Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

1

Petrophysics of Rotliegend sandstones for unconventional tight gas exploration case study of Polish Permian Basin

100%

Nosal J.

Geology, Geophysics and Environment

|

2012

|

tom Vol. 38, no. 4

511--512

EN

Tight gas is one of the unconventional gas accumulations. In tight reservoir, natural gas is trapped in impermeable sedimentary rock. Industry defines tight gas reservoir as a maximum 10% matrix porosity and maximum 0.1 mD permeability (excluding fracture permeability) sedimentary rock (Haines 2006). Gas is trapped by low permeability of the reservoir. Down-dip water contact and reservoir trap do not appear. Tight reservoir rock should be characterized by poor reservoir properties - low porosities, extremely low permeability and also small flow rates (Law 2002). Tight gas accumulations are expected to originate in deeper parts of Polish Permian Basin within Rotliegend sandstones (Kiersnowski et al. 2010). Depth of burial associated with time could allow occurrence of advanced diagenetic processes amending primary porosity. Area of research is located in the center of Polish Permian Basin - western Poland. It is a natural gas field Pxyz, where hydrocarbons are accumulated within aeolian Rotliegend sandstones characterized by low reservoir properties. Core samples from well Pxyz-2 from depth interval 3511.5-3626.0 m were selected for investigation. The porosimetric analysis (AutoPore 9220 mercury porosimeter) of 115 samples granulometric analysis of 20 samples (sieve measurements and SediGraph 5100 device) were performed in Polish Oil and Gas Company. Borehole survey revealed gas saturation in whole 172 m sandstone profile. Obtained results allowed quantitative characteristics of samples, both grain size and pore space. Average diameter of sand grain was in the range from 0.171 mm to 0.643 mm. Based on the above results, studied sandstones were classified as fine, medium and coarsegrained (Pettijohn et al. 1972). Porosimetric studies showed poor reservoir quality of sandstones. Weak filtration of samples was proved by low values of average capillary diameter and insufficient 45% percentage of pores with diameter greater than 1 jj.m. Average porosity samples is 7.575%, wherein samples from the upper part of sandstone complex have lower porosity values than those from the base. Total pore area ranged from 0.01 m /g to 2.73 m /g in whole profile. Research showed no total porosity and total pore area dependence on burial depth. It is connected with the domination of mechanical compaction in sandstones (Such et al. 2010). Changes in porosity and total pore volume showed the vertical variation in sandstones. Based on these results, zones predisposed to tight gas accumulations were distinguished. Granulometric and porosimetic studies performed on Rotliegend samples from the area of Pxyz deposit allowed better understanding of deep buried sandstones petrophysics. Parameters received from analysis confirmed possibility of tight gas accumulations in Rotliegend sandstones in the area of Pxyz gas field.

2

Osobennosti postroenia geologo-geofiziceskih modelej mestorozdenij uglevodorodov Cernogo Mora

80%

Kuz'menko P. N. , Cybul'skij V. A. , Tisenko A. P. , Skapa V. N. , Avramenko A. V.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

tom nr 182 wyd. konferencyjne

487--492

EN

The article describes features of building the geological-geophysical models of oil and gas reservoirs on the Ukrainian part of the B1ack Sea. The key stages of modeling with taking into account individual properties of geological sections on the different hydrocarbon fields and structures are shown. The influence of the Maykopian сlау fraction on the mechanical properties of the geological media is investigated. Predicted intervals with improved reservoir properties and their characteristics are shown in the paper.

3

Wpływ kontaktu wody złożowej na właściwości fazowe gazu kondensatowego

80%

Warchoł M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

tom nr 137

879-887

PL

Złoża gazowe w strukturze skały zbiornikowej oprócz węglowodorów często zawierają także wodę związaną oraz podścielającą wodę złożową w równowadze fazowej z gazem. Wskutek kontaktu z wodą (solanką) następuje "transfer mas" i niektóre składniki gazu częściowo migrują do fazy wodnej. W wyniku tego zjawiska skład fazy węglowodorowej ulega zmianie, co pociąga zmianę jej właściwości fazowych. Stopień tych zmian oceniono na podstawie przeprowadzonych badań kontaktowych oraz analiz chemicznych próbek gazu.

EN

Gas reservoirs apart from hydrocarbons contain also interstitial brine in equilibrium and frequently are underlain by an aquifer. In reservoir conditions appears mass transfer due to this water-gas contact. Phase properties of reservoir fluid changes. In addition, the mass transfer between the hydrocarbon and aqueous phases strongly influences their scalling and corrosion potentials. This paper presents experimental data on the effect of contacting gas condensate with brine.

4

Basin-centered gas accumulations in Rotliegend Sandstones

80%

Nosal J. , Waliczek M.

Geology, Geophysics and Environment

|

2014

|

tom Vol. 40, no. 1

114--115

EN

Permian Rotliegend Sandstones are the most important gas reservoirs in north-west Europe (Gast et al. 2010). Those sandstones were deposited in playa, fluvial and aeolian depositional systems (Kiersnowski et al. 2010) and may host both conventional and unconventional deposits. The reservoirs are supplied in hydrocarbons by the Carboniferous sediments, lying directly beneath. Some of the unconventional accumulations may occur in conditions of Basin-Centered Gas System (BCGS). Basin-Centred Gas Accumulations (BCGAs), associated with BCGS, are gas-saturated, abnormally pressured, have a low-permeability reservoir and commonly lack of down-dip water contact (Law 2002). Two types BCGAs can be distinguished - direct and indirect, and they differ in the attributes of the system - the type of organic matter, thermal maturity, sealing and the distance of hydrocarbons migration. Direct Basin-Centered Gas Systems may occur in the area of the Polish part of the Permian Basin. The purpose of the present work was to indicate the Aeolian Permian Rotliegend sandstones as a reservoir rocks for direct Basin-Centered Gas Accumulations, according to the petrophysical properties and reflectance of vitrinite measurements. Analysis was performed on fifteen core samples located within the aeolian sediments of Eastern Erg (center of Polish part of Permian Basin) from the depth interval 3,559.3-4,275.9 m. Random reflectance of vitrinite was measured under oil immersion using Carl Zeiss Axioplan microscope in reflected monochromatic non-polarised light. Mean reflectance values were calculated for all measurement. Permeability measurements were done on plug-type samples (cylindrical with diameter 25.4 mm and length of between 20-40 mm. Plugs were drilled perpendicularto the cylinder axis. Values of average capillary diameter were obtained from porosimetric analysis on bulk samples with AutoPore 9220 mercury porosimeter. In each sample, the organic matter was dominated by vitrinite-like matter what could indicate humic organic matter typical for gas prone source rocks. The measured vitrinite reflectance values indicate that organic matter reached the maturation stages of hydrocarbon generation characteristic for the gas window phase (Ro > 2%). Values of average capillary diameter provedweak filtration. Permeability results shown typical values for tight sandstones from BCGS, lower then 0.1 mD. Analysis performed on aeolian Rotliegend sandstones from the area of Eastern Erg confirmed their potential as a reservoir rock for Basin-Centered Gas Accumulations. Humic type of organic matter and values vitrinite reflectance corresponding to gas window are specific for BSGAs. The analyzed samples of the aeolian Rotliegend sandstones are characterized by very low permeabillity, not exceeding 0.1 mD and slow flow rates, what determines capillary sealing of the accumulation. Short distance of hydrocarbons migration was confirmed by the location of Carboniferous source rocks. All those factors allow to classify the aeolian Rotliegend sandstones as a potential reservoir rock for Basin-Centered Gas Accumulations.

5

Modelowanie geologiczne 3D w zagadnieniach poszukiwania i rozpoznawania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

60%

Sowiżdżał K.

Przegląd Techniczny : Gazeta Inżynierska

|

2018

|

tom nr 11

15--19

PL

W artykule zaprezentowano zagadnienia budowy trójwymiarowych, numerycznych modeli geologicznych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz ich znaczenie w pracach związanych z poszukiwaniem i rozpoznawaniem obiektów geologicznych. Przedstawiono cele modelowania złóż, typy wykorzystywanych danych geologicznych i geofizycznych, główne elementy modeli złożowych oraz schemat procesu ich budowy. Omówiono wagę każdego z etapów procesu badawczego oraz charakter uzyskiwanych wyników. Przedstawiono przykłady rzeczywistych modeli złożowych opracowanych w Instytucie Nafty i Gazu – Państwowym Instytucie Badawczym, jak również zaprezentowano możliwości ich zastosowania w interpretacji geologiczno-złożowej.

EN

The article presents the issues of the three-dimensional, numerical geological modeling of oil and gas reservoir and its significance for exploration and appraisal of oil and gas fields. The objectives of reservoir modeling, types of geological and geophysical data used, main elements of reservoir models and the scheme of process of their construction are presented. The importance of each stage of the research process and the characteristics of the results obtained were discussed. Examples of real reservoir models developed at the Oil and Gas Institute - National Research Institute and examples of their application in geological interpretation are presented as well.

6

Możliwości zastosowania analizy zmian amplitudy z offsetem* (metoda AVO) do poszukiwań gazu w rejonie przedgórza Karpat

60%

Wójcik J. , Dacewicz P. , Nebelska U. , Wiensak M.

Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa

|

2000

|

tom nr 110 wyd. konferencyjne

147--153

EN

The use of AVO method (amplitude variation with offset) started in the 1970s to exploration of gas. This method belongs to the groups of new methods called 'seismic lithologic'. AVO is the new tool of sei¬smic, such as analysis of seismic reflection amplitude, inversion before and after stacking and analysis of thin beds. The AVO is the method that is used before stacking to common-midpoint (CMP) data. Most often uses AVO for sandstone collectors in regions where changes of amplitude of type bright-spot appears. In this case AVO allows differ the amplitude anomaly caused with saturation with gas from amplitude changes caused with other factor e.g. with occurrence of coal. Methods AVO are not used in case of researches of oil. In this paper were presented the examples of use method AVO with 2D and 3D seismic for miocen deposits. Interpreting gas field: Dąbrówka. Grądy Bocheńskie. Szczepanów, Borek. Positive results encourage using this method to exploration of new deposits.

7

Novel reservoir conformance control method in gas fields: fundamentals and field studies

60%

Lakatos L. , Lakatos-Szabo J. , Szentes G. , Jobbik A. , Vago A. , Karaffa Z.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

tom nr 209 wyd. konferencyjne

71--75

EN

The primary aim of the research project was to develop an efficient technology to control excessive water production in gas wells. As a novelty, water sensitive organic-based solutions were developed, which spontaneously form extremely high viscosity barrier under reservoir condition when contacting with water. In 2012, the technology was deemed to be matured for pilots in gas field locating above a depleted oil reservoir. Until now, 18 active wells were treated with the self-conforming microemulsions including several repeated jobs. Analyzing the production history of wells, the detrimental water production was the primary factor selecting the target wells to be treated. The water production in some wells dropped significantly; meanwhile the gas production increased. Surprisingly, all treated wells, never producing liquid hydrocarbons earlier, started to produce substantial amount of oil (between 10 and 75% oil in net fluid rate). These positive results could be attributed to three different reasons: effective barrier formation against water influx, reducing skin factor caused by formation damage, and opening new flow paths from entrapped oil bodies exiting below the gas cap. Thus, the treatments were qualified as “multifunctional well stimulation” in contrast to the original term of “water shutoff treatment”. Based on the encouraging field results the technology became one of the strategic projects of the company in the coming years until 2020.

8

Symulacyjne badanie procesów sekwestracji gazów kwaśnych w wodach podścielających złoża naftowe

60%

Szott W. , Gołąbek A. , Miłek K.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2009

|

tom nr 165

1-89

PL

W pracy podjęto tematykę migracji gazów kwaśnych zatłaczanych w procesie ich sekwestracji do wód podścielających złoże naftowe (gazu ziemnego). Zaprezentowane wyniki analiz zjawisk determinujących proces sekwestracji otrzymano na drodze symulacji złożowych. Praca składa się z dwóch części. W I części pracy badania w postaci eksperymentów numerycznych przeprowadzono na uproszczonych strukturach teoretycznych: 1-wymiarowym modelu pionowej cienkiej rurki i 3-wymiarowym modelu sektorowym struktury złożowej. Zastosowane uproszczenia pozwoliły na łatwiejsze monitorowanie głównych cech analizowanego procesu. Cechy te sformułowano w postaci ogólnych wniosków i zweryfikowano w II części pracy. W części tej obejmującej realistyczną strukturę i historycznie monitorowany przebieg procesu sekwestracji zaprezentowano konstrukcję modelu symulacyjnego struktury, jego szczegółową kalibrację oraz wyniki złożowych symulacji prognostycznych wraz z analizą zjawisk zachodzących w trakcie składowania gazów kwaśnych w badanej strukturze, w tym zjawisk migracji płynów złożowych.

EN

The paper deals with the problem of gas and water migrations in geological structures as the result of gas sequestration process. In particular, the gas injected is the mixture of acid gasses (CO2, H2S) and the sequestration formation is the water bearing zone underlying the natural gas reservoir. The paper presents results of the reservoir simulation of the sequestration process that allow to study phenomena taking place during the process. The studies consist of two parts. The first part includes simulation experiments of two theoretical structures: (i) 1-D vertical slim tube and (ii) 3-D sector model of a sequestration structure. These models, formulated in the simplified ways, focus on the main features of the process under investigations (fluid displacement, gas solution in water, gas diffusion). The approach facilitates drawing general conclusions concerning the sequestration process in the type of structures being studied. These conclusions concern: (i) the migration paths for the injected gas - within the water zone the transverse migration is limited and dominated by the vertical upward flow governed by the buoyancy forces, while in the overlaying gas zone it is determined by the normal pressure-gradient drive, (ii) on the short time scale the dissolution of the injected gas in water is limited compared to the amount of the free gas flow, (iii) diffusion effects in both aqueous and gaseous phases play minor part in the sequestration process. The second part of the paper concentrates on a realistic structure that has been used for many years as the sequestration structure in Poland. The availability of the production data allowed the authors to verify and history match the model. It was then used to obtain predictions of the structure performance in the future. The results obtained were discussed in detail and compared with the general conclusions drawn in the first part of the studies This second part of the studies confirms those general conclusions and, in addition, emphasizes the significance of the detailed geological features of the sequestration structure that determine the complexity of the migration processes and, consequently, the time depended distribution of the gas injected into the structure.

9

Mikrostrukturnaa smacivaemost’ kollektorov nefti i gaza

60%

Mihajlov N. N. , Motorova K. A. , Secina L. S.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

tom nr 209 wyd. konferencyjne

149--155

RU

Экспериментально и теоретически обоснован новый механизм формирования смачиваемости коллекторов нефти и газа, учитывающий геологические и физико-химические взаимодействия в системе порода – вода – нефть (газ). Сформулированы физико-геологические критерии проявления микроструктурной смачиваемости в коллекторах различного типа.

EN

Experimentally and theoretically justified a new mechanism of forming of the wettability of oil and gas reservoirs taking into account geological and physicochemical interaction in rock – water – oil (gas) system. Formulated physical geological criteria of microsrtuctural wettability occurrence in the different types of reservoirs.

10

Wykorzystanie symulacyjnego modelu złożowego do rozwiązywania zagadnień produkcyjnych i geologicznych na przykładzie złoża gazu ziemnego z wodą podścielającą w czerwonym spągowcu

60%

Ruciński P. , Kenar P. , Pańko A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

tom nr 209 wyd. konferencyjne

809--810

11

Storage capacity of depleted gas reservoirs for carbon dioxide sequestration - material balance approach

51%

Blicharski J. , Rybicki C.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2010

|

tom T. 27, z. 4

691-699

EN

In order to prevent CO2 concentrations in the atmosphere rising to unacceptable levels, carbon dioxide can be separated from the flue gas, for example from a power plants and subsequently sequestrated. Different technologies for carbon dioxide sequestration can be proposed. They are: - storage in depleted gas reservoirs, - storage in oceans and aquifers, - sequestration CO2 by means of so-called "mineral CO2 sequestration". A depleted gas reservoir represents an attractive target for carbon sequestration for several reasons. It contains a geological trap, transport and injection infrastructure. Moreover CO2 injection can be thought as enhance gas production either by re-pressurization or pressure maintenance. The purpose of this paper is to evaluate storage capacity of carbon dioxide in a depleted gas reservoir in relation to the recovery factor of hydrocarbons. A material balance equation for CO2 sequestration proposed by Lawal and Frailey (Lawal, Frailey, 2004) was modified to predict a CO2 sequestration volumes. On the basis of derived material balance equation there were made calculations for a chosen natural gas reservoir.

PL

W celu obniżenia wzrostu koncentracji dwutlenku węgla w atmosferze może on być wychwytywany z gazów spalinowych pochodzących głównie ze stacjonarnych źródeł emisji, np. elektrociepłowni, i składowany w formacjach geologicznych. Istnieje wiele potencjalnych technologii sekwestracji dwutlenku węgla m.in.: w sczerpanych złożach gazu ziemnego, w geologicznych strukturach zawodnionych, na dnach oceanów i inne. Sczerpane złoża gazu ziemnego stanowią naturalne zbiorniki geologiczne i mogą być wykorzystane do celów sekwestracji CO2, za czym przemawiają następujące fakty: stanowią one naturalne szczelne pułapki geologiczne, posiadają infrastrukturę wgłębną i napowierzchniową, ponadto zatłaczanie CO2 do sczerpanych złóż pozwoli na uzyskanie większego stopnia sczerpania węglowodorów przez podtrzymywanie czy też podniesienie ciśnienia złożowego. Celem artykułu jest przedstawienie metodyki oceny pojemności magazynowej głównie sczerpanych złóż gazu z zastosowaniem metod bilansu masowego. Autorzy dokonali modyfikacji modelu bilansu masowego zaproponowanego przez autorów (Lawal, Frailey, 2004) do sekwestracji CO2 w złożach gazu w celu określenia ich pojemności magazynowych. Przeprowadzono także obliczenia dotyczące przykładowego złoża znajdującego się w końcowej fazie eksploatacji.

12

Zastosowanie profilowań geofizyki otworowej do modelowania parametrów sprężystych w mioceńskich utworach wybranego złoża gazu

51%

Bała M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

tom nr 150 wydanie konferencyjne

139--144

PL

Wykorzystano model Biota—Gassmanna oraz pomiary i wyniki interpretacji ilościowej geofizyki otworowej i obliczono prędkości fal podłużnych i poprzecznych (Vp i Vs), moduły sprężystości i współczynniki Poissona w mioceńskich utworach dla wybranego złoża gazu. W testowym otworze K-16 wykonano dodatkowo serię obliczeń parametrów sprężystych w poziomach piaskowców i mułowców, przy założeniu zmieniających się nasyceń wodą i gazem, stosując program Estymacja i metodę podobną do tzw. fluid substitution. Zakładano zmiany Sw=100% (SG=O%) aż do Sw=O% (SG=100%). Obserwuje się obniżanie prędkości fali P, z minimum przy SW = 80% (lub SG=20%) szczególnie wyraźnym, gdy warstwa leży na mniej szych głębokościach, a jej porowatość jest duża. Wykresy krzyżowe oparte na parametrach: λ vs. RHOB, λ vs. PHI, NI vs. PHI oraz VP vs. PHI pozwalają na odróżnienie litologii oraz stref nasyconych wodą i gazem. Obliczone sejsmogramy syntetyczne dla symulowanych zmiennych nasyceń wodą i gazem wykazały zróżnicowany charakter przy różnym nasyceniu gazem oraz na granicy z poziomem wodonośnym i ilastym.

EN

The Theoretical Model of Biot—Gassmann and results of measurements and integral interpretations of well logging data were made for calculating of velocities of compressional and shear waves and other elastic parameters in Miocene gas reservoir. A series of calculations with the use of a method similar to so-called fluid substitution was also performed. The method consists in substituting reservoir fluids with saturation degree from Sw=1.0 (total water saturation) to Sw=0 (total gas saturation) in zones with different gas volume. A distinct minimum of VP is observed for water saturation Sw=0.8 (gas saturation SG=0.2). Lower values of VP can correspond to a case when the gas-bearing horizon there is at a small depth and the pore pressure is low. The cross-plots based on the λ vs. RHOB, λ vs. PHI, NI vs. PHI and VP vs. PHI allow to identify lithology gas and water saturating zones. Synthetic seismograms for simulated different water- and gas-saturations which correspond to a sandstone horizon were calculated. The seismograms were different for different gas saturation and for a boundary of water-bearing and shale horizons.

13

The method for calculating technological indicators in the development of gas wells while considering the thermobaric and thermodynamic conditions within the “reservoir-well” system

41%

Gadasheva E. V. , Novruzova S.

Nafta-Gaz

|

2023

|

tom R. 79, nr 10

678--683

EN

Considering the substantial prevalence of gas fields in the pool of developed fields, their development requires specialized approaches with the primary objective of optimizing the production process. The effectiveness of gas field development hinges on achieving the highest possible gas recovery factor. Achieving a high limit of the ultimate return of gas fields relies on decisions that vary depending on the precision of design estimates carried out at different stages of development and their timely execution. The accuracy of such estimates is, if possible, directly contingent on the thorough consideration of geological, technical, and technological factors when formulating methods for determining field development and operation indicators. Given the above considerations, this article proposes a methodology for determining the technological indicators of gas reservoir development, which enables to anticipate changes in reservoir pressure, temperature, and porosity of the gas reservoir, while accounting for the gas-dynamic interplay within the “reservoir-well” system in the depletion phase. The developed approach makes it possible to reliably ascertain reservoir development metrics by factoring in well conditions, temperature distribution within the reservoir, and reservoir deformation. In addition, it facilitates the necessary assessment for determining optimal well operations in light of reservoir conditions.

PL

Biorąc pod uwagę duży udział złóż gazu w eksploatowanych zasobach węglowodorów, ich zagospodarowanie wymaga zastosowania specjalistycznego podejścia, który ma przede wszystkim umożliwić jak najefektywniejsze przeprowadzenie tego procesu. Efektywna realizacja procesu udostępnienia złóż gazu polega przede wszystkim na osiągnięciu maksymalnego współczynnika wydobycia gazu. Podejmowanie decyzji w zależności od stopnia dokładności szacunków projektowych przeprowadzanych na dowolnym etapie zagospodarowania złoża i ich terminowe wdrażanie umożliwia osiągnięcie wysokich wartości wydobycia gazu. Z kolei zapewnienie dokładności takich szacunków, o ile jest to możliwe, zależy bezpośrednio od tego, czy przy tworzeniu odpowiednich metod określania wskaźników zagospodarowania i eksploatacji złoża uwzględnione zostaną w pełni czynniki geologiczne i techniczno-technologiczne. Biorąc pod uwagę powyższe, w artykule zaproponowano metodę określania technologicznych wskaźników zagospodarowania złóż gazu, która pozwala przewidywać zmiany ciśnienia złożowego, temperatury i porowatości w obrębie złoża gazu, biorąc pod uwagę zależność gazowo-dynamiczną układu „złoże-odwiert” w trybie sczerpywania. Opracowana technika umożliwia wiarygodne określenie wskaźników zagospodarowania złoża, z uwzględnieniem warunków panujących w odwiertach, rozkładu temperatury w złożu i deformacji złoża. Ponadto możliwe jest przeprowadzenie niezbędnej oceny w celu określenia optymalnych reżimów eksploatacji odwiertów, biorąc pod uwagę warunki panujące w złożu.

14

Wykorzystanie atrybutów bazujących na danych sejsmicznych przed składaniem do oceny stopnia nasycenia gazem warstw złożowych, NE część zapadliska przedkarpackiego

36%

Pietsch K. , Tatarata A.

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

|

2008

|

tom T. 34, z. 2

301-320

PL

Dla poszukiwań naftowych w NE części zapadliska przedkarpackiego interesująca jest odpowiedź na pytanie, czy można na podstawie rejestrowanych przekrojów sejsmicznych opracować wskaźniki, które pozwoliłyby na ocenę stopnia nasycenia gazem przestrzeni porowej warstw zbiornikowych. Równoczesna zależność sejsmicznego obrazu złoża od wielu parametrów petrofizycznych powoduje, że ocena wpływu tych parametrów oparta została na wielowariantowych modelowaniach sejsmicznych. Modelowania (system Hampson-Russell (CGGVeritas)) wykonano dla modelu aproksymującego wielohoryzontowe złoże gazu "Łukowa" (profil sejsmiczny T0152005 zrealizowany przez Geofizykę Toruń Sp. z o.o, (Pomianowski et al. 2005) oraz dane geofizyki wiertniczej z otworu Ł-2). W niniejszym artykule przedstawiono wyniki testów procedur interpretacyjnych, które bazują na danych sejsmicznych przed składaniem (AVO Product, Fluid Factor, lambdap i microp, impedancja elastyczna). Potwierdzeniem poprawności opracowanych kryteriów jest zestawienie przypływów, wg próbnika złoża, ze zinterpretowanym przekrojem sejsmicznym.

EN

The question, whether it is possible to create such indicators that would allow to assess a saturation degree of reservoir pore space directly from seismic response, is interesting for hydrocarbon prospecting in the NE part of the Carpathian Foredeep. The dependence of seismic image of gas reservoir upon plenty of petrophysical parameters causes that the analysis of their influences on seismic response were based on seismic multi-variant modelling. Seismic model approximating "Łukowa" gas reservoir was constructed with Hampson-Russell System (CGGVeritas) accordingly with a geometry of profile no T0152005 acquired by Geofizyka Toruń Ltd. and additionally supported by log data from Ł-2 well. This paper presents results of the tests of interpretative procedures based on pre-stack seismic data such as AVO Product, Fluid Factor, lambdap and microp, elastic impedance. The correctness of established criteria was confirmed by a juxtaposition of an inflow rate obtained from a drill-stem tester and the interpreted seismic profile.