Jakoœciowa i iloœciowa charakterystyka petrofizyczna subfacji dolomitu g³ównego w strefach paleogeograficznych

GOSPODARKA SUROWCAMI MINERALNYMI 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 wêglowodorów. 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 ziemnego zosta³o dotychczas ju stwierdzonych i rozpoznanych. Dotycz¹ one rozwoju paleogeograficznego 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 strukturalny 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 dalszym 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

100 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 petrofizycznych w odniesieniu do poziomego rozk³adu subfacji dolomitu g³ównego oraz ich charakterystyki w pionowym profilu, z odniesieniem do rozpoznanych akumulacjami wêglowodorowych, jest podstaw¹ argumentacji w typowaniu prognostycznych stref akumulacji. W podjêtej analizie cech zbiornikowych dolomitu g³ównego badania sedymentologiczno-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 geometrii 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 piaszczystej i wirowej (Jaworowski, Miko³ajewski 2007; S³owakiewicz, Miko³ajewski 2009) (rys. 4). Geneza sekwencji litologicznych profili wi¹ e siê z rozwojem platformy wêglanowej niskiego stanu morza, umiejscowionej poni ej w³aœciwej platformy, zwi¹zanej z wysokim stanem morza (Zdanowski 2003, 2004). Profile dolomitu g³ównego w analizowanym 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 fragmentów 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 (biolaminoidy powsta³e w wyniku ewidentnej dzia³alnoœci mikroorganizmów cjanobakteryjnych, byæ mo e tak e glonowych (Wichrowska 2004). Pewne partie profili zbudowane s¹ z utworów ziarnistych, w których procesy diagenetyczne przyczyni³y siê do prawie ca³kowitego 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 sublitoralnych 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). 101 2. Strefa bariery wêglanowej Profile dolomitu g³ównego rozpoznane w rejonie Miêdzychodu, Chrzypska, Dzier owa, Pniew i Sierakowa zwi¹zane s¹ z fragmentem przykrawêdziowej bariery oolitowej, obejmuj¹cej 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 wysokoi niskoenergetycznej (Jaworowski 2004). Strefy wysokoenergetyczne zwi¹zane by³y z lokalnymi 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). Obserwacje te pozwoli³y na wydzielenie wielu odmian mikrofacjalnych. Wyró niono m.in. wakstony peloidowe i peloidowo-bioklastyczne, pakstony i greinstony onkoidowo-ooidowe, pizoidowe, intraklastowe i intraklastowo-bioklastyczne, bandstony (laminoidy algowe, stromatolity) oraz flotstony i rudstony intraklastowe. Profile litologiczne dolomitu g³ównego w odwiertach zlokalizowanych w niewielkiej odleg³oœci od siebie, cechuj¹ siê zró nicowanym wykszta³ceniem osadów i mi¹ szoœci¹ warstw. To zró nicowanie wskazuje na odmienny typ depozycji w zró nicowanych subœrodowiskach platformy wêglanowej.

102 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 litologiczno-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, greinstony, 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 wêglanowej 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 parametrów petrofizycznych dolomitu g³ównego w zakresie: kwalifikacji pojemnoœciowej ca³ej populacji prób dolomitu g³ównego, oceny parametrów petrofizycznych dolomitu g³ównego w obrêbie poszczególnych stref paleogeograficznych oraz oceny parametrów petrofizycznych 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 szkieletowej dolomitu g³ównego w obrêbie tej subfacji, wyliczone na podstawie 166 prób wynosz¹ s =2,76g/cm 3, a gêstoœci objêtoœciowej o =2,38g/cm 3. Porowatoœæ efektywna k e tych utworów to 13,94%, przy wielkoœci œredniej kapilary = 0,49 µm i powierzchni w³aœciwej S =0,61m 2 /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 k dg na poziomie 13,82% i porowatoœci dynamicznej dla ropy k dr = 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 wynosi s =2,79g/cm 3, a objêtoœciowa o =2,41g/cm 3. Przeciêtna œrednica kapilary = 0,54 µm, powierzchnia w³aœciwa S =0,70m 2 /g, œrednica progowa = 13,55 µm decyduj¹ o wielkoœci porowatoœci efektywnej k e =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 k dg = 13,34% i dla ropy k dr = 7,14%. Wyniki badañ porozymetrycznych w obszarze bariery wêglanowej wykazuj¹ wyraÿn¹ dwudzielnoœæ regionaln¹ (tab. 1). Zdecydowanie wy sze parametry petrofizyczne dolomitu g³ównego zwi¹zane s¹ ze stref¹ Dzier owa, gdzie wartoœci porowatoœci efektywnej, dynamicznej dla gazu i ropy wynosz¹ odpowiednio k e = 17,72%, k dg = 17,09% i 11,74%. W obszarze Miêdzychodu parametry te s¹ wyraÿnie ni sze i wynosz¹ k e = 11,06%, k dg = 10,13% i k dr = 4,07%. Parametry petrofizyczne dolomitu g³ównego w strefie podnó a platformy wêglanowej, oznaczone dla populacji 263 prób, wykazuj¹, e ich œrednia gêstoœæ szkieletowa wynosi s =2,74g/cm 3, a objêtoœciowa o =2,40g/cm 3, œrednia kapilara = 1,78 µm, powierzchnia w³aœciwa S =0,40m 2 /g. Te wielkoœci w powi¹zaniu z 66,3% udzia³em por > 0,1 µm i 62,3% > 1 µm decyduj¹ o wielkoœciach porowatoœci efektywnej k e na poziomie 13,35%, dynamicznej dla gazu k dg =12,8% i dynamicznej dla ropy k dr = 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 szkieletow¹ s =2,79g/cm 3 i obni on¹ gêstoœci¹ objêtoœciow¹ 2,47 g/cm 3, co poœrednio dowodzi wysokiej porowatoœci efektywnej 12,09%. Œrednia kapilara tych utworów wynosi 0,49 µm, powierzchnia w³aœciwa 103

104 Zestawienie wyników badañ porozymetrycznych dolomitu g³ównego w profilach wierceñ TABELA 1 Porosimetric measurements results of Main Dolomite in borehole profiles TABLE 1 Nazwa otworu Liczba próbek s o K e S n K dg n K dr gêstoœæ szkieletowa [g/cm 3 ] gêstoœæ objêtoœciowa [g/cm 3 ] porowatoœæ efektywna œrednia kapilara [µm] powierzchnia w³aœciwa [m 2 /g] œrednica progowa [µm] pory >0,1µm porowatoœæ dynamiczna dla gazu Strefa równi platformowej Ciecierzyce-1K 9 2,75 2,19 20,15 0,65 0,65 7,56 97,33 19,66 58,44 12,68 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 28 2,73 2,54 8,49 0,31 0,80 4,56 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 Strefa bariery wêglanowej Dzier ów-1k 17 2,79 2,36 15,29 0,53 0,61 27,86 91,47 14,39 53,12 8,88 Dzier ów-1k bis 16 2,77 2,20 21,54 0,80 0,53 30,83 95,81 19,78 68,06 14,60 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 Strefa podnó a platformy wêglanowej Lubiatów-1 45 2,70 2,26 16,90 2,07 0,23 12,05 99,56 16,81 84,58 14,72 Lubiatów-2 33 2,74 2,36 13,83 2,84 0,30 10,18 87,00 13,43 68,70 12,10 Lubiatów-4 40 2,77 2,49 9,91 0,53 0,74 3,43 83,05 8,89 47,50 4,64 Sowia Góra-1 56 2,73 2,49 8,82 1,00 0,42 6,67 90,14 8,27 58,57 6,11 Sowia Góra-2K 45 2,76 2,35 14,94 1,52 0,53 14,73 89,40 14,17 68,33 11,84 Sowia Góra-4 44 2,76 2,42 12,25 2,69 0,33 20,72 90,82 11,64 70,14 9,89 pory >1,0µm porowatoœæ dynamiczna dla ropy

105 Zestawienie wyników badañ porozymetrycznych dolomitu g³ównego dla wydzielonych subfacji TABELA 2 Porosimetic measurements of Main Dolomite subfacies TABLE 2 s o K e S n K dg n K dr Liczba próbek Litologia gêstoœæ szkieletowa [g/cm 3 ] gêstoœæ objêtoœciowa [g/cm 3 ] porowatoœæ efektywna œrednia kapilara [µm] powierzchnia w³aœciwa [m 2 /g] œrednica progowa [µm] pory >0,1µm porowatoœæ dynamiczna dla gazu pory >1,0µm porowatoœæ dynamiczna dla ropy 25 Bandstony 2,79 2,47 12,09 0,49 0,62 9,67 85,52 10,80 42,16 5,79 111 Utwory mu³ozwiêz³e 2,75 2,51 8,92 0,82 0,64 6,08 81,89 7,92 53,09 5,67 407 Utwory ziarnozwiêz³e 2,76 2,37 14,16 1,65 0,49 9,43 93,59 13,64 50,78 8,45

106 S =0,62m 2 /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 szkieletow¹ s =2,75g/cm 3 i objêtoœciow¹ 2,51 g/cm 3. Œrednia kapilara tych utworów wynosi 0,82 µm, powierzchnia w³aœciwa 0,64 m 2 /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 s =2,76g/cm 3 i gêstoœci¹ objêtoœciow¹ 2,37 g/cm 3. 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 m 2 /g. Udzia³y por o œrednicy > 0,1 µm 93,59% i 50,78% powy ej 1 µm stanowi¹ o porowatoœci dynamicznej dla gazu = 13,64% i dynamicznej 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 profilach 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

107 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 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

108 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 porowym 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 wprofilach 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 109 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

110 dla gazu i ropy, o porowym typie przestrzeni porowej (rys. 5). Utwory subfacji mu³ozwiêz³ej, zlokalizowane w profilach otworów Miêdzychód 4 i 6, reprezentuj¹ ska³y zbiornikowe o bardzo niskiej i niskiej pojemnoœci zbiornikowej w porowym i porowo-szczelinowym 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, floatstones and rudstones subfacies in borehole profiles

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. 111 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 platformowej. 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 porozymetrycznych mo na stwierdziæ, e w ocenie dolomitu g³ównego w kategoriach ska³ zbiornikowych podstawowym problemem jest stopieñ i charakter rozwoju systemów szczelin, tak powszechnych w jego obrêbie. W odniesieniu do dolomitu g³ównego w obrêbie analizowanego obszaru, dominuj¹c¹ rolê w porowatoœci szczelinowej odgrywaj¹ mikroszczeliny w przedziale 2 3% pojemnoœci.

112 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 gazu 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 litologicznych 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 wêglowodorowego 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 rejonie 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 obula 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.

113 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 obula 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 wêglowodorowy 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 geologiczna. 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 Sedimentological Conference, 21 24 June, Zakopane. JAKOŒCIOWA I ILOŒCIOWA CHARAKTERYSTYKA PETROFIZYCZNA SUBFACJI DOLOMITU G ÓWNEGO W STREFACH PALEOGEOGRAFICZNYCH S³owa kluczowe Dolomit g³ówny, subfacje, porozymetria, parametry petrofizyczne Streszczenie Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegó³ow¹ analiz¹ sedymentologiczn¹ umo liwi³y wydzielenie na omawianym 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 szczelinowo-porowej.

114 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 Key words Main Dolomite, subfacies, porosimetry, petrophysical parameters Abstract 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.