Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Charakterystyka utworów czerwonego spągowca w aspekcie badań rentgenowskiej mikrotomografii komputerowej i mikroskopii optycznej

Dohnalik Marek, Ziemianin Konrad

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 11

765--773

PL

Artykuł prezentuje wyniki analiz mikrotomograficznych oraz petrograficznych piaskowców czerwonego spągowca pobranych z materiału rdzeniowego z otworów wiertniczych zlokalizowanych na obszarze monokliny przedsudeckiej, w jej części środkowej iźpółnocnej, oraz na granicy monokliny przedsudeckiej i synklinorium mogileńsko-łódzkiego. Do badań wytypowano 3 rejony: Czarna Wieś–Parzęczewo (19 próbek), Środa Wielkopolska–Kromolice (21 próbek) oraz Siekierki–Miłosław (21 próbek). Celem przeprowadzonych badań petrologicznych oraz mikrotomograficznych było zbadanie, w jaki sposób odmienne właściwości zbiornikowe piaskowców znajdą odzwierciedlenie w wynikach zastosowanych metod. Wykazano zdecydowane zróżnicowanie pomiędzy próbkami z rejonu Środa Wielkopolska–Kromolice a pozostałymi przebadanymi obszarami. Dla wspomnianego obszaru otrzymano najwyższą średnią wartość porowatości efektywnej, najwyższy średni udział podsystemów zaliczanych do VII klasy objętości porów, trzykrotnie większą średnią wartość współczynnika porowatości CT oraz największą długość średniej cięciwy. Również pod kątem petrograficznym (skład szkieletu ziarnowego, typ cementu) jest to region, gdzie zaznaczają się wyraźne różnice, zwłaszcza w porównaniu z rejonem Czarna Wieś–Parzęczewo. Na podstawie uzyskanych wyników możliwe było uszeregowanie przebadanych rejonów pod kątem własności zbiornikowych – od najgorszych (Czarna Wieś–Parzęczewo) do najlepszych (Środa Wielkopolska–Kromolice). Wyciągnięte wnioski znajdują także potwierdzenie w innych analizach petrofizycznych (np. porozymetria rtęciowa, analizy przepuszczalności). Połączenie otrzymanych wyników mikrotomograficznych i petrograficznych pozwoliło na uzyskanie pełnej charakterystyki badanych próbek – zarówno pod kątem składu mineralogicznego szkieletu ziarnowego, jak też wykształcenia przestrzeni porowej. Dane te, zwłaszcza w połączeniu z wynikami analizy gęstości i porowatości metodami piknometrii helowej oraz porozymetrii rtęciowej, otwierają szereg możliwości przeprowadzenia różnego typu modelowań (porowatość, przepuszczalność) zarówno w skali samej próbki, jak też w skali otworu lub nawet całego basenu, co ma kluczowe znaczenie dla tworzenia strategii poszukiwań złóż węglowodorów.

EN

The article presents the results of microtomographic and petrographic investigations of Rotliegend sandstones collected from core material from wells located in the area of the Fore-Sudetic Monocline in its central and northern parts and also on the border of the Fore-Sudetic Monocline and the Mogilno - Łódź Synclinorium. Three areas were selected for the study: Czarna Wieś–Parzęczewo (19 samples), Środa Wielkopolska–Kromolice (21 samples) and Siekierki–Miłosław (21 samples). The aim of the petrologic and microtomographic studies was to investigate how the different reservoir properties of sandstones will be reflected in the results of the methods used. Strong differences between samples from the region of Środa Wielkopolska–Kromolice and the other studied areas have been demonstrated. In the case of this area several key factors were noticed: the highest average value of effective porosity; the highest average content of pores belonging to class VII (pore volume subsystem classification); three times higher average value of the CT porosity coefficient and the largest length of the average chord. Also in terms of petrography (composition of grains, cement type) it is a region where major differences, especially compared to the region of Czarna Wieś–Parzęczewo, can be seen. Based on the obtained results, it was possible to rank the examined regions in terms of their reservoir properties – from the worst (Czarna Wieś–Parzęczewo) to the best (Środa Wielkopolska–Kromolice). These conclusions are also confirmed by other petrophysical analyses (eg. mercury porosimetry, permeability analysis). Combination of the obtained microtomographic and petrographic results allowed to obtain a full characterization of the investigated samples – both in terms of the mineralogical composition of grains, as well as the development of the pore space. These data, especially in combination with the results of density and porosity analyses (helium pycnometry and mercury porosimetry), open up a number of possibilities to carry out different types of modeling (porosity, permeability) both on the scale of the sample itself, as well as the scale of a single well or even the whole basin, which is crucial for creating a hydrocarbon exploration strategy.

2

Właściwości zbiornikowe utworów wapienia muszlowego na Niżu Polskim

Gancarz M.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2015

|

T. 31, z. 1

65--79

PL

Utwory wapienia muszlowego (trias środkowy) zajmują ponad 70% obszaru Niżu Polskiego. Reprezentowane są przede wszystkim przez różne odmiany wapieni, dolomitów i margli. Stanowią jeden z mniej rozpoznanych poziomów wodonośnych formacji mezozoicznej na Niżu Polskim, dlatego wzbudzają duże zainteresowanie badawcze m.in. odnośnie do parametrów zbiornikowych. Jednoznaczną ocenę parametrów zbiornikowych, węglanowych utworów wapienia muszlowego, utrudnia obecność złożonej przestrzeni szczelinowej i porowej oraz brak wiedzy na temat szczelinowatości tych utworów. Niemniej jednak na podstawie analizy parametrów porowatości całkowitej i przepuszczalności wskazano rodzaj skały zbiornikowej oraz wytypowano obszar i ogniwo o najkorzystniejszym rozkładzie tych parametrów w utworach wapienia muszlowego. Zmiany własności petrofizycznych utworów wapienia muszlowego zależą przede wszystkim od rodzaju skały zbiornikowej oraz przebiegu stref dyslokacji. Analizując rozkład tych parametrów w obszarze całego zbiornika, widać ich wyraźną dwudzielność. Porowatością do 2% i przepuszczalnością poniżej 1 mD charakteryzują się głównie zbite niespękane wapienie oraz iłowce i margle. W obrębie całej formacji obserwuje się wartości przepuszczalności bliskie zera.Większość badanych prób zawiera się w przedziale przepuszczalności 0–0,1 mD. Najwyższe wartości parametrów petrofizycznych zaobserwowano przede wszystkim w wapieniach piankowych i wapieniach czystych, dolnego wapienia muszlowego, na głębokościach nieprzekraczających 2500 m p.p.t. Maksymalne wartości porowatości całkowitej wapieni wynoszą > 20% przy przepuszczalności dochodzącej do 340 mD. Obszar o najkorzystniejszych wartościach parametrów porowatości całkowitej i przepuszczalności rozciąga się na granicy monokliny przedsudeckiej i niecki łódzkiej, co zostało potwierdzone na podstawie porównania rozkładu parametru porowatości całkowitej z przebiegiem regionalnych stref tektonicznych.

EN

Muschelkalk (Middle Triassic) deposits occupy more than 70% of the Polish Lowlands and consist of mainly limestone, dolomite and marls, among which there could be several lithological types. The Middle Triassic formation is one of the less identified Mesozoic aquifers in the Polish Lowlands, which is why arouse more attention inter alia relating to reservoir parameters. Presence of fissure and pore space in the Muschelkalk deposits and lack of knowledge about their fissuring, makes it difficult to assessment the reservoir properties. However, on the basis of the parameters of the total porosity and permeability indicated the type of reservoir rock and were selected area and member with the best distribution of these parameters in the Muschelkalk formations in the Polish Lowland. Changes in petrophysical properties in the Muschelkalk deposits mainly depend on the type of reservoir rocks and the course of dislocation zones.The didtribution of porosity and permeability around the all reservoir area is clearly bipartition. The lowest porosity below 2% and permeability below 1 mD were observed mainly in compact and unfractured limestones, marls and claystones in all the members and every structural units. The permeability close to zero is observed in all formation. Most of the tested samples have a permeability in the range 0–0,1 mD. The highest values of petrophysical parameters were observed mainly in foam and pure limestone of Lower Muschelkalk in limestone foam series, at depths below 2500 m. The maximum values of the total porosity for limestone are greater than 20% and for permeability are more than 340 mD. The area of the most favorable values of the total porosity and permeability parameters extends to the border of Fore-Sudetic Monocline and Łódź Trough. This was confirmed by comparing the distribution of total porosity with the course of the regional tectonic zones on the Polish Lowlad.

3

Wyznaczenie typów petrofizycznych skał czerwonego spągowca z rejonu południowo-zachodniej części niecki poznańskiej na podstawie analizy statycznej wyników pomiarów laboratoryjnych

Klaja J., Łykowska G.

Nafta-Gaz

|

2014

|

R. 70, nr 11

757--764

PL

Analiza pomiarów NMR wykonanych dla skał czerwonego spągowca pochodzących z rejonu SW części niecki poznańskiej pozwoliła, w powiązaniu z badaniami porozymetrycznymi i mineralogicznymi, na wydzielenie czterech grup skał o odmiennych własnościach petrofizycznych. W przestrzeni porowej skał o najsłabszych właściwościach zbiornikowych i filtracyjnych dominują mikropory. Najlepszymi właściwościami zbiornikowymi i filtracyjnymi charakteryzują się jednorodne piaskowce o stosunkowo wysokiej zawartości kwarcu i niskiej minerałów ilastych, z systemem dość dużych porów (przewaga porów powyżej 1 μm). Zaobserwowane zróżnicowanie własności petrofizycznych odzwierciedla zmienność litologiczną skał czerwonego spągowca.

EN

Four groups of rocks from the southwestern part of the Poznań basin displaying different petrophysical properties were distinguished on the basis of the NMR measurements, mercury porosimetry and microscopic observations. The pore space of rocks representing the poorest reservoir and filtration properties is dominated by micropores. The best reservoir and filtration properties are represented by the homogenous sandstones containing high amounts of quartz and low quantities of clay minerals. The observed differentiation in the petrophysical properties reflect the litological diversity of the rotliegendes sandstones.

4

Geologiczny model rejonu akumulacji ropno-gazowej Lubiatów-Międzychód-Grotów (LMG)

Papiernik B., Machowski G., Słupczyński K., Semyrka R.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2009

|

T. 35, z. 2/1

175-182

EN

The paper presents the results of spatial modelling of the lithology and facies variability and reservoir properties of the Main Dolomite (Ca2) in the western part of the Grotów Peninsula. The results indicate that granular rocks have the best reservoir and filtration properties. Criteria of stable equilibrium of hydrocarbon phases, which have been applied to the model, suggest that these separate phases represent common hydraulic reservoir system.

5

Własności zbiornikowe i filtracyjne utworów węglanowych dolomitu głównego bloku Gorzowa

Matyasik I., Such P., Leśniak G.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

nr 137

187-191

PL

W oparciu o wykonane badania geochemiczne i petrofizyczne serii złożowych dolomitu głównego, w rejonie Bloku Gorzowa, określono właściwości zbiornikowe, filtracyjne oraz parametry geochemiczne rop i skał macierzystych. Na tej podstawie określono system transportu płynów złożowych oraz wpływ pirobituminów na właściwości zbiornikowe i filtracyjne. Stwierdzono, że skały zbiornikowe tego rejonu to skały typu single porosity - double permeability, o mieszanym typie zwilżalności. Te cechy będą w sposób zasadniczy wpływać na eksploatację wszystkich złóż Bloku Gorzowa.

6

Własności zbiornikowe kredowych piaskowców karpackich w świetle badań petrograficznych

Przystaś G.

Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa

|

2000

|

nr 110 wyd. konferencyjne

451--453

EN

Sections of oil- and gas-bearing thick-beddcd sandstones from the eastern Central Carpathian Depressions were studied. They included sections of wells and exposures within the Silesian Nappe and internal synclinorium of the Skole Nappe. In the Cretaceous section of these units, thick-bedded sandstones occur (Upper and Lower Istebna, Lgota, Grodziszcze, and Spas Sandstones), having documented or potential oil- and gas-productivity. These sandstones are characterized by great variability of porosity and permeability. Undoubtedly, the variability was conditioned by various depositional environments and diagenesis degrees. With the aim of explaining the origin of the reservoir parameter variability and of the porous space in particular, petrographic investigations were undertaken, within the framework of the research project financed by the Scientific Research Committee. Microscopic examinations were done on thin sections selected so that their results might be compared (or even point-correlated) with results of laboratory examinations of samples taken from the same sandstone beds. Results of planimetrie, granulometric. textural, and mineralogical examinations were interpreted from the point of view of diagenetic changes in sediments and formation of their pore structure.