Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analysis of accumulation mechanism of Guantao Formation in Matouying Uplift of Jidong Oilfield and its exploration inspiration

Wang Shilin, Su Peidong, Liu Guoyong, Zhang Boming, Meng Lingjian

Acta Geophysica

|

2023

|

Vol. 71, no. 3

1427--1437

EN

The Guantao Formation is the most important reservoir with significant faces developed, and this is different from the near-source accumulation of Nanpu sag. Guantao Formation in Matouying Uplift was found far away from the source area, which is a typical accumulation outside sources. What is the difference on accumulation condition and main controlling factors between the far-source accumulation and near-source accumulation? And what is the reasonable explanation for these reservoirs? According to the main controlling factors of Guantao Formation reservoir in Matouying Uplift, the abundant accumulation in hydrocarbon generation sag, efficient transport system and good spatial and temporal configuration of reservoir cap rock are the main controlling factors for its hydrocarbon accumulation outside sources. The hydrocarbon movement follows a migration model when it passes through a multiple faulted terrace zone and an effective connection to faults has an increase in the hydrocarbon abundance. The determination of oil sources and the correct understanding of the transport system are the keys to the reservoir understanding of the Guantao Formation in Matouying Uplift, as well as to the establishment of the reservoir model and the prediction of favorable oil and gas development areas. It provides enlightenment for the exploration of reservoir outside sources in peripheral convex and although oil and gas displays have been seen during single-well drilling, no large-scale reservoirs have been discovered until the industrial flow of oil and the results enrich the future exploration trend and potential areas in the uplift around the Nazione and Npu sag are determined.

2

Wpływ przemysłu hutniczego na akumulację wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych (WWA) w glebie

Chaber Paulina, Gworek Barbara

Przemysł Chemiczny

|

2020

|

T. 99, nr 11

1660--1663

PL

Pobrano próbki gleby z 4 miejsc zlokalizowanych w pobliżu huty i składowiska odpadów hutniczych. Próbki pobrano z głębokości 0–20, 20–40 i więcej niż 40 cm i po wysuszeniu ekstrahowano dichlorometanem. Skład pozostałości analizowano na zawartość 13 wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych (WWA) za pomocą HPLC-FLD. Oznaczono równoważniki toksyczności sumy WWA oraz wskaźniki diagnostyczne identyfikujące źródła emisji zanieczyszczeń. Źródłem WWA zakumulowanych w glebie było nie tylko składowisko odpadów hutniczych, ale również lokalna komunikacja i emisja zanieczyszczeń z huty.

EN

Soil samples were collected from 4 locations near smelter and metallurgical waste landfill. Samples were taken from 3 depths of 0–20, 20–40 and more than 40 cm, then dried and extd. with CH₂Cl₂. The compn. of the residue was detd. for the content of 13 polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) by the HPLC-FLD method. The toxicity equivs. of the sum of PAHs and diagnostic indicators identifying the sources of pollutant emissions were detd. The source of PAH accumulation in the soil was not only the smelting waste landfill, but also local communication and the emission of pollutants from the smelter.

3

Hydrodynamiczna analiza porównawcza basenów naftowych miocenu, dewonu, karbonu i dolnego permu dla oceny ich perspektyw złożowych

Piesik-Buś W.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 1 (189)

9--14

PL

W niniejszym artykule przedstawiono opracowaną przez prof. L. Zawiszę, (przy współpracy autorki artykułu) na podstawie metod Dahlberga i Coustau metodykę ilościowej oceny warunków migracji i akumulacji węglowodorów oraz kryteria dla hydrodynamicznego modelowania i klasyfikacji basenów naftowych pod kątem perspektyw złożowych. Hydrodynamiczna klasyfikacja basenów naftowych oraz metodyka ilościowej oceny warunków migracji i akumulacji węglowodorów zostały zastosowane do analizy hydrodynamicznej trzech basenów naftowych w Polsce; a mianowicie mioceńskiego basenu zapadliska przedkarpackiego, dewońsko-karbońskiego basenu lubelskiego oraz dolnopermskiego monokliny przedsudeckiej. Sumując wyniki rozważań hydrodynamicznych mioceński basen zapadliska przedkarpackiego jest basenem przejściowym pomiędzy basenem odśrodkowym a dośrodkowym i należy do basenów bardzo perspektywicznych. Basen dewoński rowu lubelskiego jest basenem odśrodkowym i z punktu widzenia hydrodynamiki jest basenem perspektywicznym dla poszukiwań węglowodorów. Basen karboński rowu lubelskiego jest w trakcie średnio zaawansowanej inwazji wód infiltracyjnych. Jest basenem dośrodkowym typu B i należy do basenów mało perspektywicznych. Basen dolnopermski monokliny przedsudeckiej jest basenem odśrodkowym i należy do basenów o wysokiej perspektywiczności występowania węglowodorów.

EN

In this paper developed by prof. L. Zawisza, (with co- author of the article) based on the methods Dahlberg and Coustau quantitative assessment methodology of the migration and accumulation of hydrocarbons and the criteria for hydrodynamic modeling and classification of petroleum basins in terms of prospects for deposit. Hydrodynamic classification of petroleum basins and the methodology to quantify the migration and accumulation of hydrocarbons have been applied to the analysis of hydrodynamic three petroleum basins in Poland and mianowiciemioceńskiego Foredeep basin, Devonian-Carboniferous and Permian Lublin Basin Monocline. Summing up the results of hydrodynamic considerations Miocene Foredeep pool is a swimming pool, a transition between centrifugal and centripetal and is highly prospective basins. Swimming Devonian Lublin Trough is a centrifugal and hydrodynamic point of view is a swimming pool for hydrocarbon exploration perspective. Swimming Carboniferous of the Lublin Trough is in the moderately severe invasion of water infiltration. There is a swimming pool centrifugal type B and belongs to the pool a little perspective. Permian Swimming pool Monocline is centrifugal and belongs to the pool of high prospectivity of the presence of hydrocarbons.

4

Analiza warunków hydrodynamicznych dla akumulacji węglowodorów w utworach czerwonego spągowca na złożach gazowych monokliny przedsudeckiej

Piesik-Buś W.

Nafta-Gaz

|

2011

|

R. 67, nr 12

884-891

PL

Z analizy ciśnień złożowych oraz zmian mineralizacji i chemizmu wód wgłębnych w utworach czerwonego spągowca monokliny przedsudeckiej wynika, że kierunki przepływu wód podziemnych są odśrodkowe. Wody te płyną od centralnej części basenu dolnopermskiego w kierunku jego brzeżnych partii, tj. z północnego-wschodu na południowy-zachód, napotykając na przeszkodę w postaci wyniesienia wolsztyńskiego, stanowiącego na drodze ich przepływu barierę hydrauliczną i mającego istotny wpływ na rozmieszczenie złóż węglowodorów w utworach czerwonego spągowca. Złoża węglowodorów występują w strefach stagnacji wód złożowych (w strefach o obniżonej prędkości filtracji tych wód), tj.: przed wyniesieniem wolsztyńskim - w niecce poznańskiej, i za nim - w niecce zielonogórskiej. Na tle hydrodynamicznej klasyfikacji basenów naftowych, dolnopermski basen monokliny przedsudeckiej jest basenem odśrodkowym (młodym) i należy do obszarów bardzo perspektywicznych. Pułapki złożowe związane są ze strefami o podwyższonej mineralizacji wód wgłębnych oraz obniżonej prędkości filtracji tych wód. Zasadniczy wpływ na rozmieszczenie złóż węglowodorów ma wyniesienie wolsztyńskie.

EN

The analysis of reservoir pressures and changes in mineralization and chemistry of deep waters in the Rotliegendes of the Fore-Sudetic Monocline reveals that the groundwaters flow centrifugally. Groundwaters run from the central part of the Lower Permian Basin outwardly to the edge parts, i.e. from north-east to the south-west fading an obstacle in the form of the Wolsztyn elevation. The Wolsztyn elevation is a hydraulic barrier for the waters, which significantly influences the distribution of hydrocarbons in the Rotliegendes strata. Hydrocarbon deposits are encountered in the zones of reservoir waters stagnation (in the zones of their lowered filtration rates), i.e. before the Wolsztyn elevation in the Poznań trough, and after the Wolsztyn elevation in the Zielona Góra trough. As compared to the hydrodynamic classification of oil basins presented in this paper, the Lower Permian basin of the Fore-Sudetic Monocline is a centrifugal (juvenile) basin, belonging to highly perspective areas. Reservoir traps are connected with zones of increased mineralization of groundwaters and lowered filtration rate of these waters. The Wolsztyn elevation has a basic influence on the distribution of hydrocarbon deposits.

5

Modelowanie procesu migracji i akumulacji węglowodorów w basenie naftowym rowu lubelskiego

Zawisza L.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2006

|

R. 23/1

607-618

PL

Z analizy ciśnień złożowych oraz zmian chemizmu wód podziemnych w utworach dewonu i karbonu rowu lubelskiego wynika, że w utworach tych występują dwa różne systemy hydrodynamiczne. Basen dewoński rowu lubelskiego jest basenem odśrodkowym (młodym), przed inwazją wód infiltracyjnych. Z punktu widzenia hydrodynamiki jest on basenem perspektywicznym dla poszukiwań węglowodorów. Natomiast basen karboński jest basenem dośrodkowym (starym). Znajduje się on w trakcie średnio zaawansowanej inwazji wód infiltracyjnych i należy do basenów mało perspektywicznych. W pracy przedstawiono wyniki hydrodynamicznego modelowania procesu migracji i akumulacji węglowodorów w basenie naftowym rowu lubelskiego. Dane dotyczące rozkładu pola hydrodynamicznego, gradientów hydraulicznych, prędkości filtracji oraz zmian chemizmu wód podziemnych posłużyły do wyznaczenia stref perspektywicznych dla występowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

EN

Analysis of pressure and water chemistry data from the Devonian and Carboniferous formations of the Lublin Basin indicates that two regional fluid flow systems are operating within this basin. The Devonian basin is the juvenile basin with compaction-induced centrifugal, lateral water movement (before invasion by meteoric waters), and may be classified as prospective. The Carboniferous basin is an intermediate basin with centripetal water movement, artesian properties and invasion of meteoric water. In this paper author presents the hydrodynamic modeling of hydrocarbon migration and accumulation in the Lublin Basin, Poland. The pressure and water chemistry data have been used to identify hydrocarbon traps within the Devonian and Carboniferous sequences

6

Rozwinięte modele kreowania akumulacji węglowodorów w warstwach porowatych w obecności przepływających wód

Zawisza L., Wojna-Dyląg E.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2004

|

R. 21/1

455-465

PL

Z punktu widzenia hydrodynamiki pułapkę węglowodorów określa się jako stan równowagi pomiędzy statyczną fazą skał zbiornikowych, a dynamiczną fazą płynów złożowych, przy założeniu, że wody złożowe znajdują się w stanie regionalnego ruchu. Do wyznaczania pułapek złożowych stosuje się dwa modele, a mianowicie potencjometryczny model akumulacji węglowodorów M.K. Hubberta wraz z jego późniejszymi modyfikacjami oraz rozwinięty model kreowania akumulacji węglowodorów w warstwach porowatych w obecności przepływających wód, opracowany przez I. Lerche'go i R.O. Thomsena. W artykule do wyznaczania pułapek złożowych zastosowano model Lerche'go-Thomsena. Realizację tego modelu przedstawiono na przykładzie złoża ropy Pomorsko, które posiada nachylone kontury złożowe. Metodyka Lerche'go-Thomsena przy analizie kształtu pułapek złożowych uwzględnia dynamikę płynów złożowych, zmiany przepuszczalności w obrębie warstwy wodo-ropo-gazonośnej, gęstość płynów złożowych, ciśnienie kapilarne, lepkość oraz napięcie powierzchniowe. Metodyka ta pozwala na precyzyjne wyznaczenie położenia pułapek złożowych w przestrzeni dwuwymiarowej (na przekroju), przy znanej masie akumulacji ropnej. W celu wyznaczenia kształtu i długości akumulacji ropy, należy jedynie wyznaczyć tzw. punkt startowy oraz założyć masę "powierzchniową" akumulacji.

EN

According to hydrodynamics theory, hydrocarbon traps are defines as a state of equilibrium between the static phase of reservoir rocks and the dynamic phase of reservoir fluids, provided that reservoir waters are in the state of regional motion. Determining reservoir traps can be done with the use of two models, i.e. M.K. Hubbert potentiometric model of hydrocarbon accumulation with its further modifications, and the developed model for creating hydrocarbon accumulations in porous strata in the presence of flowing waters, worked out by I. Lerche and R.O. Thomsen. In this paper, reservoir traps were found with the Lerche-Thomsen model on the example of Pomorsko oil field, which has inclines contours. In the analysis of the shape of reservoir traps, the Lerche-Thomsen method accounts for the dynamics of reservoir fluids, permeability changes within the water- and oil-bearing strata, density of reservoir fluids, capillary pressure, viscosity and surface tension. Knowing the mass of the oil accumulation, this method enables an accurate location of traps in a two dimensional space (cross-section). To determine the shape and length of oil accumulation, only the so-called "starting point" has to be determined and "surface" mass of accumulation assumed.