Zmiennoœæ cech zbiornikowych przestrzeni porowo-szczelinowej piaskowców
karpackich i ich kwalifikacja naftowa
Jan Kuœmierek*, Roman Semyrka*
Variability of reservoir properties of the pore-fracture space in Carpathian sandstones and their petroleum qualification. Prz. Geol., 51: 732–743.
S u m m a r y. Discovery of new hydrocarbon accumulations in areas that have been weakly recognized by drilling depends, among others, on correct prediction of reservoir properties in potential oil- and gas-bearing series. As demonstrated by results of modelling for petro-leum systems of the Carpathian structural-facial units, the southeastern part of the Polish Carpathians is a prospective zone for docu-menting new oil and gas reserves. Evaluation of reservoir properties of flysch sandstones in this zone has been based on analysis and interpretation of porosimetric measurements on samples of thick-bedded sandstones taken from exposures of potential oil- and gas-bearing series. Application of the porosimetric method, which has enabled detailed characteristic of geometry of the pore-fracture space in sandy lithotypes, has allowed us to establish some essential regularities that determine their qualification among hydrocar-bon reservoir rocks. In the northwestern part of the study area reservoir properties of the sandy lithotypes are related to common occur-rence of mesopores and micropores, whereas in the southeastern part they are related mainly to the system of micropores and occurrence of fractures.
Key words: Flysch Carpathians, sandy lithotypes, interpretation of porosimetric measurements, features of the pore- fracture space, petroleum qualification of reservoir rocks
Wyniki modelowañ systemu naftowego karpackich jednostek strukturalno-facjalnych utwierdzaj¹ w przekona-niu, ¿e w po³udniowo-wschodniej strefie polskich Karpat potencja³ wêglowodorowy serii fliszowych jest wielokrot-nie wiêkszy od zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w udokumentowanych z³o¿ach (Kuœmierek i in., 1991–1994; Kuœmierek, 1994–1996). Odkrycie nowych z³ó¿ w tej stre-fie, najs³abiej rozpoznanej g³êbokimi wierceniami, jest uzale¿nione m.in. od trafnego prognozowania cech zbior-nikowych piaskowców grubo³awicowych, jako potencjal-nych ska³ ropogazonoœpotencjal-nych.
Litotypy piaskowcowe o udokumentowanej produk-tywnoœci, w odkrytych dotychczas kilkudziesiêciu polach ropnych i gazowych, reprezentuj¹ ró¿norodne sekwencje depozycyjne kredowo-paleogeñskich osadów fliszu kar-packiego. Cechuje je du¿e zró¿nicowanie mi¹¿szoœci pakietów piaskowcowych, ich porowatoœci efektywnych i przepuszczalnoœci — podkreœlane w wielu publikacjach (m.in. Kulczycki, 1959; Wdowiarz, 1960; Lenk, 1980) — znajduj¹ce równie¿ odbicie w statystyce wydobytych zaso-bów (Karnkowski, 1993).
Na tle du¿ej iloœci danych identyfikuj¹cych litostraty-grafiê serii roponoœnych w obrêbie z³ó¿, problem horyzon-talnej zmiennoœci ich parametrów zbiornikowych w ujêciu regionalnym, istotnym dla skalowania systemów nafto-wych, jest nadal niedowartoœciowany (Kuœmierek i in., 2001). Zmiennoœæ ta jest warunkowana zarówno zró¿nico-waniem Ÿróde³ materia³u detrytycznego, œrodowisk i mechanizmów jego depozycji — rzutuj¹cych na dojrza³oœæ teksturaln¹ i mineralogiczn¹ osadów — jak i stopniem zaawansowania procesów ich kompakcji i cementacji (m.in. Baszkiewicz i in., 2001; Bromowicz i in., 2001).
Prognozowanie przestrzennych rozk³adów porowato-œci efektywnych — wykorzystywanych w celu rekonstruk-cji modeli systemów naftowych — oparte by³o na zbiorach danych pochodz¹cych z profili wierceñ i ods³oniêæ (ryc. 1).
Obejmowa³y one wartoœci oznaczane technikami laboratoryj-nymi: porozymetrem rtêciowym AutoPore II (Bachleda-Cu-ruœ & Semyrka, 1992, 1994), metod¹ nasyceniowo-wagow¹ (Baczyñski i in., 1992) i porometrem helowym EPS (Baczy-ñski i in., 1992) oraz wyznaczane na podstawie interpretacji profilowañ geofizycznych systemem GEO (Ciechanowska i in., 1993, 1995).
W niniejszej publikacji przedstawiono, dotychczas nie publikowane, wyniki analizy i interpretacji pomiarów porozymetrycznych 132 próbek piaskowców pochodz¹cych g³ównie z profili ods³oniêæ potencjalnych serii ropogazo-noœnych w po³udniowo-wschodniej strefie Karpat. W odró¿nieniu od innych technik laboratoryjnych, pomiary porozymetrem rtêciowym umo¿liwiaj¹ nie tylko wyzna-czenie efektywnej pojemnoœci zbiornikowej badanych pró-bek, ale tak¿e œrednic przewê¿eñ porowych (lub rozwarcia mikroszczelin) i stopnia ich heterogenicznoœci, tj. cech decy-duj¹cych o ich kwalifikacji do zdefiniowanej klasy ska³
zbior-nikowych dla wêglowodorów. Ponadto, powi¹zanie
uzyskanych wyników z analiz¹ szerszego zbioru parametrów petrofizycznych pozwoli³o na ustalenie istotnych pra-wid³owoœci steruj¹cych rozk³adem cech zbiornikowych badanych litotypów piaskowcowych.
Tytu³em wprowadzenia do odnoœnej dyskusji nakreœlo-no zwiêz³¹ charakterystykê karpackich serii ropogazonakreœlo-no- ropogazono-œnych oraz opis metody porozymetrycznej i jej u¿ytecznoœæ, a tak¿e podano kryteria naftowej klasyfikacji ska³ zbiornikowych. Wyniki interpretacji pomiarów poro-zymetrycznych zestawiono w postaci graficznej, umo¿li-wiaj¹cej wizualne porównanie zakresu zmiennoœci analizowanych cech ska³.
Charakterystyka karpackich serii ropogazonoœnych
Ska³ami zbiornikowymi w kilkudziesiêciu polach naf-towych odkrytych w Karpatach s¹ grubo³awicowe pia-skowce wieku od dolnej kredy po górny oligocen (ryc. 2), reprezentuj¹ce ró¿norodne litofacje fliszowe jednostek i p³aszczowin tzw. grupy œredniej: dukielskiej, œl¹skiej, podœl¹skiej i skolskiej. Cechuje je zró¿nicowana mi¹¿szoœæ, dojrza³oœæ teksturalna i mineralogiczna oraz w³aœciwoœci
*Wydzia³ Geologii, Geofizyki i Ochrony Œrodowiska, Aka-demia Górniczo-Hutnicza, al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków; kusm@geolog.geol.agh.edu.pl; semyrka@uci.agh.edu.pl
zbiornikowe (Wdowiarz, 1960; Lenk, 1980; Bromowicz i in., 2001; Kuœmierek i in., 2001).
Roponoœnoœæ litotypów piaskowcowych profilu dolnej kredy zosta³a udokumentowana dotychczas w strefie nasu-niêcia p³aszczowiny œl¹skiej: w jej czo³owym fa³dzie — Grabownicy k. Brzozowa i elemencie strukturalnym Wêglówki, ods³aniaj¹cym siê w pó³oknie tektonicznym jednostki podœl¹skiej, na pó³noc od Krosna. W profilu jed-nostki podœl¹skiej kompleksem produktywnym s¹ pia-skowce wêglowieckie (alb): kwarcowe, drobno-, rzadziej gruboziarniste, dobrze wysortowane i obtoczone, czêsto s³abo zwiêz³e (Mitura & Birecki, 1966) o dobrych cechach zbiornikowych, tj. porowatoœci efektywnej rzêdu 15% i przepuszczalnoœci do 600 mD (milidarcy) (Karnkowski, 1993). Gorszymi parametrami zbiornikowymi cechuj¹ siê serie roponoœnych piaskowców pola Grabownica (Wdo-wiarz, 1953): grodziskich (barrem) i lgockich (apt–alb), o silnie zró¿nicowanym uziarnieniu, wysortowaniu, obto-czeniu, sk³adzie mineralnym i typie spoiwa. Zazwyczaj wysoki udzia³ spoiwa cementacyjnego jest czynnikiem redukuj¹cym porowatoœæ efektywn¹ piaskowców lgockich (Bromowicz i in., 2001), stanowi¹cych g³ówn¹ seriê pro-duktywn¹ o porowatoœciach efektywnych najczêœciej 6–12% i przepuszczalnoœciach rzêdu kilkunastu do kilku-dziesiêciu milidarcy, niekiedy wy¿szych, ale z du¿ym
udzia³em pakietów nieprzepuszczalnych (Kulczycki, 1959).
M³odsze kompleksy ropogazonoœne w profilach wschodniej czêœci p³aszczowiny œl¹skiej wydzielane s¹ jako litotyp piaskowców istebniañskich dolnych (górny senon) i górnych (dolny paleocen). Te ostatnie, pod nazw¹ piaskow-ców czarnorzeckich, s¹ produktywnym zbiornikiem
rop-no-gazowym w 8 polach naftowych regionu
gorlicko-kroœnieñskiego, w tym 3 du¿ych: Dominikowi-ce–Kobylanka, Bóbrka–Rogi i Potok, tworz¹c najczêœciej g³êbsze horyzonty z³o¿owe poni¿ej serii roponoœnych pia-skowców ciê¿kowickich. Na pó³nocny zachód od Sanoka, w czo³owej strefie p³aszczowiny œl¹skiej, piaskowce isteb-niañskie s¹ ska³ami zbiornikowymi wy³¹cznie w polach gazowych: Strachociny, Zab³otców i Jurowców (Karn-kowski, 1993). S¹ to piaskowce ró¿noziarniste, przewa¿nie o spoiwie ilastym — czêsto œrednio- i gruboziarniste, cza-sem zlepieñcowate — zbudowane z ziaren kwarcu, nie-kiedy ze znacznym udzia³em skaleni, okruchami ska³ mag-mowych i osadowych (Unrug, 1963). W po³udniowo-w-schodniej czêœci p³aszczowiny œl¹skiej cechuje je ni¿sza dojrza³oœæ teksturalna (wysortowanie, obtoczenie), co w powi¹zaniu ze zwiêkszonym udzia³em spoiwa wp³ywa na pogorszenie ich cech zbiornikowych. Wobec bardzo du¿ych
mi¹¿szoœci litotypu piaskowców istebniañskich,
P £ A SZ C Z O W I N A P £A S Z CZ O W IN A JE D N O ST K A D U K IE L S K A P £ A S Z C Z O W I N A Œ L ¥ S K A S KO L S K A M A GU R S K A JEDNOSTKA PODŒL¥SKA 0 10 20 30 40 50 km 22 40'° 22 20'° 22 00'° 22 E° 20 E° 18°E 21 40'° 21 20'° 49 20'° 49 40'° KROSNO Brzozów Sanok Lesko Ustrzyki Dln. Strzy¿ów PRZEMYŒL Jas³o Bachorzec-1 Bandrów-N Bóbrka-202 Brzegi Dln IG-1 Grabownica Wieœ-8 Jurowce-4 KuŸmina-1 Mokre-106 Paszowa-1 Rudawka Rym-27 Rymanow-1 GW-11 Iwonicz-4 KuŸmina-2 Mokre N Morochów Rakowa-2 Rozpucie-1 Smolnik-1 Strachocina-52 Wara-6 Czarnorzeki-1 (P) Frysztak-1Frysztak-2 Frysztak-3
Jaœliska-1 Jaœliska-6 Os³awa/Podpasieczna Równe-1 RzepedŸ (ZR) Sobniów-18 Strwi¹¿ II W-7 Cisna Dynów-1 GW-10 GW-13 GW-14 GW-20 Haczów-2 Jaœliska-2 Jaszczew-30 Jurowce-5 Jurowce-7 Kobylany-21 Lutowiska-1 Lutowiska-2 Potok-13 Potok-20 Ropianka-52 Trzeœniów-30 Trzesniów-31 Wara W-4 W-5 Wetlina-8 Wêglówka-290 Wêglówka-317 Za³ê¿e-1 Besko Bóbrka-Rogi Bukowiec Bukowsko-S Cisowa IG-1 Czarnorzeki Czaszyn Do³¿yca Do³¿yczka-Kalnica Dwernik SDwernik-3 Habkowce Huty - Stankowa Klimkówka Kroœcienko-Wolica Krywe II £uh Ma³a Krasna Markowce Mokre Mrzyg³ód Pi³a Pobiedno Rabe Rudawka Rym. Rudawka Rym.-S Sêkowa Serednica Strzebowiska Temeszów -E Tyrawa Solna Weremieñ Wielopole Wiœniowa IG-1 Zahoczewie-Cisow. Zahoczewie Za³u¿ 16°E 50°N 52°N 54°N 24°E
Ryc. 1. Lokalizacja profili wierceñ i ods³oniêæ powierzchniowych, w których przeprowadzono badania w³aœciwoœci zbiornikowych: o — metod¹ porozymetryczn¹, · — innymi metodami
Fig. 1. Location of well sections and exposures for which analyses of reservoir properties were carried out with: o— porosimetric method, · — other methods
osi¹gaj¹cych oko³o 1000 m w regionie kroœnieñsko-gorlic-kim (Lenk, 1980; Królikowski & K¹kol, 1989) s¹ produk-tywne najczêœciej pojedyncze, górne ich pakiety wykazuj¹ce siê porowatoœci¹ rzêdu kilku do kilkunastu procent i przepuszczalnoœci¹ sporadycznie przekraczaj¹c¹ kilkadziesi¹t milidarcy.
Równowiekowe istebniañskim piaskowce ropianieckie (= inoceramowe, Kotlarczyk, 1978) w profilach serii skol-skiej i magurskol-skiej wyró¿niaj¹ siê powszechn¹ obecnoœci¹ obfitego spoiwa wêglanowego, zwykle przekrystalizowa-nego i te ich odmiany s¹ praktycznie nieprzepuszczalne (Bromowicz i in., 2001). Produktywnoœæ tych piaskowców stwierdzono w kilku polach ropnych o niewielkich zasobach: w p³aszczowinie skolskiej (Wara, Witry³ów–H³omcza) i magurskiej (Mêcina Wlk., Ropianka, Sêkowa–Ropica Gr.); zwi¹zana jest ona najprawdopodobniej z obecnoœci¹ syste-mów spêkañ (Karnkowski, 1993).
Najbardziej wydajn¹ seri¹ roponoœn¹ s¹ piaskowce ciê¿-kowickie (górny paleocen–ni¿szy eocen), bêd¹ce
horyzon-tem produktywnym w 12 polach naftowych regionu gorlic-ko-kroœnieñskiego, w tym 3 du¿ych: Bóbrka–Rogi, Libu-sza–Lipinki i Potok). W swym typowym wykszta³ceniu s¹ to piaskowce grubo-, a miejscami œrednioziarniste, czêsto zle-pieñcowate, kwarcowe o zmiennej zawartoœci spoiwa ilaste-go. Przy umiarkowanym b¹dŸ s³abym stopniu wysortowania piaskowce ciê¿kowickie znamionuje relatywnie dobre obtoczenie w stosunku do innych litotypów piaskowco-wych. Natomiast w strefach wyklinowywania wykazuj¹ siê gorszymi cechami teksturalnymi i wiêkszym udzia³em matriksu ilastego (Bromowicz i in., 2001). W obrêbie pól ropnogazowych piaskowce te cechuj¹ siê najbardziej korzystnymi parametrami zbiornikowymi ze wszystkich litofacji fliszowych, tj. œredni¹ porowatoœci¹ efektywn¹ rzêdu 13–15% i przepuszczalnoœci¹ od kilkunastu do kil-kuset milidarcy, a wartoœciami maksymalnymi odpowied-nio do 36% i 1350 mD (Kulczycki, 1959).
Podrzêdne znaczenie jako ska³y zbiornikowe maj¹ pia-skowce hieroglifowe (górny eocen) ze wzglêdu na ma³¹
4B 6C 4A 6B 7B 8A 9A2 9A1 5B 5A 9B/C 7A 8B 7C 6A 6D
PRZEDPOLE JEDNOSTKI DUKIELSKIEJ DUKLA-UNIT FORELAND wiek [mln lat] age [Ma] SYNKLINORIUM JASIELSKIE JAS£O SYNCLINORIUM STREFA BRZE¯NA JEDNOSTKI ŒL¥SKIEJ MARGINAL ZONE
OF THE SILESIAN UNIT SYNKLINORIUM WEWNÊTRZNE JEDNOSTKI SKOLSKIEJ INTERNAL SYNCLINORIUM
OF THE SKOLE UNIT syntetyczny profil serii œl¹skiej
w Bieszczadach Synthetic profile of the Silesian Series
in the Bieszczady Mts ? ? ? ? ?
profil utworów kredy na S od Baligrodu section of Cretaceous deposits
S of Baligród
profil otworów Kobylany 21 i 22 Kobylany 21 and 22 wells section
profil otworu Potok 13 Potok 13 well section
profil Czarnorzek-Wêglówki Czarnorzeki-Wêglówka section fa³d Bóbrki-Rogów profil Bóbrki Bóbrka-Rogi Fold Bóbrka section kom pleks nadjasiels ki Supra-J as³o Com plex kom plek s podjas ielski Sub -Jas³o Com plex poziom stratygraficzny margli globigerynowych stratigraphic horizon of Globigerina Marls fa³d Trzeœniowa-Potoka, profil Potok-Jedlicze
Trzeœniów-Potok Fold, Potok-Jedlicze section
synklina Leszczawki profil skrzyd³a NE-Kroœcienko
Leszczawka Syncline section of the NE limb-Kroœcienko
lit of ac jak liw sk a K liw al ith of ac ie s lit of ac jao try ck a O try tl ith of ac ie s 4B
poziom korelacyjny ³upków jasielskich marker horizon of Jas³o Shales
pozycja litostratygraficzna badanych litotypów piaskowców wg oznaczeñ na ryc. 4-9 lithostratigraphic position of analysed sandy lithotypes according to denotations on Fig. 4-9
1 2 4 6 7 8 8 8 8 9 9 9 9 10 10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13-13b 13b 13-13a 13b 13 13 13a13c 14 14a 14 14 14 14a 15 16 16 17 17a 14 16 17 18 18 15 16 17 18 0 130 100 65 54 38 24 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 ut w or ys ta rs ze O ld ers tr at a KR ED AD O LN A EA R LYC R ET A C EO U S KR ED AG R N .-P AL EO CE N LA TEC R .-P A LE O C EN E O LI G O CE N O LI G O C EN E EO CE N EO C EN E se riam en ili to w o-kr oœ ni eñ sk a M en ili te -K ro sn o S er ie s 1 67
piaskowce grubo- i œrednio³awicowe thick- and medium-bedded sandstones inne osady
other sediments horyzonty ropo- i gazonoœne, perspektywiczne
prospective oil- and gas-bearing horizons horyzonty ropo- i gazonoœne, produktywne productive oil- and gas-bearing horizons
Ryc. 2. Rozmieszczenie grubo- i œrednio³awicowych piaskowców w profilach litostratygraficznych karpackiej formacji naftowej Fig. 2. Distribution of thick- and medium-bedded sandstones in lithostratigraphic sections of the Carpathian petroleum formation
gruboœæ ³awic i nisk¹ porowatoœæ, chocia¿ nie jest to regu³¹.
W profilu osadów dolnego oligocenu najwy¿sz¹ pro-duktywnoœci¹ wykazuj¹ siê piaskowce kliwskie serii
skol-skiej, bêd¹ce wy³¹cznymi
poziomami produktywnymi w trzech niewielkich z³o¿ach i dwóch du¿ych polach naftowych, Wañkowa i £odyna; zlokalizowa-nych w strefie wewnêtrznego syn-klinorium p³aszczowiny skolskiej, pomiêdzy dolin¹ Sanu a granic¹ pañstwa. Litosomy tych piaskow-ców charakteryzuj¹ siê drastycz-nymi zmianami mi¹¿szoœci i iloœci pakietów piaszczystych: od 1 do 15. S¹ to piaskowce grubo- lub
œrednio³awicowe, jasnoszare,
czêsto s³abo zwiêz³e, drobno- lub œrednioziarniste, kwarcowe, nie-kiedy z domieszk¹ glaukonitu; na ogó³ o dobrej dojrza³oœci minera-logicznej i zró¿nicowanej doj-rza³oœci teksturalnej oraz ró¿nej zawartoœci spoiwa, najczêœciej ilastego lub mieszanego. W stre-fach z³o¿owych wyró¿niaj¹ siê one zwykle dobr¹ porowatoœci¹ efektywn¹, rzêdu kilkunastu pro-cent i przepuszczalnoœci¹ od kilku do kilkudziesiêciu milidarcy, nie-kiedy kilkuset.
Z³o¿a ropy o mniejszych zasobach wystêpuj¹ te¿ w
gru-bo³awicowych pakietach
pia-skowców dolnego oligocenu serii œl¹skiej i dukielskiej. W rejonie Gorlic w sp¹gu warstw meniwych jest rozwiniêty lokalnie lito-som piaskowców magdaleñskich
0,0001 0,001 0,01 0,10 1 10 100 1000 PRZESTRZEÑ POROWA PORE SPACE RODZAJ PRZEP£YWU TYPE OF FLOW ŒREDNICA PORÓW [µm] PORE DIAMETER[µm] NADKAPILARNA
SUPERCAPILLAR KAPILARNACAPILLAR
GRAWITACYJNY GRAVITATIONAL
DYFUZYJNY – wg równañ ciœnienia kapilarnego – równania dyfuzji DIFFUSIONAL – acc. to cappillary-presure equation
– diffusion equation LAMINARNY – wg równania Darcy'ego
LAMINAR – acc. to Darcy's equation
SKA£Y ZBIORNIKOWE ROPY I GAZU RESERVOIR ROCKS FOR OIL AND GAS
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY OIL MIGRATION SPACE
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY I GAZU GAS MIGRATION SPACE
kropelki ropy
oil droplets moleku³y ropyoil molecules
moleku³y gazu gas molecules pêcherzyki gazu gas bubbles SKA£Y ZBIORNI-KOWE GAZU RESERVOIR ROCKS FOR GAS SKA£Y USZCZELNIAJ¥CE SEALING ROCKS PRZESTRZEÑ MIGRACJI GAZU GAS MIGRATION SPACE SUBKAPILARNA SUBCAPILLAR 0,0001 0,001 0,01 0,10 1 10 100 1000 PRZESTRZEÑ POROWA PORE SPACE RODZAJ PRZEP£YWU TYPE OF FLOW ŒREDNICA PORÓW [µm] PORE DIAMETER[µm] NADKAPILARNA
SUPERCAPILLAR KAPILARNACAPILLAR
GRAWITACYJNY GRAVITATIONAL
DYFUZYJNY – wg równañ ciœnienia kapilarnego – równania dyfuzji DIFFUSIONAL – acc. to cappillary-presure equation
– diffusion equation LAMINARNY – wg równania Darcy'ego
LAMINAR – acc. to Darcy's equation
SKA£Y ZBIORNIKOWE ROPY I GAZU RESERVOIR ROCKS FOR OIL AND GAS
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY OIL MIGRATION SPACE
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY I GAZU GAS MIGRATION SPACE
kropelki ropy
oil droplets moleku³y ropyoil molecules
moleku³y gazu gas molecules pêcherzyki gazu gas bubbles SKA£Y ZBIORNI-KOWE GAZU RESERVOIR ROCKS FOR GAS SKA£Y USZCZELNIAJ¥CE SEALING ROCKS PRZESTRZEÑ MIGRACJI GAZU GAS MIGRATION SPACE SUBKAPILARNA SUBCAPILLAR 0,0001 0,001 0,01 0,10 1 10 100 1000 PRZESTRZEÑ POROWA PORE SPACE RODZAJ PRZEP£YWU TYPE OF FLOW ŒREDNICA PORÓW [µm] PORE DIAMETER[µm] NADKAPILARNA
SUPERCAPILLAR KAPILARNACAPILLAR
GRAWITACYJNY GRAVITATIONAL
DYFUZYJNY – wg równañ ciœnienia kapilarnego – równania dyfuzji DIFFUSIONAL – acc. to cappillary-presure equation
– diffusion equation LAMINARNY – wg równania Darcy'ego
LAMINAR – acc. to Darcy's equation
SKA£Y ZBIORNIKOWE ROPY I GAZU RESERVOIR ROCKS FOR OIL AND GAS
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY OIL MIGRATION SPACE
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY I GAZU GAS MIGRATION SPACE
kropelki ropy
oil droplets moleku³y ropyoil molecules
moleku³y gazu gas molecules pêcherzyki gazu gas bubbles SKA£Y ZBIORNI-KOWE GAZU RESERVOIR ROCKS FOR GAS SKA£Y USZCZELNIAJ¥CE SEALING ROCKS PRZESTRZEÑ MIGRACJI GAZU GAS MIGRATION SPACE SUBKAPILARNA SUBCAPILLAR 0,0001 0,001 0,01 0,10 1 10 100 1000 PRZESTRZEÑ POROWA PORE SPACE RODZAJ PRZEP£YWU TYPE OF FLOW ŒREDNICA PORÓW [µm] PORE DIAMETER[µm] NADKAPILARNA
SUPERCAPILLAR KAPILARNACAPILLAR
GRAWITACYJNY GRAVITATIONAL
DYFUZYJNY – wg równañ ciœnienia kapilarnego – równania dyfuzji DIFFUSIONAL – acc. to cappillary-presure equation
– diffusion equation LAMINARNY – wg równania Darcy'ego
LAMINAR – acc. to Darcy's equation
SKA£Y ZBIORNIKOWE ROPY I GAZU RESERVOIR ROCKS FOR OIL AND GAS
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY OIL MIGRATION SPACE
PRZESTRZEÑ MIGRACJI ROPY I GAZU GAS MIGRATION SPACE
kropelki ropy
oil droplets moleku³y ropyoil molecules
moleku³y gazu gas molecules pêcherzyki gazu gas bubbles SKA£Y ZBIORNI-KOWE GAZU RESERVOIR ROCKS FOR GAS SKA£Y USZCZELNIAJ¥CE SEALING ROCKS PRZESTRZEÑ MIGRACJI GAZU GAS MIGRATION SPACE SUBKAPILARNA SUBCAPILLAR
Ryc. 3. Fizyczny model przestrzeni filtracji ska³ zbiornikowych Fig. 3. A physical model of filtration space in the reservoir rocks
GÓRNY OLIGOCEN, SERIA ŒL¥SKA; piaskowce kroœnieñskie dolne; A) strefa NW, subfacja beska;
UPPER OLIGOCENE,SILESIAN SERIES Lower Krosno Sandstones A) NW zone, Besko subfacies
B) strefa SE, subfacja otrycka; B) SE zone, Otryt subfacies
0 5 10 15 20 25 [%] [ m]µ profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [ ]: , Diameter ranges [ ]: , ca³kowita total dla gazu for gas dla ropy for oil µm µm porów of pores mikroszczelin of microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P S G R strefa z³o¿a hydrocarbon field zone
z³o¿e o produkcji nieprzemys³owej noncommercial-production zone Pojemnoœæ zbiornika:
Reservoir capacity: niskalow
œrednia moderate wysoka
high bardzo wysoka
very high bardzo niejednorodny systemprzestrzeni porowej i/lub szczelinowej very inhomogeneous system of pore space and/or fracture space
z-29 z-31 z-33 z-37 z-41 z-43 z-81 z-83 z-87 z-90 z-94 z-96 z-98 z-110 s-25 P S Mokre z-21 z-23 z-45 z-49 Zahoczewie Bukowiec z-55 z-57 Cisowiec Dwernik-3 z-59 z-63 9A 9B 9C Tarnawa Czaszyn Weremieñ Markowce Pobiedno Bukowsko-S Rudawka Sêkowa
¬
Ryc. 4. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców górnego oligocenu serii œl¹skiej; typ zbiornika: P — porowy, P/S — porowo-szczelinowy, S — szczelinowy, G — dla gazu, R — dla ropy
Fig. 4. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Upper Oligo-cene, Silesian Series; reservoir capaci-ty: P — porous, P/S — porous-fractu-red, S — fractuporous-fractu-red, G — for gas, R — for oil
o mi¹¿szoœci 20–70 m; jasnych, grubo³awicowych, zwykle œrednioziarnistych z glaukonitem. S¹ one poziomami ropo-noœnymi w z³o¿ach Magdalena i Hanka-Fellnerówka. W tym drugim z³o¿u s¹ produktywne równie¿, zalegaj¹ce powy¿ej, piaskowce typu kroœnieñskiego z tzw. warstw prze-jœciowych; z których niewielkie przyp³ywy ropy uzyskano tak¿e w z³o¿u Zatwarnica, w po³udniowo-wschodniej czêœci p³aszczowiny œl¹skiej.
W jednostce dukielskiej akumulacje ropne stwierdzono dotychczas tylko w piaskowcach cergowskich w jej brze-¿nym fa³dzie Folusza-Mrukowej (Tokarski, 1946). S¹ to piaskowce grubo³awicowe, szare, mikowe, drobno- i œred-nioziarniste o spoiwie wapnisto-ilastym; w strefie z³o¿owej wykazuj¹ce siê niez³ymi parametrami zbiorniko-wymi tj. porowatoœci¹ efektywn¹ 3,5–14,5% i przepusz-czalnoœci¹ do kilkudziesiêciu milidarcy, aczkolwiek przy przewa¿aj¹cym udziale pakietów nieprzepuszczalnych.
Najm³odsz¹ seri¹ roponoœn¹ we wschodniej czêœci cen-tralnego synklinorium p³aszczowiny œl¹skiej s¹ grubo³awi-cowe piaskowce kroœnieñskie (górny oligocen) o mi¹¿szoœciach do 2000 m. Piaskowce te wydzielane pod nazw¹ kroœnieñskich dolnych s¹ produktywnymi ska³ami zbiornikowymi w polach ropnych Czarna, Tarnawa–Wie-lopole i kilku mniejszych Iwonicz Wieœ, Rajskie, Zagórz lub bardzo ma³ych Bystre, D³ugie, Dwernik, Lipie, Polana i Rudawka Rymanowska; obecnie w wiêkszoœci
wyeksplo-atowanych. Szare, wapniste piaskowce kroœnieñskie dolne, zwykle z du¿¹ iloœci¹ muskowitu, tworz¹ pakiety najczê-œciej o gruboœciach kilkunastu do kilkudziesiêciu metrów. Zarówno uziarnienie, sk³ad mineralny, jak i udzia³ spoiwa jest dosyæ zró¿nicowany, a stopieñ obtoczenia s³aby lub z³y. Relatywnie lepsze wysortowanie wykazuj¹ pakiety piaszczyste w pó³nocno-zachodniej strefie centralnego synklinorium (tzw. synklinorium jasielskie), wydzielane jako subfacja beska (Wendorff, 1986) w stosunku do strefy po³udniowo-wschodniej, w której dominuje subfacja otrycka (Sikora, 1959). Stopieñ wysortowania pogarsza siê na ogó³ ze wzrostem œrednicy ziaren (Peszat, 1984); pod-czas gdy iloœæ spoiwa wykazuje tendencje malej¹ce. W regionie otryckim przewa¿aj¹ typy piaskowców zwiêz³ych o teksturze bez³adnej i du¿ym udziale matriksu ilastego i spoiwa cementacyjnego typu kalcytowo-dolomitycznego (Peszat, 1997).
Powy¿sze cechy znajduj¹ swoje odbicie w konsekwent-nie s³abych w³asnoœciach zbiornikowych: tj. porowatoœciach efektywnych 3–8%, sporadycznie wy¿szych (zwykle w stre-fach z³o¿owych); z dominacj¹ nieprzepuszczalnych typów piaskowców lub o znikomej przepuszczalnoœci intergranular-nej. St¹d te¿ zasobnoœæ z³ó¿ wêglowodorów wystêpuj¹cych w piaskowcach kroœnieñskich jest niewspó³miernie niska w stosunku do ca³kowitej mi¹¿szoœci pakietów grubo³awico-wych.
Wiek, litotyp, strefa Age, lithotype, zone
Parametry przestrzeni porowej Parameters of the pore space
Parametry przestrzeni szczelinowej Parameters of the fracture space
)0ec [%] Äkp [mD] Maks. ö porów Max. ö of pores [ìm] Udzia³ spoiwa Cement content [%] Stopieñ wysortowa-nia Sorting Stopieñ obtoczenia Roundness )0s [%] Äks [mD] Maks. rozw. mikroszcz. max.width of microfra-ctures [ìm] )Kobj. [g/cm3] Ol2, p-ce kroœnie-ñskie dl. Ol2, Lower Krosno Sandstone NW 4,20–13,75 0–3,24 (37/28) 0,3–19,8 24–46 œr. do dobrego moderate to good s³aby poor 0,2–0,5 2,339–2,635 SE 1,40–8,23 0–2,19 (37/33) 0,1–0,8 16–45 z³y do s³abego extremely poor to poor z³y extremely poor 0,91–4,7 77–1477 0,3–10,0 2,458–2,676 P2-E1, p-ce ciê¿kowickie P2-E1, Ciê¿kowice Sandstone NW 4,40–31,30 0–11,63 (10/1) 3,9–50,0 0,5–0,7 1,841–2,475 SE 3,00–7,45 0(5) 0,6–5,0 6–46 œr. do z³ego moderate to extremely poor z³y extremely poor 0,5–1,1 2,412–2,624 K2-P1, p-ce istebniañskie K2-P1, Istebna Sandstone NW 4,00–27,40 0–6,92 (6/1) 0,20–50,0 0,28–3,34 18,3–1124,2 0,4–0,5 1,964–2,639 SE 0,40–6,81 0–0,486 (7/5) <0,1 14–39 s³aby do œredniego poor to moderate dobry do z³ego good to extremely poor 0,55–2,5 4,2–57,2 0,5–100,0 2,494–2,714
Ol2— górny oligocen, P2-E1— górny paleocen–dolny eocen, K2-P1— górna kreda–dolny paleocen; )0ec— zakres ekstremalnych porowatoœci efektywnych-ca³kowitych, )kp— zakresy przepuszczalnoœci intergranularnej (oznaczone laboratoryjnie, liczby w nawiasach okreœlaj¹ iloœæ oznaczeñ, w tym o wartoœci kp=0), )0s— zakresy pojemnoœci efektywnej systemów szczelin (wyliczone), )ks— zakresy wskaŸnikowych wspó³czynników przepuszczalnoœci szczelinowej (wyliczone), )(obj.— zakresy gêstoœci objêtoœciowej wyznaczone z pomiarów porozymetrycznych Ol2— Upper Oligocene, P2-E1— Upper Paleocene–Early Eocene, K2-P1— Upper Cretaceous–Early Paleocene; )0ec— ranges of extreme values of entire porosity, )kp— ranges of intergranular permeability (measured in laboratory, numbers in parenthesis stand for number of measurements, including kp=0), )0s— ranges of effective capacity of fracture systems (calculated), )ks— ranges of indicatory fracture permeability (calculated), )(obj.— ranges of bulk density from porosimetric measurements
Tab. 1. Zakresy zmiennoœci parametrów petrofizycznych litotypów piaskowcowych serii œl¹skiej w strefie pó³nocno-zachodniej i po³udniowo-wschodniej roponoœnego obszaru Karpat polskich
Table 1. Variability ranges for petrophysical parameters of sandy lithotypes of the Silesian Series in the northwestern and southeastern zones of the oil-bearing area in the Polish Carpathians
Istota metody porozymetrycznej
i jej u¿ytecznoœæ
Pomiary ciœnieñ kapilarnych metod¹ porozymetrii rtêciowej pozwalaj¹ na identyfikacjê
poten-cjalnych ska³ zbiornikowych,
ocenê ich jakoœci i spodziewane-go nasycenia p³ynami z³o¿owymi. Istota tej metody opiera siê na za³o¿eniu, ¿e ciœnienia kapilarne
s¹ wynikiem interakcji si³
dzia³aj¹cych wewn¹trz cieczy (tj. kohezji) oraz si³ pomiêdzy
ciecza-mi nasycaj¹cymi przestrzeñ
porow¹ a szkieletem ska³y (tj. adhezji). Gdy si³y adhezji przewa-¿aj¹ nad si³ami kohezji ciecz jest zwil¿aj¹ca (np. woda), w relacji
odwrotnej — niezwil¿aj¹ca.
Wzglêdn¹ zwil¿alnoœæ p³ynów wyznacza k¹t styku (Q) pomiêdzy cia³em sta³ym a powierzchni¹
fazow¹ rozgraniczaj¹c¹ ciecz
zwil¿aj¹c¹ od niezwil¿aj¹cej. W porach kapilarnych ciecz zwil¿-aj¹ca wznosi siê wskutek adhezji nad powierzchniê fazow¹ a¿ do ustalenia równowagi pomiêdzy si³ami adhezji i grawitacji. St¹d te¿, ze wzglêdu na ró¿ne gêstoœci p³ynów cechuj¹ je ró¿ne gradien-ty ciœnieñ kapilarnych, które mo¿na przyrównaæ do wielkoœci
nadciœnieñ koniecznych do
wyparcia fazy zwil¿aj¹cej przez fazê niezwil¿aj¹c¹ w przestrzeni kapilary o okreœlonej œrednicy w przybli¿eniu odwrotnie propor-cjonalnej do wielkoœci ciœnieñ kapilarnych.
W przestrzeni porowej zbiorni-ków naftowych faz¹ zwil¿aj¹c¹ s¹ wody wg³êbne, a wêglowodory traktuje siê (relatywnie) jako fazê
niezwil¿aj¹c¹, która mo¿e
naj³atwiej wypieraæ wodê z prze-wê¿eñ kapilarnych o najwiêkszych œrednicach. Metoda porozyme-tryczna bazuje na wt³aczaniu rtêci w przestrzeñ porow¹ pozbawion¹ p³ynu — jako cieczy „roboczej” niezwil¿aj¹cej i nie reaguj¹cej z ich szkieletem skalnym — co symulu-je przedmigracyjn¹ charakterysty-kê potencjalnej zwil¿alnoœci ska³y zbiornikowej (Vavra i in., 1992).
Przedmiotem badañ s¹ próbki o ma³ej objêtoœci, które po ekstrakcji umieszcza siê w pojemniku o skali-browanej objêtoœci i nasyca rtêci¹ w warunkach wysokiej pró¿ni. Ciœnienie
Mrzyg³ód z-2
DOLNY OLIGOCEN, SERIA SKOLSKA;
A) piaskowce warstw przejœciowych;LOWER OLIGOCENE,SKOLE SERIESA) sandstone of the Transition Beds B) piaskowce kliwskie (strefa SE); B) Kliwa Sandstones (SE zone)
Stañkowa Huty Mrzyg³ód Pi³a Wolica Temeszów z-16 z-15 Tyrawa Solna Serednica z-4 z-12 3a 5a z-9 z-17 z-6 z-13 3b 5b z-8 z-14 3c 5c z-10 z-18 30µm 30µm 0 5 10 15 20 25 [%] [ m]µ profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [µ ]: , Diameter ranges [ ]: , ca³kowita
totalfor gas for oildla gazu dla ropy
m
µmporówof poresmikroszczelinof microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P PS S G R
Ryc. 5. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców dolnego oligocenu serii skolskiej; objaœnienia jak na ryc. 4
Fig. 5. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Lower Oligocene, Skole Series; explanations as for Fig. 4
£uh Habkowce Krywe Cisna Rudawka Do³¿yca Sêkowa z-51 z-72 z-76 z-79 Besko 6a 1a s-20 z-99 6b 1b s-21 s-23 6c 1c s-22 s-24 z-102
STARSZY OLIGOCEN, SERIA ŒL¥SKA
A) piaskowce warstw przejœciowych;EARLY OLIGOCENE, SILESIAN SERIESA) sandstones of the Transition Beds
B) piaskowce z Mszanki; B) Mszanka Sandstones
C) piaskowce typu cergowskiego; C) sandstones of the Cergowa type
D) piaskowce magdaleñskie; D) Magdalena Sandstones
Czarnorzeki 24/92 0 5 10 15 20 25 [%] [µm] profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [µ ]: , Diameter ranges [µ ]: , ca³kowita
totalfor gas for oildla gazudla ropy
m
mporówof poresmikroszczelinof microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P PS S G R
Ryc. 6. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców dolnego oligocenu serii œl¹skiej; objaœnienia jak na ryc. 4
Fig. 6. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Lower Oligocene, Silesian Series; explanations as for Fig. 4
wt³aczania zwiêksza siê stopniowo i po ka¿dym „kroku czaso-wym” rejestruje siê procentow¹ objêtoœæ porów wysyconych rtêci¹. Uzyskuje siê w ten sposób zale¿noœæ pomiêdzy zadanym ciœnie-niem a iloœci¹ wt³oczonej rtêci nazywan¹ krzyw¹ wt³aczania, czyli wypierania fazy zwil¿aj¹cej przez niezwil¿aj¹c¹ (rtêæ).
Przyjmuj¹c, ¿e: miêdzyfazowe napiêcie powierzchnio-we (powietrze/rtêæ) — g = 485 dyn/cm, a k¹t styku faz — Q
= 130owyliczyæ mo¿na z równania Washburna (Washburn,
1921) zale¿noœæ pomiêdzy œrednic¹ krytyczn¹ kapilary (D) a ciœnieniem wt³aczania (p). Równanie to mo¿na zapisaæ w postaci:
D = -4p × cos Q × p-1
Szeroki zakres stosowanych ciœnieñ wt³aczania
(0,5–6·104psi*) umo¿liwia nie tylko kwalifikacjê jakoœci
typowych zbiorników naftowych, dla których ciœnienie
wt³aczania do poziomu 2·103 psi jest na ogó³
wystar-czaj¹ce, ale tak¿e gazonoœnych kolektorów ilastych o mikroporowej strukturze pojemnoœci, wymagaj¹cych
wy¿-szych ciœnieñ roboczych. Ciœnie-nie, przy którym rtêæ zaczyna wciskaæ siê w przestrzeñ porow¹ próbki nazywa siê ciœnieniem wejœcia (lub wypierania), a pro-centowy udzia³ objêtoœci porów nasyconych rtêci¹, przy maksy-malnym ciœnieniu wt³aczania, okreœla siê terminem nasycenia maksymalnego.
Badania iloœciowe i jakoœcio-we przestrzeni porojakoœcio-wej 132 pró-bek piaskowców, pobranych z wychodni i rdzeni wiertniczych potencjalnych serii ropogazono-œnych, wykonano porozymetrem rtêciowym AutoPore II 9220 fir-my Micromeritics. W aparacie tym zastosowano komputerowe sterowanie procesem wt³aczania rtêci, pocz¹wszy od ciœnienia ni¿-szego od otoczenia do wartoœci 6·10** psi (tj. 413,4 MPa), co
umo¿liwia penetracjê pustek
skalnych o przeœwitach od 0,003 :m do 360 :m. Komputer steruje równie¿ automatyczn¹ rejestracj¹ danych pomiarowych, wylicza podstawowe parametry charakte-ryzuj¹ce geometriê przestrzeni porowej badanej próbki oraz
sporz¹dza wydruki wyników
zarówno w postaci tabelarycznej, jak i graficznej.
Wyniki pomiarów porozyme-trycznych zawiera³y, m.in.: dane opisuj¹ce warunki i przebieg pomiaru, oznaczenia cech fizycz-nych przestrzeni porowej, gêsto-œci szkieletowej i objêtogêsto-œciowej próbek, zestawienia tabelaryczne i wykresy rozk³adów wielkoœci porów i ich powierzchni w³aœci-wej. W oparciu o powy¿sze ozna-czenia wyliczono:
porowatoœæ ca³kowit¹ i efektywn¹ (%), z iloczynu
objêtoœci wt³oczonego p³ynu roboczego — ml HG·g-1ska³y
i gêstoœci objêtoœciowej ska³y — g·cm-3·
przeciêtn¹ œrednicê porów (:m), jako œrednia
wa¿ona iloœci porów dla ca³ego przedzia³u ich œrednic, wystêpuj¹cych w próbce.
Dane uzyskane z porozymetrii rtêciowej maj¹ podsta-wowe znaczenia dla identyfikacji potencjalnych ska³ zbior-nikowych, oceny ich jakoœci oraz sklasyfikowania typu i pojemnoœci zbiornika. S¹ one szczególnie u¿yteczne, gdy istnieje mo¿liwoœæ porównania wyników z oznaczeniami przepuszczalnoœci tych samych próbek ska³, ich sk³adu mineralnego i uziarnienia oraz z obserwacjami mikrostruk-turalnymi w skaningowym mikroskopie elektronowym (Bachleda-Curuœ & Semyrka, 1997).
Rabe Rudawka Klimkówka Bóbrka Sêkowa Sêkowa Czarnorzeki Do³¿yczka 2a z-112 z-116 s-7 s-12 16/92 z-73 2b z-114 z-118 s-8 s-10 2c s-9 s-11 s-13 17/92 z-78 s-14 18/92 z-107 s-15 19/92 z-109 s-16 20/92 s-17 21/92 s-18 22/92 s-19 23/92
EOCEN, SERIA ŒL¥SKA;
A) piaskowce hieroglifowe - strefa N/W;EOCENE, SILESIAN SERIESA) Hieroglyphic Sandstones, NW zone
B) piaskowce ciê¿kowickie - strefa NW; B) Ciezkowice Sandstones, NW zone
C) piaskowce ciê¿kowickie - strefa SE; C) Ciezkowice Sandstones, SE zone
30µm 31,3% 30µm 29,3% 50µm 30% 29% 25,8% 24,2% Kalnica 0 5 10 15 20 25 [%] [µm] profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [µ ]: , Diameter ranges [µ ]: , ca³kowita total dla gazu for gas dla ropy for oil m
mporówof poresmikroszczelinof microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P PS S G R
Ryc. 7. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców eocenu serii œl¹skiej; objaœnienia jak na ryc. 4
Fig. 7. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Eocene Silesian Series; explanations as for Fig. 4
Kwalifikacja ska³ porowatych do grupy zbiorników gazono-œnych lub ropogazonogazono-œnych opie-ra siê na iloœciowej analizie wielu parametrów warunkuj¹cych
nasy-cenie wêglowodorami i ich
przep³ywy w przestrzeni porowej. Fizyczne modele przep³ywów p³ynu jednorodnego w oœrodkach porowatych s¹ determinowane zakresami krytycznych œrednic porowych, na podstawie których wydziela siê:
przestrzeñ nadkapilarn¹ o
œrednicy porów d>100 :m, gdzie ruch p³ynów opisuje równanie Bernoulliego;
przestrzeñ kapilarn¹ o
œrednicy porów 100 :m > d > 0,1 :m, gdzie ruch p³ynów przebiega zgodnie z liniowym prawem Dar-cy;
przestrzeñ subkapilarn¹ o
œrednicy porów d < 0,1 :m, gdzie ruch p³ynów zachodzi na drodze dyfuzji masy zgodnie z równa-niem Ficka.
Do grupy zbiorników naf-towych zalicza siê konwencjo-nalnie ska³y o wymiernej przepusz-czalnoœci absolutnej i wspó³czynni-ku porowatoœci efektywnej ponad 3,5%, wyró¿niaj¹c za Perrodo-nem (1980) cztery klasy pojem-noœciowe:
1) niskiej pojemnoœci, gdy porowatoœæ efektywna ska³ zawie-ra siê w przedziale 3,5–10%;
2) œredniej pojemnoœci, gdy porowatoœæ efektywna ska³ zawie-ra siê w przedziale 10–15%;
3) wysokiej pojemnoœci, gdy
porowatoœæ efektywna ska³
zawiera siê w przedziale
15–20%;
4) bardzo wysokiej pojemno-œci, gdy porowatoœæ efektywna ska³ przekracza 20%.
Iloœciowa analiza krzywej wt³aczania rtêci umo¿liwia rów-nie¿ okreœlenie przedzia³ów œred-nic krytycznych tych pustek, których udzia³ ma znaczenie
dominuj¹ce dla pojemnoœci
zbiornikowej badanej próbki oraz rozró¿nianie ich typu genetycz-nego w relacji: pory intergranu-larne — mikroszczeliny. Na tej podstawie wyró¿niæ mo¿na trzy typy genetyczne zbiorników naf-towych: porowy, porowo-szczeli-nowy lub szczeliporowo-szczeli-nowy; ten ostatni
GÓRNA
A ) piaskowce inoceramowe, seria skolska;1 A ) Inoceramian Sandstones, Skole Series1
KREDA - PALEOCEN; UPPER CRETACEOUS-PALEOCENE
A ) piaskowce typu inoceramowego, seria œl¹ska;2 A ) sandstones of the Inoceramian type, Silesian Series2
DOLNA
B) piaskowce wêglowieckie;LOWER CRETACEOUS, SUBSILESIAN SERIESB) Weglówka Sandstones KREDA, SERIA PODŒL¥SKA;
DOLNA KREDA ;
C) piaskowce lgockie;LOWER CRETACEOUS, SILESIAN SERIESC) Lgota Sandstones , SERIA ŒL¥SKA Ma³a Krasna Za³u¿ Wiœniowa-1 Czarnorzeki Czarnorzeki 7a 4a 8a 5/92 1/92 7b 4b 8b 14/92 7c 4c 8c 15/92 0 5 10 15 20 25 [%] [µm] profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [µ ]: , Diameter ranges [µ ]: , ca³kowita total dla gazu for gas dla ropy for oil m
mporówof poresmikroszczelinof microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P PS S G R
Ryc. 9. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców kredy górnej–paleocenu: kredy dolnej serii podœl¹skiej; kredy dolnej serii œl¹skiej; objaœnienia jak na ryc. 4
Fig. 9. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Upper Cretaceous–Paleocene, Lower Cretaceous Subsilesian Series; Lower Cretaceous Silesian Series; explanations as for Fig. 4
GÓRNA KREDA - PALEOCEN, SERIA ŒL¥SKA;
A) piaskowce istebniañskie - strefa NW;UPPER CRETACEOUS-PALEOCENE, SILESIAN SERIESA) Istebna Sandstones, NW zone
B) piaskowce istebniañskie - strefa SE; B) Istebna Sandstones, SE zone
Bóbrka Sêkowa Czarnorzeki s-1 8/92 z-122 s-2 9/92 s-3 10/92 s-4 11/92 2/92 s-5 12/92 3/92 s-6 13/92 4/92 30µm 50µm 100µm 27,4% 26,6% Rabe Dwernik-3 Strzebowiska z-66 10a z-75 z-68 10b z-70 10c z-119 0 5 10 15 20 25 [%] [µm] profil section próbka sample Porowatoœæ efektywna [%]: , , Effective porosity [%]: , , Zakresy œrednic [µ ]: , Diameter ranges [µ ]: , ca³kowita
total for gas for oildla gazu dla ropy
m m porów of pores mikroszczelin of microfractures LITOTYPY PIASKOWCOWE SANDY LITHOTYPES typ i pojemnoœæ zbiornika reservoir types and capacity P PS S G R
Ryc. 8. Charakterystyka przestrzeni porowo-szczelinowej i klasyfikacja piaskowców górnej kredy–paleocenu serii œl¹skiej; objaœnienia jak na ryc. 4
Fig. 8. Characteristics of the pore-fracture space and classification of sandstones of the Upper Cretaceous–Paleocene, Silesian Series; explanations as for Fig. 4
o dominacji mikrospêkañ w ca³ej pojemnoœci zbiornika. Opieraj¹c siê na kryteriach dyskutowanych w publika-cji Burzewski i in. (2001), zilustrowanych na ryc. 3, przyjê-to ¿e — adekwatnie do wymiaru moleku³ oraz gêsprzyjê-toœci i lepkoœci faz wêglowodorowych — potencjalne zbiorniki gazonoœne musz¹ siê wykazywaæ œrednic¹ przewê¿eñ porowych powy¿ej 0,1 :m, a ropogazonoœne powy¿ej 1 :m. Przy czym zbiorniki charakteryzuj¹ce siê przewa-¿aj¹cym udzia³em œrednic przewê¿eñ porowych (lub roz-wartoœci mikrospêkañ) mniejszych ni¿ 0,5 :m zalicza siê do mikroporowych (Pittman, 1992), od 0,5–15 :m do mezoporowych, a powy¿ej 15 :m do makroporowych.
Interpretacja pomiarów porozymetrycznych i kwalifikacja naftowa badanych próbek, profili
i litotypów piaskowcowych
Próbki piaskowców przeznaczone do badañ porozyme-trycznych pochodzi³y prawie wy³¹cznie z profili wychodni potencjalnych serii ropogazonoœnych. W tym wzglêdzie preferowano profile stratygraficznie ci¹g³e i dobrze ods³oniête. Dostêpnoœæ ods³oniêæ fliszowych ogniw przed-oligoceñskich by³a ograniczona do wypiêtrzonych stref strukturalnych obrze¿aj¹cych centraln¹ depresjê karpack¹, a ich profile zazwyczaj cechowa³a niepe³na sekwencja litostratygraficzna. St¹d te¿ rozmieszczenie badanych profili i reprezentatywnoœæ podzbiorów charakteryzuj¹cych poszcze-gólne litotypy piaskowcowe by³a nierównomierna
System poboru próbek by³ zespolony z profilowaniem grubo³awicowych pakietów piaskowcowych i wydzielo-nych litofacji, niemniej z ca³ego zbioru próbek przeznaczo-nego do badañ petrofizycznych wyselekcjonowana zosta³a do pomiarów porozymetrycznych tylko ich czêœæ. Selekcjê t¹ przeprowadzono w oparciu o wyniki oznaczeñ gêstoœci objêtoœciowej, porowatoœci efektywnej i przepuszczalno-œci innymi metodami — relatywnie mniej kosztownymi — preferuj¹c próbki o anomalnych wartoœciach tych parame-trów; m.in. celem ustalenia ich genezy. Dlatego te¿ wnioski wynikaj¹ce z przeprowadzonych badañ podkreœlaj¹ jedy-nie charakter zmiennoœci cech zbiornikowych przestrzeni porowo-szczelinowej piaskowców karpackich nie wyczer-puj¹c ca³okszta³tu problemu, wymagaj¹cego kontynuowania badañ, realizowanych m.in. przez bran¿owe oœrodki badawcze Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. (Leœniak & Such, 1999; Such i in., 1993; Such i in., 1998; Such, 2000, 2002).
Wyniki interpretacji pomiarów porozymetrycznych badanych próbek zestawiono w postaci odwzorowañ gra-ficznych, u³atwiaj¹cych analizê porównawcz¹ poszczegól-nych parametrów (ryc. 4–9). Na rycinach tych badane profile zgrupowano wed³ug odpowiadaj¹cych im inter-wa³ów stratygraficznych i sukcesji litostratygraficznych (serii) oraz litotypów piaskowcowych; w uzasadnionych przypadkach wydzielaj¹c dodatkowo umowne strefy lito-facjalne. Poszczególnym próbkom przyporz¹dkowano zakresy procentowych porowatoœci efektywnych, zwymia-rowanych jako: ca³kowite, dostêpne dla migracji gazu, tj. pomniejszone o przestrzeñ pustek poni¿ej 0,1 :m; dostêp-ne dla migracji ropy, tj. pomniejszodostêp-ne o przestrzeñ pustek poni¿ej 1 :m.
Poni¿ej odcinków odwzorowuj¹cych procentowe wskaŸniki porowatoœci wrysowano dominuj¹ce zakresy œrednic przewê¿eñ pustek (przeœwitów), odrêbnie dla porów i mikroszczelin. Na podstawie powy¿szych warto-œci sklasyfikowano typ i klasê pojemnowarto-œci zbiornika bada-nych próbek piaskowcowych, przy pomocy symboli graficznych, wyró¿niaj¹c:
typ porowy, porowo-szczelinowy i szczelinowy w
zale¿noœci od charakteru pustek lub ich stosunku iloœcio-wego;
typ gazonoœny lub ropogazonoœny, odpowiednio do
dostêpnoœci przeœwitów pustek dla poszczególnych faz wêglowodorowych;
klasê pojemnoœci zbiornika, wg zakresu
wspó³czyn-ników porowatoœci efektywnej dla poszczególnych faz wêglowodorów, jako: nisk¹ 5–10%, œredni¹ 10–15%, wysok¹ 15–20% i bardzo wysok¹ >20%.
Próbki o wspó³czynniku porowatoœci efektywnej dla gazu <5% zaliczono do ska³ niezbiornikowych; dodatkowo wyró¿niono, umownymi symbolami, próbki pochodz¹ce z wychodni serii ropogazonoœnych w strefach z³ó¿ o zaso-bach przemys³owych lub nieprzemys³owych. Ponadto 13 badanych próbek, których nie mo¿na by³o jednoznacznie sklasyfikowaæ — ze wzglêdu na bardzo niejednorodny sys-tem przestrzeni porowej lub porowo-szczelinowej — ozna-czono liter¹ „N”.
Litotyp piaskowców kroœnieñskich dolnych serii
œl¹skiej (ryc. 4). Cechy zbiornikowe przestrzeni
poro-wo-szczelinowej tego litotypu s¹ wyraŸnie zró¿nicowane w obrêbie dwóch wydzielonych stref: pó³nocno-zachod-niej (ryc. 4A) reprezentuj¹cej w ogólnoœci subfacjê besk¹ (Wendorff, 1986) i po³udniowo-wschodniej (ryc. 4B), odpowiadaj¹cej zasiêgowi subfacji otryckiej (Sikora, 1959).
W strefie NW s¹ to piaskowce o mezo- i mikroporo-wym typie przestrzeni zbiornikowej (za wyj¹tkiem próbki z-43), sporadycznie porowo-szczelinowym (próbki z-33, 41). W konsekwencji reprezentuj¹ one na ogó³ typ zbiorni-ka o niskiej klasie pojemnoœci, potencjalnie gazonoœnego; rzadziej ropogazonoœnego lub o pojemnoœci œredniej, za wyj¹tkiem próbki z-110 zlokalizowanej w strefie wyklino-wywania siê serii grubo³awicowej. W odniesieniu do profi-lu Tarnawa, reprezentuj¹cego wychodnie nadk³adu pola
ropnego Tarnawa–Wielopole, w obrêbie ni¿szych
pakietów grubo³awicowych piaskowców kroœnieñskich, wnioskowaæ mo¿na, ¿e akumulacja wêglowodorów poprze-dza³a proces zaawansowanej cementacji przestrzeni poro-wej serii obecnie produktywnych lub warunkowana jest obecnoœci¹ makroszczelin — tj. szczelin o rozwarciach >100 :m — które natur¹ rzeczy nie mog¹ byæ przedmiotem badañ porozymetrycznych.
W strefie SE intergranularna porowatoœæ piaskowców praktycznie zanika, natomiast ujawniaj¹ siê mikroszcze-liny o znacz¹cych nieraz rozwarciach, umo¿liwiaj¹cych migracjê p³ynów z³o¿owych. Za wyj¹tkiem jednej próbki (z-21) w strefie wychodni nadk³adu pola ropnego Mokre, reprezentuj¹cej typ gazonoœnego zbiornika mikroporo-wo-szczelinowatego o niskiej klasie pojemnoœci, pozosta³e zakwalifikowano do ska³ niezbiornikowych, aczkolwiek niektóre z nich by³y pobrane z profilu wiercenia Dwernik-3,
po³o¿onego w pobli¿u ma³ego z³o¿a ropnego. Mikroszczeli-nowy lub mikroporowo-szczeliMikroszczeli-nowy charakter przestrzeni zbiornikowej piaskowców otryckich niew¹tpliwie warunku-je warunku-jej nisk¹ powarunku-jemnoœæ st¹d te¿ przypuszczaæ mo¿na, ¿e prze-mys³owe akumulacje wêglowodorów s¹ zwi¹zane przede wszystkim z obecnoœci¹ makroszczelin.
Litotyp piaskowców kliwskich serii skolskiej (ryc. 5).
Charakterystyka zbiornikowa tych piaskowców w po³udniowo-wschodniej czêœci p³aszczowiny skolskiej jest doœæ dobrze udokumentowana pomiarami porozymetrycz-nymi próbek pochodz¹cych z siedmiu profili terenowych (ryc. 5B). Wykaza³y one, ¿e jest to jedyna seria piaskowco-wa we wschodniej czêœci Karpat polskich cechuj¹ca siê pojemnoœci¹ zbiornikow¹ zarówno dla gazu, jak i ropy naf-towej, niekiedy wysok¹ lub bardzo wysok¹, za wyj¹tkiem kilku próbek m.in.: próbki 5c pobranej (wyj¹tkowo) z pakietu piaskowca œrednio³awicowego (o gruboœci ok. 20 cm). Wyinterpretowane zakresy œrednic przewê¿eñ poro-wych reprezentuj¹ najczêœciej wszystkie klasy porów od mikro- do makroporów i te typy ska³ cechuje najwy¿sza pojemnoœæ zbiornikowa, podczas gdy wystêpuj¹ce mikroszczeliny, o bardzo ma³ych rozwarciach, maj¹ praw-dopodobnie znaczenie podrzêdne. Wysoka dla gazu ziem-nego, b¹dŸ œrednia dla ropy naftowej, pojemnoœæ zbiornikowa w profilu Tyrawa Solna jest potwierdzona m.in. wystêpowaniem w jego strefie przypowierzchniowej ma³ej akumulacji ropnej (obecnie wyeksploatowanej). W œwietle powy¿szych spostrze¿eñ przypuszczaæ mo¿na, ¿e w innych dotychczas nie rozwierconych pu³apkach w tej strefie mo¿liwe jest odkrycie nowych z³ó¿ wêglowodorów. Dobre cechy zbiornikowe piaskowców kliwskich nie znaj-duj¹ kontynuacji w m³odszym pakiecie piaskowców gru-bo³awicowych przypisanym do warstw przejœciowych (ryc. 5A, próbka z-2) oraz nadleg³ej, mi¹¿szej serii gru-bo³awicowych piaskowców kroœnieñskich (Kuœmierek i in., 2001).
Litotypy piaskowcowe dolnego oligocenu serii œl¹skiej
(ryc. 6). Litotypy piaskowcowe tego samego wieku w pro-filach serii œl¹skiej s¹ przewa¿nie ska³ami
sklasyfikowany-mi jako niezbiornikowe za wyj¹tkiem litosomu
piaskowców magdaleñskich wystêpuj¹cego w rejonie Gor-lic. Litotypy piaskowców przejœciowych (ryc. 6A) i pia-skowców z Mszanki (ryc. 6B), w profilach dop³ywu górnego Sanu, Wis³oka i jego dop³ywu Marcinek, tylko sporadycznie zawieraj¹ ska³y zbiornikowe potencjalnie gazonoœne o niskiej pojemnoœci, typu porowo-szczelino-wego o ma³ym zakresie przeœwitów pustek skalnych. W grupie tej piaskowce typu cergowskiego w profilu Rudaw-ki RymanowsRudaw-kiej s¹ pozbawione intergranularnej porowa-toœci efektywnej dostêpnej dla gazu, b¹dŸ ropy (ryc. 6C).
Stosunkowo niez³e cechy zbiornikowe reprezentuj¹ pia-skowce magdaleñskie (ryc. 6D) w profilu Sêkowej, niekiedy o znacznej pojemnoœci zbiornikowej (np. próbka s-24).
Litotypy piaskowców eoceñskich serii œl¹skiej (ryc. 7).
Zestawienie cech zbiornikowych grubo³awicowych pia-skowców ciê¿kowickich (wy¿szy paleocen–dolny eocen) — bêd¹cych g³ówn¹ seri¹ roponoœn¹ w rejonie gorlic-ko-kroœnieñskim — jeszcze dobitniej podkreœla zró¿nico-wanie parametrów przestrzeni porowo-szczelinowej
pomiêdzy stref¹ NW (ryc. 7B) i stref¹ SE (ryc. 7C). W stre-fie NW dobrymi cechami zbiornikowymi wykaza³y siê równie¿ piaskowce hieroglifowe badane w profilu Sêko-wej (ryc. 7A), aczkolwiek ze wzglêdu na ma³e mi¹¿szoœci ³awic tych piaskowców maj¹ one podrzêdne znaczenie jako ekonomiczny zbiornik dla wêglowodorów.
Piaskowce ciê¿kowickie w strefie NW charakteryzuj¹ siê najlepszymi parametrami zbiornikowymi spoœród bada-nych litotypów. Wiêkszoœæ próbek znamionuj¹ pojemnoœci zbiornikowe œrednie do wysokich (lub bardzo wysokich), niemniej jeden z pakietów grubo³awicowych nie wykaza³ siê porowatoœci¹ efektywn¹ kwalifikuj¹c¹ go do grupy ska³ zbiornikowych (próbka s-8). Podobnie, jak piaskowce kliwskie, litotyp piaskowców ciê¿kowickich w omawianej strefie jest typowym zbiornikiem o porowatoœci intergranu-larnej reprezentowanej najczêœciej przez wszystkie klasy œrednic porowych z podrzêdn¹ obecnoœci¹ mikroszczelin o minimalnych rozwarciach. St¹d te¿ jest on predysponowa-ny dla migracji i akumulacji zarówno gazu ziemnego, jak i ropy naftowej, co dokumentuj¹ dotychczasowe wyniki poszukiwañ naftowych.
W odró¿nieniu od powy¿szej charakterystyki litotyp ten w strefie SE (ryc. 7C), tj. na wschód od doliny Wis³oka, gdzie ulega stopniowemu wyklinowaniu, traci swoje cechy zbiornikowe i tylko jedna z próbek (z-109) mo¿e byæ zakwalifikowana jako s³aby zbiornik dla gazu.
Litotyp piaskowców istebniañskich (ryc. 8).
Grubo³awi-cowe piaskowce istebniañskie cechuj¹ siê równie¿ dra-styczn¹ zmiennoœci¹ lateraln¹ parametrów zbiornikowych, a tak¿e zmiennym charakterem przestrzeni porowo-szcze-linowej pomiêdzy regionem gorlicko-kroœnieñskim (tj. stref¹ NW, ryc. 8A) a stref¹ okreœlon¹ umownie jako SW, obejmuj¹c¹ obszar na wschód od doliny Wis³oka (ryc. 8B).
W strefie NW najlepszymi cechami zbiornikowymi cechuj¹ siê próbki z profilu Sêkowej, nieco gorszymi pakiety piaskowców istebniañskich w profilu Czarnorzek. Niemniej parametry zbiornikowe niektórych próbek ze stref z³o¿owych nie kwalifikuj¹ je do grupy ska³ zbiorniko-wych, w tym obydwu próbek z profilu Bóbrki oraz próbki s-2 z profilu Sêkowej.
W strefie SE piaskowce istebniañskie cechuj¹ siê miern¹ porowatoœci¹ efektywn¹ przy powszechnej obec-noœci mikrospêkañ, które w dwu próbkach pobranych z rdzeni wiertniczych odwiertu Dwernik-3 (10b, 10c) osi¹gaj¹ znaczne rozwarcia rzêdu 10–100 :m. Wprawdzie szczelinowy typ zbiornika zapewnia wysok¹ przepuszczal-noœæ oœrodka skalnego, ale zwykle niedostateczn¹ jego pojemnoœæ zbiornikow¹. St¹d te¿, w strefie tej tylko jedna próbka zakwalifikowa³a siê do grupy potencjalnie gazono-œnych ska³ zbiornikowych o niskiej pojemnoœci.
Litotyp piaskowców inoceramowych serii skolskiej i typu inoceramowego serii œl¹skiej (ryc. 9A1, 9A2).
Lito-typ piaskowców inoceramowych ze wzglêdu na obfitoœæ spoiwa wêglanowego ma na ogó³ niekorzystne cechy zbiornikowe (Bromowicz i in., 2001). Wyniki pomiarów porozymetrycznych próbek piaskowców tego litotypu, przeprowadzonych w celach porównawczych, wykaza³y jednak, ¿e w profilu wiercenia Wiœniowa-1 (seria skolska,
ska³ zbiornikowych o niskiej b¹dŸ œredniej pojemnoœci przestrzeni porowo-szczelinowej. Piaskowce typu inocera-mowego, wydzielane przez niektórych autorów w pó³noc-nym obrze¿eniu litofacjalnego regionu œl¹skiego jako ogniwo prze³awicaj¹ce margle fukoidowe (m.in. Mitura & Birecki, 1966), cechuje bardzo niejednorodny system geo-metrii przestrzeni porowej nie pozwalaj¹cy je zakwalifiko-waæ do zbiorników naftowych (profil Czarnorzek, ryc. 9A2).
Litofacja piaskowców wêglowieckich serii podœl¹skiej
(ryc. 9B). Najlepsz¹ litofacj¹ zbiornikow¹ w profilach dol-nej kredy s¹ piaskowce wêglowieckie, aczkolwiek zasiêg wystêpowania tego litosomu nie jest sprecyzowany. S¹ one wydajnymi horyzontami produktywnymi w obrêbie pola ropnego Wêglówka, co potwierdzaj¹ wyniki interpretacji pomiarów porozymetrycznych, kwalifikuj¹c je jako zbior-niki o pojemnoœci nawet bardzo wysokiej dla gazu i wyso-kiej dla ropy naftowej.
Litotyp piaskowców lgockich serii œl¹skiej (ryc. 9C).
Parametry zbiornikowe piaskowców lgockich s¹ znacznie ni¿sze od wêglowieckich pod wzglêdem cech przestrzeni porowej i jej pojemnoœci, b¹dŸ nie spe³niaj¹ kryteriów ska³ zbiornikowych. Równie¿ w profilu pola ropnego Grabowni-ca, gdzie s¹ one horyzontami produktywnymi, du¿y udzia³ piaskowców nie wykazuje siê przyp³ywami wêglowodorów o znaczeniu przemys³owym (Karnkowski, 1993).
Wyniki interpretacji pomiarów porozymetrycznych lokalizuj¹ dwie próbki w grupie porowych ska³ zbiorniko-wych o œredniej b¹dŸ niskiej pojemnoœci dla ropy i gazu, a jedn¹ próbkê jako ska³ê porowo-mikroszczelinow¹ o niskiej pojemnoœci, potencjalnie gazonoœn¹.
Pe³niejsza charakterystyka grubo³awicowych piaskow-ców lgockich np. w profilu Za³u¿a, gdzie sumaryczna mi¹¿szoœæ pakietów piaskowcowych wynosi oko³o 530 m, wymaga³aby zbadania szerszego zbioru próbek, który to postulat odnosi siê równie¿ do przynajmniej dwóch litoty-pów opisanych poprzednio.
Lateralna zmiennoœæ parametrów petrofizycznych litotypów piaskowcowych serii œl¹skiej
Analiza cech zbiornikowych litotypów piaskowcowych, wyinterpretowanych z pomiarów porozymetrycznych, wykaza³a du¿¹ zgodnoœæ z dotychczas udokumentowan¹ ich produktywnoœci¹, równie¿ w aspekcie regionalnym. Na tym tle istotnym problemem powi¹zanym z prognozowaniem parametrów zbiornikowych w strefach nie rozpoznanych wierceniami — jest ustalenie charakteru lateralnej zmienno-œci poszczególnych litotypów piaskowcowych.
Próbê rozwi¹zania tego problemu podjêto zestawiaj¹c parametry petrofizyczne trzech litotypów piaskowcowych serii œl¹skiej, posiadaj¹cych najpe³niejsz¹ dokumentacjê faktograficzn¹, tj. piaskowców kroœnieñskich dolnych, ciê-¿kowickich i istebniañskich (tab. 1). Sk³adaj¹ siê na ni¹ zakresy: ekstremalnych porowatoœci efektywnych — ca³kowitych, maksymalnych œrednic porów i rozwarcia mikroszczelin, gêstoœci objêtoœciowych badanych próbek — zinterpretowane na podstawie pomiarów porozyme-trycznych – oraz zakresy przepuszczalnoœci
intergranular-nej i szczelinowej, oznaczointergranular-nej innymi metodami (wg Kuœmierka i in., 2001), wraz z charakterystyk¹ udzia³u spoiwa i uziarnienia analizowanych litotypów piaskowco-wych (wg Bromowicza i in., 2001).
Powy¿sze dane zgrupowano wed³ug przyjêtej rejoniza-cji regionalnej, tj. odrêbnie dla strefy pó³nocno-zachodniej i po³udniowo-wschodniej. Pomimo luk w materiale badawczym, w zakresie badañ petrograficznych i wp³ywu szczelinowatoœci piaskowców na ich parametry
zbiorniko-we (obecnie kontynuowanych), analiza porównawcza
dostêpnych danych prowadzi do kilku istotnych wniosków. Cechy zbiornikowe przestrzeni porowej analizowa-nych litotypów piaskowcowych s¹ znacznie lepsze w stre-fie NW w stosunku do strefy SE. Ró¿nice te s¹ szczególnie drastyczne w zakresie maksymalnej œrednicy porów; a dla litotypów piaskowców ciê¿kowickich i istebniañskich równie¿ w odniesieniu do zakresów porowatoœci efektyw-nych i liczby próbek wykazuj¹cych siê wymiern¹ prze-puszczalnoœci¹. Prawid³owoœci te ujawniaj¹ siê poœrednio w konsekwentnie wy¿szym zakresie gêstoœci objêtoœcio-wych próbek pochodz¹cych ze strefy SE, a tak¿e du¿ym udzia³em spoiwa i na ogó³ niekorzystnymi wskaŸnikami wysortowania i obtoczenia ziarn (Bromowicz i in., 2001).
Zanikowi porowatoœci intergranularnej w strefie SE towarzyszy wzrost rozwartoœci mikroszczelin oraz wysoka pojemnoœæ zbiornikowa systemu szczelin i bardzo wysokie wspó³czynniki przepuszczalnoœci szczelinowej, aczkol-wiek jeszcze wy¿sze wartoœci parametrów zeszczelinowa-nia piaskowców istebzeszczelinowa-niañskich udokumentowano równie¿ w strefie NW (profil Czarnorzek).
Podsumowanie wyników badañ
Litotypy piaskowcowe fliszu karpackiego cechuj¹
siê bardzo zró¿nicowanymi parametrami zbiornikowymi.
W pó³nocno-zachodniej strefie badanego obszaru,
parametry te s¹ zdominowane przez porowy charakter przestrzeni zbiornikowej piaskowców, natomiast w czêœci po³udniowo-wschodniej s¹ zwi¹zane g³ównie z obecnoœci¹ szczelin.
Porowatoœæ intergranularn¹ piaskowców: kliwskich,
ciê¿kowickich i istebniañskich (w strefie NW) oraz wêglo-wieckich cechuje du¿y udzia³ mezo- i makroporów; nato-miast w strefie SE piaskowce kroœnieñskie i istebniañskie charakteryzuj¹ siê g³ównie systemem mikroporowym i obecnoœci¹ szczelin.
Podwy¿szone parametry zbiornikowe piaskowców
w obrêbie z³ó¿, w stosunku do stref otaczaj¹cych, mog¹ byæ spowodowane nasyceniem wêglowodorami ich prze-strzeni porowej, poprzedzaj¹cym procesy jej cementacji.
Udokumentowana i potencjalna produktywnoϾ
pia-skowców kroœnieñskich dolnych w po³udniowo-wschodniej strefie obszaru badañ jest warunkowana prawdopodobnie wystêpowaniem mikro- i makroszczelin.
Utrata porowatoœci intergranularnej w skutek
proce-sów diagenetycznych zwiêkszy³a podatnoœæ piaskowców na ich zeszczelinowanie.
Powy¿sze wnioski uzasadniaj¹ celowoœæ
prowadze-nia zintegrowanych analiz porozymetrycznych i petrogra-ficznych na tych samych próbkach piaskowców oraz
kontynuowania badañ nad wp³ywem zeszczelinowania serii piaskowcowych na ich cechy zbiornikowe.
System poboru próbek do badañ cech
zbiorniko-wych powinien byæ zagêszczony w profilach litotypów charakteryzuj¹cych siê niejednorodnoœci¹ parametrów petrofizycznych i dostosowany do modeli mechanizmów ich sedymentacji.
Mi³ym obowi¹zkiem Autorów jest z³o¿enie podziêkowañ dr in¿. Tadeuszowi Bachledzie-Curuœ i Zespo³owi Pracowni-ków „Geonafty” w Jaœle, a szczególnie mgr in¿. Andrzejowi Baczyñskiemu za wspó³pracê w realizacji wymienionych tematów badawczych.
Literatura
BACHLEDA-CURUŒ T. & SEMYRKA R. 1992 — Badania porozy-metryczne typowych ska³ zbiornikowych. [W:] Dokumentacja projektu badawczego KBN nr 9 0427 91 01. Arch. ISE AGH, Kraków. BACHLEDA-CURUŒ T. & SEMYRKA R. 1995 — Analiza porozyme-tryczna. [W:] Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania potencja³u naftowego. Proj. Cel. Nr 99319 93 C/1599 KBN-PGNiG, Warszawa.
BACHLEDA-CURUŒ T. & SEMYRKA R. 1997 — Zastosowanie ana-lizy porozymetrycznej dla oceny przestrzeni porowej ska³ w profilach utworów karbonu dolnego i kambru œrodkowego pó³nocno-zachodniej Polski. Geologia, 23: 165–188.
BACZYÑSKI A. (ed.) 1992 — Zestawienie parametrów charaktery-zuj¹cych cechy zbiornikowe, mi¹¿szoœæ i litologiê oraz nasycenie p³ynami kompleksów stratygraficznych fliszu karpackiego w wybra-nych profilach wierceñ. Arch. ISE AGH.
BASZKIEWICZ A., DZIADZIO P. & PROBULSKI J. 2001 — Straty-grafia sekwencji, petrogeneza i potencja³ zbiornikowy piaskowców istebniañskich i ciê¿kowickich w zachodniej czêœci fa³du Iwonicza Zdroju. Prz. Geol., 49: 417–424.
BROMOWICZ J. (ed.) 2001 — Wyniki badañ petrograficznych typo-wych litofacji zbiornikotypo-wych fliszu karpackiego. [W:] Charakterystyka parametrów petrograficznych fliszoywch serii ropogazonoœnych Karpat Polskich. Pol. Jour. Minerl. Res., 4: 31–76.
BURZEWSKI W., SEMYRKA R. & S£UPCZYÑSKI K. 2001 — Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej ska³ zbiornikowych. Pol. Jour. Miner. Res., 3: 185–189.
CIECHANOWSKA M. (ed.) 1993 — Interpretacja profilowañ geofizy-ki wiertniczej w zakresie wyznaczania uœrednionych parametrów petro-fizycznych i potencja³ów macierzystoœci karpackiej formacji
ropogazonoœnej. Arch. ISE AGH.
CIECHANOWSKA M. (ed.)1995 — Kompleksowa interpretacja profi-lowañ geofizyki wiertniczej; w: Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania potencja³u naf-towego. Arch. IGNiG.
KARNKOWSKI P. 1993 — Z³o¿a gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. t. 2, Karpaty i zapadlisko przedkarpackie. Tow. Geosyn. GEOS, Kraków.
KOTLARCZYK J. 1978 — Stratygrafia formacji z Ropianki (fm), czy-li warstw inoceramowych w jednostce skolskiej Karpat fczy-liszowych. Pr. Geol. PAN, 108: 1–82.
KRÓLIKOWSKI J. & K¥KOL M. 1989 — Rozk³ad mi¹¿szoœci i mo¿liwoœci korelacji litostratygraficznej warstw istebniañskich na wschód od Wis³oki. Nafta, 1: 148–155.
KULCZYCKI W. 1959 — Zagadnienie porowatoœci, szczelinowatoœci i przepuszczalnoœci pok³adów ropnych i gazowych w Karpatach Œrodko-wych. Nafta, 4: 102–108.
KUŒMIEREK J. 2001 — Charakterystyka litologiczno-mi¹¿szoœciowa kompleksów karpackiej formacji naftowej. [In:] Charakterystyka para-metrów petrograficznych fliszoywch serii ropogazonoœnych Karpat Polskich. Pol. Jour. Miner. Res., 4: 19–29.
KUŒMIEREK J., HALAT Z., MAÆKOWSKI T. & PAPIERNIK B. 1991–1994 — Bilans zasobów wêglowodorów basenu centralnokarpac-kiego. Proj. bad. nr 9 0427 91 01 KBN, Warszawa.
KUŒMIEREK J. (ed.) 1994–1996 — Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania poten-cja³u naftowego. Proj. Cel. Nr 99319 93 C/1599 KBN-PGNiG, Warszawa.
KUŒMIEREK J., MAÆKOWSKI T. & £APINKIEWICZ A.P. 2001 — Wp³yw synsedymentacyjnych nasuniêæ i fa³dowañ na wyniki dwuwy-miarowych modelowañ generowania wêglowodorów w obszarze wschodniej czêœci Karpat polskich. Prz. Geol., 49: 412–417. KUŒMIEREK J. (ed.) 2001 — Charakterystyka parametrów petrofi-zycznych fliszowych serii ropogazonoœnych Karpat polskich. Pol. Jour. Miner. Res., 4: 1–165.
LEŒNIAK G. & SUCH P. 1999 — Katalog karpackich ska³ zbiorniko-wych. Mat. z Konf. Nauk. Raba Ni¿na 19–21 maja 1999 r.
MITURA F. & BIRECKI T. 1966 — Budowa geologiczna Karpat miê-dzy Korczyn¹ a Domaradzem. Pr. Inst. Naft., Wyd. „Œl¹sk”, Katowice. PERRODON A. 1980 — GJodynamique pJtroliJre. Masson-Elf Aquitaine, Paris.
PESZAT Cz. 1988 — Znaczenie surowcowe rozsypliwych piaskowców istebniañskich i ciê¿kowickich województwa kroœnieñskiego. Geologia, 14: 5–37.
PESZAT Cz. 1997 — Petrografia i w³asnoœci surowcowe fluksoturbi-dytowych piaskowców glaukonitowych warstw kroœnieñskich rejonu Bóbrka–Polany. Biul. Inst. Geol., 376: 93–120.
PITTMAN E.D. 1979 — Relationship of porosity and permeabillity to various parameters. AAPG Bull., 76: 191–198.
SIKORA W. 1959 — Uwagi o stratygrafii i paleogeografii warstw kroœnieñskich na przedpolu Otrytu miêdzy Szewczenkiem a Polan¹. Kwart. Geol., 3: 569–582.
SUCH P. KOWALSKA-W£ODARCZYK M. & DAR£AK B. 1993 — Badania ciœnieñ kapilarnych piaskowców istebniañskich. Nafta-Gaz, 5: 135–145.
SUCH P. MALINOWSKA A. & LEŒNIAK G. 1998 — Historia diage-netyczna a w³asnoœci zbiornikowe piaskowców istebniañskich w rejo-nie Osobnicy. Mat. Konf. Dzieñ dzisiejszy przemys³u naftowego. 40-lecie Oddz. Gorlice SITPNiG, 20–27.05.
SUCH P. 2000 — Studium badañ przestrzeni porowej ska³ dla potrzeb geologii naftowej. Pr. IGNiG, 104: 1–96.
SUCH P. 2002 — Wykorzystanie porozymetrii rtêciowej w analizie przestrzeni porowej ska³ zbiornikowych. Pr. IGNiG, 113: 1–84. TOKARSKI A. 1947 — Ramowa tektonika fa³dów jasielskich. Mat. Fizjogr. Kraju, 7: 1–13.
UNRUG R. 1968 — Kordyliera œl¹ska jako obszar Ÿród³owy materia³u klastycznego piaskowców fliszowych Beskidu Œl¹skiego i Beskidu Wysokiego (polskie Karpaty Zachodnie). Rocz. Pol. Tow. Geol., 38: 81–164.
VAVRA CH.L., KALDI J.G. & SNEIDER R.M. 1992 — Geological applications of capillary pressure: A Review. AAPG Bull., 76: 840–850.
WASHBURN R.N. 1921 — Note on the method of determining the distribution of pore sine in a porous material. Proceedings of National Academy of Science, 7: 115–116.
WDOWIARZ S. 1960 — Ropa naftowa i gaz ziemny na tle geologii Karpat. Wyd. Geol.
WENDORFF M. 1986 — Excursion No. B-7. 3. Facies relationships in the Krosno Beds in the eastern part of the Silesian tectonic unit: an outline of qualitative and quantitative analysis. [W:] 7th
European Regional Meeting Kraków — Poland. Excursion Guidebook. A.K.Teis-seyre (ed.). Ossolineum, Wroc³aw: 121–125.
