Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: Dnieper-Donets Basin

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Stratigraphic distribution of hydrocarbon accumulations and charging history of reservoirs based on thermal evolution of petroleum source rocks within the southern border area of the Dnieper-Donets Basin

Karpenko I.

Przegląd Geologiczny

2017

Vol. 65, nr 8

516--525

Kompleksowe badania systemu naftowego dostarczają prognoz i danych wejściowych do oceny ryzyka w celu ewaluacji nierozpoznanych wierceniami złóż w basenie dnieprowsko-donieckim (BDD), związanych ze strukturami solnymi lub występujących na znacznych głębokościach (5-7 km). Badania systemu naftowego dla zrozumienia mechanizmu i historii napełniania pułapek oraz geochronologii zdarzeń (czynnik czasu) wymagało zintegrowanych badań elementów systemu naftowego: występowania złóż ropy i gazu oraz ich wstępnych zasobów, rozprzestrzenienia skał macierzystych, ich właściwości oraz dojrzałości termicznej. Jednowymiarowe modelowanie historii pogrzebania dla otworów wiertniczych z BDD, skorelowane z danymi na temat refleksyjności witrynitu, dało informacje na temat rozkładu strumienia cieplnego w czasie jego ewolucji. Dwuwymiarowe modele systemu naftowego pozwoliły poznać wiek procesów generowania węglowodorów, typy migracji i historię napełniania znanych pułapek, jak również dostarczyły prognoz na temat złóż nierozpoznanych wierceniami. Generacja węglowodorów z każdego źródła następowała w krótkich okresach czasu z powodu szybkiego tempa pogrążania. Możliwość zachowania się złóż była zależna od wzrostu wysadów oraz migracji struktur solnych. Głębokie i bardzo głębokie pułapki w przyosiowej części basenu, które nie zostały naruszone wskutek wzrastających wysadów solnych w permie, są wypełnione złożami gazu po dzień dzisiejszy. Natomiast pułapki związane z wysadami solnymi w obrębie przyosiowych stref basenu były wypełniane węglowodorami tylko w osadach nie starszych niż śrokowokarbońskie, ponieważ starsze skały macierzyste wyczerpały już swój potencjał węglowodorowy do tego czasu.

The application of fault seal analysis at the Solokha field, Dnieper-Donets Basin, Ukraine – case studies

Okrepkyi O., Tiapkina A.

Geology, Geophysics and Environment

2015

Vol. 41, no. 3

275--283

The Solokha gas field is one of the most valuable hydrocarbon fields in the central axial part of the Dnieper-Donets Basin (DDB). Every new exploration well there has to be highly validated in order to reduce possible drilling risks. In this study, the characteristics of faults, as possible seals, are analysed, based on the latest well and 3D seismic data. Evaluating fault seal risk is a constitutive factor in hydrocarbon exploration and production. For this reason, to reduce uncertainty in the faults’ leaking facilities, we used a couple of known approaches, such as juxtaposition analysis, with building Allan diagrams, to determine the relationship between sand-sand juxtaposition and the occurrence of hydrocarbons-bearing sands. We used the Shale Gouge Ratio (SGR) calculation with prediction of clay content distribution along the faults, pressure data analysis, seismic at tributes modelling and self-organized map clustering analysis for accurate delineation of sand bodies shape. This represents a complex research method of integration of high-quality depth processing with seismic structural and stratigraphic interpretation and, also, geological modeling. In this paper, we assessed the Jurassic and Visean faults of the Solokha gas field, according to their fluid cross-flow facilities. This research will provide valuable information about the presence of prospective places for hydrocarbon accumulation and will likely impact the well staking process for the upcoming drilling.