Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

1 Nafta-Gaz

1 2019

Znaleziono wyników: 1

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: anizotropia Thomsena

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Próby wyznaczenia parametrów geomechanicznych i anizotropii Thomsena w węglu kamiennym z obszaru Górnośląskiego Zagłębia Węglowego

Moska Rafał, Masłowski Mateusz

Nafta-Gaz

2019

R. 75, nr 11

700--707

W ostatnich latach nastąpił wzrost zainteresowania polskiego przemysłu naftowo-gazowniczego złożami niekonwencjonalnymi, w tym zasobnymi w metan pokładami węgla (CBM). Aby uwolnić zawarty w formacji węglowej gaz, wymagane jest wykonanie zabiegu hydraulicznego szczelinowania horyzontu produktywnego, udostępnionego najczęściej odwiertem kierunkowym z powierzchni. Kluczowymi informacjami wymaganymi przy projektowaniu zabiegu hydraulicznego szczelinowania są właściwości geomechaniczne ośrodka definiowane przez moduły sprężystości. Moduły te ze względu na anizotropię ośrodka zmieniają się w zależności od kierunku pomiaru. Artykuł ten opisuje eksperymentalną próbę wyznaczenia parametrów anizotropii Thomsena w próbce węgla kamiennego z obszaru GZW. Badanie wykonano metodą trójrdzenikową Vernika: rdzeniki były wycięte z bloku węgla: równolegle, prostopadle oraz pod kątem 45° do osi symetrii VTI. Badania ultradźwiękowe wykonano w temperaturze otoczenia, przy ciśnieniu uszczelnienia 10 MPa. Prędkość fal P i S zawierała się w przedziale odpowiednio 2,378–2,430 m/s i 1,261–1,328 m/s, przy czym fale najszybciej propagowały w próbce wyciętej równolegle do uwarstwienia. Uzyskane współczynniki anizotropii poprzecznej K i azymutalnej A bliskie jedności oraz parametry Thomsena ε, γ, δ, zbliżone do zera, pozwalają stwierdzić, że blok węgla charakteryzował się niewielką anizotropią spowodowaną warstwowaniem (laminacją) poziomym oraz mikropęknięciami, zgodnymi z kierunkiem warstwowania. Zostały również wyznaczone dynamiczne moduły sprężystości, których przedziały wartości odpowiadają danym literaturowym. Niskie moduły Younga (5,3–5,7 GPa) oraz wysokie współczynniki Poissona (0,29–0,30) sugerują, że omawiana próbka węgla powinna być zaliczana do skał o niskiej podatności na hydrauliczne szczelinowanie (wskaźnik brittleness 22,7–23,9%). Jednakże duża ilość spękań oraz słaba zwięzłość próbki, sprzyjające otwieraniu się szczelin podczas zabiegu, pozwalają stwierdzić, że ta skała nie powinna być traktowana jako plastyczna w klasycznym tego słowa rozumieniu.

A growing interest in unconventional gas resources including coal bed methane (CBM) has been observed in Poland in recent years. CBM resources require hydraulic fracturing to gain the hydrocarbons. Elastic parameters of the resource rock are one of the keys to effective fracking. If the deposits are anisotropic, these parameters may vary depending on the direction of the measurement. This paper describes ultrasonic laboratory measurements of coal core samples from Upper Silesian Coal Basin, conducted in order to designate Thomsen anisotropy parameters. The tests were carried out using Vernik method (three core plugs: parallel, perpendicular and at 45° angle to VTI symmetry axis). Measurements were conducted at ambient temperature and confining pressure of 10 MPa. The velocities of the P – and S – wave fell within the range from 2.378 to 2.430 m/s and from 1.261 to 1.328 m/s, respectively. The velocities of P – and S – waves were the highest in parallel sample and the lowest in perpendicular plug. Obtained anisotropy factors K and A close to unity and Thomsen parameters close to zero let us state weak anisotropy caused probably by bedding (lamination) and microcracks along to the lamination. Dynamic elastic moduli were also calculated from velocities. Significantly low values of Young’s modulus (5.3–5.7 GPa), and high values of Poisson’s ratio (0.29–0.30) indicate that this sample should be considered as a hard to frack rock (brittleness index 22.7–23.9%). The large number of cracks in the samples facilitates, however, opening of the inducted fractures during treatment. This allows us to state that this rock should not be treated as typical plastic rock in classical meaning.