Quantitative and qualitative petrophysical characteristics of main dolomite subfacies in plegeographical zones
R. Semyrka 1  
 
More details
Hide details
1
Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska, Kraków
 
Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 2013;29(3):99–114
 
KEYWORDS
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.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Jakościowa i ilościowa charakterystyka petrofizyczna subfacji dolomitu głównego w strefach paleogeograficznych
dolomit główny, subfacje, porozymetria, parametry petrofizyczne
Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegółową analizą sedymentologiczną umożliwiły wydzielenie na omawianym obszarze środowisk depozycyjnych dolomitu głównego oraz określenie odrębnych subfacji. 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, niskiej pojemności dla gazu i 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 i niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykształceniu przestrzeni porowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrębie strefy bariery węglanowej, gdzie wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikują ją do skał zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu i bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym. Subfacja utworów ziarnozwięzłych, w obszarze strefy podnóża platformy węglanowej charakteryzuje się średnią i wysoką pojemnością zarówno dla gazu jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szczelinowo-porowej. W strefie bariery węglanowej cechy te są bardzo zróżnicowane, od niskiej pojemności do wysokiej dla gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej dla ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit główny reprezentuje głównie porowy charakter przestrzeni porowej, w klasie średniej pojemności dla gazu i niskiej dla ropy.
 
REFERENCES (30)
1.
Burzewski i in. 2001 – Burzewski W., Semyrka R., Słupczyński K., 2001 – Kwalifikacja naftowa przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Polish Journal of Mineral Resources. Geosynoptics „GEOS”, Kraków.
 
2.
Ciechanowska M., Zalewska J., 2002 – Analiza zbiornikowych właściwości skał przy wykorzystaniu zjawiska jądrowego rezonansu magnetycznego NMR. Nafta-Gaz nr 1, s. 32–44.
 
3.
Czekański i in. 2010 – Czekański E., Kwolek K., Mikołajewski Z., 2010 – Złoża węglowodorów w utworach cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) na bloku Gorzowa. Prz. Geol., 58, 695–703.
 
4.
Darłak B., 1997 – Badania przestrzeni porowej w skałach dolomitu głównego. Nafta-Gaz, nr 2, s. 45–50.
 
5.
Depowski R., Peryt T. M., Wagner R., 1978 – Sedymentacja i paleogeografia dolomitu głównego a jego ropo i gazonośność. Przegląd Geologiczny nr 3.
 
6.
Gąsiewicz i in. 2998 – 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, tom 165.
 
7.
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 vol. 45, nr 7, s. 685–692.
 
8.
Jaworowski K., 2004 – Charakterystyka sedymentologiczna osadów dolomitu głównego z głównych stref paleogeograficznych. [W:] Wagrer 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.
 
9.
Jaworowski K., Mikołajewski Z. 2007 — Oil- and gas sediments of the Main Dolomite (Ca2) in the Międzychód region: a depositional model and the problem of the boundary between the second and third depositional sequences in the Polish Zechstein Basin. Przegląd Geologiczny 55, 12/1, 1017–1036.
 
10.
Knieszner L., Poleszak E., 1997 – Określenie przebiegu bariery węglanowej dolomitu głównego cechsztynu w środkowej części Pomorza na podstawie danych sejsmicznych i wiertniczych. Nafta-Gaz, nr 9, s. 388–399.
 
11.
Kotarba M., i in., 1992 – Geneza gazu ziemnego akumulowanego w permsko-karbońskich pułapkach litologicznych złoża „Paproć” w świetle badań izotopowych. Przegląd Geologiczny vol. 40, nr 4, s. 260–263.
 
12.
Kotarba M., i in., 1998 – Wstępna charakterystyka geochemiczna substancji organicznej i potencjału węglowodorowego w utworach dolomitu głównego Niżu Polskiego. [W:] Narkiewicz M., 1998 – Analiza basenów sedymentacyjnych Niżu Polskiego. Prace PIG, tom 165.
 
13.
Kotarba M., 2000 – Bilans węglowodorowy utworów dolomitu głównego basenu permskiego Polski. Praca pod red. M. Kotarby. Archiwum ZSE AGH Kraków.
 
14.
Kwolek K., Mikołajewski Z., 2010 – Kryteria identyfikacji obiektów litofacjalnych jako potencjalnych pułapek złożowych w utworach dolomitu głównego (Ca2) u podnóża platform i mikroplatform węglanowych w środkowo-zachodniej Polsce. Przegląd. Geologiczny 58, 426–435.
 
15.
Mikołajewski Z., Wróbel M., 2005 – Petrografia i diageneza utworów cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) w rejonie złoża ropy naftowej Lubiatów (zachodnia Polska). Przegląd Geologiczny t. 53, nr 4, 335–336.
 
16.
Semyrka R., 1985 – Uwarunkowania roponośności dolomitu głównego na obszarze Pomorza Zachodniego. Prace geologiczne PAN Nr 129, Warszawa, s. 5–113.
 
17.
Semyrka R., red, 2007 – Charakterystyka zmienności parametrów petrofizycznych dolomitu głównego w rejonie Międzychodu. Grant KBN. Warszawa.
 
18.
Semyrka i in. 2008 – Semyrka R., Semyrka G., Zych I., 2008 – Zmienność parametrów petrofizycznych subfacji dolomitu głównego zachodniej strefy półwyspu Grotowa w świetle badań porozymetrycznych. Kwartalnik AGH, Geologia t. 34, z. 3, Kraków, 445–468.
 
19.
Semyrka i in. 2001 – Semyrka R., Słupczyński K., Bobula E., 2001. – Porowatość a przepuszczalność. Spraw. Kom Nauk Geol. PAN. Kraków.
 
20.
Semyrka i in., 2012 – Facjalno-strukturalne uwarunkowania akumulacji węglowodorów dolomitu głównego (Ca2) w granicznej strefie platformy węglanowej w obszarze Gorzów-Pniewy. Grant badawczy pod kier. R. Semyrki, Nr N N525 348538, NCN Kraków.
 
21.
Słowakiewicz M., Mikołajewski 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.
 
22.
Słupczyński i in. 2001 – Słupczyński K., Semyrka R., Bobula E., 2001 – Analiza geometrii porowej przestrzeni filtracyjnej. Polish Journal of Mineral Resources. Geosynoptics „GEOS”, Kraków.
 
23.
Sowiżdżał K., 2008 – Petrofizyczno-facjalny model 3D złoża węglowodorów na przykładzie złoża Lubiatów. Prace INiG, nr 150, 1077–1082.
 
24.
Wagner R., 1994 – Stratygrafia i rozwój basenu cechsztyńskiego na Niżu Polskim. Prace PIG, t. 146, s. 1–71.
 
25.
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.
 
26.
Wichrowska M., 2004 –Mikrostruktury cyjanobakterii i glonów. [W:] R.Wagner, M.J. Kotarba (red.), Algowe skały macierzyste dolomitu głównego i ich potencjał węglowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Gorzowa–Międzychodu. Cz. I. Charakterystyka geologiczna. Arch. PGNiG, Warszawa.
 
27.
Wolnowski T., 2003 – Prognoza zasobności dolomitu głównego w basenie permskim Niżu Polskiego w świetle nowych technik poszukiwawczych. Nafta-Gaz, nr 11, s. 536–546.
 
28.
Wolnowski T., 2004 –Wyniki prac poszukiwawczych w rejonie Międzychodu. Nafta-Gaz nr 7/8, s. 329–333.
 
29.
Zdanowski 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.
 
30.
Zdanowski P., 2004 – Stratygrafia sekwencji dolomitu głównego (cechsztynu) w rejonie gorzowskim ze szczególnym uwzględnieniem utworów LST. VIII National Meeting of Sedimentologists, Polish Sedimentological Conference, 21–24 June, Zakopane.
 
eISSN:2299-2324
ISSN:0860-0953