Tom 29 2013 Zeszyt 3
DOI 10.2478/gospo-2013-0034
ROMAN SEMYRKA*
Jakoœciowa i iloœciowa charakterystyka petrofizyczna
subfacji dolomitu g³ównego w strefach paleogeograficznych
Wprowadzenie
Utwory dolomitu g³ównego stanowi¹ zasadnicz¹ formacjê roponoœn¹ i drug¹ wa¿n¹ formacjê gazonoœn¹ Ni¿u Polskiego. Powsta³y one w solonoœnym basenie ewaporatowym cechsztynu tworz¹c rafopodobn¹ barierê, otaczaj¹c¹ basen œrodkowoeuropejski. Warunki sedymentacji i zwi¹zana z tym zmiennoœæ facjalna wp³ywa³y, w sposób zasadniczy, na w³aœciwoœci zbiornikowe dolomitu g³ównego, determinuj¹ce migracjê i akumulacjê wêglo-wodorów. Zró¿nicowany litologiczno-facjalnie i mi¹¿szoœciowo, ropo- i gazonoœny poziom dolomitu g³ównego charakteryzuje siê z³o¿onym uk³adem pojemnoœciowo-filtracyjnym.
Wiele prawide³ odnoœnie lokalizacji z³ó¿ ropy naftowej i kondensatowego gazu ziem-nego zosta³o dotychczas ju¿ stwierdzonych i rozpoznanych. Dotycz¹ one rozwoju paleo-geograficznego i paleotektonicznego dolomitu g³ównego oraz rozk³adu facji, spe³niaj¹cych warunki systemu naftowego w wymiarze jakoœciowym i iloœciowym, w tym równie¿ udzia³u ska³ macierzystych, zbiornikowych i uszczelniaj¹cych wkomponowanych w uk³ad struktu-ralny poziomu roponoœnego (Depowski i in. 1978; Knieszner, Poleszak 1997; Semyrka 1985, 1998), oraz zagadnienia generowania i migracji œródformacyjnej wêglowodorów (Kotarba i in. 1992, 1998; Kotarba 2000; Wagner, Kotarba, red. 2004).
Pomimo istnienia licznych standardowych oznaczeñ parametrów petrofizycznych, w dal-szym ci¹gu nie jest znana charakterystyka rozk³adu geometrii przestrzeni porowej na tle rozwoju litofacjalnego dolomitu g³ównego, a w konsekwencji równie¿, charakterystyka
* Dr in¿., AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydzia³ Geologii, Geofizyki i Ochrony Œrodowiska, Kraków; e-mail: semyrka@agh.edu.pl
jakoœciowa i pojemnoœciowa tego zbiornika naftowego o stwierdzonej akumulacji ropnej i gazowo-kondensatowej. Wielkoœæ z³ó¿ jest uwarunkowana, nie tylko objêtoœci¹ pu³apki z³o¿owej, ale przede wszystkim pojemnoœci¹ efektywn¹ przestrzeni porowej. Dlatego te¿, dok³adne rozpoznanie i zbadanie metodami analitycznymi rozk³adu w³aœciwoœci petro-fizycznych w odniesieniu do poziomego rozk³adu subfacji dolomitu g³ównego oraz ich cha-rakterystyki w pionowym profilu, z odniesieniem do rozpoznanych akumulacjami wêglowo-dorowych, jest podstaw¹ argumentacji w typowaniu prognostycznych stref akumulacji.
W podjêtej analizie cech zbiornikowych dolomitu g³ównego badania sedymentolo-giczno-petrograficzne da³y podstawê do szczegó³owej interpretacji œrodowiska depozycji w obrêbie analizowanej czêœci basenu dolomitu g³ównego. Szczególne znaczenie maj¹ wyniki badañ porozymetrycznych, które wp³ynê³y na ocenê parametrów granicznych dla potencjalnej migracji ropy naftowej i gazu ziemnego w stosunku do typu i rozk³adu ge-ometrii przestrzeni porowej na drodze do akumulacji z³o¿owej.
Po³¹czenie analizy mikrofacjalnej ze szczegó³ow¹ analiz¹ sedymentologiczn¹ pozwoli³o na precyzyjn¹ interpretacjê œrodowisk depozycji w obrêbie analizowanej czêœci basenu dolomitu g³ównego. Badaniami objêto profile z ró¿nych stref paleogeograficznych – od strefy pogranicza stoku z zatokow¹ równi¹ basenow¹, a¿ do strefy szeroko pojêtej platformy wêglanowej (bariera i równia platformowa). W strefie bariery wyodrêbniono dodatkowo jej zewnêtrzny i wewnêtrzny stok, natomiast w obrêbie równi platformowej strefy o wysokiej i niskiej energii sedymentacji. Przetworzone w ten sposób profile obejmuj¹ zarówno mi¹¿-szoœciowe jak i litologiczno-facjalne zró¿nicowane sekwencje utworów dolomitu g³ównego w analizowanych strefach paleogeograficznych platformy wêglanowej.
1. Strefa basenowa i podnó¿a platformy wêglanowej
Profile dolomitu g³ównego wystêpuj¹ce w rejonie Lubiatowa, Sowiej Góry, Gnuszyna, Kaczlina, Leszczyn, Mokrzca i Pniew umiejscowione s¹ na pograniczu stoku platformy wêglanowej z zatokow¹ równi¹ basenow¹ i sk³adaj¹ siê z basenowych i sk³onowych mu³ów wêglanowych oraz zró¿nicowanej mi¹¿szoœci, redeponowanych utworów frakcji piasz-czystej i ¿wirowej (Jaworowski, Miko³ajewski 2007; S³owakiewicz, Miko³ajewski 2009) (rys. 4). Geneza sekwencji litologicznych profili wi¹¿e siê z rozwojem platformy wêg-lanowej niskiego stanu morza, umiejscowionej poni¿ej „w³aœciwej” platformy, zwi¹zanej z wysokim stanem morza (Zdanowski 2003, 2004). Profile dolomitu g³ównego w analizo-wanym rejonie charakteryzuj¹ siê zbli¿onym typem wykszta³cenia osadów. Wystêpuj¹ce w nich osady, to g³ównie sublitoralne, wêglanowe mu³y i mu³y piaszczyste (rytmity) oraz redeponowane piaski i ¿wiry wêglanowe, powsta³e poni¿ej podstawy falowania w wyniku dzia³alnoœci pr¹dów trakcyjnych (rytmity piaszczyste), pr¹dów zawiesinowych (turbidyty) i sp³ywów grawitacyjnych (debryty i osuwiska). Wk³adki flotstonów, z³o¿onych z frag-mentów ska³ mu³owych, by³y deponowane poni¿ej podstawy falowania w wyniku sp³ywów grawitacyjnych o charakterze debrytów (Jaworowski 2004). Obserwacje mikroskopowe
pozwoli³y na wydzielenie wielu odmian mikrofacjalnych, wœród których wyró¿niono m.in. madstony, wakstony/pakstony peloidowe z bioklastami, pakstony onkoidowo-ooidowo--intraklastowe, flotstony intraklastowe oraz laminowane struktury biosedymentacyjne (bio-laminoidy powsta³e w wyniku ewidentnej dzia³alnoœci mikroorganizmów cjanobakteryj-nych, byæ mo¿e tak¿e glonowych (Wichrowska 2004). Pewne partie profili zbudowane s¹ z utworów ziarnistych, w których procesy diagenetyczne przyczyni³y siê do prawie ca³-kowitego zatarcia pierwotnych cech strukturalno-teksturalnych. Procesy te przyczyni³y siê tak¿e do powstania zarówno znacznej porowatoœci moldycznej jak i miêdzykrystalicznej oraz porowatoœci wtórnej (Kwolek, Miko³ajewski 2010). Jedyny profil dolomitu g³ównego, pochodz¹cy ze strefy basenowej (Gorzów Wlkp.-2), zbudowany jest w przewadze z subli-toralnych mu³ów wêglanowych o charakterze rytmitów. W strefie tej stwierdzono tak¿e œlady bioturbacji o charakterze twardego dna. Profile litologiczne w strefie podnó¿a platform i mikroplatform wêglanowych charakteryzuj¹ siê czêsto zbli¿onym wykszta³ceniem osadów. Wystêpuj¹ce w nich osady to g³ównie mu³y wêglanowe o charakterze rytmitów oraz piaski i ¿wiry wêglanowe (Kwolek, Miko³ajewski 2010).
2. Strefa bariery wêglanowej
Profile dolomitu g³ównego rozpoznane w rejonie Miêdzychodu, Chrzypska, Dzier¿owa, Pniew i Sierakowa zwi¹zane s¹ z fragmentem przykrawêdziowej bariery oolitowej, obej-muj¹cej zachodni¹ czêœæ pó³wyspu Grotowa. Transgresja morza cechsztyñskiego natrafi³a w tej czêœci platformy na niezbyt urozmaicon¹ morfologicznie powierzchniê, która jednak¿e w znaczny sposób determinowa³a wykszta³cenie utworów wêglanowych cyklotemów PZ1 i PZ2. Szczegó³owa analiza tych osadów wykaza³a, ¿e w omawianym rejonie mamy do czynienia ze znacznym niekiedy zró¿nicowaniem mikrofacjalnym, bêd¹cym efektem ró¿nic batymetrycznych (Jaworowski; Miko³ajewski 2007). Ró¿nice te powodowa³y zmiany re-¿imów sedymentacyjnych ze zró¿nicowaniem aktywnoœci hydrodynamicznej i przyczyni³y siê do powstania w obrêbie bariery piasków wêglanowych oraz stref sedymentacji wysoko-i nwysoko-iskoenergetycznej (Jaworowskwysoko-i 2004). Strefy wysokoenergetyczne zwwysoko-i¹zane by³y z lokal-nymi kulminacjami, na których rozwija³y siê p³ycizny oolitowe. Strefy niskoenergetyczne powstawa³y na zapleczu barier i p³ycizn oraz w wewn¹trzbarierowych obni¿eniach.
Po³¹czenie analizy mikrofacjalnej ze szczegó³ow¹ analiz¹ sedymentologiczn¹ pozwoli³o na odtworzenie œrodowisk depozycji wêglanowej (Jaworowski, Miko³ajewski 2007). Obser-wacje te pozwoli³y na wydzielenie wielu odmian mikrofacjalnych. Wyró¿niono m.in. waks-tony peloidowe i peloidowo-bioklastyczne, pakswaks-tony i greinswaks-tony onkoidowo-ooidowe, pizoidowe, intraklastowe i intraklastowo-bioklastyczne, bandstony (laminoidy algowe, stro-matolity) oraz flotstony i rudstony intraklastowe. Profile litologiczne dolomitu g³ównego w odwiertach zlokalizowanych w niewielkiej odleg³oœci od siebie, cechuj¹ siê zró¿nico-wanym wykszta³ceniem osadów i mi¹¿szoœci¹ warstw. To zró¿nicowanie wskazuje na odmienny typ depozycji w zró¿nicowanych subœrodowiskach platformy wêglanowej.
3. Strefa równi platformowej
Profile dolomitu g³ównego stwierdzone w rejonie Grotowa, Ciecierzyc, Krobielewka, Santoka i Sierakowa zwi¹zane s¹ z fragmentem równi platformowej, obejmuj¹cej wschodni¹ czêœæ platformy Gorzowa, mikroplatformê Krobielewka oraz zachodni¹ czêœæ pó³wyspu Grotowa. W tym obszarze profile wierceñ wykazuj¹ zarówno mi¹¿szoœciowe jak i litolo-giczno-facjalne zró¿nicowanie utworów dolomitu. Analiza rdzeni, poparta szczegó³owymi obserwacjami mikroskopowymi, pozwoli³a na wyró¿nienie szerokiego spektrum wydzieleñ mikrofacjalnych, reprezentowanych przez: bandstony, madstony, wakstony, pakstony, grein-stony, flotstony – zbudowane w ró¿nych proporcjach z ooidów, onkoidów, intraklastów, peloidów i bioklastów. Utwory mikrobialne tworz¹ zarówno budowle (trombolity), maty jak i cienkie biolaminy stabilizuj¹ce osad wêglanowy. Taka ró¿norodnoœæ osadów œwiadczy o zmiennych warunkach sedymentacji w obrêbie ró¿nych subœrodowisk depozycji wêgla-nowej panuj¹cych na obszarze pó³nocnej czêœci pó³wyspu Grotowa (Jaworowski 2004; Jaworowski, Miko³ajewski 2007).
4. Charakterystyka jakoœciowa i iloœciowa utworów dolomitu g³ównego
Na podstawie wyników badañ porozymetrycznych przedstawiono charakterystykê pa-rametrów petrofizycznych dolomitu g³ównego w zakresie: kwalifikacji pojemnoœciowej ca³ej populacji prób dolomitu g³ównego, oceny parametrów petrofizycznych dolomitu g³ów-nego w obrêbie poszczególnych stref paleogeograficznych oraz oceny parametrów pe-trofizycznych dolomitu g³ównego dla wydzielonych subfacji.
O kwalifikacji naftowej dolomitu g³ównego w skali wszystkich subfacji analizowanego obszaru decyduje rozk³ad porowatoœci efektywnej i dynamicznej dla gazu i ropy.
Porowatoœæ efektywna rozk³ada siê tu w sposób zrównowa¿ony i w poszczególnych klasach pojemnoœciowych przedstawia siê nastêpuj¹co (rys. 1):
— 12% w klasie bardzo niskiej pojemnoœci, — 24% w klasie niskiej pojemnoœci, — 32% w klasie œredniej pojemnoœci, — 15% w klasie wysokiej pojemnoœci, — 17% w klasie bardzo wysokiej pojemnoœci.
Zbli¿ony do porowatoœci efektywnej ska³ jest rozk³ad klas pojemnoœci w przedziale porowatoœci dynamicznej dla gazu. Wynosi on:
— 18% w klasie bardzo niskiej pojemnoœci, — 22% w klasie niskiej pojemnoœci, — 32% w klasie œredniej pojemnoœci, — 12% w klasie wysokiej pojemnoœci, — 16% w klasie bardzo wysokiej pojemnoœci.
W porównaniu do rozk³adu porowatoœci efektywnej i dynamicznej dla gazu, wystêpuje zró¿nicowany rozk³ad poszczególnych klas pojemnoœciowych w odniesieniu do porowatoœci dynamicznej dla ropy. Przedstawia siê nastêpuj¹co:
— 43% w klasie bardzo niskiej pojemnoœci, — 23% w klasie niskiej pojemnoœci, — 19% w klasie œredniej pojemnoœci, — 7% w klasie wysokiej pojemnoœci, — 8% w klasie bardzo wysokiej pojemnoœci.
Strefa równi platformowej dolomitu g³ównego reprezentowana jest w profilach wierceñ obszaru Ciecierzyc, Grotowa, Santoka i Sierakowa. Œrednie wartoœci gêstoœci szkieleto-wej dolomitu g³ównego w obrêbie tej subfacji, wyliczone na podstawie 166 prób wynosz¹ rs= 2,76 g/cm3, a gêstoœci objêtoœciowejro= 2,38 g/cm3. Porowatoœæ efektywna ketych
utworów to 13,94%, przy wielkoœci œredniej kapilaryF = 0,49 µm i powierzchni w³aœciwej
S = 0,61 m2/g.
Przedstawione parametry petrofizyczne, przy udziale 91,28% por o œrednicy powy¿ej 0,1 µm i 40,5% wiêkszej od 1 µm decyduj¹ o wielkoœci porowatoœci dynamicznej dla gazu
kdgna poziomie 13,82% i porowatoœci dynamicznej dla ropy kdr= 7,05% (tab. 1).
Profile odwiertów w obszarze Dzier¿owa i Miêdzychodu usytuowane s¹ w obrêbie
bariery wêglanowej (rys. 4, tab. 1). Wyniki 114 prób rdzeniowych dolomitu g³ównego
w tej strefie wykazuj¹, ¿e œrednia gêstoœæ szkieletowa wynosirs= 2,79 g/cm3, a
objêtoœ-ciowaro= 2,41 g/cm3. Przeciêtna œrednica kapilaryF = 0,54 µm, powierzchnia w³aœciwa
S = 0,70 m2/g, œrednica progowaF = 13,55 µm decyduj¹ o wielkoœci porowatoœci efektywnej
ke =13,97. Udzia³ porów o œrednicy powy¿ej 0,1 µm (85,64% ) i udzia³ porów > 1 µm
(43,8%) decyduj¹ o porowatoœci dynamicznej dla gazu kdg= 13,34% i dla ropy kdr= 7,14%.
Wyniki badañ porozymetrycznych w obszarze bariery wêglanowej wykazuj¹ wyraŸ-n¹ dwudzielnoœæ regionalwyraŸ-n¹ (tab. 1). Zdecydowanie wy¿sze parametry petrofizyczne dolo-mitu g³ównego zwi¹zane s¹ ze stref¹ Dzier¿owa, gdzie wartoœci porowatoœci efektywnej, dynamicznej dla gazu i ropy wynosz¹ odpowiednio ke= 17,72%, kdg= 17,09% i 11,74%. W obszarze Miêdzychodu parametry te s¹ wyraŸnie ni¿sze i wynosz¹ ke = 11,06%,
kdg= 10,13% i kdr = 4,07%.
Parametry petrofizyczne dolomitu g³ównego w strefie podnó¿a platformy wêglanowej, oznaczone dla populacji 263 prób, wykazuj¹, ¿e ich œrednia gêstoœæ szkieletowa wynosi rs= 2,74 g/cm3, a objêtoœciowaro= 2,40 g/cm3, œrednia kapilaraF = 1,78 µm, powierzchnia
w³aœciwa S = 0,40 m2/g. Te wielkoœci w powi¹zaniu z 66,3% udzia³em por > 0,1 µm
i 62,3% > 1 µm decyduj¹ o wielkoœciach porowatoœci efektywnej kena poziomie 13,35%,
dynamicznej dla gazu kdg =12,8% i dynamicznej dla ropy kdr= 9,88% (tab. 1).
Badaniom porozymetrycznym poddano 543 prób rdzeniowych, z których 25 reprezentuje subfacjê bandstonów, 111 utworów mu³ozwiêz³ych i 407 ziarnozwiêz³ych.
Bandstony charakteryzuj¹ siê podwy¿szon¹ gêstoœci¹ szkieletow¹rs= 2,79 g/cm3i
ob-ni¿on¹ gêstoœci¹ objêtoœciow¹ 2,47 g/cm3, co poœrednio dowodzi wysokiej porowatoœci
TABELA 1 Z estawienie w y n ików badañ p or ozy m etr y czn y ch dolom itu g³ównego w p ro filach wier ceñ TABLE 1 Porosim etric m easurem ents results of Main Dolom ite in borehole p rof iles Nazwa o tworu Liczba próbek rs ro Ke F S F nK dg nK dr gêstoœæ szkieletowa [g/ cm 3] gêstoœæ objêtoœciowa [g/ cm 3] por o watoœæ ef ektywna [%] œrednia kapilar a [µm ] powier zchnia w³aœciwa [m 2/g] œr ednica pr ogowa [µm ] por y >0 ,1 µ m [%] por o watoœæ dy nam iczna dla g azu [%] por y >1 ,0 µ m [%] por owatoœæ dynam iczna dla ropy [%] Stref a ró wn i p latf o rm o wej Ciecier zy ce-1K 9 2 ,7 5 2 ,1 9 20, 15 0, 65 0, 65 7, 56 97, 33 19, 66 58, 44 12, 6 8 Grotów-1 33 2, 77 2, 36 14, 91 1, 02 0, 37 3, 69 94, 45 14, 67 53, 18 Grotów-2 40 2, 76 2, 42 12, 77 0, 46 0, 57 2, 23 91, 90 11, 95 23, 83 3, 93 Santok-1 2 8 2 ,7 3 2 ,5 4 8 ,4 9 0 ,3 1 0 ,8 0 4 ,5 6 82, 25 8, 02 29, 44 3, 97 Sieraków-1 56 2, 79 2, 41 13, 37 0, 35 0, 55 2, 56 90, 46 12, 83 37, 39 5, 54 Stref a bariery w êglanowej Dzier ¿ów-1 K 1 7 2 ,7 9 2 ,3 6 15, 29 0, 53 0, 61 27, 86 91, 47 14, 39 53, 12 8, 88 Dzier ¿ów-1 K b is 16 2, 77 2, 20 21, 54 0, 80 0, 53 30, 83 95, 81 19, 78 68, 06 14, 6 0 Miêdzychód-4 37 2, 78 2, 36 14, 98 0, 52 0, 69 3, 44 81, 22 14, 15 33, 41 6, 08 Miêdzychód-5 27 2, 78 2, 51 9, 78 0, 30 0, 64 2, 21 90, 30 9, 16 17, 26 1, 50 Miêdzychód-6 17 2, 84 2, 60 8, 41 11, 15 1, 03 0, 77 69, 41 7, 08 19, 47 0, 70 Str efa podnó¿a p latfor m y wêglanowej L ubiatów-1 45 2, 70 2, 26 16, 90 2, 07 0, 23 12, 05 99, 56 16, 81 84, 58 14, 7 2 L ubiatów-2 33 2, 74 2, 36 13, 83 2, 84 0, 30 10, 18 87, 00 13, 43 68, 70 12, 1 0 L ubiatów-4 40 2, 77 2, 49 9, 91 0, 53 0, 74 3, 43 83, 05 8, 89 47, 50 4, 64 Sowia G óra-1 56 2, 73 2, 49 8, 82 1, 00 0, 42 6, 67 90, 14 8, 27 58, 57 6, 11 Sowia G óra-2K 45 2, 76 2, 35 14, 94 1, 52 0, 53 14, 73 89, 40 14, 17 68, 33 11, 8 4 Sowia G ór a-4 4 4 2 ,7 6 2 ,4 2 12, 25 2, 69 0, 33 20, 72 90, 82 11, 64 70, 14 9, 89
TABELA 2 Z estawienie w y n ików badañ p or ozy m etr y czny ch d olom itu g³ównego dla w y d zielony ch subfacji TABLE 2 Porosim etic m easurem ents of Main Dolom ite subf acies Liczba próbek Litologia rs ro Ke F S F nK dg nK dr gêstoœæ szkieletowa [g/ cm 3] gêstoœæ objêtoœciowa [g/ cm 3] por owatoœæ ef ektywna [%] œr ednia kapilara [µm ] powierzchnia w³aœciwa [m 2/g] œrednica progowa [µm ] por y >0 ,1 µ m [%] por owatoœæ dynam iczna dla g azu [%] por y >1 ,0 µ m [%] por owatoœæ dy nam iczna dla ropy [%] 25 Bandstony 2, 79 2, 47 12, 0 9 0 ,4 9 0 ,6 2 9 ,6 7 85, 52 10, 80 42, 1 6 5 ,7 9 111 U twor y m u³ozwiêz³e 2 ,7 5 2 ,5 1 8 ,9 2 0 ,8 2 0 ,6 4 6 ,0 8 81, 89 7, 92 53, 0 9 5 ,6 7 407 U twor y ziar nozwiêz³e 2 ,7 6 2 ,3 7 1 4, 16 1, 65 0, 49 9, 43 93, 59 13, 64 50, 7 8 8 ,4 5
S = 0,62 m2/g, przy œrednicy progowej 9,67 µm. Udzia³ por o œrednicy powy¿ej 0,1 µm w iloœci 85,52% i 42,16% por o œrednicy > 1 µm, decyduje o wielkoœci porowatoœci dynamicznej dla gazu = 10,80% i 5,79% dla ropy (tab. 2).
Utwory mu³ozwiêz³e przy porowatoœci efektywnej 8,92% maj¹ œredni¹ gêstoœæ
szkie-letow¹rs= 2,75 g/cm3i objêtoœciow¹ 2,51 g/cm3. Œrednia kapilara tych utworów wynosi
0,82 µm, powierzchnia w³aœciwa 0,64 m2/g, a œrednica progowa 6,08 µm. Porowatoœæ
dynamiczna dla gazu, przy 81,89% udziale por o œrednicy powy¿ej 0,1 µm wynosi 7,92%, a porowatoœæ dynamiczna dla ropy 5,67%, przy 53,09% udziale por o œrednicy powy¿ej 1 µm (tab. 2).
Utwory ziarnozwiêz³e, przy podwy¿szonych parametrach petrofizycznych, cechuj¹ siê
gêstoœci¹ szkieletow¹ na poziomie rs= 2,76 g/cm3 i gêstoœci¹ objêtoœciow¹ 2,37 g/cm3.
Porowatoœæ efektywna tych utworów wynosi 14,16%, a œrednia kapilara, relatywnie wysoka to 1,65 µm. Œrednica progowa wynosi 9,43 µm, a powierzchnia w³aœciwa 0,49 m2/g. Udzia³y por o œrednicy > 0,1 µm 93,59% i 50,78% powy¿ej 1 µm stanowi¹ o porowatoœci dyna-micznej dla gazu = 13,64% i dynadyna-micznej dla ropy = 8,45%.
Przedstawione wartoœci porowatoœci efektywnej i dynamicznej dla gazu i ropy wskazuj¹ na utwory ziarnozwiêz³e jako najlepsze ska³y zbiornikowe w obrêbie utworów dolomitu g³ównego w analizowanym obszarze.
Przeprowadzona analiza porozymetryczna dolomitu g³ównego w poszczególnych pro-filach wierceñ sprowadza charakterystykê zbiornikow¹ poszczególnych jego mikrofacji do przedstawionych poni¿ej ustaleñ regionalnych.
Rys. 1. Histogram porowatoœci efektywnej w analizowanych profilach wierceñ oparty na pomiarach porozymetrem rtêciowym
Fig. 1. Effective porosity histogram from analysed drilling profiles based on mercury porosimetry measurements
Rys. 3. Histogram porowatoœci dynamicznej dla ropy w analizowanych profilach wierceñ oparty na pomiarach porozymetrem rtêciowym
Fig. 3. Dynamic porosity for oil histogram from analysed drilling profiles based on mercury porosimetry measurements
Rys. 2. Histogram porowatoœci dynamicznej dla gazu w analizowanych profilach wierceñ oparty na pomiarach porozymetrem rtêciowym
Fig. 2. Dynamic porosity for gas histogram from analysed drilling profiles based on mercury porosimetry measurements
W obszarze wêglanowej równi platformowej utwory subfacji bandstonów zlokali zowano w profilach odwietrów Grotów 1, Grotów 2 i Sieraków 1. S¹ to ska³y zbiornikowe o niskiej i œredniej pojemnoœci dla gazu i niskiej dla ropy, o porowym typie przestrzeni porowej. Utwory tej subfacji maj¹ nieco gorsze parametry utwory tej subfacji posiadaj¹ w rejonie Sierakowa, gdzie charakteryzuj¹ siê niskimi wskaŸnikami pojemnoœciowymi dla gazu i bardzo niskimi dla ropy, w porowym typie przestrzeni porowej (rys. 2).
Utwory subfacji mu³ozwiêz³ej stwierdzone w profilach otworów Santok 1 i Sieraków 1, to ska³y zbiornikowe o niskiej pojemnoœci dla gazu. W odniesieniu do ropy pojemnoœci zbiornikowe o porowym typie przestrzeni porowej s¹ niskie w profilach odwiertu Santok 1 i bardzo niskie w profilu Sierakowa 1 (rys. 3). Utwory subfacji ziarnozwiêz³ej, wystêpuj¹ce
Rys. 4. Krzywa rozk³adu œrednic porów utworów subfacji bandstonów w profilach otworów Fig. 4. Pore diameter distribution curve for bandstones subfacies in borehole profiles
w profilach wierceñ Grotów 1, Grotów 2, Sieraków 1, Santok 1, w obszarach Grotowa i Sierakowa charakteryzuj¹ siê œrednimi pojemnoœciami dla gazu i niskimi dla ropy, o po-rowym typie przestrzeni porowej. Nieco gorsze, bo w klasie niskiej dla gazu i ropy, równie¿ o porowym charakterze przestrzeni porowej to utwory subfacji ziarnistej w rejonie Santoka (rys. 4). Utwory subfacji bandstonów stwierdzono w obszarze bariery wêglanowej w pro-filach odwiertów Dzier¿ów 1k, Dzier¿ów 1k bis i Miêdzychód 4, 5, 6. W zale¿noœci od po³o¿enia w profilu litostratygraficznym wykazuj¹ znacz¹c¹ zmiennoœæ pojemnoœciow¹. W rejonie Dzier¿owa s¹ to ska³y zbiornikowe klasy œredniej i bardzo wysokiej dla gazu i od niskiej do bardzo wysokiej dla ropy, o porowym typie przestrzeni porowej. W obszarze Miêdzychodu utwory tej subfacji charakteryzuj¹ siê bardzo niskimi i niskimi pojemnoœciami
Rys. 5. Krzywa rozk³adu œrednic porów utworów subfacji mu³ozwiêz³ej w profilach otworów Fig. 5. Pore diameter distribution curve for mudstones and wackestones subfacies in borehole profiles
dla gazu i ropy, o porowym typie przestrzeni porowej (rys. 5). Utwory subfacji
mu³o-zwiêz³ej, zlokalizowane w profilach otworów Miêdzychód 4 i 6, reprezentuj¹ ska³y
zbiorni-kowe o bardzo niskiej i niskiej pojemnoœci zbiornizbiorni-kowej w porowym i porowo-szczelino-wym typie przestrzeni porowej. W tych samych profilach wierceñ wystêpuj¹ utwory
ziarnozwiêz³e. W rejonie Dzier¿owa tworz¹ one ska³y zbiornikowe na pograniczu niskiej,
œredniej i wysokiej pojemnoœci dla gazu, oraz œredniej dla ropy, w porowym i porowo--szczelinowym typie przestrzeni zbiornikowej (rys. 6).
W obszarze podnó¿a wêglanowej równi platformowej utwory bandstonów mo¿na zakwalifikowaæ do porowych ska³ zbiornikowych o niskiej pojemnoœci dla gazu i bardzo niskiej dla ropy w porowym typie przestrzeni filtracji.
Rys. 6. Krzywa rozk³adu œrednic porów utworów subfacji ziarnozwiêz³ej w profilach otworów Fig. 6. Pore diameter distribution curve for packstones, greinstones,
Parametry petrofizyczne utworów mu³ozwiêz³ych kwalifikuj¹ je do ska³ zbiornikowych w klasie niskiej pojemnoœci dla gazu i ropy. Analiza parametrów petrofizycznych mikrofacji utworów ziarnistych wykazuje, ¿e kwalifikuje siê ona do ska³ zbiornikowych œredniej, a tylko lokalnie wysokiej pojemnoœci dla gazu i niskiej, œredniej i wysokiej dla ropy, co przedstawia klasyczny jedno- i wielomodalny typ porowy przestrzeni zbiornikowej, z czêsto towarzysz¹cymi systemami mikroszczelin.
Podsumowanie
Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegó³ow¹ analiz¹ sedymentologiczn¹ umo¿liwi³y wydzielenie œrodowisk depozycyjnych dolomitu g³ównego w omawianym obszarze.
Profil dolomitu g³ównego cechuje siê zarówno mi¹¿szoœciowym jak i litologiczno--facjalnym zró¿nicowaniem stref: podnó¿a platformy wêglanowej, bariery i równi platfor-mowej. W ich obrêbie wyró¿niono trzy podstawowe subfacje utworów ziarnozwiêz³ych, mu³ozwiêz³ych i mikrobialnych (bandstonów), które charakteryzuj¹ siê zró¿nicowanymi parametrami petrofizycznymi.
Dla oceny parametrów petrofizycznych tych subfacji wykorzystano dostêpny zbiór danych porozymetrycznych, na podstawie których wykonano ocenê i kwalifikacjê naftow¹ dolomitu g³ównego. Wykonana ocena pozwoli³a na wskazanie typu przestrzeni porowej, z okreœleniem jej umownych klas pojemnoœciowych. W wyniku badañ stwierdzono, ¿e
bandstony mo¿na zakwalifikowaæ do porowych ska³ zbiornikowych niskiej i œredniej
pojemnoœci dla gazu oraz bardzo niskiej i niskiej pojemnoœci dla ropy w porowym typie przestrzeni filtracji. Parametry petrofizyczne utworów mu³ozwiêz³ych kwalifikuj¹ je do ska³ zbiornikowych w klasie niskiej pojemnoœci, lokalnie œredniej pojemnoœci dla gazu i ropy. Analiza parametrów petrofizycznych mikrofacji utworów ziarnozwiêz³ych wykazuje, ¿e kwalifikuje siê ona do ska³ zbiornikowych œredniej, lokalnie wysokiej pojemnoœci dla gazu i niskiej, lokalnie œredniej i wysokiej dla ropy o jedno- i wielomodalnym typie porowym przestrzeni zbiornikowej, z czêsto towarzysz¹cymi systemami szczelin.
Zgodnie z obserwacjami makroskopowymi, mikroskopowymi i wynikami badañ porozy-metrycznych mo¿na stwierdziæ, ¿e w ocenie dolomitu g³ównego w kategoriach ska³ zbior-nikowych podstawowym problemem jest stopieñ i charakter rozwoju systemów szczelin, tak powszechnych w jego obrêbie. W odniesieniu do dolomitu g³ównego w obrêbie analizo-wanego obszaru, dominuj¹c¹ rolê w porowatoœci szczelinowej odgrywaj¹ mikroszczeliny w przedziale 2–3% pojemnoœci.
LITERATURA
Burzewski i in. 2001 – B u r z e w s k i W., S e m y r k a R., S ³ u p c z y ñ s k i K., 2001 – Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej ska³ zbiornikowych. Polish Journal of Mineral Resources. Geosynoptics „GEOS”, Kraków.
C i e c h a n o w s k a M., Z a l e w s k a J., 2002 – Analiza zbiornikowych w³aœciwoœci ska³ przy wykorzystaniu zjawiska j¹drowego rezonansu magnetycznego NMR. Nafta-Gaz nr 1, s. 32–44.
Czekañski i in. 2010 – C z e k a ñ s k i E., K w o l e k K., M i k o ³ a j e w s k i Z., 2010 – Z³o¿a wêglowodorów w utworach cechsztyñskiego dolomitu g³ównego (Ca2) na bloku Gorzowa. Prz. Geol., 58, 695–703. D a r ³ a k B., 1997 – Badania przestrzeni porowej w ska³ach dolomitu g³ównego. Nafta-Gaz, nr 2, s. 45–50. D e p o w s k i R . , P e r y t T . M . , W a g n e r R., 1978 – Sedymentacja i paleogeografia dolomitu g³ównego a jego
ropo i gazonoœnoœæ. Przegl¹d Geologiczny nr 3.
G¹siewicz i in. 2998 – G ¹ s i e w i c z A., W i c h r o w s k a M., D a r ³ a k B., 1998 – Sedymentacja i diageneza a w³aœciwoœci zbiornikowe utworów dolomitu g³ównego (Ca2) w polskim basenie cechsztyñskim. [W:] Narkiewicz M. Analiza basenów sedymentacyjnych Ni¿u Polskiego. Prace PIG, tom 165.
G ó r s k i M., T r e l a M., 1997 – Uk³ad geometryczny i ocena w³aœciwoœci serii zbiornikowej z³o¿a BMB – najwiêkszego z³o¿a ropy naftowej w Polsce – na podstawie zdjêcia sejsmicznego 3D. Przegl¹d Geologiczny vol. 45, nr 7, s. 685–692.
J a w o r o w s k i K., 2004 – Charakterystyka sedymentologiczna osadów dolomitu g³ównego z g³ównych stref paleogeograficznych. [W:] Wagrer R., Kotarba M. (red.) 2004 – Algowe ska³y macierzyste dolomitu g³ównego i ich potencja³ wêglowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i ga-zu ziemnego w strefie Gorzowa – Miêdzychodu. Zak³ad Geologii Regionalnej i Naftowej PIG. Warszawa. J a w o r o w s k i K., M i k o £ a j e w s k i Z. 2007 — Oil- and gas sediments of the Main Dolomite (Ca2) in the
Miêdzychód region: a depositional model and the problem of the boundary between the second and third depositional sequences in the Polish Zechstein Basin. Przegl¹d Geologiczny 55, 12/1, 1017–1036. K n i e s z n e r L., P o l e s z a k E., 1997 – Okreœlenie przebiegu bariery wêglanowej dolomitu g³ównego cechsztynu
w œrodkowej czêœci Pomorza na podstawie danych sejsmicznych i wiertniczych. Nafta-Gaz, nr 9, s. 388–399. K o t a r b a M., i in., 1992 – Geneza gazu ziemnego akumulowanego w permsko-karboñskich pu³apkach
litolo-gicznych z³o¿a „Paproæ” w œwietle badañ izotopowych. Przegl¹d Geologiczny vol. 40, nr 4, s. 260–263. K o t a r b a M., i in., 1998 – Wstêpna charakterystyka geochemiczna substancji organicznej i potencja³u
wêg-lowodorowego w utworach dolomitu g³ównego Ni¿u Polskiego. [W:] Narkiewicz M., 1998 – Analiza basenów sedymentacyjnych Ni¿u Polskiego. Prace PIG, tom 165.
K o t a r b a M., 2000 – Bilans wêglowodorowy utworów dolomitu g³ównego basenu permskiego Polski. Praca pod red. M. Kotarby. Archiwum ZSE AGH Kraków.
K w o l e k K., M i k o ³ a j e w s k i Z., 2010 – Kryteria identyfikacji obiektów litofacjalnych jako potencjalnych pu³apek z³o¿owych w utworach dolomitu g³ównego (Ca2) u podnó¿a platform i mikroplatform wêglanowych w œrodkowo-zachodniej Polsce. Przegl¹d. Geologiczny 58, 426–435.
M i k o ³ a j e w s k i Z., W r ó b e l M., 2005 – Petrografia i diageneza utworów cechsztyñskiego dolomitu g³ównego (Ca2) w rejonie z³o¿a ropy naftowej Lubiatów (zachodnia Polska). Przeglêd Geologiczny t. 53, nr 4, 335–336.
S e m y r k a R., 1985 – Uwarunkowania roponoœnoœci dolomitu g³ównego na obszarze Pomorza Zachodniego. Prace geologiczne PAN Nr 129, Warszawa, s. 5–113.
S e m y r k a R., red, 2007 – Charakterystyka zmiennoœci parametrów petrofizycznych dolomitu g³ównego w re-jonie Miêdzychodu. Grant KBN. Warszawa.
Semyrka i in. 2008 – S e m y r k a R., S e m y r k a G., Z y c h I., 2008 – Zmiennoœæ parametrów petrofizycznych subfacji dolomitu g³ównego zachodniej strefy pó³wyspu Grotowa w œwietle badañ porozymetrycznych. Kwartalnik AGH, Geologia t. 34, z. 3, Kraków, 445–468.
Semyrka i in. 2001 – S e m y r k a R., S ³ u p c z y ñ s k i K., B o b u l a E., 2001. – Porowatoœæ a przepuszczalnoœæ. Spraw. Kom Nauk Geol. PAN. Kraków.
S e m y r k a i in., 2012 – Facjalno-strukturalne uwarunkowania akumulacji wêglowodorów dolomitu g³ównego (Ca2) w granicznej strefie platformy wêglanowej w obszarze Gorzów-Pniewy. Grant badawczy pod kier. R. Semyrki, Nr N N525 348538, NCN Kraków.
S ³ o w a k i e w i c z M., M i k o ³ a j e w s k i Z., 2009 – Sequence stratigraphy of the Upper Permian Zechstein Main Dolomite carbonates in western Poland: a new approach. Journal of Petroleum Geology, 32, 215–234.
S³upczyñski i in. 2001 – S ³ u p c z y ñ s k i K., S e m y r k a R., B o b u l a E., 2001 – Analiza geometrii porowej przestrzeni filtracyjnej. Polish Journal of Mineral Resources. Geosynoptics „GEOS”, Kraków.
S o w i ¿ d ¿ a ³ K., 2008 – Petrofizyczno-facjalny model 3D z³o¿a wêglowodorów na przyk³adzie z³o¿a Lubiatów. Prace INiG, nr 150, 1077–1082.
W a g n e r R., 1994 – Stratygrafia i rozwój basenu cechsztyñskiego na Ni¿u Polskim. Prace PIG, t. 146, s. 1–71. W a g n e r R., K o t a r b a M,. red. 2004 – Algowe ska³y macierzyste dolomitu g³ównego i ich potencja³
wêg-lowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Gorzowa–Miêdzychodu. Zak³ad Geologii Regionalnej i Naftowej PIG. Warszawa.
W i c h r o w s k a M., 2004 – Mikrostruktury cyjanobakterii i glonów. [W:] R. Wagner, M.J. Kotarba (red.), Algowe ska³y macierzyste dolomitu g³ównego i ich potencja³ wêglowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Gorzowa–Miêdzychodu. Cz. I. Charakterystyka ge-ologiczna. Arch. PGNiG, Warszawa.
W o l n o w s k i T., 2003 – Prognoza zasobnoœci dolomitu g³ównego w basenie permskim Ni¿u Polskiego w œwietle nowych technik poszukiwawczych. Nafta-Gaz, nr 11, s. 536–546.
W o l n o w s k i T., 2004 – Wyniki prac poszukiwawczych w rejonie Miêdzychodu. Nafta-Gaz nr 7/8, s. 329–333. Z d a n o w s k i P., 2003 – Lowstand fans and wedges of the Main Dolomite in the Gorzów Wielkopolski region
(Polish Zechstein Basin). 12th Bathurst Meeting International Conference of Carbonate Sedimentologists, 8–10 July, Durham.
Z d a n o w s k i P., 2004 – Stratygrafia sekwencji dolomitu g³ównego (cechsztynu) w rejonie gorzowskim ze szczególnym uwzglêdnieniem utworów LST. VIII National Meeting of Sedimentologists, Polish Sedi-mentological Conference, 21–24 June, Zakopane.
JAKOŒCIOWA I ILOŒCIOWA CHARAKTERYSTYKA PETROFIZYCZNA SUBFACJI DOLOMITU G£ÓWNEGO W STREFACH PALEOGEOGRAFICZNYCH
S ³ o w a k l u c z o w e Dolomit g³ówny, subfacje, porozymetria, parametry petrofizyczne
S t r e s z c z e n i e
Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegó³ow¹ analiz¹ sedymentologiczn¹ umo¿liwi³y wydzielenie na oma-wianym obszarze œrodowisk depozycyjnych dolomitu g³ównego oraz okreœlenie odrêbnych subfacji.
W obrêbie analizowanego obszaru w strefie bariery wêglanowej utwory dolomitu g³ównego, wykszta³cone w subfacji bandstonów, prezentuj¹ typ ska³y zbiornikowej o charakterze porowym w klasie bardzo niskiej, niskiej pojemnoœci dla gazu i bardzo niskiej dla ropy. W obrêbie strefy równi platformowej dolomit g³ówny tej subfacji ma charakter ska³y zbiornikowej typu porowego niskiej i œredniej klasy pojemnoœciowej dla gazu i niskiej dla ropy.
Subfacja utworów mu³ozwiêz³ych dolomitu g³ównego w strefie podnó¿a platformy wêglanowej reprezentuje typ ska³y zbiornikowej o niskiej, sporadycznie œredniej pojemnoœci dla gazu i bardzo niskiej i niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykszta³ceniu przestrzeni porowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrêbie strefy bariery wêglanowej, gdzie wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikuj¹ j¹ do ska³ zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemnoœci dla gazu i bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym.
Subfacja utworów ziarnozwiêz³ych, w obszarze strefy podnó¿a platformy wêglanowej charakteryzuje siê œredni¹ i wysok¹ pojemnoœci¹ zarówno dla gazu jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szcze-linowo-porowej.
W strefie bariery wêglanowej cechy te s¹ bardzo zró¿nicowane, od niskiej pojemnoœci do wysokiej dla gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej dla ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit g³ówny reprezentuje g³ównie porowy charakter przestrzeni porowej, w klasie œredniej pojemnoœci dla gazu i niskiej dla ropy.
QUANTITATIVE AND QUALITATIVE PETROPHYSICAL CHARACTERISTICS OF MAIN DOLOMITE SUBFACIES IN PLEOGEOGRAPHICAL ZONES
K e y w o r d s Main Dolomite, subfacies, porosimetry, petrophysical parameters
A b s t r a c t
This work focuses on analysis and characterization of petrophysical properties of the Main Dolomite strata in the study area, against the background of its paleogeographic and facial development. The microfacial analysis, together with detailed sedimentological analysis, made it possible to distinguish the depositional environments of the Main Dolomite succession in the study area. The Main Dolomite is characterized by diversity in thickness, lithology, and facial development of the following zones: foot of the carbonate platform, barrier, and platform plain. Three principal sub-facies were distinguished there grainstones, mudstones, and boundstones (the microbial sub-facies). These sub-facies reveal diversified petrophysical parameters. The analysis is based on the results of porosimetric measurements which enable assessment and qualification of this horizon from the point of view of its hydrocarbon reservoir capacity and pore space character. Principles of porous rock qualification in terms of hydrocarbon reservoirs include mainly assessment of effective and dynamic porosities for oil and gas, bulk and framework densities, and pore space geometry (distribution of predominating pore diameters and specific surface of the pore space). This assessment refers to the pore space in which processes of migration and accumulation of reservoir fluids occur. Statistical analysis of the petrophysical parameters revealed their relationships within the distinguished lithofacial zones, which also represent an important solution.
