Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Charakterystyka mineralogiczno-petrograficzna utworów klastycznych Gór Pieprzowych (Wyżyna Sandomierska) i produktów ich wietrzenia

Naglik B., Heflik W., Natkaniec-Nowak L.

Przegląd Geologiczny

|

2016

|

Vol. 64, nr 5

338--343

EN

Clay shales and mudstones from the Pieprzowe Mts. Shale Formation and their weathering cover were investigated for mineralogy and petrography in order to reconstruct weathering processes that led to crystallization of secondary sulphates. White crusts occurring on Cambrian pyrite-bearing rocks are a product of hypergenic alteration in low pH conditions and Al-rich environment. They are composed of pickeringite [MgAl2(SO4)4*22 H2O] accompanied by alunogen [Al2(SO4)3*17 H2O] and small amounts of epsomite [MgSO4*7H2O].

2

Seismic modelling as a tool for optimization of downhole microseismic monitoring array

Pasternacki A., Święch E., Maćkowski T.

Geology, Geophysics and Environment

|

2016

|

Vol. 42, no. 1

112--113

EN

Hydraulic fracturing processes employed to release natural gas accumulations trapped in shale formation causes cracks in fractured media occurred as microseismic events. Those events can be detected with either surface or downhole monitoring technique. One of the advantages of downhole microseismic monitoring technique is the relative high detection moment magnitude threshold, compared to surface and quasi surface arrays (Maxwell 2014). The epicenters of detected microseismic events are located with certain accuracies (Eisner et al. 2010). The uncertainties in location are mainly caused by simplification of a very complex geological structure, geometry of the monitoring network, arrival time pick uncertainty and naturally selected processing method. The correct assessment of macroseismic events locations with their uncertainties is the key to proper interpretation of the results. In this study, authors present an analysis of optimizing geometry of the downhole microseismic monitoring array minimalizing location error and taking into account level of detectability. To achieve this goal, several different downhole array geometries were tested. The study is located in Northern Poland where active exploration of shale gas deposits takes place. In the investigated area three wells are located, one vertical (W-1) and two horizontal, which have been drilled in the same azimuths but different direction and slightly different depths (W3H – deeper and W2Hbis – shallower). As there is possibility that these wells will be stimulated in close period of time, the chosen array placed in the monitoring well should be optimal for depths. As Eisner stated in his work, best downhole array should have to consist of 3C sensors placed below and above of the planed depths of stimulation to reduce uncertainty of the event locations (Eisner et al. 2009). Both treatment wells have relatively high horizontal distance, which results with high distance between receivers and possible events (in ranges between 500 m to 1700 m), which is quite high compared to literature examples (Warpiński & Natl 1994). To perform this analysis, GeoTomo MiVu TM Microseismic Processing System was used, which includes a Vecon modeling engine. This software has been granted to AGH UST for research and educational purposes. The passive seismic modelling was done with GRTM method (generalized reflection transmission coefficients) (Kennet 1980). This kind of mixed procedure is relatively fast to perform and allows checking many different configurations of downhole array. Based on the 3D seismic survey provided by PGNiG in the investigated area authors have decided to use simple layered velocity model which sufficiently describes the local geological conditions. The synthetic microseismic events were located using TGS (Traveltime Grid Search) algorithm available in MiVu software. Based on presented analysis authors were able to choose optimal geometry of downhole micro seismic array for both prospective intervals which fulfill condition of being good compromise between costs and location accuracy of possible events.

3

Static and dynamic elastic properties, the cause of the difference and conversion methods – case study

Słota-Valim M.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 11

816--826

EN

In this study the characteristics of elastic parameters of the lower Paleozoic shale formation is presented. Dynamic elastic properties are calculated based on available seismic data calibrated with elastic properties obtained from well logging. Comparison between dynamic and static elastic properties is conducted and the cause of observed difference is discussed. Finally, methods for conversion of dynamic to static elastic properties is presented. Detailed characterization of the shale formation helps highlight which zones are more susceptible to hydraulic fracturing while conversion of dynamic to static elastic properties is performed for further geomechanical modeling purposes and allow more advanced mechanical analysis of unconventional reservoir object.

PL

Dokładne rozpoznanie cech obiektu złożowego to podstawowy warunek, którego spełnienie owocuje trafnym wyznaczeniem lokalizacji wiercenia, projektem otworu wiertniczego i jego uzbrojeniem, a także planem efektywnych zabiegów udostępniania złoża węglowodorów. Z punktu widzenia eksploracji złóż typu niekonwencjonalnego, które od paru lat stały się tematem intensywnych badań również i w Polsce, spośród wymienionych wyżej etapów rozpoznania obiektu szczególnie istotny jest projekt otworu, a zwłaszcza jego poziomy odcinek oraz plan zabiegów udostępniania złoża. Niejednorodność formacji gazonośnej na horyzontalnym odcinku otworu, wzdłuż którego planowane są zabiegi szczelinowania hydraulicznego, nakazuje dokładne rozpoznanie ośrodka skalnego. Jego brak pociąga za sobą konsekwencje, gdyż niewłaściwe rozmieszczenie poszczególnych sektorów poddawanych kolejno zabiegom szczelinowania może przyczynić się do nachodzenia na siebie stref zczerpania gazu, co z kolei skutkuje niską lub zerową produkcją. W artykule przedstawiono charakterystykę parametrów elastycznych formacji łupkowej dolnego Paleozoiku, która pozwoliła na wytypowanie stref bardziej podatnych na zabieg szczelinowania hydraulicznego.

4

Methodological aspects of hydrocarbon shale resources assessment using different variants of volumetric methods

Kaczmarczyk W., Sowiżdżał K., Słoczyński T.

Nafta-Gaz

|

2015

|

R. 71, nr 6

400--407

EN

The article presents the methodological aspects of hydrocarbon resources calculation accumulated in shale formations using two variants of the volumetric method based on different data sets. The first method constitutes an extension of the classic volumetric method taking into account adsorbed gas presence on kerogen surface. This method can be applied to formations saturated with oil, condensate, as well as dry gas. The second proposed method can be used for resources calculations in oil-saturated reservoirs only. It involves the use of geochemical data (Rock Eval pyrolysis data), results of PVT measurements of reservoir fluids and Langmuir isotherm. The possibility of using different methodological approaches allows to carry out calculations in different conditions of data availability. Both methods, used for test calculations of hydrocarbon resources in oil type shales, give surprisingly consistent results.

PL

W artykule przedstawiono metodologiczne aspekty obliczenia zasobów węglowodorów zakumulowanych w skałach łupkowych wykorzystując dwa warianty metody objętościowej bazujące na odmiennych zestawach danych. Pierwszy wariant stanowi rozszerzenie klasycznej metody objętościowej i uwzględnia charakterystyczną dla złóż typu shale, obecność gazu zaadsorbowanego na powierzchni kerogenu. Ta metoda obliczeń może być stosowana dla stref nasyconych ropą naftową z gazem rozpuszczonym w ropie, stref występowania kondensatu, jak również dla formacji nasyconych suchym gazem. Drugi wariant umożliwia prowadzenie obliczeń zasobów węglowodorów niekonwencjonalnych jedynie w złożach ropnych i bazuje na danych geochemicznych (Rock Eval), wynikach analiz PVT mediów złożowych oraz wyznaczonej laboratoryjnie izotermie Langmuir’a aplikowanej w celu oszacowania ilości gazu adsorbowanego. Możliwość stosowania odmiennych podejść metodycznych pozwala na prowadzenie obliczeń w różnych uwarunkowaniach dostępności danych. Wykorzystanie obu wariantów metodycznych dla testowych obliczeń zasobów geologicznych w złożu ropnym, dało w rezultacie stosunkowo zbieżne wyniki.