Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Metodyka analizy przestrzeni porowej skał łupkowych

Leśniak G., Such P., Leśniak G., Mroczkowska-Szerszeń M., Dudek L., Cicha-Szot R., Spunda K.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2017

|

nr 214

1--154

PL

Badania petrofizyczne i mineralogiczne stanowią podstawowy zestaw analiz skał zbiornikowych. Standardowe metodyki badawcze stosowane dla skał konwencjonalnych nie sprawdzają się w przypadku skał drobnoziarnistych, dlatego też wymagają modyfikacji w zakresie wykonywania pomiarów i interpretacji w celu sporządzenia poprawnego opisu potencjalnych „sweet spotów" w skałach łupkowych. Celem książki jest przegląd metodyk metodyk badawczych stosowanych do scharakteryzowania parametrów petrofizycznych i składu mineralnego skał łupkowych. Prace te zostały wykonane w ramach projektu pt. „Metodologia wyznaczania sweet spotów na podstawie własności geochemicznych, petrofizycznych, geomechanicznych w oparciu o korelację wyników badań laboratoryjnych z pomiarami geofizycznymi i model generacyjny 3D", dofinansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach programu Blue Gas – Polski Gaz Łupkowy, nr umowy BG1/MWSSSG/13. W pracy przedstawione zostały: • metody doboru i przygotowania próbek, • metody badania składu mineralnego z zastosowaniem metod mikroskopii optycznej, skaningowej (SEM), spektroskopii w podczerwieni (FTIR – ang. Fourier Transformed Infrared Spectroscopy) oraz badań rentgenostrukturalnych (XRD), • metody badania przestrzeni porowej: porometria helowa, porozymetria rtęciowa (MICP – ang. Mercury Intrusion Capillary Pressure), gęstość materiałowa, szkieletowa, objętościowa, rozkład wielkości porów, badania sorpcji, • pomiary współczynnika przepuszczalności metodą Pulse Decay, • metody interpretacji wyników dla skał łupkowych (skały drobnoziarniste). Zaprezentowane metodyki zostały opracowane na podstawie analiz wykonanych dla skał syluru i ordowiku basenu bałtyckiego opisanych w rozdziale 1. Przygotowane w ramach programu Blue Gas metodyki i interpretacje znajdą zastosowanie również w badaniach innych typów złóż niekonwencjonalnych. Mogą one zostać wykorzystane w badaniach złóż typu tight (o przepuszczalnościach do 100 razy większych od przepuszczalności złóż łupkowych) i CBM (Coal Bed Methane) / CMM (Coal Mine Methane) (przepuszczalności do 1000 razy większe od przepuszczalności skał łupkowych, przestrzeń porowa będąca mieszanką przestrzeni porowej typu tight i CBM).

EN

Petrophysical and mineralogical studies constitute a basic set of reservoir rock analysis. Standard research methods for conventional rocks do not work in the case of fine grained rocks, and thus require verification in terms of conducting measurements and interpretation, for a proper sweet spots description in shale rock formations. The aim of this book is to review methodologies of methodologies for petrophysical and mineralogical shale rocks characterization. These works were carried out in the frame of scientific project: "Methodology to determine sweet spots based on geochemical, petrophysical and geomechanical properties in connection with correlation of laboratory tests with well logs and generation model 3D" financed by National Center for Researches and Development in the frame of Blue Gas – Polish Shale Gas, no BG1/MWSSSG/13. The book contains: • methods of selection and preparation of samples, • methods of mineral composition analyses with the use of optical microscopic methods, scan microscopic methods (SEM), infrared investigations (FTIR – Fourier Transformed Infrared Spectroscopy) and x-ray measurements (XRD), • methods of pore space investigations: helium porometry, mercury porosimetry (MICP – Mercury Intrusion Capillary Pressure), material, skeletal and bulk densities, pore size distribution, adsorption analysis, • permeability coefficient analysis with the use of Pulse Decay method • methods of interpretation of obtained results for shale rocks (fine grained rocks). All presented methodologies were performed on the base of the Silurian and the Ordovician shale rocks from the Baltic basin descripted in the Chapter 1. Prepared in the frame of Blue Gas project methodologies and interpretation procedures will be also useful for other types of unconventional reservoirs. They might be apply for tight rocks reservoirs (permeabilities 100 time greater than permeabilities in shale rocks) and CBM (Coal Bed Methane)/CMM (Coal Mine Methane) (permeabilities up to 1000 times greater than permeabilities in shale rocks – pore space forms mix of tight and CBM pore spaces).

2

Ocena wpływu właściwości petrofizycznych skał łupkowych na ich efektywność uszczelniania poziomów zbiornikowych i akumulacji złożowych

Sowiżdżał K., Such P., Leśniak G., Słota-Valim M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 10

730--738

PL

Praca odnosi się do zagadnień oceny formacji łupkowych pod kątem ich efektywności uszczelniania poziomów zbiornikowych węglowodorów. Celem podjętych działań było wypracowanie skutecznych metod analizy i interpretacji formacji uszczelniających, zarówno od strony laboratoryjnych analiz parametrów petrofizycznych, jak i stosowania technik interpretacyjnych i obliczeniowych w skali profili otworów wiertniczych i modeli geologicznych złóż i systemów naftowych. Analizie poddano parametry petrofizyczne dolnopaleozoicznego kompleksu łupkowego basenu bałtyckiego i zdefiniowano reprezentatywny typ (model) skały uszczelniającej, któremu nadano odpowiednie charakterystyki relacji porowatość vs. przepuszczalność i porowatość vs. ciśnienie kapilarne przebicia. Przeprowadzono symulacje systemu naftowego w rejonie anonimowego obiektu złożowego, stosując opracowaną charakterystykę kompleksu uszczelniającego poziom zbiornikowy, oraz oceniano efekty złożowe w postaci parametrów definiujących wielkość akumulacji HC (wysokość kolumny HC, głębokość konturu wody złożowej). Wyniki porównywano z efektami stosowania innych, niezależnych technik interpretacyjnych (danych geofizyki otworowej), potwierdzając skuteczność zastosowanych metod oceny formacji uszczelniających.

EN

The paper refers to the issues of sealing efficiency of shale formations as rocks covering hydrocarbons reservoir intervals. The aim of the research was to develop effective methods for the analysis and interpretation of the sealing formations, both from the point of view of petrophysical laboratory measurements, as well as the use of techniques of geophysical borehole data interpretation and computations carried out for geological reservoir models and petroleum systems models. The petrophysical parameters of the lower Paleozoic shale sediments of the Baltic basin were analyzed and a representative type (model) of sealing rocks was defined. Appropriate characteristics of the porosity vs. permeability relationship as well as porosity vs. pressure capillary pressure relationship were given to the model. Simulations of the petroleum system were run in the region of an anonymous reservoir object, using the developed characterization of sealing complex to evaluate the reservoir accumulation outcome through such parameters of the reservoir as: HC column height, gas water contact depth. The results were compared with those resulting from other independent techniques of interpretation (well logging data interpretation of water saturation), which confirmed the effectiveness of the methods used for the assessment of the sealing strength of shale formations.

3

Necessary conditions and methodology for fitting pore size distribution curves

Dudek L., Cicha-Szot R., Such P.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 9

691--695

EN

The analysis was conducted for both MICP and adsorption cumulative pore distribution curves. The big question was: is it possible to fit both curves to obtain one pore size distribution curve, covering the whole range of interesting pore radii. Analysis of conducted research showed that curves could only be identical in certain ranges of pore radii. In other words, their relationship is defined, by the flow phenomena in nanopores which depends on pore diameter and shape. Merging of both curves gives additional information about the pore structure of investigated rocks.

PL

Przeanalizowano krzywe kumulacyjne otrzymane z pomiarow porozymetrii rtęciowej oraz z badań adsorpcyjnych. Podstawowym problemem była możliwość połączenia obu krzywych w jedną, obejmującą cały zakres interesujących porów. Stwierdzono, że jedynie dla pewnych interwałów obie krzywe mogą mieć identyczny przebieg. Dla innych zakresów, szczególnie dla nanoporów, ich przebieg jest inny i jest sterowny przez inne zjawiska zachodzące przy przepływie płynów przez nanoprzestrzeń porową. Tym niemniej takie próby łączenia obu krzywych dają dodatkową informację o badanych skałach.

4

Fluid flow through nanopore space: discussion and proposition of a model for Polish shales

Such P., Cicha-Szot R., Dudek L.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 10

779--784

EN

Two main models of fluids flow through nanopore space were considered. Single tube capillary model(and its improvements) and net model of nanopore space. Flexibility, efficiency and reliability of each was taken into account. Among others the Javadpour model seems to be relatively reliable and easy to apply for Polish shale gas reservoirs. Additionally it is possible to improved it, by introducing results of new investigations, such as Klinkenberg permeability obtained by Pulse Decay measurements.

PL

Dwa główne typy modeli zostały poddane dyskusji. Model pojedynczej walcowej kapilary oraz model sieciowy bazujący na krzywej adsorpcji. Rozważano możliwości, elastyczność i rzetelność obu modeli. Model prezentowany przez Javadpoura, zmodyfikowany o wyniki badań efektu Klinkenberga przy zastosowaniu aparatu Pusle Decay wydaje się być najbardziej odpowiednim do szacowania przepuszczalności polskich złóż łupkowych.

5

Charakterystyka fraktalna przestrzeni porowej skał łupkowych

Cicha-Szot R., Dudek L., Such P.

Przemysł Chemiczny

|

2015

|

T. 94, nr 12

2279-2286

PL

Przedstawiono wyniki badań struktury skał łupkowych z utworów ordowiku i syluru. Strukturę porowatą skał określono na podstawie izoterm adsorpcji azotu w temp. 77,5 K. Przeprowadzono analizę wyników sorpcji azotu w celu oznaczenia dominujących kształtów porów występujących w analizowanych skałach. Dla wszystkich analizowanych próbek wyznaczono powierzchnię właściwą oraz rozkład średnic porów, które były podstawowymi parametrami w analizie fraktalnej badanych skał. Analizę fraktalną przeprowadzono na podstawie modelu adsorpcji Frenkela, Halseya i Hilla. Dla wszystkich próbek wydzielono dwa zakresy, w których manifestuje się struktura fraktalna przestrzeni porowej. W obszarze adsorpcji monowarstwowej (wymiar fraktalny D1) obserwowane oddziaływania odniesiono bezpośrednio do powierzchni właściwej skał. Z kolei w obszarze adsorpcji wielowarstwawej, wymiar fraktalny D2 przypisano procesom adsorpcyjnym w skałach formacji łupkowych oraz występowaniu kondensacji kapilarnej gazu.

EN

Twenty shale rocks were studied for sp. surface, N2 adsorption and fractal dimensions under rel. pressure up to 1. Bottle neck and slit-shaped pores dominated in the rock pore morphol. The total rock porosity was 4.26–11.75%. The low-temp. sp. surface was 2.03–15.04 m2/g.

6

Elementy systemu naftowego Karpat

Matyasik I., Leśniak G., Such P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2015

|

nr 203

1--120

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.

7

The influence of reservoir conditions on filtration parameters of shale rocks

Such P., Dudek L., Mroczkowska-Szerszeń M., Cicha-Szot R.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 11

827--832

EN

Pulse Decay apparatus enable measurement of shale formations reservoir permeability. For such type of pore space, permeability is not only a function of pore size distribution and porosity but also depends on pressure and temperature. Moreover, the type of flow varies as a function of pore radius in nano-pore range (Darcy flow, slip flow, diffusion). In this work, the impact of reservoir parameters on apparent permeability of the Polish shale rocks was discussed.

PL

Aparat Pulse Decay umożliwia pomiary parametrów filtracyjnych skał ze zbiornikowych formacji złożowych typu łupkowego. Dla przepływów w nanoporach (zakres średnic d < 100 nm) przepuszczalność jest nie tylko funkcją parametrów przestrzeni porowej, lecz również takich parametrów jak ciśnienie i temperatura. Analiza przepływów dla przestrzeni nanoporowych pokazuje, że zmienia się mechanizm przepływu w zależności od rozkładu parametrów przestrzeni porowej (przepływ Darcy’ego, przepływ z poślizgiem, dyfuzja). W niniejszej pracy przeanalizowano wpływ i zmiany przepuszczalności pozornej w zależności od parametrów złożowych dla polskich skał łupkowych.

8

Permeability estimation in shale formations on the basis of desorption data and radial gas flow model

Cicha-Szot R., Dudek L., Such P.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 11

833--839

EN

The paper presents a method for estimating the permeability of the shale rock based on the results of desorption and using a radial flow model in calculations. In this model, the volumetric flow rate is a function of both the pore size distribution (various flow mechanisms) and of the organic matter content. The tests confirmed the validity of the assumptions. Deviations from the correlation between permeability and TOC content, are the result of anomalous water saturation. The permeability estimation method for large sections of the core significantly reduces the fluctuations caused by the presence of local range microfractures.

PL

Przedstawiono metodę szacowania przepuszczalności skał łupkowych na podstawie wyników desorpcji oraz wykorzystanie jej do obliczeń modelu radialnego. W modelu tym wielkość objętościowego strumienia przepływu będzie funkcją zarówno rozkładu parametrów przestrzeni porowej (różne mechanizmy przepływu), jak i zawartości substancji organicznej. Przeprowadzone badania potwierdziły zasadność przyjętych założeń. Odstępstwa od krzywej korelacyjnej przepuszczalność – zawartość TOC są efektem anomalnych nasyceń wodą. Metoda estymacji przepuszczalności dla dużych odcinków rdzenia w sposób zdecydowany zmniejsza fluktuacje spowodowane obecnością mikroszczelin o lokalnym zasięgu.

9

Dwa biznesplany – czyli czym się różni gaz łupkowy od gazu normalnego

Such P.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 6 (194)

9--11

EN

A paper is devoted to sharing differences between planning researches and exploitation of conventional and unconventional reservoirs. For unconventional reservoirs the base problem is not to find it and estimate its reserves but possibility of profitable exploitation depending on the level of technology. All factors affecting profitability were discussed as well as various conditions of exploitation of shale gas in USA and Europe. The only way to make exploitation of shale gas in Europe profitable is preparing technology of boring long horizontal well and efficient multi stage fracking.

PL

Praca poświęcona jest różnicom w metodologii planowania poszukiwań i eksploatacji złóż konwencjonalnych i niekonwencjonalnych. Dla złóż niekonwencjonalnych podstawowym problemem nie jest znalezienie złoża czy jego zasoby lecz możliwości opłacalnej eksploatacji przy dzisiejszym poziomie technologii. Przedyskutowano czynniki wpływające na koszt eksploatacji oraz określono czynniki obniżające koszty wierceń w USA w porównaniu z Europą. Wskazano że jedyną drogą wiodącą do opłacalnej eksploatacji gazu z formacji łupkowych w Europie jest opracowanie technologii wiercenia długich horyzontalnych odwiertów i efektywnego wielokrotnego szczelinowania.

10

Przepływy gazu przez nanopory – próba oceny

Such P.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 10

671--675

PL

Przeanalizowano teorie dotyczące przepływów gazu w formacjach łupkowych. Podstawowym parametrem charakteryzującym przepływy jest przepuszczalność urealniona (w literaturze apparent permeability). Zdefiniowano ten parametr, uwzględniając wszystkie procesy zachodzące w nanoporach. Dodatkowo przedyskutowano wielkość przepływu w nanoprzestrzeni porowej. Przeanalizowano czynniki, od których zależą te wielkości, oraz przebadano ich przebieg zmienności w typowych warunkach polskich złóż w formacjach łupkowych w funkcji promieni porów.

EN

The flow of gas in shale gas rocks was analyzed. The key parameter characterizing the flow is apparent permeability. This parameter was defined for nanopore space. Additionally total flux of gas was discussed. Variability of apparent permeability as well as total flux were analyzed for typical p, V conditions in the Polish shale reservoirs in a function of pore radius.

11

Co to właściwie znaczy porowatość skał łupkowych

Such P.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 7

411--415

PL

Przeanalizowano krzywe kumulacyjne rozkładu średnic porów dla skał łupkowych. Analiza kształtu pozwoliła na wydzielenie dwóch charakterystycznych przebiegów tych krzywych, a co za tym idzie - dwóch typów łupkowych skał zbiornikowych. Zbadano porowatość całkowitą i dynamiczną dla obu typów i wyodrębniono parametry charakterystyczne dla każdego z nich.

EN

Cumulative curves of pore size distribution were analyzed for shale rocks formations from the Polish shale basin. Shape analysis allowed for separation of two characteristic types of these curves. In other words two types of shale reservoir rocks were characterized. Total and dynamic porosity were analyzed and parameters of both types of reservoir rocks were defined.

12

Pirobituminy : geneza, klasyfikacja i wpływ na parametry filtracyjne skał zbiornikowych

Matyasik I., Such P., Leśniak G., Mikołajewski Z., Sowiżdżał K.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2013

|

no. 195

1--128

PL

Monografia jest podsumowaniem wyników prac badawczych wykonanych podczas realizacji projektu badawczego Nr: N N307 78594 pt. Geneza i klasyfikacja stałych bituminów w utworach węglanowych dolomitu głównego i ocena ich wpływu na parametry filtracyjne skał zbiornikowych, finansowanego ze środków NCN w latach 2011-2013. W opracowaniu omówiono charakterystykę stałych bituminów wraz z opisaniem mechanizmów rządzących ich powstawaniem w złożach węglanowych oraz sposoby ich klasyfikacji z uwagi na właściwości chemiczne. Opisano mechanizm wytrącania się stałych bituminów w rodzimych złożach ropy naftowej w utworach węglanowych dolomitu głównego. Przedstawiono schemat badań, jakie powinny być prowadzone dla stwierdzenia występowania stałych bituminów w złożach, i sposób interpretacji otrzymanych wyników z analiz geochemicznych w połączeniu z parametrami zbiornikowymi. W szczególności chodziło o określenie typu bituminów występujących w złożach, stopnia ich rozpuszczalności w rozpuszczalnikach organicznych, o opis mechanizmów prowadzących do powstawania stałych bituminów (pirobituminów), o określenie ich objętości i dystrybucji w skałach zbiornikowych oraz o pokazanie schematu analiz, jakie powinny być wykonywane do stwierdzenia obecności i sklasyfikowania pirobituminów. Obecność nieprzepuszczalnych warstw, z jakimi spotykamy się w utworach dolomitu głównego na Niżu Polskim, którą potwierdziły badania geochemiczne i petrofizyczne w kilku odwiertach: Lubiatów-2, Lubiatów-4 czy Sowia Góra-4, może mieć związek z występowaniem pirobituminów. W takich odwiertach należy liczyć się ze znaczną redukcją przepuszczalności poprzez zamykanie porów i zawężanie gardzieli łączących poszczególne pory. Przeanalizowano skutki obecności pirobituminów w przestrzeni porowej skał zbiornikowych oraz oceniono stopień uszkodzenia przez nie przestrzeni porowej.

EN

The main goal of the work was characterization of solid bitumines and description of generation processes and their classification due to chemical properties. Process of solid bitumines precipitation in the Main dolomite carbonate reservoirs was described. The sketch of all needed analyses performed for confirmation of them in reservoir rocks was done as well as methods of interpretation. Particularly sharing of bitumines types in reservoirs, description of their degree of solubility in organic solvents, description of occurrence of pirobitumines in pore space their volume and space distribution in pore space, and preparing of analyses set for confirmation of their presence and classification. Non permeable beds in dolomite profiles such as Lubiatów-2, Lubiatów-4 or Sowia Góra-4 could be connected with presence of pirobitumines. In such beds reduction of reservoir. parameters is observed. Reduction of permeability is connected with closing of pores by pirobitumines and narrowing of pore throats. All factors connected with presence of pirobitumines affecting reservoir parameters were investigated.

13

Uwarunkowania rozwoju wydobycia gazu z polskich formacji łupkowych

Ciechanowska M., Matyasik I., Such P., Kasza P., Lubaś J.

Nafta-Gaz

|

2013

|

R. 69, nr 1

7--17

PL

Przedstawione w artykule rozważania dotyczące uwarunkowań rozwoju wydobycia gazu z polskich formacji łupkowych zaprezentowano w postaci Raportu na 7. Forum Energetycznym 29 listopada 2012 r. w Sopocie. W pierwszej części poruszono kwestie i wyjaśniono terminologie związane z określaniem zasobów gazu ziemnego, wydzielając trzy podstawowe kategorie: zasoby udokumentowane, prawdopodobne i możliwe (prognostyczne). Przytoczono wartości dotychczas określonych przez różne jednostki zasobów, zwracając uwagę, że dla gazu w formacjach łupkowych, jak dotychczas, określono zasoby prognostyczne, które nie powinny być porównywane z zupełnie inną kategorią – zasobów udokumentowanych złóż konwencjonalnych. Dla rozpoznania możliwości występowania złóż gazu w formacjach łupkowych należy wykonać badania, których wyniki powinny pozwolić na oszacowanie ryzyka poszukiwawczego ujętego w czterech kategoriach: geochemicznego, geologicznego, petrofizycznego i zasobowego. Przedstawiając charakterystykę złóż typu shale w aspekcie możliwości ich udostępniania, wymieniono szereg unikalnych cech – w porównaniu z formacjami konwencjonalnymi, decydujących o powodzeniu przedsięwzięcia poszukiwawczego. Omówiono specyfikę warunków występujących w Polsce w odniesieniu do warunków amerykańskich, zwracając szczególną uwagę na uwarunkowania geologiczne oraz urbanistyczne, mające duży wpływ na wielkość kosztów. Proste skopiowanie do warunków występujących w Polsce np. technologii szczelinowania, efektywnych w Stanach Zjednoczonych, nie jest najlepszym rozwiązaniem, o czym świadczą dotychczasowe wyniki wierceń. Podkreślono konieczność przeprowadzenia szeroko zakrojonych badań, szczególnie nad rozwojem efektywnych technologii udostępniania. Naprzeciw temu wychodzi z pewnością duży projekt badawczy pod nazwą „Blue Gas”.

EN

Considerations regarding determinants of the development of gas recovery from Polish shale formations included in this paper were presented in a Report at the 7th Energy Forum in Sopot on November 29, 2012. The first part of the paper deals with the basic concepts and definitions of the terminology associated with the determination of natural gas reserves, by the recognition of three basic categories: proved, probable and possible (prognostic) reserves. The values of reserves previously determined by different institutions and companies are quoted and it is emphasized that the prognostic reserves in shale formations must not be compared to a completely different category of the proved reserves of conventional resources. To identify the possibilities of gas accumulations in shale formations a research is required, which should also result in risk assessment with respect to four categories: geochemical, geological, petrophysical and concerning reserves. The paper includes characteristics of shale reservoirs with respect to recovery of their reserves and lists a number of unique features in comparison to conventional formations, which determine the success of exploration projects. The paper discusses specific conditions prevailing in Poland when compared to those in the U.S. and emphasizes the determinants of geological and urban types, that affect costs of the projects. Simple copying of technologies such as fracturing technology applied successfully in the United States to be used in Polish conditions does not guarantee success as evidenced from recent drilling results. The paper stresses the need to perform extensive research, especially on efficient technologies applied to shale formation to release gas for extraction. This need will surely be fulfilled by the large scale “Blue Gas” research project.

14

Poszerzenie możliwości analitycznych i interpretacyjnych badań właściwości petrofizycznych skał łupkowych

Such P., Darłak B., Włodarczyk M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

645--648

PL

Zastosowanie nowej techniki pomiarowej z użyciem aparatu Tristar 2 najnowszej generacji poszerzyło możliwości analityczne wykonywanych badań nad strukturą przestrzeni porowej, zwłaszcza w zakresie mikroporów i mikroszczelin charakterystycznych dla skał łupkowych. Aparat działa na zasadzie adsorpcji helu w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji średnicy porów (BHJ — adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 do jednego nanometra oraz dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej w sposób zdecydowany polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.

EN

Tristar 2 apparatus was applied in pore space investigations. It is working using absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and value of specific surface for cylindrical and spherical model of pore space. Introducing of this apparatus into laboratory practice improved reliability of measurements and allows us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate value of broad effect. New opportunities depends also on possibility of detailed analysis of nanpores which can even dominate in shale rocks.

15

Petrofizyka formacji łupkowych. Część 2, Porowatość, przepuszczalność i parametry przestrzeni porowej

Such P., Leśniak G.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 183

159--170

PL

W niniejszej części pokazano, jak badania porowatości, przepuszczalności i analizy parametrów przestrzeni porowej pozwalają na oszacowanie ilości zakumulowanych węglowodorów w skale, zaś prawidłowo pomierzone parametry wykształcenia przestrzeni porowej – na ocenę produkcji gazu lub ropy dla danej skały. Badania porowatości, przepuszczalności i analizy parametrów przestrzeni porowej są niezwykle ważne dla skał łupkowych: pozwalają na oszacowanie ilości zakumulowanych węglowodorów w skale, zaś prawidłowo pomierzone parametry wykształcenia przestrzeni porowej także na ocenę możliwości produkcji gazu lub ropy dla danej skały [4]. Pomiary tego typu, w wykonaniu wręcz banalne dla złóż konwencjonalnych (pod warunkiem zachowania dobrej praktyki laboratoryjnej), w przypadku złóż typu shale są dość skomplikowane. Dodatkowo ich interpretacja musi uwzględniać szereg nowych elementów. Metodyki stosowane dla złóż typu shale różnią się od konwencjonalnych analiz nawet sposobem przygotowania prób do badań [5].

EN

The examination of porosity, permeability and analysis of porous space parameters allows to evaluate the volume of hydrocarbons accumulated in the rock, while correctly measured parameters of creating porous space allow to assess the possibilities of gas or oil output from specific rock. The methods of sample preparation were analyzed for making tests. It was found that for different types of analysis, the samples should be prepared either in the form of one chip, granulated or powdered. Reliability analysis of the samples was performed and correctness of conducted analysis was checked. Measurement scheme was defined to characterize all necessary reservoir and filtration parameters. Also, testing methodology was provided and the method of calculating specific parameters.

16

Petrofizyka formacji łupkowych. Część 1, Model przestrzeni porowej złożowych skał niekonwencjonalnych

Such P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 183

151--158

PL

Petrofizyka, ogólnie rzecz ujmując, zajmuje się właściwościami zbiornikowymi i filtracyjnymi skał, tj. możliwościami magazynowania i transportu płynów złożowych. Kluczem do wyjaśnienia i interpretacji tych właściwości, liczbowo charakteryzowanymi przez współczynnik porowatości i przepuszczalności, jest analiza parametrów wykształcenia przestrzeni porowej skał zbiornikowych; innymi słowy: charakterystyka środowiska kapilarnego. W części pierwszej rozdziału dotyczącego petrofizyki formacji łupkowych pokazane zostały różnice między złożami typu tightgas i shalegas. Przedstawiono zagadnienie przestrzeni porowej skał tworzących złoża niekonwencjonalne oraz możliwości transportu płynów złożowych przez przestrzeń porową skał. Mówiąc o złożach niekonwencjonalnych mamy na myśli zarówno złoża typu tight, jak i również typu shale gas/oil. Z pokładami zasobów typu tight sprawa jest stosunkowo prosta z punktu widzenia modelu przestrzeni porowej. Są to złoża utworzone dzięki akumulacjom migrujących węglowodorów w skałach zbiornikowych o bardzo słabych parametrach filtracyjnych. Tego typu złoża mogą osiągać duże porowatości. Natomiast mikroporowe wykształcenie parametrów przestrzeni porowej daje przepuszczalności niższe od 0,1 mD. I to mikroporowe wykształcenie jest jedynym czynnikiem odróżniającym złoża typu tight od złóż konwencjonalnych. Zatem kompleks pomiarowy dla badań parametrów petrofizycznych, jak i stosowana metodyka są praktycznie takie same dla obu typów złóż; jedyną różnicą jest pomiar bardzo małych przepuszczalności tych skał, które wykonuje się przeważnie specjalnie dostosowanymi aparatami. Zupełnie inaczej wygląda sytuacja w przypadku skał zbiornikowych dla złóż typu „shale gas".

EN

The unconventional deposits comprise both `tight' deposits and shale gas/oil deposits. With `tight' deposits, the explanation of porous space model is relatively simple. They are deposits created due to accumulation of migrating hydrocarbons in reservoir rock featuring very poor filtration parameters. Quite different is the situation in the case of reservoir rock shale gas deposits. For deposits of this kind, reservoir rock is also the bedrock. As a result, residual organic substance accumulates in the rock, which both blocks the rock pores and creates more porous space in it. The porous space of the rock was analyzed. Differential and cumulative curve analysis was made of pore size distribution which resulted in identification of two types of pore space: nano- and micro-space. This is a very important difference, because the flow of the deposit fluid will be affected by various laws. In rnicro-pore samples, Darcy's flow will be dominating with a `slip' in nano-pore samples diffusion flow.

17

Możliwości występowania złóż niekonwencjonalnych w Karpatach fliszowych

Leśniak G., Such P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

519--522

PL

Przeprowadzone badania głęboko zalegających utworów piaskowcowych w Karpatach Zewnętrznych wskazały na możliwość istnienia poziomów o znacznych porowatościach. Przeanalizowano wyniki badań parametrów zbiornikowych i filtracyjnych dla próbek skał z głębokości większych od 4500 m. Stwierdzono, że czynnikiem sterującym porowatością jest rodzaj cementów, natomiast kompakcja mechaniczna ma drugorzędne znaczenie. Parametry filtracyjne są bardziej zależne od głębokości, tym niemniej istnieją szanse na występowanie nie- konwencjonalnych złóż na głębokościach poniżej 4500 m. Dodatkowo, stwierdzono możliwość występowania systemów szczelin dla tych typów piaskowców.

EN

Deep layer samples from the Outer Carpathians were investigated. Reservoir and filtration properties were investigated for sandstone samples from depths greater than 4500 m. Preformed investigations allow us to share that the base factor steering porosity is kind of cement, while mechanical compaction plays small role. Filtration parameters depends more sharply on depth but it is possible to find non-conventional reservoirs in the depth 4500-6000 m in the Outer Carpathians. Additionally, occurrence of fracture systems in these types of sandstones were confirmed.

18

Przestrzeń porowa skał łupkowych

Such P.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 9

561-565

PL

Przeanalizowano parametry przestrzeni porowej skał łupkowych o porowatości większej od 4%. Brano pod uwagę krzywe różnicowe i kumulacyjne rozkładu średnic porów. Wydzielono dwa typy przestrzeni porowej: mikro- i nanoporową oraz zdefiniowano ich parametry. Przeanalizowano zakresy średnic porów zapewniających transport płynów złożowych. W tym celu zastosowano rachunek fraktalowy (model uogólnionej gąbki Mengera) do krzywych kumulacyjnych typu log-log. Obok tych dwóch wydzielonych typów skał znaleziono również skały posiadające własne systemy mikrospękań. Ich parametry filtracyjne zależą od rozwartości szczelin.

EN

Pore space parameters were analyzed for shale gas rocks (porosity greater than 4%). Incremental and cumulative curves of pore size distribution were analyzed. Two types of pore space were shared, namely micro and nanopore. Finally parameters of both types were defined. Fractal approach was used to analyze the filtration properties of these rocks. The Generalized Menger sponge model was applied to log.log cumulative curves [8]. The third type of shale gas rocks was the microfracture type. Filtration parameters of this type of rock depend mainly on fracture thickness.

19

Nowe możliwości analityczne i interpretacyjne w badaniach właściwości petrofizycznych skał łupkowych

Darłak B., Włodarczyk M., Such P.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 11

783-787

PL

Możliwości analityczne Zakładu Geologii zostały zdecydowanie powiększone dzięki zakupowi aparatu TriStar II firmy Micromeritics do badań parametrów przestrzeni porowej. Aparat działa na zasadzie adsorpcji wybranych gazów w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji ich średnicy (BHJ - adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 nm do 1 nm, a także dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej zdecydowanie polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie - weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.

EN

The Micromeritics TriStar II apparatus was applied in pore space investigations. It works on the principle of absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and values of specific surfaces for cylindrical and spherical models of pore spaces. Introducing this apparatus into laboratory practice improved the reliability of measurements and allowed us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate values of boundary effect. New opportunities depend also on possibilities of detailed analysis of nanopores which can even dominate in shale rocks.

20

Badania petrofizyczne dla złóż niekonwencjonalnych

Such P., Leśniak G.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2011

|

R. 14, Nr 3 (155)

4--7