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 "gas basin" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 24
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:
The occurrence and characteristics of reservoir waters from the Silesian segment of the Rotliegend Basin (SW Poland)
Autorzy:
Machowski, W.
Papiernik, B.
Machowski, G.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/191780.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Geologiczne
Tematy:
Rotliegend Basin
Permian
gas accumulations
hydrodynamic conditions
rNa\rCl coefficient
Opis:
The paper considers the potential for new discoveries of gas accumulations in the Rotliegend Basin on the basis of the analysis of reservoir and hydrochemical tests and the results of reservoir simulations. Several reservoir simulations carried out in the study area (history of production and history matching) demonstrate the regional migration of reservoir waters. The integration of the simulations with mathematical calculations (in consistency with Hubbert’s theory) and with hydrochemical results permits recognition of the regional hydrody- namics and the potential localization of gas fields. In an analysis of the current hydrodynamic and hydrochemical conditions of reservoir waters in the Rotliegend (Lower Permian) strata, attention was focused on part of the sedi- mentary Rotliegend Basin, located south of the Wolsztyn-Pogorzela High, utilizing materials available from drilling and noting the differences between this area and the northern sub-basin. The current hydrogeological conditions and the dynamics of fluid transfer in the Rotliegend Basin are an effect of structural rearrangement during the Laramide orogeny. The basin hypsometry, resulting from the Laramide movements, became the decisive factor that controlled the filtration of groundwater. The recent hydrodynamic characteristics of migrating reservoir waters are reflected in the P-T (fluid pressure and temperature gradient) distribution pattern. Hence, the analysis of this distribution may reveal reactions that have taken place over time. It must be emphasized that clusters of gas fields are located in the zones occupied by stagnant groundwater (rNa/rCl<0.75) under hydrostatic (or slightly higher) pressure.
Źródło:
Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2014, 84, 2; 167-180
0208-9068
Pojawia się w:
Annales Societatis Geologorum Poloniae
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
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
Tytuł:
Studium petrologiczno-mineralogiczno-geochemiczne skał w profilu dolomitu głównego w otworze Mo-1
A petrological, mineralogical and geochemical study of the Main Dolomite in the Mo-1 borehole
Autorzy:
Jarmołowicz-Szulc, Katarzyna
Kozłowska, Aleksandra
Kuberska, Marta
Matyasik, Irena
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2076008.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
inkluzje fluidalne
węglowodór
zbiornik oleju
zbiornik gazu
fluid inclusions
hydrocarbon
oil basin
gas basin
Opis:
Rocks from the Mo-1 well from the Barnówko-Mostno-Buszewo (BMB) oil and gas field have been studied aiming at constructive results for application in exploration for oil and gas. The study focuses on carbonate deposits from the Main Dolomite horizon, commonly diagenetically altered, where the pore space has been filled by dolomite and anhydrite. Standard petrological analysis was conducted, wide fluid inclusion analyses performed and geochemical character of bitumen determined. Based on microscopic fluorescence studies, three types of fluid inclusions have been distinguished in the vertical column of the well: one-phase non-fluorescent (methane), two-phase non-fluorescent (brine), and two-phase fluorescent inclusions (oil). These three types, further studied microthermometrically, display characteristics of fluid fillings present in the basin and closed as the inclusions in minerals.
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2020, 68, 10; 780--792
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
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:
Phenomena at interface of saline aquifer and claystone caprock under conditions of CO2 storage
Autorzy:
Labus, K.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/191188.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Geologiczne
Tematy:
aquifer CO2 sequestration
gas–rock–water interactions
caprock reactivity
geochemical modelling
Upper Silesian Coal Basin
Opis:
When modelling the impact of the hydrogeochemical processes of CO2 sequestration on the contact zone of a saline sandstone aquifer and a claystone caprock in the Upper Silesian Coal Basin, small decreases in porosity were noted, visible mainly in the aquifer rocks. They were due to the degradation of kaolinite, albite and muscovite, and the recrystallization of K-feldspar and quartz. The porosity of the caprock remained almost unchanged, which was to the advantage of the integrity of the repository. In major parts of the aquifer and caprock zone, the mineral trapping of CO2 has beneficial effects, but at the interface of the aquifer and the insulating layer, in the basal part of the caprock, a release of carbon dioxide may occur temporarily, associated with the dissolution of calcite.
Źródło:
Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2012, 82, 3; 255--262
0208-9068
Pojawia się w:
Annales Societatis Geologorum Poloniae
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Permian Basin as a main exploration target in Poland
Autorzy:
Karnkowski, P. H.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2066015.pdf
Data publikacji:
2007
Wydawca:
Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
polskie zagłębie permiańskie
pola naftowe i gazowe
ropa naftowa
Polish Permian Basin
oil and gas fields
petroleum play
Opis:
The Polish Permian Basin (PPB) is a part of the Southern Permian Basin in theWestern and the Central Europe. Results of burial and thermal analyses as well as a configuration of the Moho surface of the Polish Basin suggest the asymmetrical basin model. History of the Polish Basin reveals that the Late Permian and the Early Triassic periods represent the main rifting phase and its later development resulted from thermal relaxation. During the Late Triassic and the Jurassic time some cooling of rift heat field took place, but the turning point in thermal evolution of the Polish Basin was at the Jurassic/Cretaceous boundary when the south-western part of the Polish Basin was uplifted and intensively eroded. The knowledge on the Permian Basin in Poland is chiefly connected with petroleum exploration. The gas fields are located mainly in the Rotliegend reservoirs. The Zechstein deposits, overlying the Rotliegend, are also in the area of economic interest: hydrocarbons occurring in carbonate deposits of the Werra (Zechstein Limestone - Ca1 ) and Stassfurt (Main Dolomite - Ca2) cyclothems. Several tens gas fields have been hitherto discovered within the Rotliegend sandstones and the Zechstein limestones. Reservoirs are the clastic, terrestrial deposits of the Lower Permian and calcareous, biogenic carbonates of the Zechstein. Evaporates, mainly salts of the Werra cyclothem, are the regional sealing for the mentioned reservoirs. Natural gas accumulated in the Rotliegend sandstones and the Zechstein limestones is of the same origin: it was generated from organic matter occurred in the Carboniferous rocks and it migrated to higher places where it became concentrated within favourable structural or lithofacies conditions. High nitrogen content in the natural gas from the Polish Permian Basin is explained that nitrogen is generated from an organic matter within a sedimentary basin at higher temperatures than methane. Location of high helium concentration corresponds to the area of highest heat flow during the Late Permian, Triassic and Jurassic times, evidencing the Late Permian-Early Mesozoic rifting process. Numerous oil gas fields discovered in the Main Dolomite (Ca2) unit constitute it as one of the most important exploration target in the Polish Basin. It composes the closed hydrodynamic system sealed from the top and the bottom by evaporates. Both the source rocks and reservoirs are characteristic for this unit. Influence of the burial and thermal history of the Polish Basin on a petroleum play generation within the Main Dolomite unit is clearly visible. The previous and the present petroleum discoveries in the Polish Permian Basin, comparing to the other petroleum provinces in Poland, indicate it as a main exploration target.
Źródło:
Przegląd Geologiczny; 2007, 55, 12/1; 1003-1015
0033-2151
Pojawia się w:
Przegląd Geologiczny
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Organic geochemistry of Upper Carboniferous bituminous coals and clastic sediments from the Lublin Coal Basin (Poland)
Autorzy:
Karger, M.
Gazda, L.
Grafka, O.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/139223.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
Lublin Coal Basin
bituminous coal
gas chromatography-mass spectrometry
biomarkers
terrigenous organic matter
Lubelskie Zagłębie Węglowe
chromatografia gazowa ze spektrometrią mas
biomarkery
materia organiczna
Opis:
Bituminous coals and clastic rocks from the Lublin Formation (Pennsylvanian, Westphalian B) were subjected to detailed biomarker and Rock-Eval analyses. The investigation of aliphatic and aromatic fractions and Rock-Eval Tmax suggests that the Carboniferous deposits attained relatively low levels of thermal maturity, at the end of the microbial processes/initial phase of the oil window. Somewhat higher values of maturity in the clastic sediments were caused by postdiagenetic biodegradation of organic matter. The dominance of the odd carbon-numbered n-alkanes in the range n-C25 to n-C31 , high concentrations of moretanes and a predominance of C28 and C29 steranes are indicative of a terrigenous origin of the organic matter in the study material. This is supported by the presence of eudesmane, bisabolane, dihydro-ar-curcumene and cadalene, found mainly in the coal samples. In addition, tri- and tetracyclic diterpanes, e. g. 16β(H)-kaurane, 16β(H)-phyllocladane, 16α(H)-kaurane and norisopimarane, were identified, suggesting an admixture of conifer ancestors among the deposited higher plants. Parameters Pr/n-C17and Rdit in the coal samples show deposition of organic matter from peat swamp environments, with the water levels varying from high (water-logged swamp) to very low (ephemeral swamp). Clastic deposits were accumulated in a flood plain environment with local small ponds/lakes. In pond/lake sediments, apart from the dominant terrigenous organic matter, research also revealed a certain quantity of algal matter, indicated, i.a., by the presence of tricyclic triterpanes C28 and C29 and elevated concentrations of steranes. The Paq parameter can prove to be a useful tool in the identification of organic matter, but the processes of organic matter biodegradation observed in clastic rocks most likely influence the value of the parameter, at the same time lowering the interpretation potential of these compounds. The value of Pr/Ph varies from 0.93 to 5.24 and from 3.49 to 22.57 in the clastic sediments and coals respectively. The microbial degradation of organic matter in both type of rocks and during early stages of diagenesis is confirmed by a high concentration of hopanes, the presence of drimane homologues, bicyclic alkanes and benzohopanes. Moreover, bacteria could also have been connected with the primary input of organic matter, which is shown by the presence of e.g. C30 neohop-13(18)-ene.
Źródło:
Acta Geologica Polonica; 2013, 63, 3; 425-442
0001-5709
Pojawia się w:
Acta Geologica Polonica
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
Tytuł:
Nowoczesne technologie wiercenia kierunkowego wykorzystane przy wierceniu intersekcyjnego układu otworów
Modern technologies of directional drilling used in drilling well doublets in intersection system
Autorzy:
Ćwik, Maciej
Adamiak, Jacek
Kępiński, Michał
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143565.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wiercenia kierunkowe
aktywne namierzanie magnetyczne
złoża niekonwencjonalne
gaz zamknięty
metan z pokładów węgla
Górnośląskie Zagłębie Węglowe
directional drilling
active magnetic ranging
unconventional resources
tight gas
Coalbed Methane (CBM)
Upper Silesian Coal Basin
Opis:
Artykuł dotyczy wykorzystania technologii wiercenia otworów kierunkowych – tzw. intersekcyjnych, które Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA wykonało w ramach prac badawczych prowadzonych w latach 2016–2021. Projekt miał na celu wykorzystanie nowoczesnych technologii w próbach rozpoznania złóż niekonwencjonalnych – formacji węglowych o niskiej przepuszczalności i niskim ciśnieniu złożowym, otworami wierconymi z powierzchni na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Przedstawiono zasadę gromadzenia się gazu w węglu (zjawisko adsorpcji opisywane modelem Langmuira) oraz sposób eksploatacji przez odwrócenie tego zjawiska i doprowadzenie do desorpcji przy wykorzystaniu odwadniania górotworu przez pompę zamontowaną w otworze pionowym poniżej intersekcji z otworem poziomym (horyzontalnym). Wyjaśniono celowość wiercenia otworu z odcinkiem horyzontalnym jako sposób zwiększenia strefy drenażu formacji produktywnej. W artykule zwrócono uwagę na zagadnienia związane z mechaniką górotworu, a dokładnie z określeniem kierunków naprężeń jako kluczowego parametru przy ustalaniu trajektorii otworów, które mają podlegać szczelinowaniu hydraulicznemu. Orientacja otworu prostopadle do kierunku maksymalnych naprężeń SHmax pozwala osiągać maksymalną wielkość stymulowanej strefy przyodwiertowej podczas zabiegu intensyfikacyjnego. Kluczowym fragmentem artykułu jest opis prac związanych z projektowaniem, a następnie wykonaniem systemu przecinających się (intersekcyjnych) otworów kierunkowych. Pionierskość omawianego projektu polegała zarówno na zastosowaniu technologii namierzania magnetycznego (ang. active magnetic rangening), jak i na wierceniu systemu otworów z jednego „placu” w sąsiedztwie dodatkowego otworu (również intersekcyjnego z otworem pionowym). Wykorzystane technologie wiercenia RSS (ang. rotary steerable system) pozwoliły na zrealizowanie zaprojektowanych trajektorii otworów i trafienie narzędziem o średnicy 6 cali w rurę z włókna szklanego o średnicy 7 cali na głębokości około 850 metrów. We wnioskach autorzy podkreślają innowacyjność wykonanych prac, zarówno w skali firmy, kraju, jak i światowej. Podają również przykłady zastosowania wykorzystanych technologii. Wart podkreślenia jest fakt, że wykonalność zaprojektowanych prac badawczych została potwierdzona w zastosowaniu przemysłowym.
The article examines the use of directional and intersection drilling technology applied by Polish Oil and Gas Company (PGNiG) as part of research work carried out between 2016 and 2021. The project was aimed at using advanced technologies in assessment of prospectivity of unconventional reservoirs – coal formations with low permeability and low pore pressure with wells drilled from the surface in the Upper Silesian Coal Basin. Firstly, the mechanism of gas accumulation in coal was described (the adsorption phenomenon defined by the Langmuir model), followed by the method of exploitation by desorption using a pump installed in a vertical well below the intersection with a horizontal section. Finally, the expediency of drilling a well with a horizontal section as a way to increase the drainage zone of a productive formation was explained. The article draws attention to the issues related to the geomechanics, and more precisely to the determination of the stress azimuth as a key parameter in determining the optimal trajectory of the wells to be subjected to hydraulic fracturing. The findings suggest that the orientation of the well perpendicular to the direction of the maximum stresses SHmax allows to achieve the maximum stimulated rock volume during the intensification treatment. The key fragment of the paper describes the work related to the design and execution of a system of intersecting directional wells. The pioneering character of the discussed project consisted in both using active magnetic ranging technology and drilling a set of wells from one location. The RSS (rotary sterable system) drilling technology allowed for the execution of the designed well trajectories and for hitting a 7-inch diameter fiberglass pipe at a depth of about 850 meters with a 6-inch diameter tool. The conclusions emphasize the innovativeness of the performed work on the local (company), national and global scale. Examples of the application of the used technologies are also provided. It is worth highlighting that the feasibility of the designed research work has been confirmed in industrial application.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 9; 587-592
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
New steps in finding the potential prospects for unconventional gas reservoirs in Transylvanian Basin (Romania)
Nowe podejście do poszukiwań potencjalnych niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego w Basenie Transylwanii w Rumunii
Autorzy:
Stefanescu, D. P.
Piteiu, M. A.
Vlasin, I.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/299102.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
Tematy:
Basen Transylwanii
niekonwencjonalne złoża gazu
gaz uwięziony w skale
centrum głębokiego basenu
poszukiwania
Transylvanian Basin
unconventional gas reservoirs
tight gas
Deep Basin Center
prospects
Opis:
The present paper is considered a result of the Romgaz managerial team preoccupation for identifying unconventional gas resources and reserves in Transylvanian Basin and is also designed as a continuation of our last year assessments, In this respect was initiated a complex project in which we were involved. Because the recent studies have proved an insufficient maturity degree of the organic matter in Transylvanian Basin, so in this stage we can not speak about "shale gas", only "tight gas" category has been approached. The methodology applied in our study preparation included more steps which are briefly presented in the paper. After the inventory of our whole data base, with all the productive fields and also the areas between them, we performed a filtering of the collected data and information, focusing mainly on the new zones, inside the known structures and also on the isolated wells, located between fields. The main selection criterions were the Badenian formations, with low permeability and porosity, based on the cores analyses, located deeper at more than 2000 m, and tested with low gas flow rates. gas shows or even no flow (dry tests). For each selected packages and the individual isolated wells, we estimated the petrophysical parameters (porosity, gas saturation), geometrical ones in terms of area and net pay and energetical (the volume factor), in order to go further to computing the initial geological resources by volumetric method. Due to the uncertainty of each parameters involved, beside the computation in deterministic way, was applied the statistical method by Monte Carlo simulation, taking into account the minimum and maximum values of the parameters. The conclusions derived from our estimations, allowed to define a play associated with the deep zone of Basin "Deep Basin Center" and to propose few prospects, based on the most attractive selection criterions, in terms of volumes, net pay, cores and logs, 3D seismic, etc. As a result of our assessment, we hope to be implemented in the near future a pilot project.
W artykule przeanalizowano wyniki badań ekipy menedżerskiej Romgazu nad określeniem niekonwencjonalnych złóż i zasobów gazu ziemnego w Basenie Transylwanii. Jednocześnie jest to kontynuacja ubiegłorocznych obliczeń szacunkowych. W ten sposób też został zainicjowany złożony projekt nad którym obecnie pracują autorzy pracy. Dotychczasowe badania wykazały niewystarczający stopień dojrzałości materii organicznej na terenie Basenu Transylwanii, dlatego na tym etapie trudno mówić o "gazie łupkowym", można jedynie o gazie uwięzionym w skale. Metodologia zastosowana w pracy została powiększona o kolejne etapy, które opisano w artykule. Po przeanalizowaniu bazy danych, wszystkich produktywnych złóż i obszarów pomiędzy nimi, zgromadzone dane i informacje przefiltrowano koncentrując się jedynie na nowych strefach, wewnątrz znanych struktur oraz na pojedynczych otworach w strefie między złożami. Głównie, na podstawie analizy rdzeni pobranych z głębokości z ponad 2000 m oraz badań gazu o małych prędkościach lub praktycznie zerowych przepływach (suche testy) wybrano badeńskie formacje o niskiej przepuszczalności i porowatości. Dla wybranych pakietów i pojedynczych, wyizolowanych otworów oszacowano parametry petrofizyczne (porowatość, nasycenie gazem), geometryczne pod kątem powierzchni i wydajności oraz energetyczne (współczynnik objętości), w celu dalszego obliczenia zasobów początkowych z wykorzystaniem metody objętościowej. Ze względu na niepewny charakter każdego z parametrów, poza deterministycznymi obliczeniami komputerowymi zastosowano statystyczną metodę Monte Carlo, uwzględniającą wartości minimalne i maksymalne parametrów. Z przeprowadzonych badań wynika możliwość określenia gry związanej z głęboką strefą Basenu, tj. "Głębokie Centrum Basenu" i zaproponowania kilku potencjalnych rozwiązań na podstawie najbardziej korzystnych kryteriów, np. objętości, opłacalności, rdzeni i profili, seismiki 3D. Opierając się na przeprowadzonych szacunkach mamy nadzieję wdrożyć projekt pilotażowy w niedalekiej przyszłości.
Źródło:
AGH Drilling, Oil, Gas; 2012, 29, 1; 285-292
2299-4157
2300-7052
Pojawia się w:
AGH Drilling, Oil, Gas
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:
Is the research of deep-seated geological structures useful from practical point of view?
Autorzy:
Jankowski, Jerzy
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/703640.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Czytelnia Czasopism PAN
Tematy:
pure and applied geophysics
sedimentary basin
deep natural gas
Opis:
Similarities and differences between basic and application-oriented research in geophysics are discussed. Particular attention is drawn to the fact that some results of basic research may turn out to be useful from practical point of view. This is illustrated by the example of the lithosphere investigations in Poland. Poland is a site of two huge sedimentary basins, the Polish Basin and the Carpathians. Surveys of the lower parts of these basins, as performed with two methods, explosive seismology and electromagnetic sounding, revealed the presence of porous rocks, which may suggest their reservoir-like nature.
Źródło:
Nauka; 2009, 4
1231-8515
Pojawia się w:
Nauka
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Historia eksploatacji węgla kamiennego w rejonie dawnej kopalni „Wacław” w Ludwikowicach Kłodzkich na Dolnym Śląsku
Coal mining history of old mine “Wacław” in Ludwikowice Kłodzkie in Lower Silesia
Autorzy:
Borzęcki, R.
Bodlak, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/122189.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Politechnika Wrocławska. Wydział Geoinżynierii, Górnictwa i Geologii. Instytut Górnictwa
Tematy:
noworudzkie zagłębie węglowe
kopalnia Wacław
wyrzuty gazów i skał
Ludwikowice Kłodzkie
Jugów
Pniaki
Nowa Ruda coal basin
Wacław mine
outbursts of gas
outbursts of rocks
Opis:
W artykule zaprezentowano rys historyczny górnictwa węgla kamiennego w rejonie dawnej kopalni „Wacław” w Ludwikowicach Kłodzkich. Zakres historyczny obejmuje okres od roku 1662 do chwili obecnej. Opisano również tragiczny wyrzut gazów i skał jaki zdarzył się w kopalni „Wacław” w 1930 r.
This article introduces the history of coal mining in the old mine “Wacław” located in the area between Ludwikowice Kłodzkie, Jugów and Sokolec. It discusses the hazards of gas and rock outbursts, with the most tragic one of 1930. Historical range covers the period from 1662 to the present. There was a need to summarize the history of mining there because of the high chances of resumption of coal mining in the area of discussed mine. During the research on the not yet understood problem of gas and rock outburst it turned out that it had a decisive influence on mining. Any resumption of mining could be an unprecedented opportunity to start research in this area. In this report the engineeringtechnical and cartographic materials and documents never published before have been collected in the Archives of the Museum of Coal Mining in Nowa Ruda. At the beginning of 2013 an Australian investor became interested in the geological layer of the mine “Wacław”. In November 2013, under the supervision of a Coal Holding, the company began drilling research boreholes to the depth of 1000m. The documented reserves of geological layer were estimated at about 84 million tons of coal. However, even the initial research showed that the actual amount could be much higher. Consequently, in the middle of 2015, the Coal Holding is going to apply for a license for exploitation of the geological layer. It is estimated that the construction of the mine will cost about 150 million dollars. It will provide employment to about 2,000 people. Annual production is expected to be 1.25 million tons of charcoal in the initial stage of the project. It will then be raised to 2.5 million tones.
Źródło:
Hereditas Minariorum; 2014, 1; 151-167
2391-9450
2450-4114
Pojawia się w:
Hereditas Minariorum
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Gas generation in Carboniferous source rocks of the Variscan foreland basin : implications for a charge history of Rotliegend deposits with natural gases
Autorzy:
Botor, D.
Papiernik, B.
Maćkowski, T.
Reicher, B.
Kosakowski, P.
Machowski, G.
Górecki, W.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/191802.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Polskie Towarzystwo Geologiczne
Tematy:
Polska
Polish basin
organic matter
hydrocarbon potential
petroleum source rock
maturity modelling
gas generation
Opis:
Numerical modelling of the Carboniferous–Permian petroleum system in the Polish Basin was carried out using PetroMod software. The Carboniferous source rocks contain organic matter mostly of a humic nature (gas-prone Type III kerogen). Subordinately, only in the Lower Carboniferous deposits, kerogen of algal marine origin and mixed Type II/III kerogen occur. The quantity of dispersed organic matter is variable, but usually below 2% TOC. In the Carboniferous section, a progressive increase in the maturity of organic matter with depth was observed, from approximately 0.5% Rr at the top of the Westphalian in marginal parts of the Carboniferous basin to over 5.0% Rr at the bottom of the Lower Carboniferous in the eastern Fore-Sudetic Homocline. The thermo- genic generation of hydrocarbons continued from the late Westphalian (eastern Fore-Sudetic Homocline and partly Pomerania) throughout the Mesozoic, up to the Late Cretaceous. The advancement of this process is va- riable in different parts of the Carboniferous basin, reaching up to 100% of kerogen transformation in the zones of maximum maturity of organic matter. However, the most intensive periods of gas generation and migration were the Late Triassic and the Late Jurassic. The most prospective areas are located NE of Poznań–Kalisz line and SW of Poznań.
Źródło:
Annales Societatis Geologorum Poloniae; 2013, 83, 4; 353-383
0208-9068
Pojawia się w:
Annales Societatis Geologorum Poloniae
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 24

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