Metody poszukiwania głębokiego gazu zamkniętego obejmują analizy geofizyczne, petrologiczne, petrofizyczne oraz litologiczne.
Według cytowanej literatury (Poprawa i Kiersnowski, 2010) badania potencjału występowania gazu zamkniętego powinny obejmować:
- badania porowatości i przepuszczalności,
- badania petrograficzne,
- rekonstrukcje historii diagenezy (w tym datowania etapów diagenezy i wieku cementów,
- odniesienie faz diagenetycznych do rekonstrukcji paleostrukturalnych oraz analiza drożności uskoków),
- rekonstrukcje paleogeograficzno - facjalne,
- analizy składu izotopowego gazów,
- analizy rozkładu ciśnień w górotworze,
- objawy węglowodorów, jak również badanie ich składu.
Wyniki badań należy interpretować z uwzględnieniem analizy całego basenu (pogrzebanie i historia generowania węglowodorów ze skał macierzystych, historia kompakcji, ewolucja strukturalna).
Gaz zamknięty często występuje na tych samych obszarach, co gaz ze złóż konwencjonalnych, ale przeważnie w głębiej pogrążonych strefach basenu. Ze względu na zwięzłość skał eksploatacja złóż tight gas musi zostać poprzedzona szczelinowaniem hydraulicznym.
Zastosowanie technologii wydobycia gazu zamkniętego, w tym szczelinowania hydraulicznego, z pułapek konwencjonalnych daje coraz lepsze rezultaty (łącznie z obszarami offshore, gdzie obecnie prowadzi się szczelinowania w długich wierceniach horyzontalnych). W porównaniu do złóż gazu w łupkach eksploatacja złóż gazu zamkniętego w piaskowcach jest nieco łatwiejsza, ponieważ tight gas jest uwięziony wyłącznie w mineralnych porach skalnych i nie uległ adsorpcji przez materię organiczną. Ponadto, zdecydowanie mniejsza jest zawartość minerałów ilastych, które również adsorbują gaz na swojej powierzchni i które mogą utrudniać szczelinowanie.
Niska przepuszczalność wiąże się z bardzo wolnym tempem przypływu gazu do otworu, a także z jego szybkim spowolnieniem w czasie eksploatacji.
Upowszechnienie komercyjnej eksploatacji gazu zamkniętego zaowocowało rozwojem techniki wielostopniowego szczelinowania skał i możliwością dostosowania jej do konkretnej sytuacji geologicznej. Komercyjnie eksploatowane formacje zawierające gaz zamknięty mają zazwyczaj znacznie większą miąższość niż strefy nasycone gazem ziemnym w złożach konwencjonalnych. Może ona wynosić nawet od kilkuset do kilku tysięcy metrów.
Literatura:
- SCHRAMA E., NAUGHTON-RUMBO R., BAS, VAN DER F., SHAOUL J., NORRIS M., 2012. Tight-gas horizontal well fracturing in the North Sea. Offshore Eng., October 2012: 45–48
- POPRAWA P., KIERSNOWSKI H., 2010. Rozpoznanie basenów węglowodorowych Polski pod kątem możliwości występowania i zasobów oraz możliwości koncesjonowania poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego – etap I. Narod. Arch. Geol. PIG-PIB, Warszawa
AUTORZY: IRENEUSZ DYRKA, HUBERT KIERSNOWSKI, ADAM WÓJCICKI
