Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Modelowanie 1D procesów generowania węglowodorów z warstw istebniańskich w profilu odwiertu nawiercającego utwory jednostki śląskiej

Spunda Karol

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 2

67--75

PL

W niniejszej pracy przeprowadzono analizę generacyjną warstw istebniańskich z jednostki śląskiej na przykładzie profilu otworu wiertniczego zlokalizowanego w rejonie Dukli. Numeryczne modelowanie przeprowadzono z wykorzystaniem programu PetroMod 1D. Modelowaniu poddano poziom dolnych warstw istebniańskich o miąższości 162 metrów. W celu określenia typu genetycznego substancji organicznej przeprowadzono analizę pirolityczną Rock Eval. Na podstawie badań geochemicznych stwierdzono, że substancja organiczna rozproszona w skale macierzystej zbudowana jest z gazotwórczego kerogenu III typu. Analizowana formacja skalna charakteryzuje się dobrymi parametrami macierzystości. Początkową ilość węgla organicznego w niej rozproszonego oszacowano na 2,70%. Modelowanie miało na celu określenie potencjału węglowodorowego wydzielonych skał macierzystych (tj. ilości wygenerowanych węglowodorów), rekonstrukcję historii rozwoju basenu naftowego oraz odtworzenie warunków termicznych w nim panujących. W oparciu o dostępne dane laboratoryjne, takie jak wartości parametru Tmax oraz pomiary porowatości, oszacowano paleomiąższości warstw skalnych usuniętych w wyniku erozji oraz wielkość tej erozji którą przyjęto na 2100 metrów. W wyniku przeprowadzonego modelowania stwierdzono, że stopień transformacji kerogenu w analizowanych warstwach osiągnął 29%. Generacja węglowodorów rozpoczęła się najprawdopodobniej w oligocenie, kiedy to skała macierzysta pogrążona została na głębokość około 2000 metrów, a zakończyła się w miocenie. Ilość wygenerowanych węglowodorów, oszacowana na podstawie modelowania, wyniosła około 0,62 milionów ton z 1 km2 skały macierzystej, przy jej miąższości wynoszącej 162 metry.

EN

The paper is focused on petroleum analysis of Istebna Beds in the profile of the borehole located within the Silesian Unit in the Dukla commune. Numerical modeling was carried out using the PetroMod 1D software. 162 meters thick layer of Lower Istebna beds was subjected to modeling. Based on geochemical studies, it was found that the organic matter dispersed in the source rock contains type III kerogen and this rock formation have a good petroleum potential. Organic carbon content in source rock was 2,70%. Modeling was aimed at determining the hydrocarbon potential of source rocks (the amount of generated hydrocarbons), reconstruction the history of the evolution of the sedimentary basin and reconstruction of the thermal history prevailing in the basin. Based on available laboratory data such as the Tmax values and porosity measurements, paleothickness of removed beds was estimated and the erosion was determined at 2100 meters. As a result of the modeling, it was found that the transformation ratio of kerogen in the source rock reached 29%. The generation of hydrocarbons began in the Oligocene, when the source rock was buried to a depth of about 2000 meters and ended in Miocene. Quantity of generated hydrocarbons was about 0.62 million tons from 1 km2 of 162 meters thick source rock.

2

Niekonwencjonalne złoża ropy i gazu – efektywne schematy przetwarzania danych w oprogramowaniu Petrel/PetroMod w celu oceny ryzyka poszukiwań i oceny zasobów prognostycznych

Wygrala B.

Przegląd Geologiczny

|

2014

|

Vol. 62, nr 12

825–-841

EN

This paper provides a basic introduction to workflows for shale oil/gas exploration risk and resource assessments. It starts with definitions of conventional and unconventional petroleum systems and brief descriptions of several North American unconventional plays. The core of the paper is a short description of workflows based on industry-standard Petrel and PetroMod software tools which enable rapid, auditable and geology based assessments of petroleum resources. The main steps of the iterative Exploration Risk Assessment workflow and its extension to include Petroleum Resource Assessments are described. The successful utilization these workflows is illustrated using a 3D Petrole

3

Ewolucja paleotermicza utworów karbońskich niecki wałbrzyskiej: wyniki modelowań stopnia uwęglenia

Botor D.

Zeszyty Naukowe. Górnictwo / Politechnika Śląska

|

2008

|

z. 286

15-24

PL

W celu rekonstrukcji historii uwęglenia w niecce wałbrzyskiej wykonano modelowania termicznej dojrzałości substancji organicznej zawartej w utworach karbońskich za pomocą programu PetroMod. Uzyskane wyniki modelowań utworów karbońskich niecki wałbrzyskiej wskazują że utwory te osiągnęły maksymalne wartości paleotemperatur (wynoszące od 83 do 270 °C) w Stefanie i/lub wczesnym permie. W skali regionalnej utwory karbońskie nie były już później poddane tak wysokim temperaturom. Obliczony paleostrumień cieplny dla wybranych profili niecki wałbrzyskiej waha się od 120 mW\m2 do 147 mW\m2. Powyższa wielkość jest ponad dwukrotnie większa od współczesnej średniej wartości strumienia cieplnego w tym basenie. Powyższe wysokie temperatury doprowadziły do uwęglenia pokładów węgli utworach górnokarbońskich. Uwęglenie nastąpiło w efekcie znacznej subsydencji osadów górnokarbońskich przy wysokim strumieniu cieplnym zdeterminowanym rozwojem intruzji magmowych, chociaż ich bezpośredni wpływ (metamorfizm kontaktowy) odgrywał znikomą rolę w skali regionalnej.

EN

In order to reconstruct thermal history of the coal-bearing Carboniferous strata in the Wałbrzych Coal Basin numerical modeling of thermal maturity has been performed by PetroMod software. Paleoheat flow of 120-147 mW/m2 was calculated for the time of maximum burial (Late Carboniferous to Early Permian). Maximum paleotemperatures of the Carboniferous rocks ranged between 83 (top of the Carboniferous) and 270 °C (bottom of the Carboniferous). Based on this modeling it can be shown that coalification of organic matter contained in Carboniferous rocks was achieved in the Latest Carboniferous to the Early Permian times. It was likely caused both high heat flow related to magmatic activity and high subsidence rate in this basin.