Określenie potencjału zbiornikowego skał osadowych wieku
advertisement
Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska Katedra Geofizyki Rozprawa doktorska Określenie potencjału zbiornikowego skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego na podstawie wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej Paulina Krakowska promotor: prof. dr hab. inż. Jadwiga Jarzyna Kraków 2014 Moim Rodzicom Spis treści Spis treści 1. Wstęp…………………………………………………………………………………..1 1.1. Wprowadzenie………………………………………………………………….1 1.2. Tezy pracy……………………………………………………………………...3 2. Materiał badawczy……………………………………………………………………5 2.1. Próbki geologiczne z rdzeni wiertniczych……………………………………...5 2.1.1. Charakterystyka litologiczna i stratygraficzna próbek geologicznych…….5 2.1.2. Charakterystyka litostratygraficzna próbek geologicznych………………11 2.2. Wyniki profilowań geofizyki otworowej……………………………………..17 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych………………………20 3.1. Standardowe badania laboratoryjne…………………………………………..20 3.1.1. Wyniki standardowych badań laboratoryjnych…………………………...22 3.1.2. Interpretacja wyników standardowych badań laboratoryjnych…………..27 3.2. Porozymetria rtęciowa………………………………………………………...31 3.2.1. Wyniki badań porozymetrii rtęciowej…………………………………….32 3.2.2. Interpretacja wyników porozymetrii rtęciowej…………………………...35 3.3. Magnetyczny rezonans jądrowy w petrofizyce……………………………….49 3.3.1. Wyniki badań magnetycznego rezonansu jądrowego…………………….50 3.3.2. Interpretacja wyników badań magnetycznego rezonansu jądrowego…….55 3.3.3. Oszacowanie przepuszczalności na podstawie modeli związanych z parametrami uzyskanymi z NMR………………………………………...64 3.4. Komputerowa mikrotomografia rentgenowska……………………………….73 3.4.1. Wyniki badań komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej………….75 3.4.2. Interpretacja wyników badań komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej……………………………………………………………79 3.5. Badania własności wytrzymałościowych i odkształceniowych skał………….89 3.5.1. Wyniki badań skał w warunkach jednoosiowego ściskania……………...90 3.5.2. Interpretacja wyników badań skał w warunkach jednoosiowego ściskania…………………………………………………………………..94 3.6. Analiza pirolityczna Rock-Eval………………………………………………96 3.6.1. Wyniki analizy pirolitycznej metodą Rock-Eval…………………………97 3.6.2. Interpretacja wyników analizy pirolitycznej metodą Rock-Eval…………99 iii Spis treści 3.7. Połącznie wyników badań laboratoryjnych parametrów petrofizycznych…..100 3.8. Konstrukcja modeli skał na podstawie wyników badań laboratoryjnych…...113 3.9. Symulacja przepływu płynu przez przestrzeń porową skał i estymacja przepuszczalności przy użyciu wyników komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej i modelowania opartego na fizycznych podstawach mechaniki płynów…………………………………………………………………………...120 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej………………………...127 4.1. Porównanie wyników badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych i profilowań geofizyki otworowej………………………………………………...127 4.2. Analiza wyników profilowań geofizyki otworowej…………………………127 4.2.1. Analiza statystyczna wyników profilowań geofizyki otworowej……….128 4.2.2. Połączenie wyników profilowań geofizyki otworowej i badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych……………………………..135 4.3. Występowanie interwałów o podwyższonej zawartości materii organicznej, wyznaczonych metodą Passeya…………………………………………………150 5. Podsumowanie i wnioski…………………………………………………………...156 Literatura…………………………………………………………………………...161 Podziękowania……………………………………………………………………...170 Wykaz ważniejszych oznaczeń…………………………………………………….171 Spis figur……………………………………………………………………………175 Spis tabel……………………………………………………………………………181 iv 1. Wstęp 1. Wstęp Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego są obiektem badań naukowych w aspekcie analiz basenów sedymentacyjnych lub rozpoznania budowy litosfery (BakunCzubarow, 1984; Jaworowski & Mikołajewski, 2007; Kotarba, 2010). Skały te, podobnie jak inne formacje, mogą być także analizowane pod kątem cech zbiornikowych oraz własności sprężystych, wykorzystywanych w poszukiwaniach węglowodorów, wód pitnych i geotermalnych oraz ocenie przydatności skał do gromadzenia CO2. Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego mogą wykazywać potencjał zbiornikowy, który w wymienionych powyżej zastosowaniach, jest kluczowym parametrem formacji skalnych. Obecnie, przedmiotem intensywnych badań są twarde, zbite formacje piaskowcowe i piaskowcowo-zlepieńcowe czerwonego spągowca, stanowiące potencjalne skały zbiornikowe dla medium porowego typu tight gas (Kiersnowski et al., 2010; Matyasik & Słoczyński, 2010), oraz łupki, które stanowią przedmiot najbardziej ciekawych badań i analiz ropy lub gazu zamkniętego w mikroporach – shale gas (Poprawa & Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2010; Bieleń & Matyasik, 2013). W pracy doktorskiej przedstawiono szczegółową analizę skał starszych, paleozoicznych i prekambryjskich pod kątem ich potencjału zbiornikowego. 1.1. Wprowadzenie W ramach pracy przeprowadzono badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych z wykorzystaniem dostępnej aparatury pomiarowej, zarówno standardowej, jak i nowoczesnej, oraz dokonano uwzględnieniem kompleksowej własności analizy zbiornikowych parametrów i fizycznych sprężystych skał ze szczególnym osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Wyniki badań laboratoryjnych, połączone z wynikami profilowań geofizyki otworowej i ich kompleksowej interpretacji stanowią podstawę do utworzenia modeli utworów starszych wiekiem i głęboko zalegających, zwięzłych, twardych, o niskiej porowatości i przepuszczalności, jednak będących potencjalnymi skałami zbiornikowymi. Wielowymiarowe korelacje między wyznaczonymi parametrami, w szczególności zbiornikowymi i sprężystymi, pozwalają zaproponować rozwiązania ilościowe i liczbowo scharakteryzować badane formacje. 1 1. Wstęp Na materiał badawczy składały się próbki geologiczne pochodzące z rdzeni wiertniczych, spełniające kryteria głębokości (większa niż 3000 m), wieku (paleozoik lub prekambr) oraz litologii (piaskowce, mułowce lub węglany). W konsekwencji większość wybranego materiału pochodziła z głębokich otworów wiertniczych. Materiał badawczy do badań laboratoryjnych podzielono, starając się optymalnie dobrać jego masę i kształt prób do odpowiednich analiz. Celem pracy było znalezienie zależności między wielkościami parametryzującymi cechy zbiornikowe i sprężyste skał. Założono, że badanie związków pomiędzy wyselekcjonowanymi parametrami nie będzie opierało się na identyfikacji formacji pod względem wieku i położenia regionalnego, natomiast będzie skupione na doborze cech, które powinny być wzajemnie połączone. Intuicyjnie stwierdzono, że zbiory cech są zróżnicowane w skałach klastycznych i węglanowych. Proponowane podejście jest najbliższe tworzeniu cyfrowych modeli skał (ang. Digital Rock Physics). W pracy zaniechano uwzględnianie regionalizacji materiału badawczego. W przypadku skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego zastosowanie jedynie standardowych metod badań laboratoryjnych porowatości i przepuszczalności nie daje oczekiwanych wyników. Zakresy standardowych przyrządów nie pozwalają na poprawne wyznaczenie niskiej porowatości ogólnej (dokładność pomiarowa – 1,3%) i niskiej przepuszczalności fizycznej (poniżej 0,01 mD). Dlatego archiwalne wyniki badań laboratoryjnych miały ograniczoną przydatność przy wykonanych analizach. Do celów pracy wykonano badania laboratoryjne na próbkach skalnych oraz wykorzystano wyniki profilowań geofizyki otworowej. Do nowoczesnych pomiarów laboratoryjnych należały badania z wykorzystaniem zjawiska magnetycznego rezonansu jądrowego oraz komputerowa mikrotomografia rentgenowska. W ramach standardowych badań laboratoryjnych wykonano pomiary gęstości objętościowej i mineralogicznej, oporności przy zmiennym nasyceniu przestrzeni porowej wodą złożową, parametru porowatości, współczynników cementacji (m) i zwilżalności (n), zawartości pierwiastków promieniotwórczych oraz materii organicznej, prędkości fali P i S oraz składu mineralnego. Osobną grupę badań laboratoryjnych tworzyły pomiary statycznych parametrów sprężystych. Parametry zbiornikowe: porowatość i przepuszczalność były zasadniczym przedmiotem analiz, decydującym o potencjale zbiornikowym skały. Porowatość ogólną i efektywną wyznaczono z użyciem porozymetru rtęciowego, magnetycznego rezonansu jądrowego ora mikrotomografii komputerowej. Ocenę przepuszczalności fizycznej przeprowadzono z użyciem przepuszczalnościomierza oraz modelowania opartego na 2 1. Wstęp fizycznych podstawach mechaniki płynów w ujęciu równania Naviera-Stokesa, wykorzystując wyniki z mikrotomografu komputerowego. Badania laboratoryjne na próbkach skał są metodami bezpośrednimi i jest to ich największa zaleta. Jednak, badania te mają charakter punktowy, co jest znaczną przeszkodą przy uzyskaniu wiarogodnych zależności dla skał niejednorodnych. Zatem, zwykle nie są reprezentatywne w stopniu, jakiego oczekuje się dla podania wiarogodnych relacji statystycznych i konstrukcji modelu skały zbiornikowej o wysokiej wiarogodności. W celu poszerzenia punktowych informacji z badań laboratoryjnych wykorzystano wyniki profilowań geofizyki otworowej, głównie archiwalne. Ich przetworzenie i interpretacja dostarczyły danych o parametrach skał w warunkach ich naturalnego występowania (ciśnienia i temperatury). Połączenie wyników badań laboratoryjnych i geofizyki otworowej było istotne, mimo iż otwory wiertnicze, z których pochodzą próbki skalne, były wiercone głównie w latach 80. i 90. Próbki były przechowywane w stanie powietrzno-suchym, co wpłynęło na ich stan, jednakże nie wpłynęło znacząco na parametry zbiornikowe. Opracowanie trendów zmian parametrów zbiornikowych i sprężystych na podstawie wyników nowoczesnych technik laboratoryjnych i porównanie ich z trendami opracowanymi na podstawie danych geofizyki otworowej umożliwiło wiarogodną ekstrapolację wyników punktowych. Uzyskane wyniki są bazą do modelowania skał na podstawie wybranych danych, nowego podejścia w badaniach własności skał. Połączenie wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej dało możliwość opracowania spójnej metodyki badania skał niskoporowatych oraz niskoprzepuszczalnych. Eliminacja badań niedostarczających satysfakcjonujących wyników i włączenie niestandardowych usprawniło analizy, a także dostarczyło lepszych wyników. Interpretacja wyników badań laboratoryjnych oraz profilowań geofizyki otworowej pozwoliła odpowiedzieć na pytanie o potencjale zbiornikowym skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. 1.2. Tezy pracy Podstawowe tezy pracy zostały sformułowane następująco: 1. Analiza parametrów petrofizycznych skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego pozwala na szczegółowe wyznaczenie trendów ich zmian 2. Korelacje między parametrami zbiornikowymi i sprężystymi skał starszych są 3 1. Wstęp podstawą do zaproponowania podejścia matematycznego i liczbowego określenia związków 3. Połączenie wyników magnetycznego rezonansu jądrowego (NMR), porozymetrii rtęciowej oraz komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej (micro-CT) umożliwia szczegółową charakterystykę przestrzeni porowej skał 4. Skały starsze mogą wykazywać potencjał zbiornikowy, dając nowe możliwości poszukiwawcze dla węglowodorów i wód geotermalnych Postawione tezy zostały potwierdzone wynikami przeprowadzonych analiz. 4 2. Materiał badawczy 2. Materiał badawczy Materiał badawczy stanowiły próbki geologiczne skał prekambryjskich i paleozoicznych, pochodzące z rdzeni wiertniczych, oraz wyniki profilowań geofizyki otworowej. 2.1. Próbki geologiczne z rdzeni wiertniczych Dobór próbek skalnych był związany ze spełnieniem następujących kryteriów: 1) głębokość pobrania rdzenia wiertniczego większa niż 3000 m, 2) wiek skały – paleozoik lub prekambr, 3) litologia – skały osadowe klastyczne (piaskowce, mułowce) lub węglanowe (wapienie i dolomity), 4) możliwość poboru fragmentu rdzenia o wymiarach: 0,1 m długości i ¼ średnicy rdzenia, potrzebnego do wykonania wszystkich zaplanowanych analiz. Otrzymano zgodę na wykorzystanie materiału do celów badawczych od Ministra Ochrony Środowiska (próbki z rdzeni), Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego (próbki z rdzeni oraz wyniki profilowań geofizyki otworowej) oraz Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA (próbki z rdzeni oraz wyniki profilowań geofizyki otworowej). 2.1.1. Charakterystyka litologiczna i stratygraficzna próbek geologicznych Analizowane próbki skał prekambryjskich i paleozoicznych pochodzą z głębokich otworów wiertniczych (tab. 2.1.1.1), zlokalizowanych głównie na północy, południowym wschodzie i centrum Polski (fig. 2.1.1.1). Najstarszy otwór został odwiercony w 1961 roku, najmłodszy – w 1999 r, dlatego przy interpretacji wyników badań laboratoryjnych uwzględniano fakt zwietrzenia rdzeni wiertniczych, które były przechowywane w skrzyniach Archiwów Rdzeni Wiertniczych PIG-PIB i PGNiG SA, w różnych warunkach temperatury i wilgoci. Dobór materiału badawczego nie był podyktowany regionalizacją otworów wiertniczych. W pracy założono, że parametry petrofizyczne są zróżnicowane w skałach klastycznych i węglanowych. Przy badaniu związków pomiędzy wyselekcjonowanymi parametrami opierano się głównie na identyfikacji formacji pod względem litologii i wieku (fig. 2.1.1.1). 5 2. Materiał badawczy Tabela 2.1.1.1 Podstawowe informacje na temat analizowanych otworów wiertniczych według danych PIG-PIB (http://geoportal.pgi.gov.pl/portal/page/portal/otwory) oraz ich położenia na tle jednostek strukturalnych Polski, wg. Pożaryski (1963) oraz danych PIG-PIB, PGNiG SA Lp. Otwór wiertniczy Głębokość spodu otworu [m] Rok wiercenia 1 2 B-IG1 H-IG1 4154,5 3520 1975 1974 3 O-IG1 4298 1967 4 5 6 7 P-IG1 S-IG1 G-IG1 Ł-IG1 3930 5120 3353,5 5632 1970 1974 1972 1975 8 P-IG2A_2 3827 1967 9 10 11 12 13 Si-IG1 T-IG5 Ż-IG1 L-IG1 Gr-IG1 3010,3 3850,5 3276 3310 3070,5 1970 1977 1969 1961 1972 14 M-IG1 5059 1976 15 K-IG2 3290 1969 16 17 18 19 20 Lu-IG1 R-IG1 Sw-IG1 U-IG1 Ko-IG1 5028 3054 3003,3 3050 3012 1969 1970 1970 1970 1964 21 Us-IG1 3180,6 1966 22 Br-1 4065 1983 23 Mo-IG1 4722 1985 24 Z-IG1 4912 1984 25 C-IG2 5020 1980 26 Z-1 4823,5 1974 27 Z-2 4569,6 1976 28 W-IG1 3101,2 1967 29 Op-PIG2 3055 1991 30 B-2 4830 1995 Jednostka strukturalna Polski synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synekliza perybałtycka, wyniesienie Łeby synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie, odcinek południowo-warszawski synekliza perybałtycka synekliza perybałtycka zapadlisko górnośląskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie, odcinek płoński wyniesienie zrębowe podlasko-lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synekliza perybałtycka synekliza perybałtycka, wyniesienie Łeby synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie, odcinek południowo-warszawski wyniesienie zrębowe podlaskolubelskie/synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium pomorskie antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie monoklina przedsudecka antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie monoklina przedsudecka, strefa Gorzów-Jarocin antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie synklinorium szczecińsko-łódzko-miechowskie, synklinorium nidziańskie antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium świętokrzyskie synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie, odcinek płoński Numer próbki 868 869 870 871 872 873 874 875 876 877 878 879 880 881 882 883 884 885 886 887 888 889 890 891 892 893 894 895 896 129 6 2. Materiał badawczy 31 32 33 34 35 36 37 K-1 M-6k D-2 M-7k P-1 K-1 M-9 4550 4265 4349 4290 4510 4550 4125 1992 1996 1997 1996 1993 1992 1999 38 Dy-1 4016 1991 39 40 41 M-5 RM-1 C-9 4100 4370 3875 1997 1989 1992 42 B-2 4830 1995 43 M-2 4424 1993 synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium pomorskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie antyklinorium środkowopolskie, antyklinorium pomorskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie synklinorium brzeżne, synklinorium warszawskie, odcinek płoński synklinorium brzeżne, synklinorium lubelskie 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 Otwory wiertnicze zlokalizowane były odpowiednio w obszarze synklinorium pomorskiego (2 próbki), synklinorium warszawskiego (6 próbek), synklinorium lubelskiego (17 próbek), antyklinorium pomorskiego (6 próbek), antyklinorium świętokrzyskiego (1 próbka), synklinorium nidziańskiego (1 próbka), syneklizy perybałtyckiej (5 próbek), monokliny przedsudeckiej (2 próbki), zapadliska górnośląskiego (1 próbka) oraz wyniesienia zrębowego podlasko-lubelskiego (2 próbki). Najliczniejszą grupę stanowiły otwory z obszaru synklinorium lubelskiego, natomiast najmniej liczną – z obszaru antyklinorium świętokrzyskiego, synklinorium nidziańskiego oraz zapadliska górnośląskiego (tab. 2.1.1.1). Próbki geologiczne, pobrane z rdzeni wiertniczych z ww. otworów, przechowywane były w Archiwach Rdzeni Wiertniczych w Halinowie, Hołownie, Iwicznej, Leszczach, Kielcach oraz Centralnym Magazynie Rdzeni w Chmielniku. Materiał badawczy poddano obróbce technicznej w Instytucie Nafty i Gazu w Krakowie. Figura 2.1.1.2 przedstawia przykładowy fragment rdzenia pobranego z otworu P-IG1. Materiał badawczy podzielono na dwie grupy różniące się litologią. Grupa skał klastycznych składała się z 28 próbek, przy czym 22 próbki to piaskowce, natomiast 6 – mułowce (tab. 2.1.1.2). Grupa skał węglanowych była mniej liczna (15 próbek), obejmująca 8 próbek wapieni i 7 – dolomitów. Opisy litologiczne zostały opracowane na podstawie informacji litologicznej i stratygraficznej udostępnionej przez PIG-PIB oraz PGNiG SA (materiały niepublikowane). 7 2. Materiał badawczy Fig. 2.1.1.1. Lokalizacja otworów wiertniczych na mapie geologicznej Polski bez utworów kenozoiku (źródło: www.pgi.gov.pl, mapy geologiczne on-line, zmodyfikowana) Fig. 2.1.1.2. Fragment rdzenia wiertniczego z otworu P-IG1, piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z pirytem (fot. M. Michna) 8 2. Materiał badawczy Typy litologiczne analizowanych próbek były potwierdzone interpretacją wyników analiz jakościowych i ilościowych składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej, wykonanej w Instytucie Nafty i Gazu w Krakowie. Tabela 2.1.1.2. Zestawienie litologii według danych PIG-PIB, PGNiG SA oraz interpretacji wyników rentgenowskiej analizy fazowej dla analizowanych próbek skalnych. Oznaczenia: Nr – numer próbki, H – głębokość pobrania próbki, Litologia* – według analizy fazowej, Litologia** – według danych z PIG-PIB, PGNiG SA Lp. Nr H [m] Wiek Litologia* 1 868 4153 proterozoik piaskowiec 2 869 3457 kambr dolny piaskowiec 3 870 4106 piaskowiec 4 871 3460 5 872 3546 6 873 3012,3 7 874 4588 8 875 3491,5 9 876 3007,2 10 877 3034 11 878 3233 12 879 3246,5 13 880 3025,5 kambr dolny kambr środkowy sylur środkowy, wenlok kambr kambr środkowy ordowik górny, aszgil kambr dolny ordowik dolny, tremadok dolny kambr dolny sylur dolny, landower perm górny 14 881 4374 dewon dolny 15 882 3239 16 883 4508 17 884 3045 18 885 3002,5 19 886 3037 20 887 3008 dewon górny, fran dewon środkowy dewon górny, fran dewon górny, famen dewon dolny, ems karbon dolny, piaskowiec Litologia ** piaskowiec kwarcowy, zwięzły z wkładkami różnoziarnistymi piaskowiec drobnoziarnisty, miejscami z domieszką grubszych ziarn kwarcu, z nielicznymi wkładkami mułowca ilastego ciemnoszarego piaskowiec drobnoziarnisty z laminami iłowca piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z pirytem mułowiec brak opisu piaskowiec brak opisu piaskowiec drobnoziarnisty z nielicznymi, cienkimi przewarstwieniami mułowca piaskowiec wapień wapień zsylifikowany piaskowiec piaskowiec piaskowiec piaskowiec drobnoziarnisty, zwięzły z licznymi wkładkami iłowca piaskowiec piaskowiec różnoziarnisty, żelazisty mułowiec brak opisu wapień wapień z wkładkami margli piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z przewarstwieniami mułowca dolomit z nieregularnymi przerostami anhydrytu piaskowiec kwarcowy, średnioziarnisty z przerostami mułowca piaskowiec dolomit piaskowiec wapień wapień marglisty wapień wapień gruzłowy piaskowiec piaskowiec piaskowiec drobnoziarnisty z nieregularnymi przerostami mułowca piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z 9 2. Materiał badawczy wizen 21 888 3154 karbon dolny, turnej górny piaskowiec 22 889 3818 karbon mułowiec 23 890 4650 karbon dolny, wizen piaskowiec 24 891 4425 perm dolny piaskowiec 25 892 4016 perm dolny piaskowiec 26 893 3955,5 perm dolny mułowiec 27 894 4499,6 karbon piaskowiec 28 895 3100 29 896 3045 30 129 4545 31 130 4501 32 131 3926 33 132 4264 34 133 4170 35 134 3998 36 135 4001 37 136 4044 38 137 3790 39 138 4024 40 139 4304 41 140 3839 42 141 4589 43 142 4196 dewon środkowy, eifel karbon dolny, wizen dolny karbon górny, westfal dewon dolny, ems dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran karbon dolny, turnej dewon górny, fran dewon środkowy, eifel dewon górny, fran karbon górny, westfal dewon górny, fran wkładkami mułowca piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z przerostami mułowca i pionowymi spękaniami wypełnionymi anhydrytem piaskowiec szarogłazowy z nieregularnymi wkładkami piaskowca kwarcytowego i iłowca piaskowiec kwarcowy piaskowiec drobnoziarnisty, zwięzły z licznymi wkładkami iłowca piaskowiec drobnoziarnisty z wkładkami mułowca mułowiec z nielicznymi skupieniami anhydrytu piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z wkładkami iłowca wapień wapień dolomityczny, skrytokrystaliczny szarogłaz szarogłaz arkozowy piaskowiec piaskowce mułowiec piaskowiec czerwony wapień wapienie, dolomity wapień ilasty piaskowce dolomit wapienie, dolomity wapień wapienie, dolomity, piaskowce dolomit węglany z gniazdami anhydrytu dolomit wapienie, dolomity piaskowiec arkozowy piaskowce, wapienie dolomit wapienie, dolomity mułowiec wapienie, dolomity, piaskowce dolomit zailony wapienie, dolomity piaskowiec piaskowiec z czarną laminą dolomit wapienie, dolomity Oprócz podziału próbek geologicznych na typy litologiczne, brano także pod uwagę ich wiek (tab. 2.1.1.3). Najbardziej liczną grupę stanowiły próbki skał klastycznych wieku 10 2. Materiał badawczy karbońskiego (9 próbek), natomiast najmniej liczną – próbki skał klastycznych wieku prekambryjskiego oraz ordowickiego (po jednej próbce). W przypadku skał węglanowych najliczniejszą grupę stanowiły utwory węglanowe wieku dewońskiego (13 próbek), w grupach utworów węglanowych wieku ordowickiego i permskiego było jedynie po 1 próbce. Tabela 2.1.1.3. Podział 43 próbek geologicznych na typy litologiczne oraz wiek. Oznaczenia: Pt – prekambr, Cm – kambr, O – ordowik, S – sylur, D – dewon, C – karbon, P – perm Skały klastyczne ogółem Skały węglanowe piaskowce mułowce ogółem wapienie dolomity Pt 1 1 - - - - Cm 7 7 - - - - O 1 1 - 1 1 - S 2 - 2 - - - D 5 3 2 13 6 7 C 9 8 1 - - - P 3 2 1 1 1 - razem próbek 28 22 6 15 8 7 2.1.2. Charakterystyka litostratygraficzna próbek geologicznych Wykonano podział i opisu pobranych próbek geologicznych pod względem ich przynależności litostratygraficznej (Marcinowski, 2004a; 2004b), opierającej się na podziale profilów geologicznych na jednostki litostratygraficzne według kryterium litologicznego (Jaroszewski et al., 1985). W przypadku 30 z 43 próbek geologicznych zidentyfikowana została przynależność litostratygraficzna (tab. 2.1.2.1). Prekambryjska próbka piaskowcowa nr 868 pochodząca z otworu wiertniczego B-IG1 została pobrana z głębokości 4153 m, z interwału obejmującego serię („formację”) poleską. Nazwa serii pochodzi od miejsca występowania – Polesia. Najpełniejszy profil serii poleskiej wstępuje w profilu wiercenia Kaplonosy IG-1. Jej wiek określono na ryfej górny (prekambr). Serię poleską tworzą, w dolnej części profilu, zlepieńce złożone z otoczaków skał podłoża krystalicznego, następnie – piaskowce arkozowe i kwarcytowe, na przemian drobno- i średnioziarniste, z przewarstwieniami iłowców i mułowców. Charakteryzuje ją zmienność barw skał, od białych po jasnoszare, czerwone, czerwonobrunatne, zielonkawe. Seria poleska jest najstarszym zespołem skał osadowych na Polesiu i Wołyniu, leżącym niezgodnie na podłożu krystalicznym. Jej miąższość dochodzi nawet do 300 m. 11 2. Materiał badawczy Formacja kostrzyńska jest reprezentowana przez kambryjską próbkę piaskowcową nr 874, pobraną z głębokości 4588 m (otwór Ł-IG1). Jej wiek określa się na kambr środkowy. Formację kostrzyńską tworzą drobnoziarniste, krzemionkowe piaskowce kwarcowe, rzadko laminowane materiałem ilastym, o barwie jasnoszarej i białoszarej, z nielicznymi przeławiceniami ciemniejszych mułowców. Piaskowce zawierają muskowit, ziarna glaukonitu, konkrecje pirytu, a także skupienia węglanów i impregnacje wodorotlenkami żelaza. Mułowce charakteryzują się podobnym składem petrograficznym. Analizowana formacja występuje na obszarze lubelszczyzny. Kambryjska piaskowcowa próbka nr 878, pochodząca z otworu Ż-IG1, pobrana z głębokości 3233 m należy do formacji smołdzińskiej, której nazwa pochodzi od miejscowości Smołdzino (Pobrzeże Słowińskie). Jej wiek datuje się na wend górny, kambr. Stratotyp występuje w interwale 3330-3417,6 m w otworze Smołdzino 1. Jest reprezentowana w dolnej część przez piaskowce arkozowe, zlepieńcowate i pstre, natomiast w górnej – piaskowce pstre z wkładkami piaskowców zlepieńcowatych, arkozowych. Obszarem występowania analizowanej formacji jest synekliza perybałtycka, wyniesienie Łeby. Ekwiwalentem tej formacji jest seria żarnowiecka, w której niższa część jest wykształcona w facjach lądowych. Formacja margli i iłowców z Prabut (Modliński & Szymański, 1997) jest reprezentowana przez ordowicką próbkę węglanową o nr 875, pochodzącą z otworu PIG2A_2, pobraną z głębokości 3491,5 m. Nazwa formacji pochodzi od miasta Prabuty, w województwie pomorskim. Stratotyp pochodzi z otworu Prabuty IG-1, z interwału głębokościowego 3356,6-3368 m. Formację tworzą szare, ciemnoszare i rzadko czarne margle, iłowcowe i mułowcowe margle oraz łupki. Warstwy mogą być przeławicone szarymi, wapieniami marglistymi. Drobnoziarniste piaskowce, rzadko mułowce piaskowcowe lub źle wysortowane piaskowce mogą pojawiać się w górnej części formacji. Piaskowcowe warstwy zawierają czasami ziarna glaukonitu i wtrącenia zlepieńców, składające się z słabo obtoczonych klastów wapiennych i łupkowych. Wiek formacji datuje się na ordowik, aszgil. Obszar występowania formacji przyjmuje się jako obszar depresji perybałtyckiej. Sylurska próbka mułowcowa nr 879 (otwór L-IG1), pobrana z głębokości 3246,5 m należy do formacji iłowców z Pelpina (Modliński et al., 2006). Nazwa pochodzi od miasta Pelpin (województwo pomorskie). Stratotyp jednostki został przyjęty jako fragment profilu otworu Lębork IG-1, na głębokości 3080-3248 m. Formacja iłowców z Pelpina jest zbudowana z iłowców ciemnoszarych i szarych, rzadziej czarnych, miejscami wapnistych, z cienkimi wkładkami i soczewkami wapienie marglistych. W górnej części znajdują się iłowce 12 2. Materiał badawczy szare, szarozielone, laminowane, mniej lub bardziej wapniste. Spotykane są liczne laminy bentonitów. Środowiskiem sedymentacji była część otwartego szelfu silikoklastycznego. Hemipelagiczne środowiska depozycji były pozbawione dostawy grubszego materiału terygenicznego. Do rozwoju warunków redukcyjnych strefy przydennej przyczyniła się okresowo zmniejszona cyrkulacja i złe natlenienie wód. Obszarem występowania formacji iłowców z Pelpina jest polski fragment obniżenia perybałtyckiego. Liczne, dewońskie próbki z rdzeni pobrane zostały z formacji czarnoleskiej i zwoleńskiej (dewon dolny), telatyńskiej (dewon środkowy), modryńskiej, firlejskiej i człuchowskiej (dewon górny). Piaskowcowa próbka nr 881, pochodząca z otworu M-IG1, pobrana z głębokości 4374 m należy do formacji czarnoleskiej. Nazwa pochodzi od miejscowości Czarnolas (województwo mazowieckie). Jej wiek określa się na dewon dolny. Za stratotyp jednostki przyjmuje się interwał warstw od 2210,3-2261 m w otworze Ciepielów IG-1. Na formację czarnoleską składają się ciemnoszare i szarozielonawe mułowce i iłowce, które przeławicają się wzajemnie z szarymi piaskowcami kwarcowymi. Piaskowce kwarcowe zawierają liczne powierzchnie rozmyć i bioturbacje. Obszarem występowania analizowanej formacji są okolice Radomia. Do formacji zwoleńskiej należy piaskowcowa próbka nr 886, pobrana z głębokości 3037 m (otwór U-IG1) i mułowcowa, nr 130, pobrana z głębokości 4501 m (otwór K-1). Nazwa pochodzi od miasta Zwoleń. Interwał głębokości 1210-2061 m w otworze Ciepielów IG-1 przedstawia warstwę wzorcową (stratotyp). Wiek formacji datuje się na dewon dolny. Formacja zwoleńska jest reprezentowana przez przeławicające się wzajemnie czerwone i zielonawe, niekiedy plamiste mułowce i iłowce pylaste, a także jasnoszare piaskowce kwarcowe. Występuje ona na obszarze radomsko-lubelskim. Formacja telatyńska jest reprezentowana przez mułowcową próbkę nr 139, pobraną z głębokości 4304 m (otwór RM-1). Jej nazwa pochodzi od wsi Telatyn w województwie lubelskim. Stratotyp został określony w interwale 2411-2587,5 m w otworze Korczmin IG-1. Wiek datowany jest na dewon środkowy. Formację telatyńską tworzą w części dolnej formacji anhydryty, dolomity, piaskowce i mułowce, natomiast w górnej części – głównie dolomity, iłowce oraz wapienie. Formacja występuje na obszarze lubelszczyzny. Do formacji modryńskiej ogniwa lipowieckiego należy węglanowa próbka nr 140 pobrana z głębokości 3839 m (otwór C-9). Ogniwo werbkowickie reprezentują węglanowe próbki: nr 882, pobrana z głębokości 3239 m (otwór K-IG2), nr 133, pobrana z głębokości 4170 m (otwór M-7k), nr 135, pobrana z głębokości 4001 m (otwór K-1), nr 136, pobrana z 13 2. Materiał badawczy głębokości 4044 m (otwór M-9), nr 138, pobrana z głębokości 4024 m (otwór M-5) i nr 142, pobrana z głębokości 4196 m (otwór M-2), natomiast ogniwo zubowickie – węglanowe próbki: nr 884, pobrana z głębokości 3045 m (otwór R-IG1), nr 131, pobrana z głębokości 3926 m (otwór M-6k) oraz nr 134, pobrana z głębokości 3998 m (otwór P-1). Nazwa formacji pochodzi od wsi Modryń w województwie lubelskim. Interwał głębokościowy 1932,5-2411 m w otworze Korczmin IG-1 stanowi stratotyp formacji. Wiek formacji datuje się na dewon górny, fran. Na formację modryńską składają się wapienie z koralowcami i brachiopodami. W środkowej części wapienie przedzielone są pakietem epigenetycznych dolomitów. Obszarem występowania formacji jest lubelszczyzna. Ogniwo lipowieckie tworzą wapienie ciemno-, szarobrunatne z muszlowcami atrypowymi oraz dolomity szarobrunatne z reliktami koralowców i stromatoporoidów. W mniejszości występują iłowce dolomityczne i przeławicenia anhydrytów. Ogniwo werbkowickie budują dolomity kawerniste, ciemno-, szarobrunatne, a także dolomity masywne, szare. Rzadko w górnej części ogniwa występują wapienie szare. W wyniku nierównego frontu wtórnej dolomityzacji, dolna i górna granica ogniwa jest heterochroniczna. Wapienie szarobeżowe i ciemno-, szarobrunatne, często dolomityczne, a także wapienie margliste i dolomity reprezentują ogniwo zubowickie. W wapieniach licznie występuje fauna. Dolna granica ogniwa jest heterochroniczna. Formacja firlejska jest reprezentowana przez węglanową próbkę nr 885 (otwór SwIG1), pobraną z głębokości 3002,5 m. Nazwa formacji pochodzi od wsi Firlej w województwie lubelskim. Stratotyp formacji został określony interwał 2095-2520 m w otworze Kock IG-1. Wiek formacji datuje się na dewon górny, famen. Składają się na nią wapienie gruzłowe ciemnobrunatnoszare, które są przewarstwione niekiedy wapieniami ziarnistymi masywnymi i wapieniami piaszczystymi. Formacja firlejska jest rozprzestrzeniona na całym obszarze radomsko-lubelskim. Do formacji człuchowskiej, ogniwa unisławskiego należy węglanowa próbka nr 132, pobrana z głębokości 4264 m (otwór D-2). Jej nazwa pochodzi od miasta Człuchów na Pomorzu Zachodnim. Wiek formacji określa się na dewon górny, fran i famen. Obejmuje ona szare i ciemnoszare mułowce ilaste, drobnoziarniste piaskowce kwarcowe z wkładkami wapieni marglistych z fauną (ramienionogi, szkarłupnie), margle i iłowce margliste. W górnej części ogniwa unisławskiego pojawiają się wapienie ziarniste z pokruszonymi stromatoporoidami masywnymi. Formacja występuje na obszarze Pomorza Zachodniego. 14 2. Materiał badawczy Nazwa ogniwa unisławskiego pochodzi od miejscowości Unisław, koło Torunia. Najbardziej reprezentatywny stratotyp znajduje się w otworze Unisław IG-2. Ogniwo unisławskie reprezentuje węglanowo-klastyczny system depozycyjny, niżejpłytowy, rozciągający się na wale pomorskim. Karbońska próbka piaskowcowa nr 887, pobrana z głębokości 3008 m (otwór Ko-IG1) należy do formacji piaskowców kwarcowych z Drzewian. Jej nazwa pochodzi od wsi Drzewiany na Pomorzu Zachodnim. Stratotyp formacji występuje w wierceniu Dygowo-1, na głębokości 3146-3337 m. Wiek formacji przyjmuje się na karbon dolny. Formacje tworzą białe i czerwone, drobnoziarniste piaskowce kwarcowe, pstre iłowce i mułowce, lokalnie wapniste. Powszechnie występują wtrącenia anhydrytu i gleb kopalnych. Górna granica formacji jest erozyjna, co prowadzi do kontaktu z utworami permskimi, rzadziej górnego karbonu. Osady reprezentują środowiska lądowe, delty, laguny, a także równi zalewowej. Formacja jest rozprzestrzeniona w południowo-zachodniej części Pomorza Zachodniego. Formacja iłowców z Łobżonki jest reprezentowana przez piaskowcową próbkę nr 890, pobraną z głębokości 4650 m (otwór Mo-IG1). Nazwa formacji pochodzi od wsi Łobżonka na Pomorzu Zachodnim. Głębokość 5703,5-6006 m w otworze Czaplinek IG-1 jest stratotypem formacji. Wiek datuje się na karbon dolny. Formacja zbudowana jest z czarnych iłowców (wtórnie skrzemionkowanych), ciemnoszarych mułowców, a także szarych piaskowców kwarcowych. Osady formacji reprezentują środowiska basenowe i deltowe. Jest szeroko rozprzestrzeniona w południowo-zachodniej części Pomorza Zachodniego. Piaskowcowa próbka nr 137 została pobrana z głębokości 3790 m, z formacji piaskowców arkozowych z Gozdu (otwór Dy-1). Nazwa formacji pochodzi od miejscowości Gozd w rejonie Koszalina. Stratotyp występuje na głębokości 5045,5-5300 m w otworze Czaplinek IG-1. Wiek formacji datuje się na karbon dolny. Formacje piaskowców arkozowych z Gozdu tworzą ciemnoszare iłowce, które w dolnej części przełożone są wkładkami wapnistymi. Osady reprezentują środowiska basenowe i dystalnej części skłonu platformy węglanowej. Formacja jest rozpowszechniona na obszarze południowozachodniego Pomorza Zachodniego. Do formacji lubelskiej (węglonośnej) należą piaskowcowe próbki: nr 129, pobrana z głębokości 4545 m (otwór B-2) oraz nr 141, pobrana z głębokości 4589 m (otwór B-2). Nazwa formacji pochodzi od miasta Lublin. Stratotyp formacji znajduje się w wierceniach wykonanych w synklinie Dorohucza-Stoczek. Wiek formacji datuje się na karbon górny, westfal. W skład formacji wchodzą mułowce i iłowce, rzadziej piaskowce, z licznymi 15 2. Materiał badawczy pokładami węgla. Formacja lubelska, węglonośna, jest formacją produktywną. Znaczna część formacji ma charakter limniczny, jedynie iłowce z partii przyspągowej, zawierają także faunę morską. Formacja występuje na obszarze lubelszczyzny. Opisywane, permskie jednostki litostratygraficzne należą do jednostek nieformalnych. Czerwony spągowiec oraz wapień cechsztyński są reprezentowane przez 4 próbki. Do jednostki czerwonego spągowca należy piaskowcowa próbka nr 891, pobrana z głębokości 4425 m (otwór Z-IG1) oraz mułowcowa, nr 892, pobrana z głębokości 4016 m (otwór C-IG2) oraz nr 893, pobrana z głębokości 3955,5 m (otwór Z-1). Nazwa jednostki pochodzi od niemieckiej nazwy Rotliegendes, która oznacza czerwony spąg, ówcześnie eksploatowanych łupków miedzionośnych. Stratotyp jednostki znajduje się w niecce mansfeldzkiej, w Niemczech. Wiek jednostki datuje się na perm dolny. Jednostka zbudowana jest z facji permu, obejmującej kontynentalne utwory klastyczne, które powstały z niszczenia waryscydów, a także skały wulkanogeniczne. Czerwony spągowiec jest rozprzestrzeniony na obszarze niemiecko-polskiego basenu permskiego (niż polski, monoklina przedsudecka, depresja zewnętrznosudecka i wewnątrzsudecka). Wapień cechsztyński jest reprezentowany przez węglanową próbkę nr 880, pobraną z głębokości 3025,5 m (otwór Gr-IG1). Nazwa pochodzi od litologii i nazwy facji. Wiek jednostki datuje się na perm górny. Wapień cechsztyński jest zbudowany z wapieni, rzadko bitumicznych, a także z rafy mszywiołowo-stromatolitowej. Występuje w obszarze niemiecko-polskiego basenu permskiego (niż polski, monoklina przedsudecka, depresja zewnętrznosudecka). Podsumowując, najliczniejszą grupę próbek należących do jednej jednostki litostratygraficznej stanowiły próbki z formacji modryńskiej (10 próbek). Czerwony spągowiec górny był reprezentowany przez 3 próbki. Po 2 próbki przypadały na formację zwoleńską oraz lubelską węglonośną. Reszta wymienionych formacji była reprezentowana przez pojedyncze próbki, przy czym dla 13 próbek jednostka litostratygraficzna nie została zidentyfikowana. Tabela 2.1.2.1. Charakterystyka litostratygraficzna próbek z rdzeni wiertniczych. Oznaczenia: (fm) – formacja, (og) – ogniwo Lp. 1 2 3 4 5 6 Nr próbki 868 869 870 871 872 873 Stratygrafia proterozoik kambr dolny kambr dolny kambr środkowy sylur środkowy, wenlok kambr Litostratygrafia poleska (fm) brak brak brak brak brak 16 2. Materiał badawczy 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 874 875 876 877 878 879 880 881 882 883 884 885 886 887 888 889 890 891 892 893 894 895 896 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 kambr środkowy ordowik górny, aszgil kambr dolny ordowik dolny, tremadok dolny kambr dolny sylur dolny, landower perm górny dewon dolny dewon górny, fran dewon środkowy dewon górny, fran dewon górny, famen dewon dolny, ems karbon dolny, wizen karbon dolny, turnej górny karbon karbon dolny, wizen perm dolny perm dolny perm dolny karbon dewon środkowy, eifel karbon dolny, wizen dolny karbon górny, westfal dewon dolny, ems dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran dewon górny, fran karbon dolny, turnej dewon górny, fran 40 139 dewon środkowy, eifel 41 42 43 140 141 142 dewon górny, fran karbon górny, westfal dewon górny, fran kostrzyńska (fm) margli i iłowców z Prabut (fm) brak brak smołdzińska (fm) iłowców z Pelpina (fm) wapień cechsztyński czarnoleska (fm) modryńska (fm), werbkowickie (og) brak modryńska (fm), zubowickie (og) firlejska (fm) zwoleńska (fm) piaskowców kwarcowych z Drzewian (fm) brak brak iłowców z Łobżonki (fm) czerwony spągowiec górny czerwony spągowiec górny czerwony spągowiec górny brak brak brak lubelska (węglonośna) (fm) zwoleńska (fm) modryńska (fm), zubowickie (og) człuchowska (fm), unisławskie (og) modryńska (fm), werbkowickie (og) modryńska (fm), zubowickie (og) modryńska (fm), werbkowickie (og) modryńska (fm), werbkowickie (og) piaskowców arkozowych z Gozdu (fm) modryńska (fm), werbkowickie (og) telatyńska (fm), seria dolomitów szarobrunatnych (dewonu radomsko-lubelskiego) modryńska (fm), lipowieckie (og) lubelska (węglonośna) (fm) modryńska (fm), werbkowickie (og) 2.2. Wyniki profilowań geofizyki otworowej Skały wieku prekambryjskiego i paleozoicznego scharakteryzowano na przykładzie danych 8 otworów wiertniczych: T-IG5, M-IG1, B-2, M-5, M-6k, M-9, D-2 i Dy-1 (Dokumentacja otworu T-IG5, 1977; Dokumentacja otworu M-IG1, 1976; Dokumentacja otworu B-2, 1995; Dokumentacja otworu M-5, 1997; Dokumentacja otworu M-6k, 1996; Dokumentacja otworu M-9, 1999; Dokumentacja otworu D-2, 1997; Dokumentacja otworu Dy-1, 1991). W otworach B-2, M-5, M-6k, M-9 i D-2 dostępne były cyfrowe wyniki pomiarów geofizyki otworowej, a także rozwiązania litologiczno-porowatościowe. Dane dla otworów T-IG5, M- 17 2. Materiał badawczy IG1 i Dy-1 obejmowały scyfrowane wyniki analogowych profilowań geofizyki otworowej wykonanych sondami produkcji radzieckiej (tab. 2.2.1). Podstawą wyboru ww. otworów do interpretacji była dostępność wyników profilowań geofizyki otworowej otrzymanych z pomiarów nowszymi sondami, profilowania akustycznego i oporności, a także jakość wyników profilowań. Uwzględniano także interwał pobrania próbki geologicznej, w celu dowiązania głębokościowego wyników badań laboratoryjnych i geofizyki otworowej. Podstawy fizyczne metod geofizyki otworowej są szeroko opisane w literaturze polskiej (Jarzyna et al., 1997) oraz anglojęzycznej (Rieder, 2002; Schlumberger, 1989), dlatego też nie zostały opisane w pracy. Tabela 2.2.1. Zestawienie dostępnych wyników profilowań geofizyki otworowej w analizowanych odwiertach. Oznaczenia: GR – profilowanie gamma, CALI – profilowanie średnicy, GRS – spektrometryczne profilowanie gamma z uwzględnieniem zawartości toru, potasu i uranu (Th, K, U), DT – profilowanie akustyczne, PO – profilowanie oporności (gradientowe i potencjałowe), Dual laterolog – sterowane profilowanie oporności (laterolog krótkiego i dalekiego zasięgu), RHOB – profilowanie gęstości objętościowej, NPHI – profilowanie porowatości neutronowej w umownych jednostkach porowatości wapienia, CV – krzywe kumulacyjne składników mineralnych, PHI – porowatość całkowita, b.d. – brak danych Otwór Głębokość [m] 3072,53850,5 Dewon, żywet, Dgt Dewon, eifel, De Dewon dolny, D1 Sylur, przydol, Sp Sylur, ludlow, Sld Sylur, wenlok, Sw Ordowik, aszgil, Oa1 Ordowik, karadok, Oc Ordowik, lanwirn, Oln Ordowik, arenig, Oar Ordowik, tremadok dolny, Ot1 Prekambr, ediakar, Pted 1846-3504,5 Karbon, C 1510-1600 1600-1659,5 1659,52466,5 2466,5-2648 2648-2890 2890-2964,5 T-IG5 2964,52966,5 2966,5-3016 3016-3027,5 3027,5-3030 3030-3072,5 M-IG1 Stratygrafia GR i CALI GRS, Th, K, U DT PO/Dual laterolog + b.d. + + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + b.d. + + + + + + + + + + + + b.d. + b.d. + + + + b.d. b.d. + + + + + + + + RHOB NPHI b.d. b.d. CV+ PHI b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 18 2. Materiał badawczy 3504,5-3750 3750-3952,5 3952,53955,5 3955,5-5002 5002-5059 3133,5-3534 Dy-1 3534-4000 4000-4016 B-2 4432-4787 4787-4830 2995,5-3146 3146-3783 D-2 3783-4114 4114-4349 908-1829 1829-3707 M-5 3707-4071,5 4071,5-4100 940-1485 1485-1640 M-6k 1640-3911 3911-4265 967,51966,5 1966,5-3652 3652-3692 M-9 3692-3744 3744-4108 4108-4125 Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Dewon, żywet, Dgt Dewon, dolny, D1 Sylur, przydol, Sp Karbon, turnej górny, Ct3 Karbon, turnej dolny, Ct1 Dewon, famen, Dfa Karbon, wizen, Cwi Sylur, S Karbon, wizen, Cwi Karbon, turnej, Ct Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Karbon, C Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Dewon środkowy, D2 Karbon, namur, Cn Karbon, wizen, Cwi Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Karbon, C Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Dewon, famen, Dfa Dewon, fran, Dfr Dewon środkowy, D2 + + + + + b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. + + + + + + b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. + b.d. + + b.d. b.d. b.d. + b.d. + + b.d. b.d. b.d. + b.d. + + b.d. b.d. b.d. + + + + b.d. b.d. + + + + + b.d. b.d. + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + niekompletne dane, interwał odrzucony do interpretacji + + + + b.d. + + + + + + b.d. + + + + + + b.d. + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + b.d. + b.d. b.d. + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 19 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Badania laboratoryjne parametrów fizycznych na próbkach skał wyciętych z rdzeni wiertniczych są podstawą poprawnej charakterystyki ilościowej i jakościowej skał potencjalnie zbiornikowych. W skład standardowych badań laboratoryjnych wchodzą m.in. pomiary porowatości całkowitej, przepuszczalności, gęstości, gęstości objętościowej, czy parametrów elektrycznych. Próbki geologiczne poddano również badaniom porozymetrii rtęciowej, magnetycznego rezonansu jądrowego, mikrotomografii komputerowej, własności wytrzymałościowych i odkształceniowych oraz analizy pirolitycznej Rock-Eval. 3.1. Standardowe badania laboratoryjne Standardowe badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych obejmowały pomiary (Zalewska et al., 2011a; 2012; 2013; Such, 1996): • gęstości (dawniej gęstości właściwej), gęstości objętościowej i porowatości całkowitej; pomiar odbywał się przy użyciu dwóch aparatów: AccuPyc 1330 i GeoPyc 1360. Piknometr gazowy AccuPyc 1330 służy do wyznaczania objętości szkieletowej próbki przez pomiar zmian ciśnienia helu w objętości komory pomiarowej (ustalonej przez kalibrację). Po wprowadzeniu masy próbki otrzymano wielkość gęstości próbki. Pomiar, po kilkukrotnym wykonaniu, był uśredniany. Z użyciem urządzenia GeoPyc 1360 wyznaczono najpierw objętość całkowitą próbki, w wyniku porównania objętości nośnika (znajdującego się w cylindrze pomiarowym) i objętości tego nośnika z zanurzoną w nim próbką. Znając masę próbki i gęstość – automatycznie wyznaczono gęstość objętościową i współczynnik porowatości całkowitej; • przepuszczalności absolutnej; parametr określono wykorzystując aparat Gas Permeameter, firmy Temco. Roboczym gazem w tym przypadku był azot. Wartości przepuszczalności poprawione zostały na tzw. efekt Klinkenberga, związany z poślizgiem cząstek gazu na ziarnach szkieletu mineralnego. Zastosowanie poprawki obniżyło jeszcze zmierzone wartości przepuszczalności; • parametrów elektrycznych; pomiar opierał się na dwóch równaniach Archiego (1942), wiążących oporność właściwą skał z porowatością efektywną i nasyceniem przestrzeni porowej wodą. Badania zostały wykonane według metodyki opracowanej przez Z. Bal w 1975r (Such, 1996). Zastosowano miernik Escort Elc 3131D, który wskazuje opór próbki. Pomiary wykonano na próbkach w kształcie walców (0,028 x 0,03 m), osuszonych w temperaturze 105°C, a następnie nasyconych roztworem 200 g NaCl/l. Nasycanie odbywało 20 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych się w komorze próżniowej przez 12 godzin. Na podstawie pomierzonego oporu obliczono oporność właściwą skały w 100% nasyconej wodą złożową, parametr porowatości i wskaźnik struktury porowej m. Parametr nasycenia wyznaczano pięciokrotnie, przy różnym stopniu nasycenia próbki. Desaturacja odbywała się poprzez odwirowanie próbki. Po kolejnych odwirowaniach obliczano parametr nasycenia i wskaźnik zwilżalności skały n; • zawartości naturalnych pierwiastków promieniotwórczych: uranu, toru i potasu; badanie polegało na pomiarze częstości zliczeń kwantów gamma, rejestrowanych osobno w trzech kanałach pomiarowych. Równocześnie wykonywano pomiary na trzech objętościowych wzorcach promieniotwórczych: potasowym, radowym i torowym. Pomiary wykonywane były w trójkanałowym spektrometrze MAZAR. Sproszkowana próbka była umieszczana w domku osłonowym, w którym znajdowała się sonda scyntylacyjna z kryształem NaJ/Tl i kalibracyjne źródło izotopowe Cs-137. Energia kwantów gamma była przeliczana na amplitudy impulsów, które były rozdzielane i zliczane w odpowiednich oknach pomiarowych, odpowiadających zakresom energetycznym kwantów gamma emitowanych przez poszczególne izotopy. Trzy kanały spektrometru ustawione były na zakresy energii odpowiadających kwantom gamma od izotopu potasu K-40, bizmutu Bi214 (w równowadze z radem Ra-226) oraz talu Tl-208 (w równowadze z torem Th-228). Standardowo wykonano po 10 cykli pomiarowych, po których obliczono stężenie pierwiastków promieniotwórczych w próbce; • właściwości sprężystych (prędkości propagacji fal ultradźwiękowych); pomiar był wykonany defektoskopem UMT-17 firmy Ultramet S.C., który umożliwił rejestrację przebiegu fal podłużnych i poprzecznych, a także określenie czasu pierwszego wstąpienia. Ultradźwiękowa głowica nadawcza, pracująca przy częstotliwości 1 MHz, podobnie jak odbiorcza, pobudzona jest do drgań przez krótki impuls elektryczny o wysokiej amplitudzie. Do badanej próbki przenoszą się drgania mechaniczne przetwornika piezoelektrycznego głowicy, tworząc przemieszczającą się falę ultradźwiękową. Rejestracja sygnału odbywa się przez głowicę odbiorczą po przejściu przez badaną próbkę. Do wyznaczenia czasu propagacji fali ultradźwiękowej wykorzystuje się metodę opartą o tzw. zero-crossing, która polega na znalezieniu charakterystycznego punktu na sygnale echa ultradźwiękowego, przecinającego poziom linii bazowej sygnału; • składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej (analiza jakościowa i ilościowa); analiza jakościowa wykorzystuje zjawisko ugięcia promieni rentgenowskich na elementach strukturalnych ciała krystalicznego i fakt, że sieć krystaliczna minerału spełnia rolę trójwymiarowej siatki dyfrakcyjnej. W identyfikacji minerałów metodą proszkową zakłada się, że każdą substancję krystaliczną określa zbiór odległości 21 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych międzypłaszczyznowych, które uzupełnia się oceną intensywności refleksów w postaci wysokości danego refleksu na dyfraktogramie. Zbiory wzorcowych odległości międzypłaszczyznowych publikowane są w katalogach. Pomiar wykonano przy użyciu dyfraktometru rentgenowskiego X’Pert MPD firmy Philips (lampa rentgenowska Cu o maksymalnej mocy 2500 W). Ilościowo skład mineralny określono metodą wzorca wewnętrznego. Zakłada się proporcjonalność zawartości minerału do intensywności refleksu diagnostycznego tego minerału na dyfraktogramie rentgenowskim. Analiza przeprowadzona została przy pomocy programu Rock Jock. 3.1.1. Wyniki standardowych badań laboratoryjnych Tabela 3.1.1.1 przedstawia wyniki pomiarów laboratoryjnych na próbkach wyciętych z rdzeni wiertniczych. Wartości przepuszczalności absolutnej równe 0,01 mD i porowatości całkowitej – 1,5% odnoszą się do wyników poniżej rozdzielczości urządzenia. Błąd pomiaru gęstości wynosił średnio 0,013 g/cm3, gęstości objętościowej – 0,032 g/cm3 i oporności właściwej – 1% wyznaczonej wartości. Wyniki analizy ilościowej składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej przedstawione są w tabeli 3.1.1.2. Niektóre z pomiarów nie zostały wykonane na wszystkich próbkach ze względu na brak wystarczającej ilości materiału badawczego, potrzebnej do wykonania analizy (materiał sproszkowany), próbka uległa zniszczeniu podczas wycinania formy lub podczas wykonywania badania (pękanie, kruszenie). Standardowe pomiary laboratoryjne zostały wykonane w Instytucie Nafty i Gazu w Krakowie. 22 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.1.1.1. Wyniki badań laboratoryjnych na próbkach z rdzeni wiertniczych. Oznaczenia: δr – gęstość, δb – gęstość objętościowa, Kp – porowatość całkowita, K – przepuszczalność absolutna, ρ – oporność właściwa, Pp – parametr porowatości, m – współczynnik zwięzłości, n – współczynnik zwilżalności, Vp – prędkość fali P, Vs – prędkość fali S, Vp/Vs – stosunek prędkości fali P do S, K, U, Th – zawartość pierwiastków promieniotwórczych, kolejno potasu (K), uranu (U) i toru (Th) Lp. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Nr δr δb próbki [g/cm3] [g/cm3] 868 2,65 2,64 869 2,65 2,57 870 2,68 2,55 871 2,63 2,61 872 2,71 2,62 873 2,71 2,66 874 2,64 2,61 875 2,75 2,72 876 2,69 2,57 877 2,66 2,57 878 2,70 2,47 879 2,74 2,73 880 2,73 2,61 881 2,71 2,70 882 2,79 2,74 883 2,65 2,64 884 2,71 2,69 885 2,74 2,67 886 2,64 2,61 887 2,72 2,40 888 2,66 2,30 889 2,78 2,69 890 2,70 2,68 891 2,76 2,48 892 2,70 2,66 893 2,71 2,69 Kp [%] 1,5 3,18 4,79 0,8 3,15 1,76 1,22 1,5 4,41 3,25 8,47 1,5 4,35 1,5 1,5 1,5 1,5 2,44 1,32 11,71 13,31 3,36 1,5 10,3 1,31 0,47 K ρ Pp m n Vp Vs [mD] [Ωm] [Pp] [-] [-] [m/s] [m/s] 0,02 14 344 1,57 2,07 5019 2472 0,05 7 180 1,69 2,43 5096 2591 0,01 28 693 1,98 - 4813 2615 0,01 17 432 1,59 - 4893 2729 0,01 11 271 1,75 1,7 5054 2751 0,02 42 1060 1,54 3,22 4778 2772 0,28 10 242 1,47 3,01 5141 2497 0 3279 81977 1,74 2,31 5928 3009 0,06 14 356 1,73 3,75 4692 2260 0,01 14 352 1,77 - 5008 2705 0,01 7 167 1,92 3,38 4365 2454 0,01 449 11223 1,71 - 5549 3140 0,01 8 200 1,56 2,17 5172 2883 0,01 31 768 1,5 3,71 5293 2696 0,01 230 5751 - 2,16 6175 3071 0,01 34 845 1,65 2,3 5084 2670 0,01 124 3102 1,36 3,58 5309 2922 0,01 35 875 1,67 4,81 5131 2720 0,01 15 380 1,74 1,43 5071 3122 27,19 2 38 1,55 - 3688 1999 94,43 2 39 1,7 1,54 3533 2082 0,07 5 120 1,4 3,07 4446 2522 0,01 51 1274 1,55 1,86 5433 2768 0,1 5 130 1,88 5,38 3450 2090 0,03 7 167 1,27 1,6 4445 2494 0,01 12 297 1,46 1,34 5273 3105 Vp/Vs K [-] 2,03 1,97 1,84 1,79 1,84 1,72 2,06 1,97 2,08 1,85 1,78 1,77 1,79 1,96 2,01 1,90 1,82 1,89 1,62 1,84 1,70 1,76 1,96 1,65 1,78 1,70 [%] 1,32 1,05 0,32 0,14 1,39 0,64 0,14 0,16 3,08 0,52 2,27 Błąd Błąd Błąd Th U U Th K [%] [ppm] [%] [ppm] [%] 0,19 3,91 0,96 7,61 1,5 0,15 1,01 1,83 0,94 0,14 0,88 0,79 5,29 1,3 0,1 1,5 0,65 1,77 0,95 0,19 1,43 0,78 9,27 1,51 0,16 2,75 0,86 2,55 1,14 0,11 0,88 0,9 0,73 0,59 1,12 0,28 2,67 0,93 11,32 1,66 0,12 1,29 0,66 1,2 0,96 0,22 2,3 0,77 7,65 1,36 23 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 894 895 896 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 2,67 2,87 2,72 2,69 2,70 2,70 2,71 2,82 2,70 2,84 2,84 2,62 2,86 2,74 2,83 2,65 2,83 2,60 2,82 2,70 2,39 2,70 2,70 2,70 2,81 2,68 2,83 2,82 2,56 2,85 2,73 2,82 2,35 2,81 2,46 1,5 1,5 10,9 0,13 0,18 0,39 0,31 0,59 0,39 0,79 2,42 0,1 0,42 0,28 11,52 0,67 0,01 0,01 0,01 0,42 0 0 0 0,01 0 0,04 0,01 0,13 0,09 0,05 0,01 1,07 0,05 24 44 269 10 76 385 380 228 1082 180 129 31 86 180 17 84 600 1094 6715 70 544 2750 2711 1693 7731 1286 921 220 615 1284 121 597 1,82 1,2 1,74 1,61 1,14 1,47 1,53 1,53 1,81 1,33 1,62 1,33 1,33 1,51 2,23 1,41 1,7 1,67 4,7 2,28 2,58 5,4 3,5 3,71 6,2 5,21 2,5 2,1 6,97 2,15 3,3 5144 6834 5350 3283 5155 6259 5941 6616 6450 6611 6236 4258 6126 6091 3933 6169 2647 3536 2598 1732 2664 3280 3050 3248 3390 3417 3335 2515 3185 3260 2083 3004 1,94 1,93 2,06 1,895497 1,93506 1,908232 1,947869 2,036946 1,902655 1,934738 1,869865 1,693042 1,923391 1,868405 1,888142 2,053595 0,24 1,32 0,45 2,74 0,36 0,61 0,52 0,35 0,2 0,28 4,94 0,22 2,12 0,41 0,32 0,3 0,17 0,3 0,33 0,21 0,23 0,24 0,18 0,51 0,2 0,28 0,17 0,23 - 1,72 2,3 3,33 3,01 1,49 1,58 1,73 1,26 1,41 1,09 2,04 1,3 1,23 1,12 1,48 1,58 0,73 0,75 1,28 1,21 1,18 1,05 1,59 1,07 0,94 - 1,14 9,15 7,81 9,56 1,71 2,2 3,28 1,69 1,39 2,47 2,9 2,69 6,6 1,33 3,71 1,4 0,96 1,39 2,73 2,17 1,74 2,38 1,85 2,01 - Tabela 3.1.1.2. Wyniki analizy ilościowej składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej. Oznaczenia: Q – kwarc, Sk – skalenie, C – kalcyt, D – dolomit, Ha – halit, Sy – sylwin, P – piryt, Hm – hematyt, A – anhydryt, An – ankeryt, Kl – kaolinit, M – miki i minerały z grupy illitu, Ch – chloryt, Sk-K – skalenie potasowe, Pl – plagioklazy, Σil – suma minerałów ilastych Lp. Nr Minerały Minerały Q Sk C D Ha Sy P Hm A Kl M Ch Sk-K próbki główne akcesoryczne 1 868 Q Sk, C, D, Hm, Ch, M 74 21 1 1 - - - 1 - - - - - - 2 2 869 Q Sk, C, Ch, M 92 1 1 - - - - - - - - - - - 6 3 870 Q Sk, C, D, P, Ha, Ch, M 83 6 1 3 1 - 1 - - - - - - - 5 4 871 Q D 99 - - 1 - - - - - - - - - - - 5 872 Q Sk, C, D, P, Ha, A, Ch, M 46 21 10 3 1 - 1 - 1 - - - - - 17 6 873 Q Sk, C, D, Hm, Ha, Ch, M 78 7 1 1 1 - - 1 - - - - - 11 7 874 Q Ch, M 99 - - - - - - - - - - - - 1 [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] - [%] Pl Σil [%] [%] 24 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 8 875 Q Sk, C, Ch, M 16 1 68 - - - - - - - - - - - 15 9 876 Q Sk, C, D, P, Ch, M 65 18 1 1 - - 1 - - - - - - - 15 10 877 Q Sk, C, D, Ch, M 94 1 1 2 - - - - - - - - - - 2 11 878 Q Sk, C, D, Hm, Ha, A, Ch, M, Kl 79 1 1 1 1 - - 1 1 - - - - - 16 12 879 Q Sk, C, D, Ch, M 33 2 30 2 - - - - - - - - - - 33 13 880 Q Sk, C, D, Ha, Ch, M 7 4 77 1 1 - - - - - - - - - 10 14 881 Q Sk, C, D, Ha, Ch, M 50 27 1 2 1 - - - - - - - - - 19 15 882 C A, Q 1 - 71 - - - - - 28 - - - - - - 16 883 Q Sk, C, Ch, M 89 2 1 - - - - - - - - - - - 8 17 884 C Q 2 - 98 - - - - - - - - - - - - 18 885 C Q, Sk, D, P, Ch, M 17 9 54 8 - - 1 - - - - - - - 11 19 886 Q C, P, Ch, M 97 - 1 - - - 1 - - - - - - - 1 20 887 Q A, Sk, C, P, Ch, M 76 1 1 - - - 1 - 19 - - - - - 2 21 888 Q C, D, Hm, A, Ch, M 93 - 1 2 - - - 1 2 - - - - - 1 22 889 Q Sk, C, D, Hm, Ha, A, Ch, M 46 7 1 1 1 - - 2 1 - - - - - 41 23 890 Q Sk, C, D, Hm, Ch, M 85 1 11 1 - - - 1 - - - - - - 1 24 891 Q Sk, D, Hm, A, Ch, M 65 13 - 10 - - - 1 2 - - - - - 9 25 892 Q Sk, C, D, Hm, Ch, M 84 2 8 1 - - - 1 - - - - - - 4 26 893 Q Sk, C, D, A, Hm, Ha, Ch, M 21 12 17 5 1 - - 1 1 - - - - - 42 27 894 Q C, D, Ch, M 90 - 6 1 - - - - - - - - - - 3 28 895 D Q, C, A 3 - 1 94 - - - - 2 - - - - - - 29 896 Q, Sk C, D, P, Ch, M 31 36 7 4 - - 1 - - - - - - - 21 30 129 Q M, Kl, Ch, Sy 84,1 - - - - 1,3 - - - 4,6 4,7 5,3 - - 14,6 31 130 Q M, Ch, Sk, C, D, Hm 50,4 - 0,6 0,2 - - - 3,1 - - 27,5 7,8 4,4 6 35,3 32 131 C M, D, Q, Ha, P 4,5 - 85,6 1 0,9 - 0,6 - - - 7,4 - - - 7,4 33 132 C M, Ch, Q, D, Ha, P 5,3 - 72,8 2,4 0,4 - 1,5 - - - 15,6 2 - - 17,6 34 133 D M, A, Q, C, P 4,2 - 8,6 74,5 0,7 - 1,7 - 0,9 - 3,9 - - - 3,9 25 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 35 134 C Q, D, An, P 1,4 - 95,4 1,8 36 135 D M, A, Q, C, An, P 1,5 - 37 136 D M, Q, C 2,2 38 137 Q M, Ch, Kl, Sk, C, D 39 138 D 40 139 41 - 0,7 1,2 88,1 0,7 - 1,3 - 1,4 94 - - - 24,8 - 0,5 1,4 - - M, A, Q, C, Ha, P 1,3 - 1,4 89,8 0,8 Q M, Kl, Ch, Sk, D, P 48 - 140 D M, Q, Sk, C, An, P 1,1 - 42 141 Q M, Kl, A, D 86 - 43 142 D M, Q, C, An 0,7 - - - - - - - - - - - 0,6 - 5,4 - - - 5,4 - - - 2,4 - - - 2,4 - - - 0,9 11 2,9 43,7 - 0,7 - 2,4 - 3,6 - - - 3,6 2,2 - 32,8 13,2 - - 3,8 - - 0,4 65,8 - - 2,3 - - - 25,4 - 1,6 - 25,4 - - - - 2,3 6,5 4,1 - - - 10,6 - - - - - - 3,1 - - - 3,1 - - 1,3 75,1 0,2 31,5 1,1 14,8 14,8 26 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.1.2. Interpretacja wyników standardowych badań laboratoryjnych Interpretacja wyników standardowych badań laboratoryjnych pozwoliła odpowiedzieć na pytania dotyczące własności fizycznych analizowanych skał. Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego, twarde i zbite charakteryzowały się niskimi wartościami porowatości i przepuszczalności (tab. 3.1.1.1 i 3.1.1.2). W przypadku grupy piaskowców i grupy mułowców nie zidentyfikowano znaczącej różnicy w analizowanych parametrach petrofizycznych, podobnie jak w przypadku grupy wapieni i grupy dolomitów, dlatego też w pracy skupiono się głównie na zmienności parametrów w obrębie grup skał klastycznych i węglanowych. Jedynie w charakterystyce statystycznej zawartości pierwiastków promieniotwórczych i wyników składu mineralnego metodą rentgenowskiej analizy fazowej zastosowano podział na grupę skał piaskowcowych, mułowcowych, wapieni i dolomitów. Grupa skał klastycznych charakteryzowała się średnimi wartościami gęstości i gęstości objętościowej wynoszącymi 2,69 i 2,59 g/cm3, przy zakresie 2,62-2,78 g/cm3 i 2,3-2,73 g/cm3 i odchyleniu standardowym (zmienności) równym odpowiednio 0,04 i 0,12 g/cm3. Własności elektryczne, reprezentowane przez średnie wartości oporności właściwej, parametru porowatości i współczynników zwięzłości i zwilżalności, wynosiły odpowiednio 44,5 Ωm, 1024, 1,64 i 2,6, przy zakresie 1-448 Ωm, 38-11223, 1,14-2,23 i 1,34-5,38 oraz odchyleniu standardowym równym odpowiednio 95 Ωm, 2394, 0,23 i 1,08. Prędkości fali P i S przyjmowały średnie wartości 4712 i 2547 m/s, przy rozpiętości 3283-5548 i 1732-3139 m/s i zmienności 643 i 338 m/s. Grupa skał węglanowych przyjmowała zdecydowanie większe wartości gęstości i gęstości objętościowej, niż grupa skał klastycznych – 2,78 i 2,75 g/cm3, przy zakresach 2,7-2,87 i 2,61-285 g/cm3 oraz zmienności 0,06 i 0,07 g/cm3. Średnia oporność właściwa wynosiła 430 Ωm (zakres: 8-3279 Ωm i odchylenie standardowe: 830 Ωm), natomiast parametr porowatości – 7505 (zakres: 199-81977 i odchylenie standardowe: 20705 Ωm). Średnie współczynniki zwięzłości i zwilżalności przyjmowały wartości 1,52 i 3,82, przy zakresie 1,20-1,81 i 1,34-6,97 i zmienności odpowiednio 0,17 i 1,65. Prędkości fali P i S w przypadku grupy skał węglanowych były zdecydowanie wyższe i wynosiły średnio 6169 i 3185 m/s, przy rozpiętości 5130-6834 i 2720-3535 m/s i odchyleniu standardowym 514 i 226 m/s. Średnie wartości gęstości i gęstości objętościowej były podobne do siebie w obu grupach (skałach klastycznych i węglanowych). Taki wynik wskazuje na niewielki udział 27 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych przestrzeni porowej w objętości skał. Parametry elektryczne wskazywały na występowanie mało skomplikowanej struktury przestrzeni porowej, przyjmując względnie wysokie wartości uzyskanych z analizy parametrów. Jedynie dla niektórych próbek, np. 887, 888 i 129 uzyskano niskie wartości parametrów elektrycznych. Wysokie prędkości fali P i S sygnalizują, że analizowane skały charakteryzują się dobrymi własnościami sprężystymi. Wynik ten jednak nie został zaakceptowany bez dyskusji, gdyż makroskopowo stwierdzono zwietrzenie pobranego materiału skalnego. Współczynnik zwięzłości, przyjmujący niskie wartości w przypadku analizowanych skał, odzwierciedlał stan skały zwietrzałej. Współczynnik porowatości całkowitej i przepuszczalność absolutna w grupie skał klastycznych przyjmowały średnie wartości 3,92% i 4,43 mD, przy zakresach 013-13,31% i 0-94,43 mD i zmienności 4% i 18,37 mD. Dwie karbońskie próbki: 887 i 888 odznaczały się względnie wysokim współczynnikiem porowatości i przepuszczalnością, wynoszącymi odpowiednio 11,71 i 13,31% oraz 27,19 i 94,43 mD. Próbki te wyróżniały się spośród analizowanych skał lepszymi własnościami zbiornikowymi. Dla reszty próbek z grupy skał klastycznych średnie wartości porowatości i przepuszczalności były równe 3,25% i 0,09 mD, przy zakresach 0,13-11,52% i 0-1,07 mD i zmienności 3,3% i 0,2 mD. 90% analizowanych skał miał współczynnik porowatości poniżej 10,3% i przepuszczalności poniżej 0,2 mD. W grupie skał węglanowych średnie wartości współczynnika porowatości i przepuszczalności wynosiły 1,1% i 0,02 mD, przy rozpiętościach 0,1-4,35% i 0-0,09 mD i zmienności 1,12% i 0,02 mD. Poniżej 2,4% i 0,05 mD znajduje się 90% wartości współczynnika porowatości i przepuszczalności. Grupa skał węglanowych wykazywała małą zmienność tych dwóch parametrów. W pomiarach parametrów petrofizycznych skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych zwrócono szczególną uwagę na poprawne określenie wartości współczynnika porowatości i przepuszczalności, gdyż nawet niewielkie wahania tych parametrów wyraźnie rzutują na ocenę ich potencjału zbiornikowego (Jarzyna et al., 2012). Analiza zawartości pierwiastków promieniotwórczych potasu (K), uranu (U) i toru (Th) została przeprowadzona przy zastosowaniu podziału na grupę piaskowców, mułowców, wapieni i dolomitów, gdyż mułowce charakteryzują się większą zawartością pierwiastków promieniotwórczych niż piaskowce. Średnie wartości zawartości potasu, uranu i toru dla piaskowców wynosiły 1,14%, 1,68 i 4,31 ppm, przyjmując wartości z zakresu odpowiednio 0,14-4,94%, 0,73-3,33 i 1,12-9,27 ppm i zmienności 1,5%, 0,78 i 3,45 ppm. Grupa skał mułowcowych charakteryzowała się wyższymi wartościami zawartości pierwiastków promieniotwórczych, gdyż średnie wartości wynoszą odpowiednio – 23%, 2,62 i 8,55 ppm, 28 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych mieszcząc się w przedziałach 1,32-3,08%, 1,23-3,91 i 6,6-11,32 ppm i zmienności 0,67%, 098 i 188 ppm. Grupa wapieni i grupa dolomitów była reprezentowana przez zbliżone średnie wartości stężenia pierwiastków K, U i Th: 0,38%, 1,51 i 2,21 ppm (zakresy odpowiednio równe: 0,14-0,64%, 0,88-2,75 i 0,9-5,29 ppm) oraz 0,32%, 1,37 i 2,09 ppm (zakresy odpowiednio równe: 0,2-0,52%, 1,09-1,75 i 1,33-3,28 ppm). Zmienność zawartości K, U i Th w przypadku wapieni i dolomitów była niska i wynosi odpowiednio 0,18%, 0,63 i 1,47 ppm oraz 0,12%, 0,25 i 0,83 ppm. Wykres krzyżowy zawartości potasu do toru pozwolił na identyfikację minerałów ilastych (fig. 3.1.2.1). Większość próbek zawierałą minerały ilaste z grupy chlorytu, część: 892, 139, 893 – z grupy illitu, 873 – z grupy mik, 137 – z grupy skaleni potasowych, 129, 875, 138 i 877 – chlorytu/kaolinitu, natomiast próbki 872, 896, 872 i 889 – mieszane. Fig. 3.1.2.1. Wykres krzyżowy tor vs. potas, okno programu Techlog (Schlumberger, 2011) Analiza jakościowa i ilościowa składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej stanowiła wyraźną pomoc w poprawnej klasyfikacji litologicznej badanych skał, gdyż dostępne makroskopowe opisy geologiczne zawierały szczątkowe informacje litologiczne. Jednym z ważniejszych parametrów, uwzględnianych w klasyfikacji była sumaryczna procentowa zawartość minerałów ilastych, utożsamiona z zaileniem. Analizowane piaskowce charakteryzowały się średnim zaileniem równym 7,95%, przy zakresie zmian 1-21% i odchyleniu standardowym 6,58%, natomiast mułowce – 33,5% (zakres: 17-42% i zmienność: 9%). W grupie skał piaskowcowych i mułowcowych zaobserwowano wyraźną zmienność zailenia. Grupa wapieni i grupa dolomitów charakteryzowała się średnimi wartościami zailenia równymi odpowiednio 12,2 i 7,3%, przy 29 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych zakresie 74-176% i 2,4-25,4% i odchyleniu standardowym 4,07 i 8,92%. Wartości te mieściły się w szerokich przedziałach zmienności zailenia, publikowanych w podręcznikach petrofizycznych dla skał węglanowych, np. (Plewa & Plewa, 1992). Analizując standardowe parametry petrofizyczne, zaobserwowano grupowanie próbek ze względu na wiek i charakterystyczne wartości. Najniższe wartości gęstości objętościowej występowały w klastycznych skałach karbońskich, najwyższe w węglanowych skałach dewońskich. Zaobserwowano wyraźną ujemną korelację między gęstością objętościową i porowatością całkowitą w obu grupach skał. Nieprzepuszczalne okazały się próbki dewońskie – mułowiec 130 i wapienie 131, 132, 134, a także wapień ordowicki 875. Karbońskie próbki piaskowcowe charakteryzowały się najwyższymi wartościami przepuszczalności. Zaobserwowano najwyższe wartości oporności właściwej i parametru porowatości dla skał klastycznych i węglanowych dewonu, ordowiku i syluru, co wskazuje na ich ograniczone własności filtracyjne i skomplikowaną strukturę przestrzeni porowej. Dewońskie skały węglanowe charakteryzowały się najwyższymi wartościami prędkości fali P, sygnalizując najlepsze własności sprężyste. Pomiary laboratoryjne standardowych parametrów petrofizycznych są niezbędne do wstępnej oceny potencjału zbiornikowego skał. Zgodnie z podziałem skał zbiornikowych ze względu na przepuszczalność absolutną analizowane próbki, oprócz 887 i 888, zostały sklasyfikowane jako nieprzepuszczalne (Plewa & Plewa, 1992). 24 próbki wykazały przepuszczalność absolutną poniżej K=0,01 mD. 17 próbek sklasyfikowano jako półprzepuszczalne (10 mD>K>0,01 mD). Według kryterium współczynnika porowatości całkowitej 38 próbek zostało zaliczonych do kategorii skał o obniżonej porowatości (Kp<10%) (Plewa & Plewa, 1992). Karbońskie piaskowce 887 i 888 zostały sklasyfikowane jako skały o średniej porowatości (15%>Kp>10%) oraz przepuszczalne (K>10 mD). W przypadku analizowanych próbek skupiono się na wyznaczeniu parametrów petrofizycznych z innych, nowoczesnych metod, które pozwoliły na wydobycie szczegółowej informacji na temat ich potencjału zbiornikowego. 30 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.2. Porozymetria rtęciowa Badania laboratoryjne porozymetrii rtęciowej (MP, ang. mercury porosimetry) służą identyfikacji skał potencjalnie zbiornikowych. Przedmiotem analizy porozymetrycznej jest charakterystyka przestrzeni porowej skał. Może ona dotyczyć oceny ilościowej, poprzez wyznaczenie odpowiednich parametrów petrofizycznych, np. porowatości efektywnej, lub jakościowej, poprzez analizę przestrzeni porowej (Such, 1996; Bachleda-Curuś & Semyrka, 1997). Metodą porozymetrii rtęciowej charakteryzuje pory mieszczące się w przedziale przestrzeni kapilarnej i subkapilarnej (Burzewski et. al., 2001). Istnienie ciśnienia kapilarnego, wytwarzanego na zakrzywionej powierzchni cieczy przez napięcie powierzchniowe, stanowi podstawę porozymetrii rtęciowej. Zakłada się, iż ciśnienie kapilarne jest wywołane wzajemnym oddziaływaniem sił wewnątrz cieczy (kohezja, spójność) oraz sił pomiędzy cieczami nasycającymi przestrzeń porową a szkieletem skały (adhezja, przyleganie). Ciecz nazywamy zwilżającą, gdy siły adhezji przeważają nad siłami kohezji, w przeciwnym wypadku ciecz jest niezwilżająca. Parametrem określającym względną zwilżalność płynów jest międzyfazowy kąt styku θ (pomiędzy ciałem stałym, a powierzchnią fazową rozgraniczającą ciecz zwilżającą od niezwilżającej). Ciecz zwilżająca wznosi się w wyniku przylegania nad powierzchnię fazową, aż do ustalenia równowagi pomiędzy siłą adhezji i grawitacji. W konsekwencji gradienty ciśnień kapilarnych są różne dla płynów o różnych gęstościach. Gradienty ciśnień kapilarnych można przyrównać do wielkości nadciśnień koniecznych do wyparcia fazy zwilżającej przez fazę niezwilżającą w przestrzeni kapilar o określonych średnicach (Kuśmierek & Semyrka, 2003) – odwrotnie proporcjonalnie do wielkości ciśnień kapilarnych. Zależność pomiędzy średnicą porów i ciśnieniem kapilarnym przedstawia równanie Washburna (1921): r= 2 * σ *cos θ p (3.2.2.1) gdzie: r – średnica porów, σ – napięcie powierzchniowe, θ – międzyfazowy kąt styku, p – ciśnienie wtłaczania. Dla danego systemu ciecz – ciało stałe wartość σ*cosθ jest stała, co daje prostą zależność, łączącą średnicę porów, do których rtęć zostaje wtłoczona i ciśnienie wtłaczania. Średnica 31 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych porów jest odwrotnie proporcjonalna do ciśnienia, pod jakim rtęć jest wtłaczana. Rtęć poddana ciśnieniu zewnętrznemu nie zostanie wtłoczona do porów mniejszych niż r, ale będzie wtłaczana do wszystkich połączonych porów o rozmiarze większym niż r. W praktyce stosuje się wielkość napięcia powierzchniowego równego 485 dyn/cm oraz kąt styku θ, równy 130°. Dzięki tej ścisłej relacji opracowano metodykę pomiaru porozymetrii rtęciowej. 3.2.1. Wyniki badań porozymetrii rtęciowej Parametry fizyczne uzyskane w wyniku badań laboratoryjnych porozymetrii rtęciowej obejmują: • gęstość skały [g/cm3] – szkieletową (ρ_MP) i objętościową (ρb_MP), • porowatość efektywną [%] – wyznaczoną z iloczynu objętości wtłoczonej cieczy niezwilżającej [ml/g] i gęstości objętościowej skały [g/cm3*100%] (Kp mp ef), • średnią średnicę porów [μm] – obliczoną jako średnia ważona, z wagą w postaci ilości porów dla całego przedziału średnic porów występujących w próbce (D_Av), • powierzchnię właściwą przestrzeni porowej [m2/g] – wyznaczoną jako suma powierzchni porów występujących w jednostce masy – 1 g skały (A_MP). Badania porozymetrii rtęciowej zostały wykonane porozymetrem AutoPore II 9220 firmy Micrometrics przez dr. inż. Romana Semyrkę w Pracowni Porozymetrycznej Katedry Surowców Energetycznych WGGiOŚ AGH. Maksymalne ciśnienie wtłaczania wynosiło 60 000 psi (413,3 MPa), natomiast minimalne było niższe od ciśnienia otoczenia. Cieczą roboczą, spełniającą warunek cieczy niezwilżającej, była rtęć. Próbkę umieszczano w naczyniu, które wypełniało się rtęcią w warunkach próżniowych. Następnie stopniowo zwiększano ciśnienie, które powodowało wtłaczanie rtęci do materiału porowatego. Metoda porozymetrii rtęciowej opiera się na założeniu walcowego modelu przestrzeni porowej (pory w kształcie równoległych do siebie rurek o różnych średnicach). Zatem, przestrzeń porową tworzy zbiór kapilar, które przewodzą płyny. W wyniku badania otrzymuje się zależność ilości wtłaczanej rtęci od zadanego ciśnienia, lub średnicy porów. Możliwość wykonania pomiaru przy ciśnieniu wtłaczania do 60 000 psi (stacja wysokociśnieniowa) pozwala na pomiar średnic porów od 0,003-300 μm. Pomiary dostarczyły wielu parametrów przedstawionych w tabeli 3.2.1.1. 32 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.2.1.1. Wyniki badań porozymetrii rtęciowej. Oznaczenia: S_MP – całkowita objętość porów, A_MP – całkowita powierzchnia właściwa porów, D_Me_V – mediana średnicy porów (obliczona na podstawie objętości), D_Me_A – mediana średnicy porów (obliczona na podstawie powierzchni), D_Av – średnia średnica porów, ρb_MP – gęstość objętościowa, ρ_MP – gęstość (szkieletowa), S_V – objętość cieczy roboczej wykorzystanej do pomiaru, Kp mp ef – porowatość efektywna wyznaczona z MP Lp. Nr próbki S_MP A_MP D_Me_V D_Me_A D_Av ρb_MP ρ_MP S_V Kp mp ef [mL/g] 2 [m /g] [um] [um] [um] [g/mL] [g/mL] [%] [%] 1 868 0,0102 0,552 1,7314 0,0195 0,0739 2,42 2,49 5 0,42 2 869 0,0203 1,207 0,3339 0,0132 0,0674 2,46 2,59 6 0,83 3 870 0,0203 1,226 0,1074 0,0367 0,0662 2,73 2,89 30 0,74 4 871 0,0073 0,044 8,3511 0,1993 0,6594 2,53 2,58 4 0,29 5 872 0,0197 1,310 0,0796 0,0362 0,0602 2,55 2,69 31 0,77 6 873 0,0089 0,588 0,4738 0,0149 0,0606 2,44 2,49 13 0,37 7 874 0,0061 0,457 0,3712 0,0088 0,0531 2,59 2,63 9 0,24 8 875 0,0043 0,266 30,5355 0,0139 0,0649 2,61 2,64 2 0,16 9 876 0,0048 1,106 0,0258 0,0101 0,0172 2,59 2,63 3 0,18 10 877 0,0191 0,778 0,2539 0,0209 0,0982 2,34 2,45 26 0,82 11 878 0,0322 1,957 0,1424 0,0264 0,0657 2,66 2,91 45 1,21 12 879 0,0036 0,438 3,9039 0,0108 0,0327 2,72 2,74 6 0,13 13 880 0,0128 1,929 0,0312 0,0122 0,0266 2,61 2,70 20 0,49 14 881 0,0026 0,004 24,8605 0,5179 2,6594 2,69 2,71 1 0,10 15 882 0,0103 0,014 60,5034 0,2334 2,8860 2,54 2,61 3 0,41 16 883 0,0009 0 111,4621 111,4621 50,0179 2,59 2,59 1 0,03 17 884 0,0042 0,544 0,6035 0,0113 0,0311 2,55 2,58 2 0,16 18 885 0,0046 0,004 63,2304 1,5508 4,4726 2,69 2,72 3 0,17 19 886 0,0178 0,787 0,2333 0,0302 0,0905 2,25 2,34 26 0,79 20 887 0,0426 0,320 8,3342 0,0125 0,5326 2,36 2,62 13 1,81 21 888 0,0543 0,628 6,8389 0,0188 0,3457 2,47 2,85 80 2,20 33 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 22 889 0,0047 0,597 0,1713 0,0133 0,0317 2,68 2,71 7 0,18 23 890 0,0061 0,400 0,1011 0,0309 0,0609 2,63 2,67 10 0,23 24 891 0,0277 1,320 0,6892 0,0118 0,0840 2,29 2,44 16 1,21 25 892 0,0066 0,123 14,1237 0,0168 0,2146 2,59 2,63 3 0,26 26 893 0,0038 0,271 5,0406 0,0181 0,0567 2,62 2,64 2 0,15 27 894 0,0809 0,827 27,1294 0,0288 0,3913 1,82 2,14 41 4,44 28 895 0,0312 2,089 0,2350 0,0185 0,0598 2,31 2,49 45 1,35 29 896 0,0027 0,249 3,9050 0,0117 0,0440 3,01 3,04 5 0,09 30 129 0,0559 1,359 0,7475 0,0459 0,1646 2,28 2,62 16 2,45 31 130 0,0045 0,376 26,1248 0,0105 0,0480 2,68 2,71 8 0,17 32 131 0,0026 0,076 9,5260 0,0230 0,1385 2,70 2,72 5 0,10 33 132 0,0017 0,000 85,9777 67,3717 63,7199 2,67 2,68 1 0,06 34 133 0,0047 0,033 31,5431 0,0945 0,5685 2,80 2,84 9 0,17 35 134 0,0021 0,003 45,0704 0,5903 2,5115 2,63 2,64 1 0,08 36 135 0,0043 0,179 28,7573 0,0194 0,0953 3,00 3,04 7 0,14 37 136 0,0112 0,319 12,9895 0,0236 0,1399 2,58 2,66 21 0,43 38 137 0,0058 0,028 4,4623 0,1988 0,8171 2,59 2,63 3 0,22 39 138 0,0077 0,047 28,3156 0,0739 0,6591 2,69 2,75 5 0,29 40 139 0,0110 0,042 50,7874 0,1048 1,0474 2,64 2,72 4 0,42 41 140 0,0049 0,317 31,6660 0,0099 0,0619 3,07 3,11 9 0,16 42 141 0,0486 0,605 2,4370 0,0617 0,3215 2,33 2,63 73 2,09 43 142 0,0253 0,663 11,9727 0,0263 0,1528 0,45 0,45 6 5,64 34 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.2.2. Interpretacja wyników porozymetrii rtęciowej Analiza zależności objętości wtłoczonej rtęci w stosunku do średnic porów pozwoliła na określenie rozkładu porów w funkcji wielkości ich średnic (np. wyznaczenie przedziałów dominujących średnic porów oraz szczelin), występowanie porów przestrzeni kapilarnej, subkapilarnej lub ich braku, ocenę powierzchni właściwej i rozwartości szczelin. Skały o lepszych własnościach zbiornikowych charakteryzują się występowaniem porów o wyższych średnicach, obecności szczelin i obniżonej wartość powierzchni właściwej porów (Darłak, 1997). W większości analizowanych skał niemożliwe było odczytanie niektórych parametrów z krzywych ciśnień kapilarnych, np. średnicy progowej i ciśnienia progowego, ze względu na ich schodkowy kształt (fig. 3.2.2.1). Schodkowy kształt krzywych ciśnień kapilarnych związany jest z wystąpieniem skomplikowanej struktury przestrzeni porowej przy braku ciągłości połączeń, a także powstawaniem mikropęknięć podczas wtłaczania rtęci. Pomiary porozymetrii rtęciowej dostarczyły jednego z podstawowych, z punktu widzenia oceny potencjału zbiornikowego skał, parametru – porowatości efektywnej. Grupa skał klastycznych charakteryzowała się średnią porowatością efektywneą 0,81%, przy zakresie 0,03-4,43% i zmienności (odchyleniu standardowym) 0,99%. Jednakże 90% analizowanych próbek skał klastycznych osiągało wartość porowatości efektywnej poniżej 2,19%, natomiast 75% – 1,01%. Grupa skał węglanowych charakteryzowała się niższymi wartościami porowatości efektywnej – 0,65%, przy zakresie 0,06-5,63% i zmienności 1,41%. W tej grupie 90% próbek przyjmowało wartości niższe niż 1,35%, natomiast 75% próbek – wartości niższe niż 0,43%. Zaobserwowano większą zmienność wartości porowatości efektywnej dla skał węglanowych, która związana jest z występowaniem mikroszczelin w analizowanych próbkach. Wynik ten został potwierdzony badaniami mikrotomograficznymi i wytrzymałościowymi. Badania porozymetrii rtęciowej niosą informację o średniej średnicy porów, ważnej z uwagi na określenie dominującego systemu porowego. Średnia wartość średniej średnicy porów dla grupy skał klastycznych wynosiła 2,07 μm, przy zakresie 0,02-50 μm i zmienności 9,41 μm. W tej grupie 90% próbek przyjmowało średnią średnicę poniżej 1,05 μm. Grupa skał węglanowych charakteryzowała się większą średnią średnicą porów – 5,04 μm (zakres: 0,03-63,72 μm, zmienność: 16,29 μm), przy czym 90% próbek osiągało wartość poniżej 4,47 μm. Grupa skał węglanowych reprezentowała zbiór o większej niejednorodności 35 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych średnich średnic porów, niż grupa skał klastycznych. Dla większości próbek węglanowych średnia średnica porów była rzędu kilku mikrometrów. Średnia średnica porów korespondowała z wielkością całkowitej powierzchni właściwej porów. Całkowita powierzchnia właściwa porów, określająca miarę wielkości oporu przepływu płynu w ośrodku porowatym, została szczegółowo przeanalizowana w kontekście zdolności filtracyjnych. Średnia wartość powierzchni właściwej dla grupy skał klastycznych wynosiła 0,63 m2/g, przy zakresie 0-1,96 m2/g i zmienności 0,5 m2/g. W grupie skał węglanowych zaobserwowano niższe średnie wartości powierzchni właściwej porów – 0,43 m2/g, przy zakresie 0-2,09 m2/g i zmienności 0,67 m2/g. Obniżone wartości powierzchni właściwej porów świadczyły o lepszych własnościach zbiornikowych, związanych z mniej skomplikowanym układem geometrycznym porów. O potencjale zbiornikowym skał decyduje występowanie porów o wyższych średnicach i obniżona wartość całkowitej powierzchni właściwej porów. Na podstawie analizy porozymetrycznej grupa skał klastycznych wykazała gorsze własności zbiornikowe niż grupa skał węglanowych. Niższe wartości średniej średnicy porów i wyższe wartości powierzchni właściwej dla grupy skał klastycznych wskazywały na dominację porów o niewielkich średnicach i skomplikowanym układzie geometrycznym. W grupie skał węglanowych lepszy wynik spowodowany był obecnością mikroszczelin. Na podstawie wyników porozymetrycznych (krzywych nasiąkania i osuszania, tzw. wykresów ciśnień kapilarnych) wyznaczono parametry niezbędne do oceny potencjału zbiornikowego skał, a także ich własności filtracyjnych. W tabeli 3.2.2.1 zestawiono wybrane parametry: porowatość dynamiczną dla gazu lub ropy (Semyrka et al., 2008) oraz udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 lub 1 μm (Perrodon, 1980), średnicę progową (Pittman, 1992), ciśnienie wejścia, ciśnienie wypierania (Schowalter, 1979), ciśnienie progowe (Pittman, 1992), średnicę porów przy 35% nasyceniu rtęcią (Kolodzie, 1980) oraz parametr Swansona. Interpretacja wyników została wykonana przez Autorkę manualnie, a także przy użyciu programu porozymetria.exe, dostępnego na WGGiOŚ AGH (Wojtanowski, 2011). Rtęć, jako niezwilżająca ciecz, oblewając próbkę zatrzymuje się na nieporowatej powierzchni i może wykazywać efekt brzegowy, gdy ta powierzchnia jest nierówna. Efekt brzegowy jest błędem zaburzającym pomiar i jest skutkiem istnienia nierówności na ściankach badanej próbki, dającym w rezultacie pozorny wzrost porowatości wyznaczonej na podstawie porozymetrii w granicach 0,1-0,5%. Błąd związany z efektem brzegowym jest istotny dla próbek o niskiej porowatości. W pracy Clerke et al. (2008) poruszono temat 36 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych usunięcia części początkowych wyników porozymetrii rtęciowej przed przystąpieniem do interpretacji. Poprawkę należy wprowadzić na podstawie krzywej zależności objętości wtłoczonej rtęci do ciśnienia z początkowej fazy pomiaru (np. fig. 3.2.2.1). W przypadku analizowanych próbek wprowadzano poprawkę na efekt brzegowy. W pracy Such et al. (2010) zaznaczono, że średnica progowa jest bardzo istotną wartością, informującą o możliwości transportu płynów złożowych w przestrzeni porowej. Skała o niezerowej przepuszczalności może być rozpatrywana jako przepuszczalna, czyli umożliwiająca transport w przypadku średnicy progowej w granicach 3-4 μm. Skały magazynujące gaz, ale zamknięte dla przepływu mediów złożowych charakteryzują się niskimi wartościami średnicy progowej i wysokimi wartościami powierzchni właściwej. Średnice progowe zostały wyznaczone dla 13 próbek skał klastycznych i jednej węglanowej. Średnia średnica progowa analizowanych skał klastycznych wynosiła około 9 μm, przy zakresie 0,04-75,65 μm i zmienności 20,5 μm. Wyznaczona średnica progowa próbki węglanowej była równa 2,84 μm. Najwyższymi średnicami progowymi charakteryzowały się próbki skał karbonu i permu, natomiast najniższymi – kambru, ordowiku i syluru. Zaobserwowano znaczną zmienność średnicy progowej w obrębie analizowanych próbek. Porowatość dynamiczna dla gazu i ropy oraz udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm charakteryzują potencjał akumulacyjny i migracyjny skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Średnice porów powyżej 0,1 i 1 μm związane są z przestrzenią filtracyjną biorącą udział w transporcie gazu i ropy. Są one określone przez graniczne średnice molekularne metanu (ok. 0,0004 μm) i rop (ok. 0,006-0,01 μm) oraz średnice pęcherzyka gazu (ok. 0,006-0,008 μm ) i kropli ropy (ok. 0,5-2 μm). Średnia porowatość dynamiczna dla gazu i ropy wynosiła odpowiednio 0,66% (zakres: 0,03-4,18% i zmienność 0,93%) i 0,5% (zakres: 0,02-3,87% i zmienność 0,82%) dla grupy skał klastycznych oraz 0,5% (zakres: 0,06-4,57% i zmienność 1,14%) i 0,42% (zakres: 0,06-3,97% i zmienność 0,98%) dla grupy skał węglanowych. W grupie skał węglanowych zaobserwowano większy udział porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm. (odpowiednio średnia – 79% i 71%), w przeciwieństwie do grupy skał klastycznych (odpowiednio średnia – 74% i 54%). Większy udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm dla grupy skał węglanowych związany był z występowaniem w tej grupie mikroszczelin. W tym miejscu warto wspomnieć o wysokim prawdopodobieństwie pękania okruchów, podczas pomiaru, co skutkowało powstawaniem mikroszczelin w grupie skał węglanowych. 37 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Swanson (1977, 1981) określił na krzywej wtłaczania rtęci końcowy punkt ciągłego systemu dobrze połączonych porów w skale. Innymi słowy, jest to pierwszy punkt przegięcia wykresu ciśnień kapilarnych, obrazujący rezydualną zawartość cieczy niezwilżającej w funkcji ciśnienia, przy którym rtęć wypełniła już wszystkie pory połączone, odpowiedzialne za przepuszczalność i zaczyna się wciskać do porów ślepych. Stosując podejście Thomeera (1960), przez narysowanie krzywej ciśnień kapilarnych w skali bilogarytmicznej, wyznacza się parametr Swansona (fig. 3.2.2.7, 3.2.2.8). Po wyznaczeniu dwóch asymptot opisujących hiperbole Thomeera określa się punkt ich przecięcia i z niego prowadzi się prostą, pod kątem 45°. Miejsce przecięcia prostej z hiperbolą wyznacza punkt, którego stosunek współrzędnych reprezentuje parametr Swansona: S= Bv Pc (3.2.2.2) gdzie: Bv [%] – objętość rtęci wtłoczonej do systemu porów, Pc [psia] – ciśnienie wtłaczania rtęci. Thomeer (1960, 1983) zajmował się matematycznym opisem relacji między ciśnieniem i nasyceniem rtęcią, a także jako pierwszy wprowadził wykresy danych wtłaczania rtęci w postaci bilogarytmicznej. Wierzchołek hiperboli Thomeera można określać graficznie dla każdej krzywej wtłaczania rtęci poprzez wykreślenie na osi Y nasycenia rtęcią (%) podzielonego przez ciśnienie nasycenia rtęcią, a na osi X – nasycenie rtęcią (Xiao at al., 2008). Opisane przedstawienie graficzne jest bardziej dokładne niż wykres bilogarytmiczny ciśnień kapilarnych i ogólnej objętości nasycenia rtęci w procentach. Jednak, niektóre krzywe wtłaczania rtęci w przypadku skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych nie mają wierzchołka lub nie jest on łatwy do wyznaczenia (Pittman, 1992). W takich przypadkach na hiperbolach zaznaczają się „anomalie schodkowe” (fig. 3.2.2.1). 38 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.2.2.1. Ciśnienie wtłaczania rtęci vs. znormalizowane skumulowane nasycenie rtęcią dla wybranych próbek; krzywa czerwona – Pt, czarna – Cm, pomarańczowa – O, fioletowa – S, zielona – D, niebieska – C, żółta – P Użycie programu „porozymetria” (Wojtanowski, 2011) umożliwiło interpretację ilościową wyników badań porozymetrycznych, a także uzyskanie wielkości związanych z parametrem Swansona i hiperbolą Thomeera. Analiza oparta była na wydzieleniu systemów porowych (i=1, 2 lub 3) na podstawie krzywej ciśnień kapilarnych (fig. 3.2.2.2) i dopasowaniu teoretycznej hiperboli Thomeera do danych pomiarowych wydzielonych systemów porowych. Procedurę powtarzano tak długo, aż otrzymano zadowalające, mające sens fizyczny wyniki (przy najwyższym współczynniku dopasowania hiperboli Thomeera do danych pomiarowych za pomocą regresji liniowej). W programie wyliczano następujące parametry: • współczynnik kształtu hiperboli – Gi, • poziomą asymptotę hiperboli, czyli ciśnienie, w którym rtęć zaczyna wchodzić do porów danego systemu – Pdi, • pionową asymptotę hiperboli, czyli objętość, którą zajmuje rtęć przy teoretycznie nieskończonym ciśnieniu (porowatość efektywna) wyznaczona dla danego systemu – Bvi, 39 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych • parametr Swansona – Si, • objętość rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona – Sbvi, • wartość ciśnienia w punkcie wyznaczania parametru Swansona – Spci, • współczynnik determinacji (dopasowanie hiperboli Thomeera do danych pomiarowych za pomocą regresji liniowej) – Ri. Parametr Swansona, uzyskany w wyniku analizy danych porozymetrycznych dla wydzielonych systemów porowych, zaprezentowano w tabeli 3.2.2.1. Reszta, nieujętych w tabeli 3.2.2.1, parametrów została wykorzystana przy wzajemnym połączeniu wyników badań laboratoryjnych (m.in. w korelacjach między parametrami petrofizycznymi), oraz przy tworzeniu cyfrowych modeli skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Porównano wyniki analiz uzyskanych z interpretacji programem „porozymetria” oraz interpretacji manualnej. Użycie programu umożliwiło dokładniejszą analizę i uzyskanie parametrów, które przy interpretacji manualnej nie byłyby możliwe do wyznaczenia, np. współczynniki kształtu hiperboli, porowatość efektywna dla danego systemu porowego, itp. W niniejszej pracy przedstawiono jedynie wyniki uzyskane z programu „porozymetria”. Fig. 3.2.2.2. Wyniki analizy danych porozymetrycznych programu porozymtria.exe, próbka piaskowcowa 882 40 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.2.2.1. Wyniki analiz porozymetrycznych. Oznaczenia: Kp mp ef g – porowatość dynamiczna dla gazu, Kp mp ef r – porowatość dynamiczna dla ropy, Pory>0,1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 0,1 µm, Pory>1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 1 µm, D_pr – średnica progowa, P_pr – ciśnienie progowe, P_wej – ciśnienie wejścia, P_wyp – ciśnienie wypierania, S1 – parametr Swansona pierwszego systemu porowego (porozymetria.exe), S2 – parametr Swansona drugiego systemu porowego (porozymetria.exe), S3 – parametr Swansona trzeciego sytemu porowego (porozymetria.exe), R35 – średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią Lp. Nr Kp mp ef g Kp mp ef r Pory>0,1 μm Pory>1 μm D_pr P_pr P_wej P_wyp S1 S2 S3 R35 próbki [%] [%] [%] [%] [um] [psia] [psia] [psia] [frac/psia] [frac/psia] [frac/psia] [um] 1 868 0,30 0,23 71 54 - - 1,62 2,00 4,43E-04 1,25E-04 1,89E-06 7,00 2 869 0,56 0,30 68 37 3,00 60,25 1,61 3,20 3,11E-04 5,66E-05 1,27E-06 1,02 3 870 0,34 0,14 46 19 0,22 820,95 1,67 10,71 1,88E-04 8,73E-06 2,37E-06 0,18 4 871 0,28 0,17 97 58 - - 1,61 2,29 4,72E-04 2,55E-05 7,33E-06 35,00 5 872 0,26 0,17 34 22 0,22 819,20 1,67 8,75 1,69E-04 7,97E-06 - 0,15 6 873 0,26 0,17 71 47 - - 1,67 5,79 1,58E-04 3,38E-05 1,33E-06 4,00 7 874 0,18 0,09 77 38 - - 1,67 3,20 9,53E-05 6,43E-06 1,30E-06 1,15 8 875 0,13 0,11 79 70 - - 1,61 2,00 4,31E-04 8,86E-05 4,50E-07 62,00 9 876 0,03 0,02 19 13 0,04 4518,92 1,61 20,17 1,96E-05 3,33E-07 - 0,03 10 877 0,67 0,22 82 27 0,42 432,89 1,57 5,69 2,98E-04 2,02E-05 3,60E-06 0,54 11 878 0,66 0,21 54 17 0,42 432,80 1,57 22,57 1,96E-04 2,03E-05 - 0,28 12 879 0,07 0,06 56 47 - - 1,57 2,00 1,49E-04 1,11E-06 - 6,00 13 880 0,17 0,13 35 27 - - 1,57 10,80 2,05E-04 1,50E-06 - 0,41 14 881 0,09 0,09 92 88 - - 1,65 4,00 1,29E-04 4,11E-05 2,60E-06 30,00 15 882 0,40 0,40 99 99 - - 1,61 1,90 1,55E-03 7,86E-05 3,54E-06 70,00 16 883 0,04 0,04 100 100 - - 1,62 2,20 5,82E-05 5,00E-08 - 70,00 17 884 0,10 0,07 60 43 - - 1,65 5,98 5,53E-05 2,90E-05 4,26E-07 2,20 18 885 0,17 0,16 100 96 - - 1,65 2,20 5,66E-04 1,11E-04 1,21E-05 65,00 19 886 0,54 0,19 69 24 0,65 277,49 1,66 8,69 1,67E-04 1,64E-05 1,68E-06 0,39 20 887 1,76 1,47 97 81 11,16 16,21 1,65 9,17 7,97E-04 8,45E-04 9,94E-05 18,17 21 888 2,09 1,87 95 85 13,75 13,16 1,66 8,69 6,71E-04 1,47E-03 1,73E-05 9,05 41 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 22 889 0,10 0,06 60 34 - - 1,66 3,00 1,24E-04 8,43E-07 2,73E-07 0,74 23 890 0,11 0,10 48 44 4,50 40,18 1,66 6,28 1,27E-04 1,23E-06 - 2,69 24 891 0,99 0,51 82 42 4,52 40,01 1,46 14,50 2,60E-04 1,19E-04 6,44E-06 1,50 25 892 0,24 0,23 94 89 - - 1,68 2,80 4,00E-04 5,68E-05 6,58E-07 30,00 26 893 0,09 0,08 61 55 - - 1,68 2,20 3,49E-04 2,10E-06 3,64E-07 42,63 27 894 4,18 3,88 94 87 75,66 2,39 1,68 2,80 7,93E-03 9,70E-05 5,49E-06 38,00 28 895 0,83 0,42 61 31 2,85 63,52 1,60 16,05 2,91E-04 3,06E-05 4,45E-06 0,65 29 896 0,07 0,06 81 63 - - 1,60 4,50 2,89E-14 5,31E-05 1,35E-07 22,04 30 129 2,06 1,05 84 43 2,38 76,11 1,57 13,05 9,37E-04 1,63E-04 1,03E-05 1,28 31 130 0,11 0,11 67 64 - - 1,56 1,90 4,37E-04 6,13E-07 - 44,80 32 131 0,07 0,06 73 62 - - 1,47 5,00 9,81E-05 5,33E-05 9,97E-07 17,32 33 132 0,06 0,06 100 100 - - 1,48 1,80 4,64E-04 3,36E-04 - 100,00 34 133 0,15 0,14 91 85 - - 1,56 2,00 4,43E-04 1,76E-04 1,62E-06 62,00 35 134 0,07 0,06 86 81 - - 1,57 2,60 1,78E-04 5,12E-05 4,44E-06 50,00 36 135 0,11 0,10 74 70 - - 1,56 2,40 3,82E-04 2,46E-05 - 48,00 37 136 0,33 0,28 76 64 - - 1,47 2,20 7,26E-04 5,92E-06 - 38,00 38 137 0,21 0,19 95 86 - - 1,49 6,00 1,41E-04 7,87E-05 2,52E-05 4,00 39 138 0,27 0,26 95 91 - - 1,57 1,80 7,61E-04 2,65E-05 2,13E-06 40,00 40 139 0,41 0,36 97 87 - - 1,49 1,80 1,46E-03 3,88E-04 1,09E-05 68,00 41 140 0,12 0,11 76 71 - - 1,47 1,70 5,09E-04 4,00E-07 - 48,00 42 141 1,86 1,36 89 65 - - 1,47 4,77 1,02E-03 3,31E-04 9,06E-06 6,00 43 142 4,57 3,97 81 70 - - 1,56 2,20 1,41E-03 7,15E-06 - 28,00 42 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Parametr Swansona wyznaczono dla 28 próbek skał klastycznych i 15 – węglanowych. W całym zbiorze wyróżniono systemy porowo-szczelinowe lub tylko szczelinowe (fig. 3.2.2.3-3.2.2.10). Wśród skał klastycznych 7 próbkom przyporządkowano dwa systemy, natomiast 21 – trzy systemy. W grupie skał węglanowych dwa systemy przyporządkowano 6 próbkom, a trzy systemy – 9. Wartości parametru Swansona korespondowały z ciśnieniem wtłaczania. Niższe wartości parametru Swansona otrzymano dla grupy skał klastycznych, co w praktyce oznacza zastosowanie wyższych ciśnień wtłaczania rtęci do porów ślepych. Wartości parametru Swansona były zgodne z interpretacją innych parametrów, np. średnią średnicą, czy porowatością dynamiczną. W przypadku badań porozymetrycznych skały węglanowe, poprzez proces tworzenia mikroszczelin podczas wtłaczania rtęci, uzyskały lepsze własności zbiornikowe. Zwrócono uwagę na ciśnienie, wymagane do utworzenia ciągłej strugi niezwilżającego płynu w największych połączonych wzajemnie ujściach porowych skały – ciśnienie wypierania. Dewońskie skały klastyczne i węglanowe osiągnęły najniższe wartości tego parametru, najwyższe – klastyczne skały kambru i karbonu. Krzywe kumulacyjne objętości rtęci analizowanych skał przedstawiono na figurach 3.2.2.3. i 3.2.2.4. Dla większości próbek zaobserwowano grupowanie wykresów uwzględniające dynamikę ich zmian. Dla porów o małych średnicach objętość rtęci rośnie w przedziale średnic porów z zakresów 1-0,01 μm, natomiast dla porów o dużych średnicach – na krzywej kumulacyjnej objętości rtęci obserwuje się szybki wzrost dla zakresu średnic od 1100 μm (fig. 3.2.2.3, 3.2.2.4). Fragmenty krzywych, charakteryzujące się bardzo niskim lub brakiem gradientu ciśnienia (plateau), oddzielają systemy porowo-szczelinowe i szczelinowe występujące w analizowanych próbkach. Figury 3.2.2.5 i 3.2.2.6 przedstawiają rozkład nasycenia rtęcią dla odpowiednich przedziałów średnic porowych (dla mierzonego ciśnienia wtłaczania otrzymywano wartość średnicy porów D). Zidentyfikowano głównie szczeliny, dla każdej z analizowanych próbek. Jedynie próbki o wysokim współczynniku porowatości charakteryzowały się występowaniem systemów porowych i porowo-szczelinowych (np. próbka 887, 888, 129, czy węglanowa 885). 43 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.2.2.3. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.4. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 44 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.2.2.5. Rozkłady średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.6. Rozkłady średnicy porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 45 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym, skumulowanym nasyceniem rtęcią (fig. 3.2.2.7, 3.2.2.8) jest ilustracją udziału procentowego efektywnej przestrzeni porowej w skale dla danego ciśnienia. Na figurach 3.2.2.7, 3.2.2.8 wyróżniają się przede wszystkim próbki karbońskich skał klastycznych, które charakteryzowały się regularnym kształtem hiperboli (np. próbka 887) lub miały wykresy będące złożeniem kilku hiperbol (np. próbki 129, 894). Reszta próbek wykazywała skokowe zmiany ciśnienia dla znormalizowanego skumulowanego nasycenia rtęcią. Na podstawie analizowanych wykresów określono parametr Swansona, jako pierwszy punkt przegięcia krzywej, kierując się w stronę wyższych ciśnień wtłaczania. Powierzchnia właściwa porów (fig. 3.2.2.9 i 3.2.2.10) wzrastała z malejącą średnicą porów, informując o wielkości udziału danych porów w przestrzeni porowej, a także o złożoności ich struktury. Zauważalne były liczne mikroszczeliny, które można identyfikować dzięki dużym, pojedynczym maksimom na krzywych rozkładu powierzchni właściwej. Fig. 3.2.2.7. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 46 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.2.2.8. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.9. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 47 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.2.2.10. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Wyniki badań porozymetrycznych skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych na podstawie kryteriów oceny ekonomicznej zbiorników naftowych (Perrodon, 1980) były podstawą zaliczenia ich do skał zbiornikowych o małej pojemności. Obliczone parametry, np. średnica progowa, parametr Swansona, porowatość dynamiczna dla gazu i ropy potwierdziły powyższe stwierdzenie. Interpretacja badań porozymetrycznych wykazała charakter szczelinowy tych skał. Dominujące średnice porów w zakresach niskich porowatości oraz wysokie powierzchnie właściwe nie sprzyjały określeniu ich jako potencjalnie zbiornikowe, jednakże tego nie wykluczyły. Wyznaczone średnice progowe osiągają wartości wyższe niż graniczne dla możliwości transportu płynów złożowych w przestrzeni porowej. 48 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.3. Magnetyczny rezonans jądrowy w petrofizyce Metoda magnetycznego rezonansu jądrowego w zastosowaniu do analizy mediów złożowych nasycających skały (NMR, ang. Nuclear Magnetic Resonance) wykorzystuje zjawisko oddziaływania pola magnetycznego z atomami wodoru. Spektroskopia magnetycznego rezonansu jadrowego jest jedną z nowszych technik badawczych, wykorzystywanych m.in. w chemii, medycynie i petrofizyce. Podstawy fizyczne i zastosowanie metody NMR są szeroko opisane w pracach: Bloch (1946), Purcell et al. (1946), Coates et al. (1999) oraz Zhang et al. (2001). Wyznaczanie nasycenia przestrzeni porowej skał węglowodorami lub wodą złożową metodą magnetycznego rezonansu jądrowego jest możliwe dzięki specyficznym własnościom jąder wodoru, które mają moment magnetyczny i spin. Niezerowy spin i moment magnetyczny posiadają także jądra innych pierwiastków i dzięki temu mogą być identyfikowane metodą NMR, ale z punktu widzenia wyznaczania nasycenia skały, wodór odgrywa kluczową rolę. Wirujące jądro wodoru jest ładunkiem elektrycznym, który wytwarza moment magnetyczny. W obecności zewnętrznego, stałego, silnego pola magnetycznego o wektorze indukcji B0 następuje uporządkowanie jąder wodoru. Częstotliwość Larmora (ω0) reprezentuje częstotliwość precesji uporządkowanych jąder i jest proporcjonalna do natężenia pola B0: ω0 = γ * B0 (3.3.1) gdzie: γ [MHz/T] – współczynnik żyromagnetyczny (wartość stała, charakterystyczna dla danego pierwiastka), B0 [T] – wektor indukcji zewnętrznego pola magnetycznego. Wypadkowy moment magnetyczny jąder wodoru obecnych w skale M (magnetyzacja), skierowany zgodnie z polem B0, pozostaje w stanie równowagi. Gdy zostaje przyłożone dodatkowe pole magnetyczne (o częstotliwości równej częstotliwości Larmora), o wektorze indukcji B1, skierowanym prostopadle do stałego pola B0, następuje wzbudzenie spinów jądrowych, a następnie relaksacja, czyli powrót układu spinów do stanu uporządkowania po usunięciu pola B1. W procesie relaksacji powstaje promieniowanie elektromagnetyczne, które jest rejestrowane jako sygnał w metodzie NMR. Rejestracja sygnału NMR ma miejsce po obróceniu wektora magnetyzacji na płaszczyznę, w której znajduje się cewka odbiorcza (płaszczyzna XY). Obracający się w płaszczyźnie XY wektor 49 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych magnetyzacji indukuje w cewce prąd, który może być zarejestrowany przez aparaturę. Jest to sygnał swobodnej precesji FID (ang. Free Induction Decay). Sygnał FID niesie informację o różnych częstościach precesji oraz o oddziaływaniach spinowych i procesach relaksacji. Oddziaływania spinowe to przede wszystkim oddziaływania spinów jądrowych z dodatkowym polem magnetycznym, zmieniającym warunki rezonansowe w poszczególnych obszarach próbki. Sygnał FID zanika głównie na skutek procesów relaksacyjnych, czyli relaksacji typu spin-spin (relaksacja poprzeczna ze stałą czasową T2) oraz relaksacji typu spin-sieć (relaksacja podłużna ze stałą czasową T1). Za zanik magnetyzacji ze stałą czasową T2 odpowiadają w głównej mierze niejednorodności pola magnetycznego oraz procesy transportu jąder wodoru. Relaksacja T1 odpowiada za powrót układu spinów do równowagi termodynamicznej. Stałe czasowe T1 i T2, opisujące proces relaksacji jąder wodoru, są między innymi zależne od zawartości wody wolnej, związanej w iłach i zamkniętej w kapilarach, nasycenia węglowodorami, rozmiaru porów, rodzaju i lepkości płynu wypełniającego pory, przepuszczalności. 3.3.1. Wyniki badań magnetycznego rezonansu jądrowego Stała relaksacji T2 może być rejestrowana podczas eksperymentu CPMG (ang. Carr-PurcellMeiboom-Gill). Pomiar CMPG, zwany też metodą echa spinowego, pozwala uzyskać rozkład stałej relaksacji poprzecznej T2. Na podstawie rozkładu czasu relaksacji poprzecznej T2 oraz znajomości czasów granicznych (cut offs), oddzielających obszary nasycenia wodą wolną, związaną i nieredukowalną (fig. 3.3.1.1), wyznaczono współczynnik porowatości ogólnej (Kp nmr), efektywnej (Kp nmr ef) oraz zawartości wody nieredukowalnej (Kp1), kapilarnej (Kp2) i wolnej (Kp3), a także współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną (Sw nr). Wartości czasów granicznych przyjmowane są na podstawie danych literaturowych (Coates, 1999; Kenyon, 1997) i wynoszą dla wody nieredukowalnej i kapilarnej odpowiednio: 3 ms i 33 ms dla utworów klastycznych, natomiast 3 ms i 92 ms dla utworów węglanowych. Pomiary nasycenia próbek skalnych wodą złożową metodą magnetycznego rezonansu jądrowego zostały przeprowadzone w Instytucie Nafty i Gazu w Krakowie, na analizatorze NMR Maran-7. Aparatura wyposażona jest w magnes stały, generujący pole o natężeniu 0,187 T, natomiast częstotliwość precesji jąder wodoru w obecności tego pola wynosi 7,9 MHz. Badania wykonano na próbkach geologicznych o długości 0,04 m i średnicy 0,0254 m (spełniony był warunek jednorodności pola magnetycznego), nasyconych solanką 50 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych (zasolenie 50 g/l) w temperaturze 350C. Wyniki pomiarów odnoszone były do wyników uzyskanych na wzorcu. Fig. 3.3.1.1. Dystrybucja T2 w próbce piaskowcowej nr 888 Rozkłady stałych czasowych T2 zostały także przeanalizowane przy użyciu programu Dystrybucja, opracowanego w Katedrze Geofizyki WGGiOŚ AGH, przez dr inż. Edytę Puskarczyk (Puskarczyk, 2011; Jarzyna et. al., 2013a). Program umożliwił wyznaczenie indywidualnych czasów granicznych dla każdej próbki przez dopasowanie składowych rozkładu do zmierzonego sygnału (rozkładu czasu T2), z możliwością podzielenia sygnału na dowolną liczbę odcinków. W każdym z odcinków do sygnału dopasowywany był rozkład Gaussa lub Weibulla (fig. 3.3.1.2). Obliczane były błędy dopasowania w odcinkach (średniokwadratowy błąd względny), a także błąd sumaryczny (dla całego rozkładu), w celu otrzymania wiarygodnego, optymalnego wyniku. Indywidualne czasy odcięcia różniły się od standardowych, które zostały opracowane dla utworów z rejonu Zatoki Meksykańskiej (tab. 3.3.1.1). Średni czas odcięcia T2gr1 dla części sygnału obejmującego wodę nieredukowalną, znajdującą się w przestrzeniach międzypakietowych iłów oraz wodę zamkniętą w porach kapilarnych wynosił 5,3 ms dla grupy skał klastycznych i 2,5 ms dla grupy skał węglanowych przy zakresie odpowiednio 0,917 ms i 0,4-6,5 ms. W przypadku średniego czasu odcięcia T2gr2 dla części sygnału obejmującego wodę zamkniętą w porach kapilarnych oraz wodę swobodną w przestrzeni porowej średnia wartość przypadła na 52 ms dla grupy skał klastycznych i 24 ms dla grupy skał węglanowych, przy zakresie odpowiednio 4-166 ms i 7-78 ms. Na rozkładach stałej T2 zidentyfikowano także obszary na czasach wyższych, niż przyjęte w literaturze wartości progowe T2 dla mediów swobodnych (czas T2gr3). Taki obraz był skutkiem obecności w 51 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych skałach mikropęknięć oraz mikroszczelin, oprócz porów międzyziarnowych (Jarzyna et al., 2007). Ich obecność została potwierdzona w badaniach porozymetrycznych. Fig. 3.3.1.2. Wynik analizy rozkładu czasu relaksacji T2 dla próbki nr 871 przy użyciu programu Dystrybucja; krzywa czerwona – zarejestrowany sygnał, niebieska – dopasowane rozkłady Gaussa, zielona – krzywa sumaryczna dopasowania; na zielono zaznaczone są indywidualne czasy graniczne Tabela 3.3.1.1. Indywidualne czasy graniczne T2. Oznaczenia: T2gr1 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę nieredukowalną znajdującą się w przestrzeniach międzypakietowych iłów oraz wodę zamkniętą w porach kapilarnych, T2gr2 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę zamkniętą w porach kapilarnych oraz wodę swobodną w przestrzeni porowej, T2gr3 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę swobodną w przestrzeni porowej oraz wodę wypełniającą szczeliny, N – liczba próbek, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Me – mediana Parametr Litologia T2gr1 [ms] T2gr2 [ms] skały klastyczne T2gr3 [ms] T2gr1 [ms] T2gr2 [ms] skały węglanowe T2gr3 [ms] N Min Max Śr Odch. st. Me 25 0,9 17 5,3 4,2 4,7 25 4 166 52 46 37 24 36 759 281 194 268 14 0,4 6,5 2,5 2 1,8 14 7 78 24 19 18 13 45 392 210 95 184 Wyniki analizy nasycenia metodą magnetycznego rezonansu jądrowego przy użyciu standardowych czasów granicznych i indywidualnych, oznaczonych symbolem’*’, zestawione zostały w tabeli 3.3.1.2 52 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.3.1.2. Wyniki analizy nasycenia metodą NMR. Oznaczenia: Kp1 – zawartość wody nieredukowalnej, Kp2 – zawartość wody kapilarnej, Kp3 – zawartość wody wolnej, Kp3’ – zawartość wody znajdującej się w szczelinach, Kp nmr – współczynnik porowatości całkowitej, Kp nmr ef – współczynnik porowatości efektywnej, Sw nr – współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną (Zalewska et al., 2011b, 2012). Użyty symbol ‘*’ oznacza parametry uzyskane z interpretacji nasycenia z zastosowaniem indywidualnych czasów granicznych T2 Nr Kp1 Kp2 Kp3 Kp nmr Kp nmr ef Sw nr Kp1* Kp2* Kp3* Kp3’* Kp nmr'* Kp nmr ef'* Sw nr’* próbki [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] [%] 1 868 - - - - - - - - - - - - - 2 869 3,31 3,02 0,65 6,98 3,67 47,42 4,30 2,20 0,49 - 6,98 2,68 61,56 3 870 1,86 3,56 0,26 5,68 3,82 32,75 2,81 2,74 0,13 - 5,68 2,87 49,41 4 871 0,95 0,91 0,45 2,31 1,36 41,13 1,23 0,78 0,31 - 2,31 1,09 53,03 5 872 3,29 0,25 0,18 3,72 0,43 88,44 3,54 0,03 0,15 - 3,72 0,18 95,06 6 873 0,66 0,19 0,22 1,07 0,41 61,68 0,75 0,17 0,15 - 1,07 0,32 69,72 7 874 0,86 1,94 0,45 3,25 2,39 26,46 1,23 1,77 0,25 - 3,25 2,02 37,85 8 875 0,70 0,21 0,10 1,01 0,31 69,31 0,70 0,22 0,08 0,01 1,01 0,31 69,21 9 876 5,05 0,50 0,31 5,86 0,81 86,18 5,38 0,27 0,22 - 5,86 0,48 91,77 10 877 0,84 2,22 1,76 4,82 3,98 17,43 1,08 2,73 1,02 - 4,82 3,74 22,32 11 878 3,29 3,98 0,95 8,22 4,93 40,02 4,79 2,63 0,81 - 8,22 3,43 58,22 12 879 0,70 0,33 0,09 1,12 0,42 62,50 0,78 0,29 0,04 - 1,11 0,33 70,27 13 880 3,06 0,37 0,01 3,44 0,38 89,06 3,02 0,38 0,04 0,004 3,44 0,42 87,79 14 881 1,18 0,24 0,18 1,60 0,42 73,75 1,22 0,28 0,10 - 1,60 0,38 76,31 15 882 - - - - - - - - - - - - - 16 883 - - - - - - - - - - - - - 17 884 0,72 0,47 0,14 1,33 0,61 54,14 0,72 0,39 0,20 0,02 1,33 0,61 53,87 18 885 2,06 0,23 0,00 2,29 0,23 89,96 2,06 0,04 0,19 - 2,29 0,23 90,13 19 886 3,21 1,42 0,19 4,82 1,61 66,60 3,91 0,76 0,15 - 4,82 0,91 81,16 20 887 3,25 1,57 9,93 14,75 11,50 22,03 3,37 2,06 9,31 - 14,75 11,38 22,87 21 888 1,18 1,41 10,19 12,78 11,60 9,23 1,31 1,94 9,53 - 12,78 11,47 10,27 53 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 22 889 1,23 0,27 0,07 1,57 0,34 78,34 1,27 0,24 0,06 - 1,57 0,30 81,13 23 890 1,12 0,49 0,15 1,76 0,64 63,64 1,30 0,36 0,11 - 1,76 0,46 73,69 24 891 - - - - - - - - - - - - - 25 892 0,80 1,08 0,64 2,52 1,72 31,75 1,31 0,77 0,44 - 2,52 1,21 52,14 26 893 1,06 0,42 0,04 1,52 0,46 69,74 0,77 0,58 0,15 - 1,50 0,73 51,33 27 894 0,62 0,15 0,03 0,80 0,18 77,50 0,65 0,12 0,03 - 0,80 0,16 80,63 28 895 0,43 0,50 0,19 1,12 0,69 38,39 0,43 0,50 0,08 0,11 1,12 0,69 38,39 29 896 0,74 0,28 0,04 1,06 0,32 69,81 0,76 0,28 0,03 - 1,06 0,30 71,60 30 129 3,51 3,48 0,10 7,09 3,58 49,51 4,52 2,52 0,05 - 7,09 2,57 63,75 31 130 0,31 0,05 0,03 0,39 0,08 79,49 0,31 0,05 0,02 0,01 0,39 0,08 79,49 32 131 0,39 0,22 0,03 0,64 0,25 60,94 0,44 0,11 0,08 0,01 0,64 0,20 68,75 33 132 0,47 0,08 0,03 0,58 0,11 81,03 0,10 0,40 0,06 0,02 0,58 0,48 17,24 34 133 0,56 0,23 0,01 0,80 0,24 70,00 0,32 0,38 0,09 0,01 0,80 0,48 40,00 35 134 0,43 0,25 0,04 0,72 0,29 59,72 0,44 0,11 0,17 0,01 0,73 0,29 60,27 36 135 0,61 0,35 0,02 0,98 0,37 62,24 0,21 0,63 0,13 0,01 0,98 0,77 21,43 37 136 0,23 1,10 0,15 1,48 1,25 15,54 0,16 0,48 0,76 0,08 1,48 1,32 10,81 38 137 1,07 0,52 0,14 1,73 0,66 61,85 0,93 0,64 0,12 0,04 1,73 0,80 53,76 39 138 0,31 0,43 0,07 0,81 0,50 38,27 0,22 0,39 0,15 0,04 0,80 0,58 27,50 40 139 1,10 0,12 0,07 1,29 0,19 85,27 0,72 0,51 0,05 0,01 1,29 0,57 55,81 41 140 0,61 0,26 0,01 0,88 0,27 69,32 0,49 0,21 0,18 0,00 0,88 0,39 55,68 42 141 3,08 3,88 1,05 8,01 4,93 38,45 1,76 3,40 2,83 0,03 8,02 6,26 21,95 43 142 0,37 0,57 0,14 1,08 0,71 34,26 0,11 0,49 0,47 0,02 1,09 0,98 10,09 54 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.3.2. Interpretacja wyników badań magnetycznego rezonansu jądrowego Interpretacja wyników badań laboratoryjnych z wykorzystaniem zjawiska NMR dostarczyła informacji na temat wielkości porowatości całkowitej i efektywnej, a także rozkładu nasycenia wodą w przestrzeni porowej. W obrębie skał klastycznych i węglanowych widoczna była zmienność wyznaczonych parametrów petrofizycznych (tab. 3.3.2.1). Porowatość całkowita mieściła się w przedziale od 0,39-14,75% w grupie skał klastycznych i od 0,58-3,44% w grupie skał węglanowych, przyjmując średnie wartości odpowiednio równe: 4,19% i 1,23%. W przypadku porowatości efektywnej zakresy zmian zamykały się odpowiednio w przedziale od 0,08-11,6% i od 0,11-1,25%, przy średnich wartościach równych: 2,42 i 0,44%. Zawartość wody nieredukowalnej mieściła się w przedziale 9,2388,44% w grupie skał klastycznych i 15,54-89,96% w grupie skał węglanowych. Różnica pomiędzy analizowanymi parametrami w przypadku użycia do ich obliczenia standardowych i indywidualnych czasów granicznych była stosunkowo duża (fig. 3.3.2.1). Prezentowany na wykresie (fig. 3.3.2.1) błąd został obliczony jako iloraz różnicy wartości parametru uzyskanej z analizy na podstawie indywidualnych czasów odcięcia i na podstawie standardowych czasów odcięcia i parametru uzyskanego z analizy na podstawie indywidualnych czasów odcięcia. Błąd względny wyrażono w procentach. Analizowane skały są niskoporowate i interpretacja powinna być szczególnie nastawiona na poprawne wyznaczenie Kp1, Kp2 i Kp3. Niewielkie zmiany czasów odcięcia rzutują na zmiany zawartości wody wolnej i unieruchomionej oraz wpływają na wielkość potencjału zbiornikowego. Największe różnice zauważalno w przypadku skał węglanowych, mniejsze w przypadku skał klastycznych. Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego charakteryzowały się największym udziałem objętości wody związanej w przestrzeniach międzypakietowych iłów (Kp1). W grupie skał klastycznych średnio 43% objętości przestrzeni porowej stanowiła woda nieredukowalna (Kp1), natomiast w grupie skał węglanowych – średnio 63%. Skały klastyczne wieku kambryjskiego (średnio 2,28%) i skały węglanowe wieku permskiego (średnio 3,06%) odznaczały się najwyższą wartością Kp1, spośród wszystkich analizowanych próbek. 55 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.3.2.1. Błąd względny dla parametrów uzyskanych w wyniku analizy rozkładu nasycenia przy zastosowaniu standardowych i indywidualnych czasów odcięcia Tabela 3.3.2.1. Charakterystyka statystyczna wyników wykorzystaniem zjawiska NMR. Oznaczenia jak w tab. 3.3.1.1 Parametr Litologia badań laboratoryjnych N Min Max Śr Odch. st. Me Kp1 [%] 25 0,31 5,05 1,77 1,29 1,12 Kp2 [%] 25 0,05 3,98 1,29 1,32 0,52 Kp3 [%] 25 0,03 10,19 1,13 2,72 0,19 Kp nmr [%] 25 0,39 14,75 4,19 3,77 2,52 Kp nmr ef [%] 25 0,08 11,60 2,42 3,17 0,81 25 9,23 88,44 55,24 23,29 61,85 25 0,31 5,38 2,00 1,55 1,27 Kp2* [%] 25 0,03 3,40 1,12 1,07 0,64 Kp3* [%] 25 0,02 9,53 1,06 2,58 0,15 Kp3'* [%] 4 0,01 0,04 0,02 0,02 0,02 Kp nmr* [%] 25 0,39 14,75 4,19 3,77 2,52 Kp nmr ef* [%] 25 0,08 11,47 2,19 3,15 0,80 Sw nr* [%] 25 10,27 95,06 59,40 22,64 61,56 Kp1 [%] 14 0,23 3,06 0,78 0,79 0,52 Kp2 [%] 14 0,08 1,10 0,38 0,25 0,31 Kp3 [%] 14 0,00 0,19 0,07 0,06 0,04 Kp nmr [%] 14 0,58 3,44 1,23 0,77 1,00 Kp nmr ef [%] 14 0,11 1,25 0,44 0,29 0,34 14 15,54 89,96 59,44 21,61 61,59 14 0,10 3,02 0,67 0,84 0,44 Kp2* [%] 14 0,04 0,63 0,34 0,17 0,39 Kp3* [%] 14 0,04 0,76 0,19 0,20 0,14 Kp3'* [%] 13 0,00 0,11 0,03 0,03 0,01 Kp nmr* [%] 14 0,58 3,44 1,23 0,77 1,00 Kp nmr ef* [%] 14 0,20 1,32 0,55 0,31 0,48 Sw nr* [%] 14 10,09 90,13 46,51 27,03 46,93 Sw nr [%] Kp1* [%] skały klastyczne Sw nr [%] Kp1* [%] skały węglanowe z 56 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Współczynnik nasycenia wodą związaną, jako parametr informujący o udziale procentowym Kp1 w stosunku do porowatości całkowitej, był najwyższy w dewońskich skałach klastycznych (średnio 76%) i permskich skałach węglanowych (średnio 89%). Skały te charakteryzowały się najwyższym udziałem procentowym wody nieredukowalnej w całej przestrzeni porowej. Najwyższą zawartością wody wolnej Kp3 charakteryzowały się skały klastyczne wieku karbońskiego (średnio 2,41%) i węglanowe wieku ordowickiego (średnio 0,1%). Najlepsze własności zbiornikowe (wysoka Kp nmr ef i niskie Sw nr) zaobserwowano w ordowickich skałach klastycznych i dewońskich skałach węglanowych, natomiast najsłabsze w sylurskich skałach klastycznych i ordowickich skałach węglanowych. Rozkłady skumulowanych i znormalizowanych do wartości maksymalnej amplitudy sygnałów NMR (fig. 3.3.2.2, 3.3.2.3), a także stałych czasowych T2, (fig. 3.3.2.4, 3.3.2.5) odzwierciedlają zmienność wyników pomiarów NMR w skałach o zróżnicowanej litologii i wieku. Na podstawie przebiegu krzywej skumulowanej, znormalizowanej amplitudy sygnału NMR vs. czas T2 możliwe było scharakteryzowanie skały pod względem wykształcenia przestrzeni porowej (fig. 3.3.2.2-3.3.2.5). Analiza podobieństwa skumulowanych sygnałów NMR (fig. 3.3.2.2, 3.3.2.3) stanowiła podstawę do wydzielenia trzech grup charakterystycznych pod względem typu wykształcenia przestrzeni porowej (Moss, 2007). Grupa 1. obejmowała skały o przewadze małych porów i szczelin. Należą do niej wszystkie krzywe wklęsłe (wypukłe w górę) dla próbek skał klastycznych (fig. 3.3.2.2): 869, 873, 876, 872, 879, 881, 886, 130, 139, 889, 890, 894, 896, 137, 893, 871, 878, 892, 870, 129 i węglanowych: 884, 885, 895, 131, 132, 133, 134, 135, 140 (fig. 3.3.2.3). Grupa 1. charakteryzowała się największym nasyceniem wodą nieredukowalną, odzwierciedlającym się w względnie wysokich wartościach parametrów: Kp1 i Sw nr – największa część sygnału przypadała na niskie czasy relaksacji poprzecznej T2 (fig. 3.3.2.2-3.3.2.5). W grupie 2. zaobserwowano w miarę równomierne rozłożenie sygnału (fig. 3.3.2.4, 3.3.2.5), a więc wielkość parametrów Kp1 i Kp2 i Kp3 była podobna. Grupa 3. charakteryzowała się przewagą porów i szczelin o dużych rozmiarach. Krzywe wypukłe (wypukłe w dół) dla próbek skał klastycznych 888, 877, 887, 874, oraz skał węglanowych: 136, 142 odnosiły się do skał o najlepszych własnościach filtracyjnych (fig. 3.3.2.2-3.3.2.5). Skały z grupy 3. odznaczały się największym udziałem sygnału z zakresu wysokich czasów T2, odzwierciedlającym się we względnie wysokich wartościach parametrów Kp2, Kp3 i Kp nmr ef i niskich Kp1 i Sw nr. 57 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.3.2.2. Skumulowane znormalizowane rozkłady sygnałów NMR dla skał klastycznych; krzywa czarna – Cm, pomarańczowa – O, fioletowa – S, zielona – D, niebieska – C, żółta – P Fig. 3.3.2.3. Skumulowane znormalizowane rozkłady sygnałów NMR dla skał węglanowych.; kolory jak na fig. 3.3.2.2 58 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.3.2.4. Rozkłady stałych czasowych T2 skał klastycznych; kolory jak na fig. 3.3.2.2 Fig. 3.3.2.5. Rozkłady stałych czasowych T2 skał węglanowych; kolory jak na fig. 3.3.2.2 59 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Wydzielone grupy korespondowały z wyznaczonymi przy użyciu indywidualnych czasów odcięcia parametrami (fig. 3.3.2.2-3.3.2.5, tab. 3.3.1.1). Grupa 1. skał klastycznych (20 próbek) przyjmowała średnie wartości porowatości efektywnej i całkowitej odpowiednio: równe 1 i 3,1%, przy przedziałach odpowiednio równych: 0,08-3,4% i 0,39-8,2% i odchyleniu standardowych równym odpowiednio 1 i 2,5%. W grupie 1. skał węglanowych (11 próbek) średnie wartości porowatości efektywnej i całkowitej wynosiły odpowiednio: 0,4 i 1,3%, zawierając się w zakresach 0,2-0,58% i 0,8-3,4%, przy odchyleniu standardowym równym 0,19 i 0,86%. Udział Kp1 (średnia 2,1% dla skał klastycznych i 0,8% dla węglanowych) był największy w stosunku do Kp2 (średnia 0,8% w skałach klastycznych i 0,3% – węglanowych) i Kp3 (średnia 0,2% w skałach klastycznych i 0,1% – węglanowych). Średnie czasy graniczne T2gr1, T2gr2, T2gr3 dla grupy 1. skał klastycznych wynosiły odpowiednio: 5,4 ms, 44 ms i 249 ms, natomiast skał węglanowych: 2,7 ms, 24 ms i 204 ms. W grupie 2. znajdowało się po jednej próbce skał klastycznych i węglanowych (tab. 3.3.1.2). Czasy odcięcia T2gr1, T2gr2, T2gr3 dla skał klastycznych (próbka 141) wynosiły odpowiednio: 1,4 ms, 10 ms i 255 ms, natomiast węglanowych (próbka 138) – 1,9 ms, 33 ms i 148 ms. Grupa 3. skał klastycznych (4 próbki) charakteryzowała się najwyższymi wartościami porowatości efektywnej i ogólnej: 7,2 i 8,9%, przy zakresie: 2-11,5% i 3,2-14,7% i odchyleniu standardowym równym: 5 i 5,7%. Skały węglanowe grupy 3. (2 próbki) przyjmowały wartości porowatości efektywnej i ogólnej: 1,1 i 1,3%, z zakresu: 1-1,3% i 1,1-1,5% i odchyleniu standardowym równym odpowiednio 0,2 i 0,3%. W grupie 3. największy udział przypadł na przestrzeń porową wypełnioną wodą wolną Kp3 (średnia 5% skały klastyczne i 0,7% – węglanowe), przy niskich Kp1 (średnia 1,7% skały klastyczne i 0,1% – węglanowe) i wysokich Kp2 (średnia 2,1% skały klastyczne i 0,5% – węglanowe). Średnie czasy graniczne dla grupy 3. skał klastycznych wynosiły: 5,6 ms, 104 ms i 441 ms, natomiast dla węglanowych – 1,2 ms, 17 ms i 270 ms. Wydzielenie grup reprezentujących zbliżone kształty rozkładów czasów T2 oraz zastosowanie indywidulanych czasów granicznych w interpretacji rozkładów nasyceń czasów T2 umożliwiło scharakteryzowanie analizowanych skał pod względem zbliżonych parametrów zbiornikowych i wykształcenia przestrzeni porowej. Warto zauważyć, że indywidualne czasy graniczne dla skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych różniły się od przyjmowanych standardowo, przy czym skały klastyczne przyjmowały czasy graniczne zdecydowanie wyższe niż skały węglanowe. Obserwowane wartości związane były z największym udziałem Kp1 w sygnale NMR, w przeciwieństwie do klasycznych skał zbiornikowych. Można zauważyć, że w grupie 3., w której przeważał udział Kp3, wartości przepuszczalności są 60 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych największe. W większości próbek z grupy 1., w której dominował udział Kp1, nie udało się określić przepuszczalności. Największe różnice pomiędzy parametrami wyznaczonymi dla indywidualnych czasów odcięcia i wyznaczonymi dla standardowych czasów odcięcia zaobserwowano dla próbek o wysokiej zawartości kwarcu, a także wysokiej przepuszczalności. Dla wszystkich próbek wyznaczono także średnie logarytmiczne rozkładu T2 (T2ML) oraz średnie znormalizowane do wartości maksymalnej sygnału amplitudy (Av AmplZ) dla sygnałów: sumarycznego i odpowiadających przedziałom Kp1, Kp2 i Kp3, Kp3’ (zawartość wody w szczelinach) dla standardowych i indywidualnie dobranych czasów granicznych (Straley et al., 1997; Jarzyna et al., 2014), z podziałem ze względu na litologię oraz litologię i grupy o podobnych cechach wykształcenia przestrzeni porowej. Wszystkie otrzymane parametry zostały wykorzystane do połączenia wyników badań laboratoryjnych (m.in. w korelacjach między parametrami petrofizycznymi), a także do utworzenia cyfrowych modeli skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W skład obliczonych średnich logarytmicznych rozkładu T2 oraz średnich znormalizowanych amplitud wchodzą: • T2ML [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 całego sygnału, • T2ML Kp1 [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1, • T2ML Kp2 [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2, • T2ML Kp3 [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp3, • T2ML Kp2+Kp3 av [ms] – średnia z T2ML Kp2 i T2ML Kp3, • T2ML Kp2+Kp3 [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2 i Kp3, • Av AmplZ [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału, • Av AmplZ Kp1 [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp1, • Av AmpZ Kp2 [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp2, • Av AmplZ Kp3 [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp3, • Av AmplZ Kp2+Kp3 av [j.u.] – średnia z Av AmpZ Kp2 i Av AmplZ Kp3, • Av AmplZ Kp2+Kp3 [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp2 i Kp3 61 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych uzyskane z interpretacji z użyciem standardowych i indywidualnych czasów odcięcia. A także dodatkowe, uzyskane jedynie z interpretacji z użyciem indywidualnych czasów granicznych: • T2ML Kp3' [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp3’, • T2ML Kp3+3' [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp3 i Kp3’, • T2ML Kp2+3+3' [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2, Kp3 i Kp3’, • Av AmpZ Kp3' [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp3’, • Av AmplZ Kp3+3' [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp3 i Kp3’, • Av AmplZ Kp2+3+3' – średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp2, Kp3 i Kp3’. W dalszym ciągu tego rozdziału omówiono najważniejsze parametry wyznaczone dla poszczególnych grup skał o podobnej charakterystyce wykształcenia przestrzeni porowej i litologii (tab. 3.3.2.2). W grupie 1. skał węglanowych występowały zdecydowanie niższe odpowiednie wartości średnie średnich logarytmicznych rozkładów T2 dla całego sygnału i sygnałów odpowiadających Kp1, Kp2, Kp3 i Kp3’ niż w grupie skał klastycznych. Grupa 3. skał węglanowych osiągała także niższe odpowiednie średnie wartości parametrów niż grupa skał klastycznych. W zależności od typu grupy otrzymano odmienne wartości analizowanych parametrów. Grupa 1. charakteryzowała się najniższymi średnimi logarytmicznymi rozkładu T2 spośród wszystkich grup. Natomiast grupa 3. zawierała najwyższe wartości analizowanych parametrów. Wynik uzależniony był od dominującego typu wykształcenia przestrzeni porowej. W grupie 1. przeważała woda związana w przestrzeniach międzypakietowych minerałów ilastych, odzwierciedlająca się w wysokim parametrze Kp1, dlatego też wartość średniej logarytmicznej przypadała na niższe czasy relaksacji poprzecznej T2. Grupa 3. natomiast była związana z lepszymi własnościami zbiornikowymi i występowaniem dużej ilości wody wolnej w przestrzeni porowej, dlatego średnie logarytmiczne osiągały najwyższe wartości. W przypadku średnich znormalizowanych amplitud sygnału NMR zaobserwowano wzrost wartości średnich ze wzrostem udziału sygnału z obszaru nasycenia wodą wolną. 62 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Grupa 3. charakteryzowała się najmniejszą zmiennością parametrów w obrębie grupy (najniższe odchylenia standardowe parametrów). Tabela 3.3.2.2. Charakterystyka statystyczna średnich logarytmicznych rozkładu T2 oraz średnich znormalizowanych amplitud. Oznaczenia w tekście, statystyki jak w tab. 3.3.1.1 N Grupa 1 T2ML T2ML Kp1 T2ML Kp2 T2ML Kp3 T2ML Kp3' Av AmplZ Av AmplZ Kp1 Av AmpZ Kp2 Av AmplZ Kp3 Av AmpZ Kp3' Grupa 2 T2ML T2ML Kp1 T2ML Kp2 T2ML Kp3 T2ML Kp3' Av AmplZ Av AmplZ Kp1 Av AmpZ Kp2 Av AmplZ Kp3 Av AmpZ Kp3' Grupa 3 T2ML T2ML Kp1 T2ML Kp2 T2ML Kp3 T2ML Kp3' Av AmplZ Av AmplZ Kp1 Av AmpZ Kp2 Av AmplZ Kp3 Av AmpZ Kp3' 20 20 20 20 19 20 20 20 20 19 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 Min Max Śr Skały klastyczne 1,1 9,2 3,1 0,5 2,2 1 1,7 41 13 11 491 102 62 1588 591 0,0060 0,0077 0,0066 0,0057 0,0197 0,0149 0,0023 0,0330 0,0131 0,0001 0,0142 0,0051 0,00002 00028 0,0007 Skały klastyczne 5,5 0,7 4,4 28 435 0,0073 0,0069 0,0226 0,0115 0,0001 Skały klastyczne 9,6 127 50 0,8 2,3 1,4 19 30 27 151 331 238 402 892 737 0,0078 0,0100 0,0088 0,0023 0,0098 0,0054 0,0065 0,0248 0,0144 0,0031 0,0328 0,0171 0,0006 0,0065 0,0037 Odch. St. N 2,2 0,5 10 116 419 0,0005 0,0033 0,0069 0,0038 0,0006 11 11 11 11 10 11 11 11 11 10 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 54 0,6 8,7 100 226 0,001 0,0031 0,0085 0,0148 0,0032 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Min Max Śr Skały węglanowe 1,2 5,7 2,6 0,3 1,1 0,7 0,8 19 7 18 171 62 68 941 446 0,0060 0,0073 0,0066 0,0080 0,0202 0,0139 0,0095 0,0227 0,0143 0,0012 0,0091 0,0060 0,00003 0,0020 0,0004 Skały węglanowe 6,7 0,8 8,1 63 249 0,0075 0,0083 0,0179 0,0134 0,0011 Skały węglanowe 9,4 17 13 0,3 0,7 0,5 3,3 7,7 5,5 47 59 54 198 623 411 0,0078 0,0083 0,0080 0,0031 0,0038 0,0035 0,0151 0,0151 0,0154 0,0139 0,0273 0,0206 0,0006 0,0009 0,0007 Odch. St. 1,4 0,2 6,3 47 297 0,0004 0,0042 0,0045 0,0027 0,0006 5,6 0,2 3 7 300 0,0004 0,0005 0,004 0,0095 0,0002 Interpretacja wyników badań z wykorzystaniem metody NMR przyniosła odpowiedź na temat charakterystyki przestrzeni porowej analizowanych skał. Wydzielono trzy grupy skał charakteryzujących się podobnym typem wykształcenia przestrzeni porowej. Zdecydowana większość próbek mieści się w grupie o przewadze mikroporów i mikroszczelin. 63 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.3.3. Oszacowanie przepuszczalności na podstawie modeli związanych z parametrami uzyskanymi z NMR Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego charakteryzowały się niskimi wartościami przepuszczalności, często poniżej rozdzielczości urządzenia pomiarowego. W przypadku, gdy pomiar przepuszczalności nie dał satysfakcjonujących rezultatów zastosowano modele obliczeniowe, opierające się na parametrach uzyskanych z NMR, umożliwiające ocenę przepuszczalności. Jednak wtedy nie ma możliwości weryfikacji wyników uzyskanych z modeli z rzeczywistą wartością przepuszczalności, uzyskaną z pomiaru przepuszczalnościomierzem. Weryfikacja byłaby możliwa po zastosowaniu pomiaru przepuszczalności z dokładnością do kilkudziesięciu nano Darcy i przy pomiarze pod ciśnieniem otaczającym. Przepuszczalność została obliczona na podstawie trzech modeli: • Model Coatesa (Coates & Denoo, 1981): K _ C = (C * Kpnmr )4 *( Kp3 )2 Kp1 + Kp 2 (3.3.3.1) gdzie: K_C – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu Coatesa [mD], C – parametr korelacyjny zależny od typu litologicznego. • Model SDR (ang. Schlumberger-Doll Research) (Kenyon, 1992): K _ SDR = C * Kpnmr 4 * T2 ML2 (3.3.3.2) gdzie: K_SDR – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu SDR [mD], T2ML – średnia logarytmiczna rozkładu T2 [ms]. • Model wpływu wody związanej: K _ WWZ = (C * Kpnmr ) 4 *( Kp 2 + Kp3 2 ) Kp1 (3.3.3.3) 64 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych gdzie: K_WWZ – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu wpływu wody związanej [mD]. Na podstawie wzorów (3.3.3.1-3.3.3.3) obliczono przepuszczalność dla parametrów wyznaczonych przy użyciu zarówno standardowych, jak i indywidualnych czasów granicznych, przy założonych stałych C, a także przy stałych C wyznaczonych w obrębie danej grupy próbek, charakteryzujących się podobnymi parametrami petrofizycznymi. W przypadku wzorów (3.3.3.1-3.3.3.3) jako współczynnik porowatości została podstawiona wartość porowatości całkowitej. Obliczenia wykonano także przy podstawieniu współczynnika porowatości efektywnej. Stałą C przyjęto według danych literaturowych (Coates & Denoo, 1981) dla modelu Coatesa równą 10, w przypadku modelu SDR równą 4 dla skał klastycznych i 0,1 dla skał węglanowych (Djebbar & Donaldson, 2012) oraz dla modelu wpływu wody związanej równą 10. Podjęto także próbę estymacji indywidualnych wartości stałej C dla grupy skał klastycznych i węglanowych, jednakże było to możliwe jedynie w punktach, w których próbki nie były określone jako nieprzepuszczalne (fig. 3.3.3.1). Przekształcenie wzorów (3.3.3.1-3.3.3.3) i zestawienie odpowiednich parametrów na osiach X i Y pozwoliło na wyznaczenie stałej C. Dla części próbek ocena parametru C była niemożliwa, ze względu na małą liczbę punktów w grupie próbek układających się liniowo (1 lub dwie próbki). Figura 3.3.3.2 przedstawia grupy próbek układających się wzdłuż jednej linii od początku układu współrzędnych, reprezentujących podobne własności, a różniących się od innych grup głównie gęstością objętościową, zawartością wody związanej w iłach, współczynnikiem nasycenia wodą nieredukowalną oraz stosunkiem prędkości fali P i S (fig. 3.3.3.2). W tabeli 3.3.3.1 zostały zestawione podstawowe statystyki dla obliczonych stałych C. Większą rozbieżność w parametrach zaobserwowano dla standardowych czasów odcięcia, np. w przypadku stałej C z modelu SDR. Wartości zdecydowanie różnią się od standardowo przyjmowanych stałych C. Widoczne jest zróżnicowanie C, związane z występowaniem różnych wiekowo skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Skały kambryjskie charakteryzowały się najniższymi wartościami średnimi C, w przeciwieństwie do skał dewońskich, gdzie zaobserwowano wartości najwyższe. 65 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.3.3.1. Fragment wykresu do estymacji wartości stałej C w modelu Coatesa, standardowe czasy graniczne; grupy o jednakowej wartości stałej C zaznaczone są kolorami Fig. 3.3.3.2. Przykład zależności grup próbek o stałej C od parametrów petrofizycznych, przykład dla Kp1; okno programu Techlog Tabela 3.3.3.1. Podstawowe statystyki stałych C w zależności od typu litologicznego, przyjętego modelu oraz użytego współczynnika porowatości. Oznaczenia: drugie wyrażenie w kodzie parametru oznacza model: C – Coates, SDR – Schlumberger-Doll Research, WWZ – wpływu wody związanej; trzecie wyrażenie oznacza użyty we wzorze współczynnik porowatości: Kp – całkowitej z NMR, Kpef – efektywnej z NMR, reszta oznaczeń jak w tab. 3.3.1.1 Parametr Litologia N Min Max Śr Odch. St Me Standardowe czasy odcięcia C_C_Kp 23 12 152 56 55 28 C_C_Kpef 24 11 1017 219 283 128 18 6 1065666 210059 400012 1247 20 13 23099526 3976666 7210903 6297 C_WWZ_Kp 19 3 71 28 23 24 C_WWZ_Kpef 20 6 309 93 107 23 C_SDR_Kp C_SDR_Kpef skały klastyczne 66 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych C_C_Kp 8 63 322 193 138 193 C_C_Kpef 5 167 1142 752 534 1142 8 19305 459562 239433 235327 239433 6 216218 32560500 16388359 17715693 16388359 C_WWZ_Kp 8 1 53 27 28 27 C_WWZ_Kpef 5 48 189 133 77 189 C_SDR_Kp C_SDR_Kpef skały węglanowe Indywidualne czasy odcięcia C_C_Kp 21 12 188 71 67 36 C_C_Kpef 21 16 949 276 319 129 17 2 34 12 11 6 15 2 151 48 50 53 C_WWZ_Kp 19 4 41 20 13 15 C_WWZ_Kpef 16 9 360 88 115 36 C_C_Kp 7 48 121 79 39 48 C_C_Kpef 6 166 471 267 158 166 C_SDR_Kp C_SDR_Kpef skały klastyczne 8 12 26 19 8 19 2 36 36 36 0 36 C_WWZ_Kp 6 24 42 30 9 24 C_WWZ_Kpef 5 31 58 47 15 58 C_SDR_Kp C_SDR_Kpef skały węglanowe Obliczono przepuszczalność skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych na podstawie modelu Coatesa (C), SDR (SDR) i wpływu wody związanej (WWZ), przy zestawieniu różnych parametrów. Wartości przepuszczalności, obliczone na podstawie wymienionych modeli były zróżnicowane (tab. 3.3.3.2). Najniższe średnie wartości przepuszczalności zostały wyliczone przy użyciu standardowych stałych C, przy czym dla indywidualnych czasów odcięcia model SDR dał najniższe wartości przepuszczalności. Najwyższe wartości przepuszczalności uzyskano z modelu WWZ dla standardowych stałych C. W grupie skał klastycznych zaobserwowano większe wartości przepuszczalności w porównaniu z grupą skał węglanowych. 67 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.3.3.2. Proste statystyki przepuszczalności obliczonych na podstawie modeli z wykorzystaniem metody NMR. Oznaczenia: K – przepuszczalność w nD; drugie i trzecie wyrażenie jak w tab. 3.3.3.1; czwarte wyrażenie oznacza użycie stałej C: C – indywidualna, jej brak oznacza standardową stałą C; podstawowe statystyki jak w tab. 3.3.1.1; Śr harm – wartość średniej harmonicznej Parametr w [nD] Litologia N Min Max Śr Odch. Std Śr harm Me Standardowe czasy odcięcia K_C_Kp 25 1,61E-05 4,13E+04 2,46E+03 9,03E+03 2.80E-04 5,17E-02 K_C_Kpef 25 2,84E-08 2,80E+04 1,42E+03 5,74E+03 5.53E-07 1,89E-04 K_SDR_Kp 25 1,83E-06 1,71E+04 8,35E+02 3,48E+03 4.16E-05 5,00E-02 K_SDR_Kpef 25 3,23E-09 1,16E+04 5,21E+02 2,33E+03 7.36E-08 4,77E-05 K_WWZ_Kp 25 1,54E-04 2,58E+05 1,29E+04 5,24E+04 3.55E-03 3,03E+00 K_WWZ_Kpef 25 2,73E-07 1,75E+05 7,92E+03 3,51E+04 6.14E-06 7,22E-03 23 3,57E-05 9,17E+04 5,99E+03 2,09E+04 8.20E-04 1,73E+01 K_C_Kpef_C 24 3,49E-08 9,50E+04 5,08E+03 1,98E+04 8.38E-07 1,77E+01 K_SDR_Kp_C 18 7,08E-02 9,49E+04 6,52E+03 2,26E+04 1.20E+00 2,58E+01 K_SDR_Kpef_C 20 1,04E-08 9,64E+04 5,50E+03 2,16E+04 2.08E-07 1,31E+01 K_WWZ_Kp_C 19 8,48E+00 9,48E+04 6,24E+03 2,20E+04 1.62E+01 1,37E+01 K_WWZ_Kpef_C 20 4,48E+00 9,65E+04 5,54E+03 2,16E+04 1.77E+01 2,44E+01 K_C_Kp 13 6,56E-06 6,57E-03 1,69E-03 2,46E-03 3.41E-05 1,19E-04 K_C_Kp_C skały klastyczne K_C_Kpef 13 1,77E-08 3,11E-03 3,75E-04 8,69E-04 1.13E-07 2,45E-06 K_SDR_Kp 14 1,90E-07 1,46E-03 1,39E-04 3,83E-04 1.81E-06 1,33E-05 K_SDR_Kpef 14 2,45E-10 7,41E-04 5,55E-05 1,97E-04 3.07E-09 5,73E-08 14 6,20E-04 1,42E+01 1,13E+00 3,76E+00 6.40E-03 3,41E-02 14 8,02E-07 7,21E+00 5,28E-01 1,92E+00 8.71E-06 2,51E-04 K_C_Kp_C 7 1,91E-01 4,31E+01 1,23E+01 1,40E+01 1.19E+00 8,53E+00 K_C_Kpef_C 5 3,02E+00 4,42E+01 1,67E+01 1,60E+01 8.14E+00 1,20E+01 K_WWZ_Kp K_WWZ_Kpef skały węglanowe K_SDR_Kp_C 8 7,46E+00 9,07E+01 2,56E+01 2,84E+01 1.30E+01 1,13E+01 K_SDR_Kpef_C 6 5,03E+00 4,92E+01 2,20E+01 1,98E+01 1.10E+01 1,24E+01 K_WWZ_Kp_C 8 3,43E-06 9,11E+01 1,68E+01 3,15E+01 1.96E-05 3,06E+00 68 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych K_WWZ_Kpef_C 5 4,13E+00 5,16E+01 1,65E+01 2,00E+01 7.74E+00 7,83E+00 Indywidualne czasy odcięcia K_C_Kp 25 1,61E-05 2,29E+04 1,48E+03 5,25E+03 2.58E-04 3,53E-02 K_C_Kpef 25 2,84E-08 1,48E+04 7,92E+02 3,09E+03 4.74E-07 2,20E-04 K_SDR_Kp 25 1,83E-06 1,71E+04 8,35E+02 3,48E+03 4.16E-05 5,00E-02 K_SDR_Kpef 25 3,23E-09 1,11E+04 4,97E+02 2,23E+03 7.17E-08 1,03E-04 K_WWZ_Kp 25 1,54E-04 2,04E+05 1,06E+04 4,17E+04 3.51E-03 9,47E-01 K_WWZ_Kpef 25 2,73E-07 1,32E+05 6,14E+03 2,65E+04 3.44E-06 2,55E-02 21 2,27E-01 9,46E+04 5,88E+03 2,12E+04 2.16E+00 1,08E+01 K_C_Kpef_C 21 3,75E+00 9,31E+04 6,00E+03 2,11E+04 1.58E+01 2,10E+01 K_SDR_Kp_C 17 2,68E-04 9,30E+03 6,66E+02 2,28E+03 2.61E-03 1,25E-01 K_SDR_Kpef_C 15 2,89E-06 6,71E+03 5,13E+02 1,73E+03 2.99E-05 1,29E-04 K_WWZ_Kp_C 19 3,61E+00 9,46E+04 6,40E+03 2,21E+04 1.43E+01 2,22E+01 K_WWZ_Kpef_C 16 6,95E+00 9,39E+04 7,73E+03 2,39E+04 2.11E+01 7,13E+01 K_C_Kp 14 2,90E-04 8,27E-01 7,31E-02 2,18E-01 1.82E-03 3,97E-03 K_C_Kp_C skały klastyczne K_C_Kpef 14 4,09E-07 5,23E-01 4,21E-02 1,39E-01 4.54E-06 2,91E-04 K_SDR_Kp 14 1,90E-07 1,46E-03 1,39E-04 3,83E-04 1.82E-06 1,28E-05 K_SDR_Kpef 14 3,74E-09 9,21E-04 7,30E-05 2,45E-04 3.31E-08 1,58E-07 K_WWZ_Kp 14 3,47E-03 3,27E+01 3,34E+00 8,93E+00 2.78E-02 2,45E-01 14 3,13E-06 2,07E+01 2,05E+00 5,70E+00 3.72E-05 1,12E-02 7 9,79E-01 8,63E+01 3,27E+01 3,18E+01 5.13E+00 1,82E+01 K_C_Kpef_C 6 2,01E+00 8,27E+01 3,13E+01 3,65E+01 7.21E+00 1,08E+01 K_SDR_Kp_C 8 4,28E-04 2,13E-02 5,76E-03 6,68E-03 1.57E-03 4,79E-03 K_WWZ_Kpef K_C_Kp_C skały węglanowe K_SDR_Kpef_C 2 9,37E-04 1,88E-03 1,41E-03 6,68E-04 1.25E-03 1,41E-03 K_WWZ_Kp_C 6 7,37E+00 8,99E+01 2,84E+01 3,24E+01 1.34E+01 1,25E+01 K_WWZ_Kpef_C 5 5,12E+00 8,76E+01 3,18E+01 3,42E+01 1.27E+01 1,33E+01 69 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Porównano wartości przepuszczalności obliczonej z modeli z wynikami badań laboratoryjnych na przepuszczalnościomierzu. Najlepszą zgodność wyników otrzymano dla przepuszczalności obliczonej na podstawie indywidualnych stałych C oraz modelu SDR. Przepuszczalność obliczona z modeli i standardowych stałych C była znacznie obniżona w stosunku do przepuszczalności z przepuszczalnościomierza. W przypadku analizowanych próbek szczegółowa weryfikacja nie mogła mieć miejsca, z powodu ograniczonych możliwości pomiarowych przepuszczalnościomierza. Dokonano także analizy jakościowej, biorąc pod uwagę współczynniki determinacji przy zestawieniu logarytmu przepuszczalności wyznaczonej na podstawie różnych parametrów, tj. modelu, stałej C, parametrów wyznaczonych na podstawie standardowych czy indywidualnych czasów odcięcia do porowatości ogólnej i efektywnej (tab. 3.3.3.3). Najlepsze dopasowanie, którego miarą była wielkość współczynnika determinacji, logarytmu przepuszczalności do porowatości dla standardowych stałych C uzyskano dla modelu Coatesa w przypadku skał klastycznych i SDR dla skał węglanowych. Najwyższe współczynniki determinacji logarytmu przepuszczalności do porowatości otrzymano dla indywidualnych czasów odcięcia. Najsłabsze dopasowanie zaobserwowano dla logarytmu przepuszczalności do porowatości z modelu WWZ. Dla przepuszczalności obliczonych z modeli przy zastosowaniu indywidualnych stałych C najwyższy współczynnik determinacji uzyskano dla modelu SDR (skały klastyczne) i dla modelu Coatesa (skały węglanowe). Najmniejszą zmienność współczynnika determinacji zaobserwowano dla logarytmu przepuszczalności do porowatości z modelu WWZ. W przypadku skał węglanowych wyniki dopasowania były mniej wiarygodne ze względu na małą liczbę próbek w analizie. Brak wyniku w tabeli 3.3.3.3 oznacza zbyt niską liczbę próbek, aby wykonać dopasowanie. Tabela 3.3.3.3. Współczynniki determinacji dla związków logarytmu przepuszczalności wyznaczonej na podstawie modeli wykorzystujących metodę NMR i porowatości (całkowitej i efektywnej). Oznaczenia: logK – logarytm przepuszczalności; drugie i trzecie wyrażenie jak w tab. 3.3.3.1 i 3.3.3.2 Parametr Czasy odcięcia logK_C logK_SDR logK_WWZ logK_C_C logK_SDR_C logK_WWZ_C Skały klastyczne Kp nmr [%] standardowe Kp nmr ef [%] Kp nmr [%] indywidualne Kp nmr ef [%] 0,83 0,86 0,80 0,30 0,52 0,67 0,82 0,80 0,73 0,29 0,31 0,65 0,84 0,86 0,80 0,40 0,88 0,63 0,83 0,78 0,72 0,73 0,86 0,76 70 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Skały węglanowe Kp nmr [%] standardowe Kp nmr ef [%] Kp nmr [%] indywidualne Kp nmr ef [%] 0,04 0,36 0,16 - - - 0,69 0,89 0,87 0,43 0,06 0,22 0,02 0,36 0,02 0,75 0,50 0,24 0,70 0,92 0,82 0,45 - - Figura 3.3.3.3 przedstawia uzyskane najlepsze współczynniki determinacji dla zależności logarytmu przepuszczalności od porowatości, przy standardowych czasach odcięcia i stałych C. Natomiast na figurze 3.3.3.4 zaobserwowano najlepszy wynik dopasowania logarytmu przepuszczalności do porowatości, występujący dla modelu SDR, przy indywidualnych stałych C i czasach odcięcia. Podjęto także próbę weryfikacji wyników z parametrem w postaci pierwiastka z ilorazu przepuszczalności (z badań laboratoryjnych) i porowatości całkowitej, traktując ten parametr jako miarę własności filtracyjnych skał (fig. 3.3.3.5). Nie otrzymano zadowalających rezultatów dla żadnych z kombinacji analizowanych parametrów, gdyż współczynnik determinacji wskazał na dopasowanie niezadowalające (r2 poniżej 0,5). Fig. 3.3.3.3. Wykres zależności logarytmu przepuszczalności od porowatości całkowitej z NMR. Przepuszczalność została obliczona przy standardowych stałych C i standardowych czasach odcięcia. Oznaczenia: r2 – współczynnik determinacji, reszta jak w tab. 3.3.3.2; okno programu Statistica Wielu autorów borykało się z problemem wyznaczania przepuszczalności na podstawie wyników badań metodą NMR w skałach zbiornikowych konwencjonalnych 71 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych (Jarzyna & Puskarczyk, 2009) i niekonwencjonalnych (Xiao & Mao, 2009; Xiao et al., 2014). W przypadku skał nikoporowatych i niskoprzepuszczalnych oszacowanie przepuszczalności jest bardzo trudnym zadaniem, zwłaszcza przy braku możliwości weryfikacji wyników z danymi laboratoryjnymi. Uzyskane przepuszczalności mieszczą się w zakresie od setnych części nanodarcy do kilku tysięcy nanodarcy. Najlepsze wyniki dopasowania uzyskano dla modeli z użyciem indywidualnych czasów odcięcia i dla modeli Coatesa i SDR, natomiast najmniejsze zróżnicowanie współczynnika determinacji – dla modelu WWZ. Fig. 3.3.3.4. Wykres zależności logarytmu przepuszczalności od porowatości całkowitej z NMR. Przepuszczalność została obliczona przy indywidualnych stałych C i indywidualnych czasach odcięcia. Oznaczenia jak na fig. 3.3.3.3; okno programu Statistica Fig. 3.3.3.5. Związek logarytmu przepuszczalności uzyskanego z modeli wykorzystujących metodę NMR od pierwiastka ilorazu przepuszczalności i porowatości całkowitej, uzyskanych ze standardowych badań laboratoryjnych. Oznaczenia symboli jak na fig. 3.3.3.3.; okno programu Statistica 72 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.4. Komputerowa mikrotomografia rentgenowska Komputerowa mikrotomografia rentgenowska (micro-CT, ang. Computed Tomography) jest jedną z bardziej nowoczesnych metod badawczych w analizie petrofizycznej skał (Wellington & Vinegar, 1987; Stock, 2009; Zalewska et al., 2010). Metoda ta jest bezinwazyjna, co oznacza, że analizowana próbka skalna nie ulega zniszczeniu (mechanicznemu lub w wyniku nasycenia cieczą, gazem) lub deformacji. Komputerowa mikrotomografia rentgenowska polega na prześwietlaniu próbki skalnej promieniowaniem rentgenowskim (promieniowaniem X), dzięki czemu możliwe jest uzyskanie trójwymiarowego obrazu skały, czyli szkieletu mineralnego i przestrzeni porowej. Mikrotomografia rentgenowska dostarcza informacji na temat porowatości badanej skały, rozkładu porów w przestrzeni porowej, a także informacji o krętości kanalików porowych, istotnych przy ocenie zdolności skały do przepływu mediów (Arns et al., 2005; Dohnalik & Zalewska, 2013). Mikrotomograficzny obraz przestrzeni porowej pozwala wyznaczyć precyzyjnie jej cechy geometryczne (Kayser et al., 2006; Zalewska et al., 2009; Bielecki et al., 2009; 2013) Prawo Beera definiuje podstawową wielkość mierzoną w mikrotomografii rentgenowskiej, czyli współczynnik tłumienia liniowego µ (Atkins, 2001; Zalewska et al., 2011b i 2013): I = exp(− µt * h) I0 (3.4.1) gdzie: I0 [W/m2] – natężenie promieniowania padającego, I [W/m2] – natężenie promieniowania przechodzącego, h [m] – grubość próbki, µ t [1/m] – współczynnik tłumienia liniowego. Prawo Beera jest spełnione dla założenia, że wiązka promieniowania rentgenowskiego jest skolimowana (promienie są równoległe) i źródło promieniowania jest monochromatyczne (charakteryzujące się jedną częstotliwością). Współczynnik tłumienia liniowego µ zależy od gęstości elektronowej i liczby atomowej Z: µt = ρ *(a + b * Z 3,8 ) E 3,2 (3.4.2) 73 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych gdzie: ρ – gęstość elektronowa, Z – liczba atomowa, a – współczynnik Klein-Nishina (niemal niezależny od energii), b – stała (9,8 x 10-24). Stosowane w mikrotomografii lampy rentgenowskie emitują energię z przedziału energetycznego promieniowania X, nie energię monochromatycznego promieniowania, dlatego też stosuje się całkę z współczynnika tłumienia liniowego µ, po grubości próbki x. W ten sposób uwzględnia się zmiany współczynnika tłumienia liniowego µ wzdłuż ścieżki promieniowania X: − µt ( x )dx I = I 0e ∫ (3.4.3) Skanowanie próbki promieniowaniem rentgenowskim o niskiej i wysokiej energii oraz rozwiązywanie równania (3.4.3) dla każdego piksela obrazu osobno pozwala na uzyskanie jednego obrazu proporcjonalnego do gęstości średniej, a drugiego – do liczby atomowej (zależność od składu chemicznego). W przypadku, gdy skanowany przedmiot składa się z kilku pierwiastków, wtedy absorpcja fotoelektryczna jest proporcjonalna do liczby atomowej Z: 1 3.8 Z e = ∑ f i Z i3.8 (3.4.4) gdzie: fi – liczba elektronów w i-tym pierwiastku o liczbie atomowej Zi. Pomiar komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej rozpoczyna się w momencie emisji wiązki promieniowania X przez lampę rentgenowską. Prześwietlana próbka rzuca cień na detektor, tworząc projekcję 2D. Promieniowanie, przechodząc przez próbkę, ulega absorpcji, czyli w zależności od badanego obiektu, w różnym stopniu jest osłabiane. Większe osłabienie wiązki wynika z większej gęstości próbki. Zasada pomiaru bazuje na zapisywaniu kolejnych projekcji (rzutu obrazu próbki na płaszczyznę detektora) promieniowania X, różniących się 74 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych pozycją kątową w zakresie od 0 do 360o. Im mniejszy kąt obrotu próbki, tym większa jest dokładność obrazu, ale także dłuższy czas pomiaru. Aby uzyskać przekroje mikrotomograficzne próbki, czyli cięcie złożonych projekcji (przekroje poprzeczne projekcji), konieczne jest zastosowanie algorytmu projekcji wstecznej, który w efekcie pozwala na uzyskanie obrazu zmienności współczynnika pochłaniania liniowego. Algorytm projekcji wstecznej (back – projection) stanowi grupę algorytmów rekonstrukcji, czyli procesu matematycznego umożliwiającego pozyskanie przetworzonego obrazu (Feldkamp et al., 1984). W miarę jak próbka jest obracana w trakcie pomiaru, zbierane są sekwencyjnie przekroje, tworzące zrekonstruowane obrazy 3D. Dzięki komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej uzyskuje się pełny obraz przestrzeni porowej badanej próbki skalnej. W zależności od rozdzielczości mikrotomografu zobrazowane są pory o wymiarach nanometrów (nonotomografy) lub mikrometrów (mikrotomografy). Współczynnik porowatości (Kp μ-CT) oblicza się wykorzystując następujące równanie: Kp µ − CT = Vp (3.4.5) Vp + V gdzie: Vp – objętość porów, V – objętość szkieletu. 3.4.1. Wyniki badań komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej Wyniki komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej są prezentowane w postaci trójwymiarowej wizualizacji przestrzeni porowej (fig. 3.4.1.1, 3.4.1.2). Wizualizacja 3D pozwala na jakościową interpretację wyniku micro-CT, natomiast interpretacja ilościowa obejmuje wyznaczenie parametrów petrofizycznych, m.in. wartości porowatości, krętości kanałów porowych, a także obliczenie wybranych parametrów statystycznych. Wizualizowana próbka (fig. 3.4.1.1, 3.4.1.2) standardowo jest prostopadłościanem o wymiarach 950x950x400 wokseli w kierunku X, Y i Z. Woksel w grafice 3D jest najmniejszym elementem przestrzeni i w przypadku wykonanych badań mikrotomograficznych ma wymiary 5,8x5,8x5,8 µm3 (1 woksel jest równy około 195 µm3). 75 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.4.1.1. Wizualizacja szkieletu piaskowca karbońskiego, próbka nr 888 Fig. 3.4.1.2. Wizualizacja przestrzeni porowej piaskowca karbońskiego, próbka nr 888 Proces uzyskania przetworzonego obrazu 3D dla całej próbki jest czasochłonny, dlatego dzieli się ją na dwie podpróbki (fig. 3.4.1.3, 3.4.1.4). Każda podpróbka stanowi około ¼ objętości całej próbki. W ten sposób dokonuje się segmentacji przestrzeni porowej z wydzieleniem dwóch elementów – podpróbki A i B. Fig. 3.4.1.3. Wizualizacja przestrzeni Fig. 3.4.1.4. Wizualizacja przestrzeni porowej piaskowca karbońskiego, podpróbka porowej piaskowca karbońskiego, podpróbka A B Przestrzeń porowa każdej próbki została podzielona na podgrupy (Zalewska et al., 2011b; 2013). Każda z podgrup stanowiła zespół porów połączonych ze sobą, lecz 76 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych nieskomunikowanych z innymi podgrupami. Każda z podgrup została sklasyfikowana pod względem objętości. Wyróżnionych zostało 6 klas objętości podgrup przestrzeni porowej, oznaczonych na obrazie mikrotomograficznym odpowiednimi kolorami: • I klasa: 1-9 wokseli, kolor żółty, • II klasa: 10-99 wokseli, kolor niebieski, • III klasa: 100-999 wokseli, kolor czerwony, • IV klasa: 1000-9999 wokseli, kolor zielony, • V klasa: 10000-99999 wokseli, kolor biały, • VI klasa: >100000 wokseli, kolor fioletowy. Tabela 3.4.1.1 przedstawia wyniki analizy współczynnika porowatości obliczonego na podstawie przestrzeni porowej wydzielonej z obrazu mikrotomograficznego, natomiast tabela 3.4.1.2 prezentuje analizę ilościową krętości kanałów porowych (Dohnalik, 2013; Plewa & Plewa, 1992). Tabela 3.4.1.1. Wyniki analizy współczynnika porowatości obliczonego na podstawie komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej. Oznaczenia: Kp μ-CT A – współczynnik porowatości podpróbki A, Kp μ-CT B – współczynnik porowatości podpróbki B, Kp μ-CT całość – współczynnik porowatości dla całej próbki Lp. Kp μ-CT Nr próbki Lp. A B całość [%] [%] [%] Kp μ-CT Nr próbki A B całość [%] [%] [%] 1 868 0,7 0,7 1,34 23 890 0,8 0,7 0,69 2 869 1,7 1,4 1,34 24 891 4,1 3,3 3,44 3 870 2,5 - 2,45 25 892 0,9 1 0,93 4 871 0,5 0,6 0,55 26 893 0,8 0,9 0,85 5 872 3,7 3,6 3,72 27 894 1,3 - 1,25 6 873 1,6 1,7 1,61 28 895 0,5 0,4 0,46 7 874 1,7 1,6 1,63 29 896 0,4 0,6 0,50 8 875 0 0 0 30 129 2,7 2,7 2,70 9 876 2,6 2,8 2,64 31 130 1 0,8 0,83 10 877 3,9 3,7 3,83 32 131 0,2 0,2 0,19 11 878 2,1 3,3 2,26 33 132 0,4 0,4 0,37 12 879 0,4 0,4 0,41 34 133 0,3 0,1 0,23 13 880 0,6 1,2 0,91 35 134 0 0 0 14 881 1 1 1,03 36 135 5,1 0,9 1,97 15 882 0,2 0,2 0,21 37 136 0,5 0,5 0,52 16 883 0,6 0,7 0,66 38 137 1,5 1,8 1,79 77 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 17 884 0,2 0,2 0,24 39 138 0,1 0,1 0,15 18 885 1,3 0,4 0,58 40 139 1,5 0,9 1,20 19 886 1,7 1,7 1,76 41 140 0,7 0,7 0,69 20 887 8,6 8 8,26 42 141 5,1 5,4 5,50 21 888 12,4 12,8 12,71 43 142 0,2 0,2 0,18 22 889 0,9 - 0,86 Tabela 3.4.1.2. Wyniki analizy krętości kanałów porowych na podstawie komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej. Oznaczenia: K – kierunek analizy krętości, IB – bezwzględna ilość wokseli z tunelu, IW – względna ilość wokseli z tunelu, τ – średnia krętość, τ max – wartość maksymalna krętości, τ min – wartość minimalna krętości, τ Odch. st. – odchylenie standardowe od wartości średniej Lp, Nr próbki Podpróbka K 1 2 876 877 IB IW τ τ Max τ Min τ Odch. st. B X 706 0,004 1,139 1,168 1,121 0,011 B Z 1089 0,005 1,332 1,423 1,273 0,041 A Y 1572 0,008 1,214 1,352 1,123 0,041 A Z 484 0,002 1,344 1,894 1,078 0,314 735 3 878 A X 0,004 1,616 1,702 1,564 0,035 4 887 A X 11397 0,063 1,361 1,636 1,209 0,087 A Y 7226 0,04 1,434 1,827 1,224 0,102 A Z 0,03 1,373 1,631 1,194 0,089 B X 7388 0,041 1,446 1,873 1,264 0,145 B Y 4467 0,025 1,491 1,942 1,278 0,123 B Z 0,101 A X 19564 0,103 1,25 1,149 0,041 A Y 20078 0,106 1,232 1,469 1,146 0,046 A Z 21230 0,094 1,316 1,573 1,206 0,056 B X 21399 0,113 1,249 1,408 1,141 0,049 B Y 24488 0,129 1,244 1,475 1,159 0,047 B Z 24041 0,107 1,329 1,218 0,064 A X 1318 0,007 1,459 1,757 1,391 0,065 A Z 1451 0,007 1,267 1,778 1,127 0,161 5 6 888 891 6114 6986 0,034 1,425 1,724 1,269 1,43 1,63 7 135 A Y 788 0,004 1,681 1,818 1,606 0,046 8 139 A Y 980 0,005 1,287 1,364 1,254 0,027 A Z 438 0,002 1,235 1,323 1,185 0,042 Pomiar komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej był wykonany w Instytucie Nafty i Gazu w Krakowie przez dr inż. Marka Dohnalika, w zespole kierowanym przez mgr inż. Jadwigę Zalewską, przy zastosowaniu mikrotomografu rentgenowskiego Benchtop CT160, ze źródłem rentgenowskim emitującym stożkową wiązkę fotonów o energii z zakresu 78 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 40-160kV i rozdzielczości dochodzącej do 3 µm. Obróbka obrazu była wykonana w programie ImageJ i Avizo, natomiast analizy ilościowe w programie MAVI. 3.4.2. Interpretacja wyników badań komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej Mikrotomografia rentgenowska umożliwiła analizę ilościową i jakościową przestrzeni porowej skał. Interpretacja wyników mikrotomograficznych skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych dostarczyła informacji na temat wielkości i typu wykształcenia przestrzeni porowej. Współczynnik porowatości został wyznaczony dla całej próbki i dwóch podpróbek (tab. 3.4.1.1). Znaczna różnica pomiędzy wartością współczynnika porowatości dla podpróbki A i B świadczy o niejednorodności wykształcenia przestrzeni porowej. Próbki 878, 880, 885, 896, 133, 135 oraz 139 wykazują różnicę w wartościach współczynnika porowatości wyznaczonych z podpróbki A i B (fig. 3.4.2.1-3.4.2.4). Wartości błędu bezwzględnego wyznaczenia porowatości tych próbek były duże i odpowiednio równe 57, 100, 69, 50, 67, 82 i 40%. Wartości te wskazują na niejednorodność wykształcenia przestrzeni porowej. Często niejednorodność była wywołana wystąpieniem mikroszczeliny w danej podpróbce (obszar zaznaczony kolorem różowym na fig. 3.4.2.1). Pozostałe próbki charakteryzowały się zbliżonymi współczynnikami porowatości wyznaczonymi dla dwóch podpróbek. Fig. 3.4.2.1. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał klastycznych nr 139, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.2. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał klastycznych nr 139, podpróbka B; objaśnienia kolorów w tekście 79 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.4.2.3. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej karbońskiej próbki skał klastycznych nr 896, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.4. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej karbońskiej próbki skał klastycznych nr 896, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Grupa skał klastycznych charakteryzowała się średnim współczynnikiem porowatości równym 2,38%, mieszczącym się w zakresie 0,4-12,6% przy odchyleniu standardowym równym 2,64%. Porowatość niższą niż 5,25% przyjmowało 90% analizowanych próbek, przy czym aż 75% próbek wykazywało wartość porowatości niższą niż 2,7%. Grupa skał węglanowych przyjmowała średnią wartość współczynnika porowatości niższą niż grupa skał klastycznych – 0,53%, przy wartościach z zakresu 0,1-3% izmienności równej 0,74%. Poniżej wartości 0,9% znajdowało się 90% obserwowanych współczynników porowatości. Analiza obrazu mikrotomograficznego dostarczyła także informacji na temat krętości kanałów porowych (tab. 3.4.1.2). Krętość kanałów porowych można było obliczyć pod warunkiem, że przestrzeń porowa analizowanej próbki charakteryzowała się ciągłością połączeń porów i szczelin w badanym kierunku X, Y lub/i Z, w praktyce oznaczającym ściany przeciwległe próbki. Jedynie w przypadku 8 próbek udało się uzyskać parametr krętości kanałów porowych. Reszta próbek charakteryzowała się brakiem ciągłości połączeń porów i gardzieli porowych. Najmniej skomplikowany układ geometrycznym wykazały próbki skał klastycznych: 876, 877, 888, 891 i 139, w odróżnieniu od próbek skał klastycznych: 878, 887 i węglanowych: 135 (fig. 3.4.2.5, 3.4.2.6). Im bardziej wartość krętości odbiegała od 1, tym przestrzeń porowa charakteryzowała się bardziej złożonym układem geometrycznym. Ocena krętości kanałów porowych pozwoliła wstępnie oszacować zdolności filtracyjne analizowanych skał. Jedynie wyżej wymienione próbki posiadały zdolności filtracyjne, jednakże tylko karbońskie próbki skał klastycznych: 887 i 888 wykazały zdolność przepływu mediów we wszystkich kierunkach. Reszta analizowanych próbek charakteryzowała się ograniczonymi zdolnościami filtracyjnymi. 80 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.4.2.5. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał węglanowych nr 135, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.6. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał węglanowych nr 135, podpróbka B; objaśnienia kolorów w tekście Badane skały zinterpretowano pod względem ilości podgrup w danej klasie objętości (tab. 3.4.2.1). Wszystkie próbki charakteryzowały się występowaniem podgrup z zakresu objętości: 1-9 (I klasa), 10-99 (II klasa), 100-999 wokseli (III klasa), natomiast nieliczne – z wyższych zakresów objętości. Świadczy to głównie o słabo rozwiniętym systemie porowym, w którym dominują pory o małych średnicach, często niepołączone. Wysoka liczba podgrup informowała o wykształceniu zamkniętych podsystemów porowych, pomiędzy którymi nie dochodziło do komunikacji. Próbki, charakteryzujące się obecnością wyższych klas objętości, należały głównie do karbońskich skał klastycznych i dewońskich skał węglanowych. Udział wysokich klas objętości nie łączył się z występowaniem szczelin w analizowanych próbkach. Szczeliny zostały zidentyfikowane jedynie w próbkach 868, 889, 890, 891, 893, 895, 139 i 142, reprezentujących głównie karbońskie i permskie skały klastyczne oraz dewońskie skały węglanowe. W próbkach 875 i 134 nie zidentyfikowano żadnej klasy objętości podgrup, co związane jest występowaniem porów o mniejszych wymiarach, niż zdolność rozdzielcza mikrotomografu. Dysponując obrazem mikrotomograficznym (binarnym) oraz odpowiednim oprogramowaniem – MAVI (moduły Field Features, Subfield features, Granulometry) możliwe było sparametryzowanie struktury porowej analizowanych skał (Dohnalik, 2013; Dokumentacja MAVI, 2010). W niniejszej pracy omówione zostały następujące parametry (tab. 3.4.2.1): • względne odchylenie standardowe J – kryterium oceny jednorodności struktury porowej, obliczone jako stosunek wartości odchylenia standardowego współczynnika porowatości dla podpróbek o rozmiarach 100x100x100 wokseli do średniej wartości 81 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych porowatości dla całej analizowanej próbki. W pracy Dohnalik (2013) za referencyjną wartość względnego odchylenia standardowego przyjęto 0,16, która została wyznaczona dla białego piaskowca szydłowieckiego (uznanego w INiG w Krakowie jako wzorzec jednorodnego wykształcenia przestrzeni porowej), • średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów d (ang. mean chord length) – wyznaczona dla całej analizowanej próbki. Skały charakteryzujące się dobrze wykształconą przestrzenią porową wykazują wysoką wartość tego parametru, • charakterystyka Eulera Eu (ang. Euler number) – parametr odzwierciedlający jakość połączenia porów (szerokie ujścia porowe, gardziele, rozbudowany system porów połączonych itp.). Wartości dodatnie charakterystyki Eulera związane są ze słabo połączonym systemem porów, natomiast ujemne – ze strukturą porów połączonych, • granulometria – określenie ilości kul o danej średnicy (maksymalnej), które mogą być wpisane w analizowany obraz. Dostarcza informacji o rozkładzie średnic porów. 82 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.4.2.1. Parametryzacja struktury porowej. Oznaczenia: I, II, III, IV, V i VI – kolejno 1, 2, 3, 4, 5 i 6 klasa objętości podgrup przestrzeni porowej, J – jednorodność, d – średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, Eu – charakterystyka Eulera, Kp µ-CT – porowatość obliczona dla całej analizowanej próbki Lp. Nr I II III IV V VI J d d Eu Kp µ-CT próbki [-] [-] [-] [-] [-] [-] [-] [µm] [woksel] [-] [%] 1 868 15846 29485 42 4 0 0 0,41 11,20 1,93 294656 1,33 2 869 27406 23253 1581 124 7 0 0,53 14,06 2,42 173798 1,34 3 870 22395 74821 2212 75 0 0 0,24 12,19 2,10 96638 2,45 4 871 9310 9718 478 10 0 0 0,36 12,86 2,22 75605 0,55 5 872 62183 92182 3576 12 0 0 0,26 11,22 1,93 648583 3,72 6 873 54450 53489 134 0 0 0 0,40 10,65 1,84 451118 1,61 7 874 50781 51647 922 6 0 0 0,40 11,16 1,92 407937 1,63 8 875 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9 876 51326 60826 598 0 0 0 0,33 10,85 1,87 588515 2,64 10 877 62615 82790 2982 200 8 0 0,30 12,48 2,15 562677 3,83 11 878 42818 33726 692 31 8 2 1,04 12,41 2,14 183610 2,26 12 879 25623 13042 0 0 0 0 0,56 10,45 1,80 150980 0,41 13 880 30993 19185 29 0 0 0 0,62 10,63 1,83 270836 0,91 14 881 101376 27043 4 0 0 0 0,36 9,95 1,71 623974 1,03 15 882 14639 5587 0 0 0 0 0,94 10,17 1,75 82785 0,21 16 883 36790 20694 10 0 0 0 0,57 10,35 1,78 240929 0,66 17 884 17727 6856 1 0 0 0 0,64 10,42 1,80 93674 0,24 18 885 21804 19801 1290 36 0 1 2,01 11,08 1,91 135774 0,58 19 886 55121 47434 540 65 1 0 0,36 11,59 2,00 398586 1,76 20 887 25689 22734 1032 85 0 1 0,57 17,12 2,95 -142362 8,26 21 888 36667 27263 447 31 2 1 0,16 25,98 4,48 -3630 12,71 22 889 54036 44096 127 0 1 0 0,56 10,70 1,85 98821 0,86 23 890 30836 21388 38 1 0 1 0,68 10,77 1,86 208772 0,69 83 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 24 891 48998 66327 3504 102 4 1 0,34 12,14 2,09 435040 3,44 25 892 17009 37397 84 1 0 0 0,51 10,95 1,89 222140 0,93 26 893 12035 30221 287 0 0 0 0,58 11,34 1,96 167946 0,85 27 894 95853 91307 553 9 0 0 0,36 11,04 1,90 189223 1,25 28 895 23339 7736 105 2 1 0 0,64 10,46 1,80 125659 0,46 29 896 16435 12912 47 0 0 0 0,63 10,85 1,87 149492 0,50 30 129 29885 28385 1741 365 23 0 0,29 14,28 2,46 153523 2,70 31 130 45871 39536 98 0 0 0 0,66 10,64 1,84 282575 0,83 32 131 18006 5336 0 0 0 0 0,77 10,16 1,75 88305 0,19 33 132 27468 11252 2 0 0 0 0,76 10,17 1,75 162168 0,37 34 133 19159 11291 1 0 0 0 1,07 10,56 1,82 88002 0,23 35 134 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 36 135 53680 60484 3736 126 0 1 1,37 11,14 1,92 359302 1,97 37 136 33279 18929 15 0 0 0 0,72 10,37 1,79 203829 0,52 38 137 58666 55550 281 0 0 0 0,53 10,76 1,86 509134 1,79 39 138 12054 4457 1 0 0 0 0,83 10,35 1,78 66996 0,15 40 139 37918 35546 150 0 0 1 0,67 11,94 2,06 277664 1,20 41 140 43653 24592 2 0 0 0 0,54 10,30 1,78 280997 0,69 42 141 24058 19231 916 169 71 9 0,48 21,14 3,64 -98767 5,50 43 142 16686 5992 40 0 0 0 0,82 10,10 1,74 82984 0,18 84 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Skały niskoporowate i niskoprzepuszczalne charakteryzowały się w większości niejednorodną strukturą przestrzeni porowej. Grupa skał klastycznych wykazała większą jednorodność wykształcenia przestrzeni porowej aniżeli grupa skał węglanowych. Najbliższe wartości parametru jednorodności w odniesieniu do wartości referencyjnej wykazały klastyczne skały kambru i karbonu (J nie przekroczyło wartości 0,5). Karbońska próbka 888 osiągnęła najniższy parametr jednorodności (0,16), równy wartości referencyjnej dla jednorodnie wykształconej przestrzeni porowej. Interesujące wyniki uzyskano także dla kambryjskiej próbki piaskowcowej 870 (J=0,24) i mułowcowej próbki z syluru 872 (J=0,26). Zaobserwowano, że próbki o niższych wartościach porowatości całkowitej z micro-CT charakteryzowały się bardziej niejednorodną przestrzenią porową. Obecność szczelin w przypadku analizowanych skał nie wpływała na parametr jednorodności. Najwyższy parametr niejednorodności uzyskały skały węglanowe. Jednorodność może służyć jako jeden z parametrów w ocenie podatności skał na szczelinowanie hydrauliczne. Skały o znacznej niejednorodności wykształcenia przestrzeni porowej nie będą poddawały się kontrolowanemu procesowi szczelinowania. Powstawanie szczelin będzie zachodziło łatwiej w uprzywilejowanych strefach formacji – o znacznej niejednorodności, sygnalizującej osłabienie tej części formacji. Skały o jednorodnej strukturze przestrzeni porowej będą wykazywały większy opór na proces szczelinowania, jednakże proces powstawania szczelin będzie zachodził równomiernie w całej strefie, w przeciwieństwie do niekontrolowanego procesu w skałach niejednorodnych. Charakterystyka Eulera dostarczyła informacji na temat jakości połączeń porów. W skałach wykazujących ciągłość połączenia przestrzeni porowej z analizy krętości kanałów porowych (próbka 887 i 888) wartość charakterystyki Eulera była najniższa (ujemna). Nie był to niespodziewany wynik, zwłaszcza, że koresponduje on z najwyższym ze wszystkich analizowanych skał współczynnikiem porowatości, przepuszczalności itp. Wśród skał o niskich porowatościach zaskakująco niskie wartości charakterystyki Eulera przyjmują dewońskie próbki skał węglanowych, w szczególności dolomity, a także karbońskie próbki skał klastycznych. Mimo, iż próbki 878, 139, 135, 891, 877 i 876 wykazały ciągłość połączenia przestrzeni porowej, to w rezultacie charakteryzowały się najwyższymi charakterystykami Eulera, wskazując na niską jakość połączeń porów, mogącą odzwierciedlać się w wąskich kanalikach, małych gardzielach porowych, porach o małej średnicy. Najlepszą jakością połączenia elementów przestrzeni porowej wykazała próbka 141 (piaskowiec 85 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych karboński), która jednak nie uzyskała ciągłości połączenia ścian przeciwległych analizowanych podpróbek A i B. Parametr odzwierciedlający jakość połączeń elementów budujących system porowy jest istotny w przypadku określania własności filtracyjnych skał. Nie jest uzależniony od współczynnika porowatości – skały o wysokiej porowatości niekoniecznie muszą charakteryzować się dobrą jakością połączeń porów. Oprócz koniecznej, w przypadku własności filtracyjnych skał, ciągłości połączeń elementów budujących przestrzeń porową, na łatwość filtracji mediów wpływa także jakość połączeń porów, związana z dobrze wykształconymi, szerokimi kanalikami, gardzielami porowymi i porami otwartymi, o regularnych kształtach (ziarna dobrze obtoczone, wysortowane). W analizie ilościowej przestrzeni porowej analizowanych skał wzięto także pod uwagę średnią długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów. Grupa skał klastycznych przyjęła średnią wartość tego parametru równą 12,54 μm, przy zakresie 9,95-25,98 μm i odchyleniu standardowym 3,51 μm. Poniżej średniej długości cięciwy równej 17,12 μm znajdowało się 90% wartości. Grupa skał klastycznych charakteryzowała się niższą średnią wartością tego parametru (d=9,71 μm), przy znacznie mniejszym zakresie 10,1-11,14 μm i odchyleniu standardowym 2,81 μm. W przypadku grupy skał węglanowych 90% obserwowanych wartości znajdowało się poniżej 11,08 μm. Najniższe wartości średniej długości cięciwy przypadały na dewońskie skały klastyczne. Najwyższe wartości parametru zaobserwowano dla karbońskich i kambryjskich skał klastycznych. Wyróżniła się także ordowicka próbka klastyczna 877. Średnia długość cięciwy w większości przypadków korespondowała z jednorodnością i charakterystyką Eulera oraz ze współczynnikiem porowatości, jednakże nie w takim stopniu, jak można by oczekiwać. Określenie ilości kul o danej średnicy (maksymalnej), które mogą być wpisane w analizowany obraz, dostarczyło informacji o rozkładzie średnic porów w analizowanych próbkach skał. Średnice o długości poniżej 4 wokseli były pomijane, ponieważ odnosiły się do powierzchni chropowatej struktury (Dohnalik, 2013; Dokumentacja MAVI, 2010). W przypadku próbek 872, 885, 133 i 136 otrzymano ilość kul tyko dla jednej średnicy (23,2 μm). Dla próbek 879, 882, 882, 131, 132, 138 i 140 analiza nie powiodła się. Figury 3.4.2.7-3.4.2.9 przestawiają zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul. W przypadku skał klastycznych zaobserwowano znaczną różnicę pomiędzy próbkami. Próbki 888 i 141 znacznie odbiegały od pozostałych. Skały niskoporowate i niskoprzepuszczalne charakteryzowały się 86 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych niskimi wartościami skumulowanych objętości kul. Maksymalne średnice jakie przyjmują dochodzą głównie do 80 μm, w przeciwieństwie do próbek 888 – 110 μm i 141 – 155 μm. Fig. 3.4.2.7. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał klastycznych; krzywa czerwona – Pt, czarna – Cm, pomarańczowa – O, zielona – D, niebieska – C, żółta – P Fig. 3.4.2.8. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał klastycznych bez próbek 888 i 141; kolory jak na fig. 3.4.2.7 87 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.4.2.9. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał węglanowych; kolory jak na fig. 3.4.2.7 Skały węglanowe przyjmowały niższe wartości średnic kul niż skały klastyczne – do 26 μm i skumulowane objętości kul. Analiza średnic kul potwierdziła obserwacje o słabo rozwiniętej strukturze porowej skał prekambryjskich i paleozoicznych. Szczegółowe badania jakościowe i ilościowe z wykorzystaniem mikrotomografii rentgenowskiej, możliwe dzięki zastosowaniu oprogramowania MAVI, okazały się dobrym źródłem informacji o przestrzeni porowej skał. Użycie komputerowej tomografii rentgenowskiej o wyższej rozdzielczości umożliwiłoby bardziej pełną analizę przestrzeni porowej. W przypadku analizy skał pod kątem ich potencjału węglowodorowego, np. własności filtracyjnych, komputerowa mikrotomografia powinna być jednym z podstawowych badań przeprowadzanych na próbkach z rdzeni wiertniczych, gdyż jej rozdzielczość mieści się w przedziale wielkości molekuł gazu i ropy. 88 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.5. Badania własności wytrzymałościowych i odkształceniowych skał Badania wytrzymałościowe i odkształceniowe niosą informację o własnościach skał związanych ze ich strukturalnymi przemianami, przy udziale obciążeń zewnętrznych. Testowanie skał w warunkach jednoosiowego ściskania należy do badań własności wytrzymałościowych i odkształceniowych. Badania powodują nieodwracalne deformacje oraz zniszczenie ciągłości analizowanej próbki geologicznej. Mechanizm niszczenia jest wywołany powstałym, pod wpływem wzrastających obciążeń zewnętrznych, stanem naprężenia. Wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie (RC) jest wyrażona przez krytyczną wartość naprężenia osiowego, w której dochodzi do zniszczenia próbki, i charakteryzuje zdolność danego ośrodka do przeniesienia obciążeń maksymalnych (Pinińska et al., 1996). Parametr ten zależy od wielu czynników geologicznych, które wpływają na przebieg zniszczenia wiązań strukturalnych w skałach, np. wielkość ziaren, ich kształt i orientacja oraz gęstość upakowania, a także skład mineralny oraz typ spoiwa i rodzaj kontaktów międzyziarnowych (Flisiak, 2008). Badania wytrzymałościowe pozwalają rejestrować, powstające w wyniku działania naprężeń, odkształcenia osiowe i radialne, a także wyznaczać odkształcenia objętościowe. Podstawę do formułowania związków fizycznych między stanem naprężenia, a stanem odkształcenia w skałach stanowi charakterystyka deformacyjno-naprężeniowa otrzymana w wyniku badań skał w warunkach jednoosiowego ściskania (Pinińska & Dziedzic, 2010). Na charakterystyce naprężeniowo-odkształceniowej (fig. 3.5.1.1) można wyróżnić kilka faz odkształcenia i niszczenia skały (Kwaśniewski, 1986): • nieliniowego odkształcenia (wstępna kompakcja) – pod wpływem działania naprężeń osiowych następuje zamykanie mikroszczelin. Odkształcenie próbki jest częściowo odwracalne. Skały zwięzłe charakteryzują się mniejszą krzywizną wykresu; • liniowego odkształcenia (odkształceń sprężystych) – odpowiada sprężystemu odkształcaniu szkieletu skalnego. Wykresy wszystkich odkształceń (osiowych, radialnych i objętościowych) zmieniają się liniowo. Jest to przedział, w którym moduły sprężystości Younga i Poissona są stałe; • liniowych odkształceń podłużnych i nieliniowych odkształceń poprzecznych i objętościowych – początek procesu niszczenia skały; • stabilnego, nieliniowego odkształcania – zachodzi zaawansowany proces stabilnej propagacji szczelin; 89 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych • niestabilnego, nieliniowego odkształcenia – dochodzi do niekontrolowanego procesu propagacji szczelin, prowadzącego do zniszczenia ciągłości ośrodka skalnego. W fazie liniowego odkształcenia skały można wyznaczyć statyczne parametry sprężyste – moduł Younga (E) i Poissona (ν): E= ∆σ ∆ε z (3.5.1) ν= ∆ε r ∆ε z (3.5.2) gdzie: σ [MPa] – naprężenie, εz [%] – odkształcenie osiowe, εr [%] – odkształcenie radialne. 3.5.1. Wyniki badań skał w warunkach jednoosiowego ściskania Wykonano pomiary wytrzymałości skał na jednoosiowe ściskanie dla 42 próbek skalnych. Wyznaczono na podstawie charakterystyki naprężeniowo-deformacyjnej odcinki prostoliniowe, odpowiadające etapowi sprężystego odkształcania próbki. Dla porównania obliczono także moduł Younga i Poissona według wytycznych ISRM (ang. International Society of Rock Mechanics), jako wartości średnich w przedziale naprężeń od 20-80% wytrzymałości (tab. 3.5.1.1). Wielkość badanych próbek skalnych nie była ujednolicona ze względu na ograniczoną dostępność materiału badawczego oraz różnice w wielkości średnicy rdzenia pobranych fragmentów. Ministerstwo Środowiska wraz z PIG-PIB dopuszcza pobranie fragmentu rdzenia wiertniczego o wymiarach ¼ średnicy rdzenia i do kilku centymetrów jego długości. Na potrzeby pracy otrzymano zgodę na pobór fragmentu rdzenia o długości 0,1 m. Materiał badawczy został podzielony na odpowiednie części, niezbędne do przeprowadzenia badań wytrzymałościowych oraz laboratoryjnych badań parametrów petrofizycznych. Z jednego fragmentu rdzenia nie udało się uzyskać odpowiedniej części do badań wytrzymałościowych (próbka 878). Jedynie 4 próbki osiągnęły średnicę 0,0508 m (2 cale), pozostałe – jedynie 0,0254 m (1 cal). ISRM zaleca przeprowadzanie pomiaru dla próbek o smukłości 2,5-3 (Ulusay & Hudson, 2007), polska norma odnosi się do smukłości równej 2. Spośród wszystkich analizowanych próbek, jedynie 21 osiągnęło smukłość większą lub równą 2. Przykładową charakterystykę deformacyjno-naprężeniową na jednoosiowe ściskanie dla próbki piaskowca z dolnego permu przedstawiono na figurze 3.5.1.1. 90 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.5.1.1. Charakterystyka naprężeniowo-odkształceniowa przy jednoosiowym ściskaniu dla piaskowca z dolnego permu, nr 892 Na charakterystyce naprężeniowo-deformacyjnej analizowanych próbek wyróżniono klika odcinków, które opisywały poszczególne etapy odkształcania skały (Brace, 1966). W fazie liniowego odkształcenia skały (strefa A na figurze 3.5.1.1) wyznaczono moduł Younga i współczynnik Poissona według wzorów (3.5.1) i (3.5.2). Badania laboratoryjne przeprowadzono na 42 próbkach skalnych w Laboratorium Badania Własności Skał i Wyrobów Kamieniarskich na Wydziale Górnictwa i Geoinżynierii AGH pod kierunkiem dr inż. Danuty Flisiak i dr inż. Jerzego Flisiaka. Użyto maszynę wytrzymałościową Verkstoffprufmachinen Leipzig 400kN o napędzie hydraulicznym. Błąd średni kwadratowy dla grupy skał klastycznych wynosi: 45 MPa da RC, 6 GPa dla E, 0,11 dla ν, natomiast dla grupy skał węglanowych: 30 MPa da RC, 5 GPa dla E, 0,16 dla ν. Wysoka wartość błędu wynika z niskiej liczby pomiarów (27 próbek skał klastycznych i 15 węglanowych), a także z jakości materiału badawczego, dlatego też interpretacja wyników ma charakter jakościowy. 91 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.5.1.1. Wyniki badań wytrzymałościowych w warunkach jednoosiowego ściskania. Objaśnienia: RC – wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, E – moduł Younga wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, E* – moduł Younga obliczony na podstawie zaleceń ISRM, ν – współczynnik Poissona wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, ν* – współczynnik Poissona obliczony na podstawie zaleceń ISRM Lp. Nr RC E E* próbki [MPa] [GPA] [GPa] ν ν* [-] [-] - Lp. Nr RC E E* próbki [MPa] [GPA] [GPa] ν ν* [-] [-] 1 868 93 14 11 0,03 23 890 167 25 15 0,36 - 2 869 84 15 12 0,22 0,22 24 891 - - - - - 3 870 120 15 10 0,14 25 892 95 14 12 4 871 114 15 14 0,09 0,03 26 893 96 20 18 - - 5 872 57 8 6 0,07 - 27 894 131 24 19 - - 6 873 89 10 11 0,10 - 28 895 38 12 11 0,14 0,08 7 874 126 23 19 0,09 0,04 29 896 47 9 5 0,04 0,15 8 875 90 24 16 0,24 30 129 36 4 4 0,29 0,29 9 876 84 16 14 0,19 0,20 31 130 59 8 7 0,07 10 877 227 - - - - 32 131 41 6 5 0,10 0,33 11 878 - - - - - 33 132 79 11 9 - - 12 879 102 15 15 0,08 - 34 133 77 10 10 - - 13 880 34 4 3 0,34 - 35 134 32 12 11 0,48 0,48 14 881 78 17 14 - - 36 135 57 3 4 0,07 - 15 882 71 5 4 0,27 0,36 37 136 75 13 9 - - 16 883 71 4 1 0,21 0,15 38 137 47 8 8 0,19 0,16 17 884 36 11 11 - - 39 138 61 11 10 0,19 - 18 885 149 1 1 - - 40 139 45 5 4 - - - - 0,05 0,23 - 92 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 19 886 126 23 21 0,02 0,15 41 140 63 7 8 0,05 0,30 20 887 60 10 9 0,21 42 141 34 8 7 0,11 0,07 21 888 63 12 9 0,41 0,39 43 142 41 5 3 22 889 26 5 6 0,15 0,13 - - 0,18 93 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.5.2. Interpretacja wyników badań skał w warunkach jednoosiowego ściskania Skały osadowe wieku prekambryjskiego i paleozoicznego zostały przeanalizowane pod kątem wytrzymałości na jednoosiowe ściskanie. Interpretacja wyników miała charakter jakościowy. Próbki geologiczne charakteryzowały się brakiem naturalnej wilgotności, były zwietrzałe i odprężone, co rzutowało na wyniki pomiarów. Podczas pomiarów dochodziło do wielokrotnych mikropęknięć i odspojeń w próbkach. Informacja, jaką niosą badania własności wytrzymałościowych i odkształceniowych skał, jest przydatna w przypadku rozważania ich podatności na proces szczelinowania (de Gennaro V., 2010), w połączeniu z informacją o składzie mineralnym – zawartością kwarcu i minerałów ilastych (rozdział 3.1). Tabela 3.5.2.1. Podstawowe statystyki wyników badań wytrzymałościowych i odkształceniowych w warunkach jednoosiowego ściskania. Oznaczenia: N – liczba próbek, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Me – mediana, RC – wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, E – moduł Younga wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, E* – moduł Younga obliczony na podstawie zaleceń ISRM, ν – współczynnik Poissona wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, ν* – współczynnik Poissona obliczony na podstawie zaleceń ISRM Litologia RC [MPa] E [GPa] E* [GPa] ν [-] ν* [-] RC [MPa] E [GPa] E* [GPa] ν [-] ν* [-] skały klastyczne skały węglanowe N 26 25 25 21 13 15 15 15 10 6 Min 26 4 1 0,02 0,03 32 1 1 0,05 0,08 Max 227 25 21 0,41 0,39 149 24 16 0,49 0,48 Śr 87 13 11 0,15 0,17 63 9 8 0,24 0,29 Odch. st. 45 6 5 0,11 0,10 30 5 4 0,16 0,14 Me 84 14 11 0,11 0,15 61 10 9 0,21 0,31 Wytrzymałość skał klastycznych na jednoosiowe ściskanie (RC) zamykała się w przedziale 26-227 MPa, przy czym 75% wartości mieściła się w przedziale poniżej 113 MPa. Średnia wytrzymałość skał klastycznych wynosiła 87 MPa, przy względnie wysokim odchyleniu standardowym (45 MPa). Średnia wartość modułu Younga (E) wynosiła 13 GPa w przedziale 4-25 GPa. Poniżej 15 GPa zawierało się 75% wartości modułu Younga. Wartości współczynnika Poissona zamykały się w przedziale 0,02- 0,41, przy średniej równej 0,15. 75% wartości współczynnika Poissona mieściło się poniżej 0,2. 94 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Skały węglanowe charakteryzowały się niższą wytrzymałością na jednoosiowe ściskanie, przyjmując wartości RC z przedziału 32-149 MPa, przy wartości średniej równej 63 MPa. W przypadku skał węglanowych 75% wartości była mniejsza niż 77 MPa. Moduł Younga zamykał się w przedziale 1-23 GPa, osiągając średnią wartość równą 9 GPa. Poniżej 12 GPa mieściło się 75% wartości modułu Younga. Wartości współczynnika Poissona zamykały się w przedziale 0,05-0,49, przy średniej wartości – 0,24. W przypadku skał węglanowych 75% współczynników Poissona przyjmowało wartości poniżej 0,35. Analizowane skały klastyczne wykazywały większą odporność na jednoosiowe ściskanie niż skały węglanowe. Wynik ten był spowodowany występowaniem mikroszczelin, mikropęknięć i odspojeń w próbkach skał węglanowych, co znacznie obniżyło ich wytrzymałość. Moduł Younga przyjmował wartości wyższe w skałach bardziej wytrzymałych na jednoosiowe ściskanie, co zostało także potwierdzone w przypadku analizy skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W przypadku współczynnika Poissona niższa wartość wskazuje na wyższą wytrzymałość na niszczenie. Skały klastyczne przyjmowały niższe wartości współczynnika Poissona niż skały węglanowe. Współczynnik Poissona jest czuły na zmiany porowatości, litologii i obecność szczelin, co obniża jego wiarygodność przy porównaniu pomiędzy skałami klastycznymi i węglanowymi. Spośród wszystkich analizowanych skał klastycznych największą wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie wykazywały utwory kambru i ordowiku, natomiast najniższą – karbonu. Największym modułem Younga charakteryzowały się utwory kambru i permu, natomiast najniższym – utwory dewonu i syluru. W przypadku współczynnika Poissona skały karbonu przyjmowały wartości najwyższe, w przeciwieństwie do skał prekambru. W grupie skał węglanowych najwyższymi wartościami naprężenia maksymalnego i modułem Younga odznaczała się próbka z ordowiku, natomiast najniższymi – próbka z permu. 95 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.6. Analiza pirolityczna Rock-Eval Analiza pirolityczna Rock-Eval jest podstawową metodą oceny potencjału naftowego skał macierzystych. Metoda została opracowana przez Francuski Instytut Naftowy (Espitalie et al., 1985a; 1985b). Wyniki, otrzymane z analizy, pozwalają na określenie m.in. ilości, typu oraz stopnia przeobrażenia substancji organicznej zawartej w próbce skalnej. Metoda analizy pirolitycznej Rock-Eval (Lafargue et al., 1998; Behar et al., 2001) została zastosowana do oceny potencjału naftowego skał paleozoicznych. Analiza przebiegała w dwóch etapach: pirolitycznym i oksydacyjnym. Okruchy z próbek piaskowcowych zostały zmielone w ilości 20-100 mg i następnie kolejno umieszczane w specjalnym metalowym tygielku w piecu pirolitycznym, gdzie w atmosferze gazu obojętnego (azotu), podgrzewane były w zakresie temperatur 300-650oC. Wysoka temperatura działała destrukcyjnie na rozproszoną w próbkach materię organiczną i spowodowała wydzielanie węglowodorów, które są oznaczane na detektorze płomieniowojonizacyjnym (FID, ang. Flame Ionization Detector), a CO2 i CO – na detektorze podczerwieni (IR, ang. Infrared). Zaprogramowany cykl temperaturowy w piecu pirolitycznym obejmował 3 min izotermicznego ogrzewania w temperaturze 300oC, podczas którego następowało odparowanie wolnych węglowodorów (HC, ang. Hydrocarbons). Kolejny etap obejmował liniowy wzrost temperatury do 650oC, z prędkością 25oC/min, podczas którego miał miejsce kraking kerogenu (proces rozkładu termicznego substancji organicznej nierozpuszczalnej w kwasach beztlenowych, zasadach i rozpuszczalnikach organicznych) i rozkład węglanów. Wyniki cyklu pirolitycznego obejmowały następujące parametry: • S1 [mg HC/g skały] – zawartość wolnych węglowodorów, • S2 [mg HC/g skały] – zawartość węglowodorów rezydualnych, powstałych z krakingu kerogenu, • S3 [mg CO2/g skały] – ilość CO2 powstałego z destrukcji substancji organicznej, • Tmax [oC] – temperatura, w której pik S2 osiąga swoje maksimum (maksymalne generowanie węglowodorów). Etap oksydacyjny polegał na umieszczeniu próbki w piecu oksydacyjnym. Próbka poddawana była podgrzewaniu w atmosferze powietrza według programu temperaturowego: 1 min izotermicznego ogrzewania w temperaturze 300oC, a następnie liniowy wzrost 96 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych temperatury do 850oC z prędkością 20oC/min i izotermicznego ogrzewania w temperaturze 850oC przez 5 min. Pozostały po etapie pyrolizy węgiel resztkowy (rezydualny) ulegał spalaniu, natomiast węglany ulegały dalszemu rozkładowi. CO i CO2, jako produkty spalania i rozkładu, przekazywane były na detektor IR w celu oznaczeń ilościowych. Wyniki etapu oksydacyjnego obejmowały następujące parametry: • S4 [mg CO2/g skały] – ilość CO2 powstałego ze spalenia węgla resztkowego, • S4CO [mg CO/g skały] – ilość CO powstałego przy spalaniu węgla resztkowego, • S5 [mg CO2/g skały] – ilość CO2 powstałego z rozkładu węglanów. Charakterystyczne wskaźniki geochemiczne były obliczane na podstawie parametrów uzyskanych w etapie pirolitycznym i oksydacyjnym: • PI [-] – indeks produkcyjności (generowania) = S1/(S1+S2), • PC [% wag.] – zawartość węgla pirolitycznego = (S1+ S2) * 0.083 + (S3 * 12/440) + (S3CO * 12/280) + (S3’CO * 12/280/2), • RC [% wag.] – zawartość węgla rezydualnego = (S4 * 12/440) + (S4CO * 12/280), • TOC [% wag.] – całkowita zawartość węgla organicznego = PC + RC, • HI [mg HC/g TOC] – wskaźnik wodorowy = S2 * 100/TOC, • OI [mg CO2/g TOC] – wskaźnik tlenowy = S3 * 100/TOC, • pyroMINC [% wag.] – zawartość węgla mineralnego pirolitycznego = S3’ * 12/440 + (S3’CO * 12/280/2), • oxiMINC [% wag.] – zawartość węgla mineralnego oksydacyjnego = S5 * 12/440, • MINC [% wag.] – całkowita zawartość węgla mineralnego = pyroMINC + oxiMINC. 3.6.1. Wyniki analizy pirolitycznej metodą Rock-Eval Do analizy całkowitej zawartości substancji organicznej wybrano 11 próbek piaskowcowych (tab. 3.6.1.1), które spośród 28 próbek utworów klastycznych charakteryzowały się największą zawartością minerałów ilastych, a także dostępnością materiału, potrzebną do wykonania analizy. Parametry Tmax, S1, S2, S3, PI, HI, OI oraz MINC dla próbek 873, 878, 881, 889, 893, 130, 137 oraz 139 nie zostały podane ze względu na bardzo niską wartość TOC, a co za tym idzie – wysoki błąd ich oznaczenia. Dla próbek 876, 896 i 129 oznaczenia 97 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tmax są niewiarygodne. Wynika to z faktu, że pik S2, z którego jest wyznaczana Tmax, nie jest wyraźny, widoczne jest rozmycie piku (fig. 3.6.1.1). Fig. 3.6.1.1. Okno programu interpretacyjnego analizy Rock-Eval 6 Turbo dla próbki 876; w oknie graficznym przedstawiony jest pik S1 oraz rozmyty pik S2 TOC dla wszystkich próbek przyjmował wartości z przedziału 0,03-0,16%. Uważa się, że interpretacja wyników dla wyznaczonego TOC poniżej 0,2% jest niewiarygodna. Błąd względny pomiaru wynosi 5%. Analiza całkowitej zawartości substancji organicznej, inaczej węgla organicznego (ang. Total Organic Carbon), została wykonana przez mgr. inż. Hieronima Zycha w Pracowni Geochemii Naftowej i Środowiska Katedry Analiz Środowiskowych, Kartografii i Geologii Gospodarczej WGGiOŚ AGH, pod kierownictwem prof. dr hab. inż. M. Kotarby. Do analizy pirolitycznej użyto analizatora Rock-Eval 6, wersja Turbo, firmy Vinci Technologies. Tabela 3.6.1.1. Wyniki analizy pirolitycznej. Oznaczenia: n.w. – niewiarygodna temperatura, pozostałe oznaczenia występują w tekście Nr TOC Tmax S1 S2 S3 PI OI [mg CO2/ g TOC] - MINC - HI [mg HC/ g TOC] - [%] [°C] [mg/g] [mg/g] [mg/g] [-] 873 0,03 - - - - 876 0,13 n.w. 0,09 0,31 0,30 0,24 238 231 0,04 878 0,06 - - - - - - - 0,04 881 0,06 - - - - - - - 0,08 [%] 0,06 98 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 889 0,03 - - - - - - - 0,21 893 0,08 - - - - - - - 3,45 896 0,16 n.w. 0,02 0,08 0,27 0,23 50 169 1,62 129 0,12 n.w. 0,02 0,67 0,24 0,03 558 200 0,38 130 0,03 - - - - - - - 0,16 137 0,04 - - - - - - - 0,77 139 0,09 - - - - - - - 2,67 3.6.2. Interpretacja wyników analizy pirolitycznej metodą Rock-Eval W pracach Matyasik et al. (2010), Botor et al. (2002), Golonka et al. (2009), JarmołowiczSzulc & Jankowski (2011), Kotarba & Lewan (2013) przedstawiono ocenę potencjału węglowodorowego przy użyciu parametrów wyznaczanych z m.in. analizy Rock-Eval. W pracy z 1996 r. J.M. Hunt napisał, że skały macierzyste dla węglowodorów osiągają wartości TOC powyżej 0,5% (Hunt, 1996). Wartości te uznaje się jako graniczne w procesie generowania węglowodorów, w ilościach umożliwiających ich akumulację. W przypadku analizowanych zailonych skał klastycznych wartości TOC nie przekraczyły wartości 0,5%. Wybrane do analizy próbki nie klasyfikowały się jako skały macierzyste do generowania węglowodorów. W przypadku analizowanych próbek 876, 896 i 129 nie było możliwości analizy dojrzałości substancji organicznej ze względu na niewiarygodny odczyt Tmax. Zawarty w próbkach kerogen charakteryzował się bardzo wysokim wskaźnikiem tlenowym. Kerogen o wysokim indeksie OI zaliczany jest to tzw. typu IV, który może nie generować węglowodorów. Typ IV jest związany z utlenieniem materii organicznej. Analizy diagramu korelacyjnego HI/OI (zmodyfikowany diagram klasyfikacyjny van Krevelena) potwierdzają, że zawarta substancja organiczna nie kwalifikowała się do żadnego typu genetycznego (I, II i III). Wysoki OI mógł być spowodowany zwietrzeniem próbek (zachodzący proces utleniania). Diagram korelacyjny PI/TOC wykazał brak lub słaby potencjał węglowodorowy materii organicznej. Analiza wszystkich parametrów pozwoliła stwierdzić, że stopień dojrzałości kerogenu jest określany jako niedojrzały. Podsumowując, analizowane próbki piaskowcowe nie wykazały potencjału zbiornikowego. Zawartość TOC wystąpiła poniżej wartości 0,16%. Wiarygodność interpretacji pozostałych parametrów uzyskanych z analizy nie była wysoka. 99 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.7. Połączenie wyników badań laboratoryjnych parametrów petrofizycznych Kompleksowa interpretacja wyników badań laboratoryjnych na próbkach z rdzeni wiertniczych pozwoliła na wzajemne połączenie własności fizycznych skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Analiza zależności między parametrami fizycznymi, pozyskanymi z różnych badań laboratoryjnych, miała na celu wydobycie spójnej informacji na temat potencjału zbiornikowego skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Mimo iż zastosowane metody oparte są na różnych zjawiskach fizycznych, to opisują te same parametry (np. porowatość całkowita z standardowych badań laboratoryjnych i z NMR). Określenie wzajemnych związków oraz ocena rozbieżności między analizowanymi parametrami petrofizycznymi przyczyniły się do udoskonalenia metodyki ich analizy. Niniejszy rozdział poświęcony jest połączeniu wyników badań laboratoryjnych parametrów petrofizycznych uzyskanych ze wszystkich metod, omówionych we wcześniejszych rozdziałach. Do korelacji parametrów użyto moduł wykresów krzyżowych (ang. cross-plots) w programie Techlog, oraz arkusz kalkulacyjny excel. Współczynnik determinacji określony w programie Techlog został oznaczony jako R2 adj, w odróżnieniu do uzyskanego w programie Excel (R2). W analizie brano pod uwagę relacje między parametrami petrofizycznymi z uwzględnieniem litologii (skały węglanowe, klastyczne), wieku lub obu czynników równocześnie. W pracy przedstawiono wybrane korelacje, wnoszące dodatkową informację na temat potencjału zbiornikowego skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Współczynnik porowatości całkowitej został wyznaczony na podstawie standardowych badań piknometrycznych, eksperymentów NMR i pomiaru micro-CT (μ-CT). Przebadano związki współczynników porowatości całkowitej uzyskanych z różnych metod (fig. 3.7.1-3.7.4). Korelację o najwyższym współczynniku determinacji otrzymano dla porowatości całkowitej z NMR i piknometru, natomiast najniższy współczynnik charakteryzował związek między porowatością całkowitą z piknometru i micro-CT. Porowatość całkowita uzyskana z NMR przyjmowała z reguły wyższe wartości niż z piknometru, co jest związane z odbiorem sygnału NMR rejestrowanego z każdego systemu porów i szczelin. Porowatość całkowita wyznaczona metodą micro-CT była z reguły niższa niż z innych metod, w związku z rozdzielczością metody na poziomie kilku μm. Najbardziej rozbieżne wyniki uzyskano dla karbońskich skał klastycznych. Niezadowalającą korelację stwierdzono dla porowatości efektywnej z NMR i porozymetrii rtęciowej. Prawdopodobnie 100 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych badania obu metodami były wykonywane na różnych fragmentach materiału badawczego. Stwierdzono także, że wyniki MP wskazywały na powstawanie mikroszczelin w analizowanych okruchach. Fig. 3.7.1. Porowatość całkowita z NMR vs. Fig. 3.7.2. Porowatość efektywna z porowatość całkowita z piknometru porozymetrii rtęciowej vs. porowatość efektywna z NMR Fig. 3.7.3. Porowatość całkowita z μ-CT vs. Fig. 3.7.4. Porowatość całkowita z μ-CT vs. porowatość całkowita z NMR porowatość całkowita z piknometru Zależność gęstości objętościowej od współczynnika porowatości całkowitej została przedstawiona z uwzględnieniem podziału na litologię (fig. 3.7.5). Większość próbek znajdowała się w przedziale porowatości niższych niż 5% i gęstości objętościowych większych niż 2,55 g/cm3. Kilka próbek piaskowcowych (piaskowce karbonu: 887, 129 i 141, permu: 891 i kambru: 878) przyjmowały wyższe wartości porowatości całkowitej i niższe – gęstości objętościowej. Współczynnik determinacji wskazał na dopasowanie zadowalające. Głównym czynnikiem wpływającym na przepuszczalność absolutną skał jest struktura porowa. Zbadano związek logarytmu przepuszczalności z współczynnikiem porowatości otrzymanym z różnych metod (np. fig. 3.7.6). Większość próbek przyjęła wartość przepuszczalności równą 0,01 mD (dolną granicę zdolności pomiarowej przyrządu), w związku z tym relacja między parametrami była trudna do jednoznacznego określenia. 101 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.7.5. Gęstość objętościowa vs. współczynnik porowatości całkowitej, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolor zielony – skały klastyczne, niebieski – węglanowe Zastosowano wskaźnik przepływu (FZI, ang. Flow Zone Index), jako kryterium podziału zbioru rozproszonych danych na podzbiory o wysokich wzajemnych korelacjach logK vs. Kp. W pracy Amaefule et al. (1993) zaprezentowano metodykę, pozwalającą na wybór zbiorów skał o podobnych zdolnościach hydraulicznych na podstawie relacji przepuszczalności i porowatości. Wskaźnik przepływu stanowił bazę do podziału zbioru próbek na grupy o zbliżonych własnościach hydraulicznych (Prasad, 2003; Mohammed & Corbett, 2003; Jarzyna & Bała, 2005; Jarzyna et al., 2009). Na figurze 3.7.7 przedstawiono związek logarytmu przepuszczalności absolutnej z współczynnikiem porowatości efektywnej z MP, przy podziale próbek na grupy o podobnych własnościach hydraulicznych według FZI. Otrzymano bardzo dobre (grupa oznaczona kolorem zielonym) i dobre (grupa oznaczona kolorem czerwonym) dopasowanie parametrów. Uzasadnione było użycie podziału próbek na grupy charakteryzujące się zbliżonymi własnościami hydraulicznymi. Skały prekambryjskie charakteryzowały się zróżnicowanym wskaźnikiem przepływu. Grupa próbek oznaczona kolorem zielonym przyjmowała średnią wartość FZI równą około 124 μm, natomiast kolorem czerwonym – około 15 μm. Grupę oznaczoną kolorem niebieskim stanowiły punkty o przepuszczalności równej 0,01 mD i porowatości efektywnej powyżej 0,5%. Wykonano korelację przepuszczalności uzyskanej na drodze obliczeń modelowych z danych NMR (model Coates’a – C, model Schlumberger-Doll Research – SDR i model wpływu wody związanej – WWZ) i parametrami otrzymanymi innych metod. Na figurze 3.7.8 przedstawiono zależność logarytmu przepuszczalności, obliczonej na podstawie modelu Coates’a (przy użyciu współczynnika Kp nmr oraz indywidualnie obliczonej stałej C) i mediany średnicy porów z MP; przepuszczalność rosła ze wzrostem mediany średnicy porów. 102 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Współczynniki determinacji uzyskane dla próbek dewonu (brąz) i karbonu (niebieski) wskazywały odpowiednio słabe i dobre dopasowanie danych. Fig. 3.7.6. Logarytm przepuszczalności absolutnej vs. współczynnik porowatości efektywnej z MP, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory oznaczają wiek skał Fig. 3.7.7. Logarytm przepuszczalności absolutnej vs. współczynnik porowatości efektywnej z MP, podział na jednostki hydrauliczne według FZI Fig. 3.7.8. Logarytm przepuszczalności (model Coates’a przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. mediana średnicy porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 103 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Przepuszczalność została także zestawiona z średnią długością cięciwy, poprowadzoną przez warstwę porów, uzyskaną z analizy wyników micro-CT (fig. 3.7.9). Dopasowanie parametrów było zadowalające. Wzrostowi średniej długości cięciwy odpowiadał wzrost przepuszczalności. Zależność ta okazała się zadowalająca także przy użyciu przepuszczalności z innych modeli (fig. 3.7.10). Zaobserwowano, że przepuszczalność najlepiej korelowała z parametrami odnoszącymi się do średnicy porów z metody micro-CT. Uznano, że powód najlepszego dopasowania tkwi w informacji o porach biorących udział w przepływie płynów, którą dostarczył mikrotomograf, a braku uwzględnienia porów o mniejszych średnicach. Fig. 3.7.9. Logarytmu przepuszczalności (model SDR przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.10. Logarytm przepuszczalności (model WWZ przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 104 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Zaobserwowano dobre dopasowanie współczynnika porowatości dynamicznej dla ropy, uzyskanego z interpretacji wyników MP do średniej długości cięciwy (fig. 3.7.11). Ma ono związek z analizą średnic znajdujących się w przedziale odpowiadającym średnicom kropli lub molekułom ropy, a identyfikowanych przez pomiar mikro-CT (w zakresie rozdzielczości urządzenia). Fig. 3.7.11. Porowatość dynamiczna dla ropy vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Na figurze 3.7.12 zaprezentowano zależność logarytmu parametru Swansona (najsilniejsza korelacja dla parametru Swansona wyznaczonego dla drugiego systemu porowo-szczelinowego) od logarytmu średniego logarytmicznego czasu T2 w skałach węglanowych. Związek parametru Swansona z średnim czasem logarytmicznym T2 dla skał typu tight gas został szeroko omówiony w pracach Xiao et al. (2008) i Mao et al. (2013). Fig. 3.7.12. Logarytm parametru Swansona wyznaczonego dla drugiego systemu porowoszczelinowego vs. logarytm średniego logarytmicznego czasu T2, skały węglanowe, okno programu Techlog (zmodyfikowane); paleta kolorów przyporządkowana jest parametrowi jednorodności 105 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Dwie próbki węglanowe – 880 i 140 wyróżniły się niskimi parametrami jednorodności i liczby Eulera w porównaniu do reszty próbek. Otrzymano wysoki współczynnik korelacji (R2 adj=0,83) po eliminacji tych dwóch odstających próbek. Grupę próbek węglanowych tworzą skały dewońskie i ordowickie. W przypadku skał klastycznych nie zidentyfikowano zależności o podobnej sile. Na figurze 3.7.13 przedstawiono wybraną zależność parametru Swansona i logarytmu średniego logarytmicznego czasu T2 w skałach klastycznych. Wyraźnie widać, że próbki dzielą się na dwie grupy – jedną zaznaczoną niebieską elipsą i drugą – skupioną wzdłuż linii regresji. W tym wypadku nie otrzymano satysfakcjonujących rezultatów. W skałach osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego największy udział w przestrzeni porowej przypadł na pory o małych średnicach, dlatego też skupiono uwagę na porach o największych rozmiarach, które głównie decydowały o potencjale zbiornikowym. Figura 3.7.14 przestawia związek porowatości dynamicznej dla gazu z logarytmem parametru Swansona dla pierwszego, wyróżnionego systemu porowo-szczelinowego. Zauważono, że analizowane próbki grupowały się w dwóch obszarach – o wyższych parametrach Swansona i niższych porowatościach dynamicznych dla gazu (grupa „zielona”) oraz w niższych parametrach Swansona i wyższych porowatościach dynamicznych dla gazu („niebieska” grupa). Współczynniki determinacji wskazują na dopasowanie zadowalające dla pierwszej grupy i bardzo dobre dla drugiej grupy. Grupa „zielona” charakteryzowała się gorszymi własnościami hydraulicznymi niż grupa „niebieska”. Fig. 3.7.13. Relacja między średnim logarytmicznym czasem T2 a logarytmem parametru Swansona, wyznaczonego dla drugiego systemu porowo-szczelinowego; skały klastyczne, okno programu Techlog (zmodyfikowane); paleta kolorów przyporządkowana jest wiekowi skał Zaobserwowano związek objętości rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona dla trzeciego systemu porowo-szczelinowego z zawartością kwarcu (fig. 3.7.15). Widoczne 106 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych było znaczne rozproszenie punktów. Wzrost zawartości kwarcu korelował ze wzrostem parametru Sbv3, związanego z częścią przestrzeni porowej zidentyfikowanej jako trzeci system porowo-szczelinowy, odpowiadający najwyższym ciśnieniom wtłaczania i najmniejszym średnicom porów. Fig. 3.7.14. Porowatość dynamiczna dla gazu vs. logarytm parametru Swansona dla pierwszego systemu porowo-szczelinowego, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.15. Objętość rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona dla trzeciego systemu porowo-szczelinowego vs. zawartość kwarcu, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Wielu autorów, m.in. Kleinberg et al. (1993), Marschall et al. (1995), Volokitin et al. (2001), Basan et al. (2003), Jarzyna et al. (2007), Klaja et al. (2008) dowodziło istnienie zależności rozkładu czasów relaksacji poprzecznej T2 (NMR) z rozkładem średnic porów (MP). Analizie poddano charakterystyczne punkty na krzywych kumulacyjnych objętości rtęci, rozkładach średnicy porów, rozkładach ciśnienia w funkcji znormalizowanego skumulowanego nasycenia rtęcią oraz rozkładach powierzchni właściwej porów z MP i odpowiadające im punkty na skumulowanych znormalizowanych wykresach sygnałów NMR i rozkładach stałych czasowych T2. Figura 3.7.16 prezentuje związek logarytmu czasu relaksacji T2 z logarytmem średnicy porów. Zaobserwowano dobre dopasowanie parametrów. 107 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Uzyskane równanie może służyć do predykcji średnicy porów lub czasów relaksacji T2 skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego, w przypadku braku możliwości wykonania badań NMR lub MP. Znajomość ww. parametrów może być przydatna przy obliczeniu przepuszczalności. Zwrócono szczególną uwagę na związek parametrów otrzymanych z interpretacji czasów relaksacji poprzecznej T2 – średniej logarytmicznej rozkładu T2 całego sygnału i części sygnałów odpowiadającym Kp1, Kp2 i Kp3 z innymi dostępnymi parametrami uzyskanymi z różnych metod. Figura 3.7.17 przedstawia zależność średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1 od zailenia dla próbek z dewonu. Wzrost zailenia spowodował zmniejszenie T2ML Kp1, czyli przesunięcie sygnału w kierunku niższych czasów T2. Jedynie dla próbek dewonu zaobserwowano bardzo dobre dopasowanie. Dla reszty próbek nie stwierdzono tak silnej relacji. Fig. 3.7.16. Logarytm czasu relaksacji T2 vs. logarytm średnicy porów Fig. 3.7.17. Średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego pierwszemu systemowi porowo-szczelinowemu, Kp1 vs. zailenie, okno programu Techlog (zmodyfikowane); dewon 108 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Figura 3.7.18 prezentuje zależność zailenia od średniej znormalizowanej amplitudy sygnału NMR, odpowiadającego pierwszemu systemowi porowo-szczelinowemu Kp1. Wzrost parametru Av AmplZ Kp1 odpowiada wzrostowi zailenia. Parametr Av AmplZ Kp1 odzwierciedla wielkość zawartości wody nieredukowalnej, zamkniętej w przestrzeniach międzypakietowych iłów. Fig. 3.7.18. Zailenie vs. średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp1, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią (tzw. średnica Winlanda) została skorelowana z logarytmem średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału całkowitego i odpowiadającego Kp1, Kp2 i Kp3. Zaobserwowano relację średnicy Winlanda i logarytmu średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1 (fig. 3.7.19). Współczynnik determinacji wskazywał na dopasowania niezadowalające, jednakże relacja wyraźnie wskazuje wzrost średnicy porów przy 35% nasyceniu rtęcią ze zmniejszeniem się logT2ML Kp1. Coraz większe średnice porów przy jednakowym nasyceniu rtęcią związane były ze zwiększaniem się udziału sygnału NMR odpowiadającego Kp2 i Kp3. Fig. 3.7.19. Logarytm średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1 vs. średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 109 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Parametry wytrzymałościowe i odkształceniowe zostały zestawione z parametrami uzyskanymi z badań NMR, MP i micro-CT. Figura 3.7.20 przedstawia związek średnicy wejścia (MP) z wytrzymałością na jednoosiowe ściskanie. Zwiększeniu wytrzymałości na ściskanie odpowiadał spadek wartości średnicy wejścia. Średnica wejścia charakteryzuje średnicę odpowiadającą ciśnieniu wejścia rtęci do porów skalnych po raz pierwszy i wskazuje na największe ujście porowe. Większe ujścia porowe znacznie osłabiają skałę i prowadzą do jej szybszego zniszczenia pod wpływem działania naprężenia. Fig. 3.7.20. Średnica wejścia vs. wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 5.7.6 Moduł Younga został zestawiony z średnią logarytmiczną rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1, Kp2 i Kp3. Zauważono wzrost modułu Younga ze spadkiem średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2 (fig. 3.7.21). Współczynnik determinacji wskazywał na dopasowanie niezadowalające, jednakże relacja jest wyraźnie zauważalna. Wzrost modułu Younga identyfikowany był ze spadkiem zawartości wody związanej. Zależność pierwiastka ilorazu przepuszczalności absolutnej i porowatości efektywnej z NMR od modułu Younga zaprezentowano na figurze 3.7.22. Relacja wniosła informację jakościową do interpretacji. Ze wzrostem modułu Younga spadała wartość pierwiastka ilorazu przepuszczalności absolutnej i porowatości efektywnej z NMR. Spadek własności hydraulicznych odzwierciedla się w słabo rozwiniętej strukturze przestrzeni porowej, co podnosi wytrzymałość skał na niszczenie. Poddano analizie także relację współczynnika kształtu hiperboli Thomeera od współczynnika Poissona (fig. 3.7.23). Zauważono wzrost współczynnika Poissona ze spadkiem współczynnika kształtu. Współczynnik kształtu hiperboli Thomeera odzwierciedlał 110 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych rozkład porów o odmiennych rozmiarach w danej próbce. W związku z tym korelował z współczynnikiem Poissona, czułym na zmiany porowatości. Fig. 3.7.21. Średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2 vs. moduł Younga, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.22. Pierwiastek ilorazu przepuszczalności absolutnej i porowatości efektywnej z NMR vs. moduł Younga, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Zbadano związek zawartości węgla organicznego z zawartością uranu (fig. 3.7.24). Na figurze 3.7.24 można zauważyć wzrost zawartości węgla organicznego i uranu z głębokością. Nie zidentyfikowano związku parametrów z wiekiem skał klastycznych. Fig. 3.7.23. Współczynnik kształtu hiperboli Thomeera dla drugiego sytemu porowoszczelinowego vs. współczynnik Poissona, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 111 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.7.24. Zawartość węgla organicznego vs. zawartość uranu; kolory oznaczają głębokość poboru próbki Przedstawione w niniejszym rozdziale wzajemne zależności między parametrami wnoszą dodatkową informację na temat potencjału zbiornikowego skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Oczekiwano relacji o wyższych współczynnikach determinacji, jednakże na rozproszenie punktów wpływ miało wiele czynników, m.in. dobór materiału, niewystarczająca ilość materiału, kruszenie się próbek. Analizowane parametry, uzyskane z różnych metod, stanowiły podstawę do wyznaczenia kilku przydatnych zależności, m.in. średnicy porów od czasu relaksacji poprzecznej T2 czy porowatości dynamicznej dla ropy od średniej długości cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów. Zestawienie współczynników porowatości uzyskanych z różnych metod sygnalizuje wagę stosowania kilku metod oceny porowatości. Relacja logarytmu przepuszczalności i współczynnika porowatości w przypadku analizowanych skał wymaga grupowania próbek pod względem własności hydraulicznych. 112 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.8. Konstrukcja modeli skał na podstawie wyników badań laboratoryjnych Wyniki badań laboratoryjnych na próbkach z rdzeni wiertniczych dostarczyły szczegółowej informacji na temat własności fizycznych skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Złożenie informacji o potencjale zbiornikowym skał, uzyskanej z interpretacji parametrów otrzymanych w wyniku różnorodnych badań laboratoryjnych pozwoliło na konstrukcję modeli cyfrowych (Madonna, 2011; Andra et al., 2013). Konstrukcja modeli cyfrowych skał została zapoczątkowana użyciem analizy skupień (w programie Statistica) do podziału badanych skał na jednorodne grupy. Zastosowana analiza skupień uogólnioną metodą k-średnich opiera się na wykryciu grup, które charakteryzują się zbliżonymi wartościami parametrów w danej grupie i odmiennymi wartościami parametrów w stosunku do reszty wydzielonych grup (Statistica, 2011). Do analizy został użyty klasyczny algorytm k-średnich z zastosowaniem v-krotnego sprawdzianu krzyżowego, który pozwolił na identyfikację optymalnej liczby skupień w obrębie danej litologii (Hartigan & Wong, 1978). Wybrano algorytm klasyczny, gdyż pozwala on na tworzenie skupień przy braku wystąpienia parametru dla danej próbki. Do analizy skupień wybrano najważniejsze parametry petrofizyczne, otrzymane z badań laboratoryjnych, wnoszące istotną informację o potencjale zbiornikowym analizowanych skał. Starano się zredukować liczbę analizowanych parametrów w celu otrzymania optymalnej liczby skupień. Analizę przeprowadzano kilkakrotnie dla różnych zestawów parametrów, oceniając wartość funkcji błędu oraz analizując wykresy korelacyjne parametrów w obrębie grup. Zaprezentowane wyniki obejmują skupienia wyodrębnione na podstawie parametrów charakteryzujących się największą zmiennością. Parametry uwzględnione w analizie skupień obejmują: gęstość objętościową, współczynnik porowatości całkowitej z piknometru, przepuszczalność absolutną, współczynnik zwięzłości, stosunek prędkości fali P i S, zawartości wody nieredukowalnej, związanej i wolnej, współczynnik porowatości całkowitej z micro-CT, współczynnik porowatości efektywnej z MP, zailenie, zawartość potasu, uranu i toru, średnią średnicę porów z MP, średnią logarytmiczną rozkładu T2 całego sygnału z NMR, jednorodność z micro-CT, parametr Swansona pierwszego systemu porowego z MP oraz wytrzymałość skał na jednoosiowe ściskanie. Utworzone 3 skupienia odpowiadają trzem modelom cyfrowym skał, charakteryzującym się odmiennymi parametrami fizycznymi. Tabela 3.8.1 prezentuje wyniki analizy dla skał klastycznych, natomiast tabela 3.8.2 dla skał węglanowych. Tabela 3.8.3 113 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych przedstawia podstawowe statystyki parametrów fizycznych w obrębie danego skupienia (modelu) dla skał klastycznych i węglanowych. Tabela 3.8.1. Wynik analizy skupień, skały klastyczne Nr grupy Nr próbki Nr próbki Nr grupy Nr próbki 868 871 870 869 873 877 872 879 878 874 876 1 Nr grupy 2 886 892 883 3 887 881 893 888 889 137 891 890 139 129 894 141 896 130 Tabela 3.8.2. Wynik analizy skupień, skały węglanowe Nr grupy 1 2 Nr próbki Nr grupy Nr próbki 875 884 882 895 885 131 136 132 880 3 133 134 135 138 140 142 114 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Tabela 3.8.3. Podstawowe statystyki parametrów petrofizycznych dla wyróżnionych skupień. Oznaczenia: Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego Skały klastyczne Model 1 Min δb Kp 2,57 0,13 Max 2,70 4,41 0,28 1,82 2,08 5,05 3,02 0,65 3,70 4,44 41,00 3,08 3,91 11,32 2,66 9,55 2,01 7,93E-03 167 Śr 2,64 2,17 0,05 1,58 1,96 1,77 0,72 0,21 1,44 0,69 14,66 2,12 2,97 9,41 0,32 2,66 0,73 8,90E-04 87 Odch. std. 0,05 1,24 0,08 0,20 0,10 1,56 0,97 0,21 0,97 1,27 13,89 0,93 0,69 1,53 0,78 2,56 0,49 2,34E-03 41 Model 2 K 0 m Vp/Vs Kp1 Kp2 Kp3 Kp u-CT Kp mp ef Σil Potas Uran Thor D_av T2ML J S1 Rc 1,14 1,76 0,31 0,05 0,03 0,40 0,09 1,00 1,32 2,30 7,61 0,02 1,29 0,24 2,89E-14 26 Min δb Kp 2,56 0,42 K m Vp/Vs Kp1 Kp2 Kp3 Kp u-CT Kp mp ef Σil Potas Uran Thor D_av T2ML J S1 Rc 0,01 1,27 1,62 0,66 0,12 0,04 0,40 0,13 1,00 0,16 0,73 1,12 0,03 1,12 0,29 1,41E-04 45 Max 2,73 2,42 0,13 1,74 1,79 3,21 1,42 0,64 1,70 0,79 42,00 4,94 2,30 7,65 1,05 9,23 1,37 1,46E-03 126 Śr 2,66 1,25 0,03 1,52 1,72 1,19 0,62 0,23 1,11 0,33 19,80 1,84 1,43 3,55 0,37 3,77 0,64 4,12E-04 89 Odch. std. 0,06 0,68 0,04 0,18 0,06 0,83 0,46 0,21 0,52 0,21 16,03 1,74 0,61 2,86 0,41 2,77 0,38 4,42E-04 29 Model 3 Min δb Kp 2,30 1,50 K m Vp/Vs Kp1 Kp2 Kp3 Kp u-CT Kp mp ef Σil Potas Uran Thor D_av T2ML J S1 Rc 0,01 1,55 1,65 0,84 1,41 0,10 0,60 0,03 1,00 0,14 1,43 1,77 0,07 3,22 0,16 5,82E-05 34 Max 2,64 13,31 94,43 2,23 1,90 3,51 3,98 10,19 12,40 2,45 16,00 1,39 3,33 9,27 50,02 126,77 0,64 1,02E-03 227 Śr 2,46 8,42 13,69 1,81 1,82 2,43 2,87 3,46 4,67 1,40 7,58 0,58 1,94 5,64 Odch. std. 0,11 4,21 31,56 0,21 0,09 1,11 1,11 4,54 3,68 0,80 5,52 0,56 0,93 3,49 16,60 45,10 0,15 3,64E-04 68 5,74 29,88 0,46 4,91E-04 87 Skały węglanowe Model 1 Min δb Kp 2,67 0,79 Max 2,82 2,44 0,01 1,74 2,01 2,06 1,10 0,15 1,30 0,43 15,00 0,32 1,09 5,29 4,47 17,42 0,63 1,55E-03 149 Śr 2,74 1,56 0,01 1,68 1,93 1,00 0,51 0,08 0,50 0,29 9,47 0,30 0,99 3,88 1,89 6,87 0,45 8,17E-04 96 Odch. std. 0,06 0,68 0,01 0,06 0,07 0,95 0,51 0,08 0,57 0,15 6,44 0,03 0,15 1,99 2,16 9,15 0,17 5,01E-04 36 Model 3 K 0 K 0 m Vp/Vs Kp1 Kp2 Kp3 Kp u-CT Kp mp ef Σil Potas Uran Thor D_av T2ML J S1 Rc 1,62 1,87 0,23 0,21 0,00 0 0,16 2,40 0,28 0,88 2,47 0,06 1,20 0,26 4,31E-04 71 Min δb Kp 2,68 0,10 m Vp/Vs Kp1 Kp2 Kp3 Kp u-CT Kp mp ef Σil Potas Uran Thor D_av T2ML J S1 Rc 1,20 1,82 0,31 0,08 0,01 0 0,06 3,10 0,14 0,88 0,90 0,03 1,29 0,34 5,53E-05 32 Max 2,85 1,50 0,09 1,81 2,05 0,72 0,57 0,19 5,10 5,64 25,40 0,61 1,73 3,28 63,72 9,46 0,82 1,41E-03 79 Śr 2,77 0,59 0,02 1,45 1,93 0,49 0,34 0,07 0,77 0,82 9,49 1,41 1,77 4,06 0,59 4,59E-04 53 0,34 6,80 115 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Odch. std. 0,07 0,51 0,03 0,17 0,07 0,13 0,15 0,06 1,53 1,74 8,63 0,15 0,27 0,74 20,01 2,54 0,18 3,95E-04 17 116 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Skały klastyczne zostały podzielone na trzy grupy (tab. 3.8.1 i 3.8.3). W tabeli 3.8.3 przedstawiono podstawowe statystyki dla każdej z wyróżnionych grup w obrębie skał klastycznych. Grupa 2. charakteryzowała się najwyższymi wartościami gęstości objętościowej w stosunku do reszty grup, przy najniższych wartościach porowatości całkowitej z piknometru i micro-CT oraz efektywnej z MP (fig. 3.8.1, 3.8.2). Najniższymi wartościami gęstości objętościowej i najwyższymi porowatościami wyróżniła się grupa 3. Parametry charakterystyczne dla skał w grupie 1. przyjmowały wartości pośrednie pomiędzy wartościami z grup 2. i 3. Najwyższe wartości przepuszczalności absolutnej skupiły się w grupie 3., natomiast najniższe w grupie 2. Skały nieprzepuszczalne zostały przyporządkowane do grupy 1. Zawartość wody nieredukowalnej wykazała najwyższe wartości w grupie 1. i 3., a najniższe w 2., przy czym zawartość wody wolnej jest najwyższa w grupie 3., przy porównywalnej ilości w grupie 1. i 2. Parametrem odzwierciedlającym udział wody związanej, kapilarnej i wolnej była średnia logarytmiczna czasu T2, która odpowiednio przyjmowała najwyższe wartości w grupie 3. i najniższe w grupie 1. Najwyższą wartością porowatości ogólnej z micro-CT i efektywnej z MP charakteryzowała się grupa 3., a najniższą grupa 2. Grupa 3. odznaczała się najniższym zaileniem, w porównaniu do grup 1. i 2., co łączyło się z najniższą zawartością pierwiastków promieniotwórczych. Średnia średnica porów uzyskała największe wartości w grupie 3., a najniższe w grupie 2., co odzwierciedliło się także w wartościach parametru Swansona: najniższych dla grupy 3. i wysokich dla grupy 1. i 2. Parametr jednorodności z micro-CT przyjął najwyższe wartości w grupie 1., natomiast najniższe w grupie 3. Na podstawie wyników badania wytrzymałości skał na jednoosiowe ściskanie najbardziej wytrzymałe okazały się skały w grupie 2., najmniej w grupie 3. Wynik ten dobrze korelował m.in. z porowatością (wyższa porowatość, niższa wytrzymałość skał na jednoosiowe ściskanie). Skały węglanowe w analizie skupień także zostały podzielone na trzy grupy (tab. 3.8.3), przy czym jedna próbka z permu (880) została wydzielona jako jedno skupienie, różniąc się znacząco wartościami parametrów od reszty wydzielonych grup. Grupa 1. odznaczała się nieznacznie niższymi wartościami gęstości objętościowej (fig. 3.8.1, 3.8.2) i porowatości całkowitej z micro-CT i efektywnej z MP oraz przepuszczalności, jednakże wyższymi wartościami porowatości całkowitej z piknometru. Najwyższymi wartościami zawartości wody nieredukowalnej, kapilarnej i wolnej charakteryzowała się grupa 1. Obie grupy osiągnęły porównywalne wartości zailenia. Zawartość potasu i uranu była wyższa w grupie 2., natomiast zawartość toru okazała się niższa. Średnia średnica porów przyjmowała 117 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych wyższe wartości w grupie 2., podobnie jak parametr jednorodności. Parametr Swansona osiągnął niższe wartości w grupie 2., wskazując na lepsze własności filtracyjne. Wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie w grupie 1. była znacznie wyższa niż w grupie 2. Fig. 3.8.1. Porowatość całkowita z NMR vs. porowatość całkowita z piknometru; pierwsza cyfra w oznaczeniu koloru oznacza: 1 – skały klastyczne, 2 – skały węglanowe; druga cyfra oznacza numer grupy z analizy skupień Fig. 3.8.2. Gęstość objętościowa vs. porowatość całkowita z piknometru; znaczenia kolorów jak na fig. 3.8.1 Najlepszymi własnościami zbiornikowymi charakteryzowały się skały klastyczne z grupy 3., natomiast najsłabszymi z grupy 2. Grupę 3. tworzyły piaskowce, głównie karbonu i kambru (2 – próbki Cm, 1 próbka – O, 1 próbka – dewon, 4 próbki – C, 1 próbka – P), natomiast w skład grupy 2. wchodziły próbki piaskowców i mułowców różnego wieku (2 próbki – Cm, 1 próbka – S, 2 próbki – D, 1 próbka – C, 2 próbki – P). Grupa 2. była 118 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych reprezentowana głównie przez piaskowce kambru i karbonu (1 próbka – Pt, 3 próbki – Cm, 1 próbka – S, 2 próbki – D, 4 próbki – C). W przypadku skał węglanowych najlepsze własności zbiornikowe miały skały grupy 2. W skład tej grupy wchodziły węglany dewonu (5 próbek wapienia, 5 próbek dolomitu). Grupę 1. tworzyły głównie węglany dewonu (1 próbka – O, 3 próbki – D). Utworzone modele cyfrowe skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego skupiły w sobie próbki o zbliżonych własnościach fizycznych. Wyodrębnione zostały próbki o lepszych własnościach zbiornikowych z całego materiału badawczego. Wyróżnione grupy stanowiły podstawę do korelacji wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej. 119 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych 3.9. Symulacja przepływu płynu przez przestrzeń porową skał i estymacja przepuszczalności przy użyciu wyników komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej i modelowania opartego na fizycznych podstawach mechaniki płynów Istnieje kilka metod wyznaczenia przepuszczalności skał. Jedną z nich jest bezpośredni pomiar na próbce skalnej z zastosowaniem przepuszczalnościomierza, którego możliwości pomiarowe mieszczą się w zakresie ułamków milidarcy lub nanodarcy. Kolejną możliwość stanowią empiryczne formuły do wyznaczania wartości przepuszczalności, opracowane na podstawie wyników uzyskanych za pomocą NMR. Jedną z najnowszych metod obliczania przepuszczalności skał jest modelowanie z zastosowaniem komputerowej mechaniki płynów (CFD, ang. Computational Fluid Dynamics). Metoda bazuje na odtworzeniu rzeczywistego układu geometrycznego analizowanej próbki i przeprowadzeniu symulacji przepływu płynu, rozwiązując równania zachowania masy oraz pędu (Arns et al., 2004; Fredrich et al., 2006; Bielecki et al., 2012). Utworzenie trójwymiarowego modelu geometrycznego przestrzeni porowej, niezbędnego do wykonania symulacji, było możliwe dzięki wynikom komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej. Analizę przepływu płynów przez przestrzeń porową przeprowadzono przy użyciu Metody Objętości Skończonych (MOS, FVM, ang. Finite Volume Method). Metoda polega na wygenerowaniu siatki numerycznej w wyniku podziału całego modelu geometrycznego na objętości skończone (objętości kontrolne, komórki kontrolne) i obliczaniu poszukiwanych wartości w każdej komórce siatki. Metoda objętości skończonych jest najbardziej popularną metodą dyskretyzacji równań zachowania masy, pędu (równanie Naviera-Stokesa) i energii w komputerowej mechanice płynów. Wynikami przeprowadzonej symulacji przepływu płynu były wartości prędkości lokalnej oraz ciśnienia w każdej komórce siatki, w zależności od różnicy ciśnienia na wlocie i wylocie analizowanej próbki (warunki brzegowe). Przepuszczalność obliczono na podstawie uzyskanych wyników symulacji (średnia wartość prędkości na wylocie próbki), własności analizowanego płynu i zmodyfikowanego prawa Darcy (Dvorkin et al., 2008; Kaczmarczyk et al., 2011; Krakowska & Madejski, 2013). Trójwymiarowe obrazy mikrotomograficzne zostały użyte do utworzenia modelu geometrycznego przestrzeni porowej. Obiektem analizy była karbońska próbka piaskowcowa 888. Wybór próbki był podyktowany występowaniem ciągłych połączeń porów i gardzieli porowych w próbce oraz składem mineralnym, w szczególności najniższą zawartością minerałów ilastych. Analizowana próbka składa się w 93% z kwarcu, 2% z dolomitu i anhydrytu oraz około w 1% z minerałów ilastych. Porowatość całkowita, porowatość 120 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych efektywna z MP oraz przepuszczalność wynosiły odpowiednio 13,3%, 2,2% and 94,4 mD. Porowatość całkowita z analizy micro-CT wynosiła 12,6%. Figury 3.9.1 i 3.9.2 prezentują trójwymiarowy obraz przestrzeni porowej z pomiaru micro-CT. Ze środka całkowitego obrazu mikrotmograficznego przestrzeni porowej próbki 888 o wymiarach 950x950x400 wokseli został wycięty fragment o wymiarach 100x100x100 wokseli (fig. 3.9.1). W celu oszacowania przepuszczalności wykonano symulację przepływu wody i azotu przez przestrzeń porową próbki. Pierwszym krokiem było obliczenie liczby Knudsena dla analizowanego przypadku, w celu przyporządkowania odpowiedniego reżimu przepływu. Liczba Knudsena stanowi podstawę oceny prawidłowego podejścia modelowego dla przepływu gazu w ośrodku porowatym. Istnieje kilka podejść stosowanych w komputerowej mechanice płynów, zależnych od liczby Knudsena, ważniejsze zostały zestawione w tabeli 3.9.1 (Civan, 2011). Tabela 3.9.1. Rodzaje modeli stosowanych w symulacjach przepływu w zależności od liczby Knudsena Model przepływu płynu Liczba Knudsena (Kn) Równania w modelu równanie Boltzmanna, Eulera, ośrodek ciągły Kn≤0,001 z poślizgiem 0,001<Kn<0,1 równanie Boltzmanna, Naviera-Stokesa z poślizgiem przejściowy 0,1<Kn<10 równanie Boltzmanna, Burnetta swobodne molekuły 10≤Kn równanie Boltzmanna Naviera-Stokesa bez poślizgu Zakładając wartość średniej drogi swobodnej molekuł azotu w standardowych warunkach temperatury i ciśnienia równą λ = 10*10-8 m (Couture & Zitoun, 2000) i długość charakterystyczną (średnica kanałów porowych w największym przewężeniu) L z micro-CT otrzymano liczbę Knudsena Kn=0,0008 dla analizowanej próbki. Oszacowana wartość liczby Knudsena pozwoliła na wybór podejścia modelowego z przedziału Kn≤0,001, co oznacza możliwość zastosowania równania Naviera-Stokesa bez poślizgu (brak poślizgu molekuł gazu na ścianach przestrzeni porowej). Komercyjne programy do komputerowej mechaniki płynów (m. in. zastosowany w pracy program Star-CCM+) bazują na rozwiązywaniu równań Naviera-Stokesa. W tym zakresie wartości liczby Knudsena możliwe jest stosowanie również innych równań, tj. równania Eulera i Boltzmanna. Równanie Boltzmanna przedstawia matematyczną interpretację zjawisk przepływowych na poziomie pojedynczych molekuł i stosowane jest głównie w zakresach niepozwalających na wykorzystanie założenia ciągłości ośrodka. W analizowanym w pracy przypadku, ze względu na odpowiednio duże wymiary geometryczne próbki, nie ma konieczności stosowania tego podejścia. Równanie Eulera 121 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych opisuje przepływ płynu nielepkiego, tzn. nieuwzględniający tarcia pomiędzy poszczególnymi warstwami płynu oraz pomiędzy płynem a ścianką. To podejście do modelowania przepływów w analizowanym przypadku nie może być stosowane z uwagi na bardzo duży wpływ lepkości płynu na ostateczne wyniki. W przypadku uzyskania wyższych wartości liczby Knudsena należałoby zastosować równanie Naviera-Stokesa z poślizgiem. W przypadku wystąpienia poślizgu molekuł gazu na ściankach porów, nie można traktować płynów jako ośrodków ciągłych. Jedną z konsekwencji tego zjawiska jest istnienie efektu Klinkenberga, który jest związany z poślizgiem molekuł gazu na ścianach porów przy niskim, średnim ciśnieniu, skutkując zawyżeniem wartości przepuszczalności (Tiab, 2012). W przypadku symulacji przepływu cieczy poślizg na ściankach porów nie występuje, a więc nie ma wpływu na szacowane wartości przepuszczalności. W celu sprawdzenia, czy symulacja może być przeprowadzona w zakresie przepływu laminarnego (równanie Naviera-Stokesa dla przepływu laminarnego w komputerowej mechanice płynów, reżim prawa Darcy w obliczeniach przepuszczalności) obliczono także liczbę Reynoldsa (Amao, 2007). Zastosowane podejście do obliczenia przepuszczalności zostało szczegółowo opisane w pracach Narsillio et al. (2009), Zalewska et al. (2010) i Krakowska et al. (2013). Bazując na wynikach symulacji (rzeczywista prędkość przepływającego płynu na wylocie próbki) oraz na wynikach mikrotomografii (przekrój poprzeczny na wylocie próbki) wyznaczono objętościowy strumień przepływu na wylocie z analizowanej próbki dla różnych wartości spadku ciśnienia ∆p. Objętość przepływającego płynu q wzrastała liniowo podczas zwiększania gradientu ciśnienia ∆p, co jest charakterystyczne dla przepływów w zakresie stosowalności równania Darcy’ego. Wartość przepuszczalności została obliczona przy użyciu równania (3.9.1), wykorzystując parametry modelu geometrycznego przestrzeni porowej, tj. długość próbki L i przekrój poprzeczny na wylocie próbki Ap, porowatość próbki Kp ef, obliczoną wartość strumienia objętościowego q oraz wartość lepkości dynamicznej płynu μ. Użyto następującego wzoru do obliczenia przepuszczalności: Kpef K= * Ap µ * L * ∫ vdA A p1 − p2 (3.9.1) gdzie: K [mD] – przepuszczalność, Kp ef [ułamek] – porowatość efektywna, Ap [m2] – przekrój poprzeczny przez przestrzeń porową na wylocie próbki (Φ=Ap/A), p1, p2 [Pa] – ciśnienie na wlocie i wylocie próbki, L [m] – długość próbki, µ [Pa·s] – lepkość dynamiczna 122 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych płynu, v [m/s] – prędkość lokalna płynu na wylocie (wynik symulacji), A [m2] – przekrój poprzeczny na wylocie próbki. Przepływ płynu przez przestrzeń porową piaskowca karbońskiego symulowano z użyciem wody i azotu (fig. 3.9.2) w programie Star CCM+ firmy Cd-Adapco. Ustawiono następujące parametry do symulacji przepływu wody: gęstość wody ρw=997 kg/m3, lepkość dynamiczna wody µw=8,887*10-4 Pa*s oraz azotu: ρa=f(pa, Ta), gdzie p2=pa=100 kPa i Ta=273,15K, ρa=1,123 kg/m3 i µa=1,663*10-5 Pa*s. Symulacja przepływu azotu była rozważana bez występowania poślizgu molekuł na ściance porów. Założono wartości ciśnienia na wlocie próbki: p1=60 lub 600 kPa oraz na wylocie: p2=100 kPa, przy długości próbki L=560*10-6 m. Symulacja przepływu wody została wykonana dla dwóch typów siatek (liczba komórek kontrolnych w MOS) dla spadku ciśnienia ∆p=60 Pa oraz dla jednego typu siatki, ale różnych spadków ciśnień ∆p=60 i 600 Pa (fig. 3.9.3). Symulacja przepływu azotu była przeprowadzona dla spadku ciśnienia równego ∆p=600 Pa. Przepuszczalność karbońskiej próbki piaskowcowej została obliczona z użyciem wyników komputerowej mechaniki płynów (Andersson, 2012). Wykonano cztery symulacje dla różnych płynów i parametrów przepływu w celu potwierdzenia wiarygodności wyników i estymacji przepuszczalności. Tabela 3.9.2 przedstawia wyniki obliczeń przepuszczalności dla założonych parametrów w symulacji. Tabela 3.9.2. Wynik obliczeń przepuszczalności dla założonych parametrów w modelu. Oznaczenia: εr – błąd względny Lp. Płyn 1 2 woda 3 4 azot Liczba komórek ∆p = p1 – p2 K εr [Pa] [mD] [%] 790 495 60 73,3 22 222 777 60 74,2 21 222 777 600 73,8 21 222 777 600 76,3 19 siatki Uzyskane wartości przepuszczalności różnią się w zależności od użytego płynu. Przepuszczalność obliczona na podstawie wyników symulacji przepływu azotu miała najwyższą wartość i najbardziej zbliżoną do wartości uzyskanej z standardowych badań laboratoryjnych (przepuszczalnościomierz). Niewielkie różnice w wartościach można było zaobserwować dla przepuszczalności obliczonej na podstawie wyników symulacji przepływu wody. Najwyższą wartość przepuszczalności, równocześnie najbliższą wartości 123 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych przepuszczalności z badań laboratoryjnych, uzyskano dla spadku ciśnienia ∆p=60 Pa i obniżonej ilości objętości skończonych w modelu geometrycznym. Jednakże, wartości przepuszczalności uzyskane z wyników symulacji przepływu wody różnią się o 0,9 mD od uzyskanej z przepuszczalnościomierza, co można uznać za błąd obliczeń przepuszczalności z wyników symulacji. Jednym z celów symulacji było sprawdzenie wpływu liczby objętości kontrolnych w modelu na wyniki symulacji. W przypadku skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych dokładność obliczeń przepuszczalności odgrywa bardzo ważną rolę i musi być jak największa. Policzony został błąd względny, jako iloraz różnicy wartości przepuszczalności otrzymanej z badań laboratoryjnych i z wyników symulacji przez otrzymaną z badań laboratoryjnych (wyrażony w procentach), który oscylował wokół wartości 20%. Wyniki uzyskane dla różnych mediów (woda i azot), ciśnień na wlocie (spadkach ciśnienia) i liczb komórek kontrolnych w siatce modelu geometrycznego były zbliżone. Stanowiło to dowód na poprawne przeprowadzenie symulacji i założenie parametrów wejściowych, gdyż wartość przepuszczalności zależna jest od własności geometrycznych przestrzeni porowej. Fig. 3.9.1. Trójwymiarowy obraz próbki Fig. 3.9.2. Trójwymiarowy model piaskowcowej 888, okno programu Star geometryczny przestrzeni porowej próbki CCM+ (zmodyfikowane) piaskowca karbońskiego 888 z micro-CT, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) 124 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Fig. 3.9.3. Podział modelu geometrycznego Fig. 3.9.4. Rozkład prędkości wody dla na objętości skończone, okno programu Star gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno CCM+ (zmodyfikowane) programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.5. Linie przepływu wody (kolorem oznaczono prędkość) dla gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.6. Linie przepływu wody (kolorem oznaczone ciśnienie) dla gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Figury 3.9.4 i 3.9.5 przedstawiają rozkład prędkości wody w przestrzeni porowej. Najwyższe prędkości wody zauważalne były w centralnej części próbki, w największych przewężeniach (minimalna średnica kanałów porowych). Analiza rozkładu linii przepływu wody informuje o głównych kierunkach przepływu strumienia wody w przestrzeni porowej. Wartości ciśnienia przedstawiono na figurze 3.9.6; osiąga ono najwyższe wartości na wlocie próbki i minimalne na wylocie. Szczegółowa analiza rozkładu pola prędkości i ciśnienia oraz linii przepływu płynu niesie informację na temat wpływu stopnia komplikacji układu geometrycznego przestrzeni porowej i krętości kanałów porowych na przepuszczalność skał. Obliczenia przepuszczalności absolutnej karbońskiego piaskowca 888 zostały przeprowadzone na podstawie wyników symulacji komputerowej mechaniki płynów. Przepływ wody i azotu przez przestrzeń porową był przedmiotem analizy ilościowej (wielkości liczbowe parametrów) i jakościowej (rozkład parametrów w przestrzeni porowej). 125 3. Badania laboratoryjne na próbkach z rdzeni wiertniczych Różnica między wartościami przepuszczalności obliczonymi w wyniku symulacji i otrzymanej z badań przepuszczalnościomierzem wynosi około 20%, definicję błędu względnego podano powyżej. Wartości przepuszczalności, obliczone w wyniku symulacji przepływu wody i azotu, a także różnych spadków ciśnień i liczby komórek kontrolnych w modelu geometrycznym są zbliżone. Porównanie uzyskanych wyników przepuszczalności wskazuje, że symulacje komputerowej mechaniki płynów mogą dostarczyć poprawnych wyników, jeżeli wartość liczby Knudsena przyjmuje wartości niższe lub równe niż 0,001. Symulacje komputerowe przepływu płynów przez przestrzeń porową nie byłyby możliwe bez narzędzia pozwalającego uzyskać trójwymiarowy obraz przestrzeni porowej skały. Komputerowa mikrotomografia lub nanotomografia jest obecnie najlepszym narzędziem uzyskania obrazów przestrzeni porowej w sposób nieinwazyjny. W przypadku obliczania przepuszczalności przy użyciu metod komputerowej mechaniki płynów i tomografii rentgenowskiej należy brać pod uwagę czułość tych metod na poprawne wyodrębnienie przestrzeni porowej z całości obrazu mikrotomograficznego oraz wybór fragmentu reprezentatywnego dla całej próbki. Połączenie micro-CT i modelowania CFD stanowi przyszłościowe narzędzie do analizy przepływu mediów przez przestrzeń porową skał i obliczeń przepuszczalności. 126 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Wyniki profilowań geofizyki otworowej stanowią podstawę ilościowej i jakościowej analizy nasycenia skał wodą złożową i węglowodorami. W połączeniu z wynikami badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych geofizyka otworowa dostarcza wiarygodnej informacji na temat własności fizycznych skał (Semyrka et al., 2010; Jarzyna et al., 2013b). 4.1. Porównanie wyników badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych i profilowań geofizyki otworowej Analizę wyników profilowań geofizyki otworowej przeprowadzono z uwzględnieniem wyników badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych. Przed przystąpieniem do interpretacji dopasowano oba rodzaje danych, biorąc pod uwagę niewielkie przesunięcia głębokościowe, związane z niedokładnym oszacowaniem miejsc poboru próbek. Porównano parametry petrofizyczne uzyskane z obu metod i zaobserwowano znaczną rozbieżność wyników (fig. 4.1.1-4.1.4). Parametry otrzymane z wyników profilowań geofizyki otworowej przyjmują wyższe wartości niż z badań laboratoryjnych. Największe rozbieżności zaobserwowano dla zawartości pierwiastków promieniotwórczych (fig. 4.1.2). 4.2. Analiza wyników profilowań geofizyki otworowej Analizę wyników profilowań geofizyki otworowej wykonano w 8 otworach wiertniczych. W części otworów nie występowały profilowania geofizyki otworowej w interwale pobrania próbki geologicznej. W większości otworów wyniki były słabej jakości (Czopek & Nowak, 2011). W otworze T-IG5, M-IG1 oraz Dy-1 obliczono oporność właściwą na podstawie klasycznych profilowań oporności, korzystając z oprogramowania GeoWin (Jarzyna et al., 2002), natomiast zailenie i porowatość całkowitą z profilowania akustycznego, poprawioną o zailenie, w programie Techlog (Schlumberger, 2011). W pozostałych otworach dysponowano rozwiązaniem litologiczno-porowatościowym. 127 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.1.1. Czas interwałowy z badań Fig. 4.1.2. Zawartość potasu z badań laboratoryjnych (DTlab) vs. czas interwałowy laboratoryjnych (K lab)vs. zawartość potasu z z profilowania akustycznego (DT) spektrometrycznego profilowania gamma (K) Fig. 4.1.3. Porowatość całkowita z Fig. 4.1.4. Zailenie z badań laboratoryjnych piknometru (Kp) vs. porowatość całkowita z (Σil) vs. zailenie z interpretacji wyników interpretacji wyników profilowań geofizyki profilowań geofizyki otworowej (Vil) otworowej (PHI) 4.2.1. Analiza statystyczna wyników profilowań geofizyki otworowej Obliczono podstawowe statystyki w każdym z wydzieleń stratygraficznych skał prekambryjskich i paleozoicznych analizowanych otworów wiertniczych (tab. 4.2.1). W niniejszym rozdziale omówiono wybrane wydzielenia stratygraficzne i opisano wzajemne relacje między parametrami w tych warstwach. Utwory wizenu (karbon) występowały w trzech otworach: D-2, B-2 i M-6k. Średnia intensywność naturalnej promieniotwórczości (GR) wynosiła odpowiednio 60, 98 i 107 API, w przedziałach odpowiednio równych 20-138, 18-208 i 46-238 API i przy odchyleniu standardowym równym 35, 46 i 42 API. Utwory wizenu w otworze D-2 charakteryzowały się 128 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej najniższymi wartościami GR, co wskazuje na mniejszy udział minerałów ilastych w skałach. Średnia wartość gęstości objętościowej w otworze D-2 i M-6k wynosiła odpowiednio 2,26 i 2,60 g/cm3, w przedziałach 1,22-3,97 i 2,06-2,97 g/cm3 i przy zmienności 0,37 i 0,11 g/cm3. W otworze B-2, w interesującym interwale, nie było gęstości objętościowej (RHOB). Zaobserwowano większy udział węgli w analizowanym interwale w otworze D-2 (synklinorium pomorskie), co odzwierciedla się w niskich wartościach gęstości objętościowej. Wartości mody i mediany były porównywalne między sobą, jednak w otworze D-2 niższe, niż w M-6k. Średnia porowatość neutronowa (NPHI) kształtowała się następująco: 22%ls, przy zakresie 6-51%ls i zmienności 10%ls dla otworu D-2 i 20%ls, przy zakresie 1-38%ls i zmienności 7%ls dla otworu M-6k. Wartości mody i mediany były niższe w otworze D-2. Niższe wartości NPHI były związane z występowaniem większej liczby wkładek węgli, korelując ze wskazaniami RHOB, a także z mniejszym zaileniem. Średnie wartości oporności pozornej (wynik profilowania laterologiem LLd) wynosiły odpowiednio 6 oraz 22 i 38 omm, w przedziałach 0,7-63, 3-87 i 3-667 omm i przy odchyleniu standardowym 7 oraz 14 i 72 omm, natomiast średnie wartości czasu interwałowego (DT) kształtowały się następująco: 73, 72 i 76 μs/ft, przy zakresach 57-117, 59-107 i 51-114 μs/ft i odchyleniu standardowym 8, 7 i 13 μs/ft. Mediana i moda DT były najniższe w otworze B-2, natomiast oporności w D-2. Porowatość ogólna (PHI) przyjmowała średnie wartości równe odpowiednio 0,10 oraz 0,05 i 0,04, w przedziałach 0-0,23 oraz 0-0,17 i 0-0,18 i przy odchyleniu standardowym równym 0,06 oraz 0,03 i 0,03. Najwyższe wartości mediany i mody zaobserwowano dla otworu D-2, a najniższe dla B-2. Najwyższe zailenie (sięgające około 0,99) występowało w utworach wizenu w otworze M-6k, a najniższe (wynoszące około 0,39) w otworze D-2. Utwory turneju (karbon) zidentyfikowano w otworach D-2 oraz Dy-1. W otworze Dy1 profilowanie gamma występowało w jednostkach fizycznych w postaci liczby zliczeń na minutę, dlatego też analizę przeprowadzono na zaileniu. Średnia wartość zailenia wynosiła odpowiednio 0,34 i 0,17 dla turneju górnego oraz 0,35 dla turneju dolnego, przy zakresach 00,98 oraz 0-0,65 i 0,02-1 i zmienności 0,24 oraz 0,11 i 0,13. Utwory turneju górnego charakteryzowały się niższym zaileniem niż utwory turneju dolnego. W otworze Dy-1nie dysponowano wynikami profilowania RHOB i NPHI. W otworze D-2 zaobserwowano największe wartości oporności spośród badanych otworów, ale porównywalne dla turneju górnego i dolnego. Średnia wartość wynosiła odpowiednio 212 oraz 40 i 44 omm. Wartości średnie czasu interwałowego wynosiły 66, 59 i 61 μs/ft, przy zakresach 45-118, 21-120 i 2693 μs/ft i odchyleniu standardowym 10 oraz 10 i 8 μs/ft. Średnie wartości PHI kształtowały 129 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej się następująco: 0,06 dla D-2 i 0,01 (Ct3), 0,02 (Ct1) dla Dy-1, przy przedziałach 0-0,25, 00,30 i 0-0,21 i odchyleniu standardowym 0,06, 0,03 i 0,03. Wysoka oporność odpowiadała występowaniu anhydrytów, natomiast wysoki czas interwałowy wkładkom węgla. Przeanalizowano statystyki parametrów petrofizycznych utworów famenu (dewon) w otworach D-2, M-5, M-6k, M-9 i M-IG1. Średnie wartości intensywności naturalnej promieniotwórczości wynosiły odpowiednio 74, 62, 63, 61 i 75 API, w przedziałach 22-138, 16-154, 19-147, 17-13 i 36-118 API i przy odchyleniu standardowym 25, 20, 17, 19 i 13 API. Wskazania GR były najniższe w otworach M-5, M-6k i M-9 synklinorium lubelskiego, natomiast najwyższe w M-IG1 (synklinorium warszawskie). Gęstość objętościowa przyjmowała następujące średnie wartości: 2,70 (D-2), 2,67 (M-6k) i 2,67 g/cm3 (M-9), w przedziałach 2,26-2,80, 2,19-2,79 i 2,15-2,83 g/cm3, przy zmienności odpowiednio 0,05, 0,03 i 0,03 g/cm3. Wartości mody i mediany oscylowały wokół 2,68 g/cm3. Średnia porowatość neutronowa wynosiła odpowiednio 10 (D-2), 9 (M-5), 8 (M-6k), 8%ls (M-9), przy zakresach 1-23, -0,42-27, -0,1-23, -0,28-26%ls i odchyleniu standardowym 4, 5, 4, 4%ls. NPHI utworów famenu była porównywalna w każdym otworze. Wartości oporności przyjmowały bardzo wysokie wartości, które uznano za niepoprawne. Wartości oporności w otworze MIG1 były zaniżone w stosunku do reszty utworów, dlatego też wiarygodność tego pomiaru była niska (interpretacja była wykonana na podstawie sond gradientowych i potencjałowych). Czas interwałowy przyjmował średnie wartości odpowiednio równe 58 (D-2), 58 (M-5), 59 (M-6k), 60 (M-9) i 68 μs/ft (M-IG1), w przedziałach 47-76, 44-80, 49-83, 46-108, 48101 μs/ft i przy odchyleniu standardowym 5, 5, 4, 5, 9 μs/ft. Wartości DT były porównywalne we wszystkich analizowanych otworach. Porowatość całkowita wynosiła odpowiednio 0,01 (D-2), 0,02 (M-5), 0,02 (M-6k), 0,02 (M-9), 0,02 (M-IG1), przy zakresach 0-0,09, 0-0,14, 00,16, 0-0,15, 0-0,18 i zmienności 0,01, 0,01, 0,01, 0,02, 0,03. Najwyższą średnią wartość zailenia zaobserwowano w otworze M-9 (0,48), natomiast najniższą w M-5 (0,28) i M-6k (0,28). Na utwory famenu stanowiły głównie czyste lub zailone wapienie, dolomity oraz mułowce. Stosunkowo niskie wartości gęstości objętościowej, wysokie wartości oporności oraz względnie wysokie wartości czasu interwałowego i niskie wartości NPHI wskazywały na obecność gazu w analizowanych utworach famenu. W interwałach o wysokim zaileniu widoczny jest wzrost DT i NPHI. Porowatość całkowita w niektórych interwałach przyjmowała wartości kilkudziesięciu procent, informując o możliwych szczelinach i pęknięciach w utworach famenu (wzrost DT). 130 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej W otworach D-2, M-5, M-6k, M-9 i M-IG1 występowały utwory należące do franu (dewon), zbudowane z czystych lub zailonych wapieni, dolomitów i anhydrytów. Wartości średnie promieniotwórczości naturalnej wynosiły odpowiednio 79, 29, 32, 29 i 27 API, w przedziałach 23-140, 15-167, 24-41, 17-160 oraz 4-79 API, przy odchyleniu standardowym 24, 13, 5, 12, 11 API. W przypadku gęstości objętościowej średnie wartości kształtowały się następująco: 2,72 (D-2), 2,70 (M-6k), 2,74 g/cm3 (M-9), przy zakresach 2,61-2,83 oraz 2,662,72 i 2,52-2,95 g/cm3 i zmienności 0,04, 0,01 i 0,06 g/cm3. Wartości mediany i mody oscylowały wokół 2,71 g/cm3. Średnie wartości porowatości neutronowej wynosiły odpowiednio 13 (D-2), 2,5 (M-5), 0,56 (M-6k), 0,96%ls (M-9), w przedziałach 2-23, 0,41-19, -1,42-6,42, -0,42-19%ls, przy odchyleniu standardowym 4, 2, 0,71, 1,87%ls. Wartości oporności przyjmowały bardzo wysokie wartości, więc uznano je za wyniki o niskiej wiarygodności. Czas interwałowy przyjmował średnie wartości równe 58, 49, 47, 48 i 50 μs/ft, w przedziałach 8-70, 45-68, 40-79, 44-67, 45-70 μs/ft i przy odchyleniu standardowym 6, 2, 2, 2, 2 μs/ft. Wartości czasu interwałowego były zbliżone i przyjmowały niskie wartości. Porowatość całkowita utworów franu osiągała bardzo niskie średnie wartości: 0,01, 0,007, 0,003, 0,004 i 0,01, przy zakresach 0-0,06, 0-0,06, 0-0,03, 0-0,08 i 0-0,18 i zmienności 0,01, 0,006, 004, 0,01 i 0,02, co było związane z niskimi czasami interwałowymi. Największe średnie zailenie wynosiło 0,64 w otworze D-2, a najniższe w otworze M-6k – 0,03. Utwory franu przyjmowały niższe wartości gęstości objętościowej niż można było się spodziewać na podstawie danych tabelarycznych dla węglanów i anhydrytów. Bardzo wysokie oporności właściwe wskazywały na niską porowatość, ale także mogły być oznaką występowania węglowodorów w przestrzeni porowej utworów franu. Niskie wartości czasu interwałowego charakteryzowały skały zbite, twarde, niskoporowate. Obecnie, utwory syluru (iłowce) stanowią przedmiot zainteresowania w kontekście gazu łupkowego. Utwory syluru zostały przewiercone przez otwory B-2, T-IG5 i M-IG1. Średnie wartości naturalnej promieniotwórczości wynosiły odpowiednio 141 (B-2), 112 (TIG5, przydol), 105 (T-IG5, ludlow), 116 (T-IG5, wenlok) i 69 API (M-IG1), w przedziałach 117-162, 86-134, 56-130, 56-135, 12-127 API i przy odchyleniu standardowym równym odpowiednio 9, 8, 11, 9, 21 API. Średnie wartości oporności kształtowały się następująco: 125 (B-2) i 106 omm (T-IG5, wenlok), przy zakresach 35-227, 53-131 omm i zmienności 46 i 22 omm. Czas interwałowy przyjmował średnie wartości 64 (B-2), 80 (T-IG5, przydol), 73 (T-IG5, ludlow), 68 μs/ft (T-IG5, wenlok), w przedziałach 59-72, 62-106, 60-104, 63-81 μs/ft i przy odchyleniu standardowym 2, 6, 6, 2 μs/ft. Utwory syluru charakteryzowały się niską 131 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej porowatością ogólną, która osiągała średnie wartości równe 0,001 (B-2), 0,01 (T-IG5, przydol), 0,01 (T-IG5, ludlow), 0,005 (T-IG5, wenlok), przy zakresach 0-0,01, 0-0,22, 0-0,21, 0-0,09 i zmienności 0,001, 0,02, 0,02, 0,01. Zailenie w utworach syluru – iłowcach, było wysokie i sięgało wartości 0,76. W interwałach utworów syluru nie było wyników profilowań gęstości, porowatości neutronowej, oporności, a w przypadku otworu M-IG także nie było profilowania akustycznego. Wartości czasu interwałowego i oporności były podwyższone w stosunku do wartości referencyjnych dla iłowców, co mogło być oznaką obecności węglowodorów lub materii organicznej w przestrzeni porowej skał syluru. Tabela 4.2.1. Charakterystyka statystyczna wyników profilowań geofizyki otworowej. Oznaczenia: GR – intensywność naturalnej promieniotwórczości [API], RHOB – gęstość objętościowa [g/cm3], NPHI – porowatość neutronowa [jednostka porowatości wapienia, %ls], Rt – oporność: pozorna dla otworów D-2, B-2, M-5, M-6k, M-9 i właściwa dla M-IG1, T-IG6 i Dy-1 [omm], DT – czas interwałowy [μs/ft], PHI – porowatość całkowita [ułamek], Vil – zailenie [ułamek], N – liczba pomiarów, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Mo – wartość mody, Me – wartość mediany, b.d. – brak danych, GR* – intensywność naturalnej promieniotwórczości w jednostce [imp/min]. Oznaczenia jak w tab. 2.2.1 D-2 N Min Max Śr Odch. st Mo Me 60 2,26 22 6 73 0,10 0,39 35 0,37 10 7 8 0,06 0,27 23 2,38 15 8 69 0,17 0,08 48 2,37 17 4 70 0,10 0,35 70 2,52 14 212 66 0,06 0,34 36 0,24 9 723 10 0,06 0,24 28 2,70 17 30 67 0,003 0,08 63 2,56 14 23 66 0,04 0,31 74 2,70 10 nw 58 0,01 0,41 25 0,05 4 nw 5 0,01 0,20 72 2,70 8 nw 56 0,003 0,33 73 2,70 9 nw 57 0,004 0,39 79 2,72 13 nw 24 0,04 4 nw 96 2,71 16 nw 86 2,71 14 nw Cwi GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 986 986 986 986 986 986 986 20 1,22 6 0,7 57 0 0,02 138 3,97 51 63 117 0,23 0,99 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 4175 4175 4175 4175 4175 4175 4175 18 1,27 -0,15 0,7 45 0 0 176 2,98 53 7991 118 0,25 0,98 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 2169 2169 2169 2169 2169 2169 2169 22 2,26 1 nw 47 0 0 138 2,80 23 nw 76 0,09 0,95 GR RHOB NPHI Rt 1543 1543 1543 1543 23 2,61 2 nw 140 2,83 23 nw Ct Dfa Dfr 132 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej DT PHI VIL 1543 1543 1543 8 0 0,05 70 0,06 0,99 58 0,01 0,64 6 0,01 0,18 62 0,003 0,62 60 0,01 0,64 98 b.d. b.d. 22 72 0,05 0,47 46 b.d. b.d. 14 7 0,03 0,24 139 b.d. b.d. 25 67 0,003 0,68 111 b.d. b.d. 19 69 0,03 0,53 141 b.d. b.d. 125 64 0,001 0,76 9 b.d. b.d. 46 2 0,001 0,06 142 b.d. b.d. 114 63 0,003 0,74 141 b.d. b.d. 117 63 0,0004 0,75 62 b.d. 9 nw 58 0,02 0,28 20 b.d. 5 nw 5 0,01 0,14 64 b.d. 14 nw 57 0,002 0,31 61 b.d. 9 nw 58 0,01 0,28 29 b.d. 2,50 nw 49 0,007 0,04 M-6k Cwi 238 107 2,97 2,60 38 20 667 38 114 76 0,18 0,04 0,94 0,32 Dfa 147 63 2,78 2,67 23 8 n.w. n.w. 83 59 0,16 0,02 0,99 0,28 Dfr 41 32 2,72 2,70 13 b.d. 2 nw 2 0,006 0,07 24 b.d. 1 nw 49 0,002 0,01 26 b.d. 2 nw 49 0,006 0,03 42 0,11 7 72 13 0,03 0,20 61 2,60 24 11 74 0,003 0,09 108 2,60 22 12 75 0,04 0,31 17 0,03 4 n.w. 4 0,01 0,14 64 2,69 8 n.w. 58 0,003 0,34 63 2,68 8 n.w. 59 0,02 0,29 5 0,01 28 2,69 30 2,70 B-2 Cwi GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 2323 b.d. b.d. 2323 2323 2323 2323 18 b.d. b.d. 3 59 0 0,03 208 b.d. b.d. 87 107 0,17 0,99 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 281 b.d. b.d. 281 281 281 281 117 b.d. b.d. 35 59 0 0,62 162 b.d. b.d. 227 72 0,01 0,90 S M-5 Dfa GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 18765 b.d. 18765 18765 18765 18765 18765 16 b.d. -0,42 nw 44 0 0 154 b.d. 27 nw 80 0,14 0,90 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 3641 b.d. 3641 3641 3641 3641 3641 15 b.d. 0,41 nw 45 0 0 167 b.d. 19 nw 68 0,06 0,79 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 1016 1016 1016 1016 1016 1016 1016 46 2,06 1 3 51 0 0 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 14883 14883 14883 14883 14883 14883 14883 19 2,19 -0,1 n.w. 49 0 0 GR RHOB 2319 2319 24 2,66 Dfr 133 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej NPHI Rt DT PHI VIL 2319 2319 2319 2319 2319 -1,42 nw 40 0 0 6,42 nw 79 0,03 0,35 0,56 nw 47 0,003 0,03 0,71 nw 2 0,004 0,03 0,38 nw 47 0,003 0,01 0,54 nw 47 0,002 0,02 61 2,67 8 n.w. 60 0,02 0,35 19 0,03 4 n.w. 5 0,02 0,18 62 2,68 7 n.w. 57 0,003 0,36 61 2,67 7,5 n.w. 59 0,01 0,34 29 2,74 0,96 nw 48 0,004 0,06 T-IG5 Sp 134 112 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 106 80 0,22 0,01 1 0,40 Sld 130 105 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 104 73 0,21 0,01 1 0,52 Sw 135 116 b.d. b.d. b.d. b.d. 131 106 81 68 0,09 0,005 1 0,63 M-IG1 Dfa 118 75 b.d. b.d. b.d. b.d. 91 18 101 68 0,18 0,02 1 0,33 Dfr 12 0,06 1,87 nw 2 0,01 0,07 25 2,70 0,25 nw 48 0,003 0,04 26 2,71 0,35 nw 48 0,002 0,04 8 b.d. b.d. b.d. 6 0,02 0,18 113 b.d. b.d. b.d. 78 0,003 0,32 112 b.d. b.d. b.d. 79 0 0,38 11 b.d. b.d. b.d. 6 0,02 0,16 106 b.d. b.d. b.d. 77 0,003 0,54 107 b.d. b.d. b.d. 73 0 0,52 9 b.d. b.d. 22 2 0,01 0,15 116 b.d. b.d. 132 68 0,003 0,62 117 b.d. b.d. 112 68 0 0,63 13 b.d. b.d. 9 9 0,03 0,18 82 b.d. b.d. 18 59 0,003 0,28 76 b.d. b.d. 17 66 0 0,32 M-9 Dfa GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 17358 17358 17358 17358 17358 17358 17358 17 2,15 -0,28 n.w. 46 0 0 137 2,83 26 n.w. 108 0,15 0,99 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 4037 4037 4037 4037 4037 4037 4037 17 2,52 -0,42 nw 44 0 0 160 2,95 19 nw 67 0,08 0,78 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 726 b.d. b.d. b.d. 726 726 726 86 b.d. b.d. b.d. 62 0 0 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 968 b.d. b.d. b.d. 968 968 968 56 b.d. b.d. b.d. 60 0 0 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 298 b.d. b.d. 298 298 298 298 56 b.d. b.d. 53 63 0 0 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 982 b.d. b.d. 982 982 982 982 36 b.d. b.d. 5 48 0 0 Dfr 134 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 810 b.d. b.d. 810 810 810 810 4 b.d. b.d. 10 45 0 0 79 b.d. b.d. 81 70 0,18 0,63 GR RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 192 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 192 12 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0 127 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 1 27 b.d. b.d. 30 50 0,01 0,11 11 b.d. b.d. 9 2 0,02 0,08 24 b.d. b.d. 32 50 0,003 0,07 25 b.d. b.d. 30 50 0,005 0,09 69 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,32 21 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,20 55 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,16 69 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,30 1283 b.d. b.d. 40 59 0,01 0,17 464 b.d. b.d. 23 10 0,03 0,11 1115 b.d. b.d. 65 60 0,003 0,09 1243 b.d. b.d. 40 58 0 0,14 1970 b.d. b.d. 44 61 0,02 0,35 423 b.d. b.d. 18 8 0,03 0,13 2017 b.d. b.d. 45 54 0,003 0,34 2008 b.d. b.d. 46 61 0 0,35 S Dy-1 Ct3 GR* RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 1602 b.d. b.d. 1602 1602 1602 1602 418 b.d. b.d. 0,2 21 0 0 2775 b.d. b.d. 73 120 0,30 0,65 GR* RHOB NPHI Rt DT PHI VIL 1864 b.d. b.d. 1864 1864 1864 1864 596 b.d. b.d. 4 26 0 0,02 3509 b.d. b.d. 67 93 0,21 1 Ct1 Omówione parametry petrofizyczne wydzieleń stratygraficznych przewierconych analizowanymi otworami dostarczyły informacji na temat potencjału zbiornikowego skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. Za perspektywiczne uznano utwory karbonu, dewonu – famenu i franu oraz syluru. 4.2.2. Połączenie wyników profilowań geofizyki otworowej i badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych Wzajemne relacje między wynikami profilowań geofizyki otworowej pozwalają na szczegółową analizę skał. Umożliwiają wyznaczenie stref nasycenia węglowodorami lub rozpoznanie obecności minerałów skałotwórczych, budujących szkielet skalny (Dudek & Stadtmuller, 2010). Połączenie wyników profilowań geofizyki otworowej i wyników badań 135 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej laboratoryjnych stanowiło bazę do pełnego odzwierciedlenia własności fizycznych analizowanych skał. W profilach otworów wyznaczono interwały, gdzie skały mogły być opisane przy pomocy modeli określonych na podstawie badań laboratoryjnych. Takie podejście pozwoliło na ograniczenie poboru rdzenia jedynie do interwałów o odmiennych parametrach fizycznych. Obecnie, podobne podejście jest realizowane przez firmy poszukiwawcze, np. Schlumberger, jako tzw. analiza HRA (ang. Heterogenity Rock Analysis), bazujące na kryteriach wyznaczonych na podstawie wyników profilowań geofizyki otworowej. Wyróżniony model 3. charakteryzował się najlepszymi własnościami zbiornikowymi. Zastosowanie podejścia modelowego umożliwiło skalowanie wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej. Przenoszenie informacji ze skali mikro (lub nano), która jest reprezentowana przez wyniki badań laboratoryjnych, do skali mezzo (wyniki profilowań geofizyki otworowej), a także i makro (sejsmika) stanowi istotne zagadnienie z punktu widzenia szczegółowej analizy skał zbiornikowych, a także globalnego podejścia w przypadku basenów sedymentacyjnych. W niektórych otworach nie udało się wyróżnić interwałów o parametrach wyznaczonych w modelach skał, gdy pomiary laboratoryjnie znacznie różniły się od wyników profilowań geofizyki otworowej, np. czas interwałowy, zawartość toru i potasu, kalcytu i minerałów ilastych. Rozbieżności w wynikach skutkowały brakiem przyporządkowania interwałów do odpowiednich modeli skał. • Otwór D-2 W kilku interwałach utworów karbonu zidentyfikowano interwały na krzywych RHOB i NPHI, wskazujące na obecność gazu lub wkładek węgli (spadek RHOB [g/cm3] i spadek NPHI [%ls]). Rozejście wykresów porowatości ogólnej, wyznaczonej z obu metod, świadczy o obecności gazu. W utworach wizenu i franu zaobserwowano interwały o obniżającym wpływie filtracji płuczki, przy wysokich opornościach pozornych z sond LLd, LLs, wskazujących na nasycenie przestrzeni porowej medium wysokooporowym. Oporność stref niezmienionej i filtracji była zbliżona, co wskazuje na krótką strefę filtracji oraz występowanie skał niskoporowatych. W otworze D-2 obserwowano interwały o nasyceniu przestrzeni porowej węglowodorami (obserwacje płuczki i próbnik złoża) i skorelowano je z wynikami profilowań geofizyki otworowej. W interwałach nasyconych węglowodorami w karbonie i dewonie 136 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej zauważono spadek GR, spadek oporności strefy przemytej i wzrost oporności strefy niezmienionej. Na figurze 4.2.1 przedstawiono relację gęstości objętościowej i czasu interwałowego w utworach franu. Dla interwałów o wyraźnym rozejściu się krzywych MSFL i LLd (LLs), charakterystycznych dla nasycenia węglowodorami, otrzymano współczynnik determinacji wskazujący na dopasowanie zadowalające, natomiast w interwałach o braku rozejścia się krzywych – dopasowanie niezadowalające. Fig. 4.2.1. Gęstość objętościowa (RHOB) vs. czas interwałowy (DT); kolor niebieski – obszar rozejścia się krzywych MSFL i LLd (LLs), brązowy – brak rozejścia się krzywych MSFL i LLd (LLs); otwór D-2, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Zestawiono czas interwałowy z opornością pozorną strefy niezmienionej utworów turneju, jako trzeci wymiar na wykresie zastosowano kolor, zróżnicowany dla profilowania gamma (fig. 4.2.2). Ze wzrostem oporności obniżał się czas interwałowy, a od wartości oporności pozornej równej 100 omm zauważalne było wyraźne zmniejszenie tempa spadku DT. Zaobserwowano dwie gałęzie wykresu, odpowiadające zróżnicowanym czasom interwałowym DT. Wykres krzyżowy pozwolił na wyodrębnienie utworów o odmiennej litologii, tj. węgli, iłowców, mułowców (wyższe GR) od utworów bardziej twardych i zbitych (niższe GR), które odpowiadają wyróżnionym gałęziom. Skorelowano wynik spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym (GRS) z porowatością neutronową (NPHI) utworów famenu i franu (fig. 4.2.3). Zaobserwowano wzrost GRS ze wzrostem NPHI, a współczynnik determinacji był na poziomie dobrego dopasowania. • Otwór B-2 Krzywe LLd i LLs nie rozchodziły się, wskazując na warstwy nieprzepuszczalne. W spągowym interwale wizenu wystąpił przepływ gazu w utworach piaszczysto-ilastych (na 137 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej podstawie dokumentacji otworu), niemniej żadne z profilowań geofizyki otworowej nie wskazało na możliwość występowania węglowodorów. Fig. 4.2.2. Czas interwałowy (DT) vs. oporność pozorna strefy niezmienionej (LLd); kolor punktów – całkowita intensywność naturalnej promieniotwórczości na podstawie spektrometrycznego profilowania gamma (GG); otwór D-2, karbon, turnej; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.3. Spektrometryczne profilowanie gamma z odjętym oknem uranowym (GRS) vs. porowatość neutronowa (NPHI); kolor ciemnobrązowy – dewon, famen, jasnobrązowy – dewon, fran; otwór D-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Na podstawie wykresu krzyżowego (fig. 4.2.4) stwierdzono, że utwory syluru (kolor czerwony) składają się z minerałów ilastych grupy illitu, natomiast karbonu (wizenu) z chlorytu, montmorillonitu i kaolinitu. Wynik ten znalazł także potwierdzenie w analizie rentgenograficznej. 138 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.4. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) z wyników profilowań geofizyki otworowej; dwa czarne punkty oznaczają wyniki badań laboratoryjnych; otwór B-2, karbon i sylur; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Wykres krzyżowy GRS vs. LLd w utworach wizenu ujawnił wzajemną zależność parametrów (fig. 4.2.5), a współczynnik determinacji okazał się zadowalający. Na wykresie wyróżniły się punkty należące od syluru (kolor żółty), o podwyższonej oporności pozornej, co może wskazywać na nasycenie węglowodorami. Fig. 4.2.5. Spektrometryczne profilowanie gamma z odjętym oknem uranowym (GRS) vs. oporność pozorna strefy niezmienionej (LLd); kolor zielony – karbon, wizen, żółty – sylur; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Zależność porowatości ogólnej w funkcji czasu interwałowego oraz zailenia pokazała grupowanie utworów o podobnym zaileniu (fig. 4.2.6). Najwyższym wartościom porowatości i najniższym czasom interwałowym odpowiadały utwory o najniższym zaileniu. Utwory syluru zostały zaznaczone na wykresie kolorem czarnym (w miejscu najniższych porowatości i czasów interwałowych). Na figurze 4.2.6 przedstawiono również histogramy parametrów. Wysokie wartości na histogramie DT wystąpiły dla czasu interwałowego ok. 68 μs/ft, dla 139 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej utworów wizenu i 64 μs/ft, dla utworów syluru. Histogram porowatości pokazał, że najwięcej jest niskich wartości, rzędu 0,01. Fig. 4.2.6. Porowatość całkowita (PHI) vs. czas interwałowy (DT); kolor punktów – zailenie (VIL1); kolor czarny punktów – sylur, powyżej wykresu – histogramy rozkładu parametrów; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Przeanalizowano występowanie interwałów o parametrach odpowiadających wyróżnionym, na podstawie wyników badań laboratoryjnych, modelom skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W programie Techlog wprowadzono do profilowań geofizyki otworowej zakresy zmian parametrów, wyznaczone na podstawie charakterystyk modeli uzyskanych z badań laboratoryjnych, tj. gęstości objętościowej, porowatości całkowitej, zailenia, czy zawartość pierwiastków promieniotwórczych. W przypadku otworu B-2 wprowadzono zakresy dla porowatości całkowitej, zailenia oraz zawartości pierwiastków promieniotwórczych. Wyszukano i oznaczono interwały spełniające kryteria, umożliwiające przyporządkowanie skał do wyróżnionych modeli. Obliczono zależności korelacyjne między parametrami wyznaczonymi z geofizyki otworowej, wcześniej wybranymi do charakterystyki modeli, w interwałach spełniających kryteria i poza nimi. Wysokie współczynniki korelacji w wybranych interwałach „modelowych” potwierdziły przynależność skał w tych interwałach do modeli. Zależność porowatości całkowitej od wyniku spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym pokazała zadowalające (model 1.) i niezadowalające (model 3.) dopasowanie parametrów (fig. 4.2.7). 140 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.7. Porowatość ogólna (PHI) vs. intensywność naturalnej promieniotwórczości (ze spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym) (GRS) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor różowy, 3 – pomarańczowy; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór M-5 W interwale karbonu w otworze M-5 brakowało podstawowych profilowań geofizyki otworowej, zatem analizą objęto jedynie utwory dewonu – franu i famenu oraz dewonu dolnego. W utworach famenu i franu zauważono znaczną różnicę pomiędzy wynikami spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym a całkowitą naturalną promieniotwórczością, co może wskazywać na obecność substancji organicznej. W tych interwałach zidentyfikowano liczne objawy obecności węglowodorów podczas wiercenia oraz przepływ gazu z próbnika złoża. Interwał franu charakteryzował się obniżeniem oporności pozornej w strefie przemytej, świadcząc o obniżającym wpływie filtracji płuczki, przy wysokich wartościach oporności ze strefy niezmienionej. Podobne interwały wyróżniono w utworach franu (piaskowce, mułowce i wapienie zailone). Zaobserwowano w nich także obniżenie indeksu absorpcji fotoelektrycznej i znaczną separację krzywych czasu interwałowego i oporności pozornej, wskazujące na występowanie substancji organicznej. Zależność zawartości potasu od toru dla utworów famenu, franu i dewonu dolnego wyraźnie wskazała na rozbieżność wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej (fig. 4.2.8). Utwory famenu są zbudowane głównie z illitu i mik, natomiast franu z mik, glaukonitu i ortoklazu. Zestawienie naturalnej promieniotwórczości z porowatością neutronową pozwoliło na zidentyfikowanie trzech wyróżniających się grup danych w utworach famenu (fig. 4.2.9). Współczynniki korelacji dla wyróżnionych grup kształtowały się następująco: 0,48 dla grupy mułowców (kolor żółty), 0,77 dla grupy skał o podwyższonym zaileniu (kolor niebieski) i 0,81 dla grupy utworów węglanowych (kolor zielony). 141 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.8. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) na podstawie wyników profilowań geofizyki otworowej; wynik badań laboratoryjnych (próbka 138) zaznaczono kolorem czarnym; kolory oznaczają wiek skał; otwór M-5; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.9. Całkowita intensywność naturalnej promieniotwórczości ze spektrometrycznego profilowania gamma (GG) vs. porowatość neutronowa (NPHI); kolory oznaczają trzy wyróżniające się grupy, zróżnicowane pod względem litologii; otwór M-5, dewon, famen; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór M-6k Rozejście krzywych GRS i GG w utworach karbonu i dolnej części famenu wskazuje na obecność substancji organicznej. Jedynie w górnej części franu zauważalna była znaczna różnica pomiędzy zawartością potasu i toru, a także brak wyraźnego rozejścia krzywych MSFL, LLd i LLs, wskazujący na występowanie skał nieprzepuszczalnych. Nie zaobserwowano charakterystycznych anomalii na krzywych RHOB i NPHI, świadczących o możliwym nasyceniu gazem utworów famenu. Zależność zawartości potasu od toru (fig. 4.2.10) pozwoliła zidentyfikować dominujące grupy minerałów ilastych w utworach karbonu i dewonu. Karbon budują głównie illity i miki, famen – illity, miki i glaukonit, natomiast fran – miki, glaukonit i skaleń potasowy. Wynik badań laboratoryjnych dla próbki 131 jest różny w porównaniu z wynikami profilowań geofizyki otworowej. 142 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Zależność oporności pozornej od czasu interwałowego utworów famenu wykazała dopasowanie zadowalające, natomiast dla wyróżnionych utworów famenu, w których zaobserwowano występowanie gazu (na podstawie próbnika złoża) – dopasowanie dobre (fig. 4.2.11). Wzrost oporności pozornej korelował ze spadkiem czasu interwałowego. Strefa nasycona gazem (potwierdzona przez przypływ w próbniku) odpowiada wyższym opornościom. Brak wyraźnego podwyższenia na DT może być spowodowany np. wpływem kawerny (korelacja ze zwiększeniem średnicy). Fig. 4.2.10. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; otwór M-6k; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.11. Oporność pozorna (LLd) vs. czas interwałowy (DT); kolor brązowy – utwory franu, pomarańczowy – utwory franu ze stwierdzoną obecnością gazu; otwór M-6k, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór M-9 Otwór M-9 przewiercił strefę uskokową, dlatego też zaobserwowano znaczne naruszenie strefy przyodwiertowej. Rozejście krzywych GRS i GG stwierdzono w karbonie, w dolnej części famenu i we franie. W interwałach utworów piaskowcowych widoczne było rozchodzenie się krzywych elektrometrii. Wpływ wkładek węglowych na wyniki mikroprofilowania oporności był znaczny – krzywa ulegała dużym wahaniom. W interwale 143 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej utworów famenu nie zaobserwowano rozejścia się krzywych oporności, natomiast w utworach franu można było wyróżnić wiele stref o obniżającym wpływie filtracji płuczki. Nie zidentyfikowano stref z gazem na zestawieniu profilowania neutronowego i gęstości. Na podstawie zależności zawartości potasu od toru określono dominujące minerały ilaste w utworach karbonu i dewonu (fig. 4.2.12). W utworach karbonu oraz famenu przeważały minerały z grupy illitu, mik i glaukonitu, we franie przeważały glaukonit i skaleń potasowy. Fig. 4.2.12. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; otwór M-9; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Zestawiono czas interwałowy z gęstością objętościową dla wyników profilowań geofizyki otworowej utworów karbonu i dewonu (fig. 4.2.13). Ciekawym wydaje się fakt występowania stref z gazem w obszarach niższych czasów interwałowych i względnie wyższych gęstości objętościowych. Utwory famenu charakteryzowały się mniejszą zmiennością parametrów, w przeciwieństwie do utworów karbonu. Utwory franu skupiały się w obszarze czasu interwałowego wynoszącego około 50 μs/ft. Na podstawie zależności zailenia od porowatości całkowitej i oporności pozornej (z sondy LLD) zaobserwowano tendencję grupowania się punktów (fig. 4.2.14). Pierwsza grupa odpowiadała danym o bardzo niskiej porowatości (PHI poniżej 0,005), zmiennym zaileniu i niskich wartościach oporności, druga obejmowała dane, dla których relacja zailenia (VCL) vs. PHI przy niskich wartościach oporności była liniowa, a trzecia skupiała dane, gdzie zailenie sięga najwyżej 0,1, natomiast porowatość i oporność była zmienna. Omawiany wykres pozwolił wydzielić strefy nasycone węglowodorami, skupione w trzeciej grupie. 144 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.13. Czas interwałowy (DT) vs. gęstość objętościowa (RHOB) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; zaznaczono wynik dla jednej próbki z badań laboratoryjnych (136); otwór M-9, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.14. Zailenie (VCL) vs. porowatość całkowita (PHI); kolor oznacza oporność pozorną; otwór M-9, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Zależność porowatości neutronowej od oporności pozornej w otworze M-9 w wyróżnionych utworach karbonu i dewonu umożliwiła wybór interwałów, w których dane odpowiadają modelowi 3. skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych (fig. 4.2.15). Wydzielono interwały dla wyróżnienia stref o podobnych własnościach petrofizycznych i zaobserwowano zadowalające dopasowanie parametrów w wyróżnionych strefach. 145 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.15. Porowatość neutronowa (NPHI) vs. oporność pozorna (LLd) dla modelu 3. skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych; otwór M-9, karbon, dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór T-IG5 Nie dysponowano kompletnymi wynikami profilowań geofizyki otworowej w utworach syluru i nie obliczono rzeczywistej oporności warstwy Rt w tym interwale. Do analiz wykorzystano jedynie profilowania dwoma sondami – gradientową (EL09) i potencjałową (EN10), co pozwoliło tylko na oszacowanie rozejścia krzywych czasu interwałowego i oporności pozornej w interwałach o podwyższonej zawartości substancji organicznej. Na krzywych czasu interwałowego z profilowania akustycznego zaobserwowano podwyższone wartości DT, oznaczające przeskok fazy (skorelowane z powiększeniem średnicy), co poskutkowało błędnie obliczoną porowatością. Zatem, zestawienie oporności i czasu interwałowego uznano za mało wiarygodne. Zależność czasu interwałowego do naturalnej promieniotwórczości na tle wyróżnionych modeli skał umożliwiła wyraźne wydzielenie próbek z grupy 1. (kolor brązowy) i 3. (kolor żółty) (fig. 4.2.16). Ze wzrostem naturalnej promieniotwórczości rośnie zailenie i czas interwałowy, co zaobserwowano w utworach zailonych. Fig. 4.2.16. Czas interwałowy (DT) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_C); przypisane modele skał; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony i 3 – żółty; otwór T-IG5, dewon, sylur i prekambr; okno programu Techlog (zmodyfikowane) 146 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Zauważono zadowalające dopasowanie parametrów dla modelu 1. na podstawie wykresu czas interwałowy vs. naturalna promieniotwórczość utworów prekambru, R2adj=0,68 (fig. 4.2.17). Jedynie 5 próbek zostało przydzielonych do grupy 2. (kolor zielony). Próbki z grupy 3. (kolor żółty) wystąpiły w strefie wysokich czasów interwałowych i niskiej naturalnej promieniotwórczości. Fig. 4.2.17. Czas interwałowy (DT) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_C); próbki prekambru przypisane do modeli; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony, 3 – żółty; otwór T-IG5, prekambr; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór M-IG1 W utworach karbonu górnego i dolnym odcinku dewonu dolnego zauważalne było pokrycie krzywych profilowań oporności EN10 (sonda potencjałowa) i EL09 (sonda gradientowa). Na rysunku 4.2.18 przedstawiono zależność oporności właściwej od naturalnej promieniotwórczości dla wyróżniających się skupień punktów. W skupieniu obejmującym utwory karbonu i dewonu dolnego (kolor żółty) występowała wysoka naturalna promieniotwórczość i niska oporność właściwa. Utwory karbonu i famenu (zailone), odznaczające się opornościami właściwymi rzędu 10 omm i naturalną promieniotwórczością do 90 API, utworzyły także grupę jednorodną (kolor zielony). Podobnie, jako grupa (kolor niebieski), wydzieliły się utwory karbonu i famenu o zwiększonej oporności właściwej oraz utwory franu o najwyższych opornościach i najniższej naturalnej promieniotwórczości (kolor brązowy). W tym otworze, jako potencjalnie zbiornikowe uznano utwory franu. Zidentyfikowano także interwały odpowiadające wyróżnionym modelom skał. Na wykresie zależności zailenia od czasu interwałowego widoczne były prawie liniowe zależności dla modeli 1. i 2. oznaczonych kolorami brązowym i zielonym, natomiast model 3. objął utwory o najniższym zaileniu (fig. 4.2.19). 147 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.2.18. Oporność właściwa (RT_Merged) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_Corr); kolor żółty – utwory karbonu i dewonu dolnego, zielony – utwory karbonu i famenu (zailone), niebieski – utwory karbonu i famenu, brązowy – utwory franu; otwór M-IG1; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.19. Zailenie (VSH_GR) vs. czas interwałowy (DT1) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony, 3 – niebieski; otwór M-IG1; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Otwór Dy-1 Zaobserwowano brak rozejścia na krzywych klasycznych profilowań oporności w interwałach skał o wysokim zaileniu, niskoporowatych. Zestawiono naturalną promieniotwórczość z czasem interwałowym (fig. 4.2.20) utworów turneju górnego, dolnego (karbon) i famenu (dewon). Zaobserwowano grupowanie się danych ze względu na litologię. Dla utworów famenu otrzymano bardzo dobre dopasowanie między parametrami, przy czym podział na dwie grupy był spowodowany występowaniem w famenie zarówno zailonych wapieni (o wyższej naturalnej promieniotwórczości i wyższym czasie interwałowym) jak i czystych węglanów (o niższej naturalnej promieniotwórczości i niższym czasie interwałowym). 148 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Utwory turneju dolnego charakteryzowały się mniejszą zmiennością parametrów niż turneju górnego (ten ostatni zawiera liczne wkładki węgla). Fig. 4.2.20. Naturalna promieniotwórczość (GR_Merged) vs. czas interwałowy (DT-Merged); otwór Dy-1, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Zestawienie naturalnej promieniotwórczości i czasu interwałowego (fig. 4.2.21) pozwoliło na pokazanie relacji między wyróżnionymi modelami skał. Zaobserwowano liniową zależność (odwrotną) dla modeli 1. i 2., natomiast nieliniową dla modelu 3. Fig. 4.2.21. Naturalna promieniotwórczość (GR_Merged) vs. czas interwałowy (DT-Merged) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor żółty, 2 – zielony, 3 – różowy; otwór Dy-1, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) • Podsumowanie Analiza jakościowa i ilościowa wyników profilowań geofizyki otworowej (wykresy krzyżowe) dostarczyła informacji na temat składu mineralnego skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego, w szczególności występowania grup minerałów ilastych. Rozejścia na krzywych oporności oraz anomalie na krzywych gęstości i porowatości neutronowej dostarczyły informacji o strefach porowatych i przepuszczalnych, także nasyconych węglowodorami. Dane, pochodzące z interwałów o charakterystycznych parametrach, odpowiadających modelom zbudowanym na podstawie badań laboratoryjnych, zostały 149 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej zgrupowane pomimo różnego wieku. W obrębie modeli ustalono szczegółowe zależności korelacyjne między parametrami. Utwory karbonu i dewonu (szczególnie famenu i franu) mogą stać się przedmiotem przyszłych rozważań w kontekście skał potencjalnie zbiornikowych, typu tight gas. Utwory syluru mogą być brane pod uwagę przy poszukiwaniu złóż gazu z łupków. 4.3. Występowanie interwałów o podwyższonej zawartości materii organicznej, wyznaczonych metodą Passeya Rosnące zainteresowanie jednostek przemysłowych i ośrodków naukowych poszukiwaniem gazu zamkniętego w łupkach i piaskowcach spowodowało, że położono nacisk na rozwój metod interpretacyjnych geofizyki otworowej, stosowanych w bardziej ambitnych celach niż tylko identyfikacja formacji potencjalnie zawierających gaz w łupkach. Zespół Passeya (1990) przedstawił metodę oceny zawartości węgla organicznego, warunkującego obecność gazu w łupkach, na podstawie rozejścia krzywej porowatości i oporności przy uwzględnieniu stopnia dojrzałości termicznej TOC. Metoda jest nieskomplikowana i uwzględnia podstawy fizyczne profilowań geofizyki otworowej Badanie skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego powinno odbywać się metodami stosowanymi przy konwencjonalnych złożach węglowodorów oraz stosowanymi przy rozpoznaniu złóż niekonwencjonalnych (Drop & Kozłowski, 2010; Porębski et al., 2013). Do jakościowej oceny zasobności w substancję organiczną TOC skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego zastosowano metodę Passeya. Z powodu niskiej jakości danych nie zastosowano ilościowej interpretacji TOC. Wybór otworów do interpretacji był zdeterminowany występowaniem profilowania akustycznego, które odzwierciedlało zmiany porowatości, oraz oporności (Passey et al., 2010). Węgiel organiczny TOC charakteryzuje się specyficznymi własnościami fizycznymi, które są identyfikowane przez profilowania geofizyki otworowej (Zorski et al., 2013a; 2013b). Wysoka wartość oporności i czasu interwałowego, czy niska gęstość, są jednymi z wyróżniających własności substancji organicznej. W każdym z otworów zestawiono czas interwałowy (DT) z opornością właściwą (obliczoną z klasycznych profilowań oporności sondami potencjałowymi i gradientowymi) lub oporność pozorną (sterowane profilowanie oporności, sondą LLd). W skałach nasyconych wodą złożową i ubogich w substancję organiczną krzywe DT i LLd nakładają się na siebie, 150 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej przy odpowiednio zestawionych skalach (50 µs/ft czasu interwałowego odpowiada jednemu cyklowi skali logarytmicznej oporności). Zaobserwowano rozejście się krzywych w interwałach występowania dojrzałej materii organicznej (podwyższenie czasu interwałowego i oporności) (fig. 4.3.1). W tabeli 4.3.1 zestawiono interwały o rozejściu się krzywych odpowiednim dla dojrzałej materii organicznej. Wyeliminowano interwały karbonu, odpowiadające wkładkom węgli (fig. 4.3.1, strefa H, I). W utworach franu na wzrost oporności miało wpływ występowanie poziomów anhydrytów, dlatego też nie można było określić dokładnej wielkości rozejścia się krzywych DT i LLd. Utwory famenu i franu charakteryzowały się niską porowatością, co jest związane z występowaniem zbitych, twardych węglanów, zatem często odchylenie krzywej DT nie było wyraźne z powodu niskiej porowatości tych utworów (fig. 4.3.1, strefa K). Przykładowe zestawienie wyników profilowań geofizyki otworowej przedstawiono na figurze 4.3.2. Ścieżka 5. prezentuje zestawienie krzywych DT i LLd według metody Passeya. Dokumentacja otworów PGNiG SA zawierała informacje o interwałach nasyconych gazem (próbnik złoża, obserwacja płuczki, zwiercin). Występowanie stref nasyconych gazem zostało także identyfikowane w wyniku przeprowadzenia analizy metodą Passeya. Zastosowana metoda Passeya dostarczyła informacji na temat miąższości interwałów o podwyższonej zawartości substancji organicznej oraz procentowego udziału takich interwałów w profilach analizowanych odwiertów. Obliczono udział procentowy interwałów perspektywicznych w porównaniu do miąższości utworów danego wieku w celu wyznaczenia stref potencjalnie zbiornikowych (tab. 4.3.1). Obecnie na utworach karbonu skoncentrowana jest uwaga firm naftowych z punktu widzenia poszukiwania konwencjonalnych i niekonwencjonalnych złóż węglowodorów (Czekański et al., 2012). Na podstawie jakościowej analizy krzywych DT i LLd stwierdzono, że udział procentowy w badanych skałach karbonu wahał się w przedziale od 0,4-18%. W otworze B-2 (synklinorium warszawskie) i Dy-2 (antyklinorium pomorskie) udział stref o podwyższonej zawartości węgla organicznego był najwyższy. W famenie zaobserwowano 13-40% udział stref o podwyższonej zawartości materii organicznej w stosunku do miąższości całego kompleksu o ustalonym wieku. Natomiast utwory franu odznaczały się jednym z najwyższych udziałów: 45-100%. W synklinorium lubelskim (otwory M-5, M-9) utwory franu charakteryzowały się najwyższym udziałem interwałów perspektywicznych. Formacje dewonu środkowego wykazały udział interwałów o podwyższonej zawartości substancji organicznej 13-52%, przy 151 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej czym dewonu dolnego – 4-51%. Utwory syluru charakteryzowały się, obok utworów franu, najwyższym udziałem procentowym o podwyższonej zawartości węgla organicznego, wahającym się w przedziale 70-100%. W ordowiku zidentyfikowano 60-80% stref perspektywicznych, natomiast w prekambrze – 27%. Fig. 4.3.1. Interpretacja rozejścia się krzywych czasu interwałowego i oporności dla różnych typów skał (Passey et al., 1990, zmodyfikowane) W wyniku zastosowania metody Passeya potwierdzono perspektywiczność utworów syluru oraz stwierdzono, że utwory dewonu górnego, szczególnie franu, mogą być rozpatrywane jako skały potencjalnie zbiornikowe. Tabela 4.3.1. Interwały o podwyższonej zawartości substancji organicznej Otwór D-2 B-2 Stratygrafia Miąższość [m] Karbon, turnej (Ct) 637 Dewon, famen (Dfa) 331 Dewon, fran (Dfr) 235 Karbon, wizen (Cw) 335 Sylur (S) 43 Interwały [m] 3644-3657; 3678-3688** 3928-3951*; 3956-4033*; 40764111 4175-4197**; 4250-4323**; 4335-4347* 4512-4515; 4516-4520; 45274530; 4569-4572; 4592-4594; 4597-4604; 4605-4625; 46544660; 4662-4668; 4774-4784; 4787-4827* Suma interwałów [m] 23 135 107 Udział % 4 40 45 62 18 40 93 152 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Dewon, famen (Dfa) 1878 Dewon, fran (Dfr) 364,5 Dewon, famen (Dfa) 2271 Karbon (C) 999 1685,5+52 (uskok) 40+364 (uskok) M-5 M-6k Dewon, famen (Dfa) M-9 T-IG5 M-IG1 Dy-1 Dewon, fran (Dfr) 1893-1900*; 2024-2054*; 21112193*; 2247-2295*; 23772429**; 2837-2897** 3707-4071,5*, w tym 39584027** 1955-2283*; 2392-2401*; 24802496*; 2690-2723*; 27682782*; 3026-3046**; 35343669; 3779-3932** 1658-1662; 2287-2446*; 2527-2583*; 27542769; 279 14 364,5 100 708 31 4 0,4 230 13 3652-3692*; 3744-4108* 404 100 Dewon środkowy (D2) Dewon, żywet (Dgt) Dewon, eifel (De) 17 4112-4121 9 52 90 59,5 12 11 13 18 Dewon dolny (D1) 807 413 51 Sylur, przydol (Sp) 181,5 128,5 70 Sylur, ludlow (Sld) 242 222 91 Sylur, wenlok (Sw) Ordowik, karadok (Oc) Ordowik, tremadok (Ot) Prekambr, ediakar (Pted) 74,5 1564-1576; 1623-1633 1665-1674; 2048-2298; 23082462 2466,5-2545; 2598-2648 2648-2754; 2760-2845; 28512882; 2890-2964,5 74,5 100 49,5 2980-3010 30 60 42,5 3044-3070 34 80 217 27 138 8 46 4 75 18 87 18 778 Karbon (C) 1658.5 Dewon dolny (D1) Karbon, turnej górny (Ct3) Karbon, turnej dolny (Ct1) 1046.5 400,5 466 3208-3307; 3588-3658; 36683676; 3687-3713; 3765-3779 3094-3119; 3208-3218; 32383341; 3960-3998; 4057-4065 3284-3311; 3352-3373; 33983425 3633-3681; 3846-3885 „*” – interwały o braku wyraźnego zróżnicowania czasu interwałowego, wskazujące na skały twarde, zbite, niskoporowate, potencjalnie zawierające substancję organiczną, węglowodory lub oba „**”– interwały, w których wystąpił przypływ gazu lub mieszaniny gazu i solanki (próbnik złoża, objawy podczas wiercenia) 153 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej Fig. 4.3.2. Analiza interwałów o podwyższonej zawartości substancji organicznej metodą Passeya, otwór przykładowy M-6k; okno programu Techlog. Oznaczenia: GRS[API] – intensywność naturalnej promieniotwórczości ze spektrometrycznego profilowania gamma z 154 4. Interpretacja wyników profilowań geofizyki otworowej odjętym oknem uranowym, CALI [mm] – średnica otworu, BS [mm] – średnica nominalna otworu, POTA [%], THOR [ppm], URAN [ppm] – zawartość potasu, toru i uranu, MSFL [omm] – oporność pozorna z mikrosferycznego profilowania oporności, LLs [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem krótkiego zasięgu, LLd [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem dalekiego zasięgu, RHOB [g/cm3] – gęstość objętościowa, DRHO [g/cm3] – poprawka do gęstości objętościowej, NPHI [%] – porowatość neutronowa, DT [µs/ft] – czas interwałowy, PHI [ułamek] – porowatość całkowita, VANH, VDOL, VIL, VLIM, VMUL, VSAN, VSGLB, VSWYL, VWEG [ułamek] – zawartość odpowiednio anhydrytu, dolomitu, minerałów ilastych, kalcytu, mułowców, kwarcu, skał głębinowych, skał wylewnych 155 5. Podsumowanie i wnioski 5. Podsumowanie i wnioski Parametry zbiornikowe i sprężyste skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego zostały szczegółowo opisane i przeanalizowane pod kątem utworzenia wzorcowej metodyki analizy skał o niskiej porowatości i przepuszczalności. Wielowymiarowa ocena własności pozwoliła utworzyć modele skał zalegających na głębokościach większych niż 3000 m. Oszacowano potencjał zbiornikowy skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego, które mogą gromadzić i oddawać węglowodory, wody pitne i geotermalne, a także CO2. Niektóre zależności mogą być także wykorzystane przy analizach suchych, gorących skał (HDR, ang. Hot Dry Rocks). Przeprowadzone analizy dostarczyły danych o własnościach skał, które w przyszłości będą mogły być także wykorzystane jako magazyny dwutlenku węgla. Zatem, uzyskane wyniki mogą mieć szerokie zastosowanie i być użyteczne przy realizacji tematów związanych z wydobyciem węglowodorów, wykorzystaniem wód pitnych i geotermalnych oraz sekwestracją dwutlenku węgla w Polsce. Nowoczesne podejście do integracji różnorodnych wyników badań i szczegółowa charakterystyka przestrzeni porowej, możliwa dzięki nowym technikom badania ciał stałych, pozwoliła rozszerzyć pojęcie skał zbiornikowych poza stosowane do tej pory kryteria. Uzyskane wyniki mogą być przydatne w dalszych badaniach poznawczych. Podjęte prace zaowocowały opracowaniem metodyki analizy skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Każde z wykonanych badań laboratoryjnych dostarczyło unikatowej informacji na temat różnych własności fizycznych. Standardowe badania laboratoryjne były bazą do wyznaczania podstawowych parametrów petrofizycznych, m.in. porowatości i przepuszczalności, własności sprężystych i składu mineralnego. Porozymetria rtęciowa dostarczyła odpowiedzi na temat wielkości porowatości efektywnej. Wielkość ta została następnie porównana z wynikiem badania NMR w postaci sumy Kp2 i Kp3, która w pełni informuje o wielkości przestrzeni porowej, biorącej aktywny udział w przepływie mediów. W przypadku analizowanych skał, wzajemne potwierdzenie wyników, otrzymanych z kilku metod badawczych, okazało się bardzo istotne, gdyż niewielkie zmiany w wartościach badanych parametrów mogły skutkować niekorzystną klasyfikacją, jako skał nieposiadających potencjału zbiornikowego. Analizy mikrotomograficzne okazały się ważne dla badania jakościowego i ilościowego przestrzeni porowej. Dzięki nim można było ocenić porowatość całkowitą skał, złożoność struktury przestrzeni porowej, istotnej m.in. przy ocenie skał do procesu szczelinowania, a także wygenerować trójwymiarowy obraz przestrzeni porowej do przeprowadzenia symulacji przepływu płynów i estymacji przepuszczalności. 156 5. Podsumowanie i wnioski Zawartość węgla organicznego, wyznaczona na podstawie analizy pirolitycznej Rock-Eval ułatwiła klasyfikację skały pod względem potencjału naftowego. Badania wytrzymałościowe i odkształceniowe skał okazały się przydatne do oceny podatności skał na proces szczelinowania. Analiza skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych, ze względu na złożoność struktury przestrzeni porowej, odbywała się przy użyciu standardowych badań laboratoryjnych, porozymetrycznych, magnetycznego rezonansu jądrowego, komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej, analizy pirolitycznej i badań wytrzymałościowo- odkształceniowych. Wyniki profilowań geofizyki otworowej stanowiły integralną część analizy. Każda z użytych metod dostarczyła szczegółowych wyników, istotnych do oceny skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego w różnych aspektach: 1. Pomiary laboratoryjne standardowych parametrów petrofizycznych były niezbędne do wstępnej oceny potencjału zbiornikowego skał. Zgodnie ze standardowym, literaturowym podziałem skał zbiornikowych ze względu na przepuszczalność absolutną analizowane próbki, oprócz 887 i 888, zostały sklasyfikowane jako nieprzepuszczalne. Według kryterium współczynnika porowatości całkowitej 38 próbek zostało zaliczonych do kategorii skał o obniżonej porowatości. Karbońskie piaskowce 887 i 888 zostały sklasyfikowane jako skały o średniej porowatości oraz przepuszczalne. 2. Wyniki badań porozymetrycznych skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych były podstawą zaliczenia ich do zbiornikowych o małej pojemności zgodnie z kryterium oceny ekonomicznej. Obliczone parametry, np. średnica progowa, parametr Swansona, porowatość dynamiczna dla gazu i ropy potwierdziły powyższe stwierdzenie. Wyniki badań porozymetrycznych wykazały charakter szczelinowy przestrzeni porowej tych skał. Wyznaczone średnice progowe osiągnęły wartości wyższe niż graniczne dla możliwości transportu płynów złożowych w przestrzeni porowej. Dominujące średnice porów w zakresach niskich porowatości oraz wysoka powierzchnia właściwa nie pozwoliły, nie mniej nie wykluczyły, sklasyfikowania badanych skał jako potencjalnie zbiornikowych. 3. Interpretacja wyników badań z metodą NMR przyniosła odpowiedź na temat charakterystyki przestrzeni porowej skał osadowych wieku paleozoicznego. Wydzielono trzy grupy skał charakteryzujących się podobnym typem wykształcenia przestrzeni porowej. Zdecydowana większość próbek mieściła się w grupie o przewadze mikroporów i 157 5. Podsumowanie i wnioski mikroszczelin. Uzyskane, na podstawie modeli Coatesa, Schlumberger-Doll Research i Wpływu Wody Związanej, przepuszczalności mieściły się w zakresie od setnych części nanodarcy do kilku tysięcy nanodarcy. Najlepsze wyniki dopasowania logarytmu przepuszczalności i porowatości (całkowitej i efektywnej) uzyskano dla modeli z użyciem indywidualnych czasów odcięcia i dla modeli Coatesa i SDR. Najmniejsze zróżnicowanie współczynnika determinacji dla związku logarytmu przepuszczalności i porowatości otrzymano dla modelu WWZ. 4. Mikrotomografia rentgenowska, jako nowoczesna, bezinwazyjna metoda analizy skał stanowiła unikatowe źródło informacji na temat złożoności przestrzeni porowej. Na podstawie przeprowadzonych szczegółowych analiz jakościowych i ilościowych jest ona rekomendowana jako podstawowe badanie próbek skalnych, gdyż jej rozdzielczość mieści się w przedziale wielkości molekuł gazu i ropy. Mikrotomografia rentgenowska okazała się przydatna do oceny potencjału węglowodorowego skał dzięki dostarczonym wynikom dotyczącym własności filtracyjnych. Skały niskoporowate i niskoprzepuszczalne charakteryzowały się w większości niejednorodną strukturą przestrzeni porowej. Najwyższy parametr niejednorodności uzyskały skały węglanowe. Ocena krętości kanałów porowych pozwoliła wstępnie oszacować zdolności filtracyjne analizowanych skał. Jedynie próbki karbońskie 887 i 888 wykazały zdolność przepływu mediów we wszystkich kierunkach. Reszta analizowanych próbek charakteryzowała się ograniczonymi zdolnościami filtracyjnymi. 5. Na podstawie badań wytrzymałościowych i odkształceniowych skał stwierdzono, że większą odporność na jednoosiowe ściskanie wykazują skały klastyczne niż skały węglanowe. Wynik ten był spowodowany występowaniem mikroszczelin, mikropęknięć i odspojeń w próbkach skał węglanowych, co znacznie obniżyło ich wytrzymałość. 6. Analiza pirolityczna Rock-Eval dostarczyła informacji na temat braku potencjału naftowego analizowanych próbek piaskowcowych. Zawartość TOC wystąpiła poniżej wartości 0,16%. Wiarygodność interpretacji pozostałych parametrów uzyskanych z analizy nie była wysoka. 7. Przedstawione wzajemne zależności między parametrami wniosły dodatkową informację na temat potencjału zbiornikowego skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego. 158 5. Podsumowanie i wnioski Oczekiwano relacji o wyższych współczynnikach determinacji, jednakże na rozproszenie wyników wpływ miało wiele czynników, m.in. niewielka liczba próbek, na których wykonano analizy, ograniczona możliwość doboru materiału, niewystarczająca ilość materiału, kruszenie się próbek. Analizowane parametry, uzyskane z różnych metod, stanowiły podstawę do wyznaczenia kilku przydatnych zależności, m.in. relacji miedzy średnicą porów a czasem relaksacji poprzecznej T2, czy zależności miedzy porowatością dynamiczną dla ropy a średnią długością cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów. Zestawienie współczynników porowatości uzyskanych z różnych metod podkreśliło konieczność stosowania kilku metod badawczych. Relacja logarytmu przepuszczalności i współczynnika porowatości w przypadku analizowanych skał okazała się bardziej wiarygodna dla danych pogrupowanych względem własności hydraulicznych. 8. Skonstruowano modele skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych na podstawie wyników badań laboratoryjnych zostały użyte do klasyfikacji skał. Najlepszymi własnościami zbiornikowymi charakteryzowały się skały klastyczne z grupy 3., natomiast najsłabszymi z grupy 2. Grupę 3. tworzyły piaskowce, głównie karbonu i kambru, natomiast w skład grupy 2. wchodziły próbki piaskowców i mułowców różnego wieku. Grupa 2. była reprezentowana głównie przez piaskowce kambru i karbonu. W przypadku skał węglanowych najlepsze własności zbiornikowe wykazały skały grupy 2. W skład tej grupy wchodziły węglany dewonu. Grupę 1. tworzyły głównie węglany dewonu. Utworzone modele cyfrowe skał osadowych wieku prekambryjskiego i paleozoicznego skupiły w sobie próbki o zbliżonych własnościach fizycznych. Wyodrębnione zostały próbki o lepszych własnościach zbiornikowych z całego materiału badawczego. Wyróżnione grupy stanowiły podstawę do korelacji wyników badań laboratoryjnych i profilowań geofizyki otworowej. Dzięki zastosowaniu podejścia modelowego, przeprowadzono z powodzeniem skalowanie wyników badań laboratoryjnych, odpowiadających skali mikro i nano, i profilowań geofizyki otworowej, która reprezentuje skalę mezzo. 9. Obliczenia przepuszczalności absolutnej karbońskiego piaskowca 888 wykonano z użyciem symulacji komputerowej opartej na regułach mechaniki płynów. Różnica między wartościami przepuszczalności obliczonymi w wyniku symulacji i otrzymanymi z badań przepuszczalnościomierzem wynosi około 20%. Wartości przepuszczalności, obliczone w wyniku symulacji przepływu wody i azotu, a także różnych spadków ciśnienia i liczby komórek kontrolnych w modelu geometrycznym są zbliżone. Porównanie uzyskanych 159 5. Podsumowanie i wnioski wyników przepuszczalności wskazuje, że symulacje komputerowe oparte na regułach mechaniki płynów mogą dostarczyć poprawnych wartości, jeżeli wartość liczby Knudsena przyjmuje wartości niższe lub równe niż 0,001. 10. Parametry petrofizyczne wydzieleń stratygraficznych przewierconych analizowanymi otworami dostarczyły informacji na temat potencjału zbiornikowego skał wieku prekambryjskiego i paleozoicznego, czyli utworów karbonu, dewonu – famenu i franu oraz syluru. W wyniku zastosowania metody Passeya za perspektywiczne uznano głównie utwory dewonu, franu oraz syluru. Utwory karbonu i dewonu, famenu można rozpatrywać także w kategoriach skał perspektywicznych. 160 Literatura Literatura 1. Amaefule J., Altunbay M., Tiab D., Kersey D., Keelan D., 1993. Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identyfy Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells. SPE Journal, SPE 26436, 205-220 2. Amao A.M., 2007. Mathematical model for Darcy-Forchheimer flow with applications to well performance analysis. Texas Tech University, Misato 3. Andersson B., Andersson R., Hakansson L., Mortensen M., Sudiyo R., Wachem B., 2012. Computational Fluid Dynamics for Engineers. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom 4. Andrä H., Combaret N., Dvorkin J., Glatt E., Han J., Krzikalla F., Lee M., Madonna C., Marsh M., Mukerji T., Ricker S., Saenger E.H., Sain R., Saxena N., Wiegmann A. and Zhan X., 2013. Digital rock physics benchmarks - Part II: Computing effective properties. Computers & Geosciences, 50, 33–43 5. Archie G.E., 1942. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics. Petroleum Transactions of AIME, 146, 54–62 6. Arns Ch. H., Knackstedt M. A., Val Pinczewski W., Martys N. S., 2004. Virtual permeametry on microtomographic images. Journal of Petroleum Science and Engineering, 45, 41-46 7. Arns C. H., Bauget F., Limaye A., Sakellariou A., Senden T. J., Sheppard A. P., Sok R. M., Pinczewski W. V., Bakke S., Berge L. I., Oren P. E., Knackstedt M. A., 2005. Pore scale characterization of carbonates using micro x-ray ct. SPE Journal, SPE 90368, 475-484 8. Atkins P. W., 2001. Chemia fizyczna. PWN, Warszawa 9. Bachleda-Curuś T., Semyrka R., 1997. Zastosowanie analizy porozymetrycznej dla oceny przestrzeni porowej skał w profilach utworów karbonu dolnego i kambru środkowego północno-zachodniej Polski. Geologia, 23/2, 165-188 10. Bakun-Czubarow N., 1984. Petrology and elements of geochemistry. Constitution of the Earth‘s Interior, vol. 1 (Leliwa-Kopystyński J. and Teisseyre R., eds.). Physics and evolution of the Earth‘s Interior (Teisseyre R. ed.), Elsevier, Amsterdam-Oxford-New York, Polish Scientific Publishers, Warszawa 11. Basan P. B., Lowden B. D., Strobel J., 2003. Maximising the value of NMR core data for geologists and petrophysicist. AAPG Search and Discovery Article, 90017, 1-5 12. Behar F., Beaumont V., De B. Penteado H.L., 2001. Rock-Eval 6 Technology: Performances and Developments. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 56/2, 111-134 13. Bielecki J., Bożek S., Lekki J., Stachura Z. i Kwiatek W. M., 2009. Applications of the Cracow X-ray microprobe in tomography, Acta Physica Polonica A, 115, 2, 537–541 14. Bielecki J., Bożek S., Dutkiewicz E., Hajduk R., Jarzyna J., Lekki J., Pieprzyca T., Stachura Z., Szklarz Z., Kwiatek W. M., 2012. Preliminary investigations of elemental content, microporosity and specific surface area of porous rocks using PIXE and X-ray microtomography techniques. Acta Physica Polonica, 121/2, 474-479 161 Literatura 15. Bielecki J., Jarzyna J., Bożek S., Lekki J., Stachura Z. i Kwiatek W. M., 2013. Computed microtomography and numerical study of porous rock samples. Radiation Physics and Chemistry, 93, 59–66 16. Bieleń W., Matyasik I., 2013. Shale oil – nowy aspekt poszukiwania niekonwencjonalnych złóż węglowodorów w formacjach łupkowych. Nafta-Gaz, 12, 879-886 17. Bloch F., 1946. Nuclear induction. Physical Review, 70, 460-474 18. Botor D., Kotarba M., Kosakowski P., 2002. Petroleum generation in the Carboniferous strata of the Lublin Trough (Poland): an integrated geochemical and numerical modelling approach. Organic Geochemistry, 33, 461-476 19. Brace W.F., 1966. Dilatancy in the fracture of crystalline rock. Journal of Geophysical Research, 71/16, 3939–3953 20. Burzewski W., Semyrka R., Słupczyński K., 2001. Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Polish Journal of Mineral Resources, 3/2001, 185-190 21. Civan F., 2011. Porous media transport phenomena. John Wiley & Sons Inc., New Jersey 22. Clerke A.E., Mueller III H.W., Philips E.C., Eyvazzadeh R.Y., Jones D.H., Ramamoorthy R., Srivastava A., 2008. Application of Thomeer Hyperbolas to decode the pore systems, facies and reservoir properties of the Upper Jurassic Arab D Limestone, Gghawar field, Saudi Arabia: A „Rosetta Stone” approach. Gulf PetroLink, Bahrain, GeoArabia, 13, 4, 113-160 23. Coates G. R., Denoo S., 1981. The producibility answer product. Schlumberger Technical Review, 29, 2, 55-63 24. Coates G. R., Xiao L. i Prammer M. G., 1999. NMR Logging Principles & Applications. Halliburton Energy Services, Houston 25. Couture L.,Zitoun R., 2000. Statistical Thermodynamics and Properties of Matter. Gordon and Breach Science Publishers, Amsterdam 26. Czekański E., PGNiG SA, Oddział w Zielonej Górze, 2012. Karbon – perspektywy nowych odkryć złóż węglowodorów. Prace naukowe INiG, 182, 481-486 27. Czopek B., Nowak J., 2011. Interpretacja ilościowa profilowań geofizyki otworowej w przypadku niskiej jakości profilowań i ograniczonego zakresu metodycznego pomiarów. Geologia, 37/4, 517-535 28. Darłak B., 1997. Badania przestrzeni porowej w skałach dolomitu głównego. Nafta-Gaz, 2, 45-49 29. Djebbar T., Donaldson E. C., 2012. Petrophysics. Theory and Practise of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Third Edition. Gulf Proffesional Publishing, Waltham, USA 30. Dohnalik M., 2013. Zwiększanie możliwości wyznaczania parametrów zbiornikowych skał z wykorzystaniem rentgenowskiej mikrotomografii komputerowej. Praca doktorska, WGGiOŚ, Biblioteka Główna AGH, Kraków 31. Dohanlik M., Zalewska J., 2013. Korelacja wyników badań laboratoryjnych uzyskanych metodą rentgenowskiej mikrotomografii, jądrowego rezonansu magnetycznego i porozymetrii rtęciowej. NaftaGaz, 10, 735-743 32. Drop K., Kozłowski M., 2010. Rola geofizyki wiertniczej w określeniu zasobów gazu ziemnego w łupkach. Przegląd Geologiczny, 58/3, 263-265 162 Literatura 33. Dvorkin J., Armbruster M., Baldwin Ch., Fang Q., Derzhi N., Gomez C., Nur B., Nur A., Mu Y., 2008. The future of rock physics: computational methods vs. lab testing. First Break, 26, 63-68 34. Dudek L., Stadtmuller M., 2010. Wykorzystanie modelowania 3D w programie PetroCharge do określenia zasobów ilościowych ropy naftowej i gazu ziemnego, z uwzględnieniem profilowań geofizyki wiertniczej. Nafta-Gaz, 66, 973-986 35. Espitalie J., Deroo G., Marquis F., 1985a. La pyrolyse Rock Eval et ses applications. Rev. IFP, 40, 563579 36. Espitalie J., Deroo G., Marquis F., 1985b. La pyrolyse Rock Eval et ses applications. Rev. IFP, 41, 755784 37. Feldkamp L., Davis L., Kress J., 1984. Practical cone-beam algorithm. Journal of Optical Society of America, 1, 612-619 38. Flisiak D., 2008. Laboratoryjne badania właściwości geomechanicznych soli kamiennej z wybranych złóż cechsztyńskich. Gospodarka Surowcami Mineralnymi, Przegląd solny, 24 (3/2), 121-140 39. Fredrich J. T., DiGiovanni A. A., Noble D. R., 2006. Predicting macroscopic transport properties using microscopic image data. Journal of Geophysical Research, 111, B03201, 1-14 40. Gennaro de V., 2011. Tight shale mechanical properties and completion quality. W: McLennan (eds.), Monografia I Konferencji ShaleScience: Ewolucja wyobrażeń o zwięzłych skałach łupkowych, 28-29 marzec, Warszawa 41. Golonka J., Matyasik I., Krobicki M., 2009. Potencjał węglowodorowy środkowojurajskich czarnych łupków sferosyderytowych (formacja łupków ze Skrzypnego) Pienińskiego Pasa Skałkowego w Polsce. Geologia, 35 (3/1), 43-55 42. Hartigan, J. A. & Wong, M. A., 1978. Algorithm 136. A k-means clustering algorithm. Applied Statistics, 28, 100 43. Hunt J.M., 1996. Petroleum Geochemistry and Geology. 2nd edition, W.H. Freeman and Company, New York 44. Jaroszewski W., Marks L., Radomski A., 1985. Słownik geologii dynamicznej. Wydawnictwo Geologiczne, Warszawa 45. Jarmołowicz-Szulc K., Jankowski L., 2011. Analiza geochemiczna i korelacje genetyczne bituminów i skał typu czarnych łupków w jednostkach tektonicznych Karpat Zewnętrznych w południowowschodniej Polsce i na obszarze przyległym. Biuletyn PIG, 444, 73-98 46. Jarzyna J., Bała M., Zorski T., 1997. Metody geofizyki otworowej. Pomiary i interpretacja. Wydawnictwa AGH, Kraków 47. Jarzyna J., Bała M., Cichy A., Karczewski J., Marzencki M., Zorski T., Gądek W., Stadtmuller K., Twaróg W., Gąsior I., 2002. Przetwarzanie i interpretacja profilowań geofizyki wiertniczej – system GeoWin. Wydawnictwo Arbor, Kraków 48. Jarzyna J., Bała M., 2005. Zależność między parametrami petrofizycznymi klastycznych skał karbońskich w basenie lubelskim na przykładzie obszaru Stężycy. Geologia, 31/3-4, 337-355 49. Jarzyna J., Puskarczyk E., Semyrka R., Wójcik A., 2007. Pomiary MRJ oraz badania porozymetryczne na wybranych próbkach skał w Karpatach zachodnich. Geologia, 33, 4/1, 211-236 163 Literatura 50. Jarzyna J., Puskarczyk E., 2009. Wyznaczanie przepuszczalności skał na podstawie pomiarów porozymetrycznych i magnetycznego rezonansu jądrowego. Geologia, 35, 2/1, 599-606 51. Jarzyna J., Puskarczyk E., Bała M., Papiernik B., 2009. Variability of the Rotliegend sandstones in the Polish part of the southern Permian basin – permeability and porosity relationships. Annales Societatis Geologorum Poloniae, 79, 13-26 52. Jarzyna J., Krakowska P., Puskarczyk E., 2012. Tight Precambrian and Paleozoic reservoirs in the light of petrophysical analysis. Baza publikacji EAGE EartDoc, 74th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, 4-7 czerwiec, Kopenhaga, Dania, D043, 1-5 53. Jarzyna J., Wawrzyniak-Guz K., Puskarczyk E., Krakowska P., Bała M., Niepsuj M., Marzec P., Pietsch K., Gruszczyk M., 2013a. Rozkład przestrzenny parametrów petrofizycznych formacji na podstawie wyników badań laboratoryjnych, profilowań geofizyki otworowej i sejsmiki. Drukarnia GOLDDRUK, Nowy Sącz, 1-128 54. Jarzyna J., Bała M., Krakowska P., 2013b. Multi-method approach to velocity determination from acoustic well logging. Annales Societatis Geologorum Poloniae, 83/2, 13-147 55. Jarzyna J., Krakowska P., Puskarczyk E., Semyrka R., 2014. Comprehensive interpretation of mercury injection porosimetry (MIP) and nuclear magnetic resonance (NMR) results to improve determination of rock reservoir properties. Applied Geophysics, praca w recenzji 56. Jaworowski K., Mikołajewski Z., 2007. Oil-and gas-bearing sediments of the Main Dolomite (Ca2) in the Międzychód region: a depositional model and the problem of the boundary between the second and third depositional sequences in the Polish Zechstein Basin. Przegląd Geologiczny, 55, 12/1, 1017-1024 57. Kaczmarczyk J., Dohnalik M., Zalewska J., 2011. Evaluation of carbonate rock permeability, with the use of X-ray computed microtomography. Nafta-Gaz, 4, 233-239 58. Kayser A., Knackstedt M., Ziauddin M., 2006. A closer look at pore geometry. Oilfield Review, 18/1, 413 59. Kenyon W. E., 1992. Nuclear magnetic resonance as a petrophysical measurement. Nuclear Geophysics, 6, 2, 153-171 60. Kenyon W. E., 1997. Petrophysical principles of applications of NMR logging. The Log Analyst, 38, 2, 21–43 61. Kiersnowski H., Buniak A., Kuberska M., Srokowska-Okońska A., 2010. Występowanie gazu ziemnego zamkniętego w piaskowcach czerwonego spągowca Polski. Przegląd Geologiczny, 58/4, 335346 62. Klaja J., Kowalska S., Przylaskowska A., 2008. Korelacja pomiarów magnetycznego rezonansu jądrowego z badaniami porozymetrii rtęciowej utworów czerwonego spągowca. Geologia, 34/2, 195209 63. Kleinberg R. L., Farooqui S. A., Horsfield M. A., 1993. T1/T2 ratio and frequency dependence of NMR relaxation in porous sedimentary rocks. Journal of Colloid and Interface Science, 158, 195-198 64. Kolodzie S. Jr., 1980. Analysis of pore throat size and use of theWaxman-Smits equation to determine OOIP in Spindle Field, Colorado. SPE, 55th Annual Fall Technical Conference, SPE Journal, SPE 9382, 1-10 164 Literatura 65. Kotarba M .J., 2010. Geology, ecology and petroleum of the lower Paleozoic strata in the Polish part of the Baltic region. Geological Quarterly, 54/2, 103-108 66. Kotarba M. J., Lewan M. D., 2013. Sources of natural gases in Middle Cambrian reservoirs in Polish and Lithuanian Baltic Basin as determined by stable isotopes and hydrous pyrolysis of Lower Palaeozoic source rocks. Chemical Geology, 345, 62-76 67. Krakowska P., Madejski P., Jarzyna J., 2013. Fluid flow modelling in tight Carboniferous sandstone. Baza publikacji EAGE EartDoc, 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013, 10-13 czerwiec, Londyn, Wielka Brytania, DOI: 10.3997/2214-4609.20130692, TuP1611, 1-5 68. Krakowska P., Madejski P., 2013. Zastosowanie komputerowej symulacji przepływów do wyznaczania parametrów zbiornikowych skał. Logistyka – nauka, 4, 252-269 69. Kuśmierek J., Semyrka R., 2003. Zmienność cech zbiornikowych przestrzeni porowo- szczelinowej piaskowców karpackich i ich klasyfikacja naftowa. Przegląd Geologiczny, 51, 9, 732- 743 70. Kwaśniewski M., 1986. Dylatancja jako zwiastun zniszczenia skały. Część II. Dylatancyjny mechanizm zjawisk poprzedzających zniszczenie. Przegląd Górniczy, 42/6, 184-190 71. Lafargue E., Marquis F., Pillot D., 1998. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production and soil contamination studies. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, 53/4, 421437 72. Madonna C., Saenger E.H., 2011. Digital Rock Physics- Calibration with laboratory measurements. Baza publikacji EAGE EartDoc, 73th annual EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2011, 23-26 maj, Wiedeń, Austria, D007, 1-5 73. Mao Z.-Q., Xiao L., Wang Z., Jin Y., Liu X.-G., Xie B., 2013. Estimation of permeability by integrating nuclear magnetic resonance (NMR) logs with mercury injection capillary pressure (MICP) data in tight gas sands. Applied Magnetic Resonance, 44, 449-468 74. Marcinowski R., 2004a. Słownik jednostek litostratygraficznych Polski. Wersja podstawowa (grudzień 2004). Tom I: jednostki formalne prekambru i paleozoiku. PIG-PIB, Centralna Baza Danych Geologicznych: SJLP, http://geoportal.pgi.gov.pl/cbdg/dane/sjlp 75. Marcinowski R., 2004b. Słownik jednostek litostratygraficznych Polski. Wersja podstawowa (grudzień 2004). Tom II: jednostki nieformalne prekambru i paleozoiku. PIG-PIB, Centralna Baza Danych Geologicznych: SJLP, http://geoportal.pgi.gov.pl/cbdg/dane/sjlp 76. Marschall D., Gardner J. S., Mardon D., Coates G. R., 1995. Method for correlating NMR relaxometry and mercury injection data. Materiały konferencyjne International Symposium of Core Analysis, 9511, 1-12 77. Matyasik I., Jarmołowicz-Szulc K., Jankowski L., 2010. Analiza charakteru materii organicznej w rejonie przygranicznym Karpat Zachodnich i Wschodnich. Prace naukowe INiG, 170, 675-679 78. Matyasik I., Słoczyński T., 2010. Niekonwencjonalne złoża gazu – shale gas. Nafta-Gaz, 3, 167-177 79. Modliński Z., Szymański B., 1997. The Ordovician lithostratigraphy of the Peribaltic Depression (NE Poland). Geological Quarterly, 41, 273-288 80. Modliński Z., Szymański B., Teller L., 2006. Litostratygrafia syluru polskiej części obniżenia perybałtyckiego – część lądowa i morska (N Polska). Przegląd Geologiczny, 54/9, 787-796 165 Literatura 81. Mohammed K., Corbett P., 2003. How many relative permeability measurements do you need? A case study from a North African Reservoir. Petrophysics, 44/4, 262-270 82. Moss A. K., 2007. The ART. NMR Carbonate Rock Catalogue: A Library of NMR Response Characteristics in Carbonate Rocks. Applied Reservoir Technology. The Old Foundry, Hall St., Long Melford, Suffolk, UK (Internet) 83. Narsilio G., Buzzi O., Fityus S., Yun T., Smith D., 2009. Upscaling of Navier- Stokes equations in porous media: Theoretical, numerical and experimental approach. Computers and Geotechnics, 36, 1200-1206 84. Passey Q.R., Creaney S., Kulla J.B., Moretti F.J., Stroud J.D., 1990. A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs. AAPG Bulletin, 74/12, 1777–1794 85. Passey Q.R., Bohacs K.M., Esch W.L., Klimentidis R., Sinha S., 2010. From oil-prone source rock to gas-producing shale reservoir – geologic and petrophysical characterization of unconventional shale-gas reservoirs. International Oil and Gas Conference and Exhibition in China, 8–10 czerwiec, SPE 131350, 1-29 86. Perrodon A., 1980. Geodynamique petroliere. Paris, Elf Aquitane 87. Pinińska J., Dobak P., Dziedzic A., Górka H., Kasprzak A., Łukaszewski P., Rogaliński M., Wiewiór J., 1996. Właściwości wytrzymałościowe i odkształceniowe skał. Część II. Skały magmowe, osadowe i metamorficzne regionu Sudetów. Objaśnienia i interpretacja. Zakład Geomechaniki, Instytut Hydrogeologii i Geologii Inżynierskiej, Wydział Geologii, Uniwersytet Warszawski, Warszawa 88. Pinińska J., Dziedzic A., 2010. Właściwości wytrzymałościowo-odkształceniowe wybranych skał fliszowych w warunkach wysokiego ciśnienia i temperatury. Prace naukowe INiG, 170, 657-661 89. Pittman E., 1992. Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Incjection – Capillary Pressure Curves for Sandstones. AAPG Bulletin, 76/2, 191-198 90. Plewa M., Plewa S., 1992. Petrofizyka. Wydawnictwo Geologiczne, Warszawa 91. Poprawa P., Kiersnowski H., 2008. Perspektywy poszukiwań złóż gazu ziemnego w skałach ilastych (shale gas) oraz gazu ziemnego zamkniętego (tight gas) w Polsce. Biuletyn PIG, 429, 145-152 92. Poprawa P., 2010. Potencjał występowania złóż gazu ziemnego w łupkach dolnego paleozoiku w basenie bałtyckim i lubelsko-podlaskim. Przegląd Geologiczny, 58/3, 226-249 93. Porębski S.J., Prugar W., Zacharski J., 2013. Łupki sylurskie platformy wschodnioeuropejskiej w Polsce – wybrane problemy poszukiwawcze. Przegląd Geologiczny, 61/8, 468-477 94. Pożaryski W., 1963. Jednostki geologiczne Polski. Przegląd Geologiczny, 11, 4-10 95. Prasad M., 2003. Velocity-permeability relations within hydraulic units. Geophysics, 68/1, 108-117 96. Purcell W. R., 1949. Capillary pressures – their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom. Petroleum Transactions, AIME, 2544, 39-48 97. Purcell E.M., Pound R. V., Bloembergen N., 1946. Nuclear magnetic absorption in hydrogen gas. Physical Review, 70, 986-987 98. Puskarczyk E, 2011. Ocena własności zbiornikowych skał przy wykorzystaniu zjawiska magnetycznego rezonansu jądrowego. Praca doktorska, WGGiOŚ, Biblioteka Główna AGH, Kraków 99. Rieder M., 2002. The geological interpretation of well logs. Second edition. Progress Press Co ltd., Malta 166 Literatura 100. Schlumberger, 1989. Log interpretation, principles and applications. Schlumberger Educational Services 101. Schowalter T. T., 1979. Mechanics of secondary hydrocarbon migration and entrapment. AAPG Bulletin, 63, 723-760 102. Semyrka R., Semyrka G., Zych I., 2008. Zmienność parametrów petrofizycznych subfacji dolomitu głównego zachodniej strefy półwyspu Grotowa w świetle badań porozymetrycznych. Geologia, 34/3, 445-468 103. Semyrka R., Jarzyna J., Semyrka G., Kaźmierczuk M., Pikulski L., 2010. Reservoir parameters of lithostratigraphic successions of lower Paleozoic strata in the Polish part of the Baltic region based on laboratory studies and well logs. Geological Quarterly, 54/2, 227-240 104. Stock S. R., 2009. MicroComputed Tomography. Methodology and Application. CRS Press, Teylor and Francis Group, Boca Raton 105. Straley Ch., Rossini D., Vinegar H., Tutunjian P., Morris Ch., 1997. Core analysis by low field NMR. The Log Analyst, 38, 2, 84-94 106. Such P., 1996. Instrukcja wykonywania pomiarów petrofizycznych. Wydawnictwo PGNiG, Kraków 107. Such P., Leśniak G., Słota M., 2010. Ilościowa charakterystyka porowatości i przepuszczalności utworów czerwonego spągowca potencjalnie zawierających gaz ziemny zamknięty. Przegląd Geologiczny, 58, 4, 347-351 108. Swanson B. F., 1977. Visualizing pores and non-wetting phase in porous rock. Journal of Petroleum Technology, SPE 6857, 10-18 109. Swanson B.F., 1981. A simple correlation between permeabilities and mercury capillary pressures. Journal of Petroleum Technology, SPE 8234, 2488-2504 110. Thomeer J. H. M., 1960. Introduction of a pore geometrical factor deined by the capillary pressure curve. Journal Petroleum Technology, Technical note 2057, 73-77 111. Thomeer J. H. M., 1983. Air permeability as a function of three pore-network parameters. Journal of Petroleum Technology, SPE 10922, 809-814 112. Tiab D., Donaldson E., 2012. Petrophysics. Elsevier Inc., Oxford, United Kingdom 113. Ulusay R., Hudson J.A., 2007. The complete ISRM suggested methods for rock characterizations, testing and monitoring: 1974-2006. ISRM & ISRM Turkish National Group, April, Ankara, Turkey 114. Volokitin Y., Looyestijn W. J., Slijkerman F. J., Hofman J. P., 2001. A practical approach to obtain primary drainage capillary pressure curves from NMR core and log data. Petrophysics, 42/4, 334-343 115. Washburn E. W., 1921. Note on a method of determining the distribution of pore sizes in a porous material. Proceedings of the National Academy of Science, 7, 115 116. Wellington S. L., Vinegar H. J., 1987. X-ray computerized tomography. Journal of Petroleum Technology, 39, 885-898 117. Wojtanowski K., 2011. Algorytm i program do komputerowego przetwarzania i interpretacji danych porozymetrycznych. Praca magisterska, Biblioteka AGH, Kraków 118. Xiao L., Mao Z.-Q., Xiao Z.-X., Zhang Ch., 2008. A new method to evaluate reservoir pore structure consecutively using NMR and capillary pressure data. SPWLA 49th Annual Logging Symposium, 2528 maj, Edinburgh, Szkocja, AA, 1-9 167 Literatura 119. Xiao L., Mao Z.-Q., 2009. Comparison study of models for calculating absolute permeability using nuclear magnetic resonance imaging log technology in tight sandstone gas zones. Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition, 14-16 grudzień, Kuwejt, SPE 126408, 1-8 120. Xiao L., Liu X.-P., Zou C.-C., Hu X.-X., Mao Z.-Q., Shi Y.-J., Guo H.-P., Li G.-R., 2014. Comparative Study of Models for Predicting Permeability from Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Logs in Two Chinese Tight Sandstone Reservoirs. Acta Geophysica, 62, 1, 116-141 121. Zalewska J., Poszytek A., Dohnalik M., 2009. Wizualizacja i analiza przestrzeni porowej piaskowców czerwonego spągowca metodą rentgenowskiej mikrotomografii komputerowej (micro-CT). Prace naukowe INiG, 161, 1-83 122. Zalewska J., Dohnalik M., Kaczmarczyk J., Poszytek A., Sikora G., Cebulski D., Masłowski M., Biały E., 2010. Rentgenowska mikrotomografia komputerowa w badaniu skał węglanowych. Prace naukowe INiG, 171, 1-264 123. Zalewska J., Cebulski D., Łykowska G., Kiernicki J., 2011a. Sprawozdanie Nr 24/07/2011. Badanie własności petrofizycznych skał wybranych formacji gazonośnych (gęstość, własności elektryczne, własności zbiornikowe, własności sprężyste, skład mineralny). INiG Kraków, Zakład Geofizyki Wiertniczej, Laboratorium Geofizycznych Parametrów Skał i Płynów Złożowych 124. Zalewska J., Dohnalik M., Łykowska G., Kiernicki J., 2011b. Sprawozdanie Nr 37/11/2011. Badanie własności petrofizycznych skał wybranych formacji gazonośnych. INiG Kraków, Zakład Geofizyki Wiertniczej, Laboratorium Geofizycznych Parametrów Skał i Płynów Złożowych 125. Zalewska J., Cebulski D., Gąsior I., Łykowska G., Kiernicki J., 2012. Sprawozdanie Nr 29/11/2012. Wykonanie obróbki technicznej rdzeni wiertniczych, nasycenia okruchów solanką oraz wykonanie badań laboratoryjnych wraz z interpretacją. INiG Kraków, Zakład Geofizyki Wiertniczej, Laboratorium Geofizycznych Parametrów Skał i Płynów Złożowych 126. Zalewska J., Cebulski D., Dohnalik M., Łykowska G., Klaja J., Kowalska S., Przelaskowska A., Kiernicki J., 2013. Sprawozdanie Nr 21/04/2013. Badania laboratoryjne na 14 rdzeniach wiertniczych wraz z interpretacją wyników. INiG Kraków, Zakład Geofizyki Wiertniczej, Laboratorium Geofizycznych Parametrów Skał i Płynów Złożowych 127. Zhang G. Q., Hirasaki G. J., House W. V., 2001. Effect of internal field gradients on NMR measurements. Petrophysics, 42, 1, 37-47 128. Zorski T., Jarzyna J., Derkowski A., Środoń J., 2013a. Geofizyka otworowa w dobie poszukiwań gazu w łupkach – przegląd metod pomiarowych. Przegląd Geologiczny, 61/7, 424-434 129. Zorski T., Jarzyna J., Derkowski A., Środoń J., 2013b. Geofizyka otworowa w dobie poszukiwań gazu w łupkach – modele interpretacyjne i specyfika zastosowań w zagadnieniach rozpoznawania złóż gazu z łupków. Przegląd Geologiczny, 61/8, 478-488 Strony internetowe 1. Oficjalna strona Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego: www.pgi.gov.pl, aplikacja Otwory wiertnicze Centralnej Bazy Danych Geologicznych: http://geoportal.pgi.gov.pl/portal/page/portal/otwory 168 Literatura Dokumentacje 1. MAVI – Modular Algorithms for volume images, 2010. User guide. Wersja 1.4, Fraunhofer ITWM, Image Processing Department 2. StatSoft, Inc., 2011. STATISTICA (data analysis software system), version 10, www.statsoft.com 3. Techlog, 2011. User Guide. Wersja 2011.2.2, Schlumberger 4. Dokumentacja otworu T-IG5, 1977. Archiwum PIG-PIB 5. Dokumentacja otworu M-IG1, 1976. Archiwum PIG-PIB 6. Dokumentacja otworu Dy-1, 1991. Archiwum PGNiG SA 7. Dokumentacja otworu B-2, 1995. Archiwum PGNiG SA 8. Dokumentacja otworu D-2, 1997. Archiwum PGNiG SA 9. Dokumentacja otworu M-5, 1997. Archiwum PGNiG SA 10. Dokumentacja otworu M-6k, 1996. Archiwum PGNiG SA 11. Dokumentacja otworu M-9, 1999. Archiwum PGNiG SA 12. Materiały niepublikowane PIG-PIB, PGNiG SA 169 Podziękowania Podziękowania W pierwszej kolejności pragnę podziękować mojej promotor: prof. dr hab. inż. Jadwidze Jarzynie za obecność, pomoc, wsparcie i wszelkie wskazówki przy pisaniu pracy, ale także podczas całego trwania mojej przygody z geofizyką. Pani Profesor jest dla mnie wzorem do naśladowania. Dziękuję bardzo Pawłowi Madejskiemu, bez którego niniejsza praca nie byłaby kompletna, za jego pomoc, wiedzę i wsparcie, a także umacnianie mnie w podążaniu dobrą drogą. Pragnę także podziękować osobom, które szczególnie przyczyniły się do powstania tej pracy: • Edycie Puskarczyk – Osobie pełnej radości i optymizmu; za pomoc przy powstaniu rozdziału o badaniach NMR, • Romanowi Semyrce, który przeprowadził badania porozymetryczne i doradzał przy interpretacji skomplikowanych przypadków, • Markowi Dohnalikowi – Osobie niezwykle kompetentnej i życzliwej, która pomogła mi w tworzeniu rozdziału o micro-CT, • Danucie Flisiak, bez której nie mogłabym zrealizować badań wytrzymałościowych i odkształceniowych skał, za poświęcony czas podczas moich badań, rady i niezwykłą dobroć, • Jadwidze Zalewskiej oraz zespołowi Laboratorium Geofizycznych Parametrów Skał i Płynów Złożowych INiG za cierpliwość w odpowiadaniu na wiele pytań z mojej strony, dotyczących badań laboratoryjnych na próbkach skał, • Kamili Wawrzyniak-Guz – Osobie, która zawsze służyła mi dobrą radą. Projekt został sfinansowany ze środków Narodowego Centrum Nauki przyznanych na podstawie decyzji numer DEC-2011/03/N/ST10/05354. 170 Wykaz ważniejszych oznaczeń Wykaz ważniejszych oznaczeń STATYSTYKI N – liczba próbek, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Me – mediana, M – moda. STANDARDOWE BADANIA LABORATORYJNE δr – gęstość, δb – gęstość objętościowa, Kp – porowatość całkowita, K – przepuszczalność absolutna, ρ – oporność właściwa, Pp – parametr porowatości, m – współczynnik cementacji, n – współczynnik zwilżalności, Vp – prędkość fali P, Vs – prędkość fali S, Vp/Vs – stosunek prędkości fali P do S, K, U, Th – stężenie pierwiastków promieniotwórczych, kolejno potasu (K), uranu (U) i toru (Th), Q – kwarc, Sk – skalenie, C – kalcyt, D – dolomit, Ha – halit, Sy – sylwin, P – piryt, Hm – hematyt, A – anhydryt, An – ankeryt, Kl – kaolinit, M – miki i minerały z grupy illitu, Ch – chloryt, Sk-K – skalenie potasowe, Pl – plagioklazy, 171 Wykaz ważniejszych oznaczeń Σil (Vcl, Vil) – suma minerałów ilastych. POROZYMETRIA RTĘCIOWA S_MP – całkowita objętość porów, A_MP – całkowita powierzchnia właściwa porów, D – średnica porów, wyznaczana dla ciśnienia wtłaczania podczas pomiaru, D_Me_V – mediana średnicy porów (wyznaczona na podstawie objętości), D_Me_A – mediana średnicy porów (wyznaczona na podstawie powierzchni), D_Av – średnia średnica porów, D_MP – średnica porów z badań porozymetrii rtęciowej, ρb_MP – gęstość objętościowa, ρ_MP – gęstość (szkieletowa), S_V – objętość cieczy roboczej wykorzystanej do pomiaru, Kp mp ef – porowatość efektywna wyznaczona z MP, Gi – współczynnik kształtu hiperboli, Pdi – pozioma asymptota hiperboli, ciśnienie, w którym rtęć zaczyna wchodzić do porów danego systemu, Bvi – pionowa asymptota hiperboli, objętość, którą zajmuje rtęć przy teoretycznie nieskończonym ciśnieniu (porowatość efektywna) wyznaczona dla danego systemu, Sbvi – objętość rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona, Spci – wartość ciśnienia w punkcie wyznaczania parametru Swansona, Ri – współczynnik determinacji (dopasowanie hiperboli Thomeera do danych pomiarowych za pomocą regresji liniowej), Kp mp ef g – porowatość dynamiczna dla gazu, Kp mp ef r – porowatość dynamiczna dla ropy, Pory>0,1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 0,1 µm, Pory>1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 1 µm, D_pr – średnica progowa, P_pr – ciśnienie progowe, P_wej – ciśnienie wejścia, P_wyp – ciśnienie wypierania, S1 – parametr Swansona pierwszego systemu porowego (program porozymetria), S2 – parametr Swansona drugiego systemu porowego (program porozymetria), S3 – parametr Swansona trzeciego sytemu porowego (program porozymetria), R35 – średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią. MAGNETYCZNY REZONANS JĄDROWY T2gr1 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę nieredukowalną znajdującą się w przestrzeniach międzypakietowych iłów oraz wodę zamkniętą w porach kapilarnych, T2gr2 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę zamkniętą w porach kapilarnych oraz wodę swobodną w przestrzeni porowej, 172 Wykaz ważniejszych oznaczeń T2gr3 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę swobodną w przestrzeni porowej oraz wodę wypełniającą szczeliny, Kp1 – zawartość wody nieredukowalnej, Kp2 – zawartość wody kapilarnej, Kp3 – zawartość wody wolnej, Kp3’ – zawartość wody znajdującej się w szczelinach, Kp nmr – współczynnik porowatości całkowitej, Kp nmr ef – współczynnik porowatości efektywnej, Sw nr – współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną, ‘*’ – oznacza parametry uzyskane z interpretacji rozkładu nasycenia z zastosowaniem indywidualnych czasów granicznych T2, T2ML [ms] – średnia logarytmiczna rozkładu T2 całego sygnału, Av AmplZ [j.u.] – średnia znormalizowana amplituda sygnału, K_C – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu Coatesa, K_SDR – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu SDR, K_WWZ – przepuszczalność obliczona na podstawie modelu wpływu wody związanej, C_C – parametr korelacyjny do wyznaczania przepuszczalności z modelu Coatesa zależny od typu litologicznego, C_SDR – parametr korelacyjny do wyznaczania przepuszczalności z modelu Schlumberger-Doll Research zależny od typu litologicznego, C_WWZ – parametr korelacyjny do wyznaczania przepuszczalności z modelu wpływu wody związanej zależny od typu litologicznego. KOMPUTEROWA MIKROTOMOGRAFIA RENTGENOWSKA Kp μ-CT A – współczynnik porowatości podpróbki A, Kp μ-CT B – współczynnik porowatości podpróbki B, Kp μ-CT – współczynnik porowatości dla całej próbki, K – kierunek analizy krętości, IB – bezwzględna ilość wokseli z tunelu, IW – względna ilość wokseli z tunelu, τ – średnia krętość, τ max – wartość maksymalna krętości, τ min – wartość minimalna krętości, τ Odch. St. – odchylenie standardowe od wartości średniej, I, II, III, IV, V i VI – kolejno 1., 2., 3., 4., 5. i 6. klasa objętości podgrup przestrzeni porowej, J – jednorodność, d – średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, Eu – charakterystyka Eulera, Kp µ-CT – porowatość obliczona dla całej analizowanej próbki. 173 Wykaz ważniejszych oznaczeń WŁASNOŚCI WYTRZYMAŁOŚCIOWE I ODKSZTAŁCENIOWE RC – wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, E – moduł Younga wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, E* – moduł Younga obliczony na podstawie zaleceń ISRM, ν – współczynnik Poissona wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, ν* – współczynnik Poissona obliczony na podstawie zaleceń ISRM. ANALIZA PIROLITYCZNA ROCK-EVAL TOC – całkowita zawartość węgla organicznego, Tmax – temperatura, w której pik S2 osiąga swoje maksimum (maksymalne generowanie węglowodorów). SYMULACJE PRZEPŁYWU PŁYNU PRZEZ OŚRODEK POROWATY Ap [m2] – przekrój poprzeczny przez przestrzeń porową na wylocie próbki (Φ=Ap/A), p1, p2 [Pa] – ciśnienie na wlocie i wylocie próbki, L [m] – długość próbki, µ [Pa·s] – lepkość dynamiczna płynu, v [m/s] – prędkość lokalna płynu na wylocie (wynik symulacji), A [m2] – przekrój poprzeczny na wylocie próbki. WYNIKI PROFILOWAŃ GEOFIZYKI OTWOROWEJ GR – intensywność naturalnej promieniotwórczości, RHOB – gęstość objętościowa, NPHI – porowatość neutronowa, Rt – oporność: pozorna dla otworów D-2, B-2, M-5, M-6k, M-9 i właściwa dla M-IG1, T-IG6 i Dy-1, DT – czas interwałowy, PHI – porowatość całkowita, Vil – zailenie, GR* – intensywność naturalnej promieniotwórczości wyrażona w impulsach na minutę, GRS – intensywność naturalnej promieniotwórczości ze spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym, CALI [mm] – średnica otworu, BS [mm] – średnica nominalna otworu, POTA [%], THOR [ppm], URAN [ppm] – zawartość potasu, toru i uranu, MSFL [omm] – oporność pozorna z mikrosferycznego profilowania oporności, LLs [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem krótkiego zasięgu, LLd [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem dalekiego zasięgu, DRHO [g/cm3] – poprawka do gęstości objętościowej, VANH, VDOL, VIL, VLIM, VMUL, VSAN, VSGLB, VSWYL, VWEG – zawartość odpowiednio anhydrytu, dolomitu, minerałów ilastych, kalcytu, mułowców, kwarcu, skał głębinowych, skał wylewnych. 174 Spis figur Spis figur Fig. 2.1.1.1. Lokalizacja otworów wiertniczych na mapie geologicznej Polski bez utworów kenozoiku (źródło: www.pgi.gov.pl, mapy geologiczne on-line, zmodyfikowana) Fig. 2.1.1.2. Fragment rdzenia wiertniczego z otworu P-IG1, piaskowiec kwarcowy, drobnoziarnisty z pirytem (fot. M. Michna) Fig. 3.1.2.1. Wykres krzyżowy tor vs. potas, okno programu Techlog (Schlumberger, 2011) Fig. 3.2.2.1. Ciśnienie wtłaczania rtęci vs. znormalizowane skumulowane nasycenie rtęcią dla wybranych próbek; krzywa czerwona – Pt, czarna – Cm, pomarańczowa – O, fioletowa – S, zielona – D, niebieska – C, żółta –P Fig. 3.2.2.2. Wyniki analizy danych porozymetrycznych programu porozymtria.exe, próbka piaskowcowa 882 Fig. 3.2.2.3. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.4. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.5. Rozkłady średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.6. Rozkłady średnicy porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.7. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.8. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.9. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.2.2.10. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1 Fig. 3.3.1.1. Dystrybucja T2 w próbce piaskowcowej nr 888 Fig. 3.3.1.2. Wynik analizy rozkładu czasu relaksacji T2 dla próbki nr 871 przy użyciu programu Dystrybucja; krzywa czerwona – zarejestrowany sygnał, niebieska – dopasowane rozkłady Gaussa, zielona – krzywa sumaryczna dopasowania; na zielono zaznaczone są indywidualne czasy graniczne Fig. 3.3.2.1. Błąd względny dla parametrów uzyskanych w wyniku analizy rozkładu nasycenia przy zastosowaniu standardowych i indywidualnych czasów odcięcia Fig. 3.3.2.2. Skumulowane znormalizowane rozkłady sygnałów NMR dla skał klastycznych; krzywa czarna – Cm, pomarańczowa – O, fioletowa – S, zielona – D, niebieska – C, żółta – P Fig. 3.3.2.3. Skumulowane znormalizowane rozkłady sygnałów NMR dla skał węglanowych.; kolory jak na fig. 3.3.2.2 Fig. 3.3.2.4. Rozkłady stałych czasowych T2 skał klastycznych; kolory jak na fig. 3.3.2.2 Fig. 3.3.2.5. Rozkłady stałych czasowych T2 skał węglanowych; kolory jak na fig. 3.3.2.2 Fig. 3.3.3.1. Fragment wykresu do estymacji wartości stałej C w modelu Coatesa, standardowe czasy graniczne; grupy o jednakowej wartości stałej C zaznaczone są kolorami Fig. 3.3.3.2. Przykład zależności grup próbek o stałej C od parametrów petrofizycznych, przykład dla Kp1; okno programu Techlog 175 Spis figur Fig. 3.3.3.3. Wykres zależności logarytmu przepuszczalności od porowatości całkowitej z NMR. Przepuszczalność została obliczona przy standardowych stałych C i standardowych czasach odcięcia. Oznaczenia: r2 – współczynnik determinacji, reszta jak w tab. 3.3.3.2; okno programu Statistica Fig. 3.3.3.4. Wykres zależności logarytmu przepuszczalności od porowatości całkowitej z NMR. Przepuszczalność została obliczona przy indywidualnych stałych C i indywidualnych czasach odcięcia. Oznaczenia jak na fig. 3.3.3.3; okno programu Statistica Fig. 3.3.3.5. Związek logarytmu przepuszczalności uzyskanego z modeli wykorzystujących metodę NMR od pierwiastka ilorazu przepuszczalności i porowatości całkowitej, uzyskanych ze standardowych badań laboratoryjnych. Oznaczenia symboli jak na fig. 3.3.3.3.; okno programu Statistica Fig. 3.4.1.1. Wizualizacja szkieletu piaskowca karbońskiego, próbka nr 888 Fig. 3.4.1.2. Wizualizacja przestrzeni porowej piaskowca karbońskiego, próbka nr 888 Fig. 3.4.1.3. Wizualizacja przestrzeni porowej piaskowca karbońskiego, podpróbka A Fig. 3.4.1.4. Wizualizacja przestrzeni porowej piaskowca karbońskiego, podpróbka B Fig. 3.4.2.1. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał klastycznych nr 139, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.2. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał klastycznych nr 139, podpróbka B; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.3. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej karbońskiej próbki skał klastycznych nr 896, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.4. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej karbońskiej próbki skał klastycznych nr 896, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.5. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał węglanowych nr 135, podpróbka A; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.6. Obraz mikrotomograficzny przestrzeni porowej dewońskiej próbki skał węglanowych nr 135, podpróbka B; objaśnienia kolorów w tekście Fig. 3.4.2.7. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał klastycznych; krzywa czerwona – Pt, czarna – Cm, pomarańczowa – O, zielona – D, niebieska – C, żółta – P Fig. 3.4.2.8. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał klastycznych bez próbek 888 i 141; kolory jak na fig. 3.4.2.7 Fig. 3.4.2.9. Wynik analizy granulometrycznej programu MAVI, zależność średnicy kul od skumulowanej objętości kul dla skał węglanowych; kolory jak na fig. 3.4.2.7 Fig. 3.5.1.1. Charakterystyka naprężeniowo-odkształceniowa przy jednoosiowym ściskaniu dla piaskowca z dolnego permu, nr 892 Fig. 3.6.1.1. Okno programu interpretacyjnego analizy Rock-Eval 6 Turbo dla próbki 876; w oknie graficznym przedstawiony jest pik S1 oraz rozmyty pik S2 Fig. 3.7.1. Porowatość całkowita z NMR vs. porowatość całkowita z piknometru Fig. 3.7.2. Porowatość efektywna z porozymetrii rtęciowej vs. porowatość efektywna z NMR Fig. 3.7.3. Porowatość całkowita z µ-CT vs. porowatość całkowita z NMR Fig. 3.7.4. Porowatość całkowita z µ-CT vs. porowatość całkowita z piknometru Fig. 3.7.5. Gęstość objętościowa vs. współczynnik porowatości całkowitej, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolor zielony – skały klastyczne, niebieski – węglanowe 176 Spis figur Fig. 3.7.6. Logarytm przepuszczalności absolutnej vs. współczynnik porowatości efektywnej z MP, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory oznaczają wiek skał Fig. 3.7.7. Logarytm przepuszczalności absolutnej vs. współczynnik porowatości efektywnej z MP, podział na jednostki hydrauliczne według FZI Fig. 3.7.8. Logarytm przepuszczalności (model Coates’a przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. mediana średnicy porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.9. Logarytmu przepuszczalności (model SDR przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.10. Logarytm przepuszczalności (model WWZ przy użyciu Kp nmr i indywidualnej C) vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.11. Porowatość dynamiczna dla ropy vs. średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.12. Logarytm parametru Swansona wyznaczonego dla drugiego systemu porowo-szczelinowego vs. logarytm średniego logarytmicznego czasu T2, skały węglanowe, okno programu Techlog (zmodyfikowane); paleta kolorów przyporządkowana jest parametrowi jednorodności Fig. 3.7.13. Relacja między średnim logarytmicznym czasem T2 a logarytmem parametru Swansona, wyznaczonego dla drugiego systemu porowo-szczelinowego; skały klastyczne, okno programu Techlog (zmodyfikowane); paleta kolorów przyporządkowana jest wiekowi skał Fig. 3.7.14. Porowatość dynamiczna dla gazu vs. logarytm parametru Swansona dla pierwszego systemu porowo-szczelinowego, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.15. Objętość rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona dla trzeciego systemu porowoszczelinowego vs. zawartość kwarcu, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.16. Logarytm czasu relaksacji T2 vs. logarytm średnicy porów Fig. 3.7.17. Średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego pierwszemu systemowi porowoszczelinowemu, Kp1 vs. zailenie, okno programu Techlog (zmodyfikowane); dewon Fig. 3.7.18. Zailenie vs. średnia znormalizowana amplituda sygnału odpowiadająca Kp1, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.19. Logarytm średniej logarytmicznej rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp1 vs. średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.20. Średnica wejścia vs. wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 5.7.6 Fig. 3.7.21. Średnia logarytmiczna rozkładu T2 sygnału odpowiadającego Kp2 vs. moduł Younga, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.22. Pierwiastek ilorazu przepuszczalności absolutnej i porowatości efektywnej z NMR vs. moduł Younga, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.23. Współczynnik kształtu hiperboli Thomeera dla drugiego sytemu porowo-szczelinowego vs. współczynnik Poissona, okno programu Techlog (zmodyfikowane); kolory jak na fig. 3.7.6 Fig. 3.7.24. Zawartość węgla organicznego vs. zawartość uranu; kolory oznaczają głębokość poboru próbki Fig. 3.8.1. Porowatość całkowita z NMR vs. porowatość całkowita z piknometru; pierwsza cyfra w oznaczeniu koloru oznacza: 1 – skały klastyczne, 2 – skały węglanowe; druga cyfra oznacza numer grupy z analizy skupień 177 Spis figur Fig. 3.8.2. Gęstość objętościowa vs. porowatość całkowita z piknometru; znaczenia kolorów jak na fig. 3.8.1 Fig. 3.9.1. Trójwymiarowy obraz próbki piaskowcowej 888, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.2. Trójwymiarowy model geometryczny przestrzeni porowej próbki piaskowca karbońskiego 888 z micro-CT, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.3. Podział modelu geometrycznego na objętości skończone, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.4. Rozkład prędkości wody dla gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.5. Linie przepływu wody (kolorem oznaczono prędkość) dla gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 3.9.6. Linie przepływu wody (kolorem oznaczone ciśnienie) dla gradientu ciśnienia ∆p=60 Pa, okno programu Star CCM+ (zmodyfikowane) Fig. 4.1.1. Czas interwałowy z badań laboratoryjnych (DTlab) vs. czas interwałowy z profilowania akustycznego (DT) Fig. 4.1.2. Zawartość potasu z badań laboratoryjnych (K lab)vs. zawartość potasu z spektrometrycznego profilowania gamma (K) Fig. 4.1.3. Porowatość całkowita z piknometru (Kp) vs. porowatość całkowita z interpretacji wyników profilowań geofizyki otworowej (PHI) Fig. 4.1.4. Zailenie z badań laboratoryjnych (Σil) vs. zailenie z interpretacji wyników profilowań geofizyki otworowej (Vil) Fig. 4.2.1. Gęstość objętościowa (RHOB) vs. czas interwałowy (DT); kolor niebieski – obszar rozejścia się krzywych MSFL i LLd (LLs), brązowy – brak rozejścia się krzywych MSFL i LLd (LLs); otwór D-2, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.2. Czas interwałowy (DT) vs. oporność pozorna strefy niezmienionej (LLd); kolor punktów – całkowita intensywność naturalnej promieniotwórczości na podstawie spektrometrycznego profilowania gamma (GG); otwór D-2, karbon, turnej; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.3. Spektrometryczne profilowanie gamma z odjętym oknem uranowym (GRS) vs. porowatość neutronowa (NPHI); kolor ciemnobrązowy – dewon, famen, jasnobrązowy – dewon, fran; otwór D-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.4. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) z wyników profilowań geofizyki otworowej; dwa czarne punkty oznaczają wyniki badań laboratoryjnych; otwór B-2, karbon i sylur; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.5. Spektrometryczne profilowanie gamma z odjętym oknem uranowym (GRS) vs. oporność pozorna strefy niezmienionej (LLd); kolor zielony – karbon, wizen, żółty – sylur; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.6. Porowatość całkowita (PHI) vs. czas interwałowy (DT); kolor punktów – zailenie (VIL1); kolor czarny punktów – sylur, powyżej wykresu – histogramy rozkładu parametrów; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.7. Porowatość ogólna (PHI) vs. intensywność naturalnej promieniotwórczości (ze spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym) (GRS) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor różowy, 3 – pomarańczowy; otwór B-2; okno programu Techlog (zmodyfikowane) 178 Spis figur Fig. 4.2.8. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) na podstawie wyników profilowań geofizyki otworowej; wynik badań laboratoryjnych (próbka 138) zaznaczono kolorem czarnym; kolory oznaczają wiek skał; otwór M5; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.9. Całkowita intensywność naturalnej promieniotwórczości ze spektrometrycznego profilowania gamma (GG) vs. porowatość neutronowa (NPHI); kolory oznaczają trzy wyróżniające się grupy, zróżnicowane pod względem litologii; otwór M-5, dewon, famen; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.10. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; otwór M6k; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.11. Oporność pozorna (LLd) vs. czas interwałowy (DT); kolor brązowy – utwory franu, pomarańczowy – utwory franu ze stwierdzoną obecnością gazu; otwór M-6k, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.12. Zawartość potasu (POTA) vs. toru (THOR) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; otwór M9; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.13. Czas interwałowy (DT) vs. gęstość objętościowa (RHOB) dla wyników profilowań geofizyki otworowej; zaznaczono wynik dla jednej próbki z badań laboratoryjnych (136); otwór M-9, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.14. Zailenie (VCL) vs. porowatość całkowita (PHI); kolor oznacza oporność pozorną; otwór M-9, dewon, fran; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.15. Porowatość neutronowa (NPHI) vs. oporność pozorna (LLd) dla modelu 3. skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych; otwór M-9, karbon, dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.16. Czas interwałowy (DT) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_C); przypisane modele skał; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony i 3 – żółty; otwór T-IG5, dewon, sylur i prekambr; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.17. Czas interwałowy (DT) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_C); próbki prekambru przypisane do modeli; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony, 3 – żółty; otwór T-IG5, prekambr; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.18. Oporność właściwa (RT_Merged) vs. naturalna promieniotwórczość (GR_Corr); kolor żółty – utwory karbonu i dewonu dolnego, zielony – utwory karbonu i famenu (zailone), niebieski – utwory karbonu i famenu, brązowy – utwory franu; otwór M-IG1; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.19. Zailenie (VSH_GR) vs. czas interwałowy (DT1) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor brązowy, 2 – zielony, 3 – niebieski; otwór M-IG1; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.20. Naturalna promieniotwórczość (GR_Merged) vs. czas interwałowy (DT-Merged); otwór Dy-1, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.2.21. Naturalna promieniotwórczość (GR_Merged) vs. czas interwałowy (DT-Merged) dla wyróżnionych modeli skał; 1 – kolor żółty, 2 – zielony, 3 – różowy; otwór Dy-1, karbon i dewon; okno programu Techlog (zmodyfikowane) Fig. 4.3.1. Interpretacja rozejścia się krzywych czasu interwałowego i oporności dla różnych typów skał (Passey et al., 1990, zmodyfikowane) Fig. 4.3.2. Analiza interwałów o podwyższonej zawartości substancji organicznej metodą Passeya, otwór przykładowy M-6k; okno programu Techlog. Oznaczenia: GRS[API] – intensywność naturalnej promieniotwórczości ze spektrometrycznego profilowania gamma z odjętym oknem uranowym, CALI [mm] – średnica otworu, BS [mm] – średnica nominalna otworu, POTA [%], THOR [ppm], URAN [ppm] – zawartość 179 Spis figur potasu, toru i uranu, MSFL [omm] – oporność pozorna z mikrosferycznego profilowania oporności, LLs [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem krótkiego zasięgu, LLd [omm] – oporność pozorna z profilowania oporności laterologiem dalekiego zasięgu, RHOB [g/cm3] – gęstość objętościowa, DRHO [g/cm3] – poprawka do gęstości objętościowej, NPHI [%] – porowatość neutronowa, DT [µs/ft] – czas interwałowy, PHI [ułamek] – porowatość całkowita, VANH, VDOL, VIL, VLIM, VMUL, VSAN, VSGLB, VSWYL, VWEG [ułamek] – zawartość odpowiednio anhydrytu, dolomitu, minerałów ilastych, kalcytu, mułowców, kwarcu, skał głębinowych, skał wylewnych 180 Spis tabel Spis tabel Tabela 2.1.1.1 Podstawowe informacje na temat analizowanych otworów wiertniczych według danych PIG-PIB (http://geoportal.pgi.gov.pl/portal/page/portal/otwory) oraz ich położenia na tle jednostek strukturalnych Polski, wg. Pożaryski (1963) oraz danych PIG-PIB, PGNiG SA Tabela 2.1.1.2. Zestawienie litologii według danych PIG-PIB, PGNiG SA oraz interpretacji wyników rentgenowskiej analizy fazowej dla analizowanych próbek skalnych. Oznaczenia: Nr – numer próbki, H – głębokość pobrania próbki, Litologia* – według analizy fazowej, Litologia** – według danych z PIG-PIB, PGNiG SA Tabela 2.1.1.3. Podział 43 próbek geologicznych na typy litologiczne oraz wiek. Oznaczenia: Pt – prekambr, Cm – kambr, O – ordowik, S – sylur, D – dewon, C – karbon, P – perm Tabela 2.1.2.1. Charakterystyka litostratygraficzna próbek z rdzeni wiertniczych. Oznaczenia: (fm) – formacja, (og) – ogniwo Tabela 2.2.1. Zestawienie dostępnych wyników profilowań geofizyki otworowej w analizowanych odwiertach. Oznaczenia: GR – profilowanie gamma, CALI – profilowanie średnicy, GRS – spektrometryczne profilowanie gamma z uwzględnieniem zawartości toru, potasu i uranu (Th, K, U), DT – profilowanie akustyczne, PO – profilowanie oporności (gradientowe i potencjałowe), Dual laterolog – sterowane profilowanie oporności (laterolog krótkiego i dalekiego zasięgu), RHOB – profilowanie gęstości objętościowej, NPHI – profilowanie porowatości neutronowej w umownych jednostkach porowatości wapienia, CV – krzywe kumulacyjne składników mineralnych, PHI – porowatość całkowita, b.d. – brak danych Tabela 3.1.1.1. Wyniki badań laboratoryjnych na próbkach z rdzeni wiertniczych. Oznaczenia: δr – gęstość, δb – gęstość objętościowa, Kp – porowatość całkowita, K – przepuszczalność absolutna, ρ – oporność właściwa, Pp – parametr porowatości, m – współczynnik zwięzłości, n – współczynnik zwilżalności, Vp – prędkość fali P, Vs – prędkość fali S, Vp/Vs – stosunek prędkości fali P do S, K, U, Th – zawartość pierwiastków promieniotwórczych, kolejno potasu (K), uranu (U) i toru (Th) Tabela 3.1.1.2. Wyniki analizy ilościowej składu mineralnego skał metodą rentgenowskiej analizy fazowej. Oznaczenia: Q – kwarc, Sk – skalenie, C – kalcyt, D – dolomit, Ha – halit, Sy – sylwin, P – piryt, Hm – hematyt, A – anhydryt, An – ankeryt, Kl – kaolinit, M – miki i minerały z grupy illitu, Ch – chloryt, Sk-K – skalenie potasowe, Pl – plagioklazy, Σil – suma minerałów ilastych Tabela 3.2.1.1. Wyniki badań porozymetrii rtęciowej. Oznaczenia: S_MP – całkowita objętość porów, A_MP – całkowita powierzchnia właściwa porów, D_Me_V – mediana średnicy porów (obliczona na podstawie objętości), D_Me_A – mediana średnicy porów (obliczona na podstawie powierzchni), D_Av – średnia średnica porów, ρb_MP – gęstość objętościowa, ρ_MP – gęstość (szkieletowa), S_V – objętość cieczy roboczej wykorzystanej do pomiaru, Kp mp ef – porowatość efektywna wyznaczona z MP Tabela 3.2.2.1. Wyniki analiz porozymetrycznych. Oznaczenia: Kp mp ef g – porowatość dynamiczna dla gazu, Kp mp ef r – porowatość dynamiczna dla ropy, Pory>0,1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 0,1 µm, Pory>1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 1 µm, D_pr – średnica progowa, P_pr – ciśnienie progowe, P_wej – ciśnienie wejścia, P_wyp – ciśnienie wypierania, S1 – parametr Swansona pierwszego systemu porowego (porozymetria.exe), S2 – parametr Swansona drugiego systemu porowego 181 Spis tabel (porozymetria.exe), S3 – parametr Swansona trzeciego sytemu porowego (porozymetria.exe), R35 – średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią Tabela 3.3.1.1. Indywidualne czasy graniczne T2. Oznaczenia: T2gr1 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę nieredukowalną znajdującą się w przestrzeniach międzypakietowych iłów oraz wodę zamkniętą w porach kapilarnych, T2gr2 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę zamkniętą w porach kapilarnych oraz wodę swobodną w przestrzeni porowej, T2gr3 – czas odcięcia dla części sygnału obejmującego wodę swobodną w przestrzeni porowej oraz wodę wypełniającą szczeliny, N – liczba próbek, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Me – mediana Tabela 3.3.1.2. Wyniki analizy nasycenia metodą NMR. Oznaczenia: Kp1 – zawartość wody nieredukowalnej, Kp2 – zawartość wody kapilarnej, Kp3 – zawartość wody wolnej, Kp3’ – zawartość wody znajdującej się w szczelinach, Kp nmr – współczynnik porowatości całkowitej, Kp nmr ef – współczynnik porowatości efektywnej, Sw nr – współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną (Zalewska et al., 2011, 2012). Użyty symbol ‘*’ oznacza parametry uzyskane z interpretacji nasycenia z zastosowaniem indywidualnych czasów granicznych T2 Tabela 3.3.2.1. Charakterystyka statystyczna wyników badań laboratoryjnych z wykorzystaniem zjawiska NMR. Oznaczenia jak w tab. 3.3.1.1 Tabela 3.3.2.2. Charakterystyka statystyczna średnich logarytmicznych rozkładu T2 oraz średnich znormalizowanych amplitud. Oznaczenia w tekście, statystyki jak w tab. 3.3.1.1 Tabela 3.3.3.1. Podstawowe statystyki stałych C w zależności od typu litologicznego, przyjętego modelu oraz użytego współczynnika porowatości. Oznaczenia: drugie wyrażenie w kodzie parametru oznacza model: C – Coates, SDR – Schlumberger-Doll Research, WWZ – wpływu wody związanej; trzecie wyrażenie oznacza użyty we wzorze współczynnik porowatości: Kp – całkowitej z NMR, Kpef – efektywnej z NMR, reszta oznaczeń jak w tab. 3.3.1.1 Tabela 3.3.3.2. Proste statystyki przepuszczalności obliczonych na podstawie modeli z wykorzystaniem metody NMR. Objaśnienia: K – przepuszczalność w nD; drugie i trzecie wyrażenie jak w tab. 3.3.3.1; czwarte wyrażenie oznacza użycie stałej C: C – indywidualna, jej brak oznacza standardową stałą C; podstawowe statystyki jak w tab. 3.3.1.1; Śr harm – wartość średniej harmonicznej Tabela 3.3.3.3. Współczynniki determinacji dla związków logarytmu przepuszczalności wyznaczonej na podstawie modeli wykorzystujących metodę NMR i porowatości (całkowitej i efektywnej). Oznaczenia: logK – logarytm przepuszczalności; drugie i trzecie wyrażenie jak w tab. 3.3.3.1 i 3.3.3.2 Tabela 3.4.1.1. Wyniki analizy współczynnika porowatości obliczonego na podstawie komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej. Oznaczenia: Kp µ-CT A – współczynnik porowatości podpróbki A, Kp µ-CT B – współczynnik porowatości podpróbki B, Kp µ-CT całość – współczynnik porowatości dla całej próbki Tabela 3.4.1.2. Wyniki analizy krętości kanałów porowych na podstawie komputerowej mikrotomografii rentgenowskiej. Oznaczenia: K – kierunek analizy krętości, IB – bezwzględna ilość wokseli z tunelu, IW – względna ilość wokseli z tunelu, τ – średnia krętość, τ max – wartość maksymalna krętości, τ min – wartość minimalna krętości, τ Odch. st. – odchylenie standardowe od wartości średniej Tabela 3.4.2.1. Parametryzacja struktury porowej. Oznaczenia: I, II, III, IV, V i VI – kolejno 1, 2, 3, 4, 5 i 6 klasa objętości podgrup przestrzeni porowej, J – jednorodność, d – średnia długość cięciwy poprowadzonej przez warstwę porów, Eu – charakterystyka Eulera, Kp µ-CT – porowatość obliczona dla całej analizowanej próbki 182 Spis tabel Tabela 3.5.1.1. Wyniki badań wytrzymałościowych w warunkach jednoosiowego ściskania. Objaśnienia: RC – wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, E – moduł Younga wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, E* – moduł Younga obliczony na podstawie zaleceń ISRM, ν – współczynnik Poissona wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, ν* – współczynnik Poissona obliczony na podstawie zaleceń ISRM Tabela 3.5.2.1. Podstawowe statystyki wyników badań wytrzymałościowych i odkształceniowych w warunkach jednoosiowego ściskania. Oznaczenia: N – liczba próbek, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Me – mediana, RC – wytrzymałość na jednoosiowe ściskanie, E – moduł Younga wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, E* – moduł Younga obliczony na podstawie zaleceń ISRM, ν – współczynnik Poissona wyznaczony w fazie liniowego odkształcenia skały, ν* – współczynnik Poissona obliczony na podstawie zaleceń ISRM Tabela 3.6.1.1. Wyniki analizy pirolitycznej. Oznaczenia: n.w. – niewiarygodna temperatura, pozostałe oznaczenia występują w tekście Tabela 3.8.1. Wynik analizy skupień, skały klastyczne Tabela 3.8.2. Wynik analizy skupień, skały węglanowe Tabela 3.8.3. Podstawowe statystyki parametrów petrofizycznych dla wyróżnionych skupień. Oznaczenia: Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego Tabela 3.9.1. Rodzaje modeli stosowanych w symulacjach przepływu w zależności od liczby Knudsena Tabela 3.9.2. Wynik obliczeń przepuszczalności dla założonych parametrów w modelu. Oznaczenia: εr – błąd względny Tabela 4.2.1. Charakterystyka statystyczna wyników profilowań geofizyki otworowej. Oznaczenia: GR – intensywność naturalnej promieniotwórczości [API], RHOB – gęstość objętościowa [g/cm3], NPHI – porowatość neutronowa [jednostka porowatości wapienia, %ls], Rt – oporność: pozorna dla otworów D-2, B-2, M-5, M-6k, M-9 i właściwa dla M-IG1, T-IG6 i Dy-1 [omm], DT – czas interwałowy [µs/ft], PHI – porowatość całkowita [ułamek], Vil – zailenie [ułamek], N – liczba pomiarów, Min – wartość minimalna, Max – wartość maksymalna, Śr – wartość średnia, Odch. st. – wartość odchylenia standardowego, Mo – wartość mody, Me – wartość mediany, b.d. – brak danych, GR* – intensywność naturalnej promieniotwórczości w jednostce [imp/min]. Oznaczenia jak w tab. 2.2.1 Tabela 4.3.1. Interwały o podwyższonej zawartości substancji organicznej 183
