PL
 |
EN
Preferencje help
Polish version English version Język
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 23

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 2 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  petrophysical properties
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 2 next fast forward last
1
Content available remote Quantitative characterization of unconventional (tight) hydrocarbon reservoir by integrating rock physics analysis and seismic inversion: a case study from the Lower Indus Basin of Pakistan
Talib Maryam, Durrani Muhammad Zahid Afzal, Palekar Arshad Hussain, Sarosh Bakhtawer, Rahman Syed Atif
Acta Geophysica
|
2022
|
Vol. 70, no 6
2715--2731
EN
The paper demonstrates a successful application of Bayesian classification method to accurately predict petrophysical properties and lithofacies classification in the deep unconventional (tight gas) hydrocarbon resource potential of early Cretaceous in the Lower Indus Basin of Pakistan. To explore the true potential for exploration and development phases, we quantitatively characterized the tight gas reservoir based on an integrated methodology using the Bayesian approach constraint with rock physics analysis which utilized deterministic petrophysical results from a well information to extract the desired lithofacies at seismic scale. The employed methodology relied on stepwise sequential integration of all available data through petrophysical, rock physics analysis and seismic inversion technique. Simultaneous inversion approach is used to invert elastic properties for reservoir interpretation. Seismic-based petrophysical properties are predicted using regression analysis by establishing a functional relationship between well logs for Sembar formation. The rock physics template (acoustic impedance versus Vs/ Vs ratio) model helped to differentiate lithological units of sand and shale in the well. Three lithofacies (HC sands, shale and shalier sand) are properly classified in rock physics template, and their probabilities are accurately defined using Bayes’ theorem. Finally, estimated lithofacies and hydrocarbon probability map from the Bayesian approach are meticulously validated from well data. The quantitative seismic reservoir characterization study provided important support for the unconventional prospect evaluation and hydrocarbon reserve estimations necessary to delineate unexplored parts which could prove helpful in effectively planning for the horizontal well placement and optimal reservoir development.
2
Content available remote Petrophysical properties prediction of deep dolomite reservoir considering pore structure
Gui Jinyong, Yin Xingyao, Jianhu Gao, Li Shengjun, Liu Bingyang
Acta Geophysica
|
2022
|
Vol. 70, no 4
1507--1518
EN
Prediction of petrophysical properties of deep dolomite reservoir using elastic parameter data is challenging and of great uncertainty. Changes in the petrophysical properties generally induce perturbations in elastic properties. Rock-physics model, which plays a role as a bridge between petrophysical properties and elastic properties, determines the accuracy of inversion for petrophysical properties using elastic properties. Different pore structures lead to variations of rock-physics relationships, and in dolomite reservoir, the influence of pore structure on elastic properties is larger than that of petrophysical properties. We first propose a statistical rock-physics model, in which we consider the effect of pore structure on the nonlinear rockphysical relationship between petrophysical properties and elastic properties of dolomite reservoirs. Then, we propose a Bayesian inversion approach of using elastic properties to predict petrophysical properties and use weight factors to address the difference in accuracy of the input elastic properties in the Bayesian inversion framework. Examples illustrate the proposed approach may produce petrophysical properties of high accuracy for deep dolomite reservoirs.
3
Content available Zmienność ilości i składu gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych w profilu geologicznym otworu z obszaru LGOM
Kania Małgorzata, Janiga Marek, Wciślak Agnieszka
Nafta-Gaz
|
2020
|
R. 76, nr 1
3--11
PL
Głównym celem badań było określenie zależności ilości i składu chemicznego gazów powstałych podczas procesu degazacji skał zróżnicowanych litologicznie i petrofizycznie w nawiązaniu do przykładowego profilu geologicznego otworu. Dla formacji miedzionośnych określenie tego typu prawidłowości dla różnych typów skał pozwoli na przewidywanie miejsc i kierunków ekshalacji gazowych, a w przyszłości może przyczynić się do utrzymania bezpieczeństwa w kopalniach. Przedmiotem badań były próbki skał pochodzące z wybranego pionowego otworu w obrębie formacji miedzionośnej z rejonu południowej części monokliny przedsudeckiej. Pobrane do badań próbki reprezentowały następujące serie litologiczne: piaskowiec czerwony i szary, dolomit, anhydryt oraz sól kamienną. W celu oceny gazonośności skał o różnym wykształceniu litofacjalnym przebadano skład molekularny oraz ilości wydzielonych gazów desorbowanych i resztkowych w obrębie wybranego otworu pionowego. Dodatkowo wszystkie próbki rdzeniowe poddano badaniom porozymetrycznym oraz przepuszczalności w celu oceny podstawowych parametrów petrofizycznych. Na podstawie uzyskanych wyników można stwierdzić, że ilość wydzielonego gazu resztkowego w całym obrębie profilu otworu doskonale koreluje z właściwościami petrofizycznymi, a dokładniej z wartościami porowatości całkowitej. Próbki pochodzące z serii piaskowcowej (zarówno czerwonego, jak i szarego piaskowca) charakteryzują się najwyższą porowatością całkowitą, sięgającą niemal 25%, i w tych porach zostały skumulowane i zamknięte największe ilości gazu resztkowego. Nieco mniejsze ilości gazu wydzieliły się podczas degazacji próbki dolomitu wapnistego pobranej z głębokości 10,00 m, o stosunkowo wysokiej porowatości całkowitej rzędu 7,3%, a jeszcze mniejsze z głębokości 8,35 m. Z kolei ilości gazu resztkowego dla soli kamiennej (Na1) oraz dla próbek anhydrytu (A1d) utrzymywały się na zdecydowanie niższym poziomie. Duże ilości gazu wydzielone z przestrzeni porowej rdzeni w trakcie procesu degazacji związane są z wysoką zawartością azotu nadmiarowego. Największe jego ilości wydzieliły się z serii piaskowców oraz z próbki dolomitu pobranej z głębokości 10,00 m, a więc z rdzeni o dużej porowatości całkowitej. Z kolei anomalnie wysokie wartości azotu nadmiarowego w gazie desorbowanym stwierdzono w próbce anhydrytu z głębokości 52,00 m (o stosunkowo niskiej porowatości). Obecność azotu nadmiarowego w tej próbce można tłumaczyć selektywną adsorpcją gazu podczas migracji na duże odległości, a także możliwością powstawania lokalnych pułapek gazu.
EN
The main objective of the research was to determine the amount and chemical composition dependence of gases formed during the degassing process of lithologically and petrophysically varied rocks in reference to the geological profile of the borehole. In the case of copper-bearing formations, determining this type of regularity for different types of rocks will make it possible to predict places and directions of gas exhalation. This may contribute, in the future, to maintaining safety in mines. The subject of the research were rock samples from a selected vertical borehole within copper-bearing formation from the southern part of the Fore-Sudetic Monocline. The samples collected for testing represented the following lithological series: red and grey sandstone, dolomite, anhydrite and rock salt. In order to assess the gas-bearing capacity of rocks with different lithofacial structure, the molecular composition and the amount of desorbed and residual gases were tested within selected vertical well. In addition, all core samples were subjected to porosimetric and permeability tests to evaluate the basic petrophysical parameters. Based on the obtained results, it was found that the amount of evaporated residual gas in the whole area of the borehole profile correlates perfectly with petrophysical properties, and more specifically with the values of total porosity. Samples from the sandstone series (both red and grey sandstone) are characterized by the highest total porosity reaching almost 25% and in these rock pores, the largest amounts of residual gas were accumulated and closed. Slightly smaller amounts of gas were separated during the degassing process from the limestone dolomite sample, taken from the depth of 10.00 m with a relatively high total porosity of 7.3%, and even smaller from the depth of 8.35 m. The amount of residual gas for rock salt (Na1) and for anhydrite samples (A1d) remained significantly lower. Large amounts of gas separated from the pore space of cores during the degassing process are associated with a high content of excess nitrogen. The largest amounts were separated from a series of sandstones and from a sample of dolomite, taken from a depth of 10.00 m, i.e. from cores with high total porosity. Additionally, anomalously high values of excess nitrogen in desorbed gas were found in the anhydrite sample, taken from a depth of 52.00 m (with relatively low porosity). The presence of excess nitrogen in this sample can be explained by selective gas adsorption during long-distance migration, as well as the possibility of forming of local gas traps.
4
Content available remote Analiza dopływu gazu do odwiertu z niejednorodnych formacji o małej przepuszczalności
Rybicki Czesław, Blicharski Jacek, Klimkowski Łukasz, Gonet Kamil
Przemysł Chemiczny
|
2019
|
T. 98, nr 5
805--808
PL
Przedstawiono wyniki modelowania przepływów płynów w niejednorodnych skałach o małej przepuszczalności pod kątem eksploatacji gazu. Przeprowadzono laboratoryjne badania przepływu gazu i wody w próbkach słabo przepuszczalnych skał z obszaru południowej Polski. Określono współczynniki przepuszczalności absolutnej skał oraz przepuszczalności względnej dla nasycenia wodą związaną oraz dla nasycenia gazem resztkowym. Wyniki te wykorzystano do wygenerowania krzywych przepuszczalności względnych. Dane eksperymentalne wykorzystano w numerycznym modelu dopływu gazu do pojedynczego odwiertu pionowego. Na podstawie przeprowadzonych prac badawczych sformułowano wnioski co do perspektyw pozyskiwania gazu z formacji o małej przepuszczalności poprzez otwarcie odpowiednio grubego pakietu skał i uzyskanie ekonomicznie opłacalnej wydajności.
EN
Relative water and gas permeabilities of rocks was detd. under lab. conditions. The results were used to generate the relative permeability curves. Exptl. data were used in the numerical model of gas supply to a single vertical well. Prospects of recovering gas from the low-permeability formations by opening a suitably thick packet of rocks with economically viable efficiency were estd.
5
Content available Ocena jakościowo-ilościowa gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych na tle właściwości petrofizycznych skał kompleksu miedzionośnego południowej części monokliny przedsudeckiej
Kania Małgorzata, Janiga Marek
Nafta-Gaz
|
2019
|
R. 75, nr 6
314--323
PL
Przedmiotem badań były próbki rdzeni pochodzące z utworów miedzionośnych, w celu określenia zależności różnego typu parametrów geochemicznych z wykształceniem litologicznym badanych skał w nawiązaniu do badań petrofizycznych. W związku z tym przeanalizowany został zarówno skład molekularny gazów pod kątem obecności azotu nadmiarowego, helu, wodoru, związków siarki i węglowodorów, jak również dokładna ilość wydzielonego gazu. Badania przeprowadzono na próbkach gazu desorbowanego oraz na próbkach gazu resztkowego i na tej podstawie zostały określone pewne prawidłowości zmian jakościowo-ilościowych, co w konsekwencji pozwala na przewidywanie lokalizacji miejsc o zwiększonej akumulacji dla poszczególnych gazów. Dodatkowo analizie statystycznej poddano wybrane właściwości petrofizyczne skał, z których pozyskano gaz. Na podstawie uzyskanych wyników badań można zaklasyfikować skały takie, jak piaskowiec i dolomit wapnisty, jako typy litologiczne o wysokim potencjale akumulacyjnym dla gazów. Zdecydowanie najwyższa ilość gazu resztkowego uzyskana została z serii piaskowców. Nieco mniejsze ilości gazu wydzieliły się z kolei z próbek dolomitu wapnistego. Jeszcze mniejsze zanotowano dla soli kamiennej, a najniższe dla próbek anhydrytowych. Średnie ilości wydzielonego gazu resztkowego doskonale korelują z właściwościami petrofizycznymi, takimi jak: średnie wartości porowatości całkowitej i otwartej, powierzchnia właściwa oraz przepuszczalność. Na podstawie przeprowadzonej analizy, zaobserwowano duże zróżnicowanie oznaczeń zarówno ilościowojakościowych gazów, jak i właściwości petrofizycznych badanych rdzeni piaskowców i dolomitów wapnistych (gdzie mogą być kumulowane duże ilości gazu, co stanowi zasadnicze zagrożenie dla wyrobisk górniczych). Z kolei dostępne wyniki badań dla próbek anhydrytowych oraz soli kamiennej sugerują, że w analizowanym obszarze (pomimo stosunkowo słabych właściwości kolektorskich skał) pojawiają się jednak warunki do wystąpienia lokalnych pułapek gazu w strefach o podwyższonej porowatości.
EN
The subject of the study were core samples originating from copper-bearing deposits, in order to determine the correlation of different types of geochemical parameters with the lithological variation of the studied rocks in reference to petrophysical investigations. The molecular gas composition for the presence of excess nitrogen, helium, hydrogen, sulfur compounds, and hydrocarbons, as well as the exact amount of evolved gas, were examined. The tests were performed on samples of desorbed gas and on residual gas samples, and on this basis certain regularities of qualitative and quantitative changes were determined, which in turn allows to forecast the location of places with increased accumulation of individual gases. Additionally, the petrophysical properties of the rocks from which the gas was obtained, were subjected to statistical analysis. Based on the obtained research results, rocks such as sandstone and calcareous dolomite can be classified as lithological types with high accumulation capacities for gases. It is clear that the highest amount of residual gas was obtained from a series of sandstones, slightly smaller amounts of gas released from the samples of calcareous dolomite; less were noted for rock salt, and the lowest for anhydrite samples. The average amount of separated residual gas perfectly correlates with the petrophysical properties, such as: mean values of total and open porosity, specific surface area, and permeability. On the basis of the analysis, a large diversity of quantitative and qualitative gas coposition determinations, and the petrophysical properties of the studied sandstone and dolomite cores was observed (where large amounts of gas can be accumulated, which is a major threat to mining excavations). In contrast, the available results for anhydrite and rock salt samples suggest that in the analysed area (despite the relatively poor collector properties of rocks), there are conditions for local gas traps in zones with increased porosity.
6
Content available remote Zastosowanie klasycznych testów hydrodynamicznych do oceny petrofizycznych właściwości niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego typu tight gas
Blicharski J., Szczepaniec M., Rybicki C.
Przemysł Chemiczny
|
2018
|
T. 97, nr 6
867--870
PL
Pokazano możliwość zastosowania klasycznych testów hydrodynamicznych do oceny petrofizycznych właściwości hydraulicznie szczelinowanych złóż typu tight gas. Na bazie skonstruowanego numerycznego modelu złoża w pierwszym etapie wykonano symulację szczelinowania skały, po czym wykonano test Hornera. Interpretację uzyskanych wyników przeprowadzono z wykorzystaniem profesjonalnego oprogramowania do testowania odwiertów. Uzyskane wyniki porównano z petrofizycznymi parametrami skały zadanymi w modelu numerycznym złoża.
EN
On the basis of constructed numerical model of the reservoir, first fracturing of the rock was simulated and then the Horner test was performed. The results were interpreted by using professional software for well testing. The test results agreed with the parameters implemented in the numerical model of the reservoir.
7
Content available remote 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.
8
Zastosowanie tomografii rentgenowskiej (CT) w analizie petrofizycznej piaskowców eolicznych czerwonego spągowca
Zarudzki W., Kiersnowski H., Godlewski P., Dohnalik M.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
nr 209 wyd. konferencyjne
633--635
PL
Praca przedstawia możliwości zastosowania rentgenowskiej tomografii komputerowej w badaniu całych rdzeni wiertniczych na przykładzie materiału pobranego z otworu zlokalizowanego na obszarze monokliny przedsudeckiej. Badania tomograficzne zostały wykonane w celu zobrazowania szczelin wysokokątowych, jako pomiary wspomagające interpretację zapisu sondy XRMI.
EN
The paper presents the possibility of application of X-ray computed tomography in the study of rock cores. The investigated material was taken from the well located in the area of the Fore-Sudetic Monocline. Tomographic studies were performed in order to illustrate the high angle splits observed in cores and as a useful tool for the interpretation of the XRMI probe visual record.
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
Nowoczesne podejście do analizy petrofizycznej skał ze złóż niekonwencjonalnych
Krakowska P., Puskarczyk E., Jędrychowski M., Habrat M., Madejski P.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
nr 209 wyd. konferencyjne
569--573
PL
Niekonwencjonalne złoża ropy i gazu stanowią wyzwanie interpretacyjne dla petrofizyków. Dobór właściwych metod badawczych jest kluczem do szczegółowej i poprawnej interpretacji przestrzeni porowej skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W pracy zaprezentowano wstępne wyniki rentgenowskiej nanotomografii komputerowej. Realizowany projekt ma także na celu stworzenie specjalistycznego programu do interpretacji petrofizycznej i geologicznej obrazów tomograficznych skał ze złóż niekonwencjonalnych. Opracowana metodyka znajduje także zastosowanie w analizie skał konwencjonalnych.
EN
Unconventional oil and gas reservoirs are challenge for petrophysicists regarding qualitative and quantitative interpretation. Selection of appropriate research methods is the key in detailed and correct analysis of the pore space in this type of rocks. Preliminary results of rese arch are presented in the paper which comprises of the X-ray computer nanotomography results. Research also aims to create special software to interpret petrophysical and geological parameters from tomographic rock images of unconventional reservoirs. The developed methodology is also used in the analysis of conventional reservoirs.
11
Content available Porównanie modeli matematycznych umożliwiających szacowanie przepuszczalności względnej węgli na podstawie ciśnień kapilarnych
Wartak J.
Przegląd Górniczy
|
2015
|
T. 71, nr 12
76--81
PL
Zrozumienie mechanizmów rządzących przepływem w węglu, pozwala na poprawne określenie możliwości transportu i magazynowania metanu w złożach węgla. Przepływ płynów w ośrodku porowatym zależy w głównej mierze od ciśnienia kapilarnego oraz przepuszczalności względnej. Znajomość tych parametrów jest więc niezbędna przy opisywaniu przepływu wody i gazu poprzez system spękań w pokładach węgla. Badania krzywych ciśnień kapilarnych wykonuje się w celu określenia parametrów wykształcenia przestrzeni porowej skał (wielkości promienia, kształtu oraz wzajemnego połączenia między sobą porów o różnych promieniach). Na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych można również wyznaczyć wartość przepuszczalności względnej dla wody Krw i gazu Krg.Wyznaczenie własności petrofizycznych węgli kamiennych na podstawie badań laboratoryjnych wymaga doboru odpowiedniego modelu charakteryzującego ten ośrodek skalny. W pracy dokonano analizy opisanych w literaturze modeli pozwalających na wyznaczenie przepuszczalności względnych węgli na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych. Stwierdzono, że model zaproponowany przez Chen’a i współpracowników (2012) najlepiej opisuje przepuszczalność względną węgli kamiennych. Wskazano również elementy modelu, które powinny być poddane weryfikacji. Właściwości petrofizyczne węgli kamiennych zależą od składu petrograficznego węgla oraz stopnia jego uwęglenia. W celu doboru prawidłowego modelu przepuszczalności względnej koniecznym jest uwzględnienie typu petrograficznego badanych węgli kamiennych. Poprawny opis przepuszczalności względnych może wymagać również modyfikacji wybranego modelu, która pozwoli na wyznaczenie wartości przepuszczalności względnych jak najbardziej zbliżonych do ich wartości rzeczywistych.
EN
Understanding the mechanisms ruling the flow in carbon, enables the correct estimation of the possibility of transport and storage of methane in coal deposits. The flow of fluids in porous media depends largely on the capillary pressure and relative permeability. Knowledge of these parameters is therefore essential in describing the flow of water and gas through a system of fractures (called the cleats) in coal seams. The research of capillary pressure curves is performed to determine the parameters of the formation of pore space of rocks (radius size, shape and interconnection between pores with different radii). On the basis of capillary pressure curves, relative permeability value for water (Krw) and gas (Krg) can also be determined. Designation of petrophysical properties of coals on the basis of laboratory tests requires selection of an appropriate model characterizing this medium. The study analyzes models described in the literature allowing for the determination of relative permeability of coals based on capillary pressure curves. The model proposed by Chen et al. (2012) describes the relative permeability of coals most accurately. The elements of the model that should be verified were indicated. Petrophysical properties of coals depend on coal petrographic composition and its degree of coalification. In order to select the correct model of relative permeability it is necessary to take into account the petrographic type of coals. Correct description of the relative permeability may also require modification of the chosen model which will allow to determine the relative permeability values as much approximate to their factual values as possible.
12
Content available remote Identification of tectonic microstructures in flysch sandstones of the Outer Carpathians using X-ray nanotomography and nuclear magnetic resonance – first results
Radzik N., Świerczewska A., Krzyżak A.
Geology, Geophysics and Environment
|
2015
|
Vol. 41, no. 1
127--128
EN
Deformation bands and microfractures occurring in sandstones affect the petrophysical properties of the rock and determine fluid flow. Deformation bands are quasi-tabular structures, up to 5 mm thick that accommodate offsets on the order of a few centimeters (Fossen 2010). Such bands show different petrophysical properties in relation to the surrounding rocks and may function as either a path or a barrier to the migrating fluids (Antonellini et al. 1994, Fossen 2010). High porosity rocks show commonly low permeability due to the presence of deformation bands. Recognition of such relationships is important in petroleum geology, particularly for proper reservoir characterization (e.g. Fossen et al. 2007, Ballas et al. 2012, 2013). The aim of the study is to identify and to characterize deformation bands occurring in flysch sandstones of the Outer Carpathians using X-ray nanotomography and nuclear magnetic resonance (NMR). Moreover, the impact of sample size on obtained results was also studied. For this study, samples of medium-grained arenites showing catalclastic deformation bands have been collected from the lower Krosno Beds of the Silesian Nappe. Permeability of the studied samples measured along deformation bands and in perpendicular direction varies significantly, being 0.13 mD and <0.001 mD, respectively. Analyses were conducted using X-ray nanotomography Nanotom S General Electric. The recorded data were processed and analyzed using ImageJ and myVGL software. The NMR measurements were carried out on water-saturated samples using the 2MHz Magritek Rock Core Analyzer and 24MHz Tomography System. The pore size distribution (PSD) of the rock sample was determined precisely by T2CMPG experiments. The spatial estimation of the deformation bands achieved from T2 spatially resolved measurements. Complementary data regarding to band geometry was registered using three-dimensional Single Point Imaging (SPI) (comp. Zhang & Blümich 2014). Cylindrical plugs38 mm high and 25 mm in diameter were analysed. The same plugs were used for permeability measurements. The X-ray nanotomography measurements were carried out in three resolutions. The first measurement was carried out with a resolution of 4.2 microns, but the resultant images were difficult to interpret. Therefore, successive analyses were performed with a resolution of 20 microns covering the entire volume of the samples. After locating microstructures samples were X-rayed again with a resolution of 2.1 microns. In sections obtained at a resolution of 4.2 microns, fine structure attributable to deformation band reveals parallel grain orientation and higher density compared with the host sandstone. We observed a slight offset along deformation bands. Three-dimensional image of the sample obtained at a resolution of 20 microns determined the geometry of tectonic microstructures. In one of samples, two structures were recognized. One of them was oriented parallel to the axis of the core, the other was inclined at an angle of about 60 degrees. The thickness of deformation band visible in the cylindrical plug was much larger (2 mm) than the thickness of the surface obtained by visualization. This was due to the presence of microfractures, which formed along the deformation band. Measurement with a resolution of 2.1 microns took an upper base of the cylindrical plug. Two thin fractures and one relatively thick fracture (approx. 0.2 mm) were distinguished. This indicates that the deformation band visible on the surface of the core passes into the microfracture within the sample. It was also confirmed by the visualization with a resolution of 20 microns. Determination of porosity and permeability of the sandstone using the X-ray nanotomograph was impossible due to small pore size that the device is not able to register. However, visualization made with a resolution of 20 microns allowed to clarify the reasons for the different measurements of permeability. Increase of the permeability in the direction parallel to the axis of the core is caused by the presence of open microfractures. The NMR results confirmed possibility to visualize geometry of the bands and their influence for the spatial distribution of porosity. The results show that too large sample sizes make impossible to perform the analysis with high resolution. According to Rodrigues et al. (2015) sample dimensions of 15 × 10 × 10 mm are sufficient to determine the porosity of deformation bands. Published results on three-dimensional micro-tomography of deformation bands concern aeolian sandstones showing high mineralogical and textural maturity (Rodrigues et al. 2015). In contrast, studied flysch sandstones show large diversity of their mineral composition. Therefore, visualization of microtectonic deformation hosted in these sandstones is more difficult to interpret.
13
Content available Determination of reservoir properties through the use of computed X-ray microtomography – eolian sandstone examples
Dohnalik M., Jarzyna J.
Geology, Geophysics and Environment
|
2015
|
Vol. 41, no. 3
223--248
EN
The possibility of examining rock pore structure by the means of computed X-ray microtomography was presented. Parameters characterizing the pore structure, such as: porosity and coefficient of homogeneity of pore structure by local porosity examination, box counting dimension, mean chord length, normalized Euler number, as well as coordination number were all determined through pore structure image analyses. Complementary methods, such as helium pycnometry, mercury injection capillary pressure and NMR were used to determine the porosity along with other factors to make the comparison and determine mutual relationships between petrophysical properties obtained from various sources. The study covered the Rotliegend sandstones of eolian origin. Laboratory investigation of the reservoir properties was focused on three areas, according to their geological regions, where the Rotliegend sediments showed changeability in geological features and reservoir properties. Computed X-ray microtomography showed differentiation between the investigated areas, with respect to their pore structure and porosity development. This differentiation was confirmed by means of other applied laboratory methods.
14
Poszerzenie możliwości analitycznych i interpretacyjnych badań właściwości petrofizycznych skał łupkowych
Such P., Darłak B., Włodarczyk M.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
nr 182 wyd. konferencyjne
645--648
PL
Zastosowanie nowej techniki pomiarowej z użyciem aparatu Tristar 2 najnowszej generacji poszerzyło możliwości analityczne wykonywanych badań nad strukturą przestrzeni porowej, zwłaszcza w zakresie mikroporów i mikroszczelin charakterystycznych dla skał łupkowych. Aparat działa na zasadzie adsorpcji helu w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji średnicy porów (BHJ — adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 do jednego nanometra oraz dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej w sposób zdecydowany polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.
EN
Tristar 2 apparatus was applied in pore space investigations. It is working using absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and value of specific surface for cylindrical and spherical model of pore space. Introducing of this apparatus into laboratory practice improved reliability of measurements and allows us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate value of broad effect. New opportunities depends also on possibility of detailed analysis of nanpores which can even dominate in shale rocks.
15
Oprobovanie AVO-analiza, akusticeskoj i uprugoj inversij dla prognozirovania petrofiziceskih svojstv porod na primere ozemlinskogo i uzno-ozemlinskogo mestorozdenij pripatskogo progiba
Konusenko A. S.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
nr 182 wyd. konferencyjne
337--342
EN
The effective hydrocarbon exploration activity depends largely on the quantitative estimate of reservoir characteristics of promising intervals of the cross-section. Today the main task of seismologists is not only determination of the collector position in section, but also of fluid primer-sealer type, quantitative estimate of porosity, fracturing and other petrophysical parameters. The necessary data are tightness and velocities of Р- and S-waves. Such problems solving is in the detailed survey of dynamic properties of wave field. The author of this report used one of the most advanced methods of studying of the dynamic wave field — AVO-analysis for the first time on the territory of the Prypyatsky depression. We obtained preliminary positive results for predicting reservoir properties in the target interval. In spite of numerous contradictions concerning implementation of these methods and rather complex seismic and geological conditions of Prypiat downfold, this work illustrates applicability of AVO-analysis and shows good results.
16
Atrybuty akustycznych obrazów falowych i atrybuty sejsmiczne dla wyznaczenia własności petrofizycznych w utworach piaszczysto-ilastych
Wawrzyniak-Guz K., Gruszczyk M.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
nr 182 wyd. konferencyjne
573--578
PL
Profilowania akustyczne z pełnym obrazem falowym opierają się na własnościach sprężystych ośrodka geologicznego i pozwalają na szczegółowe określenie parametrów petrofizycznych i zbiornikowych skał w otoczeniu otworu. Badania sejsmiczne charakteryzują się dużo mniejszą rozdzielczością pionową i poziomą, ale dostarczają ciągłej informacji na dużym obszarze badań. Podstawy fizyczne profilowań akustycznych z pełnym obrazem falowym i badań sejsmicznych są takie same, i są oparte na polu fal sprężystych. Stwarza to szanse na określenie relacji między fizycznymi i geologicznymi własnościami skał, otrzymanymi w skali geofizyki otworowej i w skali sejsmiki. W pracy zaprezentowano sposób przygotowania profilowań z pełnym obrazem falowym pod kątem wczytania ich do standardowego oprogramowania sejsmicznego oraz przedstawiono metodykę obliczania atrybutów dla akustycznych obrazów falowych dla mioceńskich utworów piaszczysto-ilastych. Ponadto wytypowano atrybuty sejsmiczne, najbardziej przydatne do predykcji parametrów petrofizycznych w jak największym interwale głębokościowym utworów mioceńskich. Wyboru dokonano w oparciu o wyniki predykcji profilowań gamma i akustycznego na podstawie wyliczonych atrybutów w pobliżu otworu. Przedstawiona metodyka ma na celu pokazanie możliwości zastosowania atrybutów sejsmicznych w interpretacji ilościowej pod kątem określenia własności petrofizycznych.
EN
Acoustic full waveform logs, which are based on elastic properties of rocks, enable very detail determination of petrophysical and reservoir parameters, but only in the nearest vicinity of the borehole. On the other hand, seismic data provides continuous information over bigger area of investigation, however, vertical and horizontal resolution is poorer. Physical backgrounds of acoustic logs and seismic are the same; both methods are based on the elastic wave field. It gives a chance to determine the relation between physical and geological properties of rocks in log scale and seismic scale. This paper presents the way of preparing acoustic full wave-forms logs for seismic attributes calculations in sandy-shaly Miocene formations with the use of standard seismic software. Furthermore, an optimal set of seismic attributes was chosen. The set gave satisfactory prediction of petrophysical properties through nearly whole depth of Miocen formations in the investigated area. The selection was based on prediction results of gamma ray (GR) and acoustic (DT) logs values done on the basis of seismic attributes calculated from se ismic data near the borehole. The goal of these procedures is to present possible application of seismic attributes in quantitative interpretation for determination of petrophysical parameters.
17
Content available remote Nowe możliwości analityczne i interpretacyjne w badaniach właściwości petrofizycznych skał łupkowych
Darłak B., Włodarczyk M., Such P.
Nafta-Gaz
|
2012
|
R. 68, nr 11
783-787
PL
Możliwości analityczne Zakładu Geologii zostały zdecydowanie powiększone dzięki zakupowi aparatu TriStar II firmy Micromeritics do badań parametrów przestrzeni porowej. Aparat działa na zasadzie adsorpcji wybranych gazów w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji ich średnicy (BHJ - adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 nm do 1 nm, a także dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej zdecydowanie polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie - weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.
EN
The Micromeritics TriStar II apparatus was applied in pore space investigations. It works on the principle of absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and values of specific surfaces for cylindrical and spherical models of pore spaces. Introducing this apparatus into laboratory practice improved the reliability of measurements and allowed us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate values of boundary effect. New opportunities depend also on possibilities of detailed analysis of nanopores which can even dominate in shale rocks.
18
Content available Reservoir properties of the Palaeozoic–Mesozoic sedimentary cover in the Kraków–Lubaczów area (SE Poland)
Kosakowski P., Leśniak G., Krawiec J.
Annales Societatis Geologorum Poloniae
|
2012
|
Vol. 82, No. 1
51-–64
EN
During the 50-year-long intense petroleum exploration of the Palaeozoic–Mesozoic basement of the Carpathian Foredeep, more than 20 oil and gas accumulations have been discovered. The basic and most important oil-bearing levels in the Mesozoic section are Oxfordian carbonates and Cenomanian sandstones. The Nosówka, Zalesie, Trzebownisko–Krasne, Cetynia, Uszkowce and Lachowice hydrocarbon accumulations and numerous hydrocarbon shows have been found in the Palaeozoic horizons. This paper is focused on evaluation of reservoir properties of the entire Palaeozoic–Mesozoic basement of the Carpathian Foredeep and marginal part of the Outer Carpathians for finding new reservoir horizons. 558 rock samples from 51 wells in the Kraków–Lubaczów area were analysed. The well log results from 20 wells were additionally used for the assessment of petrophysical properties. The results of porosimetry measurements and well logs varied in all discussed Palaeozoic and Meso- zoic basement horizons of the Carpathian Foredeep. The best reservoir properties were estimated within the Jurassic–Lower Cretaceous carbonate complex. Despite great variability, the carbonate rocks display highest average porosity and good permeability values. The variability of reservoir properties is mostly a result of the character of the reservoir-porous-fracture space. Good reservoir properties were also estimated for the Upper Cretaceous carbonate rocks. However, in most of the analysed wells the potential reservoirs were watered. The Palaeozoic complex displays weaker reservoir properties and they mainly refer only to the Devonian–Lower Carboniferous horizon. The Lower Palaeozoic rocks display weak reservoir properties. Their potential is additio- nally lowered by negligible range of occurrence and a small thickness. Generally, the gas- and oil-bearing pro- perties of the analysed zone can be attributed only to the Jurassic–Cretaceous reservoir horizons. The remaining horizons, especially the Upper Palaeozoic complex, are only supplement to the reservoir potential of the area.
19
Content available remote Determination of electromagnetic wave velocity in horizontally layered sedimentary target: A ground-penetrating radar study from Silurian limestones, Estonia
Mustasaar M., Plado J., Joeleht A.
Acta Geophysica
|
2012
|
Vol. 60, no. 2
357-370
EN
Ground-penetrating radar (GPR) is a non-destructive geophysical technique to obtain information about shallow subsurface by transmitting electromagnetic waves into the ground and registering signals reflected from objects or layers with different dielectric properties. The present GPR study was conducted in Vohmuta limestone quarry in Estonia in order to describe the relationship between GRP responses to the variations in petrophysical properties. Sub-horizontally oriented cores for petrophysical measurements were drilled from the side wall of the quarry. The GPR profiles were run at the sloped trench floor and on the top of side wall in order to correlate traceable reflections with physical properties. Based on three techniques: (i) hyperbola fitting, (ii) wide angle reflection and refraction (WARR), and (iii) topographic, a mean electromagnetic wave velocity value of 9.25 cm ns -1 (corresponding to relative dielectric permittivity of 10.5) was found to describe the sequence and was used for time-to-depth conversion. Examination of radar images against petrophysical properties revealed that major reflections appear in levels where the changes in porosity occur.
20
Application of artificial neural networks for properties modeling using well logs and 2D seismics in the Carpathian Foredeep gas field
Man H. Q., Jarzyna J.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2010
|
nr 170 wyd. konferencyjne
209--212
EN
In this study, we propose to use Artificial Neural Network (ANN) to improve properties modeling by integration of well logs and 2D seismic data. Both of Unsupervised Neural Network (UNN) and Supervised Neural Network (SNN) were applied for seismic facies classification and then the resulting outcome was compared with the facies modeling using Sequence Indicator Simulation (SIS). In the final step, the facies model was used to constrain the reservoir properties (porosity, permeability) modeling by using Sequence Gaussian Simulation (SGS).
PL
W pracy wykorzystano sztuczne sieci neuronowe (ANN) dla poprawienia wyników modelowania własności petrofizycznych dzięki połączeniu danych geofizyki otworowej i sejsmiki 2D. Wykorzystano zarówno sieci uczone pod nadzorem (SNN) jak i uczone bez nauczyciela (UNN) do wyznaczenia facji na podstawie danych sejsmicznych. Wyniki zostały porównane z wynikami modelowania facji z użyciem metody Sequence Indicator Simulation (SIS). Uzyskane rozwiązanie facjalne zostało włączone do modelowania zdolności ośrodka do ruchu w nim mediów z wykorzystaniem metody Sequence Gaussian Simulation (SGS).
first rewind previous Strona / 2 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.