Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "Baltic Basin shale" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-13 z 13
    Tytuł:
    The use of X-ray computed microtomography for graptolite detection in rock based on core internal structure visualization
    Autorzy:
    Kaczmarek, Ł.
    Kozłowska, A.
    Maksimczuk, M.
    Wejrzanowski, T.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/139097.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
    Tematy:
    computed microtomography
    visualization
    graptolites
    Silurian
    Baltic Basin shale
    mikrotomografia komputerowa
    wizualizacja
    graptolity
    sylur
    łupki basenu bałtyckiego
    Opis:
    This paper presents for the first time X-ray computed microtomography (μCT) analysis as a technique for Silurian graptolite detection in rocks. The samples come from the Jantar Bituminous Claystones Member of the Opalino core, Baltic Basin, northern Poland. Images were obtained with spatial resolution of 25 μm, which enabled the authors to create a 3-D visualization and to calculate the ratio of fissure and graptolite volume to the total sample volume. A set of μCT slices was used to create a 3-D reconstruction of graptolite geometry. These μCT slices were processed to obtain a clearly visible image and the volume ratio. A copper X-ray source filter was used during exposure to reduce radiograph artifacts. Visualization of graptolite tubaria (rhabdosomes) enabled Demirastrites simulans to be identified. Numerical models of graptolites reveal promising applications for paleontological research and thus for the recognition and characterization of reservoir rocks.
    Źródło:
    Acta Geologica Polonica; 2017, 67, 2; 299-306
    0001-5709
    Pojawia się w:
    Acta Geologica Polonica
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Reconstruction of initial thickness and geometry of the Lower Palaeozoic strata in the Podlasie and Baltic basins, East European Craton
    Autorzy:
    Barmuta, Jan
    Barmuta, Maria
    Golonka, Jan
    Papiernik, Bartosz
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/191593.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Polskie Towarzystwo Geologiczne
    Tematy:
    subsidence
    decompaction
    restoration
    Podlasie Basin
    Baltic Basin
    Mazury High
    shale gas
    Opis:
    The aim of this study was to use the structural restoration technique to verify the correctness of the structural and palaeothickness maps created during the BLUE GAS Project. On the basis of well data as well as refined structural and palaeothickness maps of Cambrian, Ordovician, Silurian, Devonian, Carboniferous, Permian, Triassic, Jurassic and Cretaceous horizons, a cross-section running across the Baltic Basin, the Mazury High and the Podlasie Basin was created. During the restoration process, the effects of compaction and fault activity were removed sequentially. The amount of erosion was estimated on the basis of the corrected palaeothickness maps. The resulting restoration is geologically reasonable and therefore both the structural and palaeothickness maps should be regarded as reliable. The reconstruction also allowed reproduction of the initial geometry and thickness of the Cambrian–Devonian strata and the recognition of three main episodes in the evolution of the sedimentary cover of this part of the East European Craton. The first episode was related to the deposition of the Lower Palaeozoic (up to the Lower Devonian) sedimentary complex on the relatively flat surface of the East European Craton edge. During the second episode, lasting most probably to the Permian, the Baltic and Podlasie Basins subsided significantly. The amount of subsidence was much higher in the Podlasie Basin. The third episode is related to the deposition of the almost flat-lying Mesozoic–Cainozoic complex.
    Źródło:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2019, 89, 4; 471-480
    0208-9068
    Pojawia się w:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Lower Paleozoic oil and gas shale in the Baltic-Podlasie-Lublin Basin (central and eastern Europe) - a review
    Autorzy:
    Poprawa, Paweł
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2060266.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    Baltic-Podlasie-Lublin Basin
    lower Paleozoic
    shale oil
    shale gas
    reservoir characteristics
    Opis:
    In the Baltic-Podlasie-Lublin Basin, four potential lower Paleozoic shale reservoirs are identified: the Piaśnica, Sasino and Jantar formations, as well as the Mingajny shale. These units were diachronously deposited during the starved stages of Caledonian foredeep basin development, in the course of rising or high eustatic sea level. Across most of the basin, the shale formations analysed are saturated with light oil and condensate, and they are buried to depths of 2300-3500 m. The shale reservoirs reach the wet gas window at burial depths of 2800-4000 m, while dry gas accumulations occur at depths exceeding 3500-5000 m, except in the Biłgoraj-Narol Zone. The shale analysed might be generally classified as a moderate to low quality, and locally high quality, unconventional reservoir. Within the shale net pay zones, the average TOC content is 2-5 wt.% TOC. The exceptions are the Piaśnica Formation, for which this is 5-12 wt.%, and the Mingajny shale, which is TOC-lean (1.4-1.7 wt.%). The thickness of the shale net pay intervals in the most favourable locations, mainly on the Łeba Elevation, generally reaches 20 m, and locally exceeds 35 m. The shale reservoirs are saturated with hydrocarbons of good quality. Their permeability is low to moderate, often in the range of 150-200 mD, while total porosity average per borehole is commonly exceeds 6 %, reaching up to 10% at maximum, which might be considered as moderate to good. The clay minerals content is moderate to high (30-50%), and geomechanical characteristics of the shale formations are intermediate between brittle and ductile. No overpressure occurs in the basin, except for a dry gas zone in the SW Baltic Basin. In the Biłgoraj-Narol Zone, and to a lesser degree also in the Lublin region, pronounced tectonic deformation significantly limits shale gas/oil potential. Among 66 exploration boreholes drilled in the basin so far, only 5 were lateral boreholes with representative production test results. Hydrocarbon flow from the best boreholes was low to moderate, equal to 11.2 to 15.6 thousand m3/day for gas, and 157 bbl/day (~21.4 ton/day) for oil. There is, however, high potential to improve production flow rates, connected with the fracturing of two net pay intervals at one time, as well as with significant technological progress in the exploitation of shale basins during the last 5 years. Commercially viable production might be achieved for a single borehole with estimated ultimate recovery exceeding 30-50 thousand tons of oil, or 60-90 million m3 of gas.
    Źródło:
    Geological Quarterly; 2020, 64, 3; 515--566
    1641-7291
    Pojawia się w:
    Geological Quarterly
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Comparison of joint sets orientation in the Lower Paleozoic shales exposed in Scania (SW Sweden) and concealed in N Poland : a multi-methodological approach
    Autorzy:
    Olkowicz, Marcin
    Bobek, Kinga
    Jarosiński, Marek
    Pachytel, Radomir
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2058695.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    joint system
    shale formations
    Baltic Basin
    photogrammetry
    borehole scanner
    Opis:
    The Lower Paleozoic shales of SW Sweden and Eastern Pomerania (Poland) have a common history related to the depositional and tectonic evolution of the Baltic Basin. The major tectonic events are recorded, among others, as joints, which are either exposed in outcrops in SW Sweden or recognised in deep boreholes located in Pomerania. We present a comparison of the regional joint systems recognized by multiple methods in the studied region. In effect of a statistical compilation of measurements, five joint sets (named JS 1 to JS 5) were identified, traceable between Eastern Pomerania and SW Sweden. Our analysis showed a general consistency of joint set orientations, independent of their distance to the Tornquist tectonic zone passing through the study region. Three of the joint sets, JS 1 striking NNE, JS 2 striking WNW, and JS 3 striking NNW, are found to be the most frequent sets, occurring in most sites. Having more constant orientation, the JS 1 and JS 3 served as indicators of possible rotation of the tectonic block or stress field in the region. JS 1 and JS 2 are interpreted as an effect of late Carboniferous stress relaxation after Variscan collision, while JS 3 and the E–W striking JS 4 might be related to the Early Devonian Caledonian compressive stage.
    Źródło:
    Geological Quarterly; 2021, 65, 4; s. 258--275
    1641-7291
    Pojawia się w:
    Geological Quarterly
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Unconventional hydrocarbon prospects in Ordovician and Silurian mudrocks of the East European Craton (Poland) : Insight from three-dimensional modelling of total organic carbon and thermal maturity
    Autorzy:
    Papiernik, Bartosz
    Botor, Dariusz
    Golonka, Jan
    Porębski, Szczepan J.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/191357.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Polskie Towarzystwo Geologiczne
    Tematy:
    Lower Palaeozoic
    shale gas
    shale oil
    Baltic Basin
    Lublin-Podlasie Basin
    total organic carbon
    thermal maturity
    structural parametric model
    Opis:
    Three-dimensional, structural and parametric numerical modelling was applied to unravel the unconventional hydrocarbon potential of a W-dipping, Lower Palaeozoic mudrock succession, which subcrops for some 700 km in the Baltic, Podlasie and Lublin basins across the SW margin of East European Craton in Poland. Input data comprised structural and thickness maps of Ordovician and Silurian strata and the results of thermal maturity (mean vitrinite-equivalent reflectance, % Ro) and total organic carbon (TOC, % wt.) modelling. A new, spatial interpretation of vitrinite-reflectance variability indicates that the regional, W-increasing thermal maturity pattern breaks into a series of domains, bounded by abrupt maturity variations. In total, 14 tectono-thermal domains were recognised and their boundaries traced to known and inferred faults, mostly of NW‒SE and NE‒SW orientations. On the basis of a combination of thermal maturity and total organic carbon levels (0.6% > Ro<2.4%, and TOC >1.5% wt.), good-quality, unconventional reservoirs can be expected in the Sasino Formation (Caradoc) and Jantar Formation (early Llandovery) in the central and western Baltic Basin. The Jantar Formation also is likely to be prospective in the western Podlasie Basin. Marginal-quality reservoirs may occur in the Sasino and Jantar formations within the Podlasie and Lublin basins and in the Pasłęk Formation (late Llandovery) across all basins. Poor- to moderate-quality, unconventional reservoirs could be present in the Pelplin Formation (Wenlock) in the Lublin and southern Podlasie basins. In spite of a considerable hydrocarbon loss during multiphase basin inversion, the Ordovician and Silurian mudrocks still contain huge quantities of dispersed gas. Successful exploitation of it would require the adoption of advanced fracking methods.Lower Palaeozoic, shale gas, shale oil, Baltic Basin, Lublin-Podlasie Basin, total organic carbon, thermal maturity, structural-parametric model.
    Źródło:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2019, 89, 4; 511- 533
    0208-9068
    Pojawia się w:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Integrated geophysical data for sweet spot identification in Baltic Basin, Poland
    Autorzy:
    Cichostępski, Kamil
    Kwietniak, Anna
    Dec, Jerzy
    Kasperska, Monika
    Pietsch, Kaja
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/191761.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Polskie Towarzystwo Geologiczne
    Tematy:
    shale plays
    sweet spots
    seismic inversion
    resolution enhancement
    Polska
    Baltic Basin
    Opis:
    In the paper, the authors present the results of seismic reservoir characterization of shale gas deposits of the Lower Silurian and Ordovician (Sasino Formation and Jantar Formation), which are localized within the onshore part of the Baltic Basin, N Poland. For this purpose, acoustic inversion of seismic data and petrophysical analysis of well-log data were incorporated. The new approach that the authors used for acoustic inversion was the resolution enhancement algorithm, known as spectral blueing, before proceeding with the acoustic inversion process. The spectral blueing procedure enhances the seismic spectrum by weighting it with the well reflectivity spectrum. The resulting enhanced seismic volume manifests itself in higher energies of the high frequency component, while keeping the frequency range constant. With the results of acoustic inversion after the spectral blueing procedure, the authors were able to define two more potential exploration sites within the Ordovician deposits.
    Źródło:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2019, 89, 2; 215-231
    0208-9068
    Pojawia się w:
    Annales Societatis Geologorum Poloniae
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Unconfined compressive strength of Lower Paleozoic shales from the Baltic Basin (northern Poland)
    Autorzy:
    Wojtowicz, Michał
    Jarosiński, Marek
    Pachytel, Radomir Władysław
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2059581.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    unconfined compressive strength
    triaxial tests
    empirical equations
    shale reservoir
    Baltic Basin
    Opis:
    Unconfined compressive strength of Lower Paleozoic shales from the Baltic Basin (northern Poland)Unconfined compressive strength (UCS) is one of the crucial parameters for geomechanical modelling of unconventional reservoirs useful for the design of hydraulic stimulation of hydrocarbon production. In spite of a large amount of UCS data collected from the Lower Silurian and Ordovician shale successions of the Baltic Basin (northern Poland), no comprehensive study on this subject has been published so far. Here, we compile the results of 247 single-stage confined compressive strength tests (CCST) provided by our industrial partner from four exploration boreholes. Based on the integration of these results with geophysical logging data, including dipole sonic logs, we derive empirical equations describing the relationship between UCS and Young’s modulus or sonic wave slowness. Considering the strong anisotropy of elastic properties in shales we have introduced different empirical equations for UCSv (vertical) and UCSh (horizontal), respectively perpendicular and parallel to bedding. The formula for UCSh is determined with less accuracy than for UCSv due to scarce laboratory tests with bed-parallel loading. Based on the empirical formula proposed, we have estimated the VTI-type of anisotropy to be in the range of 12–27%, depending on the lithostratigraphic formation. The results of our UCS estimations are compared with the results of multi-stage CCST from the adjacent borehole. Both confined tests yielded similar results for UCSv, with slightly higher values obtained from the multi-stage tests. In turn, a comparison of our solution with the results of true uniaxial compressive strength tests (UCST) for vertical samples from one of the studied boreholes revealed a significant discrepancy. The mean UCS results for shale formations from UCST are several times lower than those evaluated from the single-stage CCST. The usefulness of the results obtained for borehole breakout analysis is discussed.
    Źródło:
    Geological Quarterly; 2021, 65, 2; 65: 33
    1641-7291
    Pojawia się w:
    Geological Quarterly
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Petrographic characteristics of the Ordovician and Silurian deposits in the Baltic Basin (N Poland) and their relevance for unconventional hydrocarbon accumulations
    Autorzy:
    Kuberska, Marta
    Sikorska-Jaworowska, Magdalena
    Kozłowska, Aleksandra
    Podhalańska, Teresa
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2060104.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    petrography
    mineralogy
    shale-type accumulations
    total organic carbon
    Ordovician rocks
    Silurian rocks
    Baltic Basin
    Opis:
    The Ordovician and Silurian deposits in the Baltic Basin are represented by siltstones, mudstones, limestones, marls, sandstones and, most commonly, claystones with a markedly shaley structure. Claystones that are particularly rich in organic matter are considered as potential reservoirs for shale gas accumulations. Samples from 11 boreholes, including core samples of the Piaśnica, Słuchowo, Kopalino, Sasino, Prabuty, Jantar, Pelplin and locally Pasłęk, Kociewie and Puck formations, were analysed by optical microscopy, cathodoluminescence (CL), scanning electron microscopy (SEM) and energy-dispersive spectrometry and X-ray diffraction analyses (XRD). The Piaśnica, Sasino, Jantar, Pasłęk and Pelplin formations are characterized locally by a dominance of black bituminous claystones with a high content of organic matter, and a generally consistent clay mineral composition. Individual samples only show variations in silt fraction and carbonate content. Very important is the negligible proportion of swelling minerals in the clay fraction; the percentage of smectite in the mixed-layered illite/smectite minerals does not exceed 15%. It is important for the rocks to have adequate [SiO2 >10%; Quartz (Q) + Feldspars (Fs) + Carbonates >40%] brittleness. The content of quartz, feldspars and carbonates (here >40%) suggests that the claystones are susceptible to hydraulic fracturing. The claystones show micropores between detrital grains, between the flakes of clay minerals, within pyrite framboids, and organic matter and secondary micropores within grains.
    Źródło:
    Geological Quarterly; 2021, 65, 3; 65: 44
    1641-7291
    Pojawia się w:
    Geological Quarterly
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Attempts to calculate the pseudo-anisotropy of elastic parameters of shales gas formations based on well logging data and their geostatistical analysis
    Autorzy:
    Bała, Maria
    Cichy, Adam
    Wasilewska-Błaszczyk, Monika
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/184744.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    anisotropy parameters
    P and S velocities
    Baltic Basin
    shale gas formations
    acoustic dipole tool
    semivariogram
    Opis:
    This paper presents the attempts to calculate the pseudo-anisotropy of elastic parameters for the Silurian and Ordovician shale formations of several wells located in the Baltic basin. For this purpose, well-logging data were used, in particular data recorded with acoustic dipole tools. With the P and S waves velocities available, measured at the dipole setting in two orthogonal directions XX or YY (SFast and SSlow), the elastic ε and γ parameters were calculated. In this paper we evaluate the effect of different factors e.g., porosity, clay and kerogen content on the velocity of anisotropy shale gas formations. A geostatistical analysis of elastic and reservoir properties was carried out in order to determine the character of the variability of Silurian and Ordovician shale formations in all of the studied wells. Semivariograms for each well characterizing the variation of elastic parameters in the vertical direction were calculated.
    Źródło:
    Geology, Geophysics and Environment; 2019, 45, 1; 5-20
    2299-8004
    2353-0790
    Pojawia się w:
    Geology, Geophysics and Environment
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Multivariate S-wave velocity prediction in the assessment of elastic parameters in shale formations
    Autorzy:
    Kaczmarczyk, Weronika
    Słota-Valim, Małgorzata
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1833906.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    fala poprzeczna
    formacje łupkowe
    basen bałtycki
    parametry sprężyste
    shear wave
    shale formations
    Baltic basin
    elastic properties
    Opis:
    Exploration and development of the hydrocarbons reservoir in unconventional rock formation is a huge challenge. Due to their specific nature, which is manifested by limited filtration properties, they require an appropriate approach and the use of specific solutions. They include, among others, the determination of zones with higher hydrocarbon potential – so called sweet spots, application of horizontal drilling technology, or designing as well as performing rock stimulation treatments of rocks usually with low or almost zero permeability with the use of hydraulic fracturing. The analysis of the right combination of parameters in this case can be essential and provide extremely important information about the reservoir in an unconventional rock formation. As one of the most important parameters allowing, among others, to characterize the reservoir in terms of rock susceptibility to hydraulic fracturing, elastic properties require the availability of shear wave Vs, which in contrast to compressional wave Vp in the Polish standard is measured rarely. Therefore, in this paper, a multivariate prediction of shear wave velocity was developed with the use of theoretical models known from the literature and modified, based on which we estimate the elastic parameters. Using the obtained results, the elastic parameters were calculated on the basis of which, in the next stage, interdisciplinary characterization of reservoir formation is possible, e.g. in the aspect of assessing the reservoir formation susceptibility to hydraulic fracturing and thus creating technological fractures constituting the migration path for reservoir fluids. Based on different solutions, 5 variants of shear wave velocity were developed in the borehole scale, the results of which were then used to calculate the elastic modules: the Young modulus and the Poisson ratio. Because of the availability of the measured shear wave in each analyzed wellbores, it was possible to verify the results of the estimated variants. Subsequently, for the purpose of spatial characterization of the reservoir, calculated variants of the Young modulus were integrated with the seismic data. The analysis was conducted in Ordovician – Silurian shale formations in the Baltic Basin, at intervals enriched with organic matter.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 7; 441--448
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Charakterystyka parametrów sprężystych określonych na podstawie pomiarów geofizyki otworowej i modelowań teoretycznych w wybranych formacjach w otworach basenu bałtyckiego i wierconych na szelfie
    Characteristics of elastic parameters determined on the basis of well logging measurements and theoretical modeling, in selected formations in boreholes in the Baltic Basin and the Baltic offshore
    Autorzy:
    Bała, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835469.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    gaz z łupków
    parametry sprężyste
    moduł Younga
    współczynnik Poissona
    basen bałtycki
    geofizyka otworowa
    shale gas
    elastic parameters
    Young's modulus
    Poisson’s ratio
    Baltic Basin
    well logging
    Opis:
    W niniejszej pracy zawarto wyniki badań parametrów sprężystych pomierzonych akustyczną sondą dipolową lub obliczonych na podstawie teoretycznych modeli z kilku otworów położonych w basenie bałtyckim i trzech na szelfie. Badania ograniczono do pięciu formacji, poczynając od charakterystycznego poziomu sylurskiego ogniwa mułowców wapnistych z Redy, stanowiącego reper sejsmiczny Sb, a kończąc na kambrze środkowym – poziom Paradoxides paradoxissimus (PP). Zauważono pewne podobieństwa w kształtowaniu się takich parametrów sprężystych jak: prędkości fal podłużnych i poprzecznych, modułów Younga, odkształcenia objętości i postaci – w analizowanych otworach basenu bałtyckiego i odwierconych na szelfie. Otwory te znajdują się w strefie średniej perspektywności dla ropy naftowej i kondensatu oraz dobrej dla gazu ziemnego [14]. Przedstawiona charakterystyka parametrów sprężystych może być wykorzystana w modelowaniach sejsmicznych do badania zmienności poziomów stratygraficznych i wyjaśnienia szeregu problemów pojawiających się przy zintegrowanej interpretacji danych geofizyki otworowej i sejsmicznych pól falowych. Wspomaga również ocenę skał ilastych pod kątem prognozowania zabiegów szczelinowania hydraulicznego i udostępniania węglowodorów ze skał zbiornikowych o niskich przepuszczalnościach. Skały te charakteryzują się zróżnicowaną „kruchością” (brittleness), którą można rozpatrywać w aspekcie składu mineralnego i parametrów sprężystych, takich jak współczynnik Poissona, moduł Younga, moduł odkształcenia objętości, postaci oraz stałe Lamégo.
    The paper shows the results of studies of elastic parameters determined on the basis of well acoustic measurements and theoretically modeled in selected boreholes located in the Baltic Basin and offshore Baltic Sea. The study was limited to five formations, starting from the characteristic level of the Silurian Reda calcareous sandstone Member, which is the seismic Sb benchmark and ending with the Middle Cambrian level Paradoxides Paradoxissimus (PP). It was noted, that there were similarities in the distribution of the elastic parameters, such as the velocity of compressed and shear waves, dynamic Young’s modulus, bulk and shear moduli in analyzed boreholes in the Baltic Basin and those drilled in the shelf. These boreholes are located in a zone of average prospects for oil and condensate and good for natural gas [14]. The presented characteristics of elastic parameters may be used in seismic modeling to study the variability of stratigraphic levels and to clarify a number of problems occurring during the integrated data interpretation of well logs and seismic wave fields. It also supports the evaluation of clay rocks for the prediction of hydraulic fracturing and the production of hydrocarbons from reservoir rocks with low permeability. Sedimentary rocks are differentiated in brittleness, which can be seen in terms of the mineral composition and elastic parameters, such as Poisson’s ratio, Young’s modulus, and bulk and shear moduli as well as Lamé’s constant.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2017, 73, 8; 558-570
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Badanie ciepła radiogenicznego utworów syluru i ordowiku basenu bałtyckiego na podstawie danych geofizyki otworowej i jego relacja z materią organiczną
    Study of radiogenic heat of the Baltic Basin Silurian and Ordovician formations on the basis of well logging data and its relationship to organic matter
    Autorzy:
    Bała, Maria
    Wawrzyniak-Guz, Kamila
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835090.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    ciepło radiogeniczne
    spektrometryczne profilowanie gamma i gamma-gamma
    basen bałtycki
    geofizyka otworowa
    skały macierzyste
    łupki gazonośne
    radiogenic heat
    spectral gamma ray and gamma-gamma logs
    Baltic Basin
    well logging
    source rocks
    gas shale
    Opis:
    W artykule przedstawiono wyniki obliczeń ciepła radiogenicznego (A) wykonanych dla utworów syluru i ordowiku w otworach wiertniczych L-1, K-1, O-2, B-1 i W-1 położonych w basenie bałtyckim. Wykorzystano w tym celu pomiary geofizyki otworowej – spektrometryczne profilowanie gamma (naturalnej promieniotwórczości) oraz pomiary gamma-gamma (profilowanie gęstości objętościowej). Bardzo wysokimi wartościami ciepła radiogenicznego charakteryzowały się osady sylurskich iłowców bitumicznych ogniwa z Jantaru oraz ordowickie ilasto-mułowcowe utwory formacji z Sasina. Są to utwory uznawane za potencjalne sweet spoty z uwagi na podwyższoną zawartość materii organicznej. W obu jednostkach litostratygraficznych zaobserwowano podwyższoną naturalną promieniotwórczość oraz wyraźnie obniżoną gęstość objętościową wywołane obecnością kerogenu. Połączona analiza spektrometrycznego profilowania gamma i profilowania gęstości wykazała, że za wyższą produkcję ciepła radiogenicznego w tych jednostkach odpowiedzialna jest przede wszystkim podwyższona koncentracja uranu. Anomalnie wysokie wartości ciepła radiogenicznego zaznaczały się również w ordowickich iłowcach glaukonitowych formacji ze Słuchowa, w których stwierdzono wyraźny wzrost koncentracji potasu, toru i uranu. Należy zaznaczyć, że utwory czarnych łupków bitumicznych z Jantaru oraz iłowce i mułowce z Sasina charakteryzowały się dużą zmiennością obliczonego parametru A. W prezentowanej pracy przeanalizowano także relacje między obliczonymi wartościami ciepła radiogenicznego a: całkowitym natężeniem promieniowania gamma z pomiaru spektrometrycznego, prędkościami fal podłużnych oraz gęstością objętościową. Zależności określono dla poszczególnych jednostek litostratygraficznych syluru i ordowiku. Podobne relacje ciepła radiogenicznego z profilowaniem gamma zaobserwowano we wszystkich analizowanych otworach z wyjątkiem otworu L-1, w którym sylurskie i ordowickie formacje bogate w kerogen wykazały inną charakterystykę. Zauważono również wyraźne obniżanie się ciepła radiogenicznego ze wzrostem prędkości fal podłużnych. Szczegółowa analiza danych wykazała silne relacje między prędkością a zawartością toru i potasu, które są wskaźnikami minerałów ilastych, oraz zawartością uranu, związanego z obecnością substancji organicznej. Podobny związek pokazujący tendencję obniżania się ciepła radiogenicznego zaobserwowano dla wzrastających wartości gęstości objętościowej analizowanych utworów.
    The paper presents results of computations of the radioactive heat production (A) for the Silurian and Ordovician rocks in the L-1, K-1, O-2, B-1, and W-1 wells located in the Baltic Basin. For this purpose, well logging data – spectral gamma (intensity of the natural radioactivity) and gamma-gamma (bulk density) logs were used. Silurian deposits of the Jantar Bituminous Black Claystone Member and Ordovician deposits of the Sasino Claystone Formation were characterised by very high values of the radiogenic heat. These units are considered as sweet spots due to a high concentration of organic matter. Increased natural radioactivity and significantly reduced bulk densities caused by the presence of kerogen were observed in both lithostratigraphic units. A joint analysis of the spectral gamma ray log and the density logs showed that the increased radiogenic heat production in these formations was mainly caused by a higher concentration of uranium. Abnormally high values of radiogenic heat were also observed in the Ordovician glauconitic claystones of the Słuchowo Formation, where an increase in potassium, thorium, and uranium concentrations was detected. It should be noted that the deposits of the black claystones of the Jantar Member, and the claystones and mudstones of the Sasino Formations were characterised by high variability of the calculated parameter A. The presented article investigated the relationship between the calculated values of radiogenic heat and natural radioactivity, the velocity of longitudinal waves, as well as between bulk density. The relations were determined for the Silurian and Ordovician deposits. Similar relations between the radiogenic heat and the gamma ray log were observed in all wells except the L-1 well, in which Silurian and Ordovician formations rich in kerogen revealed a different characteristic. A significant decrease in radiogenic heat values was observed with the increase in P wave velocity. Detailed data analyses showed strong relationships between velocity and the content of thorium and potassium, which are the indicators of clay minerals, but also the content of uranium, which is associated with the organic matter presence. A similar relation showing a tendency of decreasing radiogenic heat was obtained for increased bulk densities of the formations.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2019, 75, 9; 515-526
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Obliczanie parametrów anizotropii Thomsena w łupkach gazonośnych basenu bałtyckiego na podstawie pomiarów geofizyki otworowej
    Thomsen anisotropy parameters calculation in the Baltic Basin shale gas formations based on the measurement of well logging data, some attempts
    Autorzy:
    Bała, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835147.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    anizotropia własności sprężystych
    prędkości fal P i S
    profilowania akustyczne
    łupkowe formacje gazonośne
    basen bałtycki
    parametry Thomsena
    anisotropy of elastic properties
    P and S velocities
    acoustic log
    shale gas formations
    Baltic Basin
    Thomsen parameter
    Opis:
    Anizotropia oznacza zróżnicowanie, między innymi, parametrów sprężystych w zależności od kierunku, w jakim są one mierzone. Serie anizotropowe mogą tworzyć się w wyniku procesów depozycji oraz naprężeń tektonicznych ściskających i rozciągających. Przy interpretacji danych geofizyki otworowej, w zależności od skali zjawiska, anizotropię możemy rozpatrywać jako makro- lub mikroanizotropię. Makroanizotropia będzie związana z warstwowaniem formacji skalnych, np. łupki ilaste przeławicone wkładkami piaskowca czy mułowca. Mikroanizotropia jest związana z wewnętrzną strukturą, np. frakcyjne ułożenie ziaren o różnej wielkości lub wydłużone w jednym kierunku przestrzenie porowe itp. Problemem anizotropii własności sprężystych skał i jej wpływem na rejestrowane prędkości w profilowaniach akustycznych w otworach zajmowano się na świecie od wielu lat. Teoretyczne modelowania „odpowiedzi” sond akustycznych w skałach piaskowcowo-ilastych zakładają najczęściej uproszczone ośrodki anizotropowe. Najbardziej znane są opisane przez Thomsena [17], parametry anizotropii ε, γ i δ, charakterystyczne dla modelu z heksagonalną symetrią (ang. transverse isotropy – TIV). Zauważono, na podstawie badań laboratoryjnych, że parametry ε, γ przyjmują najczęściej wartości dodatnie, a parametr δ wartości zarówno dodatnie, jak i ujemne. W pracy przedstawiono próby obliczenia parametrów anizotropii własności sprężystych dla utworów ilasto-mułowcowych syluru i ordowiku w kilku otworach leżących w basenie bałtyckim. Zastosowano metodę przedstawioną w publikacji [11]. Metoda ta stworzyła możliwość określenia parametrów ε i γ w przypadku poziomo warstwowanych łupków i prostopadłych do nich otworów. Pomiary geofizyki otworowej, a w szczególności dane rejestrowane akustycznymi sondami dipolowymi umożliwiły określanie prędkości fal podłużnych P i poprzecznych SFast i SSlow oraz obliczanie parametrów Thomsena ε i γ. Uzyskane rezultaty, porównane z otrzymanymi wynikami dla podobnych utworów łupków gazonośnych publikowanymi w literaturze, potwierdziły poprawność metody i podobieństwo zakresu zmienności parametrów ε, γ [vide 17, 20, 22].
    Anisotropy occurs in rocks and strongly affects their elastic properties. It means the differentiation of physical parameters depending on the direction in which these parameters are measured. Anisotropic series can be formed as a result of deposition processes and tectonic compressive and tensile stresses. In the interpretation of well logging data, depending on the scale of the phenomenon, anisotropy can be considered as macro- or micro-anisotropy. The macro-anisotropy will be associated with the thin-layer beds of rock formations, e.g. clay shales laminated with layers of sandstone or siltstone. The micro-anisotropy is related to the internal structure, e.g. fractional distribution of grains of different sizes or pore spaces elongated in one direction, etc. The problem of rock anisotropy and its effect on recorded velocities in acoustic log in boreholes, has been studied for many years globally. Theoretical modeling of the “response” of acoustic tools in sandstone and clay rocks usually assumes simplified anisotropic media. The best-known ones are described by Thomsen [17], anisotropy parameters ε, γ and δ characteristic for the model with hexagonal symmetry (transverse isotropy – TIV). It was noticed, on the basis of laboratory tests, that parameters ε, γ usually take positive values and parameter δ both positive and negative values. The paper presents the attempts to calculate the parameters of elastic anisotropy, for the Silurian and Ordovician clayey silty deposits in several boreholes located in the Baltic basin. The method presented in publication [11] has been applied. This method has created the possibility to determine the parameters ε and γ for horizontally layered shales and perpendicular boreholes to them. The measurements of well logging, and in particular the data recorded with acoustic dipole probes, made it possible to determine the velocity of the longitudinal P and transverse waves of SFast and SSlow and to calculate the Thomsen ε and γ parameters. The obtained results, compared with the results for similar gas-bearing shale, published in the literature, confirmed the correctness of the method and the similarity of the variability range of ε, γ parameters. [vide 17, 20, 22].
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 11; 796-801
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-13 z 13

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies