Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Metodyka szacowania zasobów węglowodorów zawartych w łupkach z wykorzystaniem elementów z zakresu geochemii naftowej

Grelowski C., Mikołajewski Z., Wolnowska M., Nowicka A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

399--406

PL

Ocena zasobów gazu ziemnego GIP (Gas-in-Place) oraz ropy naftowej OIP (Oil-in-Place) w łupkach polega na zastosowaniu odpowiednich przeliczeń określających ilość wygenerowanych węglowodorów, jak również wykorzystaniu parametrów charakteryzujących własności fizykochemiczne skał i mediów naftowych. Z zakresu geochemii naftowej najważniejszymi parametrami są: zasobność skał macierzystych w substancję organiczną (określana para- metrem TOC), zmiany składu substancji organicznej w procesie jej termicznego przeobrażenia (konwersja kerogenu w węglowodory i niegeneratywny węgiel organiczny), znajomość specyfiki generacyjnej II typu kerogenu i dystrybucji tworzących się produktów, a także rezydualny potencjał węglowodorowy. Przy ocenie zasobów bardzo istotna jest rekonstrukcja początkowych warunków generowania, wyrażona za pomocą zespołu parametrów bazujących na wynikach badań pirolitycznych Rock-Eval: TOCo, S2o, HIo. Innym istotnym elementem jest występowanie mieszaniny różnych typów kerogenu. Podstawowa formuła określająca zasoby złóż niekonwencjonalnych obejmuje ilości gazu ziemnego w stanie wolnym oraz zaadsorbowanym. Metodyka uwzględnia także procesy ekspulsji/retencji oraz krakingu powstałej ropy do fazy gazowej, a także ilościowo określa zasoby wolnej ropy naftowej w skale łupkowej.

EN

Resources evaluation of natural gas GIP (Gas-in-Place) and crude oil OIP (Oil-in- -Place) in shales depends on application of appropriate calculations determining amount of gene- rated hydrocarbon as well as using parameters characterizing physicochemical properties of rocks and petroleum media. The most important components of petroleum geochemistry scope are source rock richness of organic matter (determined by TOC parameter), organic matter composition changes with thermal maturity processes (kerogen is converted into hydrocarbons and non- -generative organic carbon), knowledge of II type kerogen specific generation and distribution of products formed, and also residual hydrocarbon potential. For resources evaluation very important is reconstruction of original generation conditions performed by parameter set basing on results of pyrolytic Rock-Eval investigations (TOCo, SZo, HIo). The other essential component is occurrence of various kerogen type mixture. Basic formula describing unconventional deposit resources includes free and adsorbed gas amounts. Methodology makes also use of expulsion/ retention processes and cracking of oil formed to gas phase, as well as quantitative determination of free oil resources in shale deposit.

2

Geochemia naftowa. Kluczowe zadania geochemii naftowej w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego

Matyasik I., Janiga M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 183

89--112

PL

W rozdziale dotyczącym zadań geochemii w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego opisano specyfikę niekonwencjonalnych złóż gazu, przedstawiono badania geochemiczne próbek rdzeniowych, badania gazów oraz wskaźniki geochemiczne obliczane ze składu biomarkerów. W publikacji zaprezentowane są również eksperymenty pirolizy dla symulacji gazu. Wobec wyczerpujących się w Polsce zapasów węglowodorów, jak i kurczących się możliwości wskazania nowych obszarów poszukiwawczych, coraz częściej zwraca się uwagę na potencjał częściowo znany i częściowo wykorzystany, w którym pozostały zasoby niewydobyte i nawet niezbyt dokładnie oszacowane. Nadal jednak, pomimo kolejnych raportów Agencji Informacji Energetycznej (EIA — Energy Information Administration) na temat zasobności basenów zawierających „gaz łupkowy" w Polsce, nie są to informacje oparte na wiarygodnych parametrach i obliczeniach, lecz szacunkach wykonanych na bazie archiwalnych danych [5, 16, 21, 35]. Według obliczeń EIA, wydobycie gazu z łupków do 2030 r. będzie wynosiło 7% światowej produkcji gazu ziemnego. Zgodnie z szacunkami Wood Mackenzie, w Polsce mogą istnieć zasoby wydobywalne gazu w łupkach sięgające 1,4 bln m3. Natomiast według przewidywań Advanced Resources International, zasoby te mogą wynosić nawet 5 bln m3 (doniesienia z dnia 8.04.2011 r. — World Shale Gas Resources: An Initial Assesment of 14 regions Outside the United States) [36]. Ostatni, traktowany jako bilans otwarcia, raport opublikowany w marcu 2012 r. przez Państwowy Instytut Geologiczny — Państwowy Instytut Badawczy (PIG—PIB), mówi o zasobach, oszacowanych na podstawie 39 otworów wykonanych w latach 1950-1990, w wysokości od 346,1 mld m3 do 767,9 mld m3 [39].

EN

For a reliable estimation of hydrocarbon resources associated with shale formations in Poland petroleum geochemistry research should be performed. These studies, in the first place, involve both fundamental analysis (determining the abundance of organic matter, its type, environment of sedimentation, degree of thermal maturity) and determining specific lithological-facies. The second type of studies should include molecular and isotopic composition of the gases from core desorption. Isotopic composition of gases is strictly related with maturity level of the shale (source organic matter). This chapter demonstrates integration of all geochemical results with geological information for assessment of exploration risk.

3

Zastosowanie badań izotopowych z użyciem GC/EA/IRMS w geochemii naftowej

Janiga M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

697

PL

W geochemii naftowej coraz większy nacisk kładzie się na wykorzystanie informacji o składzie izotopowym węgla i wodoru (rzadziej tlenu i azotu) w ropie naftowej czy też w skałach macierzystych. Analizy umożliwiające poznanie stosunków izotopów poszczególnych pierwiastków wykonuje się przy użyciu specjalnego spektrometru — IRMS (Isotope Ratio Mass Spectrometer). Laboratorium Geochemii Nafty i Gazu wyposażone jest w IRMS Delta V Advantage firmy Thermo Scientific. Urządzenie to sprzężone jest z analizatorem elementarnym Flash 2000 oraz chromatografem gazowym Trace GC Ultra. Jako wynik oznaczeń otrzymuje się stosunek ilości H/D,13C/12C, 15N/14N 1ub 18O/16O. Bezpośrednie połączenie chromatografu z IRMS oraz analizatora elementarnego z IRMS pozwala uniknąć preparatyki próbek, umożliwiając dozowanie on-line. Dzięki temu można zaoszczędzić czas oraz wyeliminować niepewność pomiaru związaną z przygotowaniem próbek. Próbki stałe są spalane w analizatorze elementarnym, natomiast próbki gazowe oraz ciekłe ulegają rozdziałowi na kolumnie chromatograficznej, a następnie każdy rozdzielony składnik zostaje spalony. Produkty spalania trafiaj ąna IRMS, gdzie są oznaczane stosunki izotopowe. Analizy składu izotopowego są pomocnym narzędziem w korelacjach rop ze skałami macierzystymi. Skład izotopowy kerogenu wydzielonego ze skały macierzystej odpowiada składowi izotopowemu ropy naftowej wygenerowanej z tej skały. Analiza chromatograficzna, a następnie izotopowa, pozwala rozdzielać składniki gazów ziemnych i określać skład izotopowy węgla w metanie, etanie i propanie. Jest to szczególnie ważne podczas określania genezy gazów, gdyż gazy biogeniczne i termogeniczne znacząco różnią się składem izotopowym. Takie analizy gazów będą również bardzo przydatne w określaniu zdolności generacyjnych łupków gazonośnych podczas poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu typu shale gas.

4

Charakterystyka macierzystości wybranych utworów fliszowych w przygranicznej strefie polskich Karpat Zewnętrznych

Kosakowski P., Więcław D., Kotarba M. J.

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

|

2009

|

T. 35, z. 4/1

155-190

PL

Charakterystykę geochemiczną poziomów potencjalnie macierzystych utworów fliszowych jednostek alochtonicznych wschodniej części polskich Karpat Zewnętrznych wykonano dla dolnokredowych warstw wierzowskich, lgockich i spaskich, górnokredowych warstw istebniańskich i inoceramowych oraz oligoceńskich warstw menilitowych. W analizie wykorzystano wyniki badań geochemicznych 875 próbek skał z profili 11 odwiertów i 48 odsłonięć w polskiej i przygranicznej ukraińskiej części Karpat Zewnętrznych. Wyniki badań geochemicznych potwierdzają, że warstwy menilitowe są najlepszymi skałami macierzystymi. Ropotwórczy kerogen II typu jest generalnie niedojrzały lub dojrzały w fazie wczesnej "okna ropnego". Parametry kinetyczne kerogenu warstw menilitowych są zbliżone w jednostkach śląskiej i skolskiej oraz wyraźnie niższe w jednostce borysławsko-pokuckiej. Pozostałe analizowane kredowe wydzielenia litostratygraficzne lokalnie spełniają ilościowe kryterium macierzystości i mogą uzupełniać bilans węglowodorowy utworów fliszowych Karpat.

EN

Potential source rock horizons of the flysch cover were geochemically characterized in the eastern border area of the Polish flysch Carpathians: Lower Cretaceous Verovice, Lgota and Spas Beds, Upper Cretaceous Istebna and Inoceramian Beds as well as Oligocene Menilite Beds. The results of geochemical analyses of 875 rock samples collected from 11 boreholes and 48 outcrops in the Polish Outer Carpathians as well as from the adjacent Ukrainian were analyzed. The results indicate that Menilite Beds are the best source rocks of the Carpathian flysch cover in all analyzed tectonic units. The oil-prone Type II kerogen, deposited in marine environment of regular salinity, was proved to be usually immature or mature at an early stage of "oil window". Kinetic parameters of organic matter dispersed in the Menilite Beds, calculated based on organic sulphur content, are similar for the Silesian and Skole units and significantly lower in the Boryslav-Pokuttya Unit. The remaining lithostratigraphic divisions: Verovice, Lgota, Spas, Istebna and Inoceramian Beds, locally meet the source-rock requirements and can supplement the hydrocarbon balance of the Carpathians.

5

Technika GC/MS/MS w analizie specyficznych biomarkerów w geochemii naftowej

Bieleń W., Steczko A.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

473--477

PL

Instytut Nafty i Gazu zakupił spektrometr mas GC/MSn PolarisQ, który umożliwia poprawną identyfikację specyficznych biomarkerów frakcji nasyconej i aromatycznej, wykorzystywanych do charakterystyki geochemicznej rop naftowych i ekstraktów bitumicznych, oceny stopnia dojrzałości termicznej oraz wieku geologicznego. Dzięki możliwości izolacji pojedynczych jonów macierzystych i wyeliminowania z pułapki wszystkich pozostałych, można pozbyć się tła — jonów pochodzących z zanieczyszczeń, a co za tym idzie potwierdzić obecność specyficznych biomarkerów, zwłaszcza w przypadkach wątpliwych. Zatrzymane jony poddane dysocjacji kolizyjnej z obojętną cząsteczką gazu dają w rezultacie unikalne widmo utworzone z jonów potomnych, co ułatwia identyfikację badanych związków. Technika tandemowej spektrometrii masowej pozwala zatem na znaczne podwyższenie selektywności i czułości metody analitycznej. W prezentowanej pracy przedstawione zostaną możliwości wykorzystania aparatury w aspekcie badań geochemii naftowej.

EN

Gas chromatography (GC) and combined gas chromatography-mass spectrometry (GC-MS) are the primary instrumental means for identifying and quantifying biomarkers in the saturated and aromatic fractions. A mass spectrometer in full scan mode provides detailed information of fragmentation pathways and the identity of compounds. When a mass spectrometer operates in the selected fragment ions mode (MS/MS) there is considerable enhancement of signal to noise and more sensitive detection of trace components. Instruments with tandem mass analyzers (GC-MS/MS) allow compounds to be detected through their most specific fragmentation reactions. A tandem mass spectrometer can be thought of as two mass spectrometers in series connected by a chamber that can break a molecule into pieces perhaps like a puzzle. This chamber is known as a collision cell. A sample is "sorted" and "weighed" in the first mass spectrometer, then broken into pieces in the collision cell, and a piece or pieces sorted and weighed in the second mass spectrometer. This new direction of analysis used in Oil and Gas Institute has important consequences for improvement of our knowledge of biomarkers' sources and the identification of high molecular weight compounds that are inaccessible by GC-MS.

6

Nowe możliwości geochemii naftowej w rozwiązywaniu problemów eksploracyjnych i złożowych

Matyasik I., Steczko A.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

171--175

PL

Nowe techniki analityczne i interpretacyjne dają dodatkowe możliwości charakterystyki systemów naftowych uzupełniając dane geologiczno-geofizyczne. Największy przełom w badaniach geochemicznych nastąpił wraz z rozwojem technik GCMS i GCMS/MS, które pozwalają na badania specyficznych związków — biomarkerów. To one dostarczają informacji dla prac korelacyjnych, w ustalaniu związków genetycznych pomiędzy skałą macierzystą a ropą naftową i w określaniu stopnia dojrzałości termicznej. Podstawowe biomarkery analizowane techniką GC/MS są niezbędne i powszechnie stosowane w światowej geochemii naftowej do określenia paleośrodowiska basenu sedymentacyjnego materiału biologicznego, stopnia zaawansowania zachodzących w nim procesów biodegradacji, rodzaju i stadium dojrzałości utworzonego kerogenu oraz fazy generowania węglowodorów ciekłych i gazowych. Dzięki zastosowaniu badań biomarkerów w geochemii naftowej możliwa jest szeroka interpretacja geochemiczna skał macierzystych i rop naftowych, co pozwala na poprawną korelację w układzie ropa—ropa, ropa—skała macierzysta. Znajomość składu i rozkładu biomarkerów w próbkach geologicznych umożliwia prowadzenie prac badawczych spełniających wymogi nowoczesnej analizy systemów naftowych, a w powiązaniu z analizą geologiczno-tektoniczną sąsiednich elementów tektonicznych pozwala często na wyjaśnienie kierunków migracji węglowodorów oraz powiązania tych procesów z typem kolektorów i czasem przebudowy geologicznej. W prezentowanej pracy zostaną przedstawione na konkretnych przykładach z polskich systemów naftowych możliwości wykorzystania wyników badań biomarkerów.

EN

Petroleum system concept had been rapidly developed during 90's in oil industry. Petroleum system is „a natural system that encompasses a pod of active source rock and all related oi1 and gas and which includes all the geologic elements and processes that are essential, if a hydrocarbon accumulation is to exist". Basic idea of „petroleum system" concept is to focus on fluids (oil and gas) and rock samples. Development of new technologies such as biomarkers boosted the introduction of „petroleum system" concept into oil industry. Biomarkers can reveal: the relative amount of oil-prone organic matter in the source kerogen, the age of the source rock, the environment of deposition as marine, lacustrine, fluvio-deltaic or hypersaline, the lithology of the source rock and the thermal maturity of the source rack during generation. The geochemical characteristics of crude oils and reservoir core extracts from Polish petroleum systems are described and studied in Oil and Gas Institute systematically by means of various geochemical techniques and methods to acquire molecular information.

7

Analizator pirolityczny Rock-Eval 6 jako nowe narzędzie badawcze w geochemii naftowej - możliwości analityczne i ich wykorzystanie

Matyasik I., Słoczyński T.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

129--133

PL

Praca prezentuje analizator pirolityczny Rock-Eval 6 jako nowe narzędzie analityczne w geochemii naftowej, wykorzystywane w INiG do badań potencjalnych skał macierzystych. Zawiera krótką charakterystykę budowy aparatu, polegającą na omówieniu najistotniejszych elementów różniących go od Rock-Eval 2. Przedstawiono ogólne zasady działania aparatu oraz detekcji produktów termicznej degradacji próbki, a także najważniejsze parametry omaczane przy jego zastosowaniu. Szczególną uwagę poświęcono zasadom prawidłowej interpretacji pirogramów. Podkreślono zalety pirolizera, zwłaszcza w przypadku badania próbek skał macierzystych o nietypowym charakterze.

EN

The aim of this paper is to present new equipment - Rock-Eval 6 — as a new analytical tool to estimate petroleum potential of source rocks. The new apparatus Rock-Eval 6 has been developed to enlarge the field of application. Innovations a11ow acquisition of data for quantification of both organic and mineral carbon. This apparatus provides new functions and parameters that expand applications of the technique in petroleum geoscience. This paper includes rules which should be use to interpret obtained parameters.

8

Potencjał naftowy utworów dolomitu głównego w strefie Kamienia Pomorskiego. Część 1 - Macierzystość

Kotarba M. J., Kosakowski P., Więcław D., Kowalski A.

Przegląd Geologiczny

|

2003

|

Vol. 51, nr 7

587-594

PL

Na podstawie wyników badań geochemicznych wykonanych dla 55 profili dolomitu głównego, w obrębie platformy węglanowej Kamienia Pomorskiego i jej bezpośredniego otoczenia, dokonano kompleksowej charakterystyki macierzystości skał z uwzględnieniem wydzieleń paleogeograficznych i mikrofacjalnych. Najwyższe zawartości węgla organicznego TOC, do 5,8% wag., występują w obrębie facji madstonowej zatoki równi basenowej. Facje madstonowe płytszej części równi basenowej oraz stoku platformy węglanowej cechują się niższą zawartością węgla organicznego, do 1,36% wag. Facja bandstonowa saliny ma bardzo niski rezydualny potencjał genetyczny. Jednakże skała ta prawdopodobnie zawierała znaczną ilość algowej materii organicznej, której pierwotny potencjał węglowodorowy wyczerpał siępodczas przeobrażenia termicznego. W wyniku tego facja bandstonowa saliny została zakwalifikowana do efektywnych skał macierzystych. W dolomicie głównym analizowanego obszaru dominuje kerogen ropotwórczy II typu z nieznacznym udziałem kerogenu typu I i III. Zidentyfikowany kerogen II typu jest w klasie wysokiego potencjału węglowodorowego. Stopień przeobrażenia materii organicznej badanych utworów odpowiada przejściu generowania fazy mikrobialnej w początkowe stadia generacyjne okna ropnego.

EN

Basedon the results ofgeochemical analyses, 56 Main Dolomite profiles in the Kamień Pomorski carbonate platform and its immediate vicinity were characterised for source rock properties. The highest TOC values, to 5.8% wt., could be observed in the mudstone fades in the bay of basin plain. Mudstone fades in the shallower part of the basin plain and in the slope of the carbonate platform had a lower TOC, down to 1.36% wt. The boundstone fades in the saline zone had a very low residual genetic potential. However this rock probably contained algal organic matter which initial hydrocarbon potential run down during thermal maturation. As a result, the boundstone fades was classified as efficient source rock. In the analysed area of the Main Dolomite, oil-prone kerogen type II dominates. The share of kerogen type I and III is small. Identified kerogen II type has a high hydrocarbon potential. The organic matter in the analysed Main Dolomite strata is immature or low mature which corresponds to the end of microbial phase generation and beginning of the "oil window "phase.

9

Ocena macierzystości i potencjału naftowego utworów jury środkowej południowo-wschodniej Polski

Kotarba M. J., Więcław D., Kosakowski P., Zacharski J., Kowalski A.

Przegląd Geologiczny

|

2003

|

Vol. 51, nr 12

1031-1040

PL

Utwory doggeru w Polsce południowo-wschodniej występują w trzech strefach - Krakowa-Brzeska, Tarnowa i Rzeszowa. Analiza geochemiczna tych utworów wykazuje niską zawartość rozproszonej materii organicznej 0,2-0,6 % wag., ze znaczącym przyrostem w strefie rzeszowskiej do 3,8 % wag. Najwyższe zawartości materii organicznej, do 15,7 % wag. w profilu odwiertu Tarnawa-1 są związane z obecnością substancji węglistej w postaci lamin i soczewek. Materia organiczna utworów jury środkowej ma charakter mieszany - kerogen typu II/III w strefie Kraków-Brzesko i w strefie Tarnowa oraz lądowy - kerogen typu III w strefie rzeszowskiej. Stopień dojrzałości kerogenu, określony temperaturą Tmax, kwalifikuje skały macierzyste doggeru strefy Kraków-Brzesko i strefy Tarnowa jako niedojrzałe do generowania węglowodorów, a strefy Rzeszowa lokuje je w przedziale generacyjnym początku okna ropnego. Z tego względu modelowanie potencjału generacyjnego wykonano jedynie dla profilu doggeru strefy rzeszowskiej. Wykazano, że dojrzałość termiczna materii organicznej i kinetyczna transformacja kerogenu nie spowodowała wytworzenia znaczącego potencjału generacyjnego i osiągnięcia progu ekspulsji węglowodorów. Warunki efektywnej ropotwórczości utworów doggeru wymagają ich pogrążenia rzędu 5000 metrów, ze względu na niski gradient termiczny nasuniętego fliszu karpackiego. W tej sytuacji rozpoznane górnokredowe i górnojurajskie akumulacje naftowe podłoża zapadliska przedkarpackiego mogły być zasilane od głęboko pogrążonych doggerskich skał macierzystych.

EN

The Middle Jurassics trata in the SE Poland occur on the Kraków-Brześko, Tarnów and Rzeszów areas. It follows from the organic geochemical analysis of the Dogger strata have a low organic matter content 0.2 to 0.6% wt., to significantly increase in the Rzeszów area up to 3.8% wt. The highest organic matter contents, up to 15.7% wt. in the well Tarnawa-I is connected with the presence oflamines and lenses of carbonaceous organic matter. Middle Jurassic organic matter is of mixed type - herogen II/III in the Kraków-B rześko and Tarnów areas, and terrestrial - kerogen type HI in the Rzeszów area. The Dogger source rocks in the Kraków-Brześko and Tarnów areas are immature. In the Rzeszów area they are qualified at the beginning of oil window generation. Therefore, the generation potential was modelled in reference only to the Middle Jurassic profile in the Rzeszów area. The thermal maturity of organic matter and kinetic transformation of kerogen did not produce a significant generation potential and did not cross threshold of hydrocarbon expulsion. To obtain good conditions for hydrocarbon generation within the Middle Jurassic strata, they should be buried below 5000 meters due to the low thermal gradient of the overthrusted Carpathian Flysch. In such situation, the deep buried Dogger source rocks could supply the recognised Upper Cretaceous and Upper Jurassic oil accumulations of the Carpathian Foredeep basement.