WSKAŹNIKI GAZONOŚNOŚCI OKREŚLANE NA PODSTAWIE DANYCH GEOFIZYKI OTWOROWEJ I MODELOWAŃ TEORETYCZNYCH

Transkrypt

1 WSKAŹNIKI GAZONOŚNOŚCI OKREŚLANE NA PODSTAWIE DANYCH GEOFIZYKI OTWOROWEJ I MODELOWAŃ TEORETYCZNYCH Maria Bała 1)Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska, Katedra Geofizyki, al. Mickiewicza 30, Kraków, bala@geol.agh.edu.pl

2 Plan prezentacji: Wprowadzenie Obliczenia parametrów sprężystych Modelowanie wpływu węglowodorów gazowych na parametry sprężyste skał Uwzględnienie dwóch mediów złożowych w przestrzeni porowej Ocena nasyceń na podstawie parametrów Lamégo i impedancji fal podłużnych i poprzecznych Wnioski Wskaźniki gazonośności

3 Wprowadzenie Rejestrowane na obrazach sejsmicznych wskaźniki węglowodorowości (Direct Hydrocarbon Indicator DHI) takie jak: bright spot czy time sag są wiązane z akumulacją gazu ziemnego w złożu Obecność gazu w porach skał zbiornikowych obniża prędkość propagacji fali P; na falę S wpływa w znacznie mniejszym stopniu. Jednakże wyraźny spadek prędkości fali P ma miejsce już przy niewielkich nasyceniach (Bała 1989, Hornby, 2000, De- Hua,2001, 2002, Bała, Cichy 2006, Pietsch, Bała 1996).

4 Przy niskich ciśnieniach panujących w warunkach zalegania warstw na mniejszych głębokościach, obniżenie może być spowodowane niewielką (kilka %) obecnością gazu w postaci bąbelków w wodzie złożowej (tzw. fizz water saturation). Może to generować anomalie sejsmiczne podobne, jak w przypadku jego przemysłowej zawartości (De-Hua Han, Batzle, 2002). Problem ten występuje również przy poszukiwaniach złóż gazu ziemnego w utworach miocenu zapadliska przedkarpackiego (Myśliwiec 2004). Do wyjaśnienia takich wieloznaczności może się przyczynić modelowanie wpływu zmiennego nasycenia porów gazem i wodą na wyniki rejestrowanych profilowań akustycznych.

5 Dane wykorzystane do badań Dane z pomiarów geofizyki otworowej z rejonu zapadliska przedkarpackiego - utwory miocenu autochtonicznego głównie sarmatu Wyniki kompleksowej interpretacji danych (Dokumentacje otworów) Udostępnione przez PGNiG S.A., Wykonane przez zespół pracowników Geofizyki Kraków i pracowników przedsiębiorstwa PGNiG w Jaśle

6 Obliczenia parametrów sprężystych Interpretacja akustycznych obrazów falowych Zastosowanie programu wykorzystującego modele teoretyczne stosowane dla ośrodków porowatych Próbka piaskowca skaningowy mikroskop elektronowy, Napięcie przyspieszające 25 kv. Powiększenie 200x [Bała, Zawidzki, 1988]

7 Program Estymacja-TP Program ESTYMACJA-TP (nowa wersja) [Bała, Cichy, 2003, 2006, 2012*], pozwala na obliczanie prędkości fal podłużnych i poprzecznych (VPEQ, VSEQ) oraz modułów sprężystości EEQ, KEQ, MIEQ, impedancji akustycznej fal P i S, stosunków VPEQ/VSEQ i współczynników Poissona NIEQ, jak również gęstości RHEQ przy zastosowaniu modeli teoretycznych i empirycznych. Nowa wersja programu ESTYMACJA TP, uwzględnia wpływ ciśnienia i temperatury na media złożowe oraz pozwala obliczać czasy interwałowe i prędkości fali Stoneley a i stałą Lamego, wyposażona też została w ulepszoną grafikę. *Bała M., Cichy A., Zastosowanie metody fluid substitution do analizy wpływu gazu na rejestrowane prędkości fal podłużnych i poprzecznych oraz gęstości objętościowych. Rozdz. 2 w pojekcie badawczym nr NN realizowanego w latach pod kierunkiem M. Bały.

8 Program Estymacja MODELE TEORETYCZNE I EMPIRYCZNE STOSOWANE DLA OŚRODÓW POROWATYCH Zmodyfikowany model Biota-Gassmanna (BG) Model Kustera i Toksöza (KT) Model Wylliego Model Raymera, Hunta, Gardnera

9 Prezentacja wyników ESTYMACJA TP Zestawienie obliczonych parametrów sprężystych (kolor czerwony) i pomierzonych (krzywe czarne) w interwale od m do453.7 m w otworze Lubliniec 10. Zastosowano nowy wariant programu ESTYMACJA. Stosunek VPEQ/VSEQ< 1.6 wskazuje na nasycenie gazem.

10 Własności zbiornikowe wybranych horyzontów gazonośnych w otworze L-10 (Dokumentacja Jasło, 2004). L p Interw. [m] Porowat. PHI [%] Nasycenie Węglowod. Sg [%] Nasycenie wodą niereduk. Swi [%] Przep.z. absolut. K max [md] Prognozowane przypływy śred. max śred. max min śred przypływ gazu ew. gazu z solanką przypływ gazu ew. gazu z solanką przypływ gazu przypływ gazu ew. gazu z solanką

11 Modelowanie wpływu węglowodorów gazowych na parametry sprężyste skał Zastosowana metoda podobna do fluid substitution polega na podstawianiu w strefach, wykazujących obecność węglowodorów, wartości nasyceń od S W = 0.0 (całkowite nasycenie gazem) do S W = 1.0 (całkowite nasycenie wodą, S G = 0.0 brak węglowodorów). Do modelowania wykorzystano program ESTYMACJA oraz teoretyczne modele BG i KT (Bała, 2007, Bała 2012)

12 Uwzględnienie dwóch mediów złożowych w przestrzeni porowej Obecność dwóch faz (wody i gazu lub wody i ropy) można uwzględnić poprzez zmiany modułu K f określającego w tym przypadku oba media. Wartość tego modułu oblicza się na podstawie równania (Wood, 1957) : 1 K f V K w w V K g g gdzie : V w, V g - objętość wody i gazu w medium nasycającym, K w, K g - moduły odkształcenia objętości dla wody i gazu.

13 Uwzględnienie dwóch mediów złożowych w przestrzeni porowej K f można obliczać wg: a) równania Wooda b) dla modelu liniowego tzw. patchy saturation K f V K ( 1 W W V W ) K g c) stosując równanie Brie et al. (1995) K f (K W K g ) V e W K g gdzie e współczynnik

14 Zadano dla wody: Kw = 2.4 GPa, Model Wooda (z lewej), Patchy model i Brie (u dołu) Obecność nawet małej objętości gazu (w modelu Wooda), o bardzo niskiej wartości modułu Kg w medium porowym w sposób gwałtowny obniża wartość Kf (Bała, 1989, 2001).

15 Vp [km/s] Model KT Założono trzy modele dla Kf Sw F 0.168; a V P w funkcji nasycenia wodą i gazem. Obliczenia wykonano dla piaskowca przy użyciu modelu KT dla: F =0,168 i a = 0,168. Założono trzy modele dla Kf przy obecności wody i gazu w porach: a)równanie Wooda b) tzw. patchy model, c) równanie Brie (e = 2) dla: Kg = 0.03 GPa, Kg = 0.05 Gpa, Kg = 0,07 GPa and Kw = 2.4 GPa.

16 Wykresy zmian VPEQ ( z lewej) i RHEQ ( z prawej) obliczonych przy różnym nasyceniu wodą i gazem w funkcji głębokości w interwale od m do m.

17 Wykresy zmian VPEQ ( z lewej) i RHEQ ( z prawej) obliczonych przy różnym nasyceniu wodą i gazem dla głębokości zaznaczonych liniami na poprzednim slajdzie

18 Zestawienie obliczonych prędkości fali podłużnej, poprzecznej i modułów odkształcenia objętości i postaci w interwale m. Zestawienie obliczonych prędkości fali podłużnej, stosunku VP/VS, stałej Poissona NIEQ interwale m.

19 Prędkości [km/s] Parametry estymowane Min Maks średnia VPEQ VSEQ VSt Stosunek VP/VS Wsp.Poisson NIEQ Dynamiczne moduły sprężystości EEQ KEQ MIEQ Gęstość RHEQ objętośc. Parametry Min Maks średnia estymowane Prędkości [km/s] VPEQ VSEQ VSt Stosunek VP/VS Ws.Poisson NIEQ Dynamicz. moduły sprężys. [GPa] Gęstość objętościo. EEQ KEQ MIEQ RHEQ Seria piaskowców nasyconych gazem - interwał od 840 do 849 m Seria wodonośnych piaskowców zailonych - interwał od 642 do 667.

20 Dla otworu Ks-16 krzywe VPEQ w funkcji głębokości obliczone dla różnych nasyceń wodą i gazem S W = 0.0, 0.1, 0.5, 0.8, 0.95 i 1.0 PHI od 17.3% do 25.6% i zmienne zailenie

21 Nasycenia gazem obniża prędkość fali podłużnej (VP), nawet przy małej objętości gazu w przestrzeni porowej skały; na prędkość fali poprzecznej (VS) wpływa nieznacznie. Powoduje to obniżenie stosunku VP/VS oraz współczynnika Poissona. Dla utworów piaskowcowych stosunek VP/VS < 1.59 wskazuje na obecność gazu, jednak nie można stwierdzić jak dużo znajduje się go w danym horyzoncie. Obecność materiału ilastego w warstwach podwyższa stosunek prędkości obu fal co działa przeciwstawnie do obniżającego wpływu gazu i może zamaskować nasycenie węglowodorami.

22 Zależność współczynnika Poissona od stosunku Vp/Vs Stosunek Vp/Vs jest : najniższy dla piaskowców od 1.5* )** wyższy dla dolomitów najwyższy dla wapieni dla utworów ilastych [zmodyfikowane przez Bała M., 1989] *obecność gazu znacznie obniża Vp/Vs, **zailenie skał podwyższa Vp/Vs

23 Wsp. Poissona w funkcji porowatości skały (PHI). Metoda fluid substitution. Wyraźna zmiana współczynnika Poissona (NI) z nasyceniem wodą (SW). Obliczenia wykonano dla utworów piaskowcowo-mułowcowych z przedziału głębokościowego od m do m

24 Wykres krzyżowy VPEQ VSEQ dla utworów miocenu w interwale od m do m (otwór Lubliniec 10). Kolory oznaczają nasycenie SW. Krzywa referencyjna pokazuje zmiany gęstości objętościowej RHOB w całym badanym interwale. Wykres stosunku VPEQ/VSEQ w funkcji SW dla warstw zaznaczonych na tle krzywej referencyjnej VSH. Jednak bardzo zmienne zailenie wpływa odwrotnie na stosunek obu fal podwyższając jego wartości, co wyraźnie zaznacza się na wykresie. Również obecność węglanów w spoiwie istotnie podwyższa VPEQ/VSEQ

25 Vs [km/s] 3,5 3,0 sa ndstones with gas sa ndstones anhydrites, gypsum 2,5 2, ,5 mudrock line Vp = 1,16Vs + 1,36 1,0 Castagna i in., , Vp [km/s] Fig. 10. Relation between Vp recorded and Vs calculated using Biot-Gassmann model for Miocene deposit rocks without (Bała, 2000) shale

26 OCENA NASYCEŃ NA PODSTAWIE PARAMETRÓW LAMEGO I IMPEDANCJI FAL P I S Parametry Lamégo λ i μ dostarczają dodatkowej informacji, która może być wykorzystana do identyfikacji skał nasyconych gazem i wodą złożową (Goodway (1999, 2001, Dewar & Downton, 2002).

27 Prezentacja wyników otwór Jasionka 4 2 MI K 3

28 Impedancja akustyczna (I A ) I AP VP I AS VS Relacje pomiędzy parametrami Lamego λ i μ, a impedancją akustyczną fali P i S : I 2 AP ( 2) 2 I AS

29 Wpływ zmiennego nasycenia wodą i gazem na wartość impedancji akustycznej (I AP ) Obserwujemy wzrost impedancji ze wzrostem nasycenia

30 Impedancja sprężysta (I E ) Znormalizowana wartość impedancji sprężystej (Whitcombe et al.2002) 0 4K sin 1 S0 8K sin S P0 sin 1 P 0 P0 E V V V V V ) ( I θ kąt padania fali na granicę rozdziału, VP 0, VS 0, ρ 0 - średnie wartości prędkości fali P, S i gęstości objętościowej w interwale obliczeń, K = (VS/VP) 2 - średni stosunek prędkości obu fal.

31 Obliczone wartości impedancji akustycznej (I AP ) i sprężystej (I E ) fali podłużnej. Wartość impedancji I AP otrzymano na podstawie wyestymowanych prędkości VPEQ i gęstości objętościowych (RHEQ) przy użyciu programu ESTYMACJA TP. Wartość impedancji sprężystej dla rzeczywistych warunków nasyceń obliczono wg podanego wyżej wzoru. Założono kąt padania równy 30 0.

32 Zmiany parametrów sprężystych ze zmianą nasycenia wodą i gazem

33 WNIOSKI - Wskaźniki gazu Wpływ nasycenia gazem na prędkość fali podłużnej (VP) jest duży nawet przy małej objętości gazu w przestrzeni porowej skały; na prędkość fali poprzecznej (VS) wpływa nieznacznie. Powoduje to obniżenie stosunku VP/VS oraz współczynnika Poissona. Dla utworów piaskowcowych stosunek VP/VS < 1.59 wskazuje na obecność gazu, jednak nie można stwierdzić jak dużo znajduje się go w danym horyzoncie. Obecność materiału ilastego w warstwach podwyższa stosunek prędkości obu fal co działa przeciwstawnie do obniżającego wpływu gazu i może zamaskować nasycenie węglowodorami. Gęstość objętościowa obniża się w sposób liniowy wraz ze wzrostem nasycenia gazem horyzontów. Parametr Lamégo λ może być wykorzystany do oceny nasycenia skał wodą i gazem.

34 WNIOSKI - Wskaźniki gazu Wartości impedancji sprężystej IE oraz akustycznej IAP również silnie zależą od nasycenia skał wodą i gazem oraz od stosunku VP/VS (Wskaźniki). Wyraźny spadek prędkości fali P ma miejsce już przy niewielkich nasyceniach (Bała 1989, Bała, Cichy 2006, Pietsch, Bała 1996). Przy niskich ciśnieniach panujących w warunkach zalegania warstw na mniejszych głębokościach, obniżenie może być spowodowane niewielką (kilka %) obecnością gazu w postaci bąbelków w wodzie złożowej (tzw. fizz water saturation). Może to generować anomalie sejsmiczne podobne, jak w przypadku jego przemysłowej zawartości (De-Hua Han, Batzle, 2002).

35 Praca powstała na podstawie wyników projektu badawczego nr NN pt.: Modelowania teoretyczne i empiryczne wpływu zmiennego ciśnienia i nasycenia gazem na parametry sprężyste, gęstość i oporność skał dla oceny przepuszczalności z danych geofizyki otworowej realizowanego w latach pod kierunkiem M. Bały oraz jej wcześniejszych prac. Autorka dziękuje PGNiG SA za udostępnienie materiałów do w/w grantu

36 Literatura [1] Bała M., Effect of water and gas saturation in layers on elastic parameters of rocks and reflection coefficients of waves. Acta Geoph. Polon. XLII, 2, [2] Bała M., Cichy A., 2003 Estymacja prędkości fal podłużnych i poprzecznych przy wykorzystaniu modeli teoretycznych oraz danych geofizyki wiertniczej. Przegląd Geologiczny, vol. 51, nr 12, p [3] Bała M., A. Cichy, Metody obliczania prędkości fal P i S na podstawie modeli teoretycznych i danych geofizyki otworowej program Estymacja. Monografia. Wydawn. AGH, str. 89, [4] Bała M. et al Modelowania teoretyczne i empiryczne wpływu zmiennego ciśnienia i nasycenia gazem na parametry sprężyste, gęstość i oporność skał dla oceny przepuszczalności z danych geofizyki otworowej. Proj. badawczynr NN [5] De-Hua Han & Batzle Fizz water and low gas saturated reservoirs. The Leading Edge, no 4. [6] Brie, A., Pampuri, F., Marsala, A.F., Meazza, O. [1995] Shear sonic interpretation in gasbearing sands. SPE paper 30595, [7] Batzle M., Wang Z. 1992: Seismic properties of pore fluid Geophysics 57,11, [8] Goodway W AVO and Lame constants for rock parameterization and fluid detection. Recorder, 26, [9] Myśliwiec M., Poszukiwanie złóż gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego na podstawie interpretacji anomalii sejsmicznych weryfikacja anomalii. Przegląd Geologiczny, 52, 4, [10] Pietsch K., Bała M., Badania anomalii sejsmicznych w strefach pionowej migracji gazu. Przegląd Geologiczny, 44, 7,

37 DZIĘKUJĘ PAŃSTWU ZA UWAGĘ