Zmienność parametrów petrofizycznych subfacji dolomitu głównego zachodniej strefy półwyspu Grotowa w świetle badań porozymetrycznych

• Autorzy: Semyrka R. , Semyrka G. , Zych I.

Warianty tytułu

EN

Variability of petrophysical parameters of subfacies in the Main Dolomite strata of the western Grotów Peninsula area in the light of porosimetric measurements

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W obrębie analizowanego obszaru w strefie bariery węglanowej utwory dolomitu głównego wykształcone w subfacji bandstonów prezentują typ skały zbiornikowej o charakterze porowym w klasie bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu oraz bardzo niskiej dla ropy. W obrębie strefy równi platformowej dolomit główny tej subfacji ma charakter skały zbiornikowej typu porowego niskiej i średniej klasy pojemnościowej dla gazu i niskiej dla ropy. Subfacja utworów mułozwięzłych dolomitu głównego w strefie podnóża platformy węglanowej reprezentuje typ skały zbiornikowej o niskiej, sporadycznie średniej pojemności dla gazu i bardzo niskiej oraz niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykształceniu przestrzeni zbiornikowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrębie strefy bariery węglanowej: wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikują ją do skał zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu oraz bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym. Subfacja utworów ziarnozwięzłych w obszarze strefy podnóża platformy węlanowej charakteryzuje się średnią i wysoką pojemnością zarówno w odniesieniu do gazu, jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szczelinowo-porowej. W strefie bariery węglanowej cechy te są bardzo zróżnicowane, od pojemności niskiej do wysokiej w przypadku gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej - ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit główny reprezentuje głównie porowy charakter przestrzeni zbiornikowej, w klasie średniej pojemności dla gazu i niskiej dla ropy.

EN

The microfacial analysis, together with detailed sedimentological analysis, enabled the authors to distinguish 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 paramaters. The analysis is based on 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 represent also an important solution.

Słowa kluczowe

PL

dolomit główny; subfacje; porozymetria; parametry petrofizyczne

EN

Main Dolomite; subfacies; porosimetry; petrophysical parameters

• Wydawca: Wydawnictwa AGH
• Czasopismo: Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie
• Rocznik: 2008
• Tom: T. 34, z. 3
• Strony: 445--468
• Opis fizyczny: Bibliogr. 32 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Semyrka R.

• Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Srodowiska; al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

autor

Semyrka G.

• Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Srodowiska; al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

autor

Zych I.

• Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Srodowiska; al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

Bibliografia

• Bachleda-Curuś T. & Semyrka R., 1997. Zastosowanie analizy porozymetrycznej dla oceny przestrzeni porowej skał w profilach utworów karbonu dolnego i kambru środkowego północno-zachodniej Polski. Zeszyty Naukowe AGH, Geologia, 23, 2, 155-187.
• Burzewski W., Semyrka R. & Słupczyński K., 2001. Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Polish Journal of Mineral Resources, Geosynoptics GEOS, Kraków, 185-191.
• Czekański E., Dziadkiewicz M. & Jankowski K., 2002. Potencjał wydobywczy w dolomicie głównym. Mat. Konf. Nauk.-Techn. „Basen Permski Niżu Polskiego. Dolomit Główny. Budowa i Potencjał zasobowy ", Piła 2002, 41-51.
• Darłak B., 1997. Badania przestrzeni porowej w skałach dolomitu głównego. Nafta - Gaz, 2, 45-50.
• Depowski R., Peryt T.M. & Wagner R., 1978. Sedymentacja i paleogeografia dolomitu głównego a jego ropo- i gazonośność. Przegląd Geologiczny, 26, 3, 141-146.
• Gąsiewicz A., Wichrowska M. & Darłak B., 1998. Sedymentacja i diageneza a właściwości zbiornikowe utworów dolomitu głównego (Ca2) w polskim basenie cechsztyńskim. W: Narkiewicz M., Analiza basenów sedymentacyjnych Niżu Polskiego, Prace PIG, 165, 195-203.
• Górski M. & Trela M., 1997. Układ geometryczny i ocena właściwości serii zbiornikowej złoża BMB — największego złoża ropy naftowej w Polsce — na podstawie zdjęcia sejsmicznego 3D. Przegląd Geologiczny, 45, 7, 685-692.
• Górski M. et al., 1999. Wydzielanie pułapek węglowodorów w utworach poziomu dolomitu głównego poprzez rozpoznanie zmian litofacjalnych i strukturalnych na podstawie zintegrowanej interpretacji sejsmiki 3D i danych otworowych w rejonie Gorzowa. Przegląd Geologiczny, 47, 12, 1080-1095.
• Jaworowski K. & Mikołajewski Z., 2007. Oil-ang gas Bering sediments of the Main Dolomite (ca2) in the Międzychód region: a depositional model and the problem of the boundry between the second and third depositional sequences in the Polish Zechstein Basin. Przegląd Geologiczny, 55, 1017-1024.
• Knieszner L. & Poleszak E., 1997. Określenie przebiegu bariery węglanowej dolomitu głównego cechsztynu w środkowej części Pomorza na podstawie danych sejsmicznych i wiertniczych. Nafta — Gaz, 9, 388-399.
• Kotarba M. (red.), 2000. Bilans węglowodorowy utworów dolomitu głównego basenu permskiego Polski. Archiwum ZSE AGH, Kraków.
• Kotarba M., Kosakowski P., Kowalski A. & Więcław D. 1998. Wstępna charakterystyka geochemiczna substancji organicznej i potencjału węglowodorowego w utworach dolomitu głównego Niżu Polskiego. W: Narkiewicz M., Analiza basenów sedymentacyjnych Niżu Polskiego, Prace PIG, 165, 227-234.
• Kotarba M. & Wagner R, 2007. Generation potential of the Zechstein Main Dolomite (Ca2) carbonates in the Gorzów Wielkopolski-Międzychód-Lubiatów area: geological and geochemical approach to microbial-alg source rock. Przegląd Geologiczny, 55, 1025-1037.
• Kuśmierek J. & Semyrka R., 2003. Zmienność cech zbiornikowych przestrzeni porowo-szczelinowej piaskowców karpackich i ich kwalifikacja naftowa. Przegląd Geologiczny, 51, 9, 732-743.
• Mikołajewski Z. & Wróbel M., 2005. Petrografia i diageneza utworów cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) w rejonie złoża ropy naftowej Lubiatów (zachodnia Polska). Przegląd Geologiczny, 53, 4, 335-336.
• Perrodon A., 1980. Geodynamique petroliere. Elf-Aquitane, Paris, 1-375.
• Pikulski L., 1998. Sedymentacja oraz rozwój litofacjalny utworów dolomitu głównego w rejonie złoża BMB, zachodnia Polska. Przegląd Geologiczny, 46, 5, 426-435.
• Semyrka R., 1985. Uwarunkowania roponośności dolomitu głównego na obszarze Pomorza Zachodniego. Prace Geologiczne PAN, 129, 5-113.
• Słupczyński K., Semyrka R. & Bobula E., 2001. Analiza geometrii porowej przestrzeni filtracyjnej. Polish Journal of Mineral Resources, Geosynoptics GEOS, Kraków, 191-196.
• Such P., 2002. Wykorzystanie porozymetrii rtęciowej w analizie przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, 113, 1-84.
• Such P., 2005. Określenie systemu transportu w złożu Lubiatów i Sowia Góra i przygotowanie danych do symulacji złożowej. Archiwum Ośrodka Północ w Pile, Instytut Nafty i Gazu w Krakowie.
• Such P., Leśniak G., Darłak B., Włodarczyk M., Kyś M., 2002-2005. Specjalistyczne badania serwisowe rdzeni i płynów złożowych pobranych z warstwy dolomitu głównego wraz z interpretacją wyników dla otworów: Grotów-1, Grotów-2, Lubiatów-1, Lubiatów-2, Lubiatów-4, Międrychód-4, Międzychód-5, Międrychód-6, Sieraków-1, Sowia Góra-1, Sowia Góra-2k, Sowia Góra-4 — Petrofizvka. Archiwum Ośrodka Północ w Pile, Instytut Nafty i Gazu w Krakowie.
• Wagner R., 1994. Stratygrafia i rozwój basenu cechsztyńskiego na Niżu Polskim. Prace PIG, 146, 1-71
• Wagner R. & Peryt T.M., 1997. Possibility of sequence stratigraphic subdivision of the Zechstein in the Polish Basin. Kwartalnik Geologiczny, 41, 4, 457-474.
• Wagner R., 1998. Paleogeografia cechsztynu. W: Dadlez R., Marek S., Poborski J. (red), Atlas paleogeograficzny epikontynentalnego permu i mezozoiku w Polsce 1:2 500 000, tabl. 5-9, PIG, Warszawa.
• Wagner R. & Peryt T.M., 1998. O możliwości podziału cechsztynu na sekwencje stratygraficzne w basenie polskim. W: Narkiewicz M., Analiza basenów sedymentacyjnych Niżu Polskiego, Prace PIG, 165, 129-146.
• Wagner R. & Kotarba M. (red.), 2004. Algowe skały macierzyste dolomitu głównego i ich potencjał węglowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Gorzowa — Międzychodu. Zakład Geologii Regionalnej i Naftowej PIG, Warszawa.
• 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.
• Vavra CH.L., Kaldi J.G. & Sneider R.M., 1992. Geological applications of capillary pressure: A Review. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 76, 840-850.
• Wolnowski T., 2002. Perspektywy poszukiwań węglowodorów w Polsce północno-zachodniej w świetle pilskich doświadczeń. Nafta — Gaz, 1, 11-20.
• Wolnowski T., 2003. Prognoza zasobności dolomitu głównego w basenie permskim Niżu Polskiego w świetle nowych technik poszukiwawczych. Nafta — Gaz, 11, 536-546.
• Wolnowski T.,2004. Wyniki badań poszukiwawczych w rejonie Międzychodu. Nafta-Gaz, 7/8, 329-333.