Poszukiwania złóż gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego na podstawie interpretacji anomalii sejsmicznych — weryfikacja anomalii

(1)

Poszukiwania z³ó¿ gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego

na podstawie interpretacji anomalii sejsmicznych

— weryfikacja anomalii

Micha³ Myœliwiec*

Exploration for gas accumulations in the Miocene deposits of the Carpathian Foredeep using Direct Hydrocarbon Indicators — verification of anomalies (southern Poland). Prz. Geol., 52: 307–314.

S u m m a r y. The paper reviews the applied prospecting methods and potential methods of testing the seismic anomalies related to gas accumulation in the Miocene deposits of the Carpathian Foredeep. Since many detected anomalies is demonstrated by test drilling to have no commercial value, it is important to develop a set of effective methods allowing for verification of the hydrocarbon potential associated with particular anomalies.

Key words: seismic anomalies, bright spot, time sag, Miocene, Carpathian Foredeep, gas fields

Przyczyn¹ powstawania anomalii sejsmicznych,

podobnych do anomalii typu bright spot lub time sag, nie musi byæ wystêpowanie akumulacji gazu ziemnego. Mog¹ to byæ zmiany litologiczne, a w przypadku osadów mioce-nu zapadliska przedkarpackiego równie¿ nierównomierna kompakcja zró¿nicowanych litologicznie osadów piasz-czysto-ilastych. Anomalie sejsmiczne powstaj¹ równie¿ w zwi¹zku ze z³o¿ami, które nie maj¹ wartoœci prze-mys³owej. Czêsto w takich przypadkach s¹ to poziomy ska³ zbiornikowych z niskim nasyceniem gazem ziemnym — low saturated reservoirs lub fizz water reservoir (De-Hua, 2001, 2002; Hornby, 2000).

W zwi¹zku z tym, dla poszukiwañ w zapadlisku przed-karpackim niezwykle wa¿ne staje siê poszukiwanie metod pozwalaj¹cych na weryfikacjê wartoœci anomalii. Jest to ca³y kompleks technik interpretacyjnych, z jednej strony polegaj¹cych na szczegó³owym badaniu pe³nego obrazu falowego, a z drugiej na szukaniu mo¿liwoœci lepszego odtwarzania geometrycznego uk³adu warstw skalnych i g³êbokoœciowego odwzorowania struktur.

Dla realizacji tego drugiego celu konieczne jest poprawne okreœlenie rozk³adu prêdkoœci. Niejednokrotnie podejmowano próby jego okreœlenia poprzez badania modelowe (Borys i in., 2000; Myœliwiec i in., 1999), co w znacz¹cy sposób przenios³o siê do praktyki przemys³owej. Pozwala to czêsto na poprawniejsze lokalizowanie pierw-szych odwiertów poszukiwawczych w stosunku do kulmi-nacji struktur akumuluj¹cych gaz ziemny. Standardowo prowadzone s¹ równie¿ badania zmian prêdkoœci wzd³u¿ profili sejsmicznych, i to zarówno prêdkoœci sumowania, jak i prêdkoœci interwa³owych. Szczególnie te drugie wykonywane dla interwa³ów wa¿nych z punktu widzenia z³o¿owego pozwalaj¹ na poparcie poprawnoœci interpreta-cji bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów lub na jej zaprzeczenie, bowiem zazwyczaj strefom z³o¿owym odpo-wiadaj¹ wyraŸne anomalie prêdkoœci interwa³owych (ryc. 1). Prawid³owa lokalizacja anomalii prêdkoœci mo¿e byæ równie¿ uwzglêdniona przy modelowaniu pola prêdkoœci stosowanego dla transformacji czasowo-g³êbokoœciowej.

Jedn¹ z powszechnie stosowanych metod szcze-gó³owego badania obrazu falowego jest analiza atrybutów trasy sejsmicznej znana pod pojêciem analizy trasy zespo-lonej (complex seismic trace analysis). Zarówno klasyfika-cje, jak i charakterystyka poszczególnych atrybutów by³y ju¿ szeroko prezentowane w literaturze. W tym miejscu

warto jednak zacytowaæ A. E. Barnesa z firmy Landmark Graphics, który s³usznie zwróci³ uwagê na fakt, ¿e wyko-rzystanie do interpretacji wci¹¿ mno¿¹cych siê nowych atrybutów ma czêsto charakter mody (Barnes, 2000). Z punktu widzenia poszukiwañ naftowych wa¿niejsze jest, aby przynajmniej niektóre z kilkuset ju¿ rodzajów atrybu-tów nabra³y znaczenia bardziej geologicznego ni¿ tylko geofizycznego.

W poszukiwaniach naftowych w zapadlisku przedkar-packim najczêœciej stosowanymi atrybutami s¹ te „podsta-wowe” oparte o transformacjê Hilberta, tzn. energia sygna³u, czêstotliwoœæ chwilowa, faza chwilowa i polar-noœæ. Energia sygna³u, jako pochodna amplitudy przydatna jest zarówno dla rozpoznawania anomalii typu bright spot i time sag, jak i pomaga w okreœlaniu zmian litologicznych i litostratygraficznych (zmiany mi¹¿szoœci) oraz geome-trycznego uk³adu warstw (niezgodnoœci, ryc. 2). Obni¿enie wartoœci czêstotliwoœci chwilowej wystêpuj¹ce poni¿ej warstw nasyconych gazem mo¿e byæ dobrym wskaŸnikiem obecnoœci wêglowodorów, choæ czêsto efekt ten jest potê-gowany przez obecnoœæ ska³ nieskonsolidowanych.

Poma-ga równie¿ w rozpoznawaniu zmian mi¹¿szoœci

(wyklinowania warstw) i litologii (ryc. 3). O roli zmian polarnoœci dla identyfikacji stref nasyconych wêglowodo-rami wspomniano ju¿ wy¿ej przy okazji definiowania ano-malii zwi¹zanych z nasyceniem gazem (ryc. 4). Zmiany fazy chwilowej s¹ dobrym wskaŸnikiem lateralnej

0,0 0,5 1,0 Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 2500m

Ryc. 1. Przyk³ad anomalii prêdkoœci interwa³owych na profilu sejsmicznym zwi¹zanej ze z³o¿em gazu ziemnego. Z³o¿e gazu Cha³upki Dêbniañskie. Kolor ciemnobr¹zowy oznacza anomaliê prêdkoœci

Fig. 1 The case of the interval velocity analysis for the seismic line across the Cha³upki Dêbniañskie gas field. The brown colour indi-cates the anomaly lowering of the velocity

*PGNiG S.A. Departament Poszukiwania Z³ó¿, Oœrodek Po³udnie w Jaœle, ul. Asnyka 6, 38-200 Jas³o; m.mysliwiec@geonafta.jaslo.pl

(2)

ci¹g³oœci warstw skalnych, po³o¿enia uskoków i wyklino-wañ. Rzadziej do rozwi¹zywania szczegó³owych proble-mów poszukiwawczych (np. w rejonach o wyj¹tkowo du¿ych zmianach facjalnych) s¹ stosowane atrybuty bar-dziej skomplikowane, bêd¹ce pochodn¹ wy¿ej wymienio-nych atrybutów pierwotwymienio-nych, jak GRPXPERI, bêd¹cy iloczynem dwóch atrybutów trasy sejsmicznej, perigramu i cosinusa fazy (perigram — obwiednia amplitudy z usu-niêt¹ sk³adow¹ niskoczêstotliwoœciow¹). Atrybut ten pod-kreœla wysokoamplitudowe ci¹g³e horyzonty, podczas gdy niskoenergetyczne s¹ redukowane do zera. Pozwala to wyeksponowaæ miejsca o charakterze anomalii

poten-cjalnie zwi¹zanych z akumulacjami wêglowodorów

(Raczyñska, 2001).

Ogólnie wybór atrybutów jest uzale¿niony od wymo-gów konkretnego zadania poszukiwawczego, a w przypad-ku metodyki bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów obejmuje on przede wszystkim takie atrybuty, które mog¹ zweryfikowaæ miejsca anomalne podejrzane o zwi¹zek z akumulacjami gazu.

Od dawna i powszechnie stosowan¹ metod¹ spraw-dzaj¹c¹ wartoœæ bright spotów jest metoda AVO (Amplitu-de Variation with Offset). Wykorzystuje ona zwi¹zek

wspó³czynników odbicia z k¹tem padania fal poprzez zmianê odleg³oœci (offsetu) pomiêdzy punktem wzbudza-nia i odbioru. Nasycone gazem osady piaszczyste mog¹ objawiaæ siê zwiêkszeniem amplitudy wraz ze zwiêksza-niem offsetu, przy czym zmiana amplitudy mo¿e byæ rów-nie¿ konsekwencj¹ zmian w litologii.

To, w jaki sposób, i czy zjawisko zwiêkszenia amplitu-dy wraz z odleg³oœci¹ pomiêdzy Ÿród³em i odbiornikiem fali wyst¹pi, zale¿y nie tylko od stanu nasycenia, ale w du¿ej mierze od w³aœciwoœci sejsmo-akustycznych samych ska³ zbiornikowych (ryc. 5, 6). Inne wyniki AVO mo¿na uzyskaæ dla s³abo skonsolidowanych ska³ charaktery-zuj¹cych siê du¿o mniejsz¹ impedancj¹* w stosunku do ska³ otoczenia (s³abo skonsolidowane piaskowce nasycone gazem, typ III), inne dla ska³ o impedancji podobnej do otoczenia (typ II), a jeszcze inne dla ska³ o impedancji wysokiej, jak np. piaskowce twarde i zwiêz³e (typ I). Meto-da AVO jest szczególnie przyMeto-datna w drugim przypadku, kiedy piaszczyste ska³y zbiornikowe i nieproduktywne ska³y ilaste maj¹ podobn¹ impedancjê.

Warto dodaæ, ¿e standardowa analiza AVO wykorzy-stuje anomalne zmiany w prêdkoœci fali pod³u¿nej Vp (lub impedancji P) i prêdkoœci fali poprzecznej Vs (lub impe-dancji S) dla okreœlenia w pierwszym rzêdzie zmian rodza-ju p³ynów porowych, ale równie¿ i litologii. Na podstawie jej wyników nie jest mo¿liwe wyró¿nienie akumulacji o niskim nasyceniu gazem.

Z punktu widzenia poszukiwania akumulacji gazo-wych bardziej efektywna mo¿e byæ analiza danych sej-smicznych oparta o badanie fal poprzecznych S lub

prze-miennych P–S. Przy zastosowaniu odpowiednich

technologii pozwala ona na rozró¿nianie nasycenia gazem i wod¹ oraz okreœlenie wzglêdnego stopnia nasycenia gazem.

Badanie fal poprzecznych, czy te¿ przemiennych otwie-ra zupe³nie nowe pole dla poszukiwañ wêglowodorów. Ich u¿yteczne wykorzystanie jest obecnie przedmiotem ogrom-nej iloœci ró¿nego rodzaju badañ, w tym równie¿ weryfiko-wania anomalii sejsmicznych. Poniewa¿ wzbudzanie fal poprzecznych jest nadal trudniejsze, powszechniej stosowa-ne s¹ fale przemienstosowa-ne (ryc. 7). Zalet¹ rejestrowania fal poprzecznych jako przemienne jest przede wszystkim to, ¿e fale te mog¹ byæ rejestrowane wraz z falami pod³u¿nymi. T-4 T-3 L310 L320L330 L340L350L360L370L380L390L400L410L420L430L440L450L460 L470L480L490L500L510L220L530 L540L550L560L570L580L590L600L610L620 1,5 0,5 1,0 Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 2500m

Ryc. 2. Przyk³ad atrybutu energia sygna³u dla profilu przez z³o¿e gazu ziemnego Terliczka

Fig. 2. The reflecion strength attribute for the seismic line across the Terliczka gas field

0,5 1,0 Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 1000m 0,1

Ryc. 3. Przyk³ad atrybutu czêstotliwoœæ chwilowa dla profilu sej-smicznego przez z³o¿e ¯o³ynia. Odcienie koloru niebieskiego oznaczaj¹ obni¿enie czêstotliwoœci poni¿ej horyzontów nasyco-nych gazem

Fig. 3. The instantaneous frequency attribute for the seismic line across the ¯o³ynia gas field.The blue colour indicate the frequen-cy lowering below the gas saturated horizons

Ryc. 4 . Przyk³ad atrybutu polarnoœæ chwilowa dla profilu przez z³o¿a Cha³upki Dêbniañskie (czeœæ skrajnie prawa) i ¯o³ynia „E” (czêœæ lewa)

Fig. 4. The instantaneous polarity attribute for the seismic line across the Cha³upki Dêbniañskie (right part) and ¯o³ynia „E” gas field (left part)

*impedancja — opór stawiany przez oœrodek propagacji fali — iloczyn gêstoœci oœrodka oraz prêdkoœci propagacji

(3)

Aby dok³adnie zrozumieæ wagê stosowania fal poprzecznych lub przemiennych w poszukiwaniach nafto-wych konieczne jest przypomnienie chocia¿ tych ich pod-stawowych w³aœciwoœci, których konsekwencje mo¿liwe s¹ do wykorzystanie w poszukiwaniach naftowych.

Po pierwsze, fale poprzeczne rozprzestrzeniaj¹ siê wol-niej, czyli te same zjawiska geologiczne rejestrowane s¹ w d³u¿szym czasie. Nastêpstwem tego jest wy¿sza

rozdziel-czoœæ fal poprzecznych (Jêdrzejowska-Tyczkowska,

2002). Ponadto stosunek prêdkoœci fali poprzecznej (lub przemiennej) do prêdkoœci fali pod³u¿nej mo¿e byæ u¿ywa-ny jako wskaŸnik typów litologiczu¿ywa-nych ska³, zmian litolo-gii i facji osadowych oraz równie¿ w ograniczonym zakresie do weryfikacji anomalii sejsmicznych.

Po drugie, fale poprzeczne rozchodz¹ siê tylko w oœrodku sprê¿ystym, tzn., ¿e na ich prêdkoœæ nie ma wp³ywu medium wype³niaj¹ce pory ska³ zbiornikowych. Ma to kapitalne znaczenie dla badania za ich pomoc¹ stref nasyconych wêglowodorami (Jêdrzejowska-Tyczkowska, 2002). Standardowo polega to na wykonaniu analizy

porównawczej obrazu uzyskanego z rejestracji fal

pod³u¿nych i poprzecznych (lub przemiennych). Poniewa¿ woda, gaz i ropa naftowa znajduj¹ce siê w z³o¿ach nie maj¹ znacz¹cego wp³ywu na prêdkoœæ fali poprzecznej, na sek-cji fal S lub P–S brak bêdzie rejestrowanych przez fale P ano-malii sejsmicznych typu bright spot czy time sag (ryc. 8).

Po trzecie, fale poprzeczne charakteryzuj¹ siê

dwój³omnoœci¹, czyli zdolnoœci¹ do podwójnego za³ama-nia. Fala rozdziela siê na dwie sk³adowe, szybk¹ (SV) oraz woln¹ (SH), spolaryzowane liniowo w dwóch wzajemnie prostopad³ych p³aszczyznach (Jêdrzejowska-Tyczkowska, 2002). Ta cecha fali poprzecznej ma ogromne znaczenie interpretacyjne. Pozwala ona na iloœciowe badanie zjawiska anizotropii horyzontalnej oœrodka, przede wszystkim ani-zotropii wywo³anej przez obecnoœæ gêstej sieci spêkañ, szczelin i uskoków. Z praktyki wiadomo, ¿e wzajemna orientacja obu sk³adowych fali poprzecznej uzale¿niona jest od cech budowy geologicznej i rozk³adu naprê¿eñ w górotworze. Zgodnie z kierunkiem wy¿szych naprê¿eñ zorientowana jest sk³adowa wolna (SH), a sk³adowa szyb-sza (SV) w kierunku naprê¿eñ ni¿szych.

Przytoczone cechy fal poprzecznych wskazuj¹, ¿e dla wykorzystania ich w³aœciwoœci w poszukiwaniach wêglo-wodorów konieczna jest rejestracja pe³nego obrazu falo-wego, tzn. fal pod³u¿nych i obu sk³adowych fal poprzecznych. Z takimi wielosk³adnikowymi badaniami 2D–3C wi¹¿e siê powa¿ne nadzieje na kolejny du¿y krok metodyczny w poszukiwaniu wêglowodorów w zapadlisku przedkarpackim. Alternatywne do uzyskanej z rejestracji fal pod³u¿nych sekcje sejsmiczne P–S, P–SV i P–SH mog¹ umo¿liwiæ lepsze rozpoznanie geometrii warstw skalnych, zmiennoœci ich litologii i facji sedymentacyjnych oraz eli-minowanie niezwi¹zanych z akumulacjami gazu anomalii sejsmicznych.

Takie by³y g³ówne cele wykonanego w 2002 r. (Geofi-zyka Kraków), w rejonie ¯o³yni i Cha³upek Dêbniañskich 6-kilometrowego profilu doœwiadczalnego 2D–3C, tzn. z

rejestracj¹ pe³nego obrazu falowego (Gruszczyk i in.,

2003). Dla kontroli interpretacji uzyskanych danych sej-smicznych wykorzystano znane ju¿ dane geologicz-no-z³o¿owe. W z³o¿u Cha³upki Dêbniañskie gaz ziemny odkryto dotychczas w 15 horyzontach o mi¹¿szoœci od kil-ku do kilkil-kunastu metrów. Ka¿dy horyzont ma swój w³asny kontakt gaz–woda. Rozdzielone s¹ one warstwami ³upków, mu³owców, zawodnionych piaskowców oraz piaskowców o niskim nasyceniu gazem. Poniewa¿ z³o¿e jest po³o¿one

MODEL SKALNY

ROCK MODEL _GÊSTOŒÆ _DENSITY

WSPÓ£CZYNNIK POISSONA POISSON RA TIO PRÊDKOŒÆ FALI POD£U¯NEJ P-W A V E VELOCITY PRÊDKOŒÆ FALI POPRZECZNEJ s-wave velocity TYP ANOMALII A V O A V O CLASS TYP II CLASS II TYP I CLASS I TYP III CLASS III ODPOWIED SEJSMICZNA NA SEKCJI SUMOW ANEJ SEISMIC EFFECT ON THE S TACKED SECTION CISZA SEJSMICZNA DIM OUT ANOMALIE TAK LUB NIE

ZMIANY POLARYZACJI ANOMALIES YES OR NO POLARITY REVERSAL BRIGHT SPOT ska³y ilaste shales

piaskowce zwiêz³e twarde o wysokiej impedancji imp pc > imp ska³ ilastych

consolidated sandstones with high impedance imp ss > imp shales

piaskowce œredniozwiêz³e imp pc = imp ska³ ilastych

medium consolidated sandstones imp ss = imp shales

piaskowce s³abozwiêz³e o niskiej impedancji imp pc < imp ska³ ilastych

semi- & unconsolidated sandstones imp ss < imp shales

Ryc. 5. Typy anomalii AVO w zale¿noœci od w³aœciwoœci sej-smo-akustycznych ska³

Fig. 5. The types of the AVO anomalies depending of the reservoir rocks accoustic properties

Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 1,0 0,5 0,2 1000m

Ryc. 6. Przyk³ad odpowiedzi AVO dla profilu sejsmicznego przez z³o¿e ¯o³ynia w interwale 0,3 do 0,7 s. W dolnej czêœci profilu refleksy od poziomu ewaporatowego

Fig. 6. The case of the AVO anomaly founded on the seismic line across the ¯o³ynia gas field in the time interval of 0.3–0.7 s. The ano-malies in the lower part of the profile correspond to evaporatic series

V

₁ ODBIORNIK RECEIVER RÓD£O FALI SOURCE

V

₂

kierunek drgañ cz¹steczek

direction of the particles motion

kierunek przemieszczania siê fali

P-wave & S-wave propagation direction

punkt konwersji

conversion point

P

_P

_S

Ryc. 7. Powstawanie fal przemiennych Fig. 7. The nature of the share waves

(4)

na niedu¿ej g³êbokoœci i ciœnienie nie przekracza tutaj 10 MPa wszystkie horyzonty gazowe, w tym równie¿ pozio-my nasycone gazem w stopniu nieprzepozio-mys³owym powo-duj¹ znaczne zmiany impedancji akustycznej. Ostatecznie ca³y taki uk³ad ska³ i mediów (gaz, woda i ich mieszaniny) jest przyczyn¹ powstawania bardzo czytelnej anomalii na standardowych pomiarach sejsmicznych oraz, jak siê oka-za³o w pracach doœwiadczalnych, równie¿ na profilu sej-smicznym 2D–3C w wersji P–P. Anomalia ma charakter

ca³ego zespo³u bright spotów oraz ugiêcia cza-sowych refleksów sejsmicznych (time sag).

W trakcie prac doœwiadczalnych w rejonie z³o¿a Cha³upki Dêbniañskie, przeanalizowa-no obraz uzyskany z rejestracji zarówprzeanalizowa-no fali pod³u¿nej, jak i fali poprzecznej. Analiza i interpretacja mia³a przede wszystkim charak-ter porównawczy obu otrzymanych obrazów oraz analizy stosunku prêdkoœci fali poprzecz-nej do pod³u¿poprzecz-nej. W jej wyniku okreœlono

lokalizacjê kolejnego odwiertu

poszuki-wawczego.

Fale poprzeczne zosta³y zarejestrowane jako fale przemienne. Dostarczy³y one alter-natywnej sekcji sejsmicznej, której

interpreta-cja zosta³a wykorzystana dla lepszego

zdefiniowania obrazu strukturalnego (1), lito-logii (2) i zmian litofacjalnych (3) oraz analizy i kontroli poprawnoœci interpretacji anomalii sejsmicznych (4).

W pierwszym rzêdzie zwrócono uwagê na zmiany wartoœci amplitudy oraz uk³adu refleksów w rejonie ju¿ odkrytego z³o¿a. Na profilu doœwiadczalnym towarzysz¹ca strefie z³o¿owej anomalia typu time sag obserwowa-na obserwowa-na danych w wersji fal poprzecznych P–P, zanika obserwowa-na wersji fal przemiennych P–S (ryc. 9, 10). W zwi¹zku z tym na tym etapie interpretacji mo¿na by³o uznaæ, ¿e porówna-nie danych sejsmicznych w wersji P–P z wersj¹ P–S mo¿e byæ stosowane w zapadlisku przedkarpackim dla odró¿nia-nia anomalii time sag zwi¹zanych z akumulacjami gazu od czêsto wystêpuj¹cych tutaj ugiêæ refleksów sejsmicznych wywo³anych przez nierównomiern¹ kompakcjê zró¿nico-wanych litologicznie osadów piaszczysto-ilastych.

MODEL ZE SKA£AMI ZAWODNIONYMI

WATER SATURATED ROCKS MODEL

GÊSTOŒÆ DENSITY GÊSTOŒÆ DENSITY IMPEDANCJA ACCOUSTIC IMPEDANCE IMPEDANCJA ACCOUSTIC IMPEDANCE WSPÓ£CZYNNIK ODBICIA REFLECTION COEFFICIENT WSPÓ£CZYNNIK ODBICIA REFLECTION COEFFICIENT ODPOWIED SEJSMICZNA SEISMIC EFFECT ODPOWIED SEJSMICZNA SEISMIC EFFECT PRÊDKOŒÆ FALI POPRZECZNEJ S–WAVE VELOCITY PRÊDKOŒÆ FALI POPRZECZNEJ S–WAVE VELOCITY MODEL Z GAZEM GAS SATURATED ROCKS MODEL

a

b

ska³y ilaste

shales

ska³y nasycone gazem

gas saturated rocks ska³y nasycone wod¹water saturated rocks

Ryc. 8. Schematyczne i modelowe przedstawienie parametrów akustycznych ska³ i mo¿liwa odpowiedŸ sejsmiczna rejestrowana za pomoc¹ fali poprzecznej (a) dla piaskowca nasyconego wod¹, (b) dla piaskowca nasyconego gazem

Fig. 8. Schematic comparison of the S–wave velocity, rock density and synthetics for (a) the water saturated sandstones model, (b) the gas saturated sandstones model

P-P

CHD-2 CHD-2 CHD-3 CHD-3

P-S

0,0 0,5 1,0 Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 1,5 0,0 0,5 1,0 Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 1,5

1000m

Ryc. 9. Porównanie profilu sejsmicznego uzyskanego z rejestracji fal pod³u¿nych P–P z profilem fal przemiennych P–S. Profil doœwiad-czalny 2D–3C z rejonu Cha³upek Dêbniañskich

(5)

W dalszej kolejnoœci podobn¹ siln¹ anomaliê o charak-terze bright spot oraz ugiêcia refleksów time sag stwier-dzono w NW czêœci profilu w wersji P–P. Brak tych zjawisk w odpowiadaj¹cych miejscach na profilu w wersji fal przemiennych P–S pozwala³

domniemy-waæ, ¿e mog¹ to byæ anomalie zwi¹zane z

nierozwierconymi jeszcze akumulacjami

gazu ziemnego (ryc. 11).

Iloraz prêdkoœci fali pod³u¿nej do prêd-koœci fali poprzecznej dla profilu doœwiad-czalnego 2D–3C obliczono na podstawie korelacji refleksów sejsmicznych odpowia-daj¹cych tym samym granicom geologicz-nym (sejsmiczgeologicz-nym), wykonageologicz-nym na obu wersjach danych, tzn. P–P i P–S. Wartoœci wspó³czynnika Vp/Vs wykazuj¹ pewne zmiany, które jednak w pierwszym rzêdzie nale¿y wi¹zaæ ze zmianami litologicznymi i zmianami porowatoœci osadów

piaszczys-tych, a dopiero w dalszej kolejnoœci ze zmianami nasycenia gazem (ryc. 12).

Dodatkowo przeanalizowano dwa atrybuty trasy sej-smicznej: AVO Product i wspó³czynnik Poissona, oba wykonane dla fali P–P. Oba atrybuty wykazuj¹ pewne

1,0 2,0 2,5 1,5 Vp Vs Pc MIOCEN MIOCENE CZAS (s) TIME (s) 1,0 0,5 0,1 1000m

Ryc.12. Zmiany wspó³czynnika Vp/Vs dla wybranego interwa³u czasowego profilu doœwiadczalnego 2D–3C w rejonie z³o¿a Cha³upki Dêbniañskie

Fig. 12. The changes of the Vp/Vs ratio for gas saturated interval on the 2D–3C Cha³upki Debniañskie seismic profile

0° 10° 20° 30° 40° 50° 100 -100 -200 0 200 300 400 500

K¥T PADANIA FALI [stopnie]

INCIDENT ANGLE [deg.]

a

Sw=0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1000 Rps / Rpp )) 1000 Rps / Rpp )) 1000 Rps / Rpp )) 0 -100 -200 -300 -400 -500

b

0,8 0,6 0,4 0,2 Sw=0,0

0° 10° 20° 30° 40° 50° 0 -100 -200 -300 -400 -500 -600

c

0,8 0,6 0,4 0,2 Sw=0,0

0° 10° 20° 30° 40° 50°

Ryc. 13. Wartoœci wspó³czynnika )Rps/)Rpp w zale¿noœci od wartoœci k¹ta padania na granicy ska³a ilasta/pia-skowiec dla ró¿nych typów piaszczys-tych ska³ zbiornikowych (klasyfika-cja jak dla anomalii AVO: a — typ I; b — typ II, c — typ III) w zale¿noœci od stopnia nasycenia wod¹ oraz k¹ta padania fali sejsmicznej (Zhu, 2000b)

Fig. 13.)Rps/)Rpp as function of the incident angle at the shale/sand interfaces of the a — AVO Class 1 reservoir, b — AVO Class 2 reservoir, c — AVO Class 3 reservoir (Zhu, 2000b) 0,1 0,3 0,5 0,7

P-P

P-S

0,1 0,3 0,5 0,7 1000m CHD-2 CHD-2 CZAS (s) TIME (s) CZAS (s) TIME (s)

Ryc. 10. Powiêkszenie fragmentu profilu doœwiadczalnego 2D–3C w czêœci odpowiadaj¹cej z³o¿u gazu Cha³upki Dêbnia-ñskie (seria bright spotów i anomalia time sag)

Fig. 10. The enlarged part of the 2D–3C profile corresponding to gas zone (the set of bright spots and time sag anomalies)

0,4 0,6 0,8 1,0

P-P

P-S

0,4 0,6 0,8 1,0 CHD-3 CHD-3 CZAS (s) TIME (s) CZAS (s) TIME (s) 500m

Ryc. 11. Powiêkszenie fragmentu profilu doœwiad-czalnego 2D–3C w czêœci zawieraj¹cej anomaliê wywo³an¹ przez nieprzemys³owe akumulacje gazu Fig. 11. The enlarged part of the 2D–3C profile including the seismic anomaly caused by the low saturated gas horizons

(6)

zmiany, które równie¿ mog¹ byæ wi¹zane ze zmianami nasyceñ.

Ostatecznie odwiert Cha³upki Dêbniañskie–3 w miej-scu drugiej anomalii stwierdzi³ obecnoœæ wielu poziomów nasyconych wod¹ z³o¿ow¹ z mniejszym lub wiêkszym

udzia³em gazu oraz w g³êbokoœci odpowiadaj¹cej

wyraŸnemu bright spotowi poziom nasycony gazem, który jednak ze wzglêdu na ma³y wydatek zosta³ uznany za nie-przemys³owy.

Wspólna analiza danych sejsmicznych oraz wyników z³o¿owych wykonanego odwiertu wyraŸnie wykazuje, ¿e w miejscu badanej anomalii wystêpuje typowy dla osadów miocenu zapadliska uk³ad ska³a–p³yny z³o¿owe (s³abo skonsolidowane piaskowce — gaz–woda z³o¿owa), jednak bez horyzontów z wysokim nasyceniem gazem. Nie jest to przypadek odosobniony. Ogólne doœwiadczenia poszuki-wawcze w zapadlisku przedkarpackim, potwierdzaj¹, ¿e 60–70% stwierdzonych zapisów sejsmicznych pierwotnie uznawanych za anomalne okazuje siê w praktyce wielo-horyzontowymi z³o¿ami gazu ziemnego. Reszta to przy-padki anomalii wywo³anych przez akumulacje nieprze-mys³owe lub anomalii pozornych zwi¹zanych z innymi przyczynami natury geofizycznej lub geologicznej.

Eksperyment 3C Cha³upki Dêbniañskie, mimo ¿e nie zakoñczy³ siê pe³nym powodzeniem wykaza³ przydatnoœæ tego typu badañ dla poszukiwañ gazu ziemnego w zapa-dlisku. Konieczne jest jednak po pierwsze doskonalenie rejestracji i przetwarzania danych wielosk³adnikowych (jednoczeœnie rejestrowanych fal pod³u¿nych i przemien-nych), tak aby równie dobre wyniki mo¿na by³o osi¹gaæ w trudniejszych warunkach geologicznych oraz przede wszystkim szukanie optymalnych metod interpretacji. Z punktu widzenia ich przemys³owego stosowania kompli-kowanie tego typu pomiarów (eksperymentalnie wykony-wano na œwiecie ju¿ nawet zdjêcia sejsmiczne 9. sk³adnikowe 3D, Kanada) nie jest mo¿liwe do zaakcepto-wania, ze wzglêdu na zbyt du¿e koszty. Obecnie w warun-kach obszarów l¹dowych do zaakceptowania s¹ pomiary w wersji 3C. Konieczne jest zatem wypracowywanie nowych technik ich interpretacji dostosowanych zarówno do warunków geologicznych wystêpowania z³ó¿ gazu, jak i pod-stawowych celów ich interpretacji. W warunkach osadów miocenu zapadliska przedkarpackiego takimi celami s¹:

— weryfikacja anomalii sejsmicznych zwi¹zanych z przemys³owymi akumulacjami gazu ziemnego,

— poprawienie uzyskiwanego z badañ sejsmicznych obrazu strukturalnego,

— okreœlanie zmian litologicznych i litofacjalnych osadów, — okreœlanie zapiaszczenia oraz zmian porowatoœci, — analiza anizotropii

— poprawienie jakoœci danych sejsmicznych dla najp³ytszej czêœci osadów mioceñskich.

Mimo du¿ego stopnia trudnoœci, na œwiecie s¹ prowa-dzone intensywne prace doœwiadczalne nad ró¿nymi szczegó³owymi technikami interpretacyjnymi, które maj¹ na celu ustalenie sposobu obliczania z danych sejsmicz-nych wspó³czynnika, który pozwoli³by okreœliæ stopieñ nasycenia ska³ gazem ziemnym. Bardzo obiecuj¹ce wyniki uzyskano rozwijaj¹c technologiê AVO, poszerzaj¹c j¹ o nowe elementy, w tym w³aœnie szersze stosowanie fal prze-miennych. Wypracowane w ten sposób rozwi¹zania mog¹ byæ u¿ywane jako nowe samodzielne bezpoœrednie wskaŸniki wêglowodorów.

S¹ to m.in. fluid factor (Smith & Gidlow, 1987), para-metry petrofizyczne Lambda–Rho, Mu–Rho i Lambda/Mu fluid stack, (Goodway i in., 1997; Gray i in., 1999; Chen, 1999) oraz ró¿nice w wartoœciach wspó³czynników odbicia dla fal pod³u¿nych (P–P) i przemiennych (P–SV),

(Casta-gna & Smith, 1994; Smith & Sutherland, 1996). W tym ostatnim przypadku iloraz wartoœci ró¿nic wspó³czynni-ków odbicia dla obu typów fal w stosunku do przypadku,

gdy ska³a jest w 100% nasycona wod¹ ()Rpp/)Rps i

)Rps/)Rpp) jest dobrym przyk³adem nowego bezpoœred-niego wskaŸnika wêglowodorów. Dotychczasowe prace polegaj¹ce na obliczeniach na podstawie równañ

Zoepprit-za i Gassmanna pokaZoepprit-za³y, ¿e wspó³czynnik )Rps/)Rpp

zachowuje siê ca³kiem ró¿nie w zale¿noœci od wartoœci nasycenia gazem ziemnym i mo¿e byæ u¿ywany jako tzw. wskaŸnik czêœciowego nasycenia gazem ju¿ przy niskich i œrednich offsetach (partial gas indicator, PGI). Zmiany porowatoœci oraz zailenia generalnie s³abo wp³ywaj¹ na jego wartoœci i s¹ mo¿liwe do zidentyfikowania (Zhu i in., 2000a, b, c; Ursenbach & Stewart, 2002; ryc. 13).

Technik¹, która mo¿e byæ nie tylko stosowana samo-dzielnie, ale równie¿ w celu wspomo¿enia podstawowych badañ sejsmicznych jest pionowe profilowanie sejsmiczne PPS (Vertical Seismic Profiling). Równie¿ i w tym przy-padku mo¿liwe jest zastosowanie wielosk³adnikowej reje-stracji danych, co znacz¹co mo¿e wspomóc interpretacjê danych powierzchniowej sejsmiki 3C. Jednym z zasadni-czych zastosowañ pomiaru PPS jest transformacja czaso-wo-g³êbokoœciowa. Pomiary PPS dostarczaj¹ najlepszych danych dla zwi¹zania danych otworowych w domenie g³êbokoœci z danymi sejsmicznymi w domenie czasowej. Graficzne przedstawienie obu rodzajów danych zosta³o s³usznie nazwane przez Roberta Stewarta z Uniwersytetu w Calgary „Kamieniem z Rosetty” (Stewart, 1989). W oparciu o wyniki PPS i pomiar akustyczny w odwiercie powstaje rozk³ad prêdkoœci interwa³owych, który ma zasadnicze znaczenie dla przetwarzania danych sejsmicz-nych. Na podstawie pomiaru PPS przewiduje siê równie¿ rozk³ad prêdkoœci poni¿ej dna odwiertu, w którym pomiar jest wykonywany, co mo¿e mieæ du¿e znaczenie z punktu widzenia ekonomicznego.

Przy zastosowaniu odpowiedniego uk³adu punktów wzbudzania, pomiar PPS umo¿liwia szczegó³owe przeba-danie strefy wokó³ odwiertu w promieniu nawet kilkuset metrów. Wynik takiego pomiaru przypomina klasyczn¹ sekcje sejsmiczn¹, ale charakteryzuje siê znacznie wy¿sz¹ rozdzielczoœci¹. Jeœli w ramach pomiaru PPS zare-jestrowany zostanie pe³ny obraz falowy, poprzez badanie zjawiska anizotropii mo¿liwe stanie siê okreœlenie zmian stopnia szczelinowatoœci ska³ oraz geometrii spêkañ i szczelin w zakresie wielkoœci niemo¿liwym do rejestrowa-nia zarówno na podstawie analizy rdzeni i pomiarów

geofi-zyki otworowej, jak i powierzchniowych badañ

sejsmicznych. Badania te mog¹ wspomóc badanie anizo-tropii za poœrednictwem interpretacji powierzchniowych badañ sejsmicznych 3C.

Zazwyczaj w trakcie opracowywania danych sejsmicz-nych przyjmuje siê, ¿e badany oœrodek skalny jest izotro-powy i homogeniczny, podczas gdy ustalono, ¿e ju¿ zaledwie 5% anizotropia jest powszechna (Sihgn, 1997). Ju¿ w takich przypadkach wyniki badañ sejsmicznych bêd¹ obarczone znacznymi strukturalnymi i stratygraficz-nymi b³êdami, ze wzglêdu na niedostosowanie algorytmów standardowego przetwarzania dla warunków znacz¹cej anizotropii. Problemy te mo¿na rozwi¹zaæ za poœrednic-twem wielosk³adnikowych badañ 3C sejsmiki powierzch-niowej i otworowej (PPS). Jak widaæ na ryc. 14 zjawisko anizotropii wystêpuje równie¿ w osadach miocenu. Bada-nie szczelinowatoœci za poœrednictwem wielosk³adniko-wych danych sejsmiki powierzchniowej i PPS w pierwszym rzêdzie dotyczy ska³ mezozoiczno-paleozoicz-nego pod³o¿a, na przyk³ad akumulacji gazu w wêglano-wych osadach dewonu. Poniewa¿ jednak przyczynami

(7)

wystêpowania anizotropii jest nie tylko obecnoœæ spêkañ, szczelin i uskoków, ale równie¿ nieregularna zmiennoœæ uwarstwienia, czy nawet ukierunkowanie ziaren skalnych, jej rozpoznanie ma znaczenie równie¿ i w przypadku piaszczysto-ilastych osadów miocenu. Jednoczeœnie mo¿e byæ ono wykorzystane przy konstruowaniu modeli prêdko-œciowych dla transformacji czasowo-g³êbokoœciowej oraz dla badañ bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów.

Stosowanie nowoczesnych wysokorozdzielczych sond i nowoczesnych technik interpretacyjnych w geofizyce otworowej pozwoli³o ju¿ na znaczne podniesienie roz-dzielczoœci pomiarów. W zakresie sejsmiki

powierzchnio-wej rozdzielczoœæ poprawiæ mo¿na wykorzystuj¹c

pomiary PPS (ryc.15). W przypadku cienko warstwowa-nych osadów miocenu zapadliska przedkarpackiego ma to zasadnicze znaczenie.

Wstêpem do szukania nowych technik interpretacji danych wielosk³adnikowych jest pe³na integracja pomia-rów geofizycznych w odwiertach, w tym PPS, z pomiarami sejsmicznymi. Jest ona konieczna ze wzglêdu (1) na

szuka-nie odszuka-niesienia petrofizycznego dla parametrów geofi-zycznych obliczonych na podstawie analizy atrybutów trasy sejsmicznej, (2) na powi¹zanie jednolitych charakte-rystycznych obrazów zapisu sejsmicznego (facji sejsmicz-nych) z facjami sedymentacyjnymi wydzielonymi na podstawie badañ geologicznych materia³u rdzeniowego i interpretacji pomiarów geofizyki otworowej, (3) na powi¹zanie mo¿liwych do zinterpretowania na danych sej-smicznych nieci¹g³oœci tektonicznych (uskoków,

nasu-niêæ) z wynikami analogicznych badañ pomiarów

upadomierza, czy te¿ wskazuj¹cymi na obecnoœæ zjawisk tektonicznych korelacjami krzywych geofizycznych w s¹siednich odwiertach. Wszystkie te dzia³ania pozwalaj¹ nadaæ geofizycznym cechom danych sejsmicznych znacze-nie geologiczne, co ma zasadnicze znaczeznacze-nie dla poszuki-wañ naftowych.

Bardzo dobrym przyk³adem jest tutaj rozwój analizy AVO, w przypadku której w³¹czenie do procesu prze-twarzania materia³ów sejsmicznych danych petrofi-zycznych z innych Ÿróde³ oraz danych dotycz¹cych anizotropii i t³umienia fal pozwoli³o na podniesienie efektywnoœci metody z 30 do 65% (Hilterman, 1998). Kolejnym krokiem w doskonaleniu tej metody jest jej stosowanie dla fal przemiennych P–S. Znane ju¿ s¹ podstawy teoretyczne procesu szacowania w³aœciwoœci ska³ bezpoœrednio z amplitudy fal przemiennych (Aki & Richards, 1980; Gray, 2003). Amplitudy zarejestrowane w domenie fal przemiennych pozostaj¹ w bezpoœrednim zwi¹zku z gêstoœci¹ i wartoœciami wspó³czynnika odbicia dla tych fal. Jest to o tyle wa¿ne, ¿e na tej podstawie mo¿liwe jest okreœlenie gêstoœci ska³ bezpoœrednio na podstawie amplitudy przy u¿yciu metody AVO dla fal przemiennych. Dodatkowo przewag¹ tego rodzaju AVO nad jej wersj¹ dla fal pod³u¿nych jest to, ¿e zmiana gêsto-œci jest mierzalna przy znacznie krótszym offsecie, zazwyczaj mniejszym ni¿ 2/3 offsetu dla fal P (Gray, 2003). Stosowanie AVO dla fal przemiennych wymaga wysokiej jakoœci danych sejsmicznych 3C o niskim poziomie zak³óceñ.

Technik¹, która pozwala na okreœlenie fizycznych w³aœciwoœci ska³ z danych sejsmicznych jest inwersja sejsmiczna. Zazwyczaj stosowana jest w celu otrzyma-nia impedancji akustycznej z danych sejsmicznych po sumowaniu. Impedancja jako iloczyn gêstoœci ska³ i prêdkoœci fali mo¿e byæ uznana za w³aœciwoœæ ska³y. Mo¿e byæ przydatnym parametrem do powi¹zania z

3272327432763278 3282 32823284 32863288329032923294329632983300330233043306330833103312331433163318332033223324332633283330333233343336333833403342 3280 32843286328832903292329432963298330033023304330633083310331233143316331833203322332433263328333033323334333633383340334233443346334833503352 0 0 200 200 400 400 600 600 800 800 1000 1000 1200 1200 1400 1400 1600 1600 1800 1800 2000 2000 2200 2400 CDP CDP SW SW NE NE CZAS 2T [ms] TIME 2T [ms] CZA S 2T [ms] TIME 2T [ms] a b

Ryc. 15. a — Zestawienie fragmentu profilu 2D–3C w wersji P–P z transformacj¹ PPS dla fali P–P z odwiertu Cha³upki Dêbniañskie 3; b — Zestawienie fragmentu profilu 2D–3C w wersji P–S z transformacj¹ PPS fali P–Sv z odwiertu Cha³upki Dêbniañskie–3. Widoczna znaczna ró¿nica w rozdzielczoœci pomiêdzy profilem sejsmicznym i sumami korytarzowymi uzyskanymi z PPS (na polu fal odbitych wyznaczono korytarz, który zsumowano otrzymuj¹c trasê sumaryczn¹)

Fig. 15. a — The compilation of P–P version of 2D–3C profile and P–P wave version of VSP data; b — P–S version of 2D–3C profile and P–Sy wave version of VSP data from Cha³upki Dêbniañskie 3 well. Note the difference in resolution between seismic profile and the VSP

CHD-2 CHD-2 CHD-3 CHD-3 1000m Pc MIOCEN MIOCENE Pc MIOCEN MIOCENE 0,0 0,5 1,0 CZAS (s) TIME (s) 1,5 0,0 0,5 1,0 CZAS (s) TIME (s) 1,5 P-SV P-SH

Ryc. 14. Porównanie profilu 2D–3C w wersji fal przemiennych P–SH i P–SV

Fig. 14. The comparison between P–S (SH) and P–S (SV) ver-sions of the 2D–3C profile from the Cha³upki Dêbniañskie area

Ryc. 16. Impedancja dla profilu sejsmicznego przez z³o¿a Cha³upki Dêbniañskie i ¯o³ynia „E”. W górnej czêœci profilu widoczne poziomy porowatych osadów piaszczystych nasyco-nych gazem (kolor bia³y)

Fig. 16. Accoustic impedance for the seismic profile across the Cha³upki Dêbniañskie and ¯o³ynia „E” gas fields. Note the porous sandy layers in the higher part of the profile (white

(8)

colo-innymi jej w³aœciwoœciami, jak porowatoœæ, nasycenie, czy litologia, znanymi z danych otworowych (ryc. 16).

Podsumowanie i wnioski

Z³o¿a gazu ziemnego odkrywane s¹ obecnie w zapadli-sku przedkarpackim prawie wy³¹cznie na podstawie inter-pretacji bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów na sekcjach sejsmicznych. Odkryto i udokumentowano w ten sposób ju¿ wielomiliardowe zasoby, a rezultatem stosowa-nia tej metodyki jest wysoki wskaŸnik trafnoœci otworów wiertniczych osi¹gany w ostatnim 10-leciu.

Wystêpuj¹ca w zapadlisku przedkarpackim sekwencja ska³ piaszczysto-mu³owcowo-ilastych powoduje powstawa-nie anomalii sejsmicznych ju¿ przy niskiej zawartoœci gazu. Ska³y nasycone s¹ ró¿norodnymi p³ynami — gazem ziem-nym, wod¹ z³o¿ow¹, mieszaninami wody i gazu w ró¿nych proporcjach oraz wod¹ z³o¿ow¹ z rozpuszczonym w niej gazem. W zwi¹zku z tym potrzebne jest opracowanie meto-dy, która pozwoli na rozdzielenie anomalii zwi¹zanych z akumulacjami przemys³owymi od nieprzemys³owych.

Trzeba wyraŸnie stwierdziæ, ¿e brak jest w tej chwili na œwiecie metod, wliczaj¹c w to AVO i dane sejsmiczne 3C, które mog³yby jednoznacznie eliminowaæ z poszukiwañ obiekty objawiaj¹ce siê w postaci anomalii, a bêd¹ce fak-tycznie bez znaczenia przemys³owego. Jednak wyniki eks-perymentu 2D–3C z rejonu z³o¿a Cha³upki Dêbniañskie daj¹ nadziejê na to, ¿e zespó³ technik interpretacyjnych opartych o jednoczeœnie rejestrowane fale pod³u¿ne i poprzeczne mo¿e umo¿liwiæ skuteczniejsze weryfikowa-nie anomalii sejsmicznych. Zadaweryfikowa-nie takie ju¿ w zakresie jedynie oceny jakoœciowej nasycenia (tzn. gaz czy woda z³o¿owa z gazem) jest trudne, ale dla poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w zapadlisku przedkarpackim ma znaczenie zasadnicze.

Rozpoczêcie stosowania jeszcze bardziej zaawansowa-nych technik interpretacyjzaawansowa-nych, tzw. wskaŸników czêœcio-wego nasycenia gazem, które daj¹ podstawê do okreœlenia procentowych udzia³ów gazu i wody (fluid factor,

Lamb-da–Rho, Mu–Rho i Lambda/Mu fluid stack,)Rpp/)Rps,

)Rps/)Rpp) powinno byæ poprzedzone odpowiednimi badaniami danych z odwiertów, takich jak pomiar aku-styczny z pe³nym zapisem falowym (Jarzyna i in., 2002, Ba³a & Cichy, 2003) i PPS–3C oraz badaniami laboratoryj-nymi w³aœciwoœci sejsmo-akustycznych na rdzeniach. PóŸniejsza integracja z danymi sejsmicznymi powinna obj¹æ nie tylko uzyskane wyniki, ale przede wszystkim procesy interpretacji ze szczególnym uwzglêdnieniem fal przemiennych. Wyniki tych badañ mog¹ daæ dobr¹ podsta-wê pod opracowanie nowoczesnej metodyki interpretacji danych sejsmicznych weryfikuj¹cej anomalie przystoso-wanej do warunków geologiczno-z³o¿owych w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego.

Literatura

AKI K. & RICHARDS P.G. 1980 — Quantitative Seismology: Theory and Methods, W.H. Freeman and Co., San Francisco.

ANSTEY N.A. 1991 — Velocity in a thin section. First Break, 9: 449–457.

BA£A M. & CICHY A. 2003 — Estymacja prêdkoœci fal pod³u¿nych i poprzecznych przy wykorzystaniu metod teoretycznych oraz danych geofizyki wiertniczej. Prz. Geol., 51: 1058–1063.

BARNES A. E. 2000 — Seismic Attributes Past, Present, and Future. South West Louisiana Geophysical Society.

BORYS Z., MYSLIWIEC M. & TRYGAR H. 2000 — New Gas Discove-ries in the Carpathian Foredeep, Poland, As the Result of the Seismic Ano-malies Interpretation. Oil and Gas News From Poland, 10: 69–80.

BORYS Z. & MYŒLIWIEC M. 2002 — Perspektywy poszukiwañ wêglo-wodorów w Karpatach i zapadlisku przedkarpackim. Nafta, 9: 447–455.

CASTAGNA J. P. & SMITH S. W. 1994 — Comparison of AVO indi-cators: a modelling study. Geophysics, 59: 1849–1855.

CHEN X. C. 1999 — Essentials of Geomodulus Method. SEG Expan-ded Abstracts.

DE-HUA HAN & BATZLE M. 2001 — Fizz Water’ and low gas satu-rated reservoirs. SEG International Exposition and Seventy-First Annu-al Meeting, Houston.

DE-HUA HAN 2002 — Fizz water and low gas saturated reservoirs. The Leading Edge, 4.

GIDLOW P.M., SMITH G.C. & VAIL P.J. 1992 — Hydrocarbon detection using fluid factor traces: A case history. Expanded abstracts of the Joint SEG/EAEG Summer Research Workshop on „How useful is Amplitude-Versus Offset (AVO) Analysis?”: 78–89.

GOODWAY W., CHEN T. & DOWNTON J. 1997 — Improved AVO fluid detection and lithology discrimination using Lamé petrophysical Parameters; „Lambda–Rho”, „Mu–Rho”, & „Lambda/Mu fluid stack”, from P and S inversions. 1997 CSEG meeting abstracts, 148–151:1997 SEG meeting abstracts: 183–186.

GOODWAY B. 2002 — Elastic–wave AVO methods. CSEG 2002 National Convention Expanded Abstracts.

GRAY D., GOODWAY W. & CHEN T. 1999 — Bridging the gap: Using AVO to detect changes in fundamental elastic constants. SEG meeting abstracts: 852–855.

GRAY F.D. 2002 — Elastic Inversion for Lame Parameters. CSEG 2002 National Convention Expanded Abstracts.

GRAY D. 2003 — P–S Converted–Wave AVO. CSPG/CSEG Convention. GRUSZCZYK E., TRZEŒNIOWSKI Z., MISIACZEK P.,

BRETTWOOD P. & TESSMAN J. 2003 — Cha³upki Dêbniañskie Field: Improving drilling success in shallow gas reservoirs with Vector-Seis. First Break, 21: 37–43.

HILTERMAN E. 1998 — AVO–ls any thing left to do. Presented in Special session. „Recent advances and the road ahead”, 68 SEG Meeting. New Orleans, USA.

JARZYNA J., BA£A M., CICHY A., KARCZEWSKI J., MARZENCKI K., ZORSKI T., G¥DEK W., STADTMULLER M., TWARÓG W. & G¥SIOR I. 2002 — Przetwarzanie i interpretacja profilowañ geofizyki wiertniczej systemem GeoWin. Wyd. WGGiOŒ AGH, Wyd. Arbor, Kraków.

JÊDRZEJOWSKA-TYCZKOWSKA H. 2002 — Fale poprzeczne i prze-mienne; zalety i wady w aspekcie zastosowania w metodzie sejsmicznej w polskiej perspektywie poszukiwañ. Konferencja Geopetrol, Zakopane. JOHNSON D. L., PLONA, T. J. & KOJIMA H. 1994 — Probing Porous Media with First and Second Sound II. Acoustic Properties of Water–Saturated Porous Media. J. Appl. Phys., 76: 115–125. MADHUMITA S. & MAVKO G. 1998 — Reducing uncertainties in saturation scales using fluid flow models; presented at SEG Ann. Con-ference, 1998.

MYŒLIWIEC M., BORYS Z. & TRYGAR H. 1999 — New Gas Discoveries in the Carpathian Foredeep, Poland, As the Result of the Seismic Anomalies Interpretation. 61st

Conference and Technical Exhi-bition, Extended Abstracts, Helsinki, vol.1.

RACZYÑSKA J. 2001 — Nowe metody prac sejsmicznych oraz posze-rzenie badañ atrybutów sejsmicznych w celu poprawy efektywnoœci poszukiwañ, w materia³ach konferencyjnych „Uwarunkowania op³acal-noœci poszukiwañ gazu ziemnego w zapadlisku przedkarpackim w œwietle nowych technik poszukiwawczych”, Jas³o.

RAYMER L.L., HUNT E.R. & GARDNER J.S. 1980 — An improved sonic transit time-to-porosity transform. Soc. Prof. Well Log Analysts 21st

Ann. Symp.

SINGH V., KUMAR S., KHANNA R.K. & DUTTA D. 1997 — Role of anisotropy in structural imaging. Proceedings of PETRO–Tech–97, V–2: 341–352.

SHERIFF R.E. & GELDART L.P. 1995 — Exploration Seismology, Cambridge.

SMITH G. C. & GIDLOW P. M. 1987 — Weighted stacking for rock pro-perty estimation and detection of gas. Geophys. Prosp., 35: 993–1014. SMITH G. C. & SUTHERLAND R. A. 1996 — Short note — The flu-id factor as an AVO indicator. Geophysics, 61: 1425–1428.

STEWART R.R. & DISIENA J.P. 1989 — The values of VSP in inter-pretation. The Leading Edge, 12: 339–346.

URSENBACH C.P. & STEWART R.R 2002 — Estimating RSS(0) from RSP(è), CREWES, University of Calgary.

WANG Z., HIRSCHE W. K. & SEDGWICK G. 1990 — Seismic velo-cities in carbonate rocks. J. Can. Petro. Tech., 30: 112–122.

ZHU F., GIBSON R.L., WATKINS J.S. & YUH S.H. 2000a — )Rpp/)Rps to discriminate commercial gas reservoirs from non-com-mercial reservoirs. AAPG Ann. Meeting, New Orleans.

ZHU F., GIBSON R., WATKINS J. & YUH S. 2000b — Distinguis-hing water saturation changes from porosity or clay content changes using multicomponent seismic data. Trans. Gulf Coast Assoc. of Geol. Socs., 50: 249–258.

ZHU F., GIBSON R. L., WATKINS J. S. & YUH S. H. 2000c — Distinguishing fizz gas from commercial gas reservoirs using multi-component seismic data. The Leading Edge, 19: 1238–1245.