Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Parametry petrofizyczne węglanowych skał nadkładu podczas sekwestracji CO2 w morskim złożu ropno-gazowym – studium przypadku

Moska Rafał

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 3

139--148

PL

Sekwestracja CO2 jest obecnie jednym z najintensywniej rozwijanych sposobów zmniejszenia ilości tego gazu w atmosferze Ziemi. Wiąże się ona z szeregiem zjawisk w górotworze mających wpływ na właściwości zarówno poziomów zbiornikowych, jak i uszczelniających. Jednym z kluczowych elementów technologicznych związanych z sekwestracją jest wykazanie, w jaki sposób długotrwałe zatłaczanie CO2 do górotworu będzie wpływało na parametry skał zbiornikowych w obrębie horyzontu docelowego, a także czy nie doprowadzi do nadmiernego wzrostu przepuszczalności w wyżejległych formacjach uszczelniających. W artykule zostały przedstawione wyniki badań laboratoryjnych wpływu sekwestracji CO2 na parametry petrofizyczne skał węglanowych, stanowiących warstwę uszczelniającą pułapki w morskim złożu ropno-gazowym. Wpływ CO2 został wyznaczony na podstawie porównania współczynników przepuszczalności, porowatości oraz dynamicznych parametrów sprężystości przed ekspozycją próbek na CO2 i po niej. Próbki skał zostały nasycone solanką złożową, a następnie poddane 12-tygodniowej ekspozycji na CO2 w stanie nadkrytycznym w warunkach złożowych. Odnotowano wzrost współczynnika przepuszczalności w części próbek posiadających szczeliny naturalne, podczas gdy w próbkach niezawierających szczelin wystąpił jego spadek. Zaobserwowano także spadek współczynnika porowatości efektywnej, jednakże prawdopodobnie w efekcie wytrącania się kryształów z solanki, którą próbki były nasycane. Moduły Younga oraz odkształcenia postaci próbek po ekspozycji nie zmieniły się zasadniczo w stosunku do wartości referencyjnych. Zarówno w próbkach eksponowanych na CO2, jak i w próbce niepoddanej ekspozycji odnotowano niewielki wzrost współczynnika Poissona oraz wzrost modułu odkształcenia objętości, co mogło być spowodowane przekroczeniem granicy plastyczności podczas obciążania próbek w pomiarach referencyjnych, prowadzącym do ich trwałej kompakcji.

EN

CO2 sequestration is one of the most intensively developed methods of reducing the amount of this gas in the earth's atmosphere. Sequestration involves a number of phenomena affecting the properties of both reservoir and sealing rocks. One of the key technological elements involved sequestration is to demonstrate how long-term injection of CO2 will affect the reservoir rocks parameters, as well as whether there is a risk of unsealing of the overburden rocks. This paper presents the results of laboratory measurements, concerning the petrophysical and geomechanical parameters of carbonate cap rocks in an offshore oil and gas deposit, before and after CO2 exposure. The effect of CO2 was designated by comparing porosity, permeability and dynamic elastic moduli before and after exposure. The rock samples were saturated with reservoir brine and exposed to supercritical CO2 in reservoir conditions for 12 weeks. Increase of the permeability in some samples with natural fractures and decrease in this parameter in samples without fractures were observed. A decrease in the effective porosity was also observed, however, probably as a result of the precipitation of crystals from the brine which the samples were saturated. Young's and shear moduli after exposure did not change significantly compared to the reference values. Both CO2-exposed and unexposed (blank test) samples showed a slight increase in the Poisson's ratio and an increase in the bulk modulus, which may have been caused by exceeding the yield stress when the samples were loaded in the reference measurements, leading to their permanent compaction.

2

Analiza wpływu zwilżalności ośrodka skalnego na parametry termiczne na podstawie profilowań geofizycznych i danych laboratoryjnych

Lis-Śledziona Anita, Słota-Valim Małgorzata, Stadtmüller Marek

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 4

227--243

PL

Celem prowadzonych badań była analiza i oszacowanie wpływu systemu zwilżalności ośrodka skalnego na jego parametry termiczne. W zależności od temperatury, składu mineralnego, porowatości i nasycenia wodą skałę charakteryzuje określona przewodność cieplna. Jednak nie tylko ilość wody w formacji wpływa na przewodność cieplną. Ważne jest także rozmieszczenie wody w skale, które w znacznym stopniu determinowane jest przez zwilżalność. Woda w skałach wodozwilżalnych pokrywa ziarna i tworzy tzw. film wodny na powierzchni minerałów, wypełnia także małe pory skały, tworząc strugi, ścieżki perkolacji dla migracji fazy przewodzącej ciepło (wody), ale też przewodzącej prąd elektryczny. W skałach hydrofobowych film wodny na powierzchni ziaren mineralnych jest nieciągły lub w ogóle go brak, gdyż większa część powierzchni skały pokryta jest ropą, natomiast woda w większości wypełnia centralną część porów o dużych średnicach. W pracy wykazano, że istnieje zależność pomiędzy systemem zwilżalności skały a przewodnością termiczną oraz przeprowadzono modelowanie ilościowe. Analizowano dane literaturowe z badań na hydrofilowych i hydrofobowych próbkach piasku przy różnym stopniu nasycenia wodą. Obserwacja eksperymentu prowadzącego do zmiany charakteru zwilżalności skały z hydrofilowej na hydrofobową na drodze powleczenia ziaren piasku polimerem zainspirowała autorów niniejszej pracy do zaproponowania dwóch równań przedstawiających zależność przewodności termicznej (λ) od współczynnika nasycenia wodą (Sw) dla skał wodozwilżalnych i skał ropozwilżalnych. W skałach wodozwilżalnych zaobserwowano wykładniczy wzrost przewodności cieplnej wraz ze wzrostem współczynnika nasycenia wodą, natomiast w skałach ropozwilżalnych zależność λ od Sw przedstawiono przy wykorzystaniu funkcji logistycznej. W ramach testowania modeli wykonano serię obliczeń dla czterech hipotetycznych skał klastycznych i czterech skał węglanowych. Przeprowadzono analizę wyników i obliczono przewodność termiczną w rzeczywistym ośrodku skalnym, wykształconym w postaci piaszczysto-ilastych utworów paleozoicznych, dla którego istniały opracowane wcześniej przez autorów wyniki interpretacji parametrów litologiczno-złożowych. Jednym z takich parametrów była obliczona i skalibrowana z wynikami badań laboratoryjnych krzywa zwilżalności. Stanowiła ona podstawę do podziału interpretowanego interwału na strefy wodozwilżane i ropozwilżalne. Ostatecznym wynikiem pracy jest estymacja zakresów zmienności przewodności cieplnej analizowanych skał w funkcji zwilżalności oraz parametrów petrofizycznych (zailenie Vcl, porowatość efektywna PHI, współczynnik nasycenia wodą Sw).

EN

The study aimed to evaluate the impact of the rock medium's wettability system on the thermal properties of the rock. The rock exhibits a specific thermal conductivity depending on the temperature conditions, mineral composition, porosity, and water saturation. However, it is not only the amount of water in the rock that affects its thermal conductivity. The water distribution in the rock, which is mostly determined by its wettability, is also essential. Water in the water-wet rocks covers the grains and creates a so-called water film on the minerals' surfaces. It also fills the tiny pores of the rock, creating streams and percolation paths for the migration of the heat-conducting and electrically conductive phases. In hydrophobic rocks, the water film on the surfaces of the minerals grains is discontinuous or non-existent as most of the rock surface is covered with oil, while water fills the central part of the pores of larger diameters. The results of the study confirmed the existence of a relationship between the rock wettability system and thermal conductivity based on the quantitative modeling that was carried out. The data from the literature were analyzed and tested by taking the hydrophilic and hydrophobic sand samples at various degrees of water saturation. The results of the experiment found in the literature leading to a change in the characteristics of the sand samples from initially hydrophilic into hydrophobic by coating sand grains with thermosensitive polymer led to an idea of proposing two equations presenting the dependence of thermal conductivity on the water saturation coefficient for water-wet and oil-wet rocks. In water-wet rocks, an exponential increase in thermal conductivity was observed with an increase in the water saturation coefficient. In contrast, in oil-wet rocks, the dependence of thermal conductivity λ on Sw was expressed using a logistic function. As part of model testing, a series of calculations were carried out for four hypothetical clastic rocks and four carbonate rocks. The analysis of the obtained results allowed to calculate thermal conductivity for real clastic rock medium represented by Paleozoic sandy claystone formation, with previously developed by the authors lithological interpretation and 1D models of reservoir properties. Among these parameters, a wettability curve was calculated and calibrated with the laboratory data. The wettability was used to distinguish interpreted intervals into the water- and oil-wet zones. Finally, as a result, the variability ranges of thermal conductivity of analyzed rocks were estimated as a function of wettability and petrophysical parameters (Vcl clay volume, PHI effective porosity, Sw water saturation).

3

Możliwości występowania gazu zamkniętego w piaskowcach środkowego kambru zachodniej części obniżenia bałtyckiego (wyniesienie Łeby) : wstępna analiza na podstawie danych petrofizycznych i geofizyki otworowej

Adamczak-Biały Teresa, Pacześna Jolanta

Przegląd Geologiczny

|

2020

|

Vol. 68, Nr 9

701--709

EN

The main purpose of this article is an approximation of petrophysical parameters in selected borehole sections in the Łeba Elevation. The parameters are among the most important factors affecting the possibility of unconventional gas accumulation. The other factors explaining the possibility of tight gas accumulations in the Middle Cambrian sandstones of the Łeba Elevation are hydrocarbon shows in cores and drilling mud and the presence of conventional hydrocarbon fields. The potential hydrocarbon resources are related to the Dębki and Białogóra Formations. They are composed of fine-grained sandstones. The thickness of the Dębki Formation ranges up to 100 m. The tickness of the Białogóra Formation does not exceed 10 m. The analysis of petrophysical parameters of these formations indicates that their tight gas saturation has a layered character. The Dębki Formation shows a better potential for tight gas accumulation.

4

Well logging interpretation methodology for carbonate formation fracture system properties determination

Stadtműller Marek

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 6

1933--1943

EN

The article presents the methodology for the qualitative determination of fracture zones in the profiles of carbonate formations, based on the complex fracture analysis (CFA) method. Three additive fracture ranges were distinguished, characterized by successively increasing aperture and fracture length values, operatively named micro, meso and macro. Furthermore, the quantitative characterization of fractures with different apertures was done. The methodology of laboratory data integration, fracture porosity and fracture permeability measurements performed on thin section and polished section was described as part of the quantitative well logging data interpretation procedure which uses the FPI (fracture porosity index) parameter. The research was performed in the Lower Carboniferous limestone formation that builds the Paleozoic basement of the Carpathian orogeny. An original software dedicated to the analysis of the wellbore images, obtained with the XRMI Halliburton scanner, was used to identify the presence of macro-fractures, determine their aperture and estimate fractures porosity and permeability in the profile of the analyzed rock formation. As a result of the work, postulates regarding the methodology for collecting research material were formulated, in particular: the scope of different laboratory core samples measurements and well log types. The principles of the optimal methodology for identifying fractured zones and quantitative evaluation of petrophysical parameters of recognized fracture systems were defined.

5

Wpływ sposobu udostępniania złoża i wybranych parametrów petrofizycznych na eksploatację niekonwencjonalnych zbitych (tight) złóż gazu

Klimkowski Ł., Nagy S.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 6

883--887

PL

Opracowano modele symulacyjne procesu eksploatacji zbitych piaskowcowych złóż niekonwencjonalnych typu tight obejmujące swoim zasięgiem strefę oddziaływania odwiertu SRV (stimulated reservoir volume) zarówno dla odwiertów horyzontalnych, jak i dla odwiertów pionowych. Do parametryzacji modeli wykorzystano geologiczne modele statyczne z rejonu złoża gazu Siedleczka. Lokalne modele statyczne uzupełniono o model PVT oraz zależności przepuszczalności względnej od nasycenia. Przeprowadzono analizę symulacyjną wpływu wybranych parametrów złożowych i technologicznych na przebieg eksploatacji złoża gazu w zbitych piaskowcach o niskiej przepuszczalności w złożu gazu ziemnego Siedleczka. Dokonano porównania eksploatacji układu jednootworowego w wariantach udostępnienia wynikających z przyjętej technologii wiercenia i szczelinowania strefy drenażu złoża typu tight.

EN

Single-well simulation models were developed covering the stimulated reservoir vol. for both horizontal and vertical wells. Simplified geol. static models from the Siedleczka gas field area were used for the parameterization of the models. Local static numerical models were supplemented with the PVT model and relative permeabilities curves. The simulation anal. of the impact of selected parameters on the operation of the gas reservoirs in tight sandstones was carried out. The operations of a single-well system in the variants of completion resulting from the adopted technol. of drilling (vertical vs. horizontal) and fracturing the tight reservoir drainage zone (single vertical vs. multiple vertical fractures) were compared.

6

Wyznaczanie porowatości ogólnej i parametrów szkieletowych utworów węglanowych na podstawie pomiarów prędkości fal sprężystych i gęstości

Jarzyna J., Puskarczyk E., Ogórek E., Motyka J.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2018

|

nr 473

13--25

PL

Badania wykonano w celu wykazania zależności między prędkościami fal sprężystych uzyskanymi w wyniku pomiarów laboratoryjnych a parametrami otrzymanymi w badaniach hydrogeologicznych (porowatością i gęstością objętościową). Pomiary przeprowadzono na 73 próbkach skalnych, pochodzących w większości z poziomów wodonośnych z rejonu Olkusza. Informacja o prędkościach fal sprężystych w połączeniu z parametrami zbiornikowymi (porowatością, współczynnikiem filtracji i gęstością) dostarczyła dodatkowych informacji o badanych skałach. Zestawienie prędkości fali podłużnej P oraz gęstości objętościowej z porowatością otwartą, obliczoną w badaniach hydrogeologicznych, dało informację o zakresie zmian prędkości oraz gęstości szkieletowej w badanych skałach, które następnie wprowadzono do wzorów na obliczenie porowatości ogólnej badanych próbek. Na podstawie prędkości fal sprężystych, zmierzonych na próbkach wyciętych z rdzeni w dwóch prostopadłych kierunkach, wykonano także analizę anizotropii, co pozwoliło zidentyfikować szczeliny w skale. Analiza wyników hydrogeologicznych i petrofizycznych pokazała, że łącząc ze sobą różnorodne parametry można uzyskać dodatkowe informacje o właściwościach zbiornikowych poziomów wodonośnych.

EN

The purpose of the research was to find relationship between elastic waves velocities obtained from lab measurements and parameters from hydrogeological research. Measurements were conducted on 73 rock samples originating mostly from Jurassic limestone of the Olkusz area. Additional information about the rock samples was obtained when the elastic wave velocities were compared with reservoir parameters such as porosity, permeability and density. Plots of elastic waves velocities vs. porosity and bulk density vs. porosity gave information about the range of P wave velocities from the boundary velocity to the values when porosity is equal to zero. Matrix velocity and density values were introduced into the formulas used to calculate porosity. Anisotropy analysis was made on the basis of elastic wave velocities measured on cores cut in two perpendicular directions. This allowed for identification of fractures in rocks. Results showed that by comparing various petrophysical parameters it was possible to get better information about reservoir properties of aquifers.

7

Ocena wpływu właściwości petrofizycznych skał łupkowych na ich efektywność uszczelniania poziomów zbiornikowych i akumulacji złożowych

Sowiżdżał K., Such P., Leśniak G., Słota-Valim M.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 10

730--738

PL

Praca odnosi się do zagadnień oceny formacji łupkowych pod kątem ich efektywności uszczelniania poziomów zbiornikowych węglowodorów. Celem podjętych działań było wypracowanie skutecznych metod analizy i interpretacji formacji uszczelniających, zarówno od strony laboratoryjnych analiz parametrów petrofizycznych, jak i stosowania technik interpretacyjnych i obliczeniowych w skali profili otworów wiertniczych i modeli geologicznych złóż i systemów naftowych. Analizie poddano parametry petrofizyczne dolnopaleozoicznego kompleksu łupkowego basenu bałtyckiego i zdefiniowano reprezentatywny typ (model) skały uszczelniającej, któremu nadano odpowiednie charakterystyki relacji porowatość vs. przepuszczalność i porowatość vs. ciśnienie kapilarne przebicia. Przeprowadzono symulacje systemu naftowego w rejonie anonimowego obiektu złożowego, stosując opracowaną charakterystykę kompleksu uszczelniającego poziom zbiornikowy, oraz oceniano efekty złożowe w postaci parametrów definiujących wielkość akumulacji HC (wysokość kolumny HC, głębokość konturu wody złożowej). Wyniki porównywano z efektami stosowania innych, niezależnych technik interpretacyjnych (danych geofizyki otworowej), potwierdzając skuteczność zastosowanych metod oceny formacji uszczelniających.

EN

The paper refers to the issues of sealing efficiency of shale formations as rocks covering hydrocarbons reservoir intervals. The aim of the research was to develop effective methods for the analysis and interpretation of the sealing formations, both from the point of view of petrophysical laboratory measurements, as well as the use of techniques of geophysical borehole data interpretation and computations carried out for geological reservoir models and petroleum systems models. The petrophysical parameters of the lower Paleozoic shale sediments of the Baltic basin were analyzed and a representative type (model) of sealing rocks was defined. Appropriate characteristics of the porosity vs. permeability relationship as well as porosity vs. pressure capillary pressure relationship were given to the model. Simulations of the petroleum system were run in the region of an anonymous reservoir object, using the developed characterization of sealing complex to evaluate the reservoir accumulation outcome through such parameters of the reservoir as: HC column height, gas water contact depth. The results were compared with those resulting from other independent techniques of interpretation (well logging data interpretation of water saturation), which confirmed the effectiveness of the methods used for the assessment of the sealing strength of shale formations.

8

Przestrzeń porowa piaskowców karbońskich z profilu odwiertu Paproć-29 w świetle badań porozymetrii rtęciowej

Pstrucha A., Pstrucha E.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2016

|

R. 19, Nr 1 (213)

9-16

PL

Celem artykułu była charakterystyka petrofizyczna piaskowców poziomu karbonu w profilu odwiertu Paproć-29, zlokalizowanego w północnej części monokliny przedsudeckiej. Pomiary porozymetrii rtęciowej zostały przeprowadzone na 12 próbkach materiału rdzeniowego w celu oszacowania podstawowych parametrów petrofizycznych, obejmujących porowatość efektywną i dynamiczną dla gazu i ropy, gęstość szkieletową i objętościową, a także szeroko pojętą geometrię przestrzeni porowej. Otrzymane wyniki pozwoliły zaklasyfikować piaskowce karbońskie do skał o bardzo niskiej pojemności zbiornikowej oraz przypisać im porowy typ przestrzeni zbiornikowej. Ponadto wskazano interwał głębokościowy skał o relatywnie dobrych właściwościach petrofizycznych w kontekście występowania złóż gazu zamkniętego (tight gas).

EN

The purpose of the study is to determine the petrophysical characteristic of the Carboniferous sandstones in the Paproć-29 borehole section, located in the northern part of the Fore-Sudetic Monocline. Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) measurements were conducted on 12 core samples in order to assess basic petrophysical parameters, including effective and dynamic porosities for oil and gas, bulk and skeletal densities and broadly comprehended pore space geometry. The data obtained from method used in this study have allowed to classify sandstones as poor hydrocarbon reservoir capacity rocks and define their pore space character as pore-fracture type. In addition, the rock interval of relatively good petrophysical properties in the context of the presence of tight gas deposits was indicated.

9

Parametry petrofizyczne łupków z gazem na podstawie pomiarów z wykorzystaniem porozymetrii rtęciowej, zjawiska magnetycznego rezonansu jądrowego i adsorpcji oraz desorpcji par azotu

Jarzyna J., Puskarczyk E., Semyrka R., Krakowska P., Wójcik A., Wawrzyniak-Guz K., Zorski T., Czepirski L., Szczurowski J., Bałys M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

479--484

PL

Trzy metody pomiarów laboratoryjnych opartych na różnych procesach fizycznych, tj. porozymetrię rtęciową, badania z wykorzystaniem zjawiska magnetycznego rezonansu jądrowego oraz adsorpcję i desorpcję par azotu wykorzystano do badania fizycznych własności skał mułowcowych wieku sylurskiego i ordowickiego z obszaru syneklizy bałtyckiej. Do analiz włączono także inne parametry, np. gęstość i TOC. Wartości parametrów dla wybranych próbek przedstawiono w tabeli i na wykresach dla zilustrowania różnorodności badanych mułowców ogniwa Jantaru i formacji Sasina.

EN

Three methods based on different physical phenomena, i.e. mercury porosimetry, NMR experiment and adsorption/desorption of nitrogen vapors were used to determine various parameters of the Silurian and Ordovician mudstones from the Baltic Syneclize. Selected other parameters like density and TOC were included into analyses. Values of parameters for the selected samples were presented in the table and in the plots to illustrate variability of Mudstones from the Jantar Member and Sasino Formation.

10

Charakterystyka petrofizyczna skał sylurskich i ordowickich w basenie bałtyckim na podstawie wyników badań laboratoryjnych i geofizyki otworowej

Jarzyna J., Krakowska P., Puskarczyk E., Wawrzyniak-Guz K.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

473--477

PL

Porównano wybrane parametry petrofizyczne wyznaczone w wyniku badań laboratoryjnych na próbkach skał i profilowań geofizyki otworowej w odwiertach B8-Z4/2012, B21-2/2014 i Lu-1/2011 w interwałach głębokości odpowiadających formacji iłowców z Pasłęka razem z ogniwem łupków bitumicznych z Jantaru, formacji wapieni i iłowców z Prabut oraz formacji iłowców z Sasina. Celem było pokazanie niejednorodności skał sylurskich i ordowickich występujących w basenie bałtyckim. Wartości porównywanych parametrów zestawiono w tabeli oraz zilustrowano na histogramach i wykresach krzyżowych.

EN

Selected petrophysical parameters from the laboratory measurements and results of well logging from the B8-Z4/2012, B21-2/2014 and Lu-1/2011 boreholes were compared in the depth intervals related to the claystone Pasłęk Formation including bituminous shale Jantar Member, and claystone Sasino Formation. The goal was to reveal non-homogeneity of the Silurian and Ordovician formations in the Baltic Basin. Values of the compared parameters are presented in a table and illustrated in histograms and plots.

11

Analyses of permeability and porosity of sedimentary rocks in terms of unconventional geothermal resource explorations in Poland

Sowiżdżał A., Semyrka R.

Geologos

|

2016

|

Vol. 22, No. 2

149--163

EN

Petrophysical investigations are fundamental to natural resource exploration. In order to recognise the geothermal potential of sedimentary rocks in central Poland, 259 samples were collected from prospective deep-lying geothermal reservoirs. Parameters measured include bulk density, skeletal density, effective porosity, permeability, average pore diameter and specific surface. Results indicate that at great depths (mostly > 3,000 m below surface) sedimentary rocks show low values of porosity (mainly less than 5%) and permeability (only sporadically in excess of 1 md). These values call for a petrothermal use of reservoirs, for which an Enhanced Geothermal System (EGS) was developed. Reservoirs suited for the EGS are Carboniferous and Lower Triassic sandstones in the central part of Poland (Mogilno-Łódź Trough region and a small part of the Kujawy Swell and Fore-Sudetic regions). In addition, Carboniferous limestones in this area are potentially prospective.

12

Jakościowa i ilościowa charakterystyka petrofizyczna subfacji dolomitu głównego w strefach paleogeograficznych

Semyrka R.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2013

|

T. 29, z. 3

99--114

PL

Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegółową analizą sedymentologiczną umożliwiły wydzielenie na omawianym obszarze środowisk depozycyjnych dolomitu głównego oraz określenie odrębnych subfacji. W obrębie analizowanego obszaru w strefie bariery węglanowej utwory dolomitu głównego, wykształcone w subfacji bandstonów, prezentują typ skały zbiornikowej o charakterze porowym w klasie bardzo niskiej, niskiej pojemności dla gazu i bardzo niskiej dla ropy. W obrębie strefy równi platformowej dolomit główny tej subfacji ma charakter skały zbiornikowej typu porowego niskiej i średniej klasy pojemnościowej dla gazu i niskiej dla ropy. Subfacja utworów mułozwięzłych dolomitu głównego w strefie podnóża platformy węglanowej reprezentuje typ skały zbiornikowej o niskiej, sporadycznie średniej pojemności dla gazu i bardzo niskiej i niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykształceniu przestrzeni porowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrębie strefy bariery węglanowej, gdzie wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikują ją do skał zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu i bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym. Subfacja utworów ziarnozwięzłych, w obszarze strefy podnóża platformy węglanowej charakteryzuje się średnią i wysoką pojemnością zarówno dla gazu jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szczelinowo-porowej. W strefie bariery węglanowej cechy te są bardzo zróżnicowane, od niskiej pojemności do wysokiej dla gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej dla ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit główny reprezentuje głównie porowy charakter przestrzeni porowej, w klasie średniej pojemności dla gazu i niskiej dla ropy.

EN

This work focuses on analysis and characterization of petrophysical properties of the Main Dolomite strata in the study area, against the background of its paleogeographic and facial development. The microfacial analysis, together with detailed sedimentological analysis, made it possible to distinguish the depositional environments of the Main Dolomite succession in the study area. The Main Dolomite is characterized by diversity in thickness, lithology, and facial development of the following zones: foot of the carbonate platform, barrier, and platform plain. Three principal sub-facies were distinguished there grainstones, mudstones, and boundstones (the microbial sub-facies). These sub-facies reveal diversified petrophysical parameters. The analysis is based on the results of porosimetric measurements which enable assessment and qualification of this horizon from the point of view of its hydrocarbon reservoir capacity and pore space character. Principles of porous rock qualification in terms of hydrocarbon reservoirs include mainly assessment of effective and dynamic porosities for oil and gas, bulk and framework densities, and pore space geometry (distribution of predominating pore diameters and specific surface of the pore space). This assessment refers to the pore space in which processes of migration and accumulation of reservoir fluids occur. Statistical analysis of the petrophysical parameters revealed their relationships within the distinguished lithofacial zones, which also represent an important solution.

13

Prognostic accumulation zones for oil and natural gas in the criteria for the distribution of petrophysical parameters in the main dolomite in Gorzow-Pniewy area

Semyrka R., Maruta M., Pasternacki A.

Archives of Mining Sciences

|

2013

|

Vol. 58, no. 4

1111--1132

EN

W ocenie ilościowej i jakościowej przestrzeni porowej środowiskiem anizotropowym są węglanowe skały zbiornikowe. Zróżnicowany litologiczno-facjalnie oraz miąższościowo, ropo-gazonośny poziom dolomitu głównego charakteryzuje się złożonym układem pojemnościowo-filtracyjnym. Tym regułom podporządkowana jest ocena i perspektywy poszukiwawcze w cechsztyńskim poziomie dolomitu głównego (Ca2) w Polsce w rejonie Gorzów-Pniewy.W celu uprządkowania tego zagadnienia i prognozy perspektyw złożowych, w oparciu o wyniki badań porozymetrycznych, przeprowadzono analizę parametrów petrofizycznych dolomitu głównego w przedstawionym obszarze, o stwierdzonej ropo-gazonośności tego poziomu. Wyniki badań porozymetrycznych wyraźnie wskazują na heteregoniczność utworów dolomitu głównego w zakresie zmienności parametrów petrofizycznych, odniesionych do zróżnicowanych litologicznie stref paleogeograficznych w analizowanym obszarze. Analiza ta, w odniesieniu do pojemności magazynowej dolomitu głównego, rozwiniętego w zróżnicowanych facjach poszczególnych stref paleogeograficznych, pozwala na ocenę możliwej akumulacji węglowodorowej, w stosunku do potencjału generacyjnego tego poziomu.

14

Przestrzenne modelowanie parametrów petrofizycznych w oparciu o atrybuty sejsmiczne, rejon zdjęcia sejsmicznego Góra Ropczycka-Iwierzyce 3D

Zych I., Smółka-Gnutek P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

233--238

PL

Celem przestrzennego modelowania było dostarczenie szczegółowej informacji o rozkładzie parametrów petrofizycznych w kompleksie utworów miocenu. Obszar objęty analizą znajduje się w brzeżnej strefie nasunięcia karpackiego — w strefie znanych złóż gazu ziemnego — Sędziszów (Zagórzyce), Nosówka oraz Góra Ropczycka. W wyniku badań zweryfikowano dotychczasowe rozpoznanie złóż i wyznaczono kierunki dalszych prac poszukiwawczych. Główną zaletą przedstawionej analizy jest integracja szczegółowych danych geologicznych i petrofizycznych (profilowania geofizyki wiertniczej, wyniki prób złożowych, pomiary laboratoryjne) z danymi sejsmicznymi (m.in. atrybuty sejsmiczne, impedancja akustyczna). W wyniku analizy otrzymano przestrzenne modele rozkładu porowatości PHI, gęstości RHOB oraz wielkości naturalnego promieniowania GR. Na podstawie wyników interpretacji prac sejsmicznych 3D Góra Ropczycka—Iwierzyce 3D wykonano przestrzenny model strukturalny kompleksu miocenu o pionowej rozdzielczości 10 m. Dostępne dane wiertnicze w postaci krzywych geofizycznych przeskalowano do rozdzielczości przestrzennego modelu strukturalnego. Do kierowania rozkładem analizowanych danych petrofizycznych wykorzystano przede wszystkim informacje z szeregu atrybutów sejsmicznych. Estymację wykonano za pomocą zaawansowanych algorytmów dostępnych w programie Petrel (Neural Net, Gaussian Random Function Simulation). W wyniku badań uzyskano informację o rozkładzie własności petrofizycznych w każdym punkcie przestrzennego modelu utworów kompleksu miocenu. Na podstawie dostępnej informacji złożowej z przestrzeni modelu wyselekcjonowano także anomalne obszary korelujące się z objawami węglowodorów w otworach wiertniczych. Pozwoliło to na weryfikację dotychczasowego rozpoznania złóż gazu Sędziszów, Nosówka i Góra Ropczycka oraz wskazanie nowych stref o podobnym zapisie sejsmicznym.

EN

The purpose of spatial modeling was to provide detailed information about the distribution of petrophysical parameters in the Miocene complex. The area of study is located in the marginal zone of the Carpathian Foredeep where many deposits of natural gas such as Sędziszów (Zagórzyce), Nosówka and Góra Ropczycka are known. The tests verified existing deposits and set directions for further development. The main advantage of the presented analysis is the integration of detailed geological and petrophysical data (borehole geophysics, laboratory measurements) with the seismic data (seismic attributes, acoustic impedance, etc.). As the result of the analysis spatial models were obtained such as porosity distribution PHI, density RHOB and gamma ray distribution GR. On the basis of structural interpretation of 3D seismic data, the structure framework of Miocene complex was built with the vertical resolution of 10 m. All well data was scaled to the resolution of structural model. A number of seismic attributes were used to steer the distribution of petrophysical well data. Estimation was performed by using advanced algorithms available in Petrel (Neural Net, Gaussian Random Function Simulation). The research provided information about the distribution of petrophysical properties at every point of the Miocene complex. On the basis of all available reservoir information, anomalous areas were extracted. Thanks to this analysis existing gas fields: Sędziszów, Nosówka, Góra Ropczycka could be verified and new areas with similar seismic characteristic were identified.

15

Estymacja wybranych parametrów petrofizycznych w oparciu o atrybuty sejsmiczne oraz dane geofizyki otworowej

Niepsuj M., Pietsch K.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

367--373

PL

Dolomit główny (Ca2) jest jedną z podstawowych formacji zbiornikowych w NW Polsce. Stanowi on drugi poziom węglanowy cyklicznej sekwencji ewaporatowej cechsztynu na Niżu Polskim. Ze względu na duże urozmaicenie dna basenu sedymentacyjnego cyklotemu PZ1, osady dolomitu głównego wykształciły się w zróżnicowanych strefach paleogeograficznych: basenowej, podnóża platform węglanowych, bariery węglanowej i równi platformowej. Skutkiem tego jest nie tylko zróżnicowanie miąższości skały zbiornikowej, ale również pionowa i pozioma zmienność jej parametrów petrofizycznych. Właściwe ich rozpoznanie jest jednym z głównych zadań przy poszukiwaniu złóż węglowodorów. Wyznaczenie rozkładu porowatości dolomitu głównego umożliwia zaawansowana interpretacja danych sejsmicznych oraz danych geofizyki otworowej. W tym celu określono zależności pomiędzy parametrami petrofizycznymi Ca2 a parametrami, od których w sposób bezpośredni zależy zapis sejsmiczny. Umożliwiło to wyznaczenie wzorów zależności, które posłużyły w późniejszym etapie do wyznaczenia porowatości z danych sejsmicznych. Prace interpretacyjne, analizy i obliczenia, zarówno dla danych geofizyki otworowej, jak i danych sejsmicznych, wykonano w systemie Hampson-Russell Software.

EN

Main Dolomite (Ca2) is one of the main reservoir formations in NW Poland. It is the second carbonate level of the evaporates sequences of Zechstein in the Polish Lowlands. Because of the large diversity of the sedimentary basin bottom of cyclothem PZ1, Main Dolomite was formed in different palaeogeographical zones: basin in floor, toe of slope, carbonate barriers and platform flat. The result is not only the diversity of reservoir rock thickness, but also the vertical and horizontal variability of the petrophysical parameters. Their correct recognition is one of the main tasks in the search of hydrocarbon deposits. Determination of the Main Dolomite porosity distribution enables advanced interpretation of seismic data and well log data. For this purpose relations between Ca2 petrophysical parameters and parameters, on which seismic record is dependant, were estimated. It allows to determine the formulas which were used to calculate the porosity of the seismic data at the later step. The interpretation work, analysis and calculations for both, well log data and seismic data, were carried out in Hampson-Russell Software.

16

Charakterystyka poziomów zbiornikowych i uszczelniających formacji jury i triasu północnego Mazowsza pod kątem geologicznego składowania CO2 na podstawie danych z głębokich otworów wiertniczych

Feldman-Olszewska A., Adamczyk-Biały T., Becker A.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

27--46

PL

Dane geologiczne i geofizyczne dotyczące osadów jury i triasu z 53 otworów wiertniczych rejonu północnego Mazowsza zostały przeanalizowane w kontekście możliwości bezpiecznego składowania CO2 w głębokich poziomach wodonośnych. Najbardziej perspektywiczne zarówno ze względu na właściwości petrofizyczne, rozkład miąższości, jak i wykształcenie facjalne są osady najniższego odcinka jury środkowej (aalen dolny) oraz jury dolnej (formacje: borucicka, drzewicka, ostrowiecka, olsztyńska i dolny odcinek formacji zagajskiej). Spośród przeanalizowanych poziomów triasowych, piaskowce poziomu piaskowca trzcinowego wykazują porowatości spełniające kryteria dla składowania CO2, przy często zbyt niskich przepuszczalnościach. Poziomy uszczelniające dla zbiorników jurajskich stanowią odpowiednio utwory iłowcowo-mułowcowe profili: środkowego odcinka bajosu górnego, aalenu górnego, formacji ciechocińskiej oraz górnego odcinka formacji zagajskiej. Nie wszędzie w równym stopniu spełniają one wymagane kryteria miąższościowe, facjalne i petrofizyczne. Na całym obszarze osady triasu górnego (warstwy nidzickie oraz częściowo warstwy bartoszyckie) tworzą iłowcowo-mułowcowy poziom o dobrych parametrach uszczelniających i miąższości powyżej 100 m.

EN

Jurassic and Triassic sediments encountered in 53 deep wells from northern Mazovia were interpreted geologically and geophysically in terms of CO2 storage potential. Reservoir horizons with the most favourable petrophysical properties, thickness patterns and facies were detected within the Middle Jurassic (Lower Aalenian) and Lower Jurassic (Borucice Fm., Drzewica Fm., Ostrowiec Fm., Olsztyn Fm. and lower part of the Zagaje Fm.). The Upper Triassic Schilfsandstein sandstone horizon has been characterized by porosities meeting the CO2 storage criteria. The permeability however is too low in most cases. The thickness, facial and petrophysical criteria of the Jurassic sealing horizons of the middle part of the Upper Bajocian, Upper Aalenian, Ciechocinek Fm. and of the upper part of the Zagaje Fm. are not equally adequate throughout the area. The Upper Triassic Nidzica beds and partially Bartoszyce beds form a sealing horizon of good petrophysical properties and exceeding 100 m in thickness across the whole study area.

17

Geofizyczne oraz hydrogeologiczne warunki pozyskiwania energii geotermicznej w Polsce

Szewczyk J.

Przegląd Geologiczny

|

2010

|

Vol. 58, nr 7

566-573

EN

In result of drilling works carried out for over the past several decades in Poland, over 7,500 boreholes were completed to depths exceeding 1,000 m. The works were mainly connected with exploration for oil and gas and, therefore, the range and quality of the bulk of the obtained borehole data appear to be of very limited value and often even misleading in analyzing geothermal potential. This makes Polish Geological Institute’s exploratory boreholes especially important for geothermal studies thanks to their relatively regular distribution, large cored intervals and numerous hydrogeological and petrophysical tests and analyses. The Polish Geological Institute has been conducting long-term systematic studies aimed at obtaining uniform and the most detailed knowledge of environmental factors determining possibilities to use geothermal energy in Poland. Generation and compilation of uniform map of heat flow density in the area of Poland including southern Baltic Sea have been completed in 2009. The paper presents newly completed map of undisturbed temperature at the depth of 2,000 m for that area. This map along with the above mentioned uniform map of heat flow density provide important indices for evaluating perspectives of obtaining geothermal energy. The paper also presents hitherto obtained results of determinations of hydrogeological parameters of deep aquifers mainly extending throughout the Polish Lowlands.

18

Zastosowanie najnowszych metod cyfrowych do oceny parametrów petrofizycznych w utworach węglanowych i wizualizacji ich przybliżonych modeli

Kowalska-Włodarczyk M., Darłak B.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

491--495

PL

Praca prezentuje zastosowanie najnowszych metod cyfrowych (sieci neuronowe) i wizualizacyjnych (program PETREL) do oceny jakości materiału skalnego pod kątem własności zbiornikowych. Uzupełnienie i ujednolicenie danych za pomocą sieci neuronowych pozwoliło na stworzenie optymalnej bazy danych, która wprowadzona została do programu PETREL, co dało możliwość stworzenia przybliżonych modeli petrofizycznych.

EN

This work presents application of new digital methods (ANN) and visualization using new program PETREL. ANN were used to reconstruct petrophysical logs and unify data base. PETREL was used to create petrophysical models of reservoir rocks.

19

Szacowanie składu mineralnego i parametrów petrofizycznych skał z pomiarów geofizyki otworowej: przykład z zapadliska przedkarpackiego

Ossowski A., Zorski T., Środoń J.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

567

PL

Wcześniej prowadzone badania nad modelem geochemiczno-mineralogicznym dla formacji mioceńskiej przedgórza Karpat w otworach Jasionka-4 i Chałupki Dębniańskie-3 zostały powtórzone przy zastosowaniu ulepszonej metodyki bądań laboratoryjnych. Badania te zastosowano także do nowych rejonów przedgórza w rejonach Dzikowa i Nowosielca. Na tym samym materiale skalnym badano z jednej strony pełny skład chemiczny, z drugiej skład mineralny i parametry mineralogiczne takie, jak pojemność wymiany kationowej (CEC), całkowita powierzchnia właściwa (TSSA) czy zawartość wody związanej. Analiza wyników pozwoliła na określenie ilościowych zależności pomiędzy wielkościami mierzonymi metodami geofizyki wiertniczej takimi, jak gęstość, indeks absorpcji fotoelektrycznej Pe, przekrój czynny absorpcji neutronów Σa, naturalna promieniotwórczość, koncentracje pierwiastków Si, Ca, Fe, K, U i Th — a składem mineralnym i takimi parametrami, jak CEC czy gęstość mineralogiczna, niezbędnymi do pełnej interpretacji pomiarów geofizyki otworowej.

EN

Earlier research on geochemical — mineralogical model for two gas fields: Jasionka-4 and Chałupki Dębniańskie-3 in the Miocene formation of the Carpathian Foredeep was revised using improved methodology and was extended into two new fields: Dzików and Nowosielec. Using splits of the same rock material both full chemical and mineralogical composition were determined. Cation exchange capacity (CEC), total specific surface area (TSSA) and bound water content were also measured. These data allowed to establish the quantitative relations between logging parameters such as bulk density, photoelectric absorption index Pe, neutron absorption cross section Σa, natural radioactivity, contents of Si, Ca, Fe, K, U, Th, and mineralogical parameters such as: mineral composition, grain density and CEC. These mineralogical parameters help in advanced interpretation of the well logging data.

20

Próba zastosowania logiki rozmytej do interpretacji parametrów petrofizycznych skał zbiornikowych

Darłak B., Kowalska-Włodarczyk M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

497--502

PL

Przedstawiono najnowszą metodę cyfrową z powodzeniem stosowaną do prognozowania, planowania oraz podejmowania decyzji, jaką jest logika rozmyta (ang. fuzzy logic), coraz częściej stosowana w opracowaniach geologicznych.

EN

In this paper there was presented the newest digital method so called fuzzy logic. This method is widely used to plan, predict and make decision in process, in geological problems.