Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The potential for locating hydrocarbon traps in the Rotliegend formation, based on the results of experimental seismic surveys

Maćkowski T., Kwolek K., Górecki W.

Geology, Geophysics and Environment

|

2017

|

Vol. 43, no. 3

191--199

EN

Within the framework of the Operational Programme Innovative Economy 2007-2013, studies were carried out for improving the effectiveness of using seismic surveys in the prospecting and exploration of gas fields in the Rotliegend formation. The completed experimental seismic surveys provided new, very interesting data on the geological structure of the deeper part of the Rotliegend basin (>4000 m), which is practically very important for prospecting for new gas fields. The interesting results were obtained along virtually the entire cross-section, particularly in two segments: the southern segment – in front of and within the Człopa-Szamotuły tectonic zone (the Szczecin-Gorzów segment) and the northern segment – in the area of the Zabartowo-1 and Zabartowo-2 wells (the Pomeranian segment). In the northern segment, for the first time in the history of studies of the Lower Permian Basin, it was possible to record reflections from the horizon of the aeolian sandstones occurring within the playa silty-clayey deposits (543 m below the top of the Rotliegend formation), which represents a significant achievement from the point of view of prospecting for hydrocarbon resources. This horizon, characterized by favourable reservoir properties, pinches out northward. It is a very important piece of information because systems oflithologic traps may be related to such pinchouts. In the central part of the Obrzycko-Zabartowo profile, in the Chodzież area, a vast structural elevation occurs, approximately 10–12 km wide and with the amplitude of 250–300 m, which may be a potential large structural or structural and lithologic trap. These newly discovered zones of occurrence of gas traps in the seismic profiles made by the AGH University of Science and Technology within the framework of the research project, will be implemented in a detailed seismic exploration during the exploratory work of Polish Oil and Gas Company (PGNiG SA).

2

Selected effects of VTI anisotropy on downhole microseismic data

Święch E., Pasternacki A., Maćkowski T.

Geology, Geophysics and Environment

|

2016

|

Vol. 42, no. 1

131--132

EN

Shale gas is one of the well-known unconventional resources of natural gas all over the world. This term refers to natural gas that is trapped within shale formations. Shales are fine – grained sedimentary rocks which can be reach resources of both petroleum and natural gas. This sedimentary rocks are heavily layered and in their nature exhibit VTI velocity anisotropy behavior (Van Dok et al. 2011). This statement indicates that the world among us is not isotropic and we should not neglect this fact in our geophysical research. Anisotropy, in general is the property of the material. It can be described as the attribute of a material’s property with respect to the direction in which it is measured (Pereira & Jones 2010). There are two essential types of anisotropy: VTI and HTI. Vertical velocity layering gives rise to VTI (vertical transverse isotropy) velocity in which seismic wave velocity is faster in the horizontal direction than in the vertical one. The second type of isotropy is horizontal transverse isotropy (HTI) which causes azimuthal traveltime variations. The common mechanism for this type of anisotropy is vertical aligned fractures in an isotropic background medium (Jenner 2011.) Authors of this study focused mostly on VTI as this type of anisotropy is present in shale formations, as a result of small scaled heterogeneities from fine layering (Thomsen 1986). The VTI anisotropy can be mathematically described by using three Thomsen parameters: epsilon, delta and gamma. Epsilon is a measure of the difference between the horizontal and vertical propagation velocities for compressional waves. Gamma parameter is a measure of the difference in the horizontal and vertical propagation velocities for horizontally polarized shear waves (SH waves). Delta parameter is not easily described either mathematically or qualitatively (Pereira & Jones 2010), but it influences the anisotropy velocities in medium incidence angles. These parameters can be mathematically expressed by equations proposed by Leon Thomsen (Thomsen 1986). In this study, authors present influence of VTI anisotropy on microseismic data recorded during hydraulic fracturing of shale intervals in one of the well located in Northern Poland. Authors points out how the anisotropy affects on microseismic events location, locating them in isotropic and anisotropic velocity models with usage of TGS algorithm. Furthermore, authors indicate possible solution to estimate VTI parameters based on microseismic data. VTI anisotropy parameters plays critical role not only in case of microseismic data analysis but also in processing of active seismic data. Authors proved that VTI anisotropy present in the investigated area has strong influence on microseismic events location especially in depth. Moreover estimation of VTI anisotropy parameters based on microseismic data with usage of Thomsen equations is possible.

3

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.

4

Effect of the near surface layer for the microseismic monitoring – 2D modelling

Pasternacki A., Wandycz P., Maćkowski T.

Geology, Geophysics and Environment

|

2016

|

Vol. 42, no. 1

111

EN

Microseismic monitoring is usually used to map hydraulic fracture or stress changes in the reservoir, which is stimulated (Maxwell et al. 2010, Duncan & Eisner 2010). Examining the wave traveling through the reservoir can provide many important information on medium properties (Grechka et al. 2011) and can be used either to assess the stimulated reservoir or improve microseismic imagining. Microseismic monitoring network can be deployed either on surface or in borehole. Noise level observed on the surface network is usually 10 times higher than one observed in the receivers placed in borehole but still the detection the microseismic events by the surface array is possible (Eisner et al. 2010). In this study, we present the results of the synthetic modeling to show qualitatively and quantitatively the influence of the near-surface layer and the effect of the attenuation in this layer for the assessment of the strength of the signal recorded by receivers placed on the surface or just below it. For the purpose of this research, authors performed 2D seismic modeling using Tesseral software. We performed several different models, each of them in two variants. First variant included the impact of the impedance contrast of the near surface layer; in the second variant we suppressed that effect. Layer composition in models differed both in number and their properties (velocity and quality factor). In each model, we used one type of source located in 3 different places. Monitoring array was vertical and constrained with 100 geophones. First receiver was placed on the surface, and the spacing between phones was 1m. Data obtained with this procedure were then analyzed using Matlab software. For each model, we compered the relative amplitudes of the different events in both variants, and then assessed the impact of the impedance contrast in the near surface layer. Performed modeling proved that the influence of the near surface layer is significant. We observe that the amplitude ratio between the first receivers in two variants of each model ranges from 1.5 to almost 2, regardless of the depth of the source. Signal enhancement is the function of the impedance contrast, and does not depend on the attenuation in the near surface layer. However, attenuation does not influence the enhancement of the signal, very low quality factor in the shallow layers highly influences the strength of the arriving waves.

5

Gas generation in Carboniferous source rocks of the Variscan foreland basin : implications for a charge history of Rotliegend deposits with natural gases

Botor D., Papiernik B., Maćkowski T., Reicher B., Kosakowski P., Machowski G., Górecki W.

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2013

|

Vol. 83, No. 4

353--383

EN

Numerical modelling of the Carboniferous–Permian petroleum system in the Polish Basin was carried out using PetroMod software. The Carboniferous source rocks contain organic matter mostly of a humic nature (gas-prone Type III kerogen). Subordinately, only in the Lower Carboniferous deposits, kerogen of algal marine origin and mixed Type II/III kerogen occur. The quantity of dispersed organic matter is variable, but usually below 2% TOC. In the Carboniferous section, a progressive increase in the maturity of organic matter with depth was observed, from approximately 0.5% Rr at the top of the Westphalian in marginal parts of the Carboniferous basin to over 5.0% Rr at the bottom of the Lower Carboniferous in the eastern Fore-Sudetic Homocline. The thermo- genic generation of hydrocarbons continued from the late Westphalian (eastern Fore-Sudetic Homocline and partly Pomerania) throughout the Mesozoic, up to the Late Cretaceous. The advancement of this process is va- riable in different parts of the Carboniferous basin, reaching up to 100% of kerogen transformation in the zones of maximum maturity of organic matter. However, the most intensive periods of gas generation and migration were the Late Triassic and the Late Jurassic. The most prospective areas are located NE of Poznań–Kalisz line and SW of Poznań.

6

Sejsmogeologiczna interpretacja tektoniki karpackich struktur ropogazonośnych (przykłady z rejonu jasielsko-krośnieńskiego)

Kuśmierek J., Machowski G., Maćkowski T., Baran U.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

567--572

PL

Podstawowym problemem konstruowania akceptowalnych odwzorowań skomplikowanej tektoniki karpackich serii ropogazonośnych jest spójne powiązanie obrazów kartograficznych i profili wierceń z sejsmicznymi modelami geometrii fałdów i nasunięć. Wysoka jakość profili sejsmicznych wykonanych w obszarze zdjęcia lwonicz—Haczów w latach 1991-2008 przez Geofizykę Kraków — uzyskana poprzez zastosowanie zmodyfikowanych procedur rejestracji i przetwarzania danych — otworzyła możliwość dogłębnej interpretacji dysharmonijnej tektoniki struktur wgłębnych, indukowanych systemami nasunięć i odkłuć fliszowych serii ropogazonośnych. Autorzy prezentują przykłady nowych opcji interpretacyjnych wybranych fragmentów profili sejsmicznych, wnoszące istotny postęp do identyfikacji geometrii pułapek złożowych i ich systemów naftowych.

EN

Coherent combination of maps and well sections with seismic models of the geometry of folds and thrusts represents a fundamental problem during construction of acceptable images of the complex tectonics of the Carpathian oil- and gas-bearing series. The high quality of seismic sections obtained in the area of the Iwonicz—Haczów seismic survey in the years 1991- -2008 by Geofizyka Kraków through application of modified procedures of recording and data processing opened up the possibility of profound interpretation of the disharmonic tectonics of subsurface structures induced by systems of thrusts and detachments of the flysch oil- and gas-bearing series. The authors present examples of new interpretive options for selected fragments of the seismic sections, which stimulate great progress of identification of the reservoir traps' geometry and their petroleum systems.

7

Zasoby prognostyczne - nieodkryty potencjał gazu ziemnego w polskim basenie czerwonego spągowca

Burzewski W., Górecki W., Maćkowski T., Papiernik B., Reicher B.

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

|

2009

|

T. 35, z. 2/1

123-128

EN

The paper presents results of estimation of natural gas prognostic resources in the Polish part of the Rotliegend basin and indicates zones of possible accumulation. Generation potential of Carboniferous source rocks was estimated using the genetic method. Quantity of the free gas introduced into the reservoir was calculated using the differential mass balance method. The final obtained value of the accumulation potential is equivalent to prognostic resources.

8

Dwuwymiarowe modele termicznego przeobrażenia materii organicznej i ekspulsji węglowodorów w transgranicznej strefie Karpat polsko-ukraińskich

Maćkowski T., Kuśmierek J., Reicher B., Baran U., Kosakowski P., Łapinkiewicz A. P., Machowski G., Papiernik B., Szczygieł M., Zając A., Zych I.

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

|

2009

|

T. 35, z. 4/1

191-222

PL

Zrekonstruowano modele parametrów skalujących systemy naftowe sfałdowanych i nasuniętych pokryw tektonicznych Karpat Zewnętrznych: historie subsydencji, parametry paleotermiczne i pierwotny potencjał macierzystości serii fliszowych w 367 profilach syntetycznych zlokalizowanych w pięciu regionalnych trawersach odwzorowujących wgłębną budowę geologiczną w transgranicznej strefie Karpat polsko-ukraińskich. W profilach syntetycznych wymodelowano stopień przeobrażenia termicznego materii organicznej oraz współczynnik efektywności ekspulsji faz ropnej i gazowej. Dwuwymiarowe modele ekspulsji uzyskane na drodze geometrycznej interpolacji współczynnika efektywności ekspulsji dokumentują perspektywiczne strefy poszukiwań węglowodorów w jednostkach strukturalno-facjalnych budujących obszar badań.

EN

The authors reconstructed models of parameters that calibrate petroleum systems of folded and thrust tectonic covers in the Outer Carpathians: subsidence histories, paleothermal parameters and initial hydrocarbon source potential of flysch series in 367 synthetic sections located along five regional traverses which image the subsurface geologic structure in the transfrontier zone of the Polish and Ukrainian Carpathians. In the synthetic sections, the degree of organic-matter thermal transformation and the expulsion efficiency factor were modeled. Two-dimensional expulsion models, obtained through geometrical interpolation of the expulsion efficiency factor, document prospective zones for hydrocarbon exploration in structural-facial units that form the study area.

9

Problem identyfikacji strukturalnej jednostek perykarpackich w strefie sigmoidy przemyskiej

Kuśmierek J., Maćkowski T., Baran U., Pieniądz K., Szczygieł M.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2006

|

R. 45, nr 2

96-97

10

Polsko-ukraińska współpraca w prospekcji naftowej transgranicznej strefy Karpat: perspektywy i zamierzenia

Capik M., Górecki W., Kuśmierek J., Maćkowski T., Karpash O., Karpenko A., Omelchenko V., Machula Z.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2006

|

R. 45, nr 2

103-108

PL

Podjęte w roku ubiegłym badania wgłębnych struktur geologicznych jednostek perykarpackich przez zespoły specjalistów polskich z AGH w Krakowie i ukraińskich z NUTNiG w Iwano-Frankowsku mają na celu ocenę możliwości odkrycia nowych złóż węglowodorów w międzyrzeczu Sanu i Stryja. Współpraca ta opiera się na bogatych doświadczeniach poszukiwawczych w obszarze Karpat ukraińskich, udokumentowanych odkryciem kilkudziesięciu pól ropno-gazowych i nowych technikach badawczych stosowanych w nowoczesnej prospekcji naftowej. Program realizowanego projektu badawczego koncentruje się na wielopoziomowej integracji stanu dotychczasowego rozpoznania geologiczno-naftowego z wynikami nowych badań, a w szczególności kompleksowej reinterpretacji geofizycznych modeli budowy wgłębnej jednostek strukturalno-facjalnych oraz rekonstrukcji parametrów skalujących ich systemy naftowe.

EN

Studies of deep-seated geologic structures of peri-Carpathian units in the interfluve of the San and Stryj rivers, undertaken last year by Polish specialists from AGH-University of Science and Technology in Kraków and Ukrainian specialists from NUTNiG in Iwano-Frankowsk, aim at estimating the possibility of discovering new hydrocarbon resources. The cooperation is based on wide prospecting experience gained in the Ukrainian Carpathians, proved by discovery of some tens of oil and gas fields and on new technology applied in modern prospecting for petroleum. The program of the started research project has been focused on multilevel integration of the hitherto-acquired petroleum-geological recognition with results of new research, especially complex reinterpretation of geophysical models of the subsurface structure of structural-facial units and reconstruction of parameters that calibrate their petroleum systems.

11

Ocena zmian właściwości zbiornikowych utworów rafowych wapienia cechsztyńskiego na podstawie danych sejsmicznych, geofizyki otworowej i laboratoryjnych

Maćkowski T., Reicher B., Łapinkiewicz A., Pieniądz K.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2006

|

R. 45, nr 2

51-55

PL

Analiza danych sejsmicznych 3D na złożu gazu ziemnego Bonikowo w powiązaniu z wynikami badań laboratoryjnych rdzenia i zinterpretowanymi profilowaniami geofizyki otworowej pozwoliła opracować model zmienności właściwości zbiornikowych budowli rafowej wapienia cechsztyńskiego. Wykorzystując pakiet oprogramowania firmy Landmark Graphics Corporation (SeisWorks/3D, ProMAX, PostStack/PAL, SpecDecomp, Rave/DV, StrataModel) wykazano zróżnicowanie struktury złożowej pod względem sejsmoakustycznym i petrofizycznym. W wyniku przeprowadzonej analizy różnego rodzaju atrybutów sejsmicznych wyznaczono w sposób niezależny od interpretacji strukturalnej zasięg występowania rafy Bonikowo. Wykonanie inwersji sejsmicznej, wraz z analizą statystyczną danych laboratoryjnych i z profilowań geofizyki wiertniczej pozwoliło rozpoznać przestrzenny model zmian porowatości i przepuszczalności, dokumentując rozkład tych parametrów w obrębie struktury i wyznaczając strefę o najlepszych właściwościach pojemnościowo-filtracyjnych.

EN

Analysis of 3D seismic data in the area of the Bonikowo gas field, combined with results of laboratory examination of cores and interpreted geophysical well logs, allowed the authors to create a model of variations in reservoir properties of the reef buildup in the Zechstein Limestone. With the use of the software package from Landmark Graphics Corporation (SeisWorks/3D, ProMAX, PostStack/PAL, SpecDecomp, RAVE/DV, and StrataModel), diversification of the reservoir structure in respect of seismoacoustic and petrophysical properties was proved. As a result of analysis of various seismic attributes, the extent of the Bonikowo reef was determined independently of structural interpretation. Seismic inversion together with statistical analysis of the laboratory data and well logs afforded possibilities for recognition of a spatial model of porosity and permeability variations, documenting the distribution of these parameters within the structure and delimiting the zone of the best capacity and filtration characteristics.

12

Budowa struktur wgłębnych w strefie sigmoidy przemyskiej - przegląd modeli interpretacyjnych

Kuśmierek J., Maćkowski T., Szczygieł M., Baran U., Pieniądz K.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

2006

|

R. 45, nr 2

31-34

PL

Sigmoidalne wygięcie brzeżnych fałdów i nasunięć w rejonie Przemyśla jest prawdopodobnie odbiciem transwersalnej strefy rozłamów wgłębnych, wzdłuż której zachodzą istotne zmiany w rozwoju litostratygraficznym, miąższości i stylu tektonicznym perykarpackich jednostek strukturalno - facjalnych. Nawiercone w kilkunastu otworach wgłębne elementy fliszowe, zalegające w spągu płaszczowiny stebnickiej, były różnie interpretowane i korelowane, m.in. z fałdami wgłębnymi jednostki borysławsko - pokuckiej, rozwiniętej w Karpatach ukraińskich. Nowe modele budowy wgłębnej analizowanej strefy, oparte na reinterpretacji kilku najnowszych przekrojów sejsmicznych, skorelowanej z profilami wierceń, sugerują, że na obecnym etapie badań elementy fliszowe można interpretować jako płaty erozyjne pokrywy fliszowej nasunięte wraz z molasami mioceńskimi na autochtoniczne podłoże tektogenu.

EN

Sigmoid bending of marginal folds and thrusts in the Przemyśl area has probably reflected a transversal zone of deep-seated fractures along which fundamental changes in lithostratigraphic development, thickness and tectonic style of the peri-Carpathian structural-facial units occur. Encountered in about a dozen boreholes deep-seated flysch elements, which rest at the base of the Stebnik Nappe, have been differently interpreted and correlated, among others with deep-seated folds of the Boryslav – Pokuttia unit developed in the Ukrainian Carpathians. New models of deep structure of the analyzed area, based on reinterpretation of several latest seismic sections correlated with borehole sections, suggest that in the present stage of the research those flysch elements can be interpreted as erosional patches of the flysch cover which had been thrust together with Miocene molasses onto the autochthonous basement of the tectogene.

13

Korelacja mioceńskich horyzontów w strefie Drohobyczka-Rączyna-Skopów we wschodniej części zapadliska przedkarpackiego na podstawie profilowań geofizyki otworowej i sejsmiki 2D

Jarzyna J., Wawrzyniak K., Bała M., Reicher B., Maćkowski T.

Nafta-Gaz

|

2004

|

R. 60, nr 3

145-155

PL

Wykonano korelację mioceńskich horyzontów złożowych i warstw o zróżnicowanym wykształceniu litologicznym w rejonie Drohobyczka-Rączna-Skopów na podstawie profilowań geofizyki otworowej z uwzględnieniem obrazu sejsmicznego 2D. Korelację przeprowadzono w kilku iteracjach, z których każda poprzedzona była nową analizą krzywych geofizyki otworowej w aspekcie zgodności z zapisem sejsmicznym i dostępnymi danymi geologicznymi. Przedstawiono przykłady typowych wydzieleń litologicznych w otworach D-4 i R-6 w załączonych tabelach 1 i 2 oraz wyniki korelacji warstw na tle profilowań geofizycznych (rysunki 2 i 3), a także interpretację strukturalną na wybranych fragmentach profili sejsmicznych (rysunki 4 i 5).

EN

Miocene reservoir horizons and layers of difference lithological structure were correlated in Drohobyczka-Rączna-Skopów region on the basis of well logs and 2D seismic sections. Several iterations were done in correlation, each of them were preceded by new analysis of well logs in aspect of agreement with seismic section and available geological data. The examples of typical lithological divisions in D-4 and R-6 boreholes are presented in tables 1 and 2. The results of correlation of layers on the background of logs are presented in figures 3 and 4. Seismic structural interpretation in the selected parts of lines are enclosed in fig. 4 and 5.

14

Skalowanie jedno- i dwuwymiarowych modeli ekspulsji węglowodorów według progowych nasyceń skał macierzystych

Botor D., Kosakowski P, Kuśmierek J., Maćkowski T.

Przegląd Geologiczny

|

2002

|

Vol. 50, nr 1

72-77

PL

Uzyskanie wiarygodnych wyników modelowań jest ściśle związane z dokładnością skalowania parametrów wymiarujących system naftowy. Szczególnie istotnym jest problem doboru progowego nasycenia, szeroko dyskutowany w literaturze, którego wartości nie można wyznaczyć eksperymentalnie. Próbuje się ją szacować na drodze rozważań teoretycznych poprzez ekstrapolację przepuszczalności względnych fazy ropnej dla piaskowców o malejącej porowatości absolutnej lub poprzez analizę danych pirolitycznych i wyników ekstrakcji próbek skał macierzystych. Efektywność ekspulsji zależy pośrednio od pierwotnej zawartości materii organicznej i jej typu, a z drugiej strony od dynamiki generowania i przepuszczalności szkieletu skalnego. Natomiast bezpośrednio jest warunkowana przez wartości nadciśnień wywołanych kompakcją i dehydratyzacją skał ilastych oraz wielkością przemian fazy organicznej, determinujących wzajemne stosunki pomiędzy frakcjami węglowodorowymi i ich sumaryczną objętość. Na tym tle pokazano przykłady modelowania procesów ekspulsji węglowodorów w wybranych strefach polskich basenów sedymentacyjnych.

EN

The reliable results of numerical expulsion modeling depend on precision of scaling petroleum system parameters. Of particular importance are adequately selected expulsion threshold values that cannot be measured experimentally. They are estimated by theoretical extrapolation data from oil relative permeability for sandstones with decreasing absolute permeability or/and Rock-Eval pyrolitycal data and bitumen extraction analysis of source rocks. The expulsion efficiency depends indirectly on organic matter contents and its type, as well as on source rock permeability and generation dynamics, whereas the expulsion is determined by values of compactional overpressure, clay mineral dehydratation and degree of organic matter transformations that determine the relationship between hydrocarbon fractions and their total volume. Based on these data, the examples of expulsion modeling in selected areas of the Polish sedimentary basins are shown.

15

Wpływ synsedymentacyjnych nasunięć i fałdowań na wyniki dwuwymiarowych modelowań generowania węglowodorów w obszarze wschodniej części Karpat polskich

Kuśmierek J., Maćkowski T., Łapinkiewicz A. P.

Przegląd Geologiczny

|

2001

|

Vol. 49, nr 5

412-417

PL

Zrekonstruowane modele formowania się systemu naftowego są oparte na zintegrowanych zbiorach danych powierzchniowych i wgłębnych, wynikach badań strukturalnych i analitycznych oraz interpretacji geofizycznych profilowań odwiertów. Modelowania procesów generowania węglowodorów wykonano na scyfrowanych przekrojach paleogeologicznych odwzorowujących ewolucję strukturalną fliszowych formacji ropogazonośnych wschodniej części Karpat polskich w młodszym trzeciorzędzie. Analiza porównawcza dwuwymiarowych modeli paleostrukturalnych - zrekonstruowanych metodą bilansowania przekrojów - wykazała, że fałdy i nasunięcia zaczęły się formować już w starszym oligocenie, wyodrębniając lokalne strefy o narastającym gradiencie subsydencji tektonicznej. Zastosowanie pakietów oprogramowania StrataModel umożliwiło jednocześnie przestrzenno-czasową interpolację parametrów geochemicznych, petrofizycznych i geotermicznych niezbędnych w celu zrekonstruowania dynamiki procesów generowania węglowodorów. Współczynniki termicznej transformacji materii organicznej w fazę węglowodorową wyliczano jako funkcję czasu, paleotemperatur i zmiennych parametrów kinetycznych kerogenu. Wyniki modelowań dokumentują wpływ synsedymentacyjnych deformacji tektonicznych na wyodrębnienie integralnych podsystemów naftowych, zasilających węglowodorami przyległe kulminacje strukturalne.

16

Badania naukowe i kształcenie geologów naftowych w historii rozwoju specjalności naftowej na Wydziale Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska w Akademii Górniczo-Hutniczej

Burzewski W., Dzieniewicz M., Górecki W., Kotarba M., Kuśmierek J., Maćkowski T., Słupczyński K., Strzetelski W.

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

|

2001

|

T. 27, z. 2--4

741-791

PL

Omówiono osiągnięcia Zakładu Surowców Energetycznych w badaniach naukowych i działalności dydaktycznej w ujęciu historycznym. Opisano wkład zespołów badawczych w rozwój polskiej myśli geologiczno-naftowej w obszarach Karpat fliszowych, zapadliska przedkarpackiego i Niżu Polskiego. Zaprezentowano metodyczne osiągnięcia Zakładu w zakresie geologii i geochemii naftowej, metodyki poszukiwań złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, geochemii powierzchniowej i informatyki naftowej oraz dokonania w zakresie geotermii - nowej dziedziny nauki. Omówiono twórczy wkład pracowników i absolwentów specjalności naftowej w prace poszukiwawcze i odkrycia złóż węglowodorów w Polsce

EN

Achievements of the Department of Fossil Fuels in scientific research and educational activity are discussed, with historical formulation of the subject. Contribution of research teams to the development of Polish petroleum-geology ideas in the Flysch Carpathians, Carpathian Foredeep, and Polish Lowlands are described. Methodological attainments of the department in petroleum geology, petroleum geochemistry, methodology of petroleum exploration, surface geochemistry, and petroleum information science are presented, together with achievements in a new field of knowledge - geothermal energy. Significant contribution of the department's employees and graduates to the petroleum exploration and discoveries in Poland are also discussed

17

A compacted thickness correction in the palaeotectonic reconstruction

Stefaniuk M., Maćkowski T.

Geological Quarterly

|

2000

|

Vol. 44, Nr 1

101-108

EN

The thickness correction resulting from gravitational compaction is one of the significant parameters in the reproduction of the palaeothickness of sedimentary complexes in palaeotectonic reconstructions. Changes of sediment thickness during burial caused by compaction are taken into account in the calculation of a thickness correction. The reconstruction of the layer thickness may be based on a quantitative interpretation of absolute porosity changes. Here, an original method of introducing a compacted thickness correction is developed in which two components, a syn-genetic one and a post-genetic one, are separated and the continuous process of compaction during the burial of sediments is taken into account. The proposed approach is simple; however, a detailed determination of the palaeothickness of the layers during their burial involves computer calculations. In this paper the method is described and the computation algorithm is given. Some results of modelling and computations carried out for real data from the eastern part of the Polish Carpathians and Pomeranian Swell are also given. Examples illustrate changes in the recent thickness of layers after introducing the compaction correction.

18

Influence of wavelet estimation parameters on inversion of seismic reflection data

Kojo Z., Maćkowski T., Kwaśny G.

Technika Poszukiwań Geologicznych

|

1998

|

R. 37, nr 3

49-58

EN

The objective of this paper is analysis of acoustic impedance estimation given seismic data, well data and interpreted seismic horizons. The data for the model is the simulation of the Carpathian region. This project is based on a portion of a profile of this simulated data.The exploding reflector finite difference modeling (zero-offset option in Promax6) was used for generating the seismic data. The phase shift migration method in Promax6 version was applied to the generated data to collapse diffractions. The velocity field modeled in Promax6 was then transferred to Jasons software system to generate well curves. In this system the authors used the maximum likelihood wavelet estimation method to investigate the result of inversion of seismic data using different wavelet parameters. We considered the positions of seismic traces in relation to positions of well curves. Shifting well curve posiitions has influence on the wavelet estimation process. The assumption about the reflectivity coefficient distribution was carefully observed in the wavelet amplitudes and phases and inversion was done using the wavelets with their individual characteristics. In Jasons software system, given seismic data in the form of the interpreted seismic horizons and the well data, one can compute the acoustic impedance of a region with high precision provided accurate wavelet is available. To justify our allegations, we used various wavelets estimated using the boreholes data. The acoustic impedance data have been computed using sparse spike inversion algorithm in Jasons software and combining the result with the low frequency impedance data obtained from well log data. We found that alt the results of inversion agree well with the original impedance data. We also considered the average of wavelets from four wells using the idea of Hampson [4] though he used deterministic least square method.

PL

Celem tego artykułu jest analiza estymacji impedancji akustycznej na podstawie danych sejsmicznych, danych otworowych i wyinter-pretowanych horyzontów sejsmicznych. Dane dla modelu stanowią symulację danych z rejonu Karpat. Stanowią one porcję wygenerowanego profilu syntetycznego. Do generowania danych sejsmicznych zastosowano modelowanie metodą różnic skończonych w wersji exploding reflector (zero-offsetowa opcja systemu Promax6). Do eliminacji dyfrakcji wykorzystano metodę migracji z przesuniecia fazowego w systemie Promax6. Pole prędkości określone w systemie Promax6 eksportowane było do systemu Jason w celu wygenerowania krzywych otworowych. W tym systemie autorzy zastosowali metodę największej wiarygodności do estymacji waveletu (sygnału elementarnego), w celu zbadania wyniku inwersji danych sejsmicznych przy wykorzystaniu różnych parametrów waveletu. Rozważano różne położenia tras sejsmicznych w stosunku do położenia krzywych otworowych. Zmiana tego położenia wpływa na proces estymacji waveletu. Założenie o rozkładzie współczynników odbicia było starannie uwzględniane przy analizie amplitud i faz waveletów, a inwersja przeprowadzana była z wykorzystaniem ich indywidualnych charakterystyk. W systemie oprogramowania Jason, mając dane sejsmiczne w formie wyinterpretowanych horyzontów sejsmicznych i dane otworowe, możemy z dużą dokładnością określić impedancję akustyczną w badanym rejonie pod warunkiem, że znamy dokładnie wavelet. Aby uzasadnić to twierdzenie, stosowaliśmy różne wavelety estymowane z wykorzystaniem danych otworowych. Impedancje akustyczne określone były przy zastosowaniu algorytmu inwersji, zwanego algorytmem inwersji rzadkich spikeów, w systemie oprogramowania Jason i korzystając z danych o niskoczęstotliwościowych składowych rozkładu impedancji akustycznej, uzyskanych z otworowych danych karotażowych. Stwierdziliśmy, że wszystkie wyniki inwersji wykazują dobrą zgodność z oryginalnymi rozkładami impedancji akustycznej. Uwzględniliśmy także w naszych rozważaniach wavelet uzyskany poprzez uśrednienie waveletów z 4 otworów, wykorzystując idee Hampsona [4], chociaz w swoich rozważaniach stosował on deterministyczną metodę najmniejszych kwadratów.