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

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.

---

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.