- Tytuł:
-
System węglowodorowy z gazem ziemnym w centralnych strefach basenu – zastosowanie jako koncepcji poszukiwawczej w karbońskim basenie górnośląskim
Basin Centered Gas System – application as an exploration concept in the Carboniferous Upper Silesian Basin - Autorzy:
- Poprawa, P.
- Powiązania:
- https://bibliotekanauki.pl/articles/1835154.pdf
- Data publikacji:
- 2018
- Wydawca:
- Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
- Tematy:
-
zwięzła skała zbiornikowa
system z gazem w centrum basenu
basen górnośląski
seria paraliczna
tight reservoirs
Basin Centered Gas System
Upper Silesian Basin
Paralic Series - Opis:
-
System naftowy z gazem w centrum basenu (BCGS) ma charakter niekonwencjonalnych, regionalnych akumulacji gazu ziemnego. W systemie takim strefa głęboko zalegających zwięzłych skał zbiornikowych, nasyconych gazem, w górę powierzchni strukturalnych przechodzi stopniowo w strefę o konwencjonalnym wykształceniu, nasyconą wodami złożowymi. BCGS wymaga, by skała zbiornikowa nadścielała, lub przeławicała się z dojrzałymi skałami macierzystymi, zaś mechanizmem uszczelnienia jest niska przepuszczalność formacji zbiornikowej. Nie wymaga on obecności pułapek złożowych. Model ten jest tu użyty w odniesieniu do karbońskiego basenu górnośląskiego (BGŚ), który pozostaje globalnie unikalnym przykładem basenu nieomal niezbadanego pod kątem możliwości występowania złóż węglowodorów. Model ten nie może być obecnie bezpośrednio zweryfikowany z uwagi na brak odpowiednio głębokich otworów wiertniczych w kluczowej, centralnej części BGŚ (rejon Rybnik–Żory–Tychy–Mikołów). Zakłada on zwięzłe wykształcenie skał potencjalnie zbiornikowych na głębokościach 3500÷5000 m. Rolę skał zbiornikowych pełnić w tym przypadku mogą pakiety piaskowców serii paralicznej, a w mniejszym stopniu również górnośląskiej serii piaskowcowej, cechujące się dużą miąższością i znaczną regionalną rozciągłością. Utwory tych serii w centralnej części BGŚ zawierają ponadto pokłady węgla kamiennego oraz pakiety łupków węglowych, stanowiące efektywną skałę macierzystą dla gazu ziemnego. Główny czynnik ryzyka poszukiwawczego stanowi czas generowania węglowodorów: im starszy tym większe prawdopodobieństwo rozformowania akumulacji gazu ziemnego. W przypadku waryscyjskiego wieku generowania gazu ziemnego w BGŚ prawdopodobieństwo rozformowania jego akumulacji typu BCGS należy uznać za wysokie. Ponadto elementami ryzyka poszukiwawczego są możliwość przegrzania skał macierzystych, a także duży zakres niepewności co do wykształcenia własności petrofizycznych skał zbiornikowych. Możliwe, prognostyczne zasoby wydobywalne tego typu akumulacji w BGŚ wstępnie określono na około 100÷250 mld m3. Weryfikacja omawianego modelu oraz związanych z nim zasobów gazu zamkniętego warunkowana jest odwierceniem głębokich otworów poszukiwawczych.
Basin Centered Gas System (BCGS) is characteristic of numerous unconventional, pervasive tight gas accumulations, where deep gas-saturated tight reservoir passes up-section into its water-saturated conventional zone. In such a system tight reservoir overlies or interbeds with mature source rocks, while the sealing mechanism is the low permeability of the reservoir formation. The system does not require the presence of hydrocarbon traps. This model is applied here to the Carboniferous Upper Silesian Basin (USB), which is one of the few onshore sedimentary basins in the World which has not been explored for oil and gas. The concept cannot be currently verified due to the lack of deep boreholes in the central part of the USB (region: Rybnik–Żory–Tychy–Mikołów). It requires tight reservoir properties at depths of 3500÷5000 m. The reservoir formations are the sandstone of the Paralic Series, and to a lesser degree also of the Upper Silesian Sandstone Series, characterized by immense thickness and considerable lateral reach. Both Series at that depth interval contain also coal seams and coal shale, being effective gas source rock. The key exploration risk is the timing of gas generation: the older the generation, the higher the risk of gas release. In the case of the Variscan generation, recent preservation gas in the form of BCGS accumulations is unlikely. Other risk factors are possible source rocks overmaturation and uncertainty as for the reservoir’s petrophysical properties. Possible prospective resources of the BCGS accumulations in the USB were preliminarily estimated for approx. 100÷250 Bcm. Validation of the model of the BCGS being developed in the USB, as well as verification of the resources related to it, requires drilling new deep exploration wells. - Źródło:
-
Nafta-Gaz; 2018, 74, 12; 871-883
0867-8871 - Pojawia się w:
- Nafta-Gaz
- Dostawca treści:
- Biblioteka Nauki
Artykuł