Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Potential source rocks in the Ropianka Formation of the Magura Nappe (Outer Carpathians, Poland) – geochemical and foraminiferal case study

Waśkowska A., Golonka J., Machowski G., Pstrucha E.

Geology, Geophysics and Environment

|

2018

|

Vol. 44, no. 1

49--68

EN

To optimize exploration for new hydrocarbon accumulations in the Polish Outer Carpathians, it is necessary to concentrate attention on identification of hydrocarbon accumulations of the “shale-gas” type. Results of recently completed analysis suggested new such possible targets in the Magura Basin, preserved in the Outer Carpathian Magura Nappe. Analysis of the preliminary results of paleoenvironmental and geochemical studies of these shales is the subject of this paper. Micropaleontological and geochemical study was conducted on the 300 m thick Świątkowa Member, the uppermost part of the Ropianka Formation located in the external, northernmost Siary Zone. This member is composed of thin- and medium-bedded sandstones interbedded by green, brown, black and dark-gray shales. Poor and changeable oxygenation is reflected in the composition of foraminiferal assemblages. A negative correlation between the TOC content and numbers and diversity of foraminifera is observed. The paleogeographic position and paleoenvironment assessment indicates that the Siary Zone fulfills certain conditions for organic productivity and preservation during the deposition of the Ropianka Formation.

2

Wykorzystanie wielowariantowych modelowań przestrzennych do szacowania zasobów perspektywicznych złóż niekonwencjonalnych w centralnej części basenu lubelskiego

Papiernik B., Zając J., Michna M., Ząbek G., Machowski G., Kosakowski P., Poprawa P., Górecki W.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

93--96

PL

W centralnej części basenu lubelskiego opracowano trójwymiarowy model utworów syluru, ordowiku i kambru. Model strukturalny obejmuje kompleksy pridolu – ludlowu, wenloku, landoweru, aszgilu, karadoku, lanwirnu, arenigu, tremadoku oraz kambru. Model strukturalny dowiązano do 76 odwiertów, a do jego opracowania wykorzystano archiwalne mapy miąższości i strukturalne oraz interpretację sejsmiki. W przestrzeni 3D wymodelowano zmienność refleksyjności witrynitu, co pozwoliło określić zasięg strefy okna gazowego, kondensatowego i ropnego. Modele zawartości węgla organicznego – współczesnej i pierwotnej, gęstości RHOB, oraz potencjału generacyjnego wyrażonego jako indeks wodorowy HI, pozwoliły oszacować bazowy model zasobów perspektywicznych z wykorzystaniem zmodyfikowanej metody Schmokera.

EN

In the presented study of central part of Lublin Basin 2D seismic, well data, laboratory measurements, well logs and results of 1D modelling in BasinMod were used as quantitative input for further Petrel based 3D modeling and resources assessment. Structural framework of the model comprises 9 surfaces (from the top of Silurian to the top of Cambrian), adjusted to stratigraphy of 76 wells. Modeled parameters involve vitrinite reflectance (Ro), present and original TOC, shale and brittle minerals volumes, RockEval S1 + S2 and HI parameters, bulk density (RHOB), porosity (PHI) and water saturation model. Models are based on laboratory data and well logs interpretation in 15 wells. Using reflectivity model oil, liquid and gas windows were established, and applying modified Schmoker method equations preliminary resources assessment for each window was completed.

3

Sejsmiczne odwzorowanie stylu tektonicznego centralnego synklinorium Karpat w rejonie Krosno – Besko

Kuśmierek J., Machowski G., Baran U.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

513--518

PL

Wyniki wstępnej interpretacji geologicznej, powtórnie przetworzonych po migracji czasowej 18 profili sejsmicznych wykonanych w latach 1994 – 2012 przez Geofizykę Kraków – zintegrowane z powierzchniową mapą geologiczną i profilami głębokich wierceń – wnoszą znaczący postęp w rozpoznanie skomplikowanej budowy geologicznej centralnego synklinorium Karpat. Styl tektoniki senońsko-paleogeńskich formacji fliszowych zdominowany jest przez systemy nasunięć i złuskowań różnej generacji oraz anizopachytowy rozkład miąższości synorogenicznych osadów oligocenu. Geometria nasunięć i fałdów ulega znaczącym modyfikacjom w strefach poprzecznych uskoków, co ma istotne znaczenie dla zrekonstruowania modeli systemu naftowego w rejonie Krosno – Besko, perspektywicznym dla odkrycia niekonwencjonalnych akumulacji gazu ziemnego.

EN

Results of the preliminary geological interpretation of 18 seismic sections shot in the years 1994 – 2012 by Geofizyka Kraków and reprocessed after time migration, integrated with the surface geological map and profiles of deep wells, make a significant contribution to recognition of the complicated geological setting of the Central Carpathian Synclinorium. The tectonic style of the Senonian-Paleogene flysch formations is dominated by systems of thrusts and imbricated folds of different generations and by the anisopachous thickness distribution of the Oligocene synorogenic deposits. The geometry of the thrusts and folds has undergone substantial modifications in zones of transverse faults, which is of great importance for reconstruction of the petroleum system models in the Krosno – Besko area, prospective in terms of discovering unconventional gas accumulations.

4

Przestrzenny model geologiczno-strukturalny strefy przypowierzchniowej w rejonie Soli

Michna M., Mitan K., Machowski G., Papiernik B.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

585--588

PL

Wykorzystując zaktualizowaną mapę geologiczną, 18 przekrojów geologicznych, profile stratygraficzne 7 otworów wiertniczych, wyniki pomiarów terenowych oraz numeryczny model terenu opracowano przestrzenny model geologiczno-strukturalny w rejonie Soli (Karpaty Zachodnie) obejmujący swym zasięgiem powierzchnię ok. 227 km2. Skomplikowana budowa geologiczna Karpat Zewnętrznych w analizowanym rejonie objawia się występowaniem 3 jednostek tektonicznych, w obrębie których można wyróżnić 27 wydzieleń litostratygraficznych. Osnowę strukturalną modelu stworzono na podstawie 66 dyslokacji. Podział litostratygraficzny został uproszczony tak, aby możliwe było połączenie modelu strefy przypowierzchniowej z modelem głębszej strefy skonstruowanym na podstawie interpretacji sejsmiki.

EN

Using an updated geological map, 18 geological cross-sections, stratigraphic profiles of 7 boreholes, the results of field measurements and a digital terrain model spatial geological and structural model in the area of Salt (Western Carpathians) was created. Modeling area covers an area of approximately 227 km2. The complicated geological structure of the Outer Carpathians in the analyzed region revealed the presence of three tectonic units, within which one can ditinguish 27 lithostratigraphic units. The structural model was created based on 66 dislocations. Lithostratigraphic division has been simplified so that it can be combined with model constructed based on seismic data interpretation.

5

Surface geochemical anomalies in the vicinity of the Wańkowa Oil Field (SE Polish Carpathians)

Sechman H., Kuśmierek J., Machowski G., Guzy P., Dzieniewicz M.

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2016

|

Vol. 86, No. 2

219--235

EN

The oil accumulations discovered in the Skole Synclinorium (eastern part of Polish Outer Carpathians) are located in zones of pinch-out of the Kliva Sandstone. An example is the Wańkowa Oil Field, which contains the largest oil reserves in the region. As the seismic identification of this type of hydrocarbon trap is ambiguous, a surface geochemical survey was carried out in the vicinity of the Wańkowa Oil Field along an experimental line perpendicular to the fold axes. A traverse across the zones with anomalous seismic records indicated the presence of undiscovered lithological traps. During the surface geochemical survey, 94 samples of soil gas were collected from a depth of 1.2 m and then investigated chromatographically. The spacing of sampling sites was 100 m, which was reduced to 50 m in the Wańkowa Oil Field area. The maximum concentrations of CH4 and total alkanes C2-C5 detected in samples were: 4250.0 ppm (0.425 vol. %) and 0.43 ppm, respectively. The first of these was detected at measurement point no. 86, located over the Wańkowa Field and the second at point no. 59, about 1,300 m south of the Wańkowa Field. The chemical analyses also detected maximum values of total alkenes C2-C4, H2 and CO2: 0.147 ppm, 0.042 vol. % and 4.4 vol. %, respectively. The results of the surface geochemical survey were integrated with observations on subsurface geological structures, which were interpreted on the basis of seismic data. This procedure permitted the documentation of anomalous concentrations of alkanes in the near-surface zone and contributed to an understanding of the tectonics of the hydrocarbon reservoirs in depth. The pattern of geochemical anomalies here is controlled by anticlines made up of Early Oligocene–Paleocene sediments and by overthrusts that displace these structures. The hydrocarbons migrated from condensate and/or oil accumulations located at various depths. The character of the anomalous zone discovered over the Wańkowa Oil Field is related to the effective sealing of hydrocarbon traps and/or the relatively low pressure caused by the production of oil for 130 years. However, this anomaly also may be the result of hydrocarbon migration from deeper, as yet undiscovered gas or gas-condensate accumulations, hosted in older reservoirs forming the hinge of the Ropienka-Łodyna Mine Anticline. The most pronounced anomalies were detected over the Wańkowa Village - Bandrów and Grabownica-Załuż anticlines. The active hydrocarbon dispersion in this zone may have resulted from the presence of overthrusts displacing the structures. Moreover, these anomalies may indicate the presence of shallow, maybe poorly sealed hydrocarbon accumulations.

6

Strukturalna analiza mioceńskich piaskowców z zapadliska przedkarpackiego za pomocą wysokorozdzielczej mikrotomografii komputerowej

Kaczmarek Ł., Machowski G., Maksimczuk M., Wejrzanowski T.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 9

647--654

PL

Artykuł przedstawia wyniki wykorzystania wysokorozdzielczej mikrotomografii komputerowej w analizie strukturalnej oraz ilościowej przestrzeni porów i szczelin w piaskowcach mioceńskich. Dodatkowo wykonano badanie przepuszczalności analizowanych skał. Próbki zostały pobrane z odwiertu S-3, zlokalizowanego we wschodniej części zapadliska przedkarpackiego. W celu przeprowadzenia badania wykonano dwie serie naświetlania rentgenowskiego próbek. Pierwszy zestaw próbek został wytypowany dla uzyskania przestrzennego rozkładu ziaren, porów oraz szczelin. Długość boku woksela (tzn. najmniejszego elementu objętości) w tym etapie badań wynosiła około 26 μm. Drugi zestaw naświetlania został wykonany dla zobrazowania elementów strukturalnych o wielkościach od około 3 μm do 26 μm oraz cech petrofizycznych. Wynikiem przeprowadzonych badań jest charakterystyka analizowanych skał, która umożliwia podział próbek na dwie grupy. Pierwsza grupa próbek posiada cechy strukturalne oraz petrofizyczne typowe dla skał złóż konwencjonalnych, natomiast druga grupa – dla skał złóż typu niekonwencjonalnego. Właściwe rozpoznanie parametrów petrofizycznych każdego typu złoża stanowi kluczowy element optymalizacji procesu jego udostępniania.

EN

The article presents results of high-resolution computed microtomography use in the structural analysis and quantification of pores and fractures in Miocene sandstones. Furthermore, the permeability studies of rocks were performed. Miocene samples were taken from well S-3, located in the eastern part of the Carpathian Foredeep. For the aforementioned analysis two series of X-ray irradiation were performed. The first set of samples was selected to obtain the spatial distribution of grains, pores and fractures. At this stage of the study, the length of the voxel side amounted to approx. 26 μm. The second set of X-ray exposure was performed to reveal structural elements and petrophysical characteristics of sizes ranging from approx. 3 μm to 26 μm. The result of performed characteristics is the division of samples into two groups. The first group of samples has structural and petrophysical features of rocks typical for conventional reservoir deposits, while the second – for the unconventional type. Appropriate identification of petrophysical parameters of the formation is a key element for the optimization of the reservoir development.

7

Rola modelowania strukturalno-parametrycznego w procesie typowania potencjalnej lokalizacji zamkniętych systemów geotermicznych w skałach osadowych

Sowiżdżał A., Papiernik B., Machowski G.

Przegląd Geologiczny

|

2014

|

Vol. 62, nr 6

303--307

EN

In the years 2010–2013, analysis of rocks that build the sedimentary covers in Poland was carried out from the point of view of utilization of energy accumulated in closed geothermal systems – so-called Enhanced Geothermal Systems (EGS). Preliminary assessment of available digital cartographic data in terms of variability in the structural setting, thickness, and geothermal and reservoir parameters allowed selecting, for detailed studies, an area situated in central Poland in the Kujawy segment of the Mid-Polish Anticlinorium, in the Mogilno-£ódŸ Trough and in the northern margin of the Fore-Sudetic Monocline. A complex structural- parametric model was constructed for this area, which comprised the interval from the base of the Carboniferous up to the base of the Cenozoic. The model was a basis for further modelling (e.g. others, modelling of the electric and thermal energy production potential). The study results indicate that the most favourable conditions for the development of EGS occur in the Lower and Middle Buntsandstein deposits to the NE of the K³odawa salt diapir (in the Krooeniewice–Kutno vicinity). They are buried to depths greater than 5000 m b.s.l., their thicknesses exceed 1000 m and they are characterised by porosity about 2.5%, permeability about 0.1 mD and mean density approximately 2.7 g/cm3.

8

The occurrence and characteristics of reservoir waters from the Silesian segment of the Rotliegend Basin (SW Poland)

Machowski W., Papiernik B., Machowski G.

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2014

|

Vol. 84, No. 2

167--180

EN

The paper considers the potential for new discoveries of gas accumulations in the Rotliegend Basin on the basis of the analysis of reservoir and hydrochemical tests and the results of reservoir simulations. Several reservoir simulations carried out in the study area (history of production and history matching) demonstrate the regional migration of reservoir waters. The integration of the simulations with mathematical calculations (in consistency with Hubbert’s theory) and with hydrochemical results permits recognition of the regional hydrody- namics and the potential localization of gas fields. In an analysis of the current hydrodynamic and hydrochemical conditions of reservoir waters in the Rotliegend (Lower Permian) strata, attention was focused on part of the sedi- mentary Rotliegend Basin, located south of the Wolsztyn-Pogorzela High, utilizing materials available from drilling and noting the differences between this area and the northern sub-basin. The current hydrogeological conditions and the dynamics of fluid transfer in the Rotliegend Basin are an effect of structural rearrangement during the Laramide orogeny. The basin hypsometry, resulting from the Laramide movements, became the decisive factor that controlled the filtration of groundwater. The recent hydrodynamic characteristics of migrating reservoir waters are reflected in the P-T (fluid pressure and temperature gradient) distribution pattern. Hence, the analysis of this distribution may reveal reactions that have taken place over time. It must be emphasized that clusters of gas fields are located in the zones occupied by stagnant groundwater (rNa/rCl<0.75) under hydrostatic (or slightly higher) pressure.

9

Ocena możliwości pracy dubletu geotermalnego na strukturze Wiśniowej koło Strzyżowa, jako wynik modelowań dynamicznych

Machowski W., Machowski G., Białecka K.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2013

|

R. 52, nr 2

95--104

PL

Wynikiem naftowych prac poszukiwawczych w obszarze depresji strzyżowskiej (płaszczowina skolska) było odwiercenie w 1991 roku otworu Wiśniowa-1. Na głębokości 3793 m uzyskano przypływ wody o mineralizacji 15,15 g/dm3, wydajności 180 m3/h i temperaturze 85°C. Poziom zbiornikowy stanowią zeszczelinowane piaskowce warstw spaskich (kreda dolna) z anormalnie wysokim ciśnieniem złożowym. Skonstruowany trójwymiarowy model porowatości efektywnej, przepuszczalności szczelinowej i temperatury, poddano symulacjom z użyciem symulatora Eclipse (Schlumberger). W modelowaniach wykorzystano istniejące otwory wiertnicze:Wiśniowa-1, Szufnarowa-1 i Nawsie-1, oraz zaprojektowany otwór zrzutowy (INJ1), oddalony o 1km na NW od otworu produkcyjnego. Przeprowadzone modelowania dynamiczne pozwoliły na wyliczenie optymalnej pracy dubletu geotermalnego, gdzie wielkość produkcji otworem Wioeniowa-1 przy jednoczesnym zrzucie tej samej objętości otworem zatłaczającym (INJ1) wyliczono na poziomie 640 m3/dobę. Dla modelu wyjściowego zapewnia ona ciągłość eksploatacji jedynie przy kilku stopniach spadku temperatury produkowanej wody przez okres niemal 50 lat. Wykonano analizę czułości systemu ze względu na różne scenariusze modelu parametrycznego (model pesymistyczny, model wyjściowy i model optymistyczny).

EN

Well Wiśniowa-1 was drilled in 1991 in the Strzyżów Depression (Skole Nappe) for petroleum exploration. At a depth of 3793 m, low-mineralized water was encountered. The water exhibits temperature of 85°C and inflow rate of 180 m3/h. Water reservoir consists of fractured sandstones belonging to the Spas Beds (Lower Cretaceous) and displays anomalously high pressures. A three-dimensional model of effective porosity, fracture permeability and temperature was constructed and subjected to dynamic simulations using Eclipse simulator (Schlumberger). In modelling process, three existing wells (Wiśniowa-1, Szufnarowa-1, Nawsie-1) and the new designed well (INJ1), located about 1 km to the NWof the production well, were used. The modelling results have shown that at the level of 640 m3/day of water production and injection the geothermal doublet will work most efficiently. For the base case model, this would ensure a continuous operation with only a few degree drop in the temperature of the produced water over a period of almost 50 years. We have also made sensitivity analysis of the system for various scenarios of the parametric model (low case, base case and high case).

10

Characterization of petrophysical parameters of the Lower Triassic deposits in prospective location for Enhanced Geothermal System (central Poland)

Sowiżdżał A., Papiernik B., Machowski G., Hajto M.

Geological Quarterly

|

2013

|

Vol. 57, No. 4

729–-744

EN

In the years 2010-2013, analysis of rocks that build the sedimentary covers in Poland was carried out from the point of view of energy utilization accumulated in hot dry rocks – used in Enhanced Geothermal Systems (EGS). As a result of a number of analytical studies, the area situated in the central part of Poland was selected as one of prospective areas for location of EGS in sedimentary rocks. This area encompasses a major part of the Mogilno-Łódź Trough, a part of the Kujawy Swell and a small fragment of the Fore-Sudetic Monocline. The most favourable conditions for development of EGS occur in deposits of the Lower Triassic in the Krośniewice-Kutno vicinity where they are buried to depths greater than 5000 m b.s.l., have thicknesses exceeding 1500 m and are characterized by porosity about 2.5% and permeability about 0.1 mD. In the selected area, thermal characterization of the formation was carried out for location of the EGS in sedimentary rocks. The temperature at the top of Lower Triassic reservoir is in the range 165-175°C. Characterization of petrophysical parameters constituted the basis for further modelling of EGS utilization in selected area.

11

Gas generation in Carboniferous source rocks of the Variscan foreland basin : implications for a charge history of Rotliegend deposits with natural gases

Botor D., Papiernik B., Maćkowski T., Reicher B., Kosakowski P., Machowski G., Górecki W.

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2013

|

Vol. 83, No. 4

353--383

EN

Numerical modelling of the Carboniferous–Permian petroleum system in the Polish Basin was carried out using PetroMod software. The Carboniferous source rocks contain organic matter mostly of a humic nature (gas-prone Type III kerogen). Subordinately, only in the Lower Carboniferous deposits, kerogen of algal marine origin and mixed Type II/III kerogen occur. The quantity of dispersed organic matter is variable, but usually below 2% TOC. In the Carboniferous section, a progressive increase in the maturity of organic matter with depth was observed, from approximately 0.5% Rr at the top of the Westphalian in marginal parts of the Carboniferous basin to over 5.0% Rr at the bottom of the Lower Carboniferous in the eastern Fore-Sudetic Homocline. The thermo- genic generation of hydrocarbons continued from the late Westphalian (eastern Fore-Sudetic Homocline and partly Pomerania) throughout the Mesozoic, up to the Late Cretaceous. The advancement of this process is va- riable in different parts of the Carboniferous basin, reaching up to 100% of kerogen transformation in the zones of maximum maturity of organic matter. However, the most intensive periods of gas generation and migration were the Late Triassic and the Late Jurassic. The most prospective areas are located NE of Poznań–Kalisz line and SW of Poznań.

12

Szczelinowatość ropogazonośnych piaskowców fliszowych - pomiary i interpretacja wyników

Machowski G.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

121--124

PL

W artykule przedstawiono kryteria i przykłady pomiarów szczelin w odsłonięciach powierzchniowych w celu ilościowej oceny parametrów zbiornikowych szczelinowatych piaskowców ropogazonośnych. Wyniki pomiarów parametrów szczelin wykonanych w obrębie wychodni ropogazonośnych fałdów wykazują, iż podwyższonymi parametrami szczelinowatości cechują się zwięzłe mikroporowe piaskowce inoceramowe (kreda młodsza—paleocen) oraz krośnieńskie (młodszy oligocen).

EN

The paper presents criteria and examples of fracture measurements on surface exposures in order to quantitatively assess reservoir parameters of fractured hydrocarbon-bearing sand- stones. Results of measurements of fracture parameters within outcrops of hydrocarbon-bearing folds point out that increased parameters of fracturing are characteristic for tight microporous Inoceramian Sandstones (Late Cretaceous-Paleocene) and Krosno Sandstones (Late Oilgocene).

13

Sejsmogeologiczna interpretacja tektoniki karpackich struktur ropogazonośnych (przykłady z rejonu jasielsko-krośnieńskiego)

Kuśmierek J., Machowski G., Maćkowski T., Baran U.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

567--572

PL

Podstawowym problemem konstruowania akceptowalnych odwzorowań skomplikowanej tektoniki karpackich serii ropogazonośnych jest spójne powiązanie obrazów kartograficznych i profili wierceń z sejsmicznymi modelami geometrii fałdów i nasunięć. Wysoka jakość profili sejsmicznych wykonanych w obszarze zdjęcia lwonicz—Haczów w latach 1991-2008 przez Geofizykę Kraków — uzyskana poprzez zastosowanie zmodyfikowanych procedur rejestracji i przetwarzania danych — otworzyła możliwość dogłębnej interpretacji dysharmonijnej tektoniki struktur wgłębnych, indukowanych systemami nasunięć i odkłuć fliszowych serii ropogazonośnych. Autorzy prezentują przykłady nowych opcji interpretacyjnych wybranych fragmentów profili sejsmicznych, wnoszące istotny postęp do identyfikacji geometrii pułapek złożowych i ich systemów naftowych.

EN

Coherent combination of maps and well sections with seismic models of the geometry of folds and thrusts represents a fundamental problem during construction of acceptable images of the complex tectonics of the Carpathian oil- and gas-bearing series. The high quality of seismic sections obtained in the area of the Iwonicz—Haczów seismic survey in the years 1991- -2008 by Geofizyka Kraków through application of modified procedures of recording and data processing opened up the possibility of profound interpretation of the disharmonic tectonics of subsurface structures induced by systems of thrusts and detachments of the flysch oil- and gas-bearing series. The authors present examples of new interpretive options for selected fragments of the seismic sections, which stimulate great progress of identification of the reservoir traps' geometry and their petroleum systems.

14

Geologiczny model rejonu akumulacji ropno-gazowej Lubiatów-Międzychód-Grotów (LMG)

Papiernik B., Machowski G., Słupczyński K., Semyrka R.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2009

|

T. 35, z. 2/1

175-182

EN

The paper presents the results of spatial modelling of the lithology and facies variability and reservoir properties of the Main Dolomite (Ca2) in the western part of the Grotów Peninsula. The results indicate that granular rocks have the best reservoir and filtration properties. Criteria of stable equilibrium of hydrocarbon phases, which have been applied to the model, suggest that these separate phases represent common hydraulic reservoir system.

15

Dwuwymiarowe modele termicznego przeobrażenia materii organicznej i ekspulsji węglowodorów w transgranicznej strefie Karpat polsko-ukraińskich

Maćkowski T., Kuśmierek J., Reicher B., Baran U., Kosakowski P., Łapinkiewicz A. P., Machowski G., Papiernik B., Szczygieł M., Zając A., Zych I.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2009

|

T. 35, z. 4/1

191-222

PL

Zrekonstruowano modele parametrów skalujących systemy naftowe sfałdowanych i nasuniętych pokryw tektonicznych Karpat Zewnętrznych: historie subsydencji, parametry paleotermiczne i pierwotny potencjał macierzystości serii fliszowych w 367 profilach syntetycznych zlokalizowanych w pięciu regionalnych trawersach odwzorowujących wgłębną budowę geologiczną w transgranicznej strefie Karpat polsko-ukraińskich. W profilach syntetycznych wymodelowano stopień przeobrażenia termicznego materii organicznej oraz współczynnik efektywności ekspulsji faz ropnej i gazowej. Dwuwymiarowe modele ekspulsji uzyskane na drodze geometrycznej interpolacji współczynnika efektywności ekspulsji dokumentują perspektywiczne strefy poszukiwań węglowodorów w jednostkach strukturalno-facjalnych budujących obszar badań.

EN

The authors reconstructed models of parameters that calibrate petroleum systems of folded and thrust tectonic covers in the Outer Carpathians: subsidence histories, paleothermal parameters and initial hydrocarbon source potential of flysch series in 367 synthetic sections located along five regional traverses which image the subsurface geologic structure in the transfrontier zone of the Polish and Ukrainian Carpathians. In the synthetic sections, the degree of organic-matter thermal transformation and the expulsion efficiency factor were modeled. Two-dimensional expulsion models, obtained through geometrical interpolation of the expulsion efficiency factor, document prospective zones for hydrocarbon exploration in structural-facial units that form the study area.

16

Wycieki ropy naftowej w obszarze wschodniej części Karpat polskich i ich znaczenie prognostyczne

Kuśmierek J., Machowski G.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

247--250

PL

Udokumentowane wycieki ropne występują w obrębie wychodni erodowanych przegubów antyklin i ich skrzydeł lub stref dyslokacji tektonicznych, w korytach potoków, przeważnie w postaci plam ropy pokrywających powierzchnie spękań lub skoncentrowanych wycieków ze skał zbiornikowych. Ich ilość i intensywność wskazuje na współczesną aktywność procesów migracji oraz na potencjalne kierunki i zasięgi rozpraszania faz węglowodorowych w obrębie poszczególnych podsystemów naftowych. W świetle wyników modelowań ilość węglowodorów utraconych przez wyciekanie jest kilkakrotnie wyższa od udokumentowanych zasobów eksploatacyjnych.

EN

Documented oil seeps occur within outcrops of eroded hinges and limbs of anticlines or tectonic dislocation zones, in stream channels, typically in the form of oil stains covering fracture surfaces or concentrated seeps from reservoir rocks. Their quantity and intensity indicates present-day activity of migration processes, and potential directions and extents of hydrocarbon phase dispersion within particular petroleum sub-systems. In the light of modelling results, the quantity of hydrocarbons lost through seepage is several times higher than the documented recoverable resources.

17

Pionowa zmienność wskaźników macierzystości warstw menilitowych w wybranych profilach wschodniej części polskich Karpat zewnętrznych

Więcław D., Kotarba M.J., Kuśmierek J., Kowalski A., Machowski G.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

455--460

PL

Na podstawie wyników badań Rock-Eval oraz składu elementarnego kerogenu określono charakterystykę macierzystości warstw menilitowych w jednostce dukielskiej, śląskiej i skolskiej wschodniej części polskich Karpat zewnętrznych. Wykonane profilowania geochemiczne umożliwiły wyznaczenie poziomów charakteryzujących się najlepszymi wskaźnikami macierzystości. Najwyższą zawartością węgla organicznego, do 20% wag. i węglowodorów rezydualnych, powyżej 100 mg/g skały, charakteryzuje się lokalnie dolna część profilu jednostki śląskiej. Górna część profilu ma słabszy potencjał macierzystości. Rozkład parametrów ilościowych w profilu jednostki skolskiej jest podobny, a jednostki dukielskiej zmienny. W profilach jednostki śląskiej i skolskiej obserwuje się duże wahania wskaźników genetycznych kerogenu wskazujące na zmienność warunków sedymentacji, w przeciwieństwie do warstw menilitowych jednostki dukielskiej. Obecność wysokosiarkowego kerogenu typu IIS stwierdzono tylko lokalnie w poziomach w obrębie jednostki skolskiej.

EN

Source-rock characteristics of the Menilite Shales from the eastern part of the Dukla, Silesian and Skole units of the Polish Carpathians was established basis of the results of Rock-Eval analyses and elemental composition of kerogen. The best source-rock levels could be determined on the basis of the construed geochemical profiles. The highest TOC, up to 20 wt.%, and residual hydrocarbons, over 100 mg/g rock contents locally characterize the lower part of the Silesian Unit's profile. The upper part of the profile has a weaker source-rock potential. The distribution of the quantity parameters in the Skole Unit profiles is similar, and in the Dukla Unit — changeable. In the Silesian and Skole units profiles' large fluctuations of geochemical indices of kerogen are observed, indicating changeability of sedimentation conditions, in contrast to the Menilite Shales in the Dukla Unit. The presence of the high-sulphur Type-IIS kerogen was affirmed only in the local levels within the Skole Unit.

18

Wpływ zeszczelinowania na ropogazonośność mikroporowych piaskowców fliszowych

Machowski G., Kuśmierek J.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2008

|

T. 34, z. 3

385-403

PL

Obiektami badań wpływu zeszczelinowania ropogazonośnych litofacji fliszu karpackiego na ich przepuszczalność i porowatość były od kilkudziesięciu lat zarówno rdzenie wiertnicze, jak i wychodnie. Badania rdzeni wiertniczych serii złożowej warstw krośnieńsko-grybowskich pola ropno--gazowego Słopnice k. Limanowej, a szczególnie całego profilu głębokiego odwiertu badawczego Kuźmina-1, wykazały istotny wpływ zwięzłości badanych serii na wzrost intensywności ich zeszczelinowania. W ostatniej dekadzie badania szczelinowatości koncentrowały się głównie na piaskowcach krośnieńskich oligocenu i inoceramowych kredy-paleocenu w obszarze wschodniej części Karpat. Prowadzono je w obrębie pól pomiarowych zlokalizowanych na wychodniach ropogazonośnych fałdów. Analiza rozległego zbioru danych przetworzonych na uśrednione parametry zbiornikowe wykazała, że efektywna porowatość szczelinowa całej populacji makroszczelin jest niska i tylko w pojedynczych przypadkach przekracza 1%. Natomiast całkowita przepuszczalność szczelinowa waha się w szerokim zakresie od ułamków do setek milidarcy (mD). Znamienne jest, że wyniki laboratoryjnych badań próbek skał z badanych serii piaskowcowych dokumentowały na ogół ich znikomą przepuszczalność międzyziarnową (zwykle poniżej 0.1 mD), związaną z dominującym udziałem mikroporów.

EN

For tens of years the influence of fracturing of oil- and gas-bearing Carpathian flysch lithofacies on their permeability and porosity has been studied on drill cores and in outcrops. The analyses of cores from the reservoir series of the Krosno-Grybów Beds in the Słopnice near Limanowa oil and gas field, and particularly of the whole section of the Kuźmina-1 deep well, have proved strong influence of solidity of the studied series on their fracturing intensity. During the last decade the fracturing studies have been focused on the Oligocene Krosno Sandstones and Cretaceous-Paleocene Inoceramian Sandstones in the Eastern Polish Carpathians. The investigations have been carried out in measurement fields located within outcrops of oil- and gas-bearing folds. Analysis of a large set of data processed into averaged reservoir parameters has proved that the effective fracture porosity for the whole population of macrofractures is low and only rarely exceeds 1%. Total fracture permeability varies widely, from fractions of millidarcy to several hundred millidarcy (mD). It is characteristic that results of laboratory measurements of rock samples from the studied sandstone series have documented, in general, their insignificant intergranular permeability (usually less than 0.1 mD), related to predominant contribution of micropores.

19

Układ faz węglowodorowych w obszarze złożowym Lubiatów - Międzychód - Grotów (LMG)

Słupczyński K., Machowski G., Papiernik B., Semyrka R.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2008

|

T. 34, z. 3

469-487

PL

Dla strefy złożowej Lubiatów - Sowia Góra - Międzychód - Grotów (LMG), umiejscowionej w obszarze platformy węglanowej i na jej przedpolu, w poziomie dolomitu głównego Ca2, kryteriami równowagi statycznej zachodzącej w ośrodkach porowo-szczelinowych wypełnionych oddzielnymi fazami węglowodorowymi, wyznaczono fazowe powierzchnie rozdziału kondensatowego gazu ziemnego od nasyconej gazem ropy naftowej. Udowodniono łączność hydrauliczną pomiędzy poszczególnymi komercyjnymi polami zasobów reprezentującymi oddzielne złoża węglowodorów. Wykazano, że wąskie strefy o miąższości poniżej 15 m, o różnej hipsometrii, spełniają tylko rolę semiprzepuszczalnych ograniczeń komercyjnych pól zasobowych. Wyznaczone powierzchnie rozdziału gazu ziemnego i ropy naftowej znacznie rozszerzają powierzchnię akumulacyjną w obszarze występowania platformy węglanowej i jej przedpola.

EN

For the Lubiatów - Sowia Góra - Międzychód - Grotów (LMG) hydrocarbon reservoir zone, situated within the area of the Main Dolomite carbonate platform and its foreland, interfacial surfaces between natural condensate gas and gas-saturated oil was determined applying the criterion of stable equilibrium in porous-fractured media filled with separate hydrocarbon phases. Hydraulic connection between individual hydrocarbon accumulations was proved. It was evidenced that narrow zones with Main Dolomite thickness less than 15 m and different hypsometric positions play the role of semi-permeable boundaries only. The determined surfaces between natural gas and crude oil considerably extend the accumulation zone in the area of the carbonate platform and its foreland.

20

Analiza głębokościowych trendów zmian gęstości karpackiej formacji naftowej i interpretacja genezy niedogęszczonych osadów ilasty

Kuśmierek J., Łapinkiewicz A. P., Machowski G.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2004

|

R. 43, nr 4

65-74

PL

Serie ropogazonośne karpackiej formacji fliszowej cechują się wybitnie anomalnymi trendami kompakcji. Wyniki testowania zależności „gęstość objętościowa - głębokość” dla kilkutysięcznych zbiorów oznaczeń laboratoryjnych i geofizycznych, pogrupowanych według kryteriów litofacjalnych i strukturalnych, wykazały że wydzielić można dwa główne interwały niedogęszczenia osadów: płytszy – wskutek utrudnionego drenażu wód porowych i głębszy – związany z endotermicznym procesem dehydratacji wody związanej.

EN

Oil- and gas-bearing series of the Carpathian flysch formation are characterized by highly anomalous trends of compaction. Results of testing the “bulk density-depth” relationship for sets of laboratory and geophysical determinations, several thousand in number, which were grouped according to lithofacial and structural criteria, have demonstrated that two major intervals of undercompacted deposits can be distinguished: the shallower one resulting from impeded drainage of pore water and the deeper one related to the endothermic process of dehydration of bound water.