Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

TYTUŁ: Integracja informacji geologicznej – narzędzia, metody, wybrane przykłady dla skał węglanowych / Integration of geological information – tools, methods, selected examples for carbonate rocks

Autor: Marek Stadtműller, Jadwiga Anna Jarzyna

Recenzenci:

prof. dr hab. Urszula Woźnicka, Instytut Fizyki Jądrowej, Polska Akademia Nauk
dr hab. inż. Paulina Krakowska-Madejska, prof. AGH, Akademia Górniczo-Hutnicza

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-57-7
DOI: 10.18668/PN2025.249

Objętość monografii: 216 stron

Streszczenie

W pracy podjęto temat szeroko rozumianej integracji informacji o węglanowych formacjach skalnych, czyli zaproponowano algorytm połączenia danych geofizycznych, geologicznych, wiertniczych, eksploatacyjnych oraz wyników badań laboratoryjnych w celu uzyskania pełnego opisu węglanowego ośrodka skalnego. Węglany, jako skały osadowe pochodzenia biogenicznego, detrytycznego lub chemicznego, charakteryzują się stosunkowo prostym składem mineralnym (są zbudowane głównie z kalcytu i dolomitu), natomiast niejednorodność przestrzeni porowej i tekstury tych skał jest wysoka, co bardzo komplikuje ich opis. Z tego powodu zdefiniowano trzy skale opisu: makro, mezo i mikro oraz opracowano procedurę pomiarowo-interpretacyjną łączącą w sobie wykorzystanie informacji pochodzącej ze wszystkich zdefiniowanych skal opisu skały dla wybranych parametrów petrofizycznych. Rozważano dwa parametry: jakościowy opis facji / struktur depozycyjnych (w klasyfikacji Dunhama: madston, wakston, pakston, greinston i bundston) oraz parametr ilościowy, szczelinowatość – rozumianą jako całkowita objętość szczelin w skale.

Monografia ma charakter metodyczny, tzn. zawiera niezbędne informacje o wybranych formacjach węglanowych, traktowanych jako przykłady, i metodach pozyskania danych z tych skał w celu opracowania metodyki integracji. Składa się z rozdziałów przedstawiających charakterystykę geologiczną obszaru badań, używane narzędzia pomiarowe, zgromadzony materiał badawczy, elementy składowe proponowanej metodyki integracyjnej oraz wnioski i dyskusję wyników.

Przedstawiono syntetycznie charakterystykę skał węglanowych, znaczenie węglanów dla akumulacji węglowodorów na tle prowincji naftowych Polski oraz dane liczbowe, pochodzące z bilansu kopalin na rok 2022, o aktualnej produkcji i zasobach zakumulowanych w złożach, dla których skałą zbiornikową są węglany. Opisano charakterystykę geologiczną głównych pięter stratygraficznych w profilach odwiertów, w których opracowano dane z obszaru północnego obrzeżenia platformy wielkopolskiej. Są to odwierty G-10, G-12K oraz, zlokalizowany na południe od nich, odwiert P-1. Osobnym obiektem, leżącym na północ od wymienionych, był odwiert S-1, zlokalizowany w zasobnej w węglowodory strefie Wysokiej Kamieńskiej. W wymienionych odwiertach obiektem zainteresowania w kolejnych etapach pracy były utwory dolomitu głównego (Ca2) cyklotemu Stassfurt. Kolejną strefą, z której pozyskano dane opracowane w monografii, jest obszar Paproci. Przedmiotem analiz były dane z wapienia podstawowego / wapienia cechsztyńskiego (Ca1), z cyklotemu Werra w odwiertach P-19, P-21, P-26, P-27 i P-29.

Osobno bardzo krótko przedstawiono warunki techniczne wykonywania pomiarów laboratoryjnych, których wyniki wykorzystywano w pracy, tj. porozymetrię rtęciową (MICP) i helową, jądrowy rezonans magnetyczny (NMR) oraz dyfrakcję rentgenowską (XRD). W monografii pokazane są przykłady wykorzystania wyników tych badań w interpretacji danych geofizyki wiertniczej.

Zaprezentowano także krótki opis profilowań geofizyki wiertniczej w podziale na pomiary elektrometrii wiertniczej, radiometrii, pomiarów akustycznych, upadu warstw oraz metod elektrycznego (XRMITM) i akustycznego (CASTTM) obrazowania ścian odwiertu. Na przykładzie danych z wapienia podstawowego (Ca1) i dolomitu głównego (Ca2) w rozpatrywanych odwiertach scharakteryzowano metody interpretacji profilowań geofizyki wiertniczej, w szczególności tzw. metodę kolejnych wykluczeń, stosowaną w przypadku ograniczonej liczby profilowań. Wyniki interpretacji ilościowej w postaci parametrów petrofizycznych – porowatości (PHI), nasycenia wodą (Sw), przepuszczalności (K) i nasycenia wodą nieredukowalną (Swi) – wykorzystane zostały w analizach integracyjnych.

W kolejnym rozdziale opisano metody statystyczne używane w trakcie predykcji rozkładu klas / facji / struktur depozycyjnych na wybranych przykładach. Na podstawie metod klasyfikacji z nauczycielem, czyli drzew klasyfikacyjnych i sztucznych sieci neuronowych, pokazano algorytm (eksperyment obliczeniowy) użycia tych metod w analizie danych geofizyki wiertniczej. Opisano również elementy oprogramowania Statistica v.13, wykorzystywanego w trakcie analiz statystycznych.

Osobny rozdział poświęcono metodom analizy szczelinowatości ośrodka skalnego, zarówno w postaci jakościowej metody Kompleksowej Analizy Szczelinowatości (KAS), jak ilościowej analizy porowatości i przepuszczalności szczelin w skali mikro (mikroszczeliny), mezo (mezoszczeliny) i makro (makroszczeliny). Na podstawie danych laboratoryjnych i pomiarów sondą XRMI do elektrycznego obrazowania ścianki otworu uzyskano rozkład porowatości poszczególnych typów szczelin w wybranym profilu. Opisano również szczegóły organizacji i sposób działania opcji programu ProGeo v. 6.5, Fracture Tool, którą wykorzystywano w trakcie prowadzonych prac.

Całość przeprowadzonych prac podsumowano, przedstawiając autorską procedurę przeznaczoną do badania utworów węglanowych, której elementy zostały przetestowane na przykładowych danych. Zaproponowano algorytm, który w praktyce pozwala na zintegrowanie, z uwzględnieniem zróżnicowania skali pomiarowej i dokładności, wszystkich dostępnych informacji dla budowy modelu parametrów petrofizycznych węglanowych ośrodków skalnych.

Przedstawione przykłady z odwiertów przewiercających formacje wapienia podstawowego (Ca1) i dolomitu głównego (Ca2) na Niżu Polskim potwierdziły możliwość skutecznego postępowania. Pokazano sposób na połączenie informacji różnoskalowej i pochodzącej z różnych źródeł dla wzbogacenia opisu formacji węglanowych. Wdrożone do praktyki przemysłowej elementy zaproponowanej procedury interpretacyjnej w projektach realizowanych przez INiG – PIB są potwierdzeniem skuteczności zaproponowanego postępowania. 

Użyte w pracach analitycznych narzędzia informatyczne w postaci oprogramowania Statistica v. 13 i programu ProGeo v. 6.5 umożliwiły efektywne obliczenia i prezentację wyników, potwierdzając swoją przydatność w tego typu analizach.

Słowa kluczowe: informacja geologiczna, węglany, wapień podstawowy/ wapień cechsztyński, dolomit główny, Niż Polski, parametry petrofizyczne, interpretacja danych geofizyki wiertniczej, model petrofizyczny, optymalizacja procedur interpretacyjnych, skały Archiego, model Montarona, porowatość, porowatość wtórna, szczelinowatość, data mining, sztuczna inteligencja (AI), metody klasyfikacyjne, sztuczne sieci neuronowe

Abstract

The paper presents a comprehensive approach to integrating information on carbonate rock formations. An algorithm has been proposed for combining geophysical, geological, drilling, and production data, along with laboratory test results. This integration aims to provide a complete and coherent characterization of the carbonate rock medium. Carbonates, as sedimentary rocks of biogenic, detrital or chemical origin, are characterized by a relatively simple mineral composition (they are composed mainly of calcite and dolomite), while the heterogeneity of the pore space and texture of these rocks is high, which greatly complicates its description. For this reason, three scales of description were defined: macro, meso and micro, and a measurement and interpretation procedure was developed, combining the use of information from all defined scales of rock description for selected petrophysical parameters. Two parameters were considered: a qualitative description of depositional facies/structures (in Dunham’s classification: mudstone, wackstone, packstone, grainstone and boundstone) and a quantitative parameter – fracturing, understood as the total volume of fractures in the rock.

The monograph is methodological in nature, i.e. it contains the necessary information on selected carbonate formations treated as examples, and methods of obtaining data from these rocks in order to develop an integration methodology. It consists of chapters presenting the geological characteristics of the research area, the measurement tools used, the collected research material, the components of the proposed integration methodology, and conclusions and discussion of results.

This paper presents the synthetic characteristics of carbonate rocks, highlights the importance of carbonates as hydrocarbon reservoirs within Poland’s oil provinces, and provides numerical data from the 2022 Mineral Resource Balance on current production and reserves in deposits where carbonates serve as the reservoir rock. The geological characteristics of the main stratigraphic levels were described based on well profiles developed using data from the northern margin of the Wielkopolska Platform. These were the G-10, G-12K wells and the P-1 well located south of them. A separate object, located north of the above-mentioned ones, was the S-1 well, located in the Wysoka Kamieńska region. In the above-mentioned wells, the object of interest in the subsequent stages of the work were the formations of the Main Dolomite, Ca2, which is a part of Stassfurt cyclothem. Another area from which the data developed in the monograph was obtained is the Paproć region. The analyses were performed on data from the Basal Limestone / Zechstein Limestone, Ca1, of the Werra cyclothem in wells P-19, P-21, P-26, P-27 and P-29.

Separately, very briefly, the technical conditions for performing laboratory measurements, the results of which were used in the work, i.e. mercury porosimetry, MICP and helium, nuclear magnetic resonance, NMR and X-ray diffraction, XRD, are presented. The monograph shows examples of using the results of these studies in the interpretation of well logging data.

A brief description of well logs was also presented, divided into measurements of drilling electrometry, radiometry, acoustic measurements, dip of layers and methods of electrical, XRMITM and acoustic, CASTTM imaging of borehole walls. Using data from the Basal Limestome / Zechstein Limestone Ca1, and the Main Dolomite Ca2, in the considered boreholes as an example, the methods of interpretation of well logs were characterized, in particular the so-called method of successive exclusions used in the case of a limited number of logs. The results of quantitative interpretation in the form of petrophysical parameters - porosity, PHI, water saturation, Sw, permeability, K and saturation with irreducible water, Swi were used in the integration analyses.

The next chapter describes statistical methods used during prediction of the distribution of classes/facies/depositional structures on selected examples. Based on the classification supervised methods, i.e. classification trees and artificial neural networks, an algorithm (computational experiment) for using these methods in the analysis of drilling geophysics data is shown. Elements of the Statistica v.13 software used during statistical analyses are
also described.

A separate chapter is devoted to the methods of analyzing the fracture ability of the rock medium, both in the form of the qualitative method of Comprehensive Fracture Analysis, KAS, and the quantitative analysis of porosity and permeability of fractures on the micro (microfractures), meso (mesofractures) and macro (macrofractures) scale. Based on laboratory data and measurements with the XRMITM probe for electrical imaging of the borehole wall, the distribution of porosity of individual fracture types in the selected profile was obtained. Details of the organization and operation of the ProGeo v. 6.5 program option, Fracture Tool, which was used during the work were also described.

The monography was concluded by outlining a dedicated procedure for the analysis of carbonate formations, whose individual components were validated using sample data. An algorithm was proposed that enables the practical integration of all available data – accounting for differences in measurement scale and accuracy – for constructing a model of petrophysical parameters of carbonate rock formations. The presented examples from boreholes drilling through formations of the Basal Limestone – Ca1, and the Main Dolomite – Ca2 in the Polish Lowlands confirmed the possibility of effective procedure. A method for combining information of different scales and from different sources was shown to enrich the description of carbonate formations. The implementation of elements of the proposed interpretation procedure in industrial projects conducted by INiG-PIB confirmed the effectiveness of the approach. The IT tools used in the analytical work, in the form of Statistica v. 13 software and ProGeo v. 6.5 program, enabled effective calculations and presentation of results, confirming their usefulness
in this type of analyses.

Keywords: geological information, carbonates, Basal Limestone / Zechstein Limestone, Main Dolomite, Polish Lowland, petrophysical parameters, interpretation of well logging data, petrophysical model, optimization of interpretation procedures, Archie rocks, Montaron model, porosity, secondary porosity, fracture, Data Mining, artificial intelligence AI, classification methods, artificial neural networks

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: The Miocene Biogenic Gas Generation System – A Case Study from the Polish Part of the Carpathian Foredeep / Mioceński system generowania gazu – studium przypadku z polskiej części zapadliska przedkarpackiego

Autor: Grzegorz Leśniak, Andrzej Urbaniec, Irena Matyasik, Krzysztof Sowiżdżał, Anita Lis-Śledziona, Marek Janiga, Tomasz Topór, Tomasz Słoczyński, Karol Spunda

Recenzenci:

Prof. dr hab. Paweł Karnkowski
Prof. dr hab. Krzysztof Labus, Politechnika Śląska

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-56-0
DOI: 10.18668/PN2025.248

Objętość monografii: 144 strony

Streszczenie

Niniejsza monografia przedstawia wyniki wieloletnich badań i doświadczeń zebranych w trakcie poszukiwania i eksploatacji konwencjonalnych złóż gazu ziemnego w utworach miocenu zapadliska przedkarpackiego. Jej głównym celem jest ponowna ocena perspektyw poszukiwawczych w zapadlisku i wypracowanie nowych koncepcji, w szczególności dotyczących złóż o charakterze niekonwencjonalnym.

Zaproponowano nowe podejście do interpretacji profilowań geofizyki wiertniczej ukierunkowane na rozpoznawanie złóż niekonwencjonalnych, takich jak heterolity, jak również rozwiązania problemu rozdzielczości pionowej. W oparciu o przykładowe przekroje sejsmiczne przedstawiono problematykę interpretacji obrazu sejsmicznego dla złóż gazu ziemnego w zapadlisku przedkarpackim wraz z możliwościami wykorzystania nowoczesnych metod analizy atrybutów sejsmicznych oraz metody sejsmostratygraficznej w kontekście poszukiwań nowych złóż gazu.

W oparciu o wieloletnie badania przedstawiono charakterystykę skał macierzystych dla gazu ziemnego wraz z ich rozprzestrzenieniem w profilu miocenu, jak również określono typ kerogenu. Przedstawiono procesy biogeniczne prowadzące do powstawania gazu. Na podstawie analizy składu molekularnego i stałych izotopów węgla δ¹³C stwierdzono, że gaz powstawał w stosunkowo niskiej temperaturze i można go zaliczyć do gazów biogenicznych lub mieszanych (biogeniczny z dodatkiem termogenicznym). Ponadto scharakteryzowano skład mineralny oraz parametry przestrzeni porowej dla najważniejszych skał zbiornikowych w zapadlisku przedkarpackim, wraz z wydzieleniem rock types opartym na parametrach struktury porów.

W oparciu o wykonane analizy geochemiczne i petrofizyczne przeprowadzono modelowanie generacji sytemu gazowego ukierunkowane na powstawanie gazu biogenicznego. Przeprowadzone modelowania wykazały, że na generację gazu wpływały głównie procesy bakteryjne, które zostały zapoczątkowane natychmiast po pogrążeniu osadów na niewielką głębokość. Jednak w strefach głębszego pogrążenia osadów oraz w podłożu allochtonicznych utworów orogenu karpackiego procesy biogenicznego generowania gazu zostały zahamowane, a w ich miejsce uruchomione zostały procesy generowania termogenicznego.

Słowa kluczowe: zapadlisko przedkarpackie, gaz biogeniczny, konwencjonalne i niekonwencjonalne złoża gazu, utwory cienkowarstwowe, interpretacja profilowań geofizyki otworowej, interpretacja sejsmiczna, mioceńskie skały macierzyste, struktura porów, modelowanie systemu naftowego

Abstract

This monograph presents the results of extensive research and experience gathered over many years of exploration and exploitation of natural gas reservoirs in the Carpathian Foredeep Miocene formations. Its main objective is to reevaluate the potential for exploration in the Carpathian Foredeep basin and to propose new ideas, particularly regarding unconventional gas accumulations.

A new approach to interpreting well logs is proposed, focusing on unconventional reservoirs such as heteroliths. It also addresses the issue of vertical resolution and provides solutions. Furthermore, based on exemplary seismic sections, the issue of seismic image interpretation for natural gas reservoirs in the Carpathian Foredeep is presented, together with the possibility of using modern methods of seismic attribute analysis and the seismostratigraphic method in the context of exploring new gas reserves.

Drawing from years of research, the paper characterises the source rocks of natural gas in the Miocene profile and examines their distribution. The type of kerogen responsible for gas formation is also determined. The paper presents biogenic processes that contribute to gas generation. The analysis of the molecular composition and stable δ13C carbon isotopes showed that the gas formed at relatively low temperatures. These gases are classified as biogenic and mixed gases, with the addition of thermogenic components. The mineral composition and pore space parameters of the gas-bearing rocks in the Carpathian Foredeep are characterised and categorised into different rock types based on pore structure attributes.

Based on geochemical and petrophysical analyses, the paper conducts modelling of the gas system, focusing on the formation of biogenic gas. The modelling demonstrates that gas generation is primarily influenced by bacterial processes, which occur after the sediments have been buried to a shallow depth. However, in areas with greater sediment submergence and in the basement of allochthonous formations of the Carpathian orogen, this process is hindered, leading to the initiation of thermogenic processes.

Keywords: Carpathian Foredeep, biogenic gas, conventional and unconventional gas reservoirs, thin-bedded formations, well log interpretation, seismic interpretation, Miocene source rocks, pore structure, petroleum system modelling

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Środowisko sedymentacji oraz parametry geochemiczne dolnooligoceńskich margli dynowskich z jednostki śląskiej, polskie Karpaty zewnętrzne / Sedimentary environments and geochemical parameters of the Lower Oligocene Dynów Marls from the Silesian Unit, Polish Outer Carpathians

Autor: dr Piotr Dziadzio, dr hab. inż. Irena Matyasik, prof. INiG-PIB, dr inż. Grzegorz Leśniak, mgra inż. Wojciech Bieleń

Recenzenci:

dr hab. Artur Kędzior, Instytut Nauk Geologicznych Polskiej Akademii Nauk
dr Krzysztof Starzec, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-55-3
DOI: 10.18668/PN2025.247

Objętość monografii: 132 strony

Streszczenie

Margle dynowskie (margle krzemionkowe) reprezentują zapis wydarzenia związanego ze spadkiem zasolenia, beztlenowymi warunkami osadu dennego oraz silnym endemizmem, które miało miejsce w całej Centralnej Paratetydzie w okresie dolnego oligocenu (NP 23) i jest określane wydarzeniem solenowskim (utrata połączenia Paratetydy z oceanem światowym). 

Szczegółowe badania margli dynowskich w skali regionalnej, w kontekście środowiska ich sedymentacji, potencjału macierzystości oraz znaczenia dla systemu naftowego, były prowadzone w Karpatach Zachodnich, głównie na obszarze Czech i Austrii. Uzyskane wyniki wskazują na płytkowodne warunki ich depozycji, co jest spójne z rekonstrukcjami paleogeograficznymi i paleoklimatycznymi. Utwory te występują w dolnej części warstw menilitowych w całym pasie łuku karpackiego. Sukcesja warstw menilitowych w polskiej części Karpat Zewnętrznych była uważana do niedawna za produkt sedymentacji głębokowodnej. W wyniku prac badawczych w obrębie południowej części jednostki śląskiej (fałd Gorlic) została ona zweryfikowana. W tym obszarze wykazano, że sedymentacja miała miejsce na płytkim okresowo istniejącym szelfie. Interpretacja ta tylko częściowo uwzględniała występowanie w profilu warstw menilitowych margli dynowskich (wyróżnianych w randze ogniwa), które mają kluczowe znaczenie dla potwierdzenia wcześniejszej interpretacji oraz określenia ich genezy w szerszym regionalnym kontekście.

Dlatego na potrzeby komplementarnej interpretacji, pełnej sukcesji warstw menilitowych w obrębie jednostki śląskiej, przeprowadzono szczegółowe badania sedymentologiczne margli dynowskich, które zostały wsparte badaniami geochemicznymi w trzech wybranych profilach: w Gorlicach (profil A), Zborowicach (profil B) i Jabłonicy Polskiej (profil C). Wyróżniono w ich obrębie 6 facji osadowych: F.1 (łupki menilitowe), F.2 (rogowce), F.3 (margle warstwowane), F.4 (margle masywne i zapiaszczone), F.5 (heterolity marglisto-mułowcowe) i F.6 (piaskowce warstwowane-laminowane), o spójnej dla wszystkich interpretacji środowiska ich depozycji. Geneza facji, które w różnych profilach występują w różnym wzajemnym następstwie, daje logiczny obraz zmian, jakie następowały w czasie depozycji margli dynowskich, co również odzwierciedlają trzy zespoły facjalne: ZF.I, ZF.II i ZF.III.

Facje, jak i zespoły (głównie w profilach B i C) wskazują na depozycję w płytkim basenie sedymentacyjnym (okresowo izolowanym i okresowo zalewanym), do którego oprócz materiału węglanowego dostarczany był materiał krzemionkowy (lub był produkowany na miejscu), w obrębie którego okresowo dochodziło do sedymentacji utworów o charakterze tsunamitów, śledzonych na dużym dystansie. Zapis w profilu margli dynowskich w Gorlicach (profil A) posiada wyraźne następstwo facji od strefy wyżej do międzypływowej, wskazujące dodatkowo na cykliczne zmiany głębokości basenu sedymentacyjnego. Potwierdzają to również obecne wśród margli dynowskich utwory zinterpretowane jako rytmity pływowe, z zapisem pływów syzygijnych i kwadraturowych. Następstwo facji oprócz fluktuacji głębokości basenu wskazuje na pogłębianie się płytkiego szelfu. W tym obszarze ponad marglami dynowskimi udokumentowany jest rozwój płytkiego systemu deltowego składającego się z zestawu parasekwencji powstałego w warunkach wymuszonej regresji (piaskowce magdaleńskie).

Dodatkowo wyniki badań geochemicznych z obrębu facji F.1 z jednostki śląskiej porównano z wynikami badań geochemicznych uzyskanych z tej facji z jednostki skolskiej rejonu Dynowa (odsłonięcia Futoma i Straszydle). Wykazują one różnice w składzie biomarkerów, co może być spowodowane innymi warunkami ich depozycji niż w jednostce śląskiej.

Zaproponowana płytkowodna interpretacja margli dynowskich z obrębu jednostki śląskiej nie wyklucza zatem istnienia obszarów z sedymentacją głębokowodną w innych częściach Paratetydy w okresie dolnego oligocenu. Wnioskowane dowody na pływy w badanych sekcjach, pomimo interpretowanych warunków jeziornych mogą odzwierciedlać połączenie basenu z otwartym oceanem w tym obszarze.

To opisane i udokumentowane odkrycie występowania w obrębie margli dynowskich utworów pływowych (tidalitów) i utworów o charakterze tsunamitów jest ważnym krokiem w zrozumieniu paleoewolucji Karpat, ale również istotne jest z punktu widzenia zrozumienia warunków depozycji warstw menilitowych – głównej skały macierzystej dla węglowodorów. Uzyskane wyniki potwierdzają oraz uszczegóławiają dotychczasowe wyniki badań i zrekonstruowane wcześniej warunki paleogeograficzne.

Słowa kluczowe: Karpaty, warstwy menilitowe, margle dynowskie, środowisko sedymentacji, biomarkery, utwory pływowe, tsunamity..

Abstract

The Dynow Marls (siliceous marls) represent a sedimentary record of a salinity-decreasing event, anoxic bottom sediment conditions, and strong endemism that occurred throughout the Central Paratethys during the Lower Oligocene (NP 23), and is referred to the Solenovian Event (loss of connection of the Paratethys with the World Ocean).

A comprehensive study of the Dynów Marls on a regional scale, in the context of their sedimentatary environment, source rock potential and importance for the petroleum system, were conducted in the Western Carpathians, mainly in the Czech Republic and Austria. The obtained results indicate shallow-water conditions of their deposition, which is consistent with paleogeographic and paleoclimatic reconstructions. The occurrence of these deposits has been identified in the lower part of the Menilite Beds throughout the Carpathian arc. The succession of Menilite Beds in the Polish Outer Carpathians was considered until recently to be a product of deep-water sedimentation. As a result of research work in the southern part of the Silesian Unit (Gorlice fold), this interpretation has been verified. In this area, it was shown that sedimentation took place on a shallow, periodically existing shelf. This interpretation only partially took into account the occurrence of Dynów Marls in the Menilite Beds profile (distinguished at the rank of a member), which are of key importance for confirming the previous interpretation and determining their origin in a broader regional context.

Therefore, for a complementary interpretation of the entire succession of Menilite Beds within the Silesian Unit, detailed sedimentological studies of Dynów marls were conducted, which was supported by geochemical studies in three selected sections in Gorlice (section A), Zborowice (section B) and Jabłonica Polska (section C). providing support. Within these studies, six sedimentary facies F.1 (menilite shales), F.2 (cherts); F.3 (stratified marlstone); F.4 (massive and sandy-pebbles marlstone), F.5 (marly-mudstones heterolithes)’ F.6 (Stratified and laminated sandstone) were distinguished, with a consistent interpretation of their depositional environment being provided for all. The origin of facies, which in different sections occur in different relationships, gives a logical scheme of the changes that occurred during the deposition of the Dynów Marls, which is also reflected by three facies associations ZF.I, ZF.II and ZF.III.

Both the facies and the associations (mainly in profiles B and C) indicate deposition in a shallow sedimentary basin, (in a periodically isolated and periodically flooded) basin, to which, in addition the carbonate deposit, siliceous material was supplied (or was produced in situ), where also tsunamites-like sedimentation occurred periodically, tracked over a large distance. The record in the Dynów Marls section in Gorlice (section A) has a clear succession of facies from the upper to the intertidal zone, additionally indicating cyclic changes in the depth of the sedimentary basin. This is also confirmed by present in the Dynów Marls deposits interpreted as tidal rhythmites, with a record of spring and neap tides.

The facies succession, in addition to the fluctuations in the depth of the basin, indicates the deepening of the shallow shelf. In this area above the Dynów marls the development of a shallow deltaic system is documented consisting of series parasequences formed under forced regression condition (Magdalena Sandstones).

Additionally, the results of geochemical studies from the F.1 facies from the area of the Silesian unit were compared with the results of geochemical studies obtained from this facies from the Skole unit, from the Dynów region (Futoma and Straszydle exposures), show differences in the composition of biomarkers, which may be caused by different conditions of their deposition than in the Silesian unit.

The proposed shallow-water interpretation of the study area does not preclude the existence of deep-water regions elsewhere in the Paratethys sedimentary basin during Lower Oligocene time. The  inferred evidence for tides in the studied sections, despite an interpreted lacustrine setting there, possibly reflects the basin’s connection to the open ocean in this area.

This described and documented discovery of the occurrence of tidalites and tsunamites within the Dynów Marls is an important step in understanding the paleoevolution of the Carpathians, but is also important from the point of view of understanding the conditions of deposition of the Menilite Beds - the main source rock for hydrocarbons. The obtained results confirm and specify the previous research results and previously reconstructed paleogeographic conditions.

Keywords: The Carpathians, Menilite Beds, Dynów Marls, depositional environments, biomarkers, tidal deposits, tsunamites.

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Zależność pomiędzy wykształceniem litofacjalnym a ilością i składem molekularnym gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych /
Relationship between lithofacial variation and the amount and molecular composition of the gases collected from the rock cores degassing

Autor: Małgorzata Kania

Recenzenci:

Prof. dr hab. inż. Małgorzata Labus, Politechnika Śląska
Dr hab. Sławomir Kędzior, prof. Uniwersytetu Śląskiego

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-54-6
DOI: 10.18668/PN2024.246

Objętość monografii: 172 strony

Streszczenie

Tematyka badawcza poruszona w niniejszej pracy miała na celu usystematyzowanie trwających od lat badań dla KGHM Polska Miedź SA oraz wzbogacenie ich o aspekty korelacyjne i interpretacyjne wyników badań chromatograficznych gazów na tle dodatkowych badań geochemicznych (w tym pirolitycznych i izotopowych) oraz petrofizycznych skał. Uzyskane wyniki stanowią podstawę do wskazania potencjalnych miejsc nagromadzeń gazowych i prognozowania zagrożeń gazowych oraz gazogeodynamicznych dla złóż rud miedzi – na przykładzie kopalni Sieroszowice.

Głównym celem monografii było określenie zależności pomiędzy wykształceniem litofacjalnym a ilością i składem molekularnym gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych z rejonu „OG Sieroszowice”, eksploatowanego przez O/ZG Polkowice-Sieroszowice, wchodzący w skład KGHM Polska Miedź SA. Dodatkowo prowadzone w ramach niniejszej pracy badania dotyczyły następujących zagadnień:

• wyjaśnienia zjawiska obecności podwyższonych ilości m.in. azotu nadmiarowego, węglowodorów oraz związków siarki w wybranych próbkach gazu desorbowanego i resztkowego;
• oceny jakościowo-ilościowej gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych w relacji do wybranych właściwości petrofizycznych;
• udzielenia odpowiedzi na pytanie, czy zamknięty w porach gaz (w próbkach rdzeni skalnych o różnym wykształceniu litologicznym) został wygenerowany i uwięziony w skale „in situ”, czy też jest efektem migracji (przewidywana geneza poszczególnych składników gazowych);
• określenia dojrzałości termicznej substancji macierzystej w aspekcie występowania procesu generacji węglowodorów, będących składową gazów desorbowanych;
• oceny gazonośności skał o różnym wykształceniu litofacjalnym w wydzielonych rejonach „OG Sieroszowice” dla wskazania preferencji nagromadzeń gazowych.

Przedmiotem badań były próbki skał pobrane z formacji miedzionośnej południowej części monokliny przedsudeckiej, które poddano ocenie gazonośności. Badane próbki były zróżnicowane pod względem charakteru litologicznego i właściwości petrofizycznych. Podczas badań laboratoryjnych został przeanalizowany skład molekularny gazów pod kątem obecności lekkich węglowodorów (C1, C2, C3, i-C4, n-C4, neo-C5, i-C5, n-C5, ΣC6, ΣC7, ΣC8, ΣC9 i ΣC10), dwutlenku węgla, azotu nadmiarowego, helu, wodoru oraz związków siarki, jak również została określona dokładna ilość wydzielonego gazu. Badania były prowadzone zarówno na próbkach gazu desorbowanego (wolnego), reprezentującego tę część gazu, która znajduje się w otwartej przestrzeni porowej skały i która może swobodnie migrować, jak i na próbkach gazu resztkowego, uwolnionego ze skały po rozdrobnieniu próbki (zwanego również gazem zaokludowanym). Skład i ilość gazu zostały przeanalizowane dla dużej populacji (w sumie 803 próbki, w tym 59 próbek piaskowca, 28 próbek łupku miedzionośnego, 254 próbki dolomitu, 298 próbek anhydrytu i 164 próbki soli kamiennej) w nawiązaniu do różnic litologicznych i wybranych właściwości petrofizycznych skał.

Przedstawione wyniki analizy statystycznej, ilościowej i jakościowej gazów desorbowanych, jak i resztkowych rozpatrywano, biorąc pod uwagę różne układy współzależności. Uwzględniono przede wszystkim zależność w profilu litologicznym w ujęciu całościowym gazu, jak i poszczególnych jego składników w relacji do właściwości petrofizycznych i lokalizacji na terenie działalności „OG Sieroszowice” (z podziałem na pięć rejonów). Takie ujęcie dyskusyjne pozwoliło na określenie pewnych prawidłowości dystrybucji gazu i jego poszczególnych składników, co jest istotne w prognozowaniu stref o zwiększonym potencjale ekshalacji gazowych. Dodatkowo przeprowadzono ocenę możliwości generacyjnych poszczególnych wydzieleń litologicznych wchodzących w skład utworów miedzionośnych oraz korelację gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych z gazami ziemnymi akumulowanymi w sąsiadujących złożach.

Analizując próbki pochodzące z poziomu miedzionośnego, w poszczególnych typach litologicznych obserwuje się zróżnicowane kumulacje gazów, które wykazują pewną zmienność składu chemicznego w profilu pionowym złoża, ze zdecydowaną dominacją azotu we wszystkich badanych wydzieleniach. Zmienność ta może być spowodowana mieszaniem się różnych typów gazów, tj. autochtonicznych i allogenicznych (migracyjnych), co udowodniły dodatkowo przeprowadzone badania izotopowe wybranych próbek gazu resztkowego.

Dystrybucja azotu na terenie „OG Sieroszowice” świadczy o dominującym czynniku migracji wertykalnej gazów z niższych warstw podłoża (prawdopodobnie z utworów karbońskich), natomiast jego kumulacja w północnych częściach może wskazywać na pewien udział migracji lateralnej z sąsiadujących złóż zaazotowanego gazu ziemnego czerwonego spągowca. Na podstawie badań izotopowych i pirolitycznych Rock-Eval udowodniono, że gaz ziemny na badanym obszarze może przynajmniej częściowo powstawać z materii organicznej zawartej w łupku miedzionośnym. Badane próbki łupku wykazały w składzie duże ilości materii organicznej typu II o stopniu przeobrażenia gwarantującym procesy generacyjne w zakresie głównej fazy okna ropnego. Dolomit i anhydryt mają również pewne możliwości generacyjne (jednak zdecydowanie niższe niż w przypadku łupku miedzionośnego).

Pokłady soli kamiennej zlokalizowane w północnej części badanego obszaru „OG Sieroszowice” stanowią dodatkowe uszczelnienie złoża rud miedzi, co stwarza niebezpieczeństwo akumulacji gazów. Dystrybucja gazonośności w górotworze złóż rud miedzi wykazuje wyraźną zależność od wykształcenia litologicznego, co udowodniły badania wykonane dla pięciu wydzieleń litologicznych. Ponadto wykazano zmienność gazonośności w zależności od lokalizacji (wertykalną i lateralną), co jest niewątpliwie implikowane warunkami geologicznymi (strukturą i tektoniką), w tym sąsiedztwem złóż gazu ziemnego.

Słowa kluczowe: degazacja rdzeni skalnych, gaz desorbowany, gaz resztkowy, skład molekularny, wykształcenie litofacjalne, potencjał węglowodorowy, złoża rud miedzi, monoklina przedsudecka.

Abstract

The research subject discussed in this work was chosen in order to systematize the years-long analyses being carried out for KGHM Polska Miedź S.A. and expand them to include correlation and interpretation aspects of gas chromatographic tests results, in reference to additional geochemical tests (including pyrolytic and isotope analyses) and petrophysical rock properties. The obtained results are the basis for identifying potential gas accumulation areas and forecasting gas and gas-geodynamic threats for copper ore deposits, based on the example of the Sieroszowice Copper Mine.

The main purpose of the monograph was to determine the relationship between the lithofacial variation and the amount and molecular composition of gases from the degassing of rock cores collected from the “OG Sieroszowice” region, exploited by “O/ZG Polkowice-Sieroszowice”, a part of KGHM Polska Miedź S.A. Additionally, the research conducted as part of this paper concerned the following issues:

• Explaining the presence of increased amounts of i.e. excess nitrogen, hydrocarbons and sulphur compounds in desorbed and residual gas.
• Qualitative and quantitative evaluation of gases originating from the degassing of rock cores against the selected petrophysical properties of the rocks.
• An attempt to answer the question whether gas closed inside the pores (in rock core samples of different lithological variation) was generated and trapped “in situ” in the rock or is the result of migration (predicted origin of individual gaseous components).
• Determining the thermal maturity of the organic matter in terms of the hydrocarbon generation process (with the hydrocarbons being a component of the desorbed gases).
• Assessment of gas-bearing properties of different lithofacial formation rocks in selected areas of “OG Sieroszowice” to indicate the preferences of gas accumulations.

The research is based on rock samples collected from a copper-bearing formation in the southern part of the Fore-Sudetic Monocline, which were subjected to gas capacity assessment. The tested samples differed in terms of their lithological character and petrophysical properties. During laboratory tests, the molecular composition of gases was analysed for light hydrocarbons (C1, C2, C3, i-C4, n-C4, neo-C5, i-C5, n-C5, ΣC6, ΣC7, ΣC8, ΣC9 i ΣC10), carbon dioxide, excess nitrogen, helium, hydrogen as well as sulphur compounds, and the exact amount of the released gas was also determined. The tests were carried out both for samples of desorbed (free) gas, representing the part of the gas that is in the open space of the rock pore and which is free to migrate, and for samples of residual (also called occluded) gas released from the rock after the crumbling of the sample. The composition and quantity of the gas were analysed for a large population (803 samples in total, including 59 sandstone samples, 28 copper-bearing shale samples, 254 dolomite samples, 298 anhydrite samples and 164 rock salt samples) with reference to their lithological differences and selected petrophysical properties of the rocks.

The presented results of statistical, quantitative and qualitative analyses of both desorbed and residual gases were evaluated in terms of various interdependence aspects. First of all, the dependence of the total gas content and its individual components in the lithological profile was discussed in relation to its petrophysical properties and the location in the area of “OG Sieroszowice” operations (divided into five regions). Such an approach allowed to determine certain regularities of the distribution of gas and its individual components, which is important in forecasting zones with increased gas exhalation potential. Additionally, an assessment of the generation possibilities of individual lithofacies included in the copper-bearing formations was carried out and the correlation of gases from the rock cores degassing with natural gases accumulated in the adjacent deposits was demonstrated.

When analysing the samples from the cupriferous level in individual lithologies, different gas accumulations are observed to exhibit a certain variability in the chemical composition in the vertical profile of the deposit, with a definite dominance of nitrogen in all analysed lithological formations. This variability may be caused by the mixing of different types of gases, i.e. autochthonous and allogeneic (migratory) gases, which was also proved by isotope tests of selected residual gas samples.

The distribution of nitrogen in the “OG Sieroszowice” area proves the dominance of vertical migration factor of gases from the lower layers of the beds (probably from Carboniferous deposits), while its accumulation in northern parts may indicate a certain share of lateral migration from the neighbouring fields of the nitrogen-rich natural gas of the Rotliegend strata. Based on the isotope tests and Rock-Eval pyrolysis, it has been proved that natural gas in the study area can be at least partially generated from the organic matter contained in copper-bearing shales. The examined shale samples demonstrated large amounts of Type II organic matter at the level of thermal maturity that allows for the generation processes in the main phase of the oil window. Dolomite and anhydrite also have some generation possibilities (but much lower than in the case of copper-bearing shale).

Rock salt deposits, located in the northern part of the studied “OG Sieroszowice” area, constitute an additional sealing of the copper ore deposit, which poses a risk of gas accumulation. As proved by the conducted research, gas distribution in the rock formations of copper ore deposits shows a clear dependence on lithological variation, divided into five lithofacies. Moreover, gas-bearing variability depending on the location (vertical and lateral) was demonstrated, which is undoubtedly implied by geological conditions (structure and tectonics), including the vicinity of natural gas deposits.

Keywords: rock cores degassing, desorbed gas, residual gas, molecular composition, lithofacial variation, hydrocarbon potential, copper ore deposits, Fore-Sudetic Monocline.

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Wpływ wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w skałę typu łupkowego na efektywność podsadzenia szczeliny w zabiegach stymulacyjnych wybranego złoża niekonwencjonalnego / The influence of proppant grains into shale rock on the effectiveness of fracturing in stimulation treatments of a selected unconventional deposit

Autor: Mateusz Masłowski

Recenzenci:

Prof. dr hab. Krzysztof Labus, Politechnika Śląska
Dr hab. Paweł Łukaszewski, Uniwersytet Warszawski

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-53-9
DOI: 10.18668/PN2024.245

Objętość monografii: 156 stron

Streszczenie

Celem naukowym pracy było zbadanie wpływu zjawiska wgniatania ziaren materiału podsadzkowego w skałę typu łupkowego na efektywne podsadzenie wytworzonej szczeliny po wykonanych zabiegach hydraulicznego szczelinowania złóż niekonwencjonalnych. Wyznaczenie głębokości wgnieceń ziaren propantu w skałę złożową oraz uszkodzenia powierzchni wytworzonej ściany szczeliny pozwoliło na ocenę efektywnego podsadzenia szczeliny propantem, w zależności od podatności skały na zjawisko embedmentu.

Do badań użyto skały złożowej pochodzącej z formacji niekonwencjonalnego złoża węglowodorów. Był to sylurski łupek ilasty z obszaru basenu bałtyckiego, typu gas shale. Na podstawie zgromadzonych danych geologiczno-złożowych oraz wyznaczonych właściwości geomechanicznych skały dobrano odpowiednie parametry płynu szczelinującego i podsadzki. Laboratoryjne symulacje zjawiska embedmentu przeprowadzono dla skały zarówno w postaci suchej, jak i nasyconej płynem szczelinującym. W badaniach uwzględniono warunki złożowe zbliżone do warunków panujących w wybranej formacji (tj. temperaturę i naprężenie ściskające) oraz różną koncentrację powierzchniową materiału podsadzkowego.

Uszkodzone powierzchnie rdzeni obserwowano metodą mikroskopową i na tej podstawie wyznaczono parametry charakteryzujące zjawisko embedmentu, z uwzględnieniem wycisku materiału skalnego. Wykonane badania pozwoliły na określenie wpływu niekorzystnego zjawiska embedmentu na efektywność podsadzenia szczeliny dla wybranego krajowego złoża niekonwencjonalnego. Za najważniejsze parametry uznano efektywną rozwartość szczeliny oraz efektywną powierzchnię kontaktu ściany szczeliny z warstwą podsadzki. Za bardzo istotny wskaźnik uznano również wielkość wycisku materiału skalnego na powierzchni skały. Dodatkowo przeprowadzono teoretyczne obliczenia wielkości rozwartości szczeliny wypełnionej podsadzką przy wybranych czterech różnych wartościach jej koncentracji powierzchniowej. Zaproponowano także schemat klasyfikacji efektywności podsadzenia szczeliny na podstawie odporności skały na zjawisko embedmentu.

Wykonane analizy pozwalają na dokładniejsze zrozumienie wpływu niekorzystnego zjawiska embedmentu, z uwzględnieniem wycisku materiału skalnego, na wstępną ocenę efektywności podsadzenia szczeliny propantem dla zaproponowanej technologii zabiegu stymulacyjnego.

W wyniku pracy uszczegółowiono metodykę analizy i interpretacji uzyskanych wyników oraz dokonano wyboru metod statystycznych mających na celu oszacowanie niepewności mierzonych i wyliczonych wartości.

Słowa kluczowe: embedment, łupek, propant, stymulacja wydobycia, szczelinowanie hydrauliczne.

Abstract

The scientific aim of the work was to investigate the effect of the phenomenon of indenting the proppant grains into the shale rock on the effective propped of the created fracture, after the hydraulic fracturing of the unconventional deposits. Determining the depth of the indentations of the proppant grains into the rock deposit and damage to the fracture wall surface allowed for the assessment of the proppant backing of the fracture, depending on the susceptibility of the rock to the phenomenon of embedment.

The sample of the rock from unconventional formation of hydrocarbons was selected for the tests: Silurian clay-bituminous shale from the Baltic Basin, the “gas shale” type. On the basis of the collected geological and deposit data and the determined geomechanical properties of the rock, appropriate parameters of the fracturing fluid and the proppant material were selected.

Laboratory simulations of the phenomenon of embedment were carried out for rock shale type, both dry and saturated with fracturing fluid. The research took into account the deposit conditions similar to the conditions of selected formation (i.e. temperature and compressive stress), as well as different surface concentration of the proppant material. The damaged faces of the cores were observed using the microscopic method and on this basis, the parameters characterizing the phenomenon of embedment were determined, including an impression of the rock material. The results of the experiments allowed to determine the impact of the unfavorable phenomenon of embedment on the effectiveness of propping the fracture for selected unconventional deposits of Poland. The most important parameters were the effective width of the fracture and the effective contact surface of the fracture face with the proppant layer. The amount of the impressions of the rock material on the rock surface was also considered as a very important indicator.

Additionally, theoretical calculations of the width of the fracture filled with the proppant were carried out for the four selected surface concentration. A scheme for classifying the effectiveness of the fracture’s filling, on the basis of the rock resistance to the phenomenon of embedment, was also proposed.

The performed analyzes allow for a more detailed understanding of the impact of the unfavorable phenomenon of embedment, taking into account the impression of the rock material, on the initial assessment of the effectiveness of the fracture’s propped, for the proposed stimulation treatment technology.

As a result of the work, the methodology of the analysis and interpretation of the obtained results was developed, and statistical methods were selected to estimate the uncertainty of the measured and calculated values.

Keywords: embedment, shale, proppant, reservoir stimulation, hydraulic fracturing

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Polish shale formation evaluation based on chemical and isotope composition of natural gas / Ocena polskich formacji łupkowych na podstawie składu chemicznego i izotopowego gazu ziemnego

Autor: Marek Janiga

Recenzenci:

Prof. dr hab. Zdzisław Migaszewski, Uniwersytet Jana Kochanowskiego
Dr hab. Sławomir Kędzior, Uniwersytet Śląski

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-49-2
DOI: 10.18668/PN2024.241

Objętość monografii: 116 stron

Streszczenie

Skład chemiczny i izotopowy gazu zmienia się wraz termiczną dojrzałością źródłowej substancji organicznej. Suchy gaz biogeniczny o bardziej ujemnych wartościach δ¹³C przechodzi w gaz mokry okna ropnego, a następnie w suchy gaz okna gazowego o wartościach δ¹³C zbliżających się do zera. Dla gazów z formacji łupkowych zależności te są identyczne, a analizy składu chemicznego i izotopowego gazu z formacji łupkowych są wykorzystywane do typowania obszarów perspektywicznych tzw.: „sweet spots”.
Celem pracy było znalezienie parametrów i ich wartości, na podstawie składu chemicznego i izotopowego, oznaczających prawdopodobne wystąpienie „sweet spot”. W tym celu wykorzystano wyniki analiz gazu z pięciu odwiertów poszukiwawczych z północy Polski. W pracy przedstawiono wyniki analiz składu chemicznego i izotopowego gazów ziemnych oraz wyniki analiz geochemicznych Rock-Eval z pięciu odwiertów eksplorujących formacje łupkowe syluru i ordowiku. Analizy statystyczne przeprowadzono z wykorzystaniem statystyki opisowej, korelacji i regresji liniowej. Wykorzystując wszystkie wyniki jako jedną populację statystyczną, obliczono współczynniki korelacji liniowej Pearsona dla składu izotopowego poszczególnych węglowodorów gazu ziemnego z parametrami pirolitycznymi i wskaźnikami wyliczonymi na podstawie składu chemicznego. Korelacje pomiędzy parametrami pirolitycznymi a składem izotopowym lub wskaźnikami chemicznymi nie są wysokie. Przykładowo umiarkowane korelacje występują pomiędzy dojrzałością termiczną źródłowej materii organicznej (Tmax) a składem izotopowym węgla w metanie (r = 0,63).
Wyniki analiz składu izotopowego węgla wyraźnie różnicują próbki z każdego odwiertu (poza gazami z odwiertów L-1 i O-2). Wartości δ¹³C metanu, etanu i propanu są progresywnie wyższe w sekwencji L-1, O-2, K-1, B-1 i W-1. Dojrzałość termiczną źródłowej materii organicznej oceniono wykorzystując model matematyczny Tanga uwzględniający również udziału metanu biogenicznego. Dojrzałość termiczna odpowiada głównie zakresowi od 0,9% (L-1 i O-2) do 1,5% (B-1 i W-1) w skali refleksyjności witrynitu. Skład wszystkich gazów ziemnych wskazuje na mieszanie z gazem biogenicznym (udział biometanu w gazie poniżej około 25%).

Odchylenie wartości δ¹³C metanu w kierunku bardziej ujemnych we wszystkich próbkach również potwierdziło mieszanie z gazem biogenicznym (graficzny model Chunga tzw.: „natural gas plot”). Także wartości składu izotopowego węgla etanu i propanu odbiegały od teoretycznych (zwłaszcza w odwiertach W-1 i B-1; nieco mniej w odwiertach O-2 i K-1). Potwierdza to występowanie wtórnego krakingu.
W najbardziej produktywnych złożach gazu łupkowego występuje zwykle inwersja składu izotopowego węgla metanu, etanu i propanu (tzw.: „roll-over effect”). W analizowanych gazach zjawisko to nie wystąpiło, ale dostrzegalne są zmiany w różnicach (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) i (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁). Wykorzystanie wykresu zestawiającego obydwie te różnice uznano za najlepszy sposób przedstawienia wyników przy omawianiu zjawiska wtórnego krakingu, który może prowadzić do inwersji składu izotopowego. Dla wszystkich próbek różnica między etanem i metanem (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) stale maleje wraz ze wzrostem dojrzałości termicznej. Różnica propanu i etanu (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) wzrasta przy niższych dojrzałościach termicznych (do około 1,5% VRo) i maleje przy wyższych wartościach termicznej dojrzałości. Wykorzystując wyniki analiz składu chemicznego gazów obliczono wskaźniki C₁/C₂+₃, C₂/C₃, i-C₄/n-C₄ oraz i-C₅/n-C). Wskaźniki te są cennym źródłem informacji o gazie ziemnym,
pozwalając uniknąć wpływu sposobu poboru i rodzaj odwiertu na skład chemiczny gazu. Podobnie jak przy wynikach analiz składu izotopowego, próbki różnicują się i tworzą sekwencję L-1 i O-2, K-1, B-1 i W-1.
Głównym celem pracy było wybranie parametrów/wskaźników i ich wartości determinujących strefy perspektywiczne w formacjach łupkowych. Wykorzystując skład gazów z odwiertu W-1 (najwyższa dojrzałość termiczna źródłowej materii organicznej) oraz dane referencyjne z formacji Barnett określono przybliżone wartości składu izotopowego metanu, etanu i propanu oraz wskaźników C₁/C₂+₃, i-C₄/n-C₄ i i-C₅/n-C₅ przy których można spodziewać się wystąpienia „sweet spots”.

Słowa kluczowe: formacje łupkowe, gaz ziemny, gaz z łupków, skład izotopowy węgla, skład chemiczny

Abstract

The relationship between the change of carbon isotope composition of gaseous hydrocarbons in natural gas and the increase of source rock organic matter thermal maturity are especially important in the petroleum geochemistry. The thermal maturity evaluation and interpretation based on the chemical and isotope compositions is commonly performed for natural gases conventional reservoirs, shales, coals, seeps and other geological habitats. The carbon isotope composition of individual hydrocarbons in gas samples provided by the compound specific isotope analysis (CSIA) can be used for interpretation and correlation purposes. On the basis of the δ¹³C value of methane, ethane and propane, the estimation of thermal transformation degree of the source rock (from which the gas was generated) can be made.
In this work, organic geochemistry methods (chemical and isotope composition of gas and pyrolysis indices) are used for the shale petroleum system evaluation and to find the values of parameters determining the sweet spot. The case study of five exploration wells located in the north of Poland is presented and discussed.

The work presents results of chemical/isotope composition analyses of natural gases and geochemical Rock-Eval analyses from five wells exploring the Silurian and the Ordovician shale formations. The statistical analyses were conducted with the use of the following: descriptive, correlation and liner regression. Using all the results as one statistical population, Pearson’s linear correlation coefficients of the gas isotope composition with the pyrolytic and molecular indices were calculated. Surprisingly, there are no high correlations between the pyrolytic indices and the isotope composition or the chemical indices. Moderate correlations are between maturity of the source organic matter (Tmax) and the isotope composition of carbon in methane (r = 0.63). The results of carbon isotope analyses clearly differentiate samples from each well, only L-1 and O-2 wells natural gases are quite similar. Methane, ethane and propane δ¹³C values are progressively higher in sequence L-1, O-2, K-1, B-1 and W-1. The thermal maturity of the source organic matter was assessed using Tang’s mathematical model including the share of biogenic methane. The thermal maturity corresponds mainly to the range from 0.9% (L-1 and O-2) to 1.5% (B-1 and W-1) vitrinite reflectance. Natural gas compositions shows mixing with the biogenic gas (below approximately 25%).
A noticeable drift of methane towards negative values in all wells samples confirmed mixing with biogenic gas (with the use of the natural gas plot - Chung plot). Values of the isotope composition of ethane and propane were also skewed (especially in W-1 and B-1; a little less in O-2 and K-1 wells). This confirmed the occurrence of secondary cracking. The inversion of the isotope composition of carbon in methane, ethane and propane (the roll-over effect) does not occur in analysed gases. Usage of the diagram (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) vs (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) is considered to be the best way of presenting of the isotope data. For all samples, the difference between ethane and methane (δ¹³C-C₂ - δ¹³C-C₁) is constantly decreasing with an increase of thermal maturity. The propane and ethane difference (δ¹³C-C₃ - δ¹³C-C₂) is increasing at lower thermal maturities (to approximately 1,5% VRo), and decreasing with higher values of maturity. This suggests presence of the secondary cracking, resulting in the sweet spot occurrence.
Using the hydrocarbon composition, molecular indices were calculated (C₁/C₂+₃, C₂/C₃, i-C₄/n-C₄ and i-C₅/n-C₅). These indices are a valuable source of information about natural gas, whose complete composition analyses can be affected by the manner of taking a sample and the type of well. Similarly to the isotope composition the samples plot progressively in sequence L-1 and O-2, K-1, B-1 and W-1.
The main aim of this work was to establish the values of chemical and isotope composition parameters determining sweet spots. Using the composition of gases from W-1 well (the highest thermal maturity of the source organic matter) and the Barnett reference data, approximate values at which prospective levels can be expected were defined.

Keywords: Shale formations, natural gas, shale gas, carbon isotope composition, chemical composition

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Interpretacja współczynnika nasycenia wodą w skałach klastycznych typu non-Archie / Interpretation of the water saturation coefficient in non-Archie clastic rocks

Autor: Anita Lis-Śledziona

Recenzenci:

Prof. dr hab. inż. Jadwiga Jarzyna, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie
Dr hab. inż. Paulina Krakowska-Madejska, prof. Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-50-8
DOI: 10.18668/PN2024.242

Objętość monografii: 216 stron

Streszczenie

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.

Słowa kluczowe: współczynnik nasycenia wodą, zwilżalność, skały non-Archie, model Montarona, miocen, piaskowce kambru środkowego, gaz w mułowcach

Abstract

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.

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

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.

TYTUŁ: Wybrane zagadnienia z nanotechnologii zaczynów cementowych stosowanych do uszczelniania otworów wiertniczych / Selected issues in nanotechnology of cement slurries used to seal boreholes

Autor: Marcin Rzepka, Miłosz Kędzierski

Recenzenci:

dr inż. Albert Złotkowski, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie
dr hab. inż. Jan Ziaja, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

ISSN 2353-2718
ISBN 978-83-65649-52-2
DOI: 10.18668/PN2024.244

Objętość monografii: 136 strony

Streszczenie

Nanotechnologia stanowi nową metodę podejścia do projektowania i wytwarzania komponentów o bardzo niewielkich rozmiarach, co pozwala na uzyskanie produktów o wyjątkowych właściwościach i funkcjach użytkowych. Wśród szeregu materiałów poddanych modyfikacji za pomocą nanotechnologii możemy również wyróżnić powszechnie znany i używany budulec, jakim jest cement.

W niniejszej monografii omówiono szereg zagadnień związanych z wykorzystaniem nanotechnologii do sporządzania zaczynów cementowych stosowanych do uszczelniania otworów wiertniczych. Technologia sporządzania zaczynu cementowego w otworach wiertniczych przez ostatnie lata polegała często na wykorzystywaniu coraz to drobniejszych dodatków wypełniających pustki w matrycy cementowej. Do tego celu doskonale nadają się nanokomponenty, takie jak np. nano-SiO₂ oraz nano-Al₂O₃, które powodują wyraźną poprawę parametrów płynnego i stwardniałego zaczynu cementowego. Redukują one odstój wody, czyli tzw. wolną wodę z zaczynów, oraz filtrację, co ma szczególnie znaczenie w przypadku cementowania otworów kierunkowych. Użycie nanododatków powoduje ponadto m.in. podwyższenie lepkości
plastycznej oraz granicy płynięcia zaczynów cementowych, a także wyraźne skracanie czasu żelowania i wiązania receptur cementowych.

W przypadku zaczynów z nano-SiO₂ oraz nano-Al₂O₃ można zaobserwować wzrost (w porównaniu z zaczynami konwencjonalnymi) wartości wytrzymałości na ściskanie, wynikający ze szczelnego upakowania się w matrycy cementowej nanocząsteczek o bardzo małych ozmiarach. Mikrostruktura zaczynów z nanotlenkiem krzemu oraz glinu jest zwarta i cechuje się niewielką porowatością, o czym świadczą zamieszczone w monografii fotografie wykonane pod mikroskopem skaningowym oraz testy przeprowadzone na porozymetrze rtęciowym. Porowatości próbek zawierających nanododatki są znacznie niższe w porównaniu z porowatością zaczynów konwencjonalnych. Dzięki zastosowaniu zaczynów zawierających nanokomponenty zachodzi minimalne niebezpieczeństwo wytworzenia się kanalików dla przepływu mediów złożowych w płaszczu cementowym otworu wiertniczego. Wytrzymałości na ściskanie po 28 dniach hydratacji są wysokie (dla próbek z dodatkiem odpowiednio dobranych nanododatków dochodziły prawie do 40 MPa). Przyczepności do rur stalowych kamieni cementowych zawierających nanododatki również są wysokie (wynoszą często ok. 5–6 MPa).

Ponadto zastosowanie innowacyjnej technologii w postaci nanorurek węglowych w zaczynach również wpływa pozytywnie na wzrost wytrzymałości mechanicznej oraz mikrostrukturę kamieni cementowych. Zmodyfikowane dodatkiem nanorurek kamienie cementowe charakteryzują się bardzo wysokimi wartościami wytrzymałości na ściskanie oraz wysokimi przyczepnościami do rur stalowych. Posiadają one zwartą mikrostrukturą o niskiej zawartości makroporów. Nanorurki mogą być z powodzeniem stosowane w zaczynach cementowych w szerokim zakresie temperatur (od 20°C do nawet do 150°C).

Przedstawione w niniejszej monografii możliwości użycia zaczynów cementowych wzbogaconych nanokomponentami czy też nanorurkami węglowymi w istotny sposób poszerzają zakres dostępnych receptur, które można zastosować w celu optymalnego zacementowania otworów wiertniczych. Zaczyny z nanododatkami mogą w najbliższych latach znaleźć zastosowanie w przypadkach, w których konieczne będzie uzyskanie niezwykłej szczelności płaszcza cementowego w otworze wiertniczym.

Słowa kluczowe: zaczyn cementowy, kamień cementowy, nanokrzemionka, nanotlenek glinu, nanorurki węglowe, cementowanie otworów wiertniczych.

Abstract

Nanotechnology is a new method of approaching the design and production of components of very small sizes, which allows for obtaining products with unique properties and functional functions. Among a number of materials modified using nanotechnology, we can also distinguish a commonly known and used building material, cement. This monograph discusses a number of issues related to the eradication of nanotechnology for the preparation of cement slurries used to seal boreholes. In recent years, the technology of preparing cement slurry in boreholes has often involved the use of increasingly finer additives to fill free spaces in the cement matrix. Nanocomponents are perfect for this purpose, such as nano-SiO₂ and nano-Al₂O₃, which significantly improve the parameters of the liquid and hardened cement slurry. They reduce free fluid, i.e. the so-called free water from slurry and filtration, which is particularly important in the case of cementing directional boreholes. The use of nanoadditives also causes, among others, increasing the plastic viscosity and yield point of cement slurries as well as significantly shortening the gelling and setting time of cement slurries.

In the case of nano-SiO₂ and nano-Al₂O₃ slurries, an increase (compared to conventional slurries) in the value of compressive strength can be observed, resulting from the tight packing of very small nanoparticles in the cement matrix. The microstructure of slurries with nanosilicon and aluminum oxide is compact and characterized by low porosity, as evidenced by the photographs included in the monograph, taken under a scanning microscope and by tests performed on a mercury porosimeter. The porosities of samples containing nanoadditives are much lower compared to the porosities of conventional slurries. Thanks to the use of slurries containing nanocomponents, there is a minimal risk of creating channels for the flow of formation media in the cement sheath of the borehole. The compressive strengths after 28 days of hydration are high (for samples with the addition of appropriately selected nanoadditives, they reached almost 40 MPa). Adhesions to steel pipes of cement stones containing nanoadditives are also high (often approx. 5 – 6 MPa).

Moreover, the use of innovative technology in the form of carbon nanotubes in slurries also has a positive effect on the increase in mechanical strength and microstructure of cement stones. Cement stones modified with the addition of nanotubes are characterized by very high compressive strength values and high adhesion to steel pipes. They have a compact microstructure with a low content of macropores. Nanotubes can be successfully used in cement slurries in a wide temperature range (from 20°C to even up to 150°C).

The possibilities of using cement slurries enriched with nanocomponents or carbon nanotubes presented in this monograph significantly expand the range of available recipes that can be used for optimal cementing of boreholes. In the coming years, slurries with nano-additives may be used in cases where it is necessary to obtain extraordinary tightness of the cement sheath in a borehole.

Keywords: cement slurry, cement stone, nano-silica, nano-alumina, carbon nanotubes, borehole cementing.

Cena egzemplarza: 60 zł netto (plus 5% VAT)

Zamówienia prosimy składać e-mailowo: nafta-gaz@inig.pl lub telefonicznie 12 617 76 32.