6. Modelowanie parametrów petrofizycznych utworów węglanowych dewonu basenu
6.3. Model petrofizyczny utworów węglanowych dewonu basenu lubelskiego
Modelowanie petrofizyczne umożliwia odwzorowanie naturalnej niejednorodności parametrów fizycznych ośrodka geologicznego (Deutsch, 2002; Sowiżdżał, 2009). Model petrofizyczny jest matematycznym opisem rozkładu porowatości, przepuszczalności i nasycenia płynami złożowymi w skale zbiornikowej, na podstawie bezpośrednich lub pośrednich badań tych właściwości (Ellansky, 2001). Znajomość rozkładu parametrów petrofizycznych ma zasadnicze znaczenie przy poszukiwaniu i udostępnianiu złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, jak również przy doborze najbardziej efektywnych metod eksploatacji (Deutsch, 2002; Sowiżdżał, 2009).
Do konstrukcji modeli petrofizycznych wykorzystywane są dane pochodzące z trzech głównych źródeł: badań laboratoryjnych rdzeni wiertniczych, geofizycznych badań otworowych oraz badań sejsmicznych (Vinogradov i in., 1990; Ystekova i Umyrova, 2011).
Do modelowania petrofizycznego stosowane są różne programy komputerowe m.in. Petrel, Gocad (SKUA) Paradigm, Techlog, Interactive Petrophysics, RMS. W niniejszej rozprawie wykorzystano program Petrel 2016.1 (Petrel E&P software) opracowany przez firmę Schlumberger. Program został udostępniony przez firmę Schlumberger Akademii Górniczo-Hutniczej w ramach realizacji programu wspierania badań naukowych uniwersytetów.
Petrel 2016.1 jest to nowoczesne oprogramowanie do modelowania i zarządzania złożem węglowodorów. Program pozwala na tworzenie trójwymiarowych modeli geologicznych na każdym etapie funkcjonowania złoża - od poszukiwań, przez rozpoznanie, do zagospodarowania i eksploatacji. Umożliwia między innymi: modelowanie: strukturalne, litologiczne i petrofizyczne. Modelowanie petrofizyczne w programie Petrel 2016.1 wykonuje się przy użyciu modułu Petrel Petrophysical Modeling pozwalającego zarówno na interpolację 2D, jak i na modelowanie stochastyczne 3D. Moduł ten umożliwia tworzenie trójwymiarowych modeli petrofizycznych odzwierciedlających: dane otworowe, wyniki interpretacji danych sejsmicznych, zależności korelacyjnych między parametrami (porowatość, nasycenie ropą), przestrzennej niejednorodności litologii oraz właściwości zbiornikowych.
Dane wejściowe i metodyka konstruowania
Modelowanie rozkładu parametrów petrofizycznych utworów dewonu środkowego i górnego basenu lubelskiego przeprowadzono w celu scharakteryzowania warunków migracji i akumulacji węglowodorów, ważnych elementów systemu naftowego. Wielkości parametrów
176
petrofizycznych analizowanych utworów, takie jak porowatość i przepuszczalność uzyskano z badań rdzeni wiertniczych (archiwalnych oraz wykonanych do pracy doktorskiej).
Modelowanie parametrów petrofizycznych utworów węglanowych dewonu basenu lubelskiego wykonano w następujących etapach („Petrel, Schlumberger‖, 2016; Zych i Smółka-Gnutek, 2014):
1) Przygotowanie danych wejściowych, które można podzielić na dwie grupy:
a) dane dotyczące budowy strukturalnej: mapy stropów wybranych poziomów stratygraficznych kenozoiku, mezozoiku oraz późnego paleozoiku: miocenu, górnej kredy bez cenomanu, górnego oksfordu i kimerydu, dolnego i środkowego oksfordu, środkowej jury, górnego triasu, środkowego triasu, dolnego triasu, karbonu i dewonu przygotowane w postaci siatek interpolacyjnych,
b) wyniki pomiarów laboratoryjnych porowatości i przepuszczalności wykonanych w ramach realizacji rozprawy doktorskiej oraz archiwalne oznaczenia parametrów zbiornikowych z 51 otworów wiertniczych.
2) Proces upscaling’u, który obejmuje uśrednianie danych otworowych, danych laboratoryjnych nieregularnie rozmieszczonych w profilu otworu, a także dane dyskretnych - litologii, zmienności facjalnej czy stratygrafii. Do najprostszych i często stosowanych należą metody: średniej arytmetycznej, ważonej, harmonicznej, geometrycznej, przypisanie wartości minimalnej i maksymalnej do komórki oraz uśrednianie metodą medianową. 3) Modelowanie wariogramów określa ciągłość parametru i pokazuje w jakim stopniu dwa
punkty zbliżone do siebie będą korelowały się ze sobą w zależności od odległości między nimi. Parametry wariogramów mają kluczowe znaczenie na etapie obliczania rozkładów przestrzennych, gdyż decydują o przestrzennej korelacji modelowanych parametrów, a więc o sposobie ekstrapolacji i interpolacji danych otworowych oraz skali ich wpływu na wynik symulacji/estymacji pomiędzy i poza otworami wiertniczymi.
4) Wykonanie modelowania rozkładu przestrzennego danego parametru petrofizycznego.
Narzędzie do modelowania petrofizycznego w Petrelu 2016.1 pozwala generować realistyczne opisy parametrów petrofizycznych w całym złożu, w oparciu o dane wejściowe i wiedzę o ich trendach i rozkładach. Dane wejściowe do modelowania przestrzennej zmienności parametrów zbiornikowych wykazują ciągłą zmienność, do modelowania ich zmienności stosowane są algorytmy stochastyczne i deterministyczne. Do algorytmów deterministycznych należą: Kriging interpolation, Functional interpolation, Closest
177
interpolation i Moving Average Interpolation. Do najprostszych należy algorytm najbliższego
sąsiada (Closest, Closest Neighbour). Nieco bardziej złożone są algorytmy z grupy „odwrotnej‖ odległości (Moving Average, Weighted Average). Jako wspomagające inne algorytmy, stosowane są tzw. algorytmy funkcyjne, na ogół trendy wielomianowe. Najbardziej złożone algorytmy deterministyczne wykorzystywane w modelowaniu petrofizycznym to kriging uniwersalny stosowany z (lub bez) trendem zewnętrznym (Extrenal Drift), wspomagany wykorzystaniem wariogriamów analizowanych parametrów, bądź procedurami co-krigingu, transformacją danych oraz krzywymi prawdopodobieństwa zmian modelowanego parametru. Do modelowania zmienności parametrów zbiornikowych wykorzystywane są również algorytmy stochastyczne, oparte na podejściu iteratywnym, sekwencyjnym lub bezpośrednim (Sequential Gaussian simulation i Gaussian random function simulation). Algorytmy te umożliwiają modelowanie warunkowane (Conditional), które gwarantuje, że w trakcie każdej symulacji modele 3D i otworowy, w miejscu przecięcia zawsze będą zgodne. Do najczęściej stosowanych algorytmów stochastycznych należy algorytm sekwencyjny Sequential Gaussian
Simulation SGS (Dubrule, 2003; „Petrel, Schlumberger‖, 2016). Metody deterministyczne
są przydatne w przypadku dużej ilości danych (około 100 odwiertów z danymi), stochastyczne w przypadku braku danych i wysokiej niepewności. Dysponowanie zestawem przestrzennych rozkładów tych parametrów pozwala na pełniejszą interpretację wyników modelowania złożowego i formułowanie wniosków w aspekcie perspektyw poszukiwawczych oraz potencjału zasobowego obszaru prospekcji naftowej.
W modelu petrofizycznym utworów węglanowych dewonu środkowego i górnego basenu lubelskiego zastosowano algorytm stochastycznej symulacji Gaussa oraz algorytm deterministyczny (metoda funkcjonalna). Modele sporządzone w oparciu o te algorytmy uwzględniają heterogeniczność rozkładu porowatości i przepuszczalności poszczególnych facji oraz typów litologicznych skał.
Model porowatości i przepuszczalności
Przestrzenny rozkład porowatości efektywnej opracowano w oparciu o dane otworowe w postaci wyników badań laboratoryjnych tego parametru. Rezultaty pomiarów porowatości poddano uśrednieniu (up-scaling) metodą arytmetyczną, w efekcie czego zawężono zakres ich zmienności, jednocześnie zachowując kształt histogramu.
Zakres wartości, przestrzenna zmienność oraz typ przepuszczalności (międzyziarnowa, szczelinowa) decydują o możliwościach migracji ropy naftowej i gazu ziemnego.
178
Odwzorowanie przepuszczalności strefy złożowej w postaci rozkładu przestrzennego stanowi znacznie większe wyzwanie niż modelowanie np. porowatości, na co wpływ mają m.in.: mniejszy zasób danych rzeczywistych (wyników pomiarów laboratoryjnych wykonanych na materiale rdzeniowym). Dane do konstrukcji modelu przepuszczalności absolutnej stanowiły wyniki badań laboratoryjnych tego parametru.
Szczególnym problemem była interpolacja przepuszczalności. Obliczono rozkłady przepuszczalności poziomych i pionowych ze względu na anizotropię tego parametru. Przepuszczalność pozioma, która jest z reguły wyższa od pionowej, przeważnie warunkuje możliwości migracji płynów w ośrodku skalnym. Natomiast przepuszczalność pionowa jest odpowiedzialna za jakość uszczelnienia, określa warunki akumulacji ropy i gazu (Zawisza, Nowak, 2011). Uśrednianie danych wejściowych przepuszczalności w interwałach modelu przeprowadzono wykorzystując średnią geometryczną. W ramach analizy danych zdefiniowano minimalną wartość przepuszczalności równą 0,0001 mD, przeprowadzono transformację logarytmiczną populacji danych, a następnie transformacje do rozkładu normalnego. Do konstrukcji modelu przepuszczalności wykorzystano, podobnie jak w przypadku porowatości, algorytm stochastycznej symulacji Gaussa oraz algorytm deterministyczny (metoda funkcjonalna).
Biorąc pod uwagę charakter przestrzeni porowej wykonano modele przepuszczalności matrycy skalnej oraz przepuszczalności szczelinowej. Poniżej zamieszczono wizualizację przestrzennych modeli porowatości efektywnej oraz przepuszczalności absolutnej wraz ze wskazaniem wyznaczonych stref potencjalnie perspektywicznych.
Ocena stref perspektywicznych
Analiza prognoz ropo- i gazonośności węglanowych utworów dewonu w północno-zachodniej i południowo-wschodniej części basenu lubelskiego przeprowadzono stosując następujące kryteria: korzystne parametry petrofizyczne (porowatość i przepuszczalność), wykształcenie facjalno-litologiczne skał, obecność objawów ropy naftowej i/lub gazu ziemnego, występowanie szczelin oraz kawern. Do wydzielenia stref perspektywicznych w utworach węglanowych dewonu przyjęto następujące wartości parametrów zbiornikowych oraz filtracyjnych:
porowatości efektywnej powyżej 3%;
179
Obszar południowo-wschodni
W otworach badawczych wykonanych na obszarze południowo-wschodnim basenu lubelskiego stwierdzono korzystne wykształcenie litologiczne utworów dewonu środkowego i górnego (obecność skał zbiornikowych – wapieni i dolomitów) oraz objawów węglowodorów. Objawy gazu stwierdzono w płuczce, płynach złożowych (obecność gazu w płuczce, przypływy gazu palnego i solanki ze śladami gazu palnego) oraz rdzeniach (wydzielanie się gazu z mikroszczelin, pojedyncze pęcherzyki gazu i punktowe odgazowania w spękaniach). Obok gazu stwierdzono liczne objawy ropy naftowej (Dokumentacje wynikowe otworów wiertniczych basenu lubelskiego, 2017).
W analizowanym obszarze wskazano potencjalne strefy, w których utwory dewonu mają korzystne właściwości zbiornikowe oraz filtracyjne. Wyboru tych stref dokonano w oparciu o opisane wyżej kryteria. Wyniki przeprowadzonych analiz wskazują, że perspektywicznymi strefami w południowo-wschodniej części basenu są rejony: Machnowa-Jarczowa, Terebina, Korczmina-Komarowa, Zubowic i Tyszowców.
Strefy występowania skał o potencjalnych właściwościach zbiornikowych.
W rejonie Machnów-Jarczów w profilach otworów Machnów 1 oraz Machnów 2 utwory formacji hulczańskiej, firlejskiej oraz ogniwa werbkowickiego (formacji modryńskiej) charakteryzują się dobrymi właściwościami zbiornikowymi oraz korzystnym wykształceniem litologicznym skał zbiornikowych (algorytm deterministyczny - metoda funkcjonalna (rys. 6.8) oraz algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa (rys.6.9)). Formację hulczańską budują bardzo spękane wapienie gruzłowe (rys. 6.10). W wapieniach formacji firlejskiej stwierdzono pionowe spękania, ze śladami ropy (gł. 1416,3 m) (rys. 6.11). Również za perspektywiczne można uznać ogniwo werbkowickie reprezentowane przez dolomity kawerniste - skały o potencjalnie dobrych właściwościach zbiornikowych (rys. 6.12). W rejonie otworu Jarczów IG-4 w formacji firlejskiej wystepują wapienie gruzłowe o porowatości do 11,5%, charakteryzujące się licznymi pionowymi szczelinami, w których występują ślady ropy naftowej (rys.6.11). Również dolomity kawerniste formacji hulczańskiej są potencjalnie dobrymi skałami zbiornikowymi do akumulacji węglowodorów (rys. 6.10). Dodatkowo w strefie tej wystepują potencjalne pułapki strukturalno-stratygraficzne.
W rejonie Terebina, w utworach dewonu występuje formacja hulczańska (famen górny) o korzystnych parametrach petrofizycznych, szczególnie współczynniku porowatości efektywnej do 7% (rys. 6.9-6.10). Formację tą budują dolomity oraz wapienie gruzłowe. Lokalnie w strefie Terebina, w osadach franu (modryńska formacja, ogniwo zubowickie) wystepują na całej długości badanych rdzeni pionowe szczeliny.
180
Dobrymi parametrami zbiornikowymi charakteryzuje się strefa
Korczmina-Komarowa (szczególnie utwory formacji modryńskiej i hulczańskiej) (rys. 6.10, 6.12).
Przesłanki wskazujące na perspektywiczność tych utworów, pod kątem akumulacji węglowodorów, to występujące w rejonie Komarowa struktury uskokowe i przyuskokowe o rozciągłości NW-SE, które mogą stanowić potencjalne pułapki węglowodorów. O obecności poziomów zbiornikowych w utworach franu mogą świadczyć także przejawy gazu stwierdzone w strefie Komarowa oraz objawy ropy naftowej (silny zapach) stwierdzone w dolomitach formacji modryńskiej (Komarów IG-1). W profilach utworów dewonu z otworów w rejonie Korczmina występują skały zarówno porowate, jak i szczelinowe (liczne spękania w dolomitach). Szczególnie duże znaczenie mają dolomity jamiste występujące w obszarze wschodnim analizowanego obszaru (formacja hulczańska) (rys. 6.10). W części SE obok dolomitów, za skały zbiornikowe typu szczelinowego mogą być uznane również pakiety wapieni gruzłowych (Korczmin IG-1) formacji firlejskiej (rys. 6.11).
Strefy występowania skał o potencjalnych właściwościach filtracyjnych.
Modelowanie parametrów filtracyjnych wykonano algorytmem deterministycznym (metoda funkcjonalna) (rys. 6.13) oraz algorytmem sekwencyjnej symulacji Gaussa (rys.6.14) wskazało trzy strefy o względnie podwyższonych parametrach filtracyjnych, rejon: Terebina, Zubowic i Tyszowców.
Rezultaty badań laboratoryjnych właściwości filtracyjnych próbek z rejonu Terebina wskazują, że badane skały charakteryzują się przepuszczalnością poniżej 0,1 mD, która jest związana z występowaniem szczelin w tych utworach. Utwory o stosunkowo dobrych właściwościach filtracyjnych występują w formacji telatyńskiej wykształcone są jako dolomity drobnokrystaliczne, miejscami jamiste z pionowymi rozgałęzionymi spękaniami (rys. 6.16). W próbce analizowanej metodą mico-CT porowatość związana jest ze szczeliną, o średniej rozwartości 86,4 µm, która w różnych punktach przekroju ma odmienne długości: 6,8 mm, 3,2 mm oraz 2,4 mm (por. rys. 4.38b).
Korzystne właściwości filtracyjne wykazują także osady formacji modryńskiej w rejonie Zubowice-Tyszowce. Podwyższone wartości przepuszczalności szczelinowej stwierdzono w utworach ogniwa zubowickiego z otworu Zubowice 1 i osadów ogniwa lipowieckiego w otworze Tyszowce IG-2 (rys. 6.15). Ogniwo zubowickie budują wapienie, o pionowym systemie spękań, natomiast ogniwo lipowieckie wapienie i dolomity o podobnym systemie spękań. Drugą jednostką litostratygraficzną perspektywiczną pod kątem właściwości filtracyjnych (przepuszczalność szczelinowa) jest formacja telatyńska (Zubowice IG-5) (rys. 6.16). Występują w niej dolomity, o pionowym systemie spękań.
181
Rys.6.8. Model porowatości efektywnej w utworach węglanowych dewonu w SE części basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Machnów-Jarczów
Korczmin
182
Rys. 6.9. Model porowatości efektywnej w utworach węglanowych dewonu w SE części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Machnów-Jarczów
183
Rys. 6.10. Model porowatości efektywnej utworów formacji hulczańskiej w SE części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Machnów-Jarczów
Korczmin Terebin
184
Rys. 6.11. Model porowatości efektywnej utworów formacji firlejskiej w SE części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Machnów-Jarczów
Korczmin
185
Rys. 6.12. Model porowatości efektywnej utworów formacji modryńskiej w SE części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Machnów-Jarczów
186
Rys.6.13.Model przepuszczalności węglanowych utworów dewonu SE części obszaru basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
187
Rys. 6.14. Model przepuszczalności węglanowych utworów dewonu SE części obszaru basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Tyszowce Terebin
188
Rys.6.15. Model przepuszczalności utworów formacji modryńskiej SE części basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Zubowice
189
Rys.6.16. Model przepuszczalności utworów formacji telatyńskiej SE części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa) (potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Terebin Zubowice
190
Obszar północno-zachodni
Strefy występowania skał o potencjalnych właściwościach zbiornikowych.
Obszary o najlepszych właściwościach zbiornikowych wytypowano na podstawie analizy modelu porowatości szczelinowej utworów węglanowych dewonu północno-zachodniej części basenu lubelskiego obliczonych na podstawie danych otworowych algorytmem deterministycznym, metodą funkcjonalną.
Najbardziej perspektywiczną strefą pod kątem właściwości zbiornikowych w badanym obszarze jest rejon Stężycy, w której utwory węglanowe ogniwa stężyckiego oraz werbkowickiego (formacja modryńska) mają porowatość efektywną do 7% (rys. 6.17). Badania mikrotomografii komputerowej wapieni z formacji modryńskiej wskazują na występowanie w tych skałach szczelin.
Druga strefa o potencjalnie dobrych parametrach zbiornikowych to rejon Abramowa. W rejonie tym w formacji firlejskiej występują wapienie drobnokrystaliczne, twarde, spękane przeważnie pionowo ze śladami fauny, charakteryzujące się porowatością szczelinową dochodzącą do 4,5% (rys. 6.18). Dodatkowo w rdzeniach pobranych z otworów Abramów 6 i 8 stwierdzono na płaszczyznach spękań ślady ropy.
Wizualizacja przestrzennych rozkładów cech zbiornikowych utworów węglanowych dewonu za pomocą metody funkcjonalnej wskazuje na jeszcze jedną perspektywiczną strefę –
rejon Kocka. W rejonie, gdzie zlokalizowany jest otwór Kock 14 utwory formacji firlejskiej
charakteryzują się porowatościami o wartościach dochodzących do 6% (rys. 6.18). Podwyższone wartości porowatości stwierdzono w organogenicznych wapieniach gruzłowych, ciemnoszarych. W rdzeniach z tego rejonu (Kock IG-2) stwierdzono spękania i miejscami skawernowania oraz widoczne objawy bituminów w postaci brunatnych plam i wycieków.
Strefy występowania skał o potencjalnych właściwościach filtracyjnych
Analiza wyników badań przepuszczalności wykazała, że cały profil utworów środkowego i górnego dewonu charakteryzuje się słabymi zdolnościami filtracyjnymi, większość analizowanych próbek wykazuje przepuszczalność poniżej 0,1 mD. Na podstawie analizy rozkładu parametrów filtracyjnych wskazano obszary o podwyższonych parametrach filtracyjnych (rys. 6.19).
Jednym z obszarów jest strefa Kocka, gdzie podwyższone wartości przepuszczalności wykazują wapienie formacji firlejskiej oraz ogniwa zubowickiego (formacja modryńska) (rys. 6.20-6.21). W wapieniach ogniwa zubowickiego zaobserwowano w spękaniach ślady ropy, a na głębokości 2808 m stwierdzono objawy gazu.
191
Druga strefa o korzystniejszych właściwościach filtracyjnych jest zlokalizowana w rejonie Stężycy (rys. 6.20-6.21). Uskoki występujące w tej strefie mogą spełniać rolę dróg migracji węglowodorów. W formacji firlejskiej i modryńskiej (ogniwo stężyckie) występują drobnoziarniste, pionowo silnie spękane wapienie, których przepuszczalność szczelinowa klasyfikuje tą strefę do potencjalnie perspektywicznych pod kątem migracji węglowodorów.
Podsumowanie
W pracy podjęto próbę identyfikacji stref o podwyższonym potencjale występowania węglowodorów. Parametry petrofizyczne opisujące właściwości zbiornikowe i filtracyjne skał (porowatość efektywną i przepuszczalność absolutną), wykształcenie litologiczne oraz objawy ropy naftowej i gazu ziemnego wykorzystano do wyznaczenia stref o najwyższym potencjale występowania węglowodorów tzw. sweet spotów w wybranych rejonach basenu lubelskiego.
Modelowania parametrów zbiornikowych i filtracyjnych w obszarze południowo-zachodnim dewonu basenu lubelskiego umożliwiły wyznaczenie stref o najlepszych parametrach do akumulacji złóż węglowodorów. Strefy te występują w rejonie Machnowa-Jarczowa, Terebina, Korczmina-Komarowa. W strefach tych potencjalnymi skałami zbiornikowymi mogą być wapienie gruzłowe formacji hulczańskiej, firlejskiej oraz formacji modryńskiej (ogniwo zubowickie i werbkowickie). Pod kątem właściwości filtracyjnych, strefy potencjalnie perspektywiczne wystepują jedynie w utworach formacji modryńskiej, zwłaszcza w spękanych wapieniach ogniwa zubowickiego w rejonie otworu Zubowice 1 oraz ogniwa lipowieckiego w rejonie otworu Tyszowce IG-2. Drugą jednostką litostratygraficzną perspektywiczną pod kątem właściwości filtracyjnych jest formacja telatyńska, w której dolomity w rejonie Terebina i Zubowic wykazują podwyższoną przepuszczalność szczelinową. W obszarze północno-zachodnim za najbardziej perspektywiczne skały węglanowe dewonu, ze względu na możliwości akumulacji węglowodorów, można uznać utwory ogniwa stężyckiego i werbkowickiego (formacja modryńska) w rejonie Stężycy. Inne strefy perspektywiczne wyznaczono w rejonie Abramowa i Kocka. Pod kątem właściwości filtracyjnych jako najbardziej perspektywiczną wyodrębniono strefę Kocka, gdzie skałami zbiornikowymi mogą być wapienie formacji firlejskiej oraz ogniwa zubowickiego. Drugim obszarem jest rejon Stężycy, gdzie skały węglanowe dewonu charakteryzują się występowaniem licznych szczelin.
192
Rys. 6.17. Model porowatości efektywnej w utworach węglanowych dewonu w NW części basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Stężyca Kock
193
Rys. 6.18. Model porowatości efektywnej utworów formacji firlejskiej NW części basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości zbiornikowe zaznaczone na rysunku elipsami)
Kock
194
Rys. 6.19. Model przepuszczalności utworów węglanowych dewonu NW części basenu lubelskiego (metoda funkcjonalna) (potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Stężyca Kock
195
Rys. 6.20. Model przepuszczalności utworów formacji firlejskiej w NW części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa)
(potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Kock
196
Rys. 6.21. Model przepuszczalności utworów formacji modryńskiej w NW części basenu lubelskiego (algorytm sekwencyjnej symulacji Gaussa)
(potencjalne strefy ze względu na właściwości filtracyjne zaznaczone na rysunku elipsami)
Kock
Stężyca
197
Podsumowanie
Osiągnięcie założonego celu pracy
Niniejsza rozprawa doktorska dotyczy badań przestrzeni porowej skał węglanowych w aspekcie ropo- i gazonośności. Jej podstawowym celem była ocena właściwości petrofizycznych skał węglanowych środkowego i górnego dewonu basenu lubelskiego pod kątem możliwości akumulacji węglowodorów.
W części teoretycznej przedstawiono zarys budowy geologicznej basenu lubelskiego, szczególną uwagę zwrócono na wykształcenie litologiczne i zmienność facjalną utworów dewonu środkowego i górnego. Omówiono parametry petrofizyczne (porowatość, przepuszczalność, ciśnienie kapilarne i zwilżalność) odpowiadające za właściwości zbiornikowe i filtracyjne skał. Krótko scharakteryzowano metody badań tych parametrów. Przedstawiono także charakterystykę porowatości, przepuszczalności, ciśnienia kapilarnego i zwilżalności dla różnych typów litologicznych skał, szczególnie dla skał wykształconych w facji węglanowej.
Przeprowadzona analiza literaturowa wykazała, że:
1) Uwarunkowania geologiczno-złożowe oraz pojedyncze złoża węglowodorów występujące w węglanowych osadach dewonu basenu lubelskiego świadczą o możliwościach odkrycia w tych utworach złóż ropy i gazu ziemnego.
2) Skały węglanowe występujące w profilu dewonu środkowego i górnego basenu lubelskiego nie zostały przebadane pod kątem ich ropo- i gazonośności.
3) Poprawne scharakteryzowanie struktury przestrzeni porowej umożliwia scharakteryzowanie parametrów zbiornikowych oraz filtracyjnych (m. in. współczynnika przepuszczalności, rozkładu wielkości porów, zawartości wody nieredukowalnej, wielkość powierzchni właściwej).
Mając na uwadze powyższe spostrzeżenia przeprowadzono analizę wybranych parametrów petrofizycznych skał węglanowych dewonu w wybranych rejonach (NW i SE) niecki lubelskiej. Obszary te zostały wytypowane ze względu na dobre rozpoznanie wierceniami i badaniami sejsmicznymi. W oparciu o informację geologiczną w postaci danych oraz próbek wykonano następujące prace:
198
Etap I − analiza aktualnego rozpoznania parametrów zbiornikowych oraz filtracyjnych węglanowych skał dewonu.
Etap II – wykonanie badań laboratoryjnych i oznaczenie porowatości, przepuszczalności, ciśnień kapilarnych i zwilżalności.
Etap III – ocena statystyczna właściwości petrofizycznych skał węglanowych dewonu środkowego i górnego.
Etap IV – konstrukcja modelu petrofizycznego węglanowych utworów dewonu środkowego i górnego.
Etap V – wskazanie stref o najlepszych cechach petrofizycznych pod kątem akumulacji węglowodorów.
Połączone badania porozymetrii rtęciowej, helowej, mikrotomografii rentgenowskiej oraz analizy statystycznej parametrów petrofizycznych umożliwiły wykonanie charakterystyki przestrzeni porowej skał węglanowych dewonu w NW i SE regionie basenu lubelskiego. Na ich podstawie zakwalifikowano typ przestrzeni porowej badanych skał jako szczelinowy i szczelinowo-porowy. Zróżnicowanie wartości współczynników porowatości i przepuszczalności wynika z odmiennego wykształcenia przestrzeni porowej analizowanych skał. Osady węglanowe dewonu w północno-zachodniej części charakteryzują się nanoporowym (średnia średnica kapilary 0,41 µm) wykształceniem przestrzeni porowej, podczas gdy w południowo-wschodniej części mikroporowo-nanoporowym (średnia średnica kapilary 6,12 µm). Przepuszczalność skał węglanowych dewonu wynika z występowania mikroszczelin, które umożliwiają transport płynów złożowych. Istnienie mikroszczelin stwierdzono porozymetrią rtęciową oraz mikrotomografią komputerową. Analiza parametrów petrofizycznych charakteryzujących właściwości zbiornikowe i filtracyjne skał, skład mineralogiczny oraz objawy ropy naftowej i gazu ziemnego wykorzystano do wyznaczenia stref o najwyższym potencjale występowania węglowodorów tzw. sweet spotów w części wschodniej i północno-zachodniej basenu lubelskiego. W obszarze południowo-zachodnim strefy te występują w rejonie Machnów-Jarczów, Terebin, Korczmin, Komarów, a potencjalnych akumulacji można poszukiwać w wapieniach gruzłowych formacji hulczańskiej, firlejskiej oraz formacji modryńskiej (ogniwo zubowickie i werbkowickie). W obszarze północno-zachodnim za najbardziej perspektywiczne poziomy skał węglanowych dewonu ze względu na akumulację węglowodorów można uznać utwory ogniwa stężyckiego i werbkowickiego (formacja modryńska) oraz formacji firlejskiej w rejonie strefy złożowej Stężyca, Abramów i Kock.
199
Wnioski ogólne
Za istotne, oryginalne osiągnięcia metodyczne i praktyczne pracy, można uznać: osiągnięcia metodyczne:
o badanie właściwości zbiornikowych (porowatości) w węglanach typu tight wymaga połączenia porozymetrii rtęciowej i helowej;
o metoda badania przepuszczalności w warunkach stanu ustalonego jest mniej precyzyjna, niż w warunkach stanu nieustalonego w przypadku skał węglanowych typu tight, ze względu na ograniczenia aparaturowe oraz czas badania;
o metoda Amott’a oceny zwilżalności w przypadku skał węglanowych typu tight nie sprawdza się, ze względu na skomplikowaną strukturę przestrzeni porowej;