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 "basen naftowy" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-5 z 5
    Tytuł:
    Geneza i ewolucja polskiego basenu czerwonego spągowca
    Autorzy:
    Karnkowski, P. H.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1204877.pdf
    Data publikacji:
    1999
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    polski basen
    czerwony spągowiec
    analiza basenów sedymentacyjnych
    stratygrafia
    paleogeografia
    system naftowy
    Polish Basin
    Rotliegend
    basin analysis
    stratigraphy
    palaeogeography
    petroleum play
    Opis:
    Polski basen czerwonego spągowca (PBCS) jest częścią wielkiego basenu sedymentacyjnego zwanego południowym basenem permskim, leżącym w zachodniej i centralnej Europie. Historia rozwoju polskiego basenu czerwonego spągowca rozpoczęła się na przełomie karbonu i permu. Jednak w jego rozwoju można odnaleźć pewne elementy zakorzenione w już przedpermskim paleozoiku. Rozwój sedymentacji w polskim basenie czerwonego spągowca był kontrolowany głównie przez tektonikę i klimat. Wyraźna zmiana klimatyczna, z warunków wilgotnych na suche, nastąpiła dopiero w górnym czerwonym spągowcu (i to nie w jego najniższej części). Ruchy tektoniczne zaznaczały się natomiast poprzez tworzenie miąższych kompleksów zlepieńców. Takie spojrzenie na opracowywaną sukcesję osadów czerwonego spągowca umożliwiło wyróżnienie kilku sekwencji. Ewolucja polskiego basenu czerwonego spągowca nie skończyła się wraz z transgresją cechsztyńską. Wypełnienie PBCS podlegało dalszej ewolucji związanej z rozwojem polskiego basenu permsko-mezozoicznego. Aby móc śledzić ewolucję wypełnienia PBCS wykonano dla tego obszaru analizę historii pogrążania i analizę historii termicznej. Historia subsydencji basenu polskiego na omawianym obszarze pokazuje, że okres późnego permu i triasu były główna fazę ryftowania, a późniejszy rozwój basenu wynika głównie z relaksacji termicznej. Analizując historię termiczną basenu polskiego widać, że w czerwonym spągowcu występowały tam wielkie anomalie geotermiczne. Anomalie te charakteryzowały się wysoką wartością strumienia cieplnego (100-150 mWm-2) w czasie późnego permu i triasu. Tak wysokie wartości odpowiadają przeważnie synryftowemu etapowi rozwoju basenu. W czasie późnego triasu i jury wystąpiło pewne schłodzenie pola cieplnego, ale punktem zwrotnym w historii termicznej basenu polskiego było pogranicze jury i kredy, kiedy południowo-zachodnia część omawianego basenu została znacznie wyniesiona i zerodowana. Wtedy to wartość powierzchniowego strumienia cieplnego w południowo-zachodniej Polsce istotnie zmalała, a wyraźne cechy termiczne poprzedniej epoki zostały zatarte. Występowanie złóż gazu w osadach czerwonego spągowca ograniczone jest do najwyższej części sekwencji osadowej. Skład gazu ziemnego wykazuje niekiedy znaczne zaazotowanie oraz istotne wzbogacenie w hel. Najwyższe koncentracje helu w gazie ziemnym, tak pod względem objętościowym jak i ilościowym, są zlokalizowane w tym samym miejscu, co permsko-jurajska wysoka anomalia geotermiczna i jednocześnie tutaj najpłycej występuje powierzchnia Moho w Polsce. Wyniki analizy historii pogrążenia i historii termicznej analizowanej części basenu polskiego, jak również konfiguracja powierzchni Moho i związane z nią anomalie paleogeotermiczne oraz wysokie koncentracje helu wskazują na asymetryczny model budowy basenu. Strefa wysokich anomalii paleogeotermicznych, rozciągająca się od obszaru między Wrocławiem i Poznaniem i dalej na zachód, była zapewne głównym obszarem ryftowania. Pierwszym etapem rozwoju polskiego basenu ryftowego był wulkanizm, a następnie sedymentacja w czasie czerwonego spągowca.
    Źródło:
    Polish Geological Institute Special Papers; 1999, 3; 1-93
    1507-9791
    Pojawia się w:
    Polish Geological Institute Special Papers
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    System naftowy karbon–czerwony spągowiec w niemiecko-holenderskiej części basenu – implikacje dla poszukiwań złóż gazu ziemnego w polskiej części basenu czerwonego spągowca
    The Carboniferous-Rotliegend petroleum system in the German-Dutch part of the basin – implications for natural gas exploration in the Polish part of the Rotliegend basin
    Autorzy:
    Botor, D.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2062882.pdf
    Data publikacji:
    2012
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    system naftowy
    czerwony spągowiec
    karbon
    basen południowopermski
    petroleum system
    Rotliegend
    Carboniferous
    Southern Permian Basin
    Opis:
    System naftowy karbon–czerwony spągowiec w niemiecko-holenderskiej części basenu wykazuje szereg podobieństw i różnic w stosunku do polskiej części basenu. Głębokości występowania złóż gazu w niemiecko-holenderskiej części basenu są większe (1000–5300 m) niż w polskiej (1000–3700 m) i do 4000 m w strefach gazu zamkniętego (tight gas). Gazy wykazują duże zróżnicowanie składu chemicznego, jak i parametrów fizycznych. Średnia zawartość metanu w niemiecko-holenderskiej części basenu waha się w przedziale 30–95%, rosnąc szybko w kierunku zachodnim, natomiast w polskiej części basenu wynosi od około kilkunastu do około 90%, wykazując jednak duże zróżnicowanie w poszczególnych strefach. Gazy zakumulowane głównie w czerwonym spągowcu były wygenerowane przez skały macierzyste karbonu górnego (głównie pokłady westfalskich węgli kamiennych) w niemiecko-holenderskiej części basenu, a podrzędnie jedynie przez dolnokarbońskie skały. Basen niemiecko-holenderski był rozcięty przez liczne mezozoiczne uskoki, które przyczyniły się do powstania szeregu zrębów i rowów tektonicznych. Spowodowało to w efekcie zróżnicowanie głębokości pogrążenia i czasu występowania procesów generowania, migracji i akumulacji gazu, oraz zróżnicowanie szeregu pokarbońskich skał zbiornikowych i uszczelniających. Procesy generowania migracji i akumulacji gazów przebiegały wieloetapowo: od późnego karbonu aż do neogenu włącznie.
    Carboniferous-Rotliegend Petroleum System in the German-Dutch part of the South Permian basin shows a number of similarities and differences in relation to the Polish part of the basin. Depth of occurrence of gas deposits in the German-Dutch part of the basin are larger (~1000–5300 m) than in Poland (~1000–3700 m) with the maximum of up to 4000 m in the tight gas zone. Gases show significant variation of chemical composition and physical parameters. The average methane content in the German-Dutch part of the basin ranges from 30 to 95% rising rapidly towards the west, whilst in the Polish part, the average methane content varies significantly in different areas of the basin (from several up to 90%). Gases that accumulated mainly in the Rotliegend, were generated predominantly by Westphalian source rocks (bituminous coals) in the German-Dutch part of the basin, and only subordinately by Lower Carboniferous source rocks. German-Dutch basin was dissected by numerous Mesozoic faults, associated with horsts, grabens, and platforms. It contributed to the differentiation of burial depth and timing of the generation processes, to the migration and accumulation of gas, and to the diversification of a number of post-Carboniferous reservoir rocks and seals. The processes of gas generation, migration and accumulation included several stages: from Late Carboniferous through Neogene.
    Źródło:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego; 2012, 448 (1); 159--167
    0867-6143
    Pojawia się w:
    Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Krytyczne elementy systemów naftowych w basenach sedymentacyjnych Polski
    Critical elements of petroleum systems in the sedimentary basins in Poland
    Autorzy:
    Karnkowski, P. H.
    Matyasik, I.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2075523.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    system naftowy
    basen sedymentacyjny
    Polska
    petroleum system
    sedimentary basin
    Polska
    Opis:
    Progress in geological, geophysical and drilling sciences during the past 30 years has introduced to hydrocarbon exploration the concept of petroleum system, understood as an analysis of the factors necessary forformation and preservation of oil and natural gas deposits. Thefinal evaluation ofpetroleum system is the product of allfactors involved in the formation of hydrocarbon accumulations, which must be preserved proper chronology of events in the geological space. Such interdependences build often synergistic or antagonistic configurations. These configurations are called critical elements of the petroleum system. Reliable and comprehensive analysis of critical elements ofpetroleum system in sedimentary basins in Poland lets identify potential new areas of hydrocarbon exploration. In this context, a particularly promising area is the petroleum system of the Pita Claystone Formation (central part of the Polish Rotliegend Basin) and deep “Carpathians” with their palaeo-mesozoic basement and deeper part of the Carpathian Foredeep.
    Źródło:
    Przegląd Geologiczny; 2016, 64, 9; 639--649
    0033-2151
    Pojawia się w:
    Przegląd Geologiczny
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Stratigraphic distribution of hydrocarbon accumulations and charging history of reservoirs based on thermal evolution of petroleum source rocks within the southern border area of the Dnieper-Donets Basin
    Stratygraficzna charakterystyka akumulacji weglowodorowych oraz historia napełniania pułapek złożowych na podstawie ewolucji termicznej skał macierzystych w obrębie południowej granicy basenu dnieprowsko-donieckiego
    Autorzy:
    Karpenko, I.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2075665.pdf
    Data publikacji:
    2017
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    Dnieper-Donets Basin
    rift
    graben
    source rocks
    petroleum system
    thermal maturity
    burial history
    hydrocarbons generation and accumulation
    macerals
    basen dnieprowsko-doniecki
    ryft
    rów tektoniczny
    skały macierzyste
    system naftowy
    geneza i dojrzałość termiczna
    generacja i akumulacja węglowodorów
    macerały
    Opis:
    Kompleksowe badania systemu naftowego dostarczają prognoz i danych wejściowych do oceny ryzyka w celu ewaluacji nierozpoznanych wierceniami złóż w basenie dnieprowsko-donieckim (BDD), związanych ze strukturami solnymi lub występujących na znacznych głębokościach (5-7 km). Badania systemu naftowego dla zrozumienia mechanizmu i historii napełniania pułapek oraz geochronologii zdarzeń (czynnik czasu) wymagało zintegrowanych badań elementów systemu naftowego: występowania złóż ropy i gazu oraz ich wstępnych zasobów, rozprzestrzenienia skał macierzystych, ich właściwości oraz dojrzałości termicznej. Jednowymiarowe modelowanie historii pogrzebania dla otworów wiertniczych z BDD, skorelowane z danymi na temat refleksyjności witrynitu, dało informacje na temat rozkładu strumienia cieplnego w czasie jego ewolucji. Dwuwymiarowe modele systemu naftowego pozwoliły poznać wiek procesów generowania węglowodorów, typy migracji i historię napełniania znanych pułapek, jak również dostarczyły prognoz na temat złóż nierozpoznanych wierceniami. Generacja węglowodorów z każdego źródła następowała w krótkich okresach czasu z powodu szybkiego tempa pogrążania. Możliwość zachowania się złóż była zależna od wzrostu wysadów oraz migracji struktur solnych. Głębokie i bardzo głębokie pułapki w przyosiowej części basenu, które nie zostały naruszone wskutek wzrastających wysadów solnych w permie, są wypełnione złożami gazu po dzień dzisiejszy. Natomiast pułapki związane z wysadami solnymi w obrębie przyosiowych stref basenu były wypełniane węglowodorami tylko w osadach nie starszych niż śrokowokarbońskie, ponieważ starsze skały macierzyste wyczerpały już swój potencjał węglowodorowy do tego czasu.
    Źródło:
    Przegląd Geologiczny; 2017, 65, 8; 516--525
    0033-2151
    Pojawia się w:
    Przegląd Geologiczny
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Filtration of compressible viscous-plastic oil in a porous medium
    Filtracja ściśliwego oleju lepkoplastycznego w medium porowatym
    Autorzy:
    Dadash-Zade, Mirza A.
    Aliyev, Inglab N.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31343897.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    deep-seated oil fields
    compressibility
    oil basin
    reservoir
    physical properties
    chemical properties
    oil
    porosity
    permeability
    głęboko zalegające złoża ropy
    ściśliwość
    basen naftowy
    zbiornik
    właściwości fizyczne
    właściwości chemiczne
    ropa
    porowatość
    przepuszczalność
    Opis:
    Numerous laboratory studies have shown that the change in physical and chemical properties and the geological conditions of the occurrence of hydrocarbons depend on depth. It should be noted that the change in oil properties with depth and the identification of the properties of such oils are poorly understood. In this research work, an attempt is made to study the filtration properties of anomalous oils, taking into account compressibility in reservoir conditions. The work carried out shows that the density, dynamic viscosity and the content of resins, sulfur, paraffin and asphaltene of different oil reservoirs are mainly depth dependent. The filtration characteristics of such oils that manifest themselves at a given pressure have been established. The results of modeling the filtration processes leading to the emergence of zones of increased oil compressibility, forming deep hydrocarbon fields, were used to discuss the regularities obtained. This makes it possible to determine filtration characteristics of anomalous liquid, taking into account the compressibility, which determine their higher quality indicators. The analysis shows that in the development of oil fields with anomalous properties of hydrocarbons, when recalculating the volumetric flow rate of individual wells in reservoir conditions it is necessary to use the value of the volumetric oil coefficient, taking into account its non-Newtonian properties. This technique will enable future works to study the effect of hydrodynamic imperfection of wells and the effect of formation permeability violation in their bottomhole zone on the reservoir pressure redistribution characteristics and well test results.
    Liczne badania laboratoryjne wykazały, że zmiana właściwości fizycznych i chemicznych oraz warunki geologiczne występowania węglowodorów zależą od głębokości usytuowania akumulacji. Należy zauważyć, że charakter zmiany właściwości ropy naftowej wraz z głębokością jest słabo rozpoznany. W niniejszej pracy podjęto próbę zbadania właściwości filtracyjnych rop anomalnych, biorąc pod uwagę ściśliwość w warunkach złożowych. Przeprowadzone prace wykazały, że gęstość, lepkość dynamiczna oraz zawartość żywic, siarki, parafiny i asfaltenów w różnych złożach ropy naftowej zależą głównie od głębokości. Określono właściwości filtracyjne tych rop, ujawniające się przy określonym ciśnieniu. Do omówienia uzyskanych prawidłowości wykorzystano wyniki modelowania procesów filtracji, prowadzących do powstania stref o zwiększonej ściśliwości ropy w głębokich złożach węglowodorów. Pozwala to na ustalenie charakterystyki filtracyjnej cieczy anomalnej z uwzględnieniem ściśliwości, które determinują ich wyższe wskaźniki jakościowe. Analiza pokazuje, że przy zagospodarowaniu złóż ropy naftowej o anomalnych właściwościach, przy przeliczaniu objętościowego natężenia przepływu poszczególnych odwiertów w warunkach złożowych, konieczne jest wykorzystanie wartości współczynnika objętościowego ropy, z uwzględnieniem jego właściwości nienewtonowskich. Technika ta umożliwia w przyszłych pracach badanie wpływu niedoskonałości hydrodynamicznej odwiertów i wpływu naruszenia przepuszczalności formacji w strefie przyodwiertowej na cechy redystrybucji ciśnienia złożowego, jak również na wyniki opróbowania odwiertów.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2023, 79, 6; 406-411
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-5 z 5

      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