Ocena wpływu parametrów zbiornikowych na potencjał akumulacyjny

6.4.1. Przesłanki wynikające z modelowania systemu naftowego

Modelowania karpackiego systemu naftowego, prowadzone w ramach realizacji projektu badawczego PBS/PUPW/6/2005 (Maćkowski et al. 2009a) w płaszczyznach pięciu regionalnych trawersów geologiczno-naftowych (Fig. 1.7 - 1.11) umożliwiły skwantyfikowanie efektywności ekspulsji fazy ropnej i gazowej w obrębie analizowanego obszaru (Maćkowski et al. 2009b).

Przykłady dwuwymiarowych modeli rozkładu współczynników efektywności ekspulsji przedstawiono na Fig. 6.3 i 6.4. Z wyników tych modelowań wynikają następujące przesłanki dla oceny potencjału akumulacyjnego piaskowców krośnieńskich:

 zalegająca w ich spągu litofacja łupków menilitowych wykazuje się najwyższym potencjałem macierzystości a w jej składzie dominuje ropotwórczy kerogen II typu;  strefy najbardziej zaawansowanej ekspulsji ropy naftowej z litofacji łupków menilitowych wiążą się z odwodowymi przegubami synklin przyległych do antyklin: Iwonicza wsi-Rymanowa, Bóbrki-Rogów-Szczawnego, Beska-Mokrego, Czaszyna-Rajskiego wsi-Lutowisk oraz Tarnawy-Wielopola-Zagórza-Czarnej kopalni;

 zaawansowana ekspulsja gazu z litofacji łupków menilitowych uwidacznia się lokalnie w strefach odwodowych przegubów synklin przyległych do antyklin Czaszyna-Rajskiego wsi-Lutowisk oraz Tarnawy-Wielopola-Zagórza-Czarnej kopalni;

 w kompleksach skał ilastych kredy-paleocenu (Fig. 1.7 – 1.11) cechujących się niższym potencjałem macierzystości, zdominowanym przez gazotwórczy kerogen III typu, strefy ekspulsji fazy gazowej obejmują prawie całą szerokość centralnego synklinorium, niemniej wygenerowane w nich węglowodory zasilały przede wszystkim stratygraficznie starsze serie zbiornikowe.

wyekspulsowanych faz węglowodorowych, oraz strat ich masy spowodowanych wyciekaniem na wychodniach i rozproszeniem w przestrzeni porowo-szczelinowej skał zbiornikowych (Mrózek 2009). Zakładając, że cała masa wyekspulsowanych węglowodorów z litofacji macierzystej starszego oligocenu trafiła do nadległych piaskowców krośnieńskich można oszacować ich potencjał akumulacyjny. Bazując na powyższych obliczeniach można przewidywać, że w obrębie wschodniej części jednostki śląskiej ilość węglowodorów przemieszczonych do skał zbiornikowych z litofacji macierzystej starszego oligocenu wynosi ~ 910 mln ton. W wyniku wyciekania utraconych zostało około 10% masy węglowodorów tj. ~ 91 mln ton. Na podstawie wyników

kwantyfikacji nasycenia węglowodorami przestrzeni porowo-szczelinowej serii

menilitowo-krośnieńskiej w otworach, zlokalizowanych we wschodniej części płaszczowiny śląskiej, oszacowano ilość węglowodorów rozproszonych w wymiarze ~ 591,5 mln ton (Mrózek 2009). Pomniejszając masę węglowodorów przemieszczonych do skały zbiornikowej o masę utraconych przez wyciekanie oraz rozproszonych otrzymano pierwotną ilość węglowodorów w pułapkach złożowych, czyli ~ 227,5 mln ton. Pomniejszając potencjalne zasoby geologiczne o masę węglowodorów dotychczas odkrytych w warstwach krośnieńskich tj. ~ 10 mln ton, możliwe do odkrycia jest około 217,5 mln ton, zaś do wydobycia około 54,4 mln ton, przyjmując współczynnik czerpania złóż w wymiarze - 0,25.

Przedstawione powyżej, bardzo szacunkowe wyliczenia potencjału węglowodorowego

litofacji macierzystych starszego oligocenu, wskazują na duże perspektywy

poszukiwawcze w piaskowcach krośnieńskich, związane przede wszystkim ze strefami wymienionych powyżej fałdów w głębokościach do 5000 m. Nie jest również wykluczone, że piaskowce krośnieńskie mogą być również zasilane węglowodorami ze starszych

Fig. 6.3. Geometryczna interpolacja stref ekspulsji ropy naftowej w trawersie III Komańcza-Jaksmanice (wg Maćkowski et al. 2009a, zmodyfikowany)

Fig. 6.4. Geometryczna interpolacja stref ekspulsji gazu ziemnego w trawersie V Brzegi Górne-Krukenichi (wg Maćkowski et al. 2009a, zmodyfikowany)

6.4.2. Efektywność procesów migracji węglowodorów

Efektywność migracji węglowodorów, zależna bezpośrednio od cech zbiornikowych skał, wykazuje niskie wartości w obrębie centralnego synklinorium czego dowodem jest niski stopień impedancji podsystemów naftowych (Kuśmierek 2004, Mrózek 2009). Lepsze ich własności zbiornikowe w północno-zachodniej części synklinorium przekładają się na odpowiednio wyższy stopień impedancji.

Analizując rozmieszczenie produktywnych piaskowców krośnieńskich w obrębie odkrytych dotychczas pól ropnych oraz trendy rozkładów ich parametrów petrofizycznych, można sformułować następujące przesłanki prognostyczne:

 nasycenie ropą występuje w pakietach gruboławicowych (lub ich częściach) które wykazują się podwyższoną porowatością lub szczelinowatością, co objawiało się m in. samoczynną, początkową produktywnością poszczególnych odwiertów; początkowe, samoczynne przypływy ropy w odwiertach ze złóż strefy litofacji otryckiej (Mokre, Zatwarnica i Dwernik) wynosiły kilka ton na dobę (maksymalnie 5 ton); natomiast odwierty ze złóż strefy litofacji leskiej (Tarnawa-Wielopole i Czarna) wykazywały samoczynną produkcję rzędu kilkunastu ton na dobę (sporadycznie wyższą), która po krótkim okresie czasu znacznie spadała;

 akumulacje węglowodorów w płytszych strefach pól ropnych występują najczęściej w skrzydłach przegubów antyklinalnych w postaci „zawieszonych” soczewek ropnych (Kuśmierek 2000), co może świadczyć o zbyt niskich gradientach ciśnień dla pokonania oporów przepływu, m. in. wskutek utraty lekkich frakcji, szczególnie w warunkach erozyjnego rozcięcia przegubów antyklinalnych (tj. wzrostu lepkości mediów i inwazji wód powierzchniowych); takim przykładem są płytkie horyzonty ropne pola Mokre w odróżnieniu od najgłębszego złoża w północnej łusce tej struktury o najlepszym uszczelnieniu, zamknietego poziomem wód okalających (Fig. 3.3);

 odkryte dotychczas akumulacje ropy naftowej nie posiadają czap gazowych; istniejące prawdopodobnie czapy gazowe uległy naturalnemu odgazowaniu na skutek rozcięcia erozyjnego skał ropogazonośnych nadkładu, skutkiem braku czap gazowych współczynnik sczerpania zasobów jest niski np. dla pola ropnego Czarna wynosi 0,21 (Słupczyński et al. 2009);

 występowanie akumulacji w południowych skrzydłach antyklin (np. Tarnawa-Wielopole i Rajskie) sugeruje lokalizacje kuchni ekspulsji w odwodowych synklinach struktur złożowych (Kuśmierek et al. 2001), co znalazło potwierdzenie w wynikach modelowań systemów naftowych.

W przedłużeniu fałdu Lutowisk na terytorium Ukrainy, w odwiercie Borynia-2 w interwale głębokościowym 3200-5200 m uzyskano przemysłowe przypływy gazu o anomalnym ciśnieniu, wiązane ze szczelinowatością piaskowców krośnieńskich (Olszaniecka 2006, Orłow et al. 2007). Z upływem czasu wydobycie i ciśnienie gazu spadło co jest tłumaczone zamykaniem (zaciskaniem) się szczelin na skutek spadku ciśnienia. Stąd też wynika wniosek iż obserwowane na wychodniach oraz na rdzeniach szczeliny mogą być częściowo zamknietę, natomiast w warunkach wgłębnych ciśnienie płynów (gazu lub ropy) powoduje ich rozwieranie (van Golf-Racht 1982).

Skomplikowany układ strukturalny warstw krośnieńskich warunkował ograniczony zasięg lateralnej migracji węglowodorów i dominację migracji pionowej w procesie powstawania złóż. Średni, wyliczony promień migracji lateralnej w osadach serii menilitowo-krośnieńskiej dla złóż ropy naftowej w obszarze jednostki śląskiej wynosi 6,7 km (Wygonik-Gierut 1986). Aktywność procesów migracji węglowodorów do chwili obecnej, znajduje potwierdzenie w rozmieszczeniu powierzchniowych ich objawów (m in. Kuśmierek & Machowski 2008), powszechnych na wychodniach piaskowców krośnieńskich centralnego synklinorium, wskazując na lokalizację kuchni generowania oraz potencjalne kierunki i zasięg ich migracji.

Jak wspomniano wyżej, migracja pionowa mogła mieć istotne znaczenie w powstawaniu złóż a także w ich destrukcji czyli w procesach remigracji. Drogami tego typu migracji są szczeliny. Potwierdzona obecność inkluzji węgowodorowych w żyłach kalcytowych i kwarcowych wypełniających szczeliny m in. piaskowców krośnieńskich jednostki śląskiej w Polsce (Jarmołowicz-Szulc 2001, Jarmołowicz-Szulc & Dudok 2005) i na Ukrainie (Dudok & Jarmołowicz-Szulc 2000), dowodzi iż stanowiły one aktywne drogi migracji. Inkluzje fluidalne występujące w spoiwie piaskowców krośnieńskich w powiązaniu z obserwacją śladów ropy w porach (Leśniak 1996) pozwalają wstępnie określić ilośc faz migracji węglowodorów.

Fig. 6.5. Mapa regionalnego trendu pojemności zbiornikowej piaskowców krośnieńskich dolnych

Pojemność zbiornikowa skał jest parametrem wskazującym bezpośrednio strefy o największym potencjale akumulacyjnym. Mapa pojemności zbiornikowej piaskowców krośnieńskich dolnych (Fig. 6.5), przedstawia sumaryczną objętość otwartych przestrzeni porów, przypadająca na jednostkę powierzchni kompleksu zbiornikowego (m³/m²). Została ona skonstruowana poprzez superpozycję map: trendu porowatości efektywnej (Fig. 6.1) i

trendu zmian miąższości litotypu piaskowcowego warstw krośnieńskich dolnych (Fig. 2.2). Można zauważyć, iż piaskowce krośnieńskie dolne wykazują się najwyższą pojemnością (powyżej 50 m³/m²) w strefie B1 (patrz Fig. 1.6) obejmującej fałdy Czaszyna-Polany-Skorodnego-Lutowisk i Tarnawy-Wielopola-Zagórza-Czarnej kopalni. Strefa ta, w świetle wyników modelowań naftowych oraz analizy parametrów petrofizycznych piaskowców krośnieńskich, jest najbardziej perspektywiczną z punktu widzenia poszukiwań konwencjonalnych złóż węglowodorów oraz akumulacji typu tight gas.

Pojemność zbiornikowa systemów makro i mikroszczelin jest niewątpliwie niższa o rząd wielkości, niemniej umożliwiająca migrację faz węglowodorowych. Jak wykazano wcześniej, średnia porowatość efektywna makroszczelin uzyskana z pomiarów na wychodniach zmienia się od 0,12% dla litofacji leskiej do 0,38% dla litofacji otryckiej. W przypadku mikroszczelin wartości te są wyższe, jednak średnio nie przekraczają 0,5%. W tym kontekście, podkreślić należy, że utracie porowatości międzyziarnowej (tj. wzrostowi zwięzłości piaskowców) towarzyszy zwykle rozwój szczelinowatości, co w skali regionalnej potwierdza porównanie cech zbiornikowych piaskowców krośnieńskich litofacji leskiej i otryckiej.

Analizowane wyniki parametrów petrofizycznych, wsparte historią eksploatacji złóż wykazują, że piaskowce krośnieńskie posiadają podwójny system porowatości (Machowski 2006, Machowski & Kuśmierek 2008). Pierwszy, decydujący o ich pojemności, to porowatość międzyziarnowa z przeważającym udziałem mikroporów; drugi to sieć makro i mikroszczelin, mająca mniejsze znaczenie dla pojemności lecz decydująca o ich przepuszczalności.

6.4.3. Możliwości odkrycia niekonwencjonalnych złóż gazu

Dotychczasowe wyniki badań przepuszczalności piaskowców krośnieńskich wykazały praktycznie zerowe własności filtracyjne ich przestrzeni międzyziarnowej. Na ogólną liczbę 73 pomiarów przepuszczalności piaskowców krośnieńskich wykonywanych w ramach projektu KBN nr 9T 12B 007 16 (Bromowicz et al. 2001) jedynie w czterech próbkach wartość ta przekroczyła 0,1 mD. Interpretacja rezultatów powyższych badań ujawniła również słabą zależność pomiędzy porowatością efektywną a przepuszczalnością badanych piaskowców; występującą jedynie w próbkach których porowatość efektywna przekraczała 3% (współczynnik korelacji 0,25) (Bromowicz et al. 2001).

Badania przepuszczalności piaskowców krośnieńskich prowadzone w ramach projektu badawczego PBS/PUPW/6/2005 (Such et al. 2007) potwierdziły wcześniejsze spostrzeżenia tzn. wykazały praktycznie brak przepuszczalności przestrzeni porowej. Analizując własności filtracyjne piaskowców karpackich Such & Leśniak (2008), w tym piaskowców krośnieńskich, stwierdzili, że ich przepuszczalności wiążą się w znacznym stopniu z obecnością mikroszczelin, których powszechną obecność potwierdziły badania na płytkach cienkich. Autorzy ci sugerują iż badane piaskowce ze względu na obecność systemu mikroszczelin są dobrymi skałami zbiornikowymi dla złóż typu tight gas.

Również Poprawa & Kiersnowski (2008) wskazują na głębiej pogrążone kompleksy piaskowców kredowych i paleogeńskich jako potencjalne strefy akumulacji gazu zamkniętego (tight gas). Przedstawione przez powyższych autorów tezy dotyczące możliwości występowania akumulacji typu tigt gas w piaskowcach karpackich opierają się na definicji tego typu akumulacji. Tight gas (gaz zamknięty) to gaz występujący w skałach zbiornikowych o bardzo niskiej przepuszczalności (poniżej 1 mD) oraz niewielkiej porowatości, rzędu kilku procent (Poprawa & Kiersnowski 2008). Według Naika (2005) skały zbiornikowe w złożach typu tight gas posiadają średnią przepuszczalność poniżej 0,1 mD. Z kolei w niemieckim przemyśle naftowym definicja złóż typu tight gas obejmuje złoża w których średnia przepuszczalność efektywna dla gazu jest niższa od 0,6 mD (Naik 2005). Oprócz najistotniejszego kryterium, jakim jest przepuszczalność, serie zbiornikowe złóż typu tight gas cechuje m in. (Naik 2005): regionalny zasięg i duże miąższości, obecność naturalnych systemów szczelin, bliska odległość od skał macierzystych, występowanie anomalnych ciśnień, niska produkcja wody złożowej, niekonwencjonalne pułapki, niewyraźny kontur gaz-woda.

Odnosząc powyższe kryteria do piaskowców krośnieńskich w strefie centralnego synklinorium karpackiego można stwierdzić iż mogą w nich występować akumulacje typu tight gas. Przepuszczalność piaskowców krośnieńskich jest praktycznie zerowa; co potwierdza jej rozkład w profilach otworów centralnego synklinorium (Fig. 6.6). Dla zdecydowanej większości przebadanych próbek (na ogólną liczbę 323) przepuszczalność nie przekroczyła 1 mD, za wyjątkiem kilkunastu prób piaskowców z odwiertu Zatwarnica IG-1, gdzie pomierzone wartości przepuszczalności mogą wynikać z obecności mikroszczelin. Powyższe wyniki przepuszczalności znajdują również potwierdzenie w interpretacji geofizyki wiertniczej (Zalewska et al. 2006). Za własności filtracyjne piaskowców odpowiadają więc makro oraz mikroszczeliny, których powszechna obecność została potwierdzona.

Oprócz przepuszczalności, piaskowce krośnieńskie spełniają inne istotne kryteria które wyróżniają akumulacje typu tight gas:

 bliska odległość od skały macierzystej; piaskowce warstw krośnieńskich leżą bezpośrednio na warstwach menilitowych - lub w części południowo-wschodniej na pakietach łupków ilastych warstw przejściowych, które zaliczane są również do skał macierzystych o niższym potencjale;

 dużej miąższości warstw krośnieńskich towarzyszy zaawansowana ekspulsja gazu ziemnego z litofacji łupków menilitowych (patrz rozdział 6.4.1);

 w profilach głębokich odwiertów m in. Rymanów-1 i Lutowiska-2 na głębokościach poniżej 3000 m obserwowane były intensywne przypływy lub przynajmniej ślady gazu.

Fig. 6.6. Głębokościowy rozkład przepuszczalności piaskowców krośnieńskich w profilach otworów centralnego synklinorium karpackiego (wg dokumentacji wynikowych odwiertów)

Przedstawione powyżej argumenty dowodzą iż w piaskowcach krośnieńskich mogą występować akumulacje typu tight gas, powiązane z najbardziej pogrążonymi obszarami litofacji leskiej tj. ze strefą B1.

WNIOSKI

Interpretacja obszernego materiału badawczego pozwoliła na kompleksową charakterystykę parametrów zbiornikowych piaskowców krośnieńskich dolnych. Najbardziej istotne wnioski wypływające z przeprowadzonej interpretacji można sformułować następująco:

 parametry zbiornikowe piaskowców cechuje wyraźne zróżnicowanie

pomiędzy regionem leskim, gdzie reprezentują typ zbiorników

mezoporowo-szczelinowych a otryckim, z dominacją mikroporów oraz systemów szczelin;

 parametry makro i mikroszczelin wykazują dużą zmienność w profilach badanych odwiertów, efektywna pojemność mikroszczelin oraz ich przepuszczalność jest dominująca w niektórych pakietach piaskowców;

 trendowi spadku porowatości piaskowców wraz z głębokością, wskutek

procesów kompakcji i cementacji towarzyszy na ogół wzrost

szczelinowatości;

 własności filtracyjne przestrzeni międzyziarnowej piaskowców

krośnieńskich są bardzo słabe, stąd głównymi drogami przepływu węglowodorów są mikro i makroszczeliny, szczególnie w regionie otryckim;

 analiza parametrów petrofizycznych, wsparta historią eksploatacji złóż wykazała, że piaskowce krośnieńskie posiadają podwójny system porowatości; pierwszy to porowatość międzyziarnowa z przeważającym udziałem mikroporów warunkująca ich niską pojemność; drugi to sieć makro i mikroszczelin, kwalifikująca je do skał o wymiernej przepuszczalności;

 stopień zaawansowania i rozprzestrzenienia procesów diagenetycznych wymaga ilościowej ich kwantyfikacji w obszarze całego synklinorium

karpackiego w celu prognozowania stref o najlepszych parametrach zbiornikowych;

 wyniki modelowań ekspulsji faz węglowodorowych w powiązaniu z analizą parametrów petrofizycznych, wykazały że region litofacji leskiej obejmujący strefy fałdów Czaszyna-Polany-Skorodnego-Lutowisk i

Tarnawy-Wielopola-Zagórza-Czarnej kopalni rokuje największe

perspektywy dla poszukiwań konwencjonalnych złóż węglowodorów oraz potencjalnych akumulacji typu tight gas w piaskowcach krośnieńskich dolnych.

LITERATURA:

1. Aguilera R., 1995 – Naturally fractured reservoirs. PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 2nd edition.

2. Bachleda-Curuś T. & Semyrka R., 1997 – Zastosowanie analizy porozymetrycznej dla oceny przestrzeni porowej skał w profilach utworów karbonu dolnego i kambru środkowego północno-zachodniej Polski. Zeszyty Naukowe AGH, Geologia, 23, 2, Kraków.

3. Baczyński A., Kuśmierek J., Łapinkiewicz A. P., Maćkowski T., Maksym A. et al., 2000 - Prognozowanie potencjału naftowego perspektywicznych pułapek strukturalnych w obszarze zdjęcia sejsmicznego Rymanów-Lesko. Zespół Rzeczoznawców SITPNiG. Archiwum KSE AGH, Kraków.

4. Baczyński A. et al., 1992 - Zestawienie parametrów charakteryzujących cechy zbiornikowe, miąższość i litologię oraz nasycenie płynami kompleksów stratygraficznych fliszu karpackiego w wybranych profilach wierceń. Archiwum KSE AGH.

5. Baczyński A., et al., 1996 - Wyniki badań analitycznych. W: Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania potencjału naftowego. Proj. Cel. KBN-PGNiG Nr 99319 93 C/1599. Archiwum KSE AGH, Kraków.

6. Baldwin B. & Butler C. O., 1985 - Compaction Curves. AAPG Bulletin, v. 69, no 4.

7. Banachewicz A. & Kowalska M., 2003 - Wyznaczanie parametrów zeszczelinowania piaskowców krośnieńskich dolnych w profilach elementów strukturalnych roponośnej struktury Mokrego (synklinorium karpackie). Praca dyplomowa. Bibl. WGGiOŚ, Kraków.

8. Baran I., 2003 - Zeszczelinowanie wychodni roponośnych piaskowców fałdu Zatwarnicy i jego wpływ na geomorfologię doliny Solinki w Bieszczadach. Praca dyplomowa. Bibl. WGGiOŚ, Kraków, 1-94.

9. Bessereau G., Roure F., Kotarba A., Kuśmierek J. & Strzetelski W., 1996 – Structure and hydrocarbon habitat of the Polish Carpathians. W: Ziegler P. A., Horvath F., Peri-Tethys Memoir 2: Structure and Prospects of Alpine Basins and Forelands. Mem. Mus. Natn. Hist. Nat. 170, Paris, 343-373.

10. Borys Z. et al., 1991 - Analiza miąższości i fizyko-chemicznych własności potencjalnych kompleksów skał macierzystych karpackiej formacji fliszowej w profilach głębokich wierceń. W: Dokumentacja projektu badawczego KBN nr 9 0427 91 01, Archiwum KSE AGH, Kraków.

11. Bromowicz J., Górniak K., Przystaś G. & Rembiś M., 2001 - Wyniki badań

petrograficznych typowych litofacji zbiornikowych fliszu karpackiego.

ropogazonośnych Karpat polskich. Polish Journal of Mineral Resources, vol. 4, 31-75.

12. Burzewski W., Semyrka R. & Słupczyński K., 2001 - Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Polish Journal of Mineral Resources, vol. 3.

13. Ciechanowska M., et al., 1992 - Określenie potencjału macierzystości, parametrów petrofizycznych i geotermicznych karpackiej formacji ropogazonośnej na podstawie pomiarów geofizycznych w wybranych profilach wierceń. W: Dokumentacja projektu badawczego KBN nr 9 0427 91 01, Archiwum KSE AGH, Kraków.

14. Ciechanowska M. et al., 1993 - Interpretacja profilowań geofizyki wiertniczej w zakresie wyznaczania uśrednionych parametrów petrofizycznych i potencjałów macierzystości karpackiej formacji ropogazonośnej. W: Dokumentacja projektu badawczego KBN nr 9 0427 91 01, Archiwum KSE AGH, Kraków.

15. Ciechanowska M., et al., 1995 - Kompleksowa interpretacja profilowań geofizyki wiertniczej. W: Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania potencjału naftowego. Proj. Cel. KBN-PGNiG Nr 99319 93 C/1599. Archiwum KSE AGH, Kraków.

16. Ciechanowska M., et al., 2000 - Kwantyfikacja wyników interpretacji profilowań geofizyki wiertniczej. W: Dokumentacja projektu KBN nr 9T 12B 007 16. Archiwum KSE AGH, Kraków.

17. Czopek B., Szczygieł M. & Baran U., 2009 – Ilościowa charakterystyka parametrów petrofizycznych ropogazonośnych litofacji fliszowych w profilach wierceń wschodniej części Karpat polskich. Kwartalnik AGH Geologia, t. 35, z. 4/1.

18. Dadlez R. & Jaroszewski W., 1994 – Tektonika. Wyd. Nauk PWN.

19. Dokumentacje wynikowe odwiertów: Dwernik-2, 3, 5, 7, 8, 9, 10, Lutowiska-1, 2, Polanki-IG1, Pszczeliny-1,2, Rymanów-1, Smolnik-1, Stuposiany-1, 2, 4, Suche Rzeki-IG-1, Tarnawa Niżna-1, Wydrne-1, Zatwarnica-IG1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8. Archiwum PGNiG S.A., Sanok.

20. Dudok I. & Jarmołowicz-Szulc K., 2000 – Hydrocarbon inclusions in vein quartz (the “Marmarosh diamonds”) from the Krosno and Dukla zones of the Ukrainian Carpathians. Geological Quarterly, 44 (4), 415-423.

21. Geological atlas of the outer Carpathians and their foreland, 1:500 000, 1988-89, Poprawa D. & Nemcok J. (coord,), PIG Warszawa.

22. Gładysz M., Kuśmierek J. & Stefaniuk M., 1990 - Wyniki badań mikroszczelin w próbkach rdzeni z otworu Kuźmina-1. Tech. Posz. Geol., Geosyn. i Geotermia, nr 3-4.

23. Górecki W. & Kuśmierek J. et al., 2005-2009 - Dokumentacja merytoryczna projektu PBS/PUPW/6/2005, pn. ”Badania transgraniczne wgłębnych struktur geologicznych brzeżnej strefy Karpat w aspekcie odkryć i udostępnienia nowych złóż ropy naftowej i gazu ziemnego”. Archiwum KSE AGH, Kraków.

24. Hajto M., 1996 - Litofacjalne uwarunkowania ropogazonośności karpackiej formacji fliszowej. Praca dyplomowa. Archiwum KSE AGH, Kraków.

25. Horwitz L., 1936 – Geologia Centralnej Depresji Karpackiej na Pn. od Lutowisk. Rocznik Polskiego Towarzystwa Geologicznego, t. XII.

26. Huk D., 2006 - Parametry szczelinowatości piaskowców krośnieńskich w strefie złoża ropnego Rudawka Rymanowska. Praca dyplomowa. Bibl. WGGiOŚ, Kraków.

27. Hycnar J. & Krawczyk W., 2004 – Parametry zeszczelinowania wychodni warstw krośnieńskich w strefie zapory wodnej Solina (Bieszczady). Praca dyplomowa, Bibl. WGGiOŚ, Kraków.

28. Jarmołowicz-Szulc K., 2001 – Charakterystyka wypełnień żyłowych w południowo-wschodniej części polskich Karpat (kalcyt, kwarc, bituminy). Przegląd Geologiczny, vol. 49, nr 9, 785-792.

29. Jankowski L., Kopciowski R. & Ryłko W., 2004 – Geological Map of the Outer Carpatians: Borderlands of Poland, Ukraine and Slovakia (1:200 000). Wydawnictwo Państwowego Instytutu Geologicznego, Warszawa.

30. Jarmołowicz-Szulc K. & Dudok I., 2005 – Migration of paleofluids in the contact zone between the Dukla and Silesian units, Western Carpathians – evidence from fluid inclusions and stable isotopes in quartz and calcite. Geological Quarterly, 49 (3), 291-304.

31. Jaskólski S., 1939 - Wstęp do charakterystyki petrograficznej niektórych seryj ropnych polskich Karpat Fliszowych, Biul, IG, 23: 1-97,

32. Jucha S., 1969 - Łupki jasielskie, ich znaczenie dla stratygrafii i sedymentologii serii menilitowo-krośnieńskiej. Prace Geologiczne PAN, 128 p.

33. Jucha S. & Kotlarczyk J., 1958 - Próba nowego podziału stratygraficznego serii menilitowo-krośnieńskiej. Nafta 8, 205-207.

34. Karnkowski P., 1993 - Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce, t, 2 Karpaty i zapadlisko przedkarpackie. Tow. Geosyn. „GEOS”, Kraków.

35. Karnkowski P. & Konarski E., 1973 - Katalog złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce. Karpaty, Wyd. Geol., Warszawa, 223 p.

36. Koszarski L. & Żytko K., 1961 - Łupki jasielskie w serii menilitowo-krośnieńskiej Karpat Środkowych. Biuletyn Instytutu Geologicznego, 166, 87–213.

37. Kozikowski H., 1964 - Geologia Rudawki Rymanowskiej w świetle nowych badań. Prace IN, Katowice.

38. Kozikowski H., 1967 - Uwagi o roli i znaczeniu makroszczelinowatości w Karpatach fliszowych. Nafta nr 12, Biul, IN, Katowice.

39. Królikowski J., 1997 - Zmienność gęstości, gęstości pozornej i porowatości piaskowców krośnieńskich centralnego synklinorium karpackiego. Mat z II Konf. Nauk. Kraków-Mogilany 25-26 wrzesień 1997, AGH-Kraków.

40. Kruczek J., 1971 - Geologiczna obsługa wierceń w poszukiwaniu złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Wyd. Geol. Warszawa.

41. Kruczek J., 1999 – Geologia i filtracyjno-pojemnościowa charakterystyka karpackich skał zbiornikowych w rejonie Krosno-Sanok. Prace IGNiG nr 101.

42. Kulczycki W., 1959 - Zagadnienie porowatości, szczelinowatości i przepuszczalności pokładów ropnych i gazowych w Karpatach Środkowych.

Nafta nr 4.

43. Kuśmierek J., 1979 - Deformacje grawitacyjne, nasunięcia wsteczne a budowa wgłębna i perspektywy naftowe przedpola jednostki dukielskiej w Bieszczadach. Prace Geologiczne PAN nr 114.

44. Kuśmierek J., 1981 - Analiza paleostrukturalna serii otryckiej (południowo-wschodnia część centralnej depresji karpackiej). Zeszyty Naukowe AGH, Geologia, t.7, z. 3.

45. Kuśmierek J., 1990 - Zarys geodynamiki centralnokarpackiego basenu naftowego. Prace Geologiczne PAN nr 135.

46. Kuśmierek J., 1995 - Geodynamiczny scenariusz formowania się systemu naftowego. W: Ewolucja a ropogazonośność Karpat Polskich. Prace Geol. PAN, nr 138, Kraków.

47. Kuśmierek J., 2001 - Rozwój poglądów na warunki formowania się złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Karpatach. Polish Journal of Mineral Resources, vol. 3, 77-85.

48. Kuśmierek J., 2005 - Litofacja menilitowa – charakterystyka zmian miąższości i litologii osadów. Archiwum KSE AGH, Kraków.

49. Kuśmierek J., 2009 - W: Górecki W. & Kuśmierek J. et al.: Dokumentacja merytoryczna projektu PBS/PUPW/6/2005, pn., ”Badania transgraniczne wgłębnych struktur geologicznych brzeżnej strefy Karpat w aspekcie odkryć i