Poszukiwania z³ó¿ gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego
na podstawie interpretacji anomalii sejsmicznych
— podstawy fizyczne i dotychczasowe wyniki
Micha³ Myœliwiec*
Exploration for gas accumulations in the Miocene deposits of the Carpathian Foredeep using Direct Hydrocarbon Indicators (southern Poland). Prz. Geol., 52: 299–306.
S u m m a r y. During last 50 years of exploration more than 120 gas and oil fields were discovered in the Carpathian Foredeep. The bulk of produced hydrocarbons (97%, mainly gas), were contained in the Miocene deposits, with a further 3% in the Miocene base-ment. The Miocene contains only gas, while both oil and gas were found in the basement rocks. The Miocene gas reservoirs are typi-cally multi-horizon and saturated by the gas of very high methane content, usually 95 - 99%. About 90 billion cubic meters of this kind of gas were already produced. The Przemyœl Gas Fields Group is the largest one in Poland with GIIP of the near 71 billion cubic meters and the cumulative field production, as of December 31, 2002, amounted to 55 billion cubic meters. Better prospecting meth-ods, particularly the direct hydrocarbons indicators (DHI) methmeth-ods, opened a new stage of the exploration of gas accumulations in the Miocene deposits. Only during last 8 years near 20 new gas fields were discovered with these methods. The history and the physical background of the DHI methods were presented.
Key words: seismic anomalies, bright spot, time sag, Miocene, Carpathian Foredeep, gas fields
Ropa naftowa i gaz ziemny w Polsce po³udnio-wo-wschodniej wystêpuj¹ w Karpatach i zapadlisku przed-karpackim. Od po³owy XIX w. do koñca 2002 r. w Karpa-tach odkryto 69 z³ó¿ ropy naftowej, w zapadlisku przedkarpackim zaœ 13 z³ó¿ ropy oraz 60 z³ó¿ gazu
ziem-nego. Ze z³ó¿ w Karpatach wydobyto 8,6 mld m3gazu oraz
12 mln ton ropy naftowej, w zapadlisku 90,5 mld m3gazu
oraz 3,2 mln ton ropy. W zapadlisku w osadach miocenu
pozosta³o jeszcze do wydobycia ok. 65 mld m3
gazu wed³ug danych z³ó¿ udokumentowanych i bêd¹cych w trakcie dokumentowania.
Na obszar Przedgórza (zapadliska przedkarpackiego) prace poszukiwawcze przenios³y siê z Karpat w po³owie ubieg³ego wieku. Po raz pierwszy zastosowano tutaj wtedy badania sejsmiczne. Dziêki nim nast¹pi³y wkrótce odkry-cia du¿ych z³ó¿ gazu ziemnego. Zalet¹ wystêpuj¹cego w nich gazu jest jego wysoka jakoœæ — zawartoœæ metanu siêga zazwyczaj 98%. Ponadto gaz ten nie zawiera ¿adnych szkodliwych zanieczyszczeñ i nie wymaga kosztownych procesów oczyszczania.
Postêp w odkrywaniu nowych z³ó¿ gazu ziemnego w zapadlisku zawsze by³ œciœle uwarunkowany postêpem technicznym i unowoczeœnianiem technik poszukiwaw-czych. Dwukrotnie w historii poszukiwañ zaznaczy³o siê obni¿enie ich efektywnoœci, po raz pierwszy na pocz¹tku lat 70., po raz drugi w latach 80., w obu przypadkach prze-zwyciê¿one znacz¹cym postêpem technologicznym (ryc. 1). Szczególnie rozpoczêcie w 1994 r. wierceñ na podsta-wie wyników interpretacji bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów na sekcjach sejsmicznych (anomalie amplitudowe, anomalie typu time sag) znacznie zwiêk-szy³o tempo odkrywania nowych akumulacji.
Podobnie jak w wiêkszoœci basenów naftowych na œwiecie, tak¿e i w osadach miocenu zapadliska przedkar-packiego, ok. 50% zasobów gazu ziemnego
udokumento-wano w pierwszej wstêpnej fazie poszukiwañ.
Obejmowa³a ona lata od 1952 do koñca lat 60. i by³a pro-wadzona w okresie okreœlania zasadniczych cech budowy geologicznej regionu. Dziêki istnieniu bardzo dobrego reflektora sejsmicznego, jakim jest poziom anhydrytowy ju¿ wtedy, za pomoc¹ najprostszych analogowych aparatur geofizycznych, by³o mo¿liwe lokalizowanie wyniesieñ strukturalnych w pod³o¿u miocenu. W ten sposób odkryto najwiêksze zarówno pod wzglêdem powierzchni, jak i zasobów pole gazu ziemnego Przemyœl, a póŸniej z³o¿a: Lubaczów, Jaros³aw, Mirocin, ¯o³ynia–Le¿ajsk i Czarna Sêdziszowska. Wtedy odkryto równie¿ z³o¿a ropy nafto-wej i gazu ziemnego w osadach mezozoicznych pod³o¿a miocenu w zachodniej czêœci zapadliska (Grobla– P³awo-wice, Partynia–Podborze, Tarnów, Borys, Myœliwiec, 2002).
Wysoka efektywnoœæ poszukiwañ prowadzonych w pierwszym okresie wynika³a przed wszystkim z du¿ej powierzchni odkrywanych z³ó¿. Wkrótce po stwierdzeniu, ¿e ska³ami zbiornikowymi dla gazu ziemnego s¹ nie tylko piaskowce, ale równie¿ mu³owce przewarstwiane ska³ami ilastymi i lateralne zmiany facji zbiornikowych w obrêbie horyzontów gazonoœnych czêsto decyduj¹ o zasiêgu aku-mulacji gazowych, konieczne sta³o siê poszerzenie zakresu stosowanych technik pomiarowych i interpretacyjnych.
W latach 1970–1987 znaczny postêp zanotowano zarówno w technologii i interpretacji badañ sejsmicznych, jak i interpretacji pomiarów geofizyki wiertniczej. Poligo-nem doœwiadczalnym sta³o siê m.in. odkrywanie i rozpo-znawanie wielohoryzontowego z³o¿a gazu ziemnego Husów–Albigowa–Krasne, w którym oprócz obrazu struk-turalnego szczegó³owo rozpoznano zmiany facjalne (Borys & Myœliwiec, 2002).
Znacz¹cy postêp w badaniach sejsmicznych przynios³o wprowadzenie do u¿ytku aparatur z zapisem magnetycz-nym. Dziêki poprawieniu jakoœci otrzymywanego obrazu sejsmicznego, mo¿liwe sta³o siê odwzorowywanie zasiêgu wystêpowania nasuniêtego orogenu karpacko-stebnickie-go w czêœci po³udniowej zapadliska, a w czêœci pó³nocnej identyfikowanie struktur kompakcyjnych o znacznie mniejszej amplitudzie. Efektem tych prac sta³o siê odkry-cie kolejnych z³ó¿ gazu ziemnego w rejonie Przemyœla
*PGNiG S.A. Departament Poszukiwania Z³ó¿, Oœrodek Po³udnie w Jaœle, ul. Asnyka 6, 38-200 Jas³o; m.mysliwiec@geonafta.jaslo.pl
(z³o¿e Tulig³owy), Mirocina, Jaros³awia oraz w rejonie Rzeszowa — z³o¿a Kielanówka i Zalesie.
Po raz drugi spadek efektywnoœci poszukiwañ mia³ miejsce na prze³omie lat 80. i 90. (ryc.1). We wschodniej czêœci zapadliska odwiercono wówczas wiele otworów nie uzyskuj¹c znacz¹cych wyników przemys³owych. Jedno-czeœnie w wielu próbach z³o¿owych stwierdzano wystêpo-wanie poziomów gazowo-solankowych. Wobec coraz gorszych wyników uzyskiwanych na podstawie stosowanej wówczas klasycznej strukturalnej metody poszukiwañ, koniecznym sta³o siê wypracowanie metodyki poszukiwaw-czej, która pozwoli³aby na poprawniejsze lokalizowanie odwiertów w obrêbie obiektów poszukiwawczych o nie-wielkich powierzchniach i amplitudach. Obok szukania nowoczeœniejszych technik interpretacyjnych, szczególny nacisk po³o¿ono na kompleksowoœæ analiz geologiczno-geofizycznych.
Punktem prze³omowym by³o odkrycie wielohoryzon-towego z³o¿a gazu ziemnego Biszcza (1995). Odkrycie to poprzedzi³a kilkuletnia kompleksowa analiza ca³ej pó³noc-no-wschodniej czêœci zapadliska ze szczególnym uwzglêd-nieniem badania obrazu falowego czasowych przekrojów sejsmicznych (Borys i in., 2000). Szczególn¹ uwagê zwrócono na anomalie zapisu sejsmicznego polegaj¹ce na wzroœcie amplitudy oraz „ugiêciu” czasowych refleksów sejsmicznych. Rozpoczêcie badañ obrazu falowego zbieg³o siê w czasie z rewolucj¹ sprzêtow¹ i interpretacyjn¹ w fir-mach geofizycznych zarówno jeœli chodzi o pozyskiwanie danych, jak i ich przetwarzanie. Coraz szerzej zaczêto stoso-waæ trójwymiarowe badania sejsmiczne 3D.
Nowa metodyka okaza³a siê niezwykle efektywna. Jej wprowadzenie, w ci¹gu ostatnich 10 lat przynios³o odkry-cie we wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego wielu nowych z³ó¿ gazu ziemnego. Ich wydajne i najzasob-niejsze poziomy po³o¿one s¹ w œrednim przedziale g³êbo-koœciowym, tj. od 500 do 1000 m. S¹ to z³o¿a wielohoryzontowe. Liczba horyzontów piaszczystych nasyconych gazem waha siê od kilku do ponad 20 (Kury³ówka, Dzików, Cha³upki Dêbniañskie, Jasionka), przy mi¹¿szoœci od 2 do 35 m. Przyp³ywy absolutne gazu ziemnego s¹ znaczne, od kilkudziesiêciu do 500 i wiêcej
m3/min. Przy selektywnym uzbrojeniu odwiertów
dopusz-czalne wydajnoœci z pojedynczych odwiertów czêsto
osi¹gaj¹ ponad 100 m3
/min. (Borys & Myœliwiec, 2002). Udzia³ odwiertów wykonywanych we wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego na podstawie interpre-tacji bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów na sek-cjach sejsmicznych (anomalie amplitudowe, anomalie typu
time sag) systematycznie rós³ od kilku rocznie w
pierw-szych latach, do 100% obecnie. W wiêkszoœci s¹ to odwier-ty, których g³êbokoœæ nie przekracza 2000 m, co w korzystny sposób wp³ywa na koszty poszukiwañ. Na 108 odwiertów wykonanych na podstawie tej metodyki w latach 1994–2003, 73 by³y produktywne (gaz), a 35 nega-tywnych. Daje to wysok¹ 68% trafnoœæ metody poszuki-wawczej (ryc. 2). Odkryto lub poszerzono zasiêg 20 z³ó¿ gazu ziemnego (Biszcza, Wola Obszañska, Ksiê¿pol, Kury³ówka, Palikówka, Rudka, Bratkowice, Dzików, Cha³upki Dêbniañskie, ¯o³ynia, Grodzisko Dolne,
D¹bro-wica, £ukowa, Terliczka, Stobierna, Jasionka,
Luchów–Wola Ró¿aniecka, Sarzyna, Kupno).
Udokumen-towano ju¿ w nich zasoby w iloœci ponad 11 mld m3
, a
sza-cunkowe zasoby z³ó¿ bêd¹cych w trakcie dokumentowania
wynosz¹ ok. 6 mld m3
. Z perspektywy ponad 10 lat nale¿y stwierdziæ, ¿e odkrywanie i rozpoznawanie w zapadlisku przedkarpackim kolejnych z³ó¿ gazu ziemnego by³o mo¿li-we jedynie dziêki zmianie metodyki poszukiwañ.
Historia stosowania interpretacji anomalii sejsmicznych w poszukiwaniach wêglowodorów
Historia przemys³owego stosowania interpretacji ano-malii sejsmicznych typu bright spot datuje siê na póŸne lata 60 (Forrest, 2001abc, 2002). W 1967 r. zwrócono uwagê na dziwne silne refleksy sejsmiczne w szczytach p³ytkich struktur na nale¿¹cej do firmy Shell koncesji Main Pass 122/133 po³o¿onej na szelfie Zatoki Meksykañskiej (ryc. 3). Pocz¹tkowo przypuszczano, ¿e refleksy te s¹ zwi¹zane z wystêpowaniem ska³ twardych, najprawdopodobniej sil-nie wapnistych. W nastêpnym roku przewiercono jeden z takich silnych refleksów i z zaskoczeniem stwierdzono, ¿e odkryto piaszczyste horyzonty gazowe o mi¹¿szoœci ok. 10 m. Z tych p³ytko zalegaj¹cych z³ó¿ od po³owy lat 70. wydoby-to ok. 10 mld m3 gazu. 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%
ODKRYCIE Z£O¯A PRZEMYŒL
PRZEMYŒL FIELD DISCOVERY
OKRESY OBNI¯ONEJ TRAFNOŒCI LOWER SUCCESS RATE PERIODS
ODKRYCIE Z£Ó¯ HUSÓW I TULIG£OWY
HUSÓW & TULIG£OWY DISCOVERIES ANOMALIE SEJSMICZNE
SEISMIC ANOMALIES TECHNOLOGY
1953 1955 1957 1959 1961 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003
Ryc. 1. Wykres trafnoœci odwiertów w zapadlisku przedkarpac-kim za lata 1953–2003
Fig. 1. The graph showing the success of the exploration wells in the Carpathian Foredeep (1953–2003)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 68% 32% GAZOWE GAS WELLS NEGATYWNE DRY WELLS
Ryc. 2. Trafnoœæ odwiertów wykonanych w latach 1994–2003 w oparciu o identyfikacjê bezpoœrednich wskaŸników wêglowodo-rów na profilach sejsmicznych
Fig. 2. The graph showing the success of the DHI application (1994–2003)
W 1968 r. kolejne zwi¹zane z akumulacjami wêglowo-dorów anomalie sejsmiczne stwierdzono na po³udniowym skrzydle wysadu solnego Bay Marchand oraz w szczytach plioceñskich i plejstoceñskich struktur na szelfie Teksasu i Louisiany. Od samego pocz¹tku dostrze¿ono wagê sposo-bu graficznego przedstawiania danych sejsmicznych dla identyfikacji bright spotów. Sekcjê sejsmiczn¹ tak skalo-wano, aby refleksy o najsilniejszych amplitudach stawa³y siê jak najbardziej czytelne. Wtedy te¿ powsta³a ich nazwa. W 1969 r. Gene McMahan stwierdzi³, ¿e te silne refleksy wygl¹daj¹ jak bright spots. I w ten sposób termin bright
spot przeszed³ do historii (Forrest, 2001a).
Nowa technologia wykrywania akumulacji wêglowo-dorów na podstawie bezpoœrednich wskaŸników na
profi-lach sejsmicznych (Direct Hydrocarbon Indicators
Technique) przynios³a ogromne odkrycia z³ó¿
wêglowodo-rów. Stosowano j¹ z powodzeniem w Zatoce Meksyka-ñskiej do g³êbokoœci 3000 m, a w latach 80. równie¿ i g³êbiej. Wkrótce jednak okaza³o siê, ¿e nie wszystkie
bri-ght spoty daj¹ przemys³owe akumulacje gazu.
Rozwierca-no poziomy o niskim nasyceniu gazem (low saturation gas
accumulations lub fizz water saturated sandstones), które
równie¿ wywo³uj¹ na sekcjach sejsmicznych anomalie interpretowane jako zwi¹zane z porowatymi piaskami nasyconymi rop¹ lub s³abo porowatymi piaskami nasyco-nymi gazem.
PóŸniejszy rozwój metodyki przyniós³ wyjaœnienie kolejnych notowanych na sekcjach sejsmicznych zjawisk anomalnych, jak dim spot, flat spot i in.
Anomalie sejsmiczne — podstawy fizyczne Zmiany prêdkoœci fal sejsmicznych w zale¿noœci od zmian nasycenia przestrzeni porowej piaszczystej ska³y zbiornikowej oraz ich wp³yw na wspó³czynnik odbicia przedstawia ryc. 4 (Domenico, 1974). Poniewa¿ ogólnie mówi¹c fala pod³u¿na przemieszcza siê zarówno w szkie-lecie ska³y, jak i w p³ynach wype³niaj¹cych przestrzeñ porow¹ — nasycenie pustych porów wod¹ podnosi jej prêdkoœæ. Natomiast zast¹pienie wody gazem znacznie obni¿a gêstoœæ ska³y i powoduje zmniejszenie prêdkoœci.
Fala poprzeczna przemieszcza siê jedynie w szkielecie ska³y, co powoduje, ¿e rodzaj medium wype³niaj¹cego pory nie ma wp³ywu na jej prêdkoœæ.
Z zale¿noœci przedstawionej na ryc.4a wynika równie¿, ¿e ju¿ niedu¿y udzia³ gazu w mieszaninie wype³niaj¹cej pory wywo³uje znaczne zmniejszenie prêdkoœci fal. Efekt ten jest s³abszy dla ska³ g³êbiej zalegaj¹cych ze wzglêdu na rozpuszczanie siê gazu w wodzie wraz ze zwiêkszaniem ciœnienia. Konsekwencj¹ zale¿noœci gêstoœci ska³y i prêd-koœci fali pod³u¿nej od nasycenia s¹ zmiany impedancji akustycznej i wspó³czynników odbicia (ryc.4b). Obecnoœæ ropy naftowej ma znacznie mniejszy wp³yw na prêdkoœci fali (ryc.4b) oraz ze wzglêdu na to, ¿e nie jest ona tak podatna na zmiany ciœnienia, wp³yw jej jest podobny na ró¿nych g³êbokoœciach. Ponadto zmiany prêdkoœci w przy-padku zast¹pienia wody rop¹ s¹ tak nik³e, ¿e s¹ poni¿ej czu³oœci sejsmicznej metody badañ (Wang i in., 1990).
Najczêœciej cytowanym rozwi¹zaniem problemu prêd-koœci fal sejsmicznych w nasyconym porowatym oœrodku skalnym s¹ relacje uzyskane niezale¿nie przez Biota (1941, 1956) oraz Gassmanna (1951). Dotycz¹ one porowatego oœrodka skalnego z³o¿onego z (1) matrycy skalnej i (2) przestrzeni porowej w dwóch przypadkach, kiedy jest ona pusta (3) oraz wype³niona p³ynem: wod¹, rop¹ naftow¹ i gazem ziemnym (4). PóŸniejsze badanie Domenico (Domenico, 1977, 1984) wykaza³y, ¿e podane przez Biota i Gassmanna zale¿noœci doœæ dobrze odpowiadaj¹ modelo-wi prêdkoœci dla porowatej ska³y piaszczystej nasyconej gazem ziemnym.
Mniej znany i rzadziej uwzglêdniany jest wp³yw na prêdkoœæ fal sejsmicznych jaki wywiera typ nasycenia, a w szczególnoœci ró¿nica prêdkoœci przy nasyceniu homoge-nicznym a heterogehomoge-nicznym w postaci gniazd wype³nio-nych ró¿nymi p³ynami (patchy saturation), (White, 1975, Dvorkin, 1998, 1999, ryc. 5). W tym drugim przypadku, nawet jeœli wielkoœæ poszczególnych gniazd
zawie-1.5 sec., 5000'
630 660 690 720 750 780
Ryc. 3. Fragment profilu sejsmicznego, na którym zinterpretowa-no pierwsze bright spoty. Zatoka Meksykañska u wybrze¿y stanu Louisiana, koncesja Main Pass 122/133, 1967. Za zezwoleniem M. Forrest (Forrest, 2001, 2002)
Fig. 3. The part of the seismic line with the first interpreted bright spot anomaly, the Cost of Louisiana, Gulf of Mexico, Main Pass 122/133 concession, 1967 (Forrest, 2001, 2002) 0 0,5 1 610 m 3050 m 1830 m 1830 m 610 m NASYCENIE WÊGLOWODORAMI HYDROCARBON SATURATION WSPÓ£CZYNNIK ODBICIA REFLECTION COEFFI C IENT +0,05 0 -0,1 -0,2 -0,3 1,0 0 0,5 1 1,5 2,0 2,5 3,0 3050 m 3050 m 1830 m 1830 m 610 m 610 m PRÊDKO Œ Æ [km/s] VELOCITY [km/s] NASYCENIE WOD¥ WATER SATURATION NASYCENIE WÊGLOWODORAMI HYDROCARBON SATURATION NASYCENIE WOD¥ WATER SATURATION 0 0,5 1 0 0,5 1 a b gaz gas ropa naftowa oil gaz gas ropa naftowa oil
Ryc. 4. a — wp³yw zmian nasycenia przestrzeni porowej piasz-czystej ska³y zbiornikowej na prêdkoœæ fal sejsmicznych pod³u¿nych P dla ró¿nych g³êbokoœci zalegania; b — zmiany war-toœci wspó³czynników odbicia dla piaszczystej ska³y zbiorniko-wej przykrytej ska³ami ilastymi w zale¿noœci od stopnia nasycenia i po³o¿onej na ró¿nych g³êbokoœciach (Domenico, 1974, 1977) Fig. 4. a — effect of gas/water or oil/water saturation on P wave velocity; b — effect of gas/water or oil/water saturation on P wave reflectivity for sands overlain by shales. Solid curves indicate gas, dashed oil (Domenico, 1974, 1977)
raj¹cych ró¿ne media jest mniejsza ni¿ d³ugoœæ fali, co uniemo¿liwia rozpoznanie metod¹ sejsmiczn¹, typ nasyce-nia ma wp³yw na prêdkoœæ fali i impedancjê.
W toku prac doœwiadczalnych i modelowych ustalono, ¿e na przestrzenne rozmieszczenie gniazdowego nasycenia ma wp³yw wiele czynników, takich jak: przepuszczalnoœæ absolutna, przepuszczalnoœci wzglêdne, nasycenia niere-dukowalne, kontrast gêstoœciowy pomiêdzy nasycaj¹cymi p³ynami, zwil¿alnoœæ ska³y oraz w³aœciwoœci p³ynów.
Obecnoœæ ró¿nych p³ynów w porach ska³ zbiorniko-wych jest przyczyn¹ charakterystycznych zmian na obrazie falowym. Identyfikacja na profilach sejsmicznych takich anomalii, które s¹ zwi¹zane ze strefami nasyconymi wêglo-wodorami lub wykluczanie na tej podstawie ich wystêpowa-nia nosi nazwê metody bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów (Direct Hydrocarbon Identification, DHI).
W przypadku piaszczysto-ilastych osadów miocenu, gdzie ska³ami zbiornikowymi s¹ ró¿nej mi¹¿szoœci war-stwy piasków, piaskowców i mu³owców, dla badañ
bezpo-œrednich wskaŸników wêglowodorów szczególne
znaczenie maj¹ te zmiany prêdkoœci przemieszczania siê fali sejsmicznej, które wystêpuj¹ na granicach z nad-leg³ymi i ni¿ej le¿¹cymi ska³ami ilastymi. Trzeba jednak pamiêtaæ o tym, ¿e z punktu widzenia badañ sejsmicznych niezwykle istotn¹ cech¹ osadów piaszczysto-ilastych mio-cenu jest ich cienkowarstwowoœæ (ultra thin beds). Z ca³¹ pewnoœci¹ du¿a ich czêœæ ma mi¹¿szoœæ mniejsz¹ ni¿ 1/4 d³ugoœci fali, czyli refleksy powsta³e na ich granicach bêd¹ ulegaæ interferencji (tuning).
Zast¹pienie w warstwie porowatej ska³y zbiornikowej, w miejscu gdzie wystêpuje pu³apka dla wêglowodorów, wody z³o¿owej gazem ziemnym powoduje zwiêkszenie kontrastu prêdkoœci propagacji fal sejsmicznych pomiêdzy warstw¹ „gazow¹” i warstwami ska³ otaczaj¹cych. Je¿eli ska³y nad-leg³e wykazuj¹ wiêksze prêdkoœci ni¿ nasycona pierwotnie wod¹ ska³a zbiornikowa, to efektem obni¿enia jej prêdkoœci w wyniku zast¹pienia wody gazem bêdzie wzrost amplitudy refleksu zwi¹zanego ze stropem horyzontu z³o¿owego (przy-padek 1). Powstanie anomalia typu bright spot.
Ska³y ilaste zazwyczaj charakteryzuj¹ siê wiêkszymi prêdkoœciami propagacji fal sejsmicznych, ni¿ porowate ska³y zbiornikowe, chocia¿ mo¿e siê równie¿ zdarzyæ, ¿e piaskowce nasycone wod¹ z³o¿ow¹ wykazuj¹ prêdkoœci wiêksze (ryc. 6a). W takim wypadku zast¹pienie wody gazem zmniejszy impedancje akustyczn¹, co spowoduje powstanie silnego negatywnego wspó³czynnika odbicia. W takim przypadku bright spot, oprócz wzrostu amplitudy, bêdzie charakteryzowa³ siê negatywn¹ polaryzacj¹ (przy-padek 2, ryc. 6b, ryc. 7).
Charakter litologiczny osadów miocenu zapadliska
przedkarpackiego, g³ównie ich cienkowarstwowoœæ,
powoduje, ¿e do rzadkoœci nale¿¹ anomalie znane pod nazw¹ flat spotu, który powstaje na granicy mediów 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 POD£U¯NEJ P–WAVE VELOCITY PRÊDKOŒÆ FALI POD£U¯NEJ P–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. 6. Schematyczne modelowe porównanie parametrów akustycznych ska³ i mo¿liwa odpo-wiedŸ sejsmiczna fali pod³u¿nych (a) dla pia-skowca nasyconego wod¹, (b) dla piapia-skowca nasyconego gazem
Fig. 6. Schematic comparison of the P — wave velocity, rock density and synthetics for (a) the water saturated sandstones model, (b) the gas saturated sandstones model
270 260 280 CZAS [ms] TIME [ms]
LITOLOGIA LITHOLOGY POROW
A TOŒÆ I NASYCENIE POROSITY & ROCK SA TURA TION GÊSTOŒÆ [(g/cm ] ] 3 3 DENSITY [g/cm PRÊDKOŒÆ AKUSTYCZNA [km/s] VELOCITY [km/s] TW ARDOŒÆ AKUSTYCZNA ACCOUSTIC IMPEDANCE WSPÓ£CZYNNIKI ODBICIA REFLECTION COEFFICIENT SEJSMOGRAM SYNTETYCZNY SYNTHETIC SEISMOGRAM nasycenie gazem
gas saturation nasycenie wod¹water saturation SEJSMOGRAM SYNTETYCZNY SYNTHETIC SEISMOGRAM SEKCJA SEJSMICZNA 1-4-98K rzut 6 m SEISMIC LINE 1-4-98K distance to line 6 m kwarc quartz kalcyt calcite zailenie shale content [m]
Ryc. 7. Korelacja danych petrofizycznych i profilu sejsmicznego dla typowej anomalii bright spot z piaszczysto-ilastych osadów miocenu zapadliska przedkarpackiego (odwiert ¯–74). Interpretacja Geofizyka Kraków, czêœciowo zmienione Fig. 7. The correlation of the petrophysical data and the part of the seismic profile for the typical bright spot anomaly in the sandy-shale Miocene deposits of the Carpathian Foredeep (¯–74 well). Interpretation Geofizyka Kraków, partially chan-ged 1,0 1,5 2,0 2,5 0 0,5 1 Vp [km/s] nasycenie gniazdowe patchy saturation nasycenie homogeniczne homogenic saturation 3,0 NASYCENIE WOD¥ WATER SATURATION
Ryc. 5. Ró¿nice w prêdkoœci fal pod³u¿nych w zale¿noœci od rodzaju nasycenia ska³y zbiornikowej — nasycenia homogenicznego lub gniazdo-wego (patchy saturation) (Dvorkin, 1998)
Fig. 5. Velocity versus satura-tion for two cases — homoge-neous and patchy saturation (Dvorkin, 1998)
wype³niaj¹cych przestrzeñ porow¹. W przypadku, gdyby mi¹¿szoœæ ska³ by³a dostatecznie du¿a w stosunku do roz-dzielczoœci sejsmiki powstaje on na granicy gaz/woda i ma charakter silnego p³askiego refleksu. Czêœciej, w ska³ach cienkowarstwowych wszystkie refleksy pochodz¹ce od stropu i sp¹gu warstw porowatych ska³ zbiornikowych oraz od kontaktów wype³niaj¹cych je p³ynów podlegaj¹ interferencji daj¹c refleks o zmiennej
amplitu-dzie i polarnoœci. Tego typu refleksy mog¹ byæ równie¿ wskaŸnikiem obecnoœci wêglowodo-rów.
Oprócz anomalii bright spot najczêstszym typem anomalii sejsmicznych towarzysz¹cym z³o¿om gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego s¹ anomalie typu time sag. S¹ to wystêpuj¹ce w strefie z³o¿owej czytelne i czêsto bardzo silne ugiê-cia refleksów sejsmicznych na sekcjach cza-sowych. OpóŸnienie czasowe, którym jest
time sag wywo³ane jest obni¿eniem prêdkoœci
rozchodzenia siê fali sejsmicznej w
porowa-tych ska³ach zbiornikowych nasyconych
gazem ziemnym (ryc. 8). Ugiêcie niekiedy jest tak silne, ¿e mapy czasowe poziomów korela-cyjnych znajduj¹cych siê w strefie z³o¿owej nie wykazuj¹ obecnoœci kulminacji czaso-wych, które mog³yby odpowiadaæ wyniesie-niom strukturalnym. Pierwszym tego typu
zjawiskiem zanotowanym w zapadlisku
przedkarpackim by³a struktura Biszczy. Kla-syczna interpretacja materia³ów sejsmicznych
nie wykazywa³a obecnoœci wyniesienia strukturalnego. Jego obecnoœæ sugerowa³y wyniki transformacji czaso-wo-g³êbokoœciowej po modelowaniu prêdkoœci (Borys i in., 1995; Borys i in., 2000, 1999), co zosta³o potwierdzone piêcioma wykonanymi odwiertami (ryc. 9, 10).
W szczególnych przypadkach, gdy strefa nasycona gazem ziemnym ma znaczn¹ mi¹¿szoœæ, mo¿e wyst¹piæ zjawisko zaniku ci¹g³oœci refleksów sejsmicznych. Warun-kiem wyst¹pienia tego zjawiska znanego pod nazw¹ „dim
out” jest zwiêz³oœæ ska³ zbiornikowych. Przypadek taki
znany jest ze z³o¿a Jod³ówka, gdzie sumaryczna mi¹¿szoœæ warstw piaszczystych nasyconych gazem ziemnym wynosi
ANOMALIE BRIGH SPOT I TIME SAG TIME SAG & BRIGHT SPOT ANOMALIES
0,4
1,0 0,2
0,6
0,8
STREFA Z£O¯OWA NASYCONA GAZEM GAS ZONE SW Biszcza 1 NE CZAS (s) TIME (s) MIOCEN MIOCENE KAMBR CAMBRIAN 1000m
Ryc. 9. Przekrój sejsmiczny przez z³o¿e gazu ziemnego Biszcza Fig. 9. The seismic profile across the Biszcza gas field
2000m ¯-74 MIOCEN MIOCENE PREKAMBR PRECAMBRIAN CZAS (s) TIME (s) 0,0 0,5 1,0
Ryc. 8. Profil sejsmiczny z typow¹ anomali¹ typu time sag z osa-dów piaszczysto-ilastych miocenu zapadliska przedkarpackiego. Profil przez z³o¿e ¯o³ynia „E”, odwiert ¯–74
Fig. 8. The seismic profile across the ¯o³ynia “E” gas field with the time sag anomaly located in the sandy-shale Miocene deposits of the Carpathian Foredeep
-641,5
0 1000 2000m
linia sejsmiczna
seismic line
upad z upadomierza
dip from dipmeter log
kontakt gaz/woda gas/water contact nazwa odwiertu well name odwiert zlikwidowany abandoned well odwiert gazowy gas well
linia sejsmiczna z fig.9
seismic line presented on fig.9
BISZCZA-3 -642,0 BISZCZA-2 -641,8 BISZCZA-5 -637,5 BISZCZA-1 -635 -636,5 BISZCZA-4 -640 -642,3 -645 -645 -650 -650 BISZCZA-3 -642,0
Ryc. 10. Mapa strukturalna VIII horyzontu gazonoœnego z³o¿a Biszcza Fig. 10. The depth countour map of the VIII gas horizon, Biszcza gas field
kilkaset metrów. Porowate i zwiêz³e piaszczyste ska³y zbiornikowe po³o¿one s¹ na g³êbokoœci ok. 1800–3200 m pod nasuniêciem karpacko-stebnickim. W miejscu wystê-powania z³o¿a na danych sejsmicznych zarówno 2D, jak i 3D, ma miejsce wyt³umienie refleksów sejsmicznych (ryc. 11). Dim out raczej nie wystêpuje w przypadku osadów
s³abo skonsolidowanych.
Czêstoœæ, sposób wystêpowania i czytelnoœæ wymie-nionych typów anomalii sejsmicznych zale¿y nie tylko od litologii i struktury ska³y oraz nasycaj¹cych j¹ p³ynów, ale w przypadku ska³ klastycznych w du¿ej mierze równie¿ od stopnia ich skonsolidowania. Generalnie anomalie sej-smiczne wystêpuj¹ czêœciej, s¹ czytelniejsze i czêœciej znajduj¹ potwierdzenie w postaci odkrytych akumulacji wêglowodorów w ska³ach s³abo skonsolidowanych. Dziê-ki temu m³ode wieDziê-kiem piaszczysto-ilaste osady miocenu zapadliska przedkarpackiego sprzyjaj¹ stosowaniu techno-logii bezpoœrednich wskaŸników wêglowodorów. Ponadto mamy tutaj wy³¹cznie akumulacje gazowe, co równie¿ jest czynnikiem sprzyjaj¹cym dla rejestrowania anomalii na profilach sejsmicznych. Kontrast gêstoœciowy, a co za tym idzie równie¿ kontrast prêdkoœci rozchodzenia siê fali sej-smicznej w piaskowcu nasyconym gazem, w stosunku do tego¿ nasyconego wod¹ jest bowiem wiêkszy ni¿ w przy-padku ska³ nasyconych wod¹ i rop¹.
Wszystkie z³o¿a zidentyfikowane na podstawie bez-poœrednich wskaŸników wêglowodorów (DHI) le¿¹ poza stref¹ nasuniêcia Karpat. Badanie i interpretacja anomalii sejsmicznych wymaga bardzo dobrej jakoœci danych sej-smicznych, tymczasem sejsmika pod nasuniêciem nadal pozostawia wiele do ¿yczenia. Czynnikiem utrudniaj¹cym tu wykonywanie badañ sejsmicznych jest gruba pokrywa
ska³ fliszowych, która t³umi rozchodzenie siê fal. Drugim czynnikiem uniemo¿liwiaj¹cym stosowanie metody bez-poœrednich wskaŸników wêglowodorów pod nasuniêciem karpacko-stebnickim jest niesprzyjaj¹cy powstawaniu anomalii charakter sejsmoakustyczny wystêpuj¹cych w tej strefie osadów miocenu. Zamiast anomalii amplitudowych
bright spot i ugiêæ refleksów time sag raczej nale¿y spodziewaæ siê
wystêpowania tutaj zjawiska
wyt³umienia sygna³u sejsmiczne-go (dim out) po przejœciu fali przez nasycone gazem twardsze ska³y mioceñskie (z³o¿e gazu ziemnego Jod³ówka).
Du¿e znaczenie dla interpreta-cji anomalii ma g³êbokoœæ ich wystêpowania oraz jakoœæ danych sejsmicznych. Wiadomo, ¿e wraz ze zwiêkszaniem g³êbokoœci kon-trast gêstoœciowy pomiêdzy ró¿-nymi typami skalró¿-nymi maleje. Maleje te¿ wraz ze wzrostem g³êbokoœci iloœæ gazu w postaci wolnej, a roœnie iloœæ gazu roz-puszczonego w wodzie, czyli efekt obni¿ania prêdkoœci fali sprê¿ystej równie¿ siê zmniejsza. Zale¿noœæ pomiêdzy gêstoœci¹, a prêdkoœci¹ propagacji fali sprê¿ystej maleje
równie¿ wraz ze wzrostem
odleg³oœci pomiêdzy po³o¿eniem badanego obiektu, a miejscem wykonania pomiaru (Jêdrzejow-ska-Zwinczak, 1978). Jeœli do tego dodaæ, ¿e na wiêkszych g³êboko-œciach mniejsza jest rozdzielczoœæ metody sejsmicznej, to oczywistym staje siê, ¿e g³êbiej takie anomalie jak bright spot s¹ bardzo s³abe lub najczê-œciej wcale nie wystêpuj¹. Doœwiadczenia œwiatowe dowodz¹, ¿e ich poprawna interpretacja jest mo¿liwa do g³êbokoœci ok. 4000 m.
Warunki wystêpowania i metodyka interpretacji anomalii sejsmicznych w osadach miocenu
zapadliska przedkarpackiego
Trudnoœæ interpretacji anomalii sejsmicznych w ogóle, a w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego w szczególnoœci, wynika z tego, ¿e zjawiska podobne tym opisanym jako anomalne mog¹ wystêpowaæ bez zwi¹zku z akumulacjami wêglowodorów. Przyczyn¹ powstawania zjawisk na sekcjach sejsmicznych, które s¹ podobne do anomalii typu bright spot mog¹ byæ zmiany litologiczne, a przyczyn¹ ugiêæ refleksów analogicznych do tych identyfi-kowanych jako time sag mog¹ byæ czêsto wystêpuj¹ce w zapadlisku przedkarpackim ugiêcia wywo³ane przez nie-równomiern¹ kompakcjê zró¿nicowanych litologicznie osadów piaszczysto-ilastych.
W przypadku wystêpuj¹cych w zapadlisku przedkar-packim anomalii time sag konieczne jest ich powi¹zanie z dobrze ju¿ rozpoznanymi prawid³ami powstawania z³ó¿. Otó¿ pu³apkami dla wiêkszoœci z³ó¿ s¹ antyklinalne struk-0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 JEDNOSTKA SKOLSKA SKOLE NAPPE SW NE Z£O¯E JOD£ÓWKA
JODLOWKA GAS FIELD
J-16 J-7 J-4 CZAS (s) TIME (s) MIOCEN MIOCENE PREKAMBR PRECAMBRIAN 2000m
Ryc. 11. Cisza sejsmiczna z³o¿a gazu ziemnego Jod³ówka Fig. 11. Dim out of the Jod³ówka gas field
tury kompakcyjne powsta³e nad wyniesieniami pod³o¿a o genezie b¹dŸ to erozyjnej, b¹dŸ tektonicznej, a najczêœciej powsta³ych przy udziale obu tych czynników. Deformacje kompakcyjne i towarzysz¹ce im struktury obserwuje siê w ca³ym profilu osadów miocenu, z osadami najp³ytszymi w³¹cznie. Je¿eli wiêc ugiêcia refleksów sejsmicznych podejrzane o zwi¹zek z akumulacjami gazu, wystêpuj¹ nad strukturami w pod³o¿u i jednoczeœnie w strefie najp³ytsze-go miocenu równie¿ zarysowuje siê obraz struktury, to naj-pewniej mamy do czynienia tak¿e z anomali¹ rzeczywiœcie wywo³an¹ przez nasycenie gazem (ryc. 12).
Nale¿y podkreœliæ, ¿e nie uzyskano do tej pory zadawalaj¹cych wyników w poszukiwaniu z³ó¿ w pu³apkach innych ni¿ strukturalne. G³ównym czynnikiem sprzyjaj¹cym powstawaniu z³ó¿ w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego jest pozycja strukturalna, a jedynie w niektórych przypadkach dodatkowym czynnikiem ekra-nuj¹cym s¹ zmiany litologiczne i facjalne.
Interpretacja i analiza anomalii sejsmicz-nych dla osadów miocenu ma charakter przede wszystkim jakoœciowy. Na œwiecie, szczególnie w strefie Zatoki Meksykañskiej powszechnie stosowano iloœciow¹ analizê opart¹ o wartoœæ amplitudy, której wyniki pozwalaj¹ na okreœle-nie mi¹¿szoœci oraz rozmiarów potencjalnego z³o¿a wêglowodorów (Forrest, 2001abc, 2002). W przypadku anomalii przedkarpackich podej-mowano i nadal s¹ prowadzone próby oceny ilo-œciowej tego zjawiska poprzez modelowanie rozk³adu prêdkoœci stosowanego do
transforma-cji czasowo-g³êbokoœciowej w celu
pra-wid³owego okreœlenia po³o¿enia zamkniêcia strukturalnego. Nale¿y jednak podkreœliæ, ¿e mimo, i¿ uzyskiwane wyniki s¹ zadawalaj¹ce, to ich znaczenie jest wtórne i drugorzêdne w stosunku do wyników analizy jakoœciowej. Ostatecznym weryfikatorem wyników obu typu analiz pozostaje jak zawsze geologiczna inter-pretacja wyników otworów poszukiwawczych. Amplitudy badanych struktur s¹ bowiem nie-wielkie, czasami maj¹ zaledwie kilka lub
kilka-naœcie metrów, a poniewa¿ prawid³owe
rozpoznanie pola prêdkoœci nadal nastrêcza sporo trudnoœci, wiêc dopiero wyniki korelacji pomiarów geofizyki otworowej pozwalaj¹ na dok³adne odtworzenie obrazu strukturalnego.
Zupe³nie odrêbnym problemem jest
zale¿noœæ pomiêdzy wystêpowaniem anomalii, a mo¿liwoœci¹ uzyskania przemys³owej pro-dukcji gazu ziemnego. Czêsto zdarza siê, ¿e jeœli nawet anomalia sejsmiczna wywo³ana jest nasyceniem ska³y zbiornikowej gazem ziem-nym, to wcale nie oznacza, ¿e wykonane odwierty musza przynieœæ produkcje prze-mys³ow¹. Obecnie w zapadlisku
przedkarpac-kim trafnoœæ metody bezpoœrednich
wskaŸników wêglowodorów ocenia siê na od 60 do 70%. Wiêkszoœæ z grupy „negatywnych” odwiertów to takie, w których stwierdza siê wystêpowanie wielu poziomów nasyconych wod¹ z³o¿ow¹ z mniejsz¹ lub wiêksz¹ iloœci¹
gazu. W czasie prób z³o¿owych z takich poziomów otrzymuje siê niejednokrotnie wysokie przyp³ywy gazu ziemnego, ale ze zbyt wysokimi wyk³adnikami wodnymi, w zwi¹zku z czym nie podejmuje siê ich eksploatacji. Nie-jednokrotnie równie¿ o nieprzemys³owej wartoœci pozio-mu decyduje zbyt ma³y przyp³yw gazu, zazwyczaj poni¿ej
50–60 Nm3
na minutê.
Na marginesie warto dodaæ, ¿e równie¿ wed³ug danych firmy Shell ok. 50% obiektów rozwierconych na podstawie wyników interpretacji anomalii sejsmicznych by³o
nega-0,2 0,5 0,1 0,3 0,6 0,7 0,8 TIME SAG
STREFA Z£O¯OWA NASYCONA GAZEM GAS SATURATED ZONE STRUKTURA W P£YTKIEJ CZÊŒCI OSADÓW MIOCENU
TIME STRUCTURE IN THE SHALLOW PART OF THE MIOCENE DEPOSITS
WYNIESIENIE W POD£O¯U BASEMENT ELEVATION 0,4 MIOCEN MIOCENE PREKAMBR PRECAMBRIAN CZAS (s) TIME (s) 2000m
Ryc. 12. Zwi¹zek pomiêdzy poprawn¹ interpretacj¹ anomalii sejsmicznych typu time sag a warunkami geologiczno-strukturalnymi wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego (time sag Woli Obszañskiej)
Fig. 12. The relationship between the proper interpretation of the time sag ano-malies and the rules of the gas fields occurrence in the Miocene cover o the Car-pathian Foredeep (Wola Obszañska time sag)
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,50 0,45 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 IMPEDANCJA AKUSTYCZNA [km/s × g/cm 3] ACCOUSTIC IMPEDANCE [km/s × g/cm 3] WSPÓ£CZYNNIK POISSONA POISSON RA TIO NASYCENIE WOD¥ WATER SATURATION b 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,50 0,45 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 IMPEDANCJA AKUSTYCZNA [km/s × g/cm 3] ACCOUSTIC IMPEDANCE [km/s × g/cm 3] WSPÓ£CZYNNIK POISSONA POISSON RA TIO NASYCENIE WOD¥ WATER SATURATION a wspó³czynnik Poissona Poisson ratio impedancja (S) S-wave impedance impedancja (P) P-wave impedance
Ryc. 13. Zmiany wartoœci impedancji akustycznej oraz wspó³czynnika Poissona ska³ przy ró¿nym nasyceniu wod¹ i gazem ziemnym. Wyniki doœwiadczalne oparte o równania Biota–Gassmanna wykonane w ró¿nych warunkach (a) przy ciœnieniu 13,8 MPa, temperaturze 30°C i gêstoœci gazu 0,63; (b) przy ciœnieniu 48,3 MPa, temperaturze 58°C i gêstoœci gazu 0,7 (De-Hua, 2001, 2002) Fig.13. Changes of the accustic impedance and Poisson’s ratio depending of the different water and gas saturation. The results calculated basing Biot’a-Gass-mann equations in the different preassure and temerature conditions: (a) 13.8 MPa, 30°C and 0.63 gas density; (b) 48.3 MPa, 58°C and 0.7 gas density (De-Hua, 2001, 2002)
tywnymi. Podobny poziom trafnoœci osi¹gano równie¿ na podstawie tradycyjnych metod niewykorzystuj¹cych bez-poœrednich wskaŸników wêglowodorów (Wood, 2001).
Doœwiadczenia œwiatowe, a w przypadku zapadliska
przedkarpackiego prace poszukiwawcze prowadzone
przez PGNiG S.A. wykaza³y, ¿e rozwiercane nieprze-mys³owe akumulacje gazu s¹ zwi¹zane z poziomami zbior-nikowymi o niskim nasyceniu gazem ziemnym — low
saturated reservoirs lub fizz water reservoir (De-Hua,
2001, 2002; Hornby, 2000).
Badania doœwiadczalne, analizy materia³ów sejsmicz-nych i geofizyki otworowej serii skalsejsmicz-nych analogiczsejsmicz-nych do mioceñskich (De-Hua, 2001, 2002; Domenico, 1077, 1984; Hornby, 2000), tzn. z³o¿onych ze s³abo skonsolido-wanych piaskowców oraz i³owców gêsto prze³awiconych mu³owcami udowodni³y, ¿e ju¿ zaledwie 15–20% warste-wek mu³owcowych nasyconych gazem znacznie obni¿a prêdkoœæ fali P, tworz¹c na danych sejsmicznych obraz „fa³szywej” anomalii bright spot. Na podstawie równania Gassmanna (Gassmann, 1951) obliczono, ¿e przy ciœnieniu poni¿ej 20 MPa zaledwie kilka % gazu w przestrzeni poro-wej zmienia w znacz¹cy sposób w³aœciwoœci ska³y zbiorni-kowej i w konsekwencji obni¿a prêdkoœci fali. Dalsze zwiêkszanie nasycenia gazem w przedziale od 10 do 100% nie powoduje ju¿ znacz¹cych zmian prêdkoœci fal pod³u¿nych (De-Hua, 2001, 2002, ryc.13a). Tak niski próg czu³oœci fal pod³u¿nych na zawartoœæ gazu powoduje, ¿e w przypadku osadów miocenu zapadliska przedkarpackiego zalegaj¹cych do g³êbokoœci ok. 2000 m (przy normalnym gradiencie ciœnieñ 20 MPa odpowiada mniej wiêcej ta g³êbokoœæ), obecnoœæ ju¿ bardzo nik³ych iloœci gazu w mieszaninie z wod¹ z³o¿ow¹ w znacz¹cy sposób wp³ywa na prêdkoœæ fali sejsmicznej, wywo³uj¹c powstawanie ano-malii sejsmicznych.
Nieco inaczej wp³yw nasycenia wygl¹da przy ciœnie-niach wiêkszych ni¿ 20 MPa (ryc.13b). Na g³êbokoœciach wiêkszych ni¿ 2000 m (przy normalnym gradiencie ciœnie-nia), poprawne identyfikowanie anomalii bright spot jest ³atwiejsze.
Wnioski
Stosowanie interpretacji anomalii sejsmicznych w poszukiwaniach z³ó¿ gazu ziemnego w zapadlisku przed-karpackim przynios³o odkrycie wielu z³ó¿ gazu ziemnego. Piaszczysto-ilaste osady miocenu zapadliska s¹ oœrodkiem skalnym w którym wywo³ane przez nasycone gazem ska³y zbiornikowe anomalie sejsmiczne wyraŸnie zaznaczaj¹ siê na przekrojach sejsmicznych. Jednak¿e znaczna czêœæ przebadanych anomalii by³a zwi¹zana z akumulacjami nie-przemys³owymi, tzn. takimi w których prócz gazu znaczny jest udzia³ wody z³o¿owej lub uzyskiwane wydajnoœci gazu s¹ niskie. W zwi¹zku z tym dla poszukiwañ w zapadlisku przedkarpackim podstawowym zadaniem jest obecnie poszukiwanie metod pozwalaj¹cych na weryfikacjê wartoœci anomalii. Wypracowanie takiej metodyki mo¿li-we jest na podstawie wyników szczegó³owych badañ pe³nego obrazu falowego uzyskanego zarówno z
pomia-rów w odwiertach (pomiar akustyczny, PPS), jak i sejsmiki powierzchniowej, które musz¹ byæ wpierane wierniejszym odtwarzaniem geometrycznego uk³adu warstw skalnych i g³êbokoœciowego odwzorowania struktur.
Literatura
BIOT M. A. 1956 — Theory of propagation of elastic waves in a flu-id-saturated porous solid in low-frequency range. J. Acoustical Soc. Amer., 28: 168–178.
BIOT M. A. 1941 — General theory of three-dimensional consolida-tion. J. Appl. Physics, 12: 155–164.
BORYS Z., TRYGAR H. & WÓJCIK J. — Possibility of Direct Detec-tion of Gas – results of Biszcza Project, Krzeszów–Tarnogród Area, NE Part of the Carpathian Foredeep. Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods, Cracow, 1995.
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 wêglowodorów w Karpatach i zapadlisku przedkarpackim. Nafta, 9: 447–455.
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.
DOMENICO S.N. 1974 — Effect of water saturation on seismic reflec-tivity of sand reservoirs encased in shale. Geophysics, 39: 759–769. DOMENICO S.N. 1977 — Elastic properties of unconsolidated porous sand reservoirs. Geophysics, 42: 1339–1368.
DOMENICO S.N. 1984 — Rock lithology and porosity determination from shear and compressional wave velocity. Geophysics, 49: 1188–1195. DVORKIN J. & NUR A. 1998 — Acoustic Signatures of Patchy Satu-ration. Int. J. Sol. Struct., 35: 4803–4810.
DVORKIN J., MOOS D., PACKWOOD J.L. & NUR A.M. 1999 — Identifying patchy saturation from well logs. Geophysics, 64: 1756–1759.
FORREST M. 2001a — Bright Idea Still Needed Persistence. Explorer, AAPG, 5.
FORREST M. 2001b — ‘Toast’ Was On Breakfast Menu. Explorer, AAPG, 6.
FORREST M. 2001c — ‘Bright’ Investments Paid Off. Explorer, AAPG, 7.
FORREST M. 2002 — Gulf of Mexico “Bright Spots” – Early Shell Discoveries. Presented at AAPG Convention, March, 2002. GASSMANN F. 1951 — Uber die Elastizitat poroser Medien. Vierte-ljahrsschrift der Naturforschenden Gesellschaft in Zurich, 96: 1–23. HORNBY E.B. & PASTERNACK E.S. 2000 — Analysis of Full-Waveform Sonic Data Acquired in Unconsolidated Gas Sands. Petrophysics, 41: 363–373.
JÊDRZEJOWSKA-ZWINCZAK H. 1978 — Wybrane zagadnienia symulacji efektu sejsmicznego dla metody bezpoœrednich poszukiwañ z³ó¿ bituminów. Nafta, 11: 365–371.
JÊDRZEJOWSKA-ZWINCZAK H. 1994 — Wybrane elementy inter-pretacji sejsmostratygraficznej Przedgórza Karpat. Nafta, 10: 449–466. JÊDRZEJOWSKA-TYCZKOWSKA H. 2000 — Statyczny model z³o¿a wêglowodorów – przybli¿enie statystyczne. Nafta, 9: 465–470. LAWYER L. C. 2002 — From the other side. The Leading Edge, 6. LAWYER L. C. 2003 — From the other side. The Leading Edge, 9. MYŒLIWIEC M., BORYS Z. & TRYGAR H. 1999 — New Gas Discoveries in the Carpathian Foredeep, Poland, As the Result of the
Seismic Anomalies Interpretation. 61stConference and Technical
Exhi-bition, Extended Abstracts, Helsinki, vol.1.
SHERIFF R.E. & GELDART L.P. 1995 — Exploration Seismology, Cambridge.
WANG Z., HIRSCHE W. K. & SEDGWICK G. 1990 — Seismic velo-cities in carbonate rocks. J. Can. Petro. Tech., 30: 112–122.
WHITE J. E. 1975 — Computed Seismic Speeds and Attenuation in Rocks with Partial Gas Saturation. Geophysics, 40: 224–232. WOOD A. 2001 — Global exploration — beyond Nintendo. First Break, 19: 373–377.
