Interpretacja współczynnika nasycenia wodą w skałach klastycznych typu non-Archie

• Autorzy: Lis-Śledziona, Anita

Warianty tytułu

EN

Interpretation of the water saturation coefficient in non-Archie clastic rocks

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W monografii przedstawiono nowe metody interpretacji współczynnika nasycenia wodą w skałach klastycznych non-Archie. Zagadnienie zostało omówione dla trzech wybranych rejonów, w których analizowano możliwości zastosowania opracowanej metodyki. Zrobiono tak, ponieważ pojęcie skał non-Archie obejmuje swoim zakresem bardzo różnorodne formacje skalne, w których nie ma możliwości zastosowania jednego uniwersalnego podejścia interpretacyjnego. Obszary wybrane do analizy obejmują udokumentowane rejony występowania akumulacji ropnych i gazowych, które w ostatnich latach były przedmiotem zainteresowania polskich firm naftowych. W związku z tym, że analizowany współczynnik nasycenia wodą Sw jest końcowym produktem interpretacji profilowań geofizyki wiertniczej w odwiertach, konieczne było także obliczenie zailenia, porowatości efektywnej i nasycenia wodą nieredukowalną. Praca składa się z części teoretycznej oraz praktycznej. W pierwszej opisane zostały między innymi modele dotychczas wykorzystywane w interpretacji współczynnika Sw oraz parametry ściśle z nim związane: zwilżalność, ciśnienia kapilarne, zawartość wody nieredukowalnej. Natomiast część praktyczna składa się z trzech rozdziałów prezentujących modele i możliwości obliczania współczynnika nasycenia wodą w różnego rodzaju skałach klastycznych: • heterogenicznych piaskowcach kambru środkowego o znacznie zredukowanych wartościach parametrów zbiornikowych: porowatości efektywnej i przepuszczalności; • dolnopaleozoicznych formacjach łupkowych; • mułowcach i zailonych piaskowcach tworzących wielohoryzontowe złoża gazu w osadach sarmatu i badenu górnego. Każda z tych formacji wymaga odrębnego podejścia interpretacyjnego. Wszystkie prezentowane w części praktycznej modele zostały przetestowane na danych pochodzących z odwiertów zlokalizowanych w obrębie opisywanych złóż. Zaproponowane metody bazują głównie na dostępnych profilowaniach geofizyki wiertniczej wykonanych w odwiertach oraz na wynikach badań laboratoryjnych przeprowadzonych na rdzeniach. W heterogenicznym złożu ropno-gazowym piaskowców kambru środkowego, o zredukowanych wartościach parametrów zbiornikowych, w obliczeniach Sw wykorzystano estymowaną w sposób ciągły krzywą zwilżalności. Zwilżalność została wyrażona poprzez wartości współczynnika ciągłości przepływu skorelowanego z wartościami zwilżalności pomierzonej laboratoryjnie na rdzeniach. Analizy wykazały, że w złożu obserwujemy różne systemy zwilżalności w zależności od wykształcenia litologicznego i wartości parametrów zbiornikowych: od systemu wodozwilżalnego w facji o podwyższonym zaileniu, poprzez system neutralny w piaskowcach o znacznie zredukowanych parametrach zbiornikowych (tight), aż po system neutralno-ropozwilżalny w interwałach o względnie wysokich porowatościach i przepuszczalnościach. Formacje łupkowe stanowią skały, w których skała macierzysta jest jednocześnie skałą zbiornikową. Obecny w skale kerogen, podobnie jak gaz, wpływa na wzrost wartości rejestrowanych oporności. Ponadto w skale oprócz gazu wolnego występuje także gaz zaadsorbowany. Złoża gazu łupkowego wymagają nie tylko innej procedury interpretacyjnej, ale także kosztownych technik stymulacyjnych, takich jak szczelinowanie hydrauliczne oraz odwiercenia dużej liczby odwiertów kierunkowych. W nasyconych gazem mioceńskich osadach, wykształconych w formie mułowców i zailonych piaskowców charakteryzujących się wyższą zawartością minerałów ilastych (40–45%), pomocne w detekcji stref nasyconych węglowodorami okazały się profilowania standardowo wykorzystywane w obliczeniach porowatości: NPHI, RHOB, DT. Obecność węglowodorów, zwłaszcza gazu, zapisuje się na tych krzywych, czyniąc je dodatkowym, cennym źródłem informacji, które wykorzystano jako dane wejściowe do obliczeń Sw w zmodyfikowanym równaniu Passeya. Niewątpliwą zaletą przedstawionego podejścia interpretacyjnego jest dostępność danych wejściowych, nawet w odwiertach archiwalnych z lat 80. i 90., co pozwala na zastosowanie przedstawionej metodyki niemalże w każdym odwiercie, bez konieczności wykonywania kosztownych badań laboratoryjnych czy dostępności zaawansowanych profilowań geofizyki wiertniczej. Fakt ten ma niebagatelne znaczenie w kontekście modelowania złoża oraz analiz zasobowych, gdzie istotne jest wykonanie interpretacji litologiczno-złożowej w jak największej liczbie odwiertów.

EN

The monograph presents new techniques of water saturation calculation in non-Archie clastic rocks. The issue was discussed in three different areas where new proposed methods of water saturation calculation were tested. This was done because the term non-Archie rocks encompasses a wide variety of rocks in which is not possible to use one interpretation approach. Areas selected for the analysis cover documented oil and gas accumulations which have been the subject of interest of Polish oil and gas companies in the recent years. Due to the fact that water saturation coefficient is the final product of the borehole interpretation, it was also necessary to calculate other parameters that were used as inputs in Sw calculation. Those parameters include: clay volume, effective porosity and irreducible water saturation. The work consists of a theoretical and practical part. The first one describes models used in the interpretation of the Sw coefficient and the parameters closely related to the values of the water saturation: wettability, capillary pressure, irreducible water content. While the practical part consists of four chapters presenting the models and the possibilities of calculating the water saturation coefficient in various types of clastic rocks: • heterogeneous Middle Cambrian sandstones with significantly reduced values of the reservoir parameters: effective porosity and permeability • Lower Paleozoic shale plays • gas saturated multihorizons developed in a form of mudstones and shaly-sands in the Sarmatian and Upper Badenian sediments. Different types of clastic rocks require a separate interpretation approach. All the models presented in the practical part were applied and tested on the well log data from the selected areas. The proposed methods used mostly the basic well log data and the results of laboratory measurements carried out on the core samples. The analyses performed in oil and gas bearing heterogeneous Middle Cambrian sandstones with significantly reduced values of reservoir parameters (porosity and permeability) allowed to calculate the continuous curve of wettability through the reservoir interval. The wettability was expressed through the values of water connectivity index correlated with the values of the wettability measured on the core samples. The analyses showed that we can observe different wettability systems within the reservoir, depending on the lithology and the reservoir parameters - from the water-wet system in the claystones and mudstones, through the neutral-water wet system in tight sandstones, to the neutral to slightly oil wet system in intervals with relatively high porosity and permeability. Shale formations are rocks in which the source rock is simultaneously the reservoir rock. Kerogen present in the rock, similar to gas, influences the increase in recorded resistivity values. Additionally, besides free gas, adsorbed gas also occurs in the rock. Shale gas reservoirs require not only a different interpretive procedure but also costly stimulation techniques such as hydraulic fracturing and drilling a large number of directional wells. In gas saturated Miocene deposits, developed as shaly-sands and mudstones with higher content of clay minerals (40-45%), porosity logs: NPHI, RHOB, DT were additionally used in the detection of gas saturated intervals. The presence of hydrocarbons, especially gas, has an impact on the recorded values on these well logs and cause that they were considered as an additional valuable source of information that was used as input data in the modified Passey equation. An obvious advantage of the presented approach is the availability of input data, even in archival boreholes drilled in the 1980s and 1990s, which allows use of the presented methodology in almost every well, without the need for expensive laboratory measurements or the availability of advanced new technique of well logging. This fact is of a great importance in the context of reservoir modeling and reserves analysis, where it is important to perform a well log interpretation in a large number of boreholes.

Słowa kluczowe

PL

współczynnik nasycenia wodą; zwilżalność; skały non-Archie; model Montarona; miocen; piaskowce kambru środkowego; gaz w mułowcach

EN

water saturation coefficient; wettability; non-Archie rocks; Montaron’s model; Miocene; Middle Cambrian sandstones; gas-bearing mudstones

• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2024
• Tom: nr 242
• Strony: 1--215
• Opis fizyczny: Biblioigr. 242 poz., rys., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Lis-Śledziona, Anita

Bibliografia

• 1. Aigbedion I. A., 2007. Case Study of Permeability Modeling and Reservoir Performance in the Absence of Core Data in the Niger Delta, Nigeria. Journal of Applied Sciences, 7: 772-776.
• 2. Al-Muthana A.S., Hursan G.G., Ma M.M., Aramco S„ Valori A., Nicot B„ Singer P.M., 2012. Schlumberger Dhahran Carbonate Research. International Symposium of the Society of Core Analysts held in Aberdeen, Scotland, UK, 27-30 August, 2012.
• 3. Al-Sayari S., 2009. The Influence of Wettability and Carbon Dioxide Injection on Hydrocarbon Recovery. Praca doktorska: A dissertation submitted in fulfilment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy of Imperial College London, Department of Earth Science and Engineering.
• 4. Amaefule J.O., Altunbay M„ Tiab D„ Kersey D.G., Keelan D.K., 1993. Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. [W:] SPE Annual Technical Conference and Exhibition (pp. SPE-26436). SPE.
• 5. Amott E., 1959. Observations relating to the wettability of porous rock. Trans. AIME, 216: 156-162.
• 6. Anderson G.A., 2006. Simulation of Chemical Flood Enhanced Oil Recovery Processes Including the Effects of Reservoir Wettability. The University of Texas, Austin, USA.
• 7. Anderson W„ 1986a. Wettability Literature Survey-Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability. Journal of Petroleum Technology, 38(10): 1125-1144.
• 8. Anderson W.G., 1986b. Wettability Literature Survey. Part 2: Wettability Measurement. Journal of Petroleum Technology, 38(12): 1246-1262.
• 9. Anderson W.G., 1987a. Wettability Literature Survey - Part 4: Effects of Wettability on Capillary Pressure. Journal of Petroleum Technology, 39: 1283-1300.
• 10. Anderson W.G., 1987b. Wettability literature survey - Part 5: The effects of wettability on relative permeability. Journal of Petroleum Technology, 39(11): 1453-1468. DOI: 10.2118/16323-PA.
• 11. Andriuszczenko J., Modliński Z., Puroniene I., Sokołowski A., 1999. Wskaźniki ropo- i gazonośności w wodach środkowokambryjskich poziomów zbiornikowych syneklizy bałtyckiej. Przegląd Geologiczny, 47(8): 737-739.
• 12. Anon., 1991. Log Interpretation Charts. Halliburton Logging Services, Houston.
• 13. Anon., 1997. Log Interpretation Charts. Schlumberger, Houston, Texas, USA.
• 14. Ara T.S., Talabani S„ Vaziri H.H., Islam M.R., 2001. In-depth investigation of the validity of the Archie equation in carbonate rocks. Society of Petroleum Engineers, SPE 67204, SPE Production and Operations Symp. Oklahoma City, Oklahoma, 24-27 March.
• 15. Archie G.E., 1942. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. Transaction of the American Institute of Mining and Metallurgical Engineers, 146: 54-62.
• 16. Archie G.E., 1952. Classification of carbonate reservoir rocks and petrophysical con¬sideration. AAPG Bulletin, 36: 218-298.
• 17. Areń B., Lendzion K., 1978. Charakterystyka stratygraficzno-litologiczna wendu i kambru dolnego. Prace PIG, 90: 7-50.
• 18. Asquith G„ Krygowski D„ 2004. Basic Well Log Analysis. AAPG Methods in Exploration Series, Tulsa, Oklahoma, 16: 1-248.
• 19. Balberg I., 1986. Excluded-volume explanation of Archies law. Physical Review B, 33: 3618-3620. DOI: 10.1103/PhysRevB.33.3618.
• 20. Bardon C., Pied B., 1969. Formation water saturation in shaly sands. Trans. SPWLA 10th Annual Logging Symposium, Zl-19.
• 21. Bateman R.M., 1984. Cased-hole log analysis and reservoir performance monitoring. Boston: IHRDC Press: 380.
• 22. Bharati S., Larter S.A., Horsfield B., 1992. The unusual source potential of the Cambrian Alum Shale in Scandinavia as determined by quantitative pyrolysis methods. [W]: Spencer A.M. (ed.). Generation, Accumulation and Production of Europe's hydrocarbon II. 103-110. Spec. Publ. Eur. Ass. Petrol. Geosc., 2, Springer-Verlag Berlin Heidelberg.
• 23. Bowman T., 2010. Direct method for Determining Organic Shale Potential From Porosity and Resistivity Logs to Identify Possible Resource Plays. AAPG Annual Convention & Exhibition, New Orleans, April.
• 24. Broadbent S.R., Hammersley J.M., 1957. Percolation processes. I. Crystals and mazes. Proceedings of the Cambridge Philosophical Society (Mathematical and Physical Sciences), 53: 629-641. DOI: 10.1017/ S0305004100032680.
• 25. Brooks R.H., Corey A.T., 1964. Hydraulic properties of porous media. Hydrology papers, Colorado State University, Fort Collins, Colorado.
• 26. Brunauer S., Emmett P.H., Teller E., 1938. Adsorption of Gases in Multimolecular Layers. Journal of the American Chemical Society, 60(2): 309-319.
• 27. Buchardt B„ Lewan M.D., 1990. Reflectance of vitrinite-like macerals as a thermal maturity index for Cambrian - Ordovician Alum Shale, southern Scandinavia. Am. Ass. Petrol. Geol. Bull, 74(4): 394-406.
• 28. Buchardt B., Nielsen A.T., Schovsbo N.H., 1998. Lower Paleozoic source rocks in Southern Baltoscandia. [W]: Suveizdis P., Zdanaviciute O. (eds.). Perspectives of Petroleum Explo¬ration in the Baltic region. Proc. Internat. Conf. Vilnus. Institute of Geology, Lithuania.
• 29. Buckley J.S., Takamura K., Morrow N., 1989. Influence of Electrical Surface Charges on the Wetting Properties of Crude Oils. SPE Reservoir Engineering, 4: 332-340.
• 30. Buckley J.S., Bousseau C., Liu Y„ 1996. Wetting Alteration by Brine and Crude Oil: From Contact Angles to Cores. SPE Journal, 1(3): 341-350. DOI: 10.2118/30765-PA.
• 31. Buckley J.S., Liu Y., 1998. Some Mechanisms of Crude Oil/Brine/Solid Interactions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 20(3-4): 155-160. DOI: 10.1016/ S09204105(98)00015-l.
• 32. Cicha-Szot R., Dudek L., Such P., 2015. Charakterystyka fraktalna przestrzeni porowej skał łupkowych. Przem. Chem., 94(12): 229-236.
• 33. Clarkson C.R., Jensen J.L., Chipperfield S., 2012. Unconventional gas reservoir evaluation: What do we have to consider?, Journal Nat. Gas Sci. Eng., 8: 9-33.
• 34. Clavier C., Coates G.R., Dumanoir J.L., 1977. The theoretical and experimental bases for the "dual water" model for the interpretation of shaly sands. SPE 52nd Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 6859.
• 35. Clavier C., Coates G.R., Dumanoir J.L., 1984, Theoretical and Experimental Bases for Dual-Water Model for Interpretation of Shaly Sands. SPE Journal, 24: 153-168.
• 36. Coates G.R., Dumanoir J.L., 1973. A New Approach To Improve Log-derived Permeability. Proceedings by SPWLA, Lafayette, 16th Annual Logging Symposium Paper R.
• 37. Coates G., Xiao L„ Prammer M., 1999. NMR Logging Principles & Applications. Hali-burton Energy Services, USA, 1-233.
• 38. Crains Petrophysical Handbook, https://spec2000.net/ (dostęp: 24.03.2021).
• 39. Curtis J.B., 2002. Fractured shale-gas systems. AAPG Bulletin., 86(11): 1921-1938.
• 40. Dalkhaa C., 2005. Study of modeling of water saturation in Archie nad non-Archie porous media. Master Thesis, Middle East Technical University, Temmuz: 112.
• 41. DeWitte L., 1950. Relations between resistivities and fluid contents of porous rocks. Oil Gas J.: 120-134.
• 42. Domżalski J., Górecki W., Mazurek A., Mysko A., Strzetelski W., Szamałek K„ 2004. The prospects for petroleum exploration in the eastern sector of Southern Baltic as revealed by sea bottom geochemical survey correlated with seismic data. Przegląd Geologiczny, 52(8/2): 792-799.
• 43. Donaldson E.C., Alam W., 2008. Wettability. Gulf Publishing Company, Houston, Texas.
• 44. Doveton J.D., 1994. Geologic Log Analysis Using Computer Methods. Second Edition, Published by the American Association Of Petroleum Geologists.
• 45. Dubey S.T., Doe P.H., 1993. Base number and wetting properties of crude oils. SPE Reservoir Engineering Eng., 8: 195-199.
• 46. Dudek L., Kowalska-Włodarczyk M., 2014. Pragmatyczne podejście do adsorpcji w skałach łupkowych złóż typu shale gas. Nafta-Gaz, 7: 416-424.
• 47. Dusza R., Filar B., Miziołek M., 2004. Analiza litologiczno-facjalna utworów miocenu w rejonie PMG Husów. Prace INiG - PIB, 127.
• 48. Dziadzio P., Liszka B., Maksym A., Staryszak G., 1997. Środowisko sedymentacji utworów miocenu autochtonicznego w brzeżnej strefie Karpat, a interpretacja geologiczno-złożowa w obszarze Husów-Albigowa-Krasne. Nafta-Gaz, 9: 407-414.
• 49. Dziadzio P., 2000. Depositional sequences in Badenian and Sarmatian deposits in the SE parts of the Carpathian Foredeep (SE Poland). Przegląd Geologiczny, 48:1124-1138.
• 50. Dziob D., Górska U., 1998. Perkolacja przewodnictwa. Kraków.
• 51. Ekine A.S., Iyabe P., 2009. Petrophysical Characterization of the Kwale Field Reservoir Sands (OML 60) from Wire-line Logs, Niger Delta, Nigeria. Journal Appl. Sci. Environ. Manage, 13(4): 81-85.
• 52. Eshimokhai S., Akhirevbulu O.E., Osueni L., 2012. Evaluation of Thin Bed Using Re¬sistivity Borehole and NMR Imaging Techniques. Ethiopian Journal of Environmental Studies and Management, 4(4): 96-102. DOI: 10.4314/ejesm.v4i4.11.
• 53.Farid M.F., Arns J.-Y., Pinczewski W.V., Arns C.H., 2016. Experimental and numerical investigation on stress dependence of sandstone electrical properties and deviations from Archie's law. SPE 18148, SPE Annual Dubai, UAE Technical Conf and Exhibition 26-28 September.
• 54. Glover P., 2009. What is the cementation exponent? A new interpretation. The Leading Edge, 28: 82-85. DOI: 10.1190/1.3064150.
• 55. Górecki W., Lapinskas P., Lashkov E., Lashkova L., Reicher B., Sakalauskas K., Strzetelski W., 1992. Petroleum perspectives of the Baltic Syneclise. Polish J. Miner. Res., 1: 65-88.
• 56. Grotek I., 2006. Dojrzałość termiczna materii organicznej z utworów pokrywy osadowej pomorskiego odcinka TESZ, basenu bałtyckiego oraz obszarów przyległych. Pr. Państw. Inst. Geol, 186: 253-270.
• 57. Guyod H., 1944. Fundamental data for the interpretation of electric logs. Oil Weekly, 30 October. 72-77.
• 58. Haddad S„ Najimi S„ Zulkipli S.N.F., Sinnappu S„ Johan Z.J., Kyi K.K., Wa W.W., Tan W., 2013. Clastic and carbonate formation evaluation case study: East Asia Society of Petroleum Engineers. SPE165370, SPE Western Regional & AAPG Pacific section Meeting Joint Technical Conf. Monterey, California, USA, April: 19-25.
• 59. Handwerger D., 2011. Scaling in Tight Gas Shale. Monograph of the First Shale Science Conference, Evolution of the Mental Picture of Tight Shales, Copernicus Science Center, Warsaw, Poland.
• 60. Herrick D.C., Kennedy W.D., 1996. Electrical properties of rocks. Effects of secondary porosity, laminations, and thin beds. Paper C, Society of Professional Well Log Analysts.
• 61. Herron M.M., 1986. Mineralogy from Geochemical Well Logging. Clay and Clay Minerals, 34: 204-213.
• 62. Hingle A.T., 1959. The Use of Logs in Exploration Problems. 29th SEG Annual International Meeting, Los Angeles.
• 63. Hossin A., 1960. Calcul des saturations en eau par la méthode du ciment argileux (for¬mule dArchie généralisée). Bulletin AFTP: 125-128.
• 64. Hotelling H., 1933. Analysis of a complex of statistical variables into principal components. J Educ. Psychol., 24(6): 417-441. DOI: 10.1037/h0071325.
• 65. Hou B., Jia R„ Fu M„ Huang Y., Wang Y., 2019. Mechanism of Wettability Alteration of an Oil-Wet Sandstone Surface by a Novel Cationic Gemini Surfactant. Energy Fuels, 33(5): 4062-4069.
• 66. Huang L.J., Brimhall R.M., 1994. Effect of rock wettability on log measurement. [W:] 2nd international symposium on well logging transactions. Society of Professional Well Log Analysts, Beijing: 14-21.
• 67. Hunt A.G., 2004. Continuum percolation theory and Archie's law. Geophysical Research Letters, 31, L19503. DOI: 10.1029/2004GL020817.
• 68. Hunt A.G., 2005. Percolation theory for flow in porous media. Springer. Led. Notes Phys., Berlin Heidelberg, 674. DOI: 10.1007/bl36727.
• 69. Iqbal M. A., Rezaee R., 2020. Porosity and Water Saturation Estimation for Shale Reservoirs: An Example from Goldwyer Formation Shale, Canning Basin, Western Australia. Energies, 6294, 13(23):1-13. DOI: 10.3390/enl3236294.
• 70. Jakosky J.J., Hopper R.H., 1937. The effect of moisture on the direct current resistivities of oil sands and rocks. Geophysics, 2: 33-54. DOI: 10.1190/1.1438064.
• 71. Jardine D„ Wilshart J.W., 1982. Carbonate reservoir description. SPE 10010, Int. Petroleum Exhibition and Technical Symp. of the Society of Petroleum Engineers held in Bejing, China, 18-26 March.
• 72. Jarzyna J., 1998. Otworowe profilowanie jądrowego rezonansu magnetycznego - nowa, efektywna metoda wyznaczania właściwości zbiornikowych skał. Nafta-Gaz, 5:215-222.
• 73. Jarzyna J., Krakowska P., 2010. Dobór parametrów petrofizycznych węglanowych skał zbiornikowych w celu podwyższenia dokładności wyznaczenia współczynnika nasycenia wodą. Nafta-Gaz, 7: 547-556.
• 74. Jaworowski K., 1979. Transgresja morza kambryjskiego w północnej Polsce. Prace PIG, 154.
• 75. Jaworowski K„ 1982. Warunki sedymentacji osadów prekambru i kambru w północnej Polsce. Przegląd Geologiczny, 30(5): 220-224.
• 76. Kamel M.H., Mabrouk W.M., 2003. Estimation of Shale Volume Using a Combination of the Three Porosity Logs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 40: 145-157.
• 77. Kamel M.H., Mohamed M.M., 2006. Effective porosity determination in clean/shaly formations from acoustic logs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 51 (3- 4): 267-274.
• 78. Kanev S., Margulis L., Bojesen-Koefoed J.A., Weil W.A., Merta H., Zdanaviciute O., 1994. Oils and hydrocarbon source rocks of the Baltic Syneclise. Oil and Gas Journal, 92(28): 69-73.
• 79. Karnkowski P., 1993. Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. Tom 1 - Niż Polski. Tow. Geosynopt. GEOS AGH, Kraków, 214.
• 80. Karnkowski P., 1999. Oil and Gas Deposits in Poland. Tow. Geosynopt. GEOS AGH, Kraków:\-379.
• 81. Karnkowski PH., 2003. Modelling of hydrocarbon generating conditions within Lower Palaeozoic strata in the western part of the Baltic Basin. Przegląd Geologiczny, 5(9): 756-763.
• 82. Karnkowski P.H., Pikulski L., Wolnowski T., 2010. Petroleum geology of the Polish part of the Baltic region - an overview. Kwartalnik Geologiczny, 54(2): 143-158.
• 83. Kazemzadeh E., Delshad Y.S., Moradzadeh A., 2009. Relationship Between Irreducible Water Saturation And Reservoir Quality. Journal of Science University of Tehran, 35(4).
• 84. Keller G.V., 1953. Effect of wettability on the electric resistivity of sand: Oil and Gas Journal, 51: 62-65.
• 85. Kennedy W.D., Herrick D.C., 2004. Conductivity Anisotropy in Shale-Free Sandstone. Petrophysics, 45(1): 38-58.
• 86. Kennedy W.D., Herrick D.C., 2012. Conductivity models for Archie rocks. Geophysics, 77(3): Wal09-Wal28. DOI: 10.1190/GE02011-0297.1.
• 87. iersnowski H., Dyrka I., 2013. Potencjał złożowy ordowicko-sylurskich łupków gazonośnych w Polsce: omówienie dotychczasowych raportów i propozycje udoskonalenia metodyki oceny zasobów gazu w raporcie w 2014 r. Przegląd Geologiczny, 61(6): 354-373.
• 88. Kirkpatrick S., 1973. Percolation and conduction. Reviews of Modem Physics, 45(4): 574-588. DOI: 10.1103/RevModPhys.45.574.
• 89. Klaja J., Przelaskowska A., 2006. Badania zawartości wody nieruchomej metodą magnetycznego rezonansu jądrowego (NMR) w piaskowcach o zróżnicowanej litologii. Geologia, 32(4): 463-477.
• 90. Klaja J., Drabik K., Przelaskowska A., Kulinowski P., 2017. Badanie różnych typów skał klastycznych metodą NMR przy zastosowaniu spektrometrów pracujących z częstotliwością rezonansową 2 MHz, 8 MHz i 23 MHz. Nafta-Gaz, 3: 151-156.
• 91. Klimuszko E., 2002. Utwory syluru południowo-wschodniej Polski jako skały potencjalnie macierzyste dla dewońskich rop naftowych. Biul. Państw. Inst. Geol., 402: 75-100.
• 92. Kosakowski P., Poprawa P., Kotarba MJ., Botor D., 1999. Modelling of thermal history and hydrocarbon generation of the western part of the Baltic region. EAGE 61st Conference, Helsinki, June 7-11, Extended Abstracts Book, 2: 565.
• 93. Kosakowski P., Kotarba M.J., Wróbel M., Burzewski W., 2008. Petroleum prospects of Lower Paleozoic strata in the western onshore part of the Baltic Basin. Pr. Inst. Górn. Naft. i Gaz., 150: 73-77.
• 94. Kowalski A., Więcław D„ Grotek I., Kotarba M.J., Kosakowski P., 2010. Habitat and hydrocarbon potential of the lower Paleozoic source rocks in the Polish part of the Baltic region. Kwartalnik Geologiczny, 54(2): 159-182.
• 95. Krevor S.C.M., Pini R., Zuo L., Benson S.M., 2012. Relative Permeability and Trapping of C02 and Water in Sandstone Rocks at Reservoir Conditions. Water Resources Research, 48(2): 1-16. DOI: 10.1029/2011WR010859.
• 96. Kułynycz V., 2017. The influence of wettability on the petrophysical parameters of reservoir rocks. AGH Drilling Oil Gas, 34(3): 775-784. DOI: 10.7494/drill.2017.34.3.775.
• 97. Kurniawan F., 2005. Shaly sand interpretation using CEC-dependent petrophysical parameters. LSI] Doctoral Dissertations, 2384, https://digitalcommons.lsu.edu/grad- school_dissertations/2384 (dostęp: 03.2022:).
• 98. Kurovets I., Prytulka G., Shpot Y., Peryt T.M., 2004. Middle Miocene Dashava Formation sandstones, Carpathian Foredeep, Ukraine. Journal of Petroleum Geology, 27: 373-388.
• 99. Kusuma D.P., Audinno R.T., Pratama I.P., Halim A., 2016. Integrated Analysis of The-Low Resistivity Hydrocarbon Reservoir in the "S" Field. Conference: Indonesian Petroleum Association, Fortieth Annual Convention & Exhibition, May 2016 At: Jakarta, Indonesia. DOI: 10.29118/IPA.0.16.436.SE.
• 100. Kyte J.R., Naumann V.O., Mattax C.C., 1961. Effect of Reservoir Environment on Water-Oil Displacements. Journal of Petroleum Technology, Trans. AIME, 222: 579-582.
• 101. Langmuir I., 1918. Adsorption of Gases on Glass, Mica, and Platinum. J. Am. Chem. Soc., 40: 1361-1403. DOI: 10.1021/ja02242a004.
• 102. LaTorraca G.A., Hall C.G., 1991. Observations of rock fabric controls on the electrical properties of sandstone. SCA Conference Transactions Society of Core Analyst, Paper 9116, 3: 1-16.
• 103. Leandro H., Ivan M., 2015. The impact of Archies parameters in the calculation of water saturation for carbonate reservoir, Campos Basin. Brazil SEG-2015-5915007 SEG, Annual Meeting New Orleans, Louisiana, 18-23 October.
• 104. Lee W.M., 2011. Connectivity equation and shaly-sand correction for electrical resistivity. Scientific Investigation report 2011-5005; U.S. Department of the Interior, U.S. Geological Survey, Reston, Virginia.
• 105. Lendzion K„ 1988. Kambr na Pomorzu i przyległym akwenie Bałtyku. Kwartalnik Geologiczny, 32(3-4): 555-564.
• 106. Leventhal J.S., 1991. Comparison of organie geochemistry and metal enrichment in two black shales: Cambrian Alum Shale of Sweden and Devonian Chattanooga Shale of United States. Mineralium Deposita, 26(2): 104-112. DOI: 10.1007/BF00195256.
• 107. Leverett M.C., 1938. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands. Transactions of the AIME: 149-171.
• 108. Leverett M.C., 1941. Capillary Behavior in Porous Solids. Trans. AIME, 42: 152-169.
• 109. Levorsen A.I., 1972. Geologia ropy naftowej i gazu ziemnego. Wydawnictwo Geologiczne, Warszawa.
• 110. Lewan M.D., Buchardt B., 1989. Irradiation of organie matter by uranium decay in the Alum Shale, Sweden. Geochim. Cosmochim. Acta, 53(6): 1307-1322.
• 111. Lewis R„ Ingraham D., Pearcy M., Williamson J., Sewyer W., Frantz J., 2004. New Evaluation Techniques foe Gas Shale Reservoir. Schlumberger Reservoir Symposium.
• 112. Lichtenecker K„ Rother K„ 1936. Die Herleitung des logaritmishen Mischungsgesetzen ais algemeinen Prinzipen der statonaren Stromung. Physikalische Zeitschrift, 32:256-660.
• 113. Lis-Śledziona A., Stadtmiiller M., 2019. Determining irreducible water saturation based on well log data and laboratory measurements. Nafta-Gaz, 5: 239-246. DOI: 10.18668/ NG.2019.05.01.
• 114. Lis-Śledziona A., 2020. Estymacja zwilżalności przy wykorzystaniu danych geofizyki wiertniczej oraz pomiarów laboratoryjnych w skałach klastycznych. Nafta-Gaz, 7: 431-440. DOI: 10.18668/NG.2020.07.0.
• 115. Liu L., Buckley J.S., 1999. Alteration of Wetting of Mica Surfaces. Journal of Petroleum Science and Engineering, 24(2-4): 75-83. DOI: 10.1016/S0920-4105(99)00050-9.
• 116. Liu Y., Zhang J., Tang X., 2016. Predicting the proportion of free and adsorbed gas by isotopic geochemical data: A case study from lower Permian shale in the southern North China basin (SNCB). International Journal of Coal Geology, 156: 25-35.
• 117. Luffel D.L., Guidry F.K., 1989. Reservoir Rock Properties of Devonian Shale from Core and Log Analysis. Paper 8910 presented at Society of Core Analysts Conference.
• 118. Luffel D.L., Guidry F.K., 1992. New Core Analysis Methods for Measuring Reservoir Rock Properties of Devonian Shale. Journal of Petroleum Geology, 1184-1190.
• 119. Martin M., Murray G.H., Gillingham W.J., 1938. Determination of the potential productivity of oil-bearing formations by resistivity measurements. Geophysics, 3: 258-272. DOI: 10.1190/1.1439502.
• 120. Masalmeh S.K., 2002. The effect of wettability on saturation functions and impact on carbonate reservoirs in the Middle East. SPE-78515-MS, Abu Dhabi international petroleum exhibition and conference, 13—16 October, Abu Dhabi, United Arab Emirates.
• 121. Mastalerz K., Wysocka A., Krzywiec P., Kasiński J., Aleksandrowski P., Papiernik B., Ryzer-Siupik J., 2006. Miocene succession at the Ryszkowa Wola High (Sieniawa-Rudka area), Carpathian Foredeep Basin: facies and stratigraphic interpretation of wellbore and 3D seismic data. Przegląd Geologiczny, 54: 333-342.
• 122. Matyasik I., Janiga M., Spunda K., 2020. Ewaluacja sweet spotów w polskich formacjach łupkowych w odniesieniu do wybranych parametrów geochemicznych. Nafta-Gaz, 2: 76-90. DOI: 10.18668/NG.2020.02.02.
• 123. McGlade C., Speirs J., Sorrell S., 2013. Methods of estimating shale gas resources - Comparison, evaluation and implications. Energy, 59: 116-125.
• 124. Mendelson K.S., Cohen M.H., 1982. The effects of grain anisotropy on the electrical properties of sedimentary rocks. Geophysics, 47: 257-263.
• 125. Mengal S.A., Wattenbarger R.A., 2011. Accounting for adsorbed gas in Shale gas reservoirs. [ W:] Proceedings of the 17th Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, MEOS: 643-657. DOI: 10.2118/141085-MS.
• 126. Meyer B.L., Nederlof M.H., 1984. Identification of source rocks on wireline logs by density/resistivity and sonic transit/resistivity crossplots. AAPG Bulletin, 68:121—129.
• 127. Modliński Z., Nehring-Lefeld M., Ryba J., 1994. The Early Palaeozoic Complex in the Polish Part of the Baltic Sea. Zeitschrift fur geologische Wissenschaften, 22: 227-234.
• 128.Modliński Z., Podhalańska T., 2010. Outline of the lithology and depositional features of the lower Paleozoic strata in the Polish part of the Baltic region. Kwartalnik Geologiczny, 54 (2): 109-121.
• 129. Montaron B., 2005. Fractals, Percolation Theory and the Stability of Archie's'm' Exponent. SPWLA Topical Conference on Low Resistivity Pay in Carbonates, Abu- Dhabi, U.A.E, Jan.
• 130. Montaron B., 2007. A quantitative model for the effect of wettability on the conductivity of porous rocks. The 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, paper SPE 105041, Bahrain.
• 131. Montaron B., 2008. Connectivity theory - A new approach to modeling non-Archie rocks. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, paper GGG, Edinburgh, Scotland. DOI: 10.2118/105041-MS.
• 132. Montaron B., 2009. Connectivity Theory - A new approach to modeling non-Archie rocks. Petrophysics, 50(2): 102-115.
• 133. Montaron B., Han M., 2009. A connectivity model for the conductivity of sandstone rocks. Transactions, paper FF: 50th Annual Logging Symposium, SPWLA.
• 134. Montgomery S.L., Jarvie D.M., Bowker K.A., Pollastro R.M., 2005. Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, north-central Texas: gas shale play with multi-trillion cubic foot potential. AAPG Bull., 89: 155-175.
• 135. Moore W.R., Zee M.Y., Pirie I., Zhang Y., 2016. Tight gas sandstone reservoirs, part 2: petrophysical analysis and reservoir modeling. Unconventional Oil and Gas Resources Handbook: 429-448. DOI: 10.1016/B978-0-12-802238-2.00015-8.
• 136. Morrow N.R., 1990. Wettability and its effect on oil recovery. Journal of Petroleum Technology, 42(12): 1476-1484.
• 137. Myśliwiec M., 2004. Mioceńskie skały zbiornikowe zapadliska przedkarpackiego. Przegląd Geologiczny, 52(7): 581-592.
• 138. Natari G.N., 2015. Role of Rock Wettability on Relative Permeability and Capillary Pressure Behavior. Universiti Teknologi PETRONAS Final Year Project Academic Subject: Academic Department- Petroleum Geosciences - Petrophysics - Petrophysical data acquisition.
• 139. Natkański P., 2010. Procesy sorpcyjne - Skrypt do ćwiczeń. Wydział Chemii UJ http:// www2.chemia.uj.edu.pl/dydaktyka/Procesy Sorpcyjne.pdf (dostęp: 3.04.2022).
• 140. Nehring-Lefeld M., Modliński Z., Swadowska E., 1997. Thermal evolution of the Ordovician in the western margin of the East-European Platform: CAI and Ro data. Kwartalnik Geologiczny, 41(2): 129-138.
• 141. Nielsen A.T., 2004. Ordovician sea level changes: a Baltoscandian perspective. [W]: Webby B.D., Paris F., Droser M.L., Percival I. G. (eds.). The Great Ordovician Biodi- versification Event. Columbia Univ. Press.'. 84-93.
• 142. Nooh A.Z., Moustafa E.A., 2017. Comparison of Quantitative Analysis of Image Logs for Shale Volume and Net to Gross Calculation of a Thinly Laminated Reservoir between VNG-NERGE and LAGIA-EGYPT. Egyptian Journal of Petroleum, 26(3): 619-625. DOI: 10.1016/j.ejpe.2016.09.001.
• 143. Oraby M., 2020. A non-Archie water saturation method for conventional reservoirs based on generalization of Passey TOC model for unconventional reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10: 3295-3308. DOI: 10.1007/ sl3202-020-00945-x.
• 144. Oszczypko N., Krzywiec P., Popadyuk I., Peryt T., 2006. Carpathian Foredeep Basin (Poland and Ukraine): Its sedimentary, structural, and geodynamic evolution. [W:] Golonka J., Picha F.J., (eds.). The Carpathians and Their Fore land: Geology and Hydrocarbon Resources. American Association of Petroleum Geologists Memoir, 84:293-350.
• 145. Pang Y., Soliman M.Y., Deng H., Xie X., 2017. Experimental and analytical investigation of adsorption effects on shale gas transport in organic nanopores. Fuel, 199: 272-288. DOI: 10.1016/j.fuel.2017.02.072.
• 146. Passey Q.R., Creaney S, Kulla B., Moretti F.J., Stroud J.D, 1989. Well log evaluation of organic-richrocks. 14th International Meetimg on Organic Geochemistry, Paris, abstract 75.
• 147. Passey Q.R., Creaney S, Kulla J.B., Moretti F.J., Stroud J.D., 1990. A Practical Model for Organic Richness from Porosity and Resistivity Logs. AAPG Bidletin, 74:1777-1794.
• 148. Passey Q.R., Bohacs K.M., Esch W.L., Klimentidis R.. Sinha S„ 2010. From oil-prone source rock to gas-producing shale reservoir - geologic and petrophysical characteriza¬tion of unconventional shale-gas reservoirs. SPE 131350, CPS/SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition, Beijing, China, 8-10June. DOI: 10.2118/131350-MS.
• 149. Passey Q., Bohacs K.M., Esch W.L., Klimentidis R., Sinha S., 2012. My source rock is now my reservoir - geologic and petrophysical characterization of Shale gas reservoirs. AAPG distinguished lecture, Search and Discovery Article #80231, Adapted from 2011- 2012 AAPG Distinguished Lecture for AAPG European Region.
• 150. Patnode H.W., Wyllie M.R.J., 1950. The Presence of Conductive Solids in Reservoir Rock as a Factor in Electric Log Interpretation. Pet Trans, AIME, 189: 47-52.
• 151. Pearson K.F.R.S., 1901. LIII. On lines and planes of closest fit to systems of points in space. LondEdinb Dublin Philos Mag J Sci, 2(11): 559-572. DOI: 10.1080/14786440109462720.
• 152. Pedersen J.H., Karlsen D.A., Lie J.E., Brunstad H., di Primio R., 2006. Maturity and source rock potential of Palaeozoic sediments in the NW European Northern Permian Basin. Petrol. Geosc., 12(1): 13-28. DOI: 10.1144/1354-079305-666.
• 153. Peeters M., Holmes A., 2014. Review of Existing Shaly-Sand Models and Introduction of a New Method Based on Dry-Clay Parameters. Petrophysics, 55(6): 543-553.
• 154. Pickett G.R, 1963. Acoustic Character Logs and Their Application in Formation Evaluation. Journal of Petroleum Technology, 15(6): 659-667. DOI: 10.2118/452-PA.
• 155. Pietsch K., Porębski S.J., Marzec P., 2010. The use of seismostratigraphy for exploration of Miocene gas-gearing reservoirs in the NE part of the Carpathian Foreland Basin (Poland). Geologia, 36: 173-186. DOI: 10.7494/geol.2010.36.2.173.
• 156. Podhalańska T., 2002. Graptolity hirnantu i rhuddanu oraz granica ordowik/sylur w facji graptolitowej zachodniej części platformy wschodnioeuropejskiej (wyniesienie Łeby). Pr. Państw. Inst Geol. Warszawa.
• 157. Podhalańska T., 2009. Późnoordowickie zlodowacenie Gondwany - zapis zmian środowiskowych w sukcesji osadowej obniżenia bałtyckiego. Pr. Państw. Inst Geol. - Państw. Inst. Badaw., 193: 1-132.
• 158. Pokorski J., 2010. Geological section through the lower Paleozoic strata of the Polish part of the Baltic region. Kwartalnik Geologiczny, 54(2): 123-130.
• 159. Pollastro R.M., Jarvie D.M., Hill R.J., Adams C.W., 2007. Geologic framework of the Mississippian Barnett Shale, Barnett-Paleozoic total petroleum system, Bend arch-Fort Worth Basin, Texas. AAPG Bulletin, 91(4): 405-436.
• 160. Poprawa P., Narkiewicz M„ Ślaupa S., Stephenson R.A., Lazauskiene J., 1997. Caledonian accretion along the TESZ (Baltic region to SE Poland). Terra Nostra, 1: 110-117.
• 161. Poprawa P., Ślaupa S., Stephenson R.A., Lazauskiene J., 1999. Late Vendian - Early Paleozoic tectonic evolution of the Baltic Basin: regional tectonic implications from subsidence analysis. Tectonophysics, 314: 219-239.
• 162. Poprawa P., Grotek I., 2005. Revealing palaeo-heat flow and paleooverpressures in the Baltic Basin from thermal maturity modelling. Mineralogical Society of Poland, Special Papers, 26: 235-238.
• 163. Poprawa P., 2006. Rozwój kaledońskiej strefy kolizji wzdłuż zachodniej krawędzi Bal- tiki oraz jej relacje do basenu przedpola. [W]: Matyja H., Poprawa P. (eds). Ewolucja facjalna tektoniczna i termiczna pomorskiego segmentu szwu transeuropejskiego oraz obszarów przyległych. Wyd. Pr. Państw. Inst. Geol, 186: 189-213.
• 164. Poprawa P., Kiersnowski H., 2008. Perspektywy poszukiwań złóż gazu ziemnego w skałach ilastych (shale gas) oraz gazu ziemnego zamkniętego (tight gas) w Polsce. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 429: 145-152.
• 165. Poprawa P., 2010a. System węglowodorowy z gazem ziemnym w łupkach - północnoamerykańskie doświadczenia i europejskie perspektywy. Przegląd Geologiczny, 58:216-225.
• 166. Poprawa P., 2010b. Analiza osadów ilasto-mułowcowych w Polsce pod kątem moż¬liwości występowania w nich niekonwencjonalnych nagromadzeń gazu ziemnego. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 439: 159—172.
• 167. Poprawa P., 2010c. Potencjał występowania złóż gazu ziemnego w łupkach dolnego paleozoiku w basenie bałtyckim i lubelsko-podlaskim. Przegląd Geologiczny, 58(3): 226-249.
• 168. Poprawa P., 2020. Lower Paleozoic oil and gas shale in the Baltic-Podlasie-Lublin Basin (central and eastern Europe) - a review. Geological Quarterly, 64(3): 515-566. DOI: 10.7306/gq.l542.
• 169. Porębski S.J., Pietsch K., Hodiak R., Steel R.J., 2002. Origin and sequential development of Upper Badenian - Sarmatian clinoforms in the Carpathian Foredeep Basin, SE Poland. Geologica Carpathica, 54: 119-136.
• 170. Poupon A., Loy M.E., Tixier M.P., 1954. A Contribution to electrical log interpretation in shaly sands. Journal of Petroleum Technology, 6(6): 27-34.
• 171. Poupon A., Leveaux J., 1971. Evaluation of Water Saturation in Shaly Formations. Trans. SPWLA 12th Annual Logging Symposium: 1-2.
• 172. Prud'homme R.K., Khan S.A., 1996. Foams: theory, measurements, and applications. Marcel Dekker, Inc., New York.
• 173. Przelaskowska A., ŁykowskaG., Klaja J., Kowalska S., Gąsior I., 2015. Application of the cation exchange capacity parameter (CEC) to the characterization of the swelling capacity of lower Paleozoic, Carpathian Flysch and Miocene Carpathian Foredeep clay rocks. Nafta-Gaz, 6: 384-389.
• 174. Przybyłowicz T., 1980. Osady tufogeniczne ordowiku wyniesienia Łeby (charakterystyka pertograficzna). Arch. Miner., 36(1): 73-81.
• 175. Ransom R.C., 1995. Practical Formation Evaluation. John Wiley and Sons, Inc., Am¬sterdam, ISBN: 0-471-10755-7. DOI: 10.1016/S0920-4105(96)00068-X.
• 176. Reicher B., 2006. Strukturalno-litofacjalne uwarunkowania akumulacji węglowodorów w utworach kambru syneklizy bałtyckiej. Praca doktorska. Bibl. GL Akad. Górn. Hutn. Kraków.
• 177. Roy S., Tarafdar S., 1997. Archie's law from a fractal model for porous rocks. Physical Review B, 55: 8038-8041. DOI: 10.1103/PhysRevB.55.8038.
• 178. Ruhovets N., Fertl W.H., 1982. Volumes, types, and distribution of clay minerals in reservoir rocks based on well logs. Paper SPE-10796-MS, SPE Unconventional Gas Recovery Symposium, 16-18 May, Pittsburgh, Pennsylvania, USA.
• 179. Ruhovets N., Rau R., Samuel M„ Smith H., Smith Jr., Smith M., 1992. Evaluating thinly laminated reservoirs using logs with different vertical resolution Halliburton Logging Services. Geological Society, London, Special Publications, 65: 99-121. DOI: 10.1144/GSL.SP.1992.065.01.08.
• 180. Saxena K., Tyagi A., Klimentos T., Morriss C., Mathew A., 2006. Evaluating Deepwater Thin - Bedded Reservoirs with Rt Scanner. 4th PetroMin Deepwater and Subsea Conference, Kuala Lumpur, June 20-21.
• 181. Schleicher M., Koster J., Kulkę H„ Weil W., 1998. Reservoir and source rock characterization of the Early Paleozoic interval in the Peribaltic Syneclise, northern Poland. Journal of Petroleum Geology, 21: 33-56.
• 182. Schlumberger, 1972. Log Interpretation: Principles, Schlumberger Limited
• 183. Schwartz L.M., Sen P.N., 1988. Electrical Conduction in Partially Saturated Shaly Formations. 63rd Annual Conference of SPE, Paper 1813.
• 184. Sen P.N., Scala C., Cohen M.H., 1981. Self-similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads. Geophysics, 46: 781-795.
• 185. Sen P.N., Goode P.A., Sibbit A.M., 1988. Electrical Conduction in Clay Bearing Sandstones at Low and High Salinities. Journal of Applied Physics, 63: 4832 4840.
• 186. Serra O., Abbott H.T., 1982. The contribution of logging data to sedimentology and stratigraphy. Soc Pet Eng J 22(1): 117-131. DOI: 10.2118/9270-PA.
• 187. Serra O., 1984. Fundamentals of well-log interpretation. 1. The acquisition of logging data. Elsevier, Amsterdam—Oxford-New York—Tokyo: 143—144.
• 188. Shankland T.J., Waff H.S., 1974. Conductivity in fluid-bearing rocks. Journal of Geophysical Research, 79: 4863-4868. DOI: 10.1029/JB079i032p04863.
• 189. Shedid S.A., 2001. Multi-purpose reservoir characterization model. SPE 68105. 12th SPE Middle East Oil Show & Conference (MEOS), Manama, Bahrain. March 17-20.
• 190. Shedid S.A., Tiab D., OsisanyaS., 1998. Improved reservoir description of shaly sands using conventional well-log derived data for flow units identification. SPE 39803. The Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, USA. March 25-27.
• 191. Shedid-Elgaghah S.A., Tiab D., OsisanyaS., 2001. New approach for obtaining J function in clean and shaly reservoirs using in-situ measurements. Journal of Can. Petrol. Technol., 40: 30-37.
• 192. Sigal R.F., Akkutlu I.Y, Kang S.M, Diaz-Campos M., Ambrose R., 2013. The laboratory measurement of gas storage capacity of organic shales. Petrophysics, 54(3): 224-235.
• 193. Sikorska M., Jaworowski K., 2007. Ewolucja porowatości w piaskowcach kambru z polskiej części Morza Bałtyckiego. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 427: 79-110.
• 194. Simandoux P., 1963. Mesures dielectriques en milieu poreux, application a mesure des saturations en eau. Etude du Comportment des massifs Argileux. Supplementary Issue. Revue del'Institut Francais du.Petrol.
• 195. Sing K.S.W., Everett D.H., Haul R.A.W., Moscou L., Pierotti R.A., Rouquerol J., 1985. Reporting physisorption data for gas/solid systems with special reference to the determination of surface area and porosity. PureAppl. Chem., 57: 603-619.
• 196. Steiber R.G., 1973. Optimization of shale volumes in open hole logs. Journal of Petroleum Technology, 31: 14—162.
• 197. Such P., 2012. Przestrzeń porowa skał łupkowych. Nafta-Gaz, 9: 558-561.
• 198. Such P., 2014. Co to właściwie znaczy porowatość skał łupkowych. Nafta-Gaz, 7:41—415.
• 199. Swadowska E., Sikorska M., 1998. Historia pogrzebania skał kambru na podstawie refleksyjności macerałów witrynitopodobnych w polskiej części platformy wschod¬nioeuropejskiej. Przegląd Geologiczny, 46(8): 699-706.
• 200. Sweeney S.A., Jennings H.Y., 1960. The electrical resistivity of preferentially water-wet and preferentially oil-wet carbonate rocks. Producers Monthly, 24(7): 29-32.
• 201. Szamałek K., Szuflicki ML, Mizerski W., 2020. Bilans perspektywicznych zasobów kopalin Polski, wg stanu na 31.12.2018 r. PIG-PIB, ISBN 978-83-66509-92-4.
• 202. Szot W., Gołąbek A., 2012. Symulacje procesu eksploatacji złóż gazu ziemnego w formacjach łupkowych (shale gas). Nafta-Gaz, 12: 923-936.
• 203. Thomas E.C., 1976. The determination of Qv from membrane potential measurements on shaly sands. Journal of Petroleum Technology, 28: 1087-1096. DOI: 10.2118/5505-PA.
• 204. Tiab D., Donaldson E.C., 2012. Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Petrophysics 3rd edition, Gulf Professional Publishing: 371-418.
• 205. Tiab D., Donaldson E.C., 2015. Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Petrophysics 4th edition Gulf Professional Publishing, Elsevier.
• 206. Timur A., 1968. An Investigation Of Permeability, Porosity And Residual Water Saturation Relationships For Sandstone Reservoirs. The Log Analyst, 9(4): 3-5.
• 207. TraskP.D., 1950. Dynamics of Sedimentation. [W:] Applied Sedimentation. John Wiley and Sons, New York: 3-40.
• 208. Tweheyo M.T., Holt T., Torsaster O., 1999. An experimental study of the relationship between wettability and oil production characteristics. Journal of Petroleum Science and Engineering, 24(2^1): 179-188. DOI: 10.1016/S0920-4105(99)00041-8.
• 209. Ulmishek G.E., 1990. Geologic Evolution and Petroleum Resources of the Baltic Basin. [W:] Interior Cratonic Basins. American Association of Petroleum Geologists, Special Volumes, 51: 603-632.
• 210. Van Golf-Racht T.D., 1982. Logging versus fracture evaluation. [W:] Fundamentals of fractured reservoir engineering. Amsterdam, Elsevier, Developments in Petroleum Science, 12: 255-294.
• 211. Waszkiewicz S., Karczewski J., Krakowska P., Jarzyna J., 2018. Wyznaczanie całkowitej zawartości węgla organicznego TOC w skałach łupkowych z wykorzystaniem profilowań geofizyki otworowej na przykładzie danych z basenu bałtyckiego. Nafta-Gaz, 11: 789-795. DOI: 10.18668/NG.2018.11.02.
• 212. Waxman M.H., Smits L.J.M., 1968. Electrical Conductivities in Oil-Bearing Shaly Sands. SPE-1863-A, SPE Journal, 8(2): 107-122.
• 213. Waxman M.H., Thomas E.C., 1974. Electrical Conductivities in Shaly Sands. I. The Relation Between Hydrocarbon Saturation and Resistivity Index, II. The Temperature Coefficient of Electrical Conductivity. SPE 109632, Journal of Petroleum Technology: 213-225.
• 214. Wharton R.P., Hazen G.A., Rau R.N., Best D.L., 1980. Electromagnetic propagation Logging: advances in technique and interpretation. Soc. Pet. Eng. ofAIMEpaper 9267.
• 215. Więcław D., Kotarba M.J., Kosakowski P., Kowalski A., Grotek I., 2010. Habitat and hydrocarbon potential of the lower Paleozoic source rocks in the Polish part of the Baltic region. Kwartalnik Geologiczny, 54(2): 159-182.
• 216. Winsauer W.O., Shearin H.M., Masson PH., Williams M., 1952. Resistivity of brine-saturated sands in relation to pore geometry. AAPG Bulletin, 36(2): 253-277. DOI: 10.1306/3D9343F4-16B1-11D7-8645000102C1865D.
• 217. Winsauer WO., McCardell W.M., 1953. Ionic Double-Layer Conductivity in Reservoir Rock. Pet. Trans, AIME, 198: 129-134.
• 218. Witkowski A., 1989. Geologia i ropo-gazonośność utworów starszego paleozoiku Pomorza i Bałtyku Południowego. Przegląd Geologiczny, 3: 117-125.
• 219. Worthington P.F., 1985. The Evolution of Shaly-Sand Concepts in Reservoir Evaluation. The Log Analyst, SPWLA, 26: 23-40.
• 220. Woźnicka U., Jarzyna J., 2008. Pechelbronn 80. Specjalna konferencja poświęcona początkom geofizyki otworowej. 27—29 września 2007, Paryż, Crevecoeur-en-Auge (Normandia), Pechelbronn-Diejfenbach (Alzacja), 1FJ Report, 3/POP.
• 221. Wyllie M.R.J., Southwick P.F., 1954. An Experimental Investigation of the S.P. and Resistivity Phenomena in Dirty Sands, Pet Trans, AIME, 201: 43-56.
• 222. Wyllie M.R.J., Gregory A.R., Gardner L.W., 1956. Elastic Wave Velocities in Hetero¬geneous and Porous Media. Geophysics, 21: 41-70.
• 223. Xiao L., Mao Z.Q., Jin Y., 2011. Calculation of Irreducible Water Saturation (Swirr) from NMR Logs in Tight Gas Sands. Applied Magnetic Resonance, 42(1): 113-125.
• 224. Xie X., Morrow N.R., Buckley J.S., 2002. Contact Angle Hysteresis and the Stability of Wetting Changes Induced by Adsorption from Crude Oil. Journal of Petroleum Science and Engineering, 33(1-3): 147-159. DOI: 10.1016/S0920-4105(01)00182-6.
• 225. Yong S.H., Hong Y.M., 1982. Integrated interpretation and numerical processing of logging data. Petroleum Industry Press, Beijing'. 24—33.
• 226. Zaafran Z.M., 1981. Studying the effect of sandstone anisotropy on the quantitative interpretation of resistivity sounding and logging. SPWLA, paper BR: 23-26.
• 227. Zawisza L., Nowak J., 2012. Metodyka określania parametrów filtracyjnych skał na podstawie kompleksowej analizy danych geofizyki otworowej. Wydawnictwa Akademii Górniczo-Hutniczej im. St. Staszica w Krakowie: 122.
• 228. Zdanaviciute O., Bojesen-Koefoed J.A., 1997. Geochemistry of Lithuanian oils and source rocks: a preliminary assessment. Journal of Petroleum Geology, 20(4): 381 402.
• 229. Zdanaviciute O., Khubldikov A.I., Bojesen-Koefoed J.A., 1998. Geology and oil geochemistry of the eastern part of Baltic Syneclise. [W:] Suveizdis P., Zdanaviciute O. (eds.). Perspectives of Petroleum Exploration in the Baltic region. Proc. Internat Conf, Vilnius, Inst. Geol., Lithuania'. 58—65.
• 230. Zdanaviciute O., Lazauskiene J., 2004. Hydrocarbon migration and entrapment in the Baltic Syneclise. Organic Geochemistry, 35: 517-527.
• 231. Zdanaviciute O., Lazauskiene J., 2007. The petroleum potential of the Silurian succession in Lithuania. Journal of Petroleum Geology, 30(4): 325-337.
• 232. Zhang G., Hirasaki G.J., 2000. Interpretation of wettability in sandstones with NMR analysis. Petrophysics, 41(3): 223-233.
• 233. Zhang T., Ellis G.S., Ruppel S.C., Milliken K., Yang R., 2012. Effect of organic-matter type and thermal maturity on methane adsorption in shale-gas systems. Organic Geochemistry, 47: 120-131.
• 234. Zhang K., Peng J., Wang X., Jiang Z., Song Y., Jiang L., Jiang S., Xue Z., Wen M., Li X., Liu X, Huang Y., Wang P., Shan C., Liu T., Xie X., 2020. Effect of organic maturity on shale gas genesis and pores development: A case study on marine shale in the upper Yangtze region, South China. Open Geosciences, 12: 1617-1629. DOI: 10.1515/geo-2020-0216.
• Dokumentacje wynikowe odwiertów:
• 1. Dokumentacja wynikowa odwiertu poszukiwawczego Przeworsk-17. 2012. Geolog dokumentujący: mgr inż. Działa H., Archiwum Geologiczne PGNIG S.A.
• 2. Dokumentacja wynikowa otworu rozpoznawczego Przeworsk-18. 2014. Geolog dokumentujący: mgr inż. Szewczyk E., Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie Oddział Geologii i Eksploatacji Dział Dokumentacji i Wsparcia.
• 3. Dokumentacja wynikowa otworu rozpoznawczego Przeworsk-19K. 2014. Geolog dokumentujący: mgr inż. Szewczyk E., Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie Oddział Geologii i Eksploatacji Dział Dokumentacji i Wsparcia.
• 4. Dokumentacja wynikowa otworu rozpoznawczego Przeworsk-20. 2015. Geolog dokumentujący: mgr inż. Przybyła P., Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie Oddział Geologii i Eksploatacji Dział Dokumentacji i Wsparcia.
• 5. Dokumentacja wynikowa wiercenia poszukiwawczego Husów-28.1982. Geolog dokumentujący mgr inż. Rak J„ Archiwum Geologiczne Biura Geologicznego GEONAFTA.
• 6. Opracowanie wyników pomiarów geofizycznych w otworze B8-6K w interwale 0.0-2366.5 m MD (0.0-2251.2 m TVD). Godlewski G„ Drąg. P„ 2014. Weatherford Poland Sp. z o.o. LOTOS Petrobaltic S.A.
• Źródła internetowe:
• 1. Crains Petrophysical Handbook, https://spec2000.net/) (dostęp: 24.03.2021).
• 2. https://infolupki.pgi.gov.pl (dostęp: 1.2022).

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr POPUL/SP/0154/2024/02 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki II" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2025).

Identyfikatory

DOI

10.18668/PN2024.242