują pomiędzy dojrzałością termiczną źródłowej materii organicznej (Tmax) a składem izotopowym węgla w metanie (r = 0,63). Wyniki analiz składu izotopowego węgla wyraźnie różnicują próbki z każdego odwiertu (poza gazami z odwiertów L-1 i O-2). Wartości δ¹³C metanu, etanu i propanu są progresywnie wyższe w sekwencji L-1, O-2, K-1, B-1 i W-1. Dojrzałość termiczną źródłowej materii organicznej oceniono wykorzystując model matematyczny Tanga uwzględniający również udziału metanu biogenicznego. Dojrzałość termiczna odpowiada głównie zakresowi od 0,9% (L-1 i O-2) do 1,5% (B-1 i W-1) w skali refleksyjności witrynitu. Skład wszystkich gazów ziemnych wskazuje na mieszanie z gazem biogenicznym (udział biometanu w gazie poniżej około 25%). Odchylenie wartości δ¹³C metanu w kierunku bardziej ujemnych we wszystkich próbkach również potwierdziło mieszanie z gazem biogenicznym (graficzny model Chunga tzw.: „natural gas plot”). Także wartości składu izotopowego węgla etanu i propanu odbiegały od teoretycznych (zwłaszcza w odwiertach W-1 i B-1; nieco mniej w odwiertach O-2 i K-1). Potwierdza to występowanie wtórnego krakingu. W najbardziej produktywnych złożach gazu łupkowego występuje zwykle inwersja składu izotopowego węgla metanu, etanu i propanu (tzw.: „roll-over effect”). W analizowanych gazach zjawisko to nie wystąpiło, ale dostrzegalne są zmiany w różnicach (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) i (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁). Wykorzystanie wykresu zestawiającego obydwie te różnice uznano za najlepszy sposób przedstawienia wyników przy omawianiu zjawiska wtórnego krakingu, który może prowadzić do inwersji składu izotopowego. Dla wszystkich próbek różnica między etanem i metanem (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) stale maleje wraz ze wzrostem dojrzałości termicznej. Różnica propanu i etanu (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) wzrasta przy niższych dojrzałościach termicznych (do około 1,5% VRo) i maleje przy wyższych wartościach termicznej dojrzałości. Wykorzystując wyniki analiz składu chemicznego gazów obliczono wskaźniki C₁/C₂+₃, C₂/C₃, i-C₄/n-C₄ oraz i-C₅/n-C). Wskaźniki te są cennym źródłem informacji o gazie ziemnym, pozwalając uniknąć wpływu sposobu poboru i rodzaj odwiertu na skład chemiczny gazu. Podobnie jak przy wynikach analiz składu izotopowego, próbki różnicują się i tworzą sekwencję L-1 i O-2, K-1, B-1 i W-1. Głównym celem pracy było wybranie parametrów/wskaźników i ich wartości determinujących strefy perspektywiczne w formacjach łupkowych. Wykorzystując skład gazów z odwiertu W-1 (najwyższa dojrzałość termiczna źródłowej materii organicznej) oraz dane referencyjne z formacji Barnett określono przybliżone wartości składu izotopowego metanu, etanu i propanu oraz wskaźników C₁/C₂+₃, i-C₄/n-C₄ i i-C₅/n-C₅ przy których można spodziewać się wystąpienia „sweet spots”.

Słowa kluczowe

shale formations natural gas shale gas carbon isotope composition chemical composition

formacje łupkowe gaz ziemny gaz z łupków skład izotopowy węgla skład chemiczny

Wydawca

Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Czasopismo

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

Rocznik

2024

Tom

nr 241

Strony

1--115

Opis fizyczny

Bibliogr. 91 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Janiga Marek

Bibliografia

1. Abrams, M. (2017) 'Evaluation of Near-Surface Gases in Marine Sediments to Assess Subsurface Petroleum Gas Generation and Entrapment', Geosciences, 7(2), p. 35. doi: 10.3390/geosciences7020035.
2. Abrams, M. A. (1996) 'Interpretation of Methane Carbon Isotopes Extracted from Surficial Marine Sediments for Detection of Subsurface Hydrocarbons', in Hydrocarbon Migration and Its Near-Surface Expression. American Association of Petroleum Geologists, doi: 10.1306/M66606C22.
3. Armitage, P. and Berry, G. (1994) Statistical Methods in Medical Research. Oxford: Blackwell Scientific Publications.
4. Baudin, F. et al. (2015) 'Guidelines for Rock-Eval analysis of recent marine sediments', Organic Geochemistry, 86, pp. 71-80. doi: 10.1016/j.orggeochem.2015.06.009.
5. Bernard, В. B. (2019) 'The Evolution of Petroleum Systems Analysis: Changing of the Guard from Late Mature Experts to PeakGenerating Staff', in AAPG Hedberg. Houston, doi: 10.1306/42454Bernard2019.
6. Bernard, В. В., Brooks, J. M. and Sackett, W. M. (1978) 'Light hydrocarbons in recent Texas continental shelf and slope sediments', Journal of Geophysical Research, 83(C8), p. 4053. doi: 10.1029/JC083iC08p04053.
7. Bertard, C., Bruyet, B. and Gunther, J. (1970) 'Determination of desorbable gas concentration of coal (direct method)', International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts, 7(1), pp. 43-65. doi: 10.1016/0148-9062(70)90027-6.
8. Bland, M. and Altman, D. (1986) 'Statistical methods for assessing agreement between two methods of clinical measurement', The Lancet, 327(8476), pp. 307-310. doi: 10.1016/ S0140-6736(86)90837-8.
9. Burruss, R. С. and Laughrey, C. D. (2010) 'Carbon and hydrogen isotope reversals in deep basin gas: Evidence for limits to the stability of hydrocarbons', Organic Geochemistry, 41(12), pp. 1285-1296. doi: 10.1016/j.orggeochem.2010.09.008.
10. Byrne, D. J. et al. (2018a) 'Determining gas expulsion vs retention during hydrocarbon generation in the Eagle Ford Shale using noble gases', Geochimica et Cosmochimica Acta, 241, pp. 240-254. doi: 10.1016/j.gca.2018.08.042.
11. Byrne, D. J. et al. (2018b) 'Noble gases in conventional and unconventional petroleum systems', Geological Society, London, Special Publications, 468(1), pp. 127-149. doi: 10.1144/SP468.5.
12. Byrne, D. J. et al. (2020) 'The use of noble gas isotopes to constrain subsurface fluid flow and hydrocarbon migration in the East Texas Basin', Geochimica et Cosmochimica Acta, 268, pp. 186-208. doi: 10.1016/j.gca.2019.10.001.
13. Cao, C. et al. (2015) 'Carbon Isotope Reversals of Changning-Weiyuan Region Shale Gas, Sichuan Basin, Acta Geologica Sinica (English Edition), 89, pp. 375-377.
14. Chung, H. M„ Gormly, J. R. and Squires, R. M. (1988) 'Origin of gaseous hydrocarbons in subsurface environments: Theoretical considerations of carbon isotope distribution', Chemical Geology, 71(1-3), pp. 97-104. doi: 10.1016/0009-2541(88)90108-8.
15. Clayton, C. (1991) 'Carbon isotope fractionation during natural gas generation from kerogen', Marine and Petroleum Geology, 8(2), pp. 232-240. doi: 10.1016/0264-8172(91)90010-X.
16. Coburn, Т. C. (1992) 'Correlation and regression analysis', Development Geology Reference Manual, pp. 343-344.
17. Dai, J. et al. (2014) 'Geochemistry of the extremely high thermal maturity Longmaxi shale gas, southern Sichuan Basin, Organic Geochemistry, 74, pp. 3-12. doi: 10.1016/ j.orggeochem.2014.01.018.
18. Diamond, W. R and Levine, J. R. (1981) Direct Method Determination of the Gas Content of Coal: Procedures and Results. US Bureau of Mines Report of Investigations RI 8515.
19. Diamond, W. R and Schatzel, S. J. (1998) 'Measuring the Gas Content of Coal: A Review', International Journal of Coal Geology, 35(1-4), pp. 311-331.
20. Draper, N. and Smith, H. (1998) Applied Regression Analysis.
21. Dziadzio, R et al. (2017) 'Architektura facjalna syluru zachodniej części kratonu wschodnioeuropejskiego', in Golonka, W. and Bębenek, S. (eds) Opracowanie map zasięgu, biostratygrafia utworów dolnego paleozoiku oraz analiza ewolucji tektonicznej przykrawędziowej strefy platformy wschodnioeuropejskiej dla oceny rozmieszczenia niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Cieszyn: Arka, pp. 232-276.
22. Ellis, L. et al. (2003) 'Mud gas isotope logging (MGIL) assists in oil and gas drilling operations', Oil & Gas Journal, 101(21), pp. 1-8. Available at: http://www.ogj.com/index/ current-issue/oil-gas-journal/volume-101/issue-21.html.
23. Faber, E. (1987) 'Zur Isotopengeochemie gasförmiger Kohlenwasserstoffe', Erdöl, Erdgas, Kohle, 103(5), pp. 210-218.
24. Faiz, M., Zoitsas, A., et al. (2018) 'Compositional variations and carbon isotope reversal in coal and shale gas reservoirs of the Bowen and Beetaloo basins, Australia', in Dowey, P., Osborne, M., and Volk, H. (eds) Application of Analytical Techniques to Petroleum Systems.
25. Faiz, M., Altmann, С., et al. (2018) 'Precambrian organic matter and thermal maturity of the Beetaloo Basin, Northern Territory, Australia', in AESC - 2016 Australian Earth Sciences Convention, p. 133.
26. Galimov, E. M. (1969) 'Isotope composition of carbon in gases of the crust', International Geology Review, 11(10), pp. 1092-1104. doi: 10.1080/00206816909475153.
27. Groot de, P. (2004) Handbook of Stable Isotope Analytical Techniques Volume 1. Elsevier Science.
28. Groot de, P. (2008) Handbook of stable isotope analytical techniquesVolume 2. Elsevier Science.
29. Hao, F. and Zou, H. (2013) 'Cause of shale gas geochemical anomalies and mechanisms for gas enrichment and depletion in high-maturity shales', Marine and Petroleum Geology, 44, pp. 1-12. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2013.03.005.
30. Hill, R. J., Zhang, E., et al. (2007) 'Modeling of gas generation from the Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas', AAPG Bulletin, 91(4), pp. 501-521. doi: 10.1306/12060606063.
31. Hill, R. ]., Jarvie, D. M., et al. (2007) 'Oil and gas geochemistry and petroleum systems of the Fort Worth Basin, AAPG Bulletin, 91(4), pp. 445-473. doi: 10.1306/11030606014.
32. Hinkle, D., Wiersma, W. and Jurs, S. (2003) Applied statistics for the behavioral sciences. Boston: Houghton Mifflin Harcourt.
33. Hou, L. et al. (2021) 'Quantitative assessment of the sweet spot in marine shale oil and gas based on geology, engineering, and economics: A case study from the Eagle Ford Shale, USA; Energy Strategy Reviews, 38, p. 100713. doi: 10.1016/j.esr.2021.100713.
34. Hunt, J. M. (1996) Petroleum Geochemistry and Geology. W.H. Freeman. ISBN:0716724413, 9780716724414.
35. Janiga, M. et al. (2015) 'Chemical and isotope composition variations in gas samples from cores degassing in shale gas exploration in Poland', in 27th International Meeting on Organic Geochemistry.
36. Janiga, M. et al. (2017) 'Changes of chemical and isotope composition of polish shale gases', in 28th International Meeting on Organic Geochemistry.
37. Janiga, M. and Bieleń, W. (2016) 'Zmiany składu chemicznego i izotopowego (inwersja) metanu, etanu i propanu na przykładzie gazów z formacji łupkowych Barnett (basen Fort Worth) oraz Fayetteville (basen Arkoma)', Nafta-Gaz, 72(10), pp. 785-789. doi: 10.18668/ NG.2016.10.02.
38. Janiga, M., Kania, M. and Matyasik, I. (2014) 'Wtórny kraking oraz efekt "roll-over" w gazach z formacji łupkowych', in Geopetrol.
39. Janiga, M., Kania, M. and Matyasik, I. (2015) "Ihe isotope composition of gaseous hydrocarbons - tool for polish shale gas system evaluation', Nafta-Gaz, (6), pp. 370-375.
40. Kania, M. and Janiga, M. (2011) 'Elementy walidacji metody analitycznej oznaczania w mieszaninie gazowej związków węglowodorowych oraz N2,02, CO i C02 za pomocą dwukanałowego, zaworowego chromatografu gazowego AGILENT 7890A Nafia-Gaz, 67(11), pp. 812-824.
41. Kędzior, A. et al. (2017) Architektura facjalna utworów silikoklastycznych ordowiku zachodniej części kratonu wschodnioeuropejskiegoe', in Golonka, W. and Bębenek, S. (eds) Opracowanie map zasięgu, biostratygrafia utworFw dolnego paleozoiku oraz analiza ewolucji tektonicznej przykrawędziowej strefy platformy wschodnioeuropejskiej dla oceny rozmieszczenia niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Cieszyn: Arka, pp. 150-189.
42. Kissel, E N., McCulloch, С. M. and Elder, С. H. (1973) The direct method of determining methane content of coalbeds for ventilation design. US Bureau of Mines Report of Investigations 7767.
43. Kotarba, M. J. and Nagao, K. (2015) 'Molecular and isotope compositions and origin of natural gases from Cambrian and Carboniferous-Lower Permian reservoirs of the on¬shore Polish Baltic region, International Journal of Earth Sciences, 104(1), pp. 241-261. doi: 10.1007/s00531-014-1063-0.
44. Lafargue, E., Marquis, F. and Pillot, D. (1998) 'Rock-Eval 6 Applications in Hydrocarbon Exploration, Production, and Soil Contamination Studies', Revue de l'Institut Franęais du Petrole, 53(4), pp. 421-437. doi: 10.2516/ogst:1998036.
45. Ma, Y. et al. (2020) 'Shale gas desorption behavior and carbon isotope variations of gases from canister desorption of two sets of gas shales in south China', Marine and Petroleum Geology, 113, p. 104127. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2019.104127.
46. Matyasik, I. and Janiga, M. (2012) 'Geochemia naftowa', in Rzeczpospolita łupkowa - studium wiedzy o gazie z formacji łupkowych. Praca Naukowa INiG Nr 183, pp. 89-112.
47. Matyasik, I., Janiga, M. and Kania, M. (2013) 'Evolution of organic-rich shales in Poland in context of isotope inversion effect', in 26th International Meeting on Organic Geochemistry.
48. Matyasik, I., Janiga, M. and Spunda, K. (2020) 'Ewaluacja sweet spotów w polskich formacjach łupkowych w odniesieniu do wybranych parametrów geochemicznych', Nafia-Gaz, 76(2), pp. 76-90. doi: 10.18668/NG.2020.02.02.
49. Matyasik, I. and Słoczyński, T. (2010) 'Niekonwencjonalne złoża gazu - shale gas', Nafta-Gaz, 3, pp. 167-177.
50. Milkov, A. V. and Etiope, G. (2018) 'Revised genetic diagrams for natural gases based on a global dataset of >20,000 samples', Organic Geochemistry, 125, pp. 109-120. doi: 10.1016/j.orggeochem.2018.09.002.
51. Milkov, A. V., Faiz, M. and Etiope, G. (2020) 'Geochemistry of shale gases from around the world: Composition, origins, isotope reversals and rollovers, and implications for the exploration of shale plays', Organic Geochemistry, 143, pp. 1-18. doi: 10.1016/j.orggeo- chem.2020.103997.
52. Mukaka, M. M. (2012) 'Statistics Corner: A guide to appropriate use of Correlation coefficient in medical research', Malawi Medical Journal, 24(3), pp. 69-71.
53. Osborn, S. G. and Mcintosh, J. C. (2010) 'Chemical and isotope tracers of the contribution of microbial gas in Devonian organic-rich shales and reservoir sandstones, northern Appalachian Basin, Applied Geochemistry, 25(3), pp. 456-471. doi: 10.1016/ j.apgeochem.2010.01.001.
54. Pan, R. et al. (2016) 'Elements and gas enrichment laws of sweet spots in shale gas reservoir: A case study of the Longmaxi Fm in Changning block, Sichuan Basin', Natural Gas Industry B, 3(3), pp. 195-201. doi: 10.1016/j.ngib.2016.05.003.
55. Philp, R. P. and Jarde, E. (2006) Application of Stable Isotopes and Radioisotopes in Envi¬ronmental Forensics', in Murphy, B. and Morrison, R. (eds) Introduction to Environmental Forensics (Second Edition), pp. 455-514.
56. Podhalańska, Т. et al. (2020) 'Prospective zones of unconventional hydrocarbon reservoirs in the Cambrian, Ordovician and Silurian shale formations of the East European Craton marginal zone in Poland', Geological Quarterly, doi: 10.7306/gq.l540.
57. Podhalańska, Т., Modliński, Z. and Szymański, В. (2010) Nowelizacja stratygrafii syluru brzeżnej części kratonu wschodnio-europejskiego (obszar Lubelszczyzny i Podlasia). Narodowe Archiwum Geologiczne, Warszawa.
58. Pollastro, R. M. et al. (2007) 'Geologic framework of the Mississippian Barnett Shale, Barnett-Paleozoic total petroleum system, Bend arch-Fort Worth Basin, Texas', AAPG Bulletin, 91(4), pp. 405-436. doi: 10.1306/10300606008.
59. Poprawa, P. et al. (1999) 'Late Vendian-Early Palaeozoic tectonic evolution of the Baltic Basin: regional tectonic implications from subsidence analysis', Tectonophysics, 314(1-3), pp. 219-239. doi: 10.1016/S0040-1951(99)00245-0.
60. Poprawa, P. (2020) 'Lower Paleozoic oil and gas shale in the Baltic-Podlasie-Lublin Basin (central and eastern Europe) - a review', Geological Quarterly, doi: 10.7306/gq.l542.
61. Porębski, S. and Podhalańska, Т. (2019) 'Ordovician-Silurian lithostratigraphy of the East European Craton in Poland', Annales Societatis Geologorum Poloniae. doi: 10.14241/ asgp.2019.05.
62. Ratchford, M. E. et al. (2006) 'Organic Geochemistry and Thermal Maturation Analysis within the Fayetteville Shale Study Area e Eastern Arkoma Basin and Mississippi Embayment regions, Arkansas'. Arkansas Geological Commission, pp. 1-223.
63. Rodriguez, N. D. and Philp, R. R (2010) 'Geochemical characterization of gases from the Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas', AAPG Bulletin, 94(11), pp. 1641-1656. doi: 10.1306/04061009119.
64. Romero-Sarmiento, M.-R et al. (2016) 'New Rock-Eval Method for Characterization of Unconventional Shale Resource Systems' Oil & Gas Science and Technology - Revue d'IFP Energies nouvelles, 71(3), pp. 1-9. doi: 10.2516/ogst/2015007.
65. Saadati, H. et al. (2016) 'Geochemical characteristics and isotope reversal of natural gases in eastern Kopeh-Dagh, NE Iran', Marine and Petroleum Geology, 78, pp. 76-87. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2016.09.004.
66. Schoell, M. (1980) 'The hydrogen and carbon isotope composition of methane from natural gases of various origins', Geochimica et Cosmochimica Acta, 44(5), pp. 649-661. doi: 10.1016/0016-7037(80)90155-6.
67. Schoell, M. (1983) 'Genetic Characterization of Natural Gasest American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 67(12), pp. 2225-2238. doi: 10.1306/ad46094a-16f7-l Id7-8645000102cl865d.
68. Schoell, M. and Hayes, J. M. (1994) 'Compound-Specific Isotope Analysis in Biogeochemistry and Petroleum Research', Organic Geochemistry, 21(6-7), pp. 561-827.
69. Sharp, Z. (2006) Principles of stable isotope geochemistry. Prentice Hall. ISBN-13:978-0130091390.
70. Sherwood Lollar, В. et al. (2002) 'Abiogenic formation of alkanes in the Earths crust as a minor source for global hydrocarbon reservoirs', Nature, 416(6880), pp. 522-524. doi: 10.1038/416522a.
71. Shuai, Y. et al. (2018) 'Methane clumped isotopes in the Songliao Basin (China): New insights into abiotic vs. biotic hydrocarbon formation', Earth and Planetary Science Letters, 482, pp. 213-221. doi: 10.1016/j.epsl.2017.10.057.
72. Słota-Valim, M. Sowiżdźał, К. and Jędrzejowska-Tyczkowska, H. (2017) 'Geomechanical modelling of Paleozoic Shale Gas Formation: a case study from the Baltic Basin, northern Poland', Geology, Geophysics & Environment, 43(3), pp. 249-269. doi: 10.7494/ geol.2017.43.3.249.
73. Snedecor, G. and Cochran, W (1967) Statistical methods. Ames, Iowa: Iowa State University Press.
74. Stahl, W. J. (1974) 'Carbon isotope fractionations in natural gases', Nature, 251(5471), pp. 134-135. doi: 10.1038/251134a0.
75. Stahl, W. J. (1977) 'Carbon and nitrogen isotopes in hydrocarbon research and exploration, Chemical Geology, 20, pp. 121-149. doi: 10.1016/0009-2541(77)90041-9.
76. Stahl, W. J. and Carey, B. D. (1975) 'Source-rock identification by isotope analyses of natural gases from fields in the Val Verde and Delaware basins, west Texas', Chemical Geology, 16(4), pp. 257-267. doi: 10.1016/0009-2541(75)90065-0.
77. Stolper, D. A. et al. (2014) 'Formation temperatures of thermogenic and biogenic methane', Science, 344(6191), pp. 1500-1503. doi: 10.1126/science. 1254509.
78. Szczepański, J. et al. (2015) 'Provenance signals in Early Palaeozoic sandstones in the Lublin Basin (SE Poland): From passive margin to collision suture', in 31st LAS Meeting of Sedimentology.
79. Tang et al. (2000) 'Mathematical modeling of stable carbon isotope ratios in natural gases', Geochimica et Cosmochimica Acta, 64(15), pp. 2673-2687. Available at: http://www.sci- encedirect.com/science/article/pii/S001670370000377X.
80. Thompson, R. R. and Creath, W. B. (1966) 'Low molecular weight hydrocarbons in Recent and fossil shells', Geochimica et Cosmochimica Acta, 30(11), pp. 1137-1152. doi: 10.1016/0016-7037(66)90034-2.
81. Tilley, B. and Muehlenbachs, K. (2013) 'Isotope reversals and universal stages and trends of gas maturation in sealed, self-contained petroleum systems', Chemical Geology, 339, pp. 194-204. doi: 10.1016/j.chemgeo.2012.08.002.
82. Whiticar, M. J. (1994) 'Correlation of natural gases with their sources', in Magoon, L. B. and Dow, W. G. (eds) The Petroleum System - from Source to Trap. AAPG., pp. 261-283.
83. Whiticar, M. J. (1999) 'Carbon and hydrogen isotope systematics of bacterial formation and oxidation of methane', Chemical Geology, 161(1-3), pp. 291-314. doi: 10.1016/ S0009-2541 (99)00092-3.
84. Whiticar, M. J. and Faber, E. (1986) 'Methane oxidation in sediment and water column environments—Isotope evidence', Organic Geochemistry, 10(4-6), pp. 759-768. doi: 10.1016/S0146-6380(86)80013-4.
85. Więcław, D. et al. (2010) 'Habitat and hydrocarbon potential of the lower Paleozoic source rocks in the Polish part of the Baltic region', Geological Quarterly, 54(2), pp. 159-182.
86. Witkiewicz, Z. (2005) Podstawy chromatografii. Wydawnictwo Naukow-Techniczne.
87. Witkiewicz, Z. and Hetper, J. (2001) Chromatografia gazowa. Wydawnictwo Naukow-Techniczne.
88. Wust, R. A. et al. (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', in All Days. SPE. doi: 10.2118/167031 -MS.
89. Xia, X. et al. (2013) 'Isotope reversals with respect to maturity trends due to mixing of primary and secondary products in source rocks', Chemical Geology, 339, pp. 205-212. doi: 10.1016/j.chemgeo.2012.07.025.
90. Zhang, Y. et al. (2012) 'Calibration and data processing in gas chromatography combustion isotope ratio mass spectrometry', Drug Testing and Analysis, 4(12), pp. 912-922. doi: 10.1002/dta.394.
91. Zumberge, J., Ferworn, K. and Brown, S. (2012) 'Isotope reversal ("rollover") in shale gases produced from the Mississippian Barnett and Fayetteville formations', Marine and Petroleum Geology, 31(1), pp. 43-52. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2011.06.009.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2024).

Typ dokumentu

Bibliografia

Identyfikator YADDA

bwmeta1.element.baztech-c0c67ce7-92de-40ea-8118-11f417c909e1