Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

1 Przegląd Geologiczny

1 2003

Znaleziono wyników: 1

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: interpretacja pomiarów porozymetrycznych

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Zmienność cech zbiornikowych przestrzeni porowo-szczelinowej piaskowców karpackich i ich kwalifikacja naftowa

Kuśmierek J., Smeryka R.

Przegląd Geologiczny

2003

Vol. 51, nr 9

732-743

Odkrycie nowych złóż węglowodorów w obszarach o słabym rozpoznaniu wiertniczym uzależnione jest m.in. od trafnego prognozowania cech zbiornikowych potencjalnych serii ropogazonośnych. Jak wykazały wyniki modelowań systemów naftowych karpackich jednostek strukturalno-facjalnych strefą perspektywiczną dla udokumentowania nowych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego jest południowo-wschodnia część Karpat polskich. Ocena parametrów zbiornikowych piaskowców fliszowych w tej strefie oparta jest na analizie i interpretacji pomiarów porozymetrycznych próbek piaskowców gruboławicowych pochodzących z wychodni potencjalnych serii ropogazonośnych. Zastosowanie metody porozymetrycznej, umożliwiającej precyzyjną charakterystykę geometrii przestrzeni porowo-szczelinowej badanych litotypów piaskowcowych, pozwoliło na ustalenie istotnych prawidłowości determinujących ich kwalifikacje do grupy skał zbiornikowych dla węglowodorów. W północno-zachodniej strefie obszaru badań cechy zbiornikowe litotypów piaskowcowych związane są z powszechną obecnością mezo- i makroporów, natomiast w strefie południowo-wschodniej głównie z systemem mikroporów i obecnością szczelin.

Discovery of new hydrocarbon accumulations in areas that have been weakly recognized by drilling depends, among others, on correct prediction of reservoir properties in potential oil- and gas-bearing series. As demonstrated by results of modelling for petroleum systems of the Carpathian structural-facial units, the southeastern part of the Polish Carpathians is a prospective zone for documenting new oil and gas reserves. Evaluation of reservoir properties of flysch sandstones in this zone has been based on analysis and interpretation of porosimetric measurements on samples of thick-bedded sandstones taken from exposures of potential oil- and gas-bearing series. Application of the porosimetric method, which has enabled detailed characteristic of geometry of the pore-fracture space in sandy lithotypes, has allowed us to establish some essential regularities that determine their qualification among hydrocarbon reservoir rocks. In the northwestern part of the study area reservoir properties of the sandy lithotypes are related to common occurrence of mesopores and micropores, whereas in the southeastern part they are related mainly to the system of micropores and occurrence of fractures.