System naftowy i perspektywy poszukiwawcze utworów
advertisement
Opracowanie naukowe pt. „System naftowy i perspektywy poszukiwawcze utworów staropaleozoicznych polskiego sektora Morza Bałtyckiego między Łebą a Kamieniem Pomorskim”, wykonane na Wydziale Geologii, Geofizyki i Ochrony Środowiska Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie przy współudziale Państwowego Instytutu Geologicznego w Warszawie oraz Przedsiębiorstwa „Geofizyka Kraków” w Krakowie jest syntezą warunków naftowych staropaleozoicznego kompleksu strukturalnego polskiej, pozakoncesyjnej części akwenu Morza Bałtyckiego między Łebą i Kamieniem Pomorskim. Z uwagi na ograniczony zakres prac wiertniczych w tym obszarze badań (4 odwierty) do syntezy wykorzystano również wyniki badań geochemicznych, petrologicznych i petrofizycznych z przylegającej do niego obszaru lądowego oraz uzupełnieniowo o dane regionalne o obszaru Norwegii, Danii, Szwecji, Obwodu Kaliningradzkiego Federacji Rosyjskiej, Litwy i Estonii. Rozwiązanie prospekcyjne powyższego projektu oparto na syntezie budowy geologicznej obszaru w zakresie architektury depozycyjnej i stratygrafii dolnego paleozoiku i utworów młodszych wraz z rekonstrukcją rozwoju strukturalnego obszaru, z wydzieleniem granic tektonicznych. Synteza ta została dokonana odrębnie w zachodniej części pokrywy platformy prekambryjskiej i w wschodniej części pokrywy platformy paleozoicznej. W układ strukturalny i stratygraficzny obu basenów sedymentacyjnych wprowadzono poziomy skał macierzystych z charakterystyką obejmującą zawartość węgla organicznego, jego typ genetyczny i stopień dojrzałości termicznej. Na obszarze zachodniej części platformy prekambryjskiej analizę macierzystości utworów dolnego paleozoiku oparto na wynikach badań geochemicznych 1559 próbek rdzeniowych z profili 43 odwiertów. Wykazała ona, że najlepszymi wskaźnikami macierzystości cechują się czarne iłowce kambru górnego występujące w ciągłości sedymentacyjnej z iłowcami tremadoku. Ten kompleks macierzysty, o miąższości od kilku do około 40 m, cechuje się wysokimi zawartościami TOC dochodzącymi do 18 % wag., przy medianie wynoszącej 8 % wag. Potencjał węglowodorowy jest również bardzo wysoki i wynosi maksymalnie ponad 70 mg HC/g skały, przy dominującym zakresie 20-30 mg HC/g skały. W obrębie górnokambryjsko-tremadockiego kompleksu macierzystego skały o najlepszych cechach macierzystych stwierdzono w części morskiej bloku Łeby, gdzie materia organiczna jest najmniej przeobrażona. Na pozostałym obszarze zawartości węgla organicznego są niższe, ale uwzględniając stopień przeobrażenia pierwotne zawartości TOC były kilkunastoprocentowe. Jako uzupełniające źródło bilansu masy węglowodorowej w analizowanym obszarze należy uznać utwory karadoku, a lokalnie również utwory landoweru i kambru środkowego. Charakterystykę naftową utworów dolnego paleozoiku w zachodniej części platformy prekambryjskiej uzupełniają wyniki geochemicznych analiz 44 próbek rop naftowych i 13 analiz gazu ziemnego z istniejących złóż wykorzystane do korelacji genetycznych ze skałą macierzysta. We wschodniej części platformy paleozoicznej utwory dolnego paleozoiku zostały jedynie nawiercone. Pracami wiertniczymi udostępniono jedynie stropowe części profilu utworów karadoku. Dane geochemiczne są sporadyczne i uniemożliwiają określenie rzeczywistych parametrów macierzystości. Na podstawie wyników geofizycznych badań sejsmicznych można założyć, że na tym obszarze istnieje głęboko pogrążona sekwencja utworów starszego paleozoiku prawdopodobnie o zbliżonych cechach litologicznych, a co za tym idzie i macierzystości, jak na platformie prekambryjskiej. Można więc założyć, że istnieją w tym obszarze również macierzyste utwory kambru środkowego, kompleksu górnokambryjskotremadockiego oraz karadoku o wysokim stopniu dojrzałości termicznej odpowiadającym fazie wysokotemperaturowych przemian termogenicznych („okna gazowego”). Powyższa charakterystyka macierzystości skał stanowiła element wyjściowy do rekonstrukcji procesów generowania i ekspulsji węglowodorów. W analizie tej do oceny wielkości wytworzonej masy węglowodorowej wykorzystano rzeczywiste parametry 1 kinetyczne kerogenu ze staropaleozoicznych skał macierzystych badanego obszaru wyznaczone metodą pirolizy wodnej oraz zawartości siarki organicznej. Pozwoliło to na precyzyjne obliczenie jednostkowych potencjałów generacyjnych i potencjałów ekspulsji wyróżnionych poziomów skał macierzystych. Analiza ta, przeprowadzona metodą modelowań 1-D została wykonana w profilach 8 odwiertów w zachodniej części platformy prekambryjskiej oraz w formie testu naftowego w 2 odwiertach we wschodniej części platformy paleozoicznej. W zachodniej części platformy prekambryjskiej analiza generacyjna wykazała, że klasyczne kryteria progowe procesu generowania nie znajdują zastosowania w określaniu położenia faz węglowodorowych powstałych w czasie tego procesu. Klasyczny warunek progowej dojrzałości do generowania – 0,5 % Rr, w przypadku kerogenu w utworach starszego paleozoiku uległ podwyższeniu do poziomu powyżej 0,8 % Rr, a sam proces w przedziale „okna ropnego” trwał do poziomu dojrzałości ok. 1,1 % Rr (w modelu klasycznym do 1,3 % Rr). Wobec powyższych ustaleń, wykonane modelowania kinetyczne położenia faz węglowodorach wykazały, że główne skały macierzyste badanego obszaru tj. kompleks kambr górny-tremadok uzyskały cały przedział generacyjny od fazy wczesnej do fazy końcowej. Z tym, że na bloku Darłowa skały macierzyste fazę wczesną generowania węglowodorów uzyskały na przełomie dewonu i karbonu i do końca turneju wyczerpały całkowicie swój potencjał generacyjny. Na bloku Słupska skały macierzyste kambru górnego i tremadoku fazę wczesną uzyskały w pragu, a fazę główną w emsie. Faza końcowa generowania węglowodorów na tym bloku tektonicznym została uzyskana w przedziale czasowym famenu. Na bloku Łeby we wczesną fazę generowania węglowodorów skały macierzyste kambru górnego wchodziły w szerokim przedziale stratygraficznym od lochkowu, poprzez eifel, aż po famen. Faza główna została uzyskana również stopniowo, od emsu aż po początek turneju. Podobnie faza końcowa, zainicjowana w części obszaru z początkiem famenu trwała aż po koniec wizenu. We wszystkich analizowanych odwiertach całkowity stopień transformacji kerogenu został uzyskany w przedziale czasowym wczesnego karbonu. Powyższa analiza generacyjna została uzupełniona w modelowaniach 2-D rekonstrukcją procesów migracji i akumulacji węglowodorów. W rekonstrukcji tych procesów w zachodniej części platformy prekambryjskiej, wykonanej w trzech przekrojach geologicznych opartych o sekcje sejsmiczne, z wytworzonej masy węglowodorowej z poziomów skał macierzystych starszego paleozoiku tylko poziom generacyjny kambru górnego-tremadoku przekazał do migracji znaczące ilości węglowodorów. Proces migracji przebiegał w szerokim przedziale czasowy, od początku dewonu w części lądowej bloku Łeby i częściowo bloku Słupska i sukcesywnie rozwijał się do końca karbonu. Procesy generowania i migracji węglowodorów były zbieżne z czasem formowania pułapek przydyslokacyjnych, w wyniku czego następowało ich wypełnianie do czasu przerwania migracji powestfalską inwersją obszaru. Migracja wznowiona z początkiem triasu i z końcem kredy dopełniła pułapki akumulacyjne w ok. 20 % masy migracyjnej. Na obszarze platformy paleozoicznej masowa migracja węglowodorów była rozpraszana w dwóch przedziałach czasowych – w okresie pokarbońskiej deformacji tektonicznej i w pokredowej inwersji obszaru. W wyniku tego na blokach tektonicznych Kołobrzegu i Gryfic nie ujawniono złóż z dolnopaleozoicznych skał macierzystych. Analiza wyników badań porozymetrii nasyceniowej i rtęciowej wykazał heterogeniczność przestrzeni porowej poziomu zbiornikowego kambru środkowego. Z badań tych wynika, że utwory kambru środkowego należą do skał zbiornikowych o niskiej klasie pojemności, a analiza rozkładu geometrii przestrzeni porowej wykazuje dominację przestrzeni filtracji typu szczelinowo–porowego i prostego szczelinowego. Wykonana w oparciu o powyższe wyniki rozpoznania geologicznego, geochemicznego i petrofizycznego oraz wyniki modelowania procesów generowania, ekspulsji, migracji i akumulacji węglowodorów, synteza naftowa utworów starszego paleozoiku badanego obszaru 2 zachodniej części platformy prekambryjskiej i wschodniej części platformy paleozoicznej polskiej strefie ekonomicznej akwenu bałtyckiego uzasadnia pozytywne warunki ropotwórczości i roponośności jego profilu stratygraficznego. Warunki te zostały spełnione w różnym stopniu w stosunku do wytworzonego potencjału węglowodorowego z udokumentowanych geochemicznie poziomów skał macierzystych w poszczególnych strefach dojrzałości termicznej kerogenu. Uwzględniając powyższe zróżnicowanie w przebiegu procesów ropo-i złożotwórczych dokonano wydzielenia stref o różnych prognozach prospekcyjnych, których rozkład przestrzenny przedstawiono na mapie rankingu obszarów perspektywicznych dla poszukiwań naftowych. Na mapie tej wydzielono sześć takich obszarów: (II) od dobrej dla ropy naftowej i gazu ziemnego poprzez (III) średniej perspektywności dla ropy naftowej i kondensatu oraz dobrej dla gazu ziemnego, (IV) niskiej perspektywności dla gazu ziemnego oraz (V) obszar minimalnych perspektyw poszukiwawczych. Ponadto, w strefie platformy prekambryjskiej wyznaczono migracyjny obszar zbioru akumulacyjnego (I). W rankingu poszukiwawczym dla platformy paleozoicznej uwzględniono również obszar (VI) niskiej perspektywności dla gazu ziemnego. Granice pomiędzy tymi obszarami wyznaczono w oparciu o ilościowe kryteria - regionalnej macierzystości skał, wskaźnika SPI, petrofizycznych kwalifikacji pojemności poziomów skał zbiornikowych oraz potencjału generacyjnego i potencjału ekspulsji węglowodorów. Powyższe ilościowe kryteria analizy naftowej zostały skorygowane rozkładem stopnia dojrzałości termicznej kerogenu, która odcięła strefy występowanie poszczególnych faz węglowodorowych w obszarach od I do VI. * 3 RYS. 1. MAPA LOKALIZACYJNA M. Wróbel, B. Papiernik, G. Machowski Dêbki-3 Bia³ogóra-6 Bia³ogóra-4K Dêbki-7K Dêbki-4 Bia³ogóra-3 granica obszaru badañ odwierty, w których pobrano próbki ska³ i ropy strefa uskokowa Teisseyre'a – Tornquista E9 odwierty, w których pobrano próbki ska³ i gazu zasiêg deformacji kaledoñskich odwierty, w których pobrano próbki ropy koncesje poszukiwawczo-rozpoznawcze PGNiG S.A. odwierty, w których pobrano próbki gazu koncesje poszukiwawczo-rozpoznawcze Petrobaltic S.A. odwierty, w których pobrano próbki ropy i gazu Sambia E 39/2001/p odwierty, w których pobrano próbki ska³, ropy i gazu A’ E27 E45 E46A B’ E47 A23-1/88 -M 2 236 E65 Boderne B6-1/82 B6-3/02 E66 E67 E30 E31 Rozewie 38/2001/p E49 £eba B7-1/91 37/2001/p E50 E51 D6-1/83 D6-3/84 E68 4 E69 Gaz po³udnie 34/2001/p E70 E71 B16-1/85 Sambia W 40/2001/p 5 6 7 Sambia E 39/2001/p 9 8 Bia³ogóra-4K Bia³ogóra-2 Dêbki-5K Dêbki-4 Bia³ogóra-3 Bia³ogóra-6 ¯arnowiec IG-1 Dêbki-2 Bia³ogóra-1 83-01-93T ¯arnowiec-7 Dêbki-3 ¯arnowiec IG-4 £eba-8 ¯arnowiec-8K ¯arnowiec-9K Piaœnica-2 ¯arnowiec-6K Hel IG-1 Dar¿lubie IG-1 D 10 11 C’ C 22 23 Sassnitz 24 25 26 27 28 Lêbork IG-1 41 42 43 45 46 S³upsk IG-1 47 61 Wolin 41/2001/p K 62 81032 K-1/1-86 0 - 82 E Sarbinowo-1 63 Gdynia 48 49 50 E’ 66 67 68 Kamieñ Pomorski 1/2000/p Gryfice 12/99/p 84 Górowo I³awieckie 47/2001/p 69 70 Malbork IG-1 85 86 87 88 89 90 71 Elbl¹g G³adysze-2 72 55 54 53 52 51 Koœcierzyna 44/2001/p Koœcierzyna IG-1 Œwidwin-Bia³ogard 18/95/p Gdañsk IG-1 Gdañsk Bia³ogard 83 31 30 Kartuzy 51/2001/p Koœciernica-1 K³anino-3 82 Kaliningrad Nowa Koœcielnica-1 65 Œwinoujœcie 81 29 Skibno-1 Ko³obrzeg 64 Wejherowo 50/2001/p Lêbork S³upsk 44 L2-1/87 K-9/1-89 K³ajpeda ¯arnowiec-6K B8-1/83 E48 A8-1/83 3 B3-9/95 B3-7/94 B3-4/91 B3-1/81 B3-6/92 -76 B 2 C’ B21-1/95 E64 Ronne ¯arnowiec-7 Piaœnica-2 B4-1/81 B6-2/85 profile sejsmiczne wykorzystywane w modelowaniach 2D ¯arnowiec IG-4 ¯arnowiec-8K 35/2001/p linie korelacyjne, wzd³u¿ których wykonano logi geochemiczne ¯arnowiec IG-1 E10 ¯arnowiec-9K D’ E28Gaz pó³noc E29 bloki koncesyjne odwierty, w których wykonano modelowania 1D Bia³ogóra-1 B4-N1/01 odkrywki, w których pobrano próbki ska³ A8-1/83 Dêbki-7 B4-2A/02 nazwa i numer koncesji 24 Gotlandia 36/2001/p Palanga Dêbki-5K Dêbki-2 Bia³ogóra-2 odwierty, w których pobrano próbki ska³ Bartoszyce Bartoszyce 45/2001/p. 73 74 75 93 94 95 Malbork-3 91 Prabuty-IG1 92 Olsztyn-IG2 Olsztyn S 800 000 E20O O T RYS. 11.18. MAPA PRZEDZIA£ÓW FAZ GENERACYJNYCH WÊGLOWODORÓW I KIERUNKÓW MIGRACJI Ahus E15O 650 000 600 000 E16O30’ E16O E15O30’ E17 O O E18 30’ O E18 E17O30’ E 6 200 000 6 200 000 b42 B34 “ a31 a36 a22 a37 A7 A6 A4 A2 S T R E F A U S 6 050 000 T S R E O N54 30’ K O L7 K F A k4 k14 U K S K T k22 R O E S Z L16 L I N L14 k17 L17 A L1 U Lêbork Z OK R T O ADLER–KAM I EÑ E14O30’ Kamieñ Pomorski Miastko Bia³ogard A W VI A E15O E15O30’ c20 c18 Hel c34 c36 A AN ŒL WI GDAÑSK N54O30’ 6 050 000 Braniewo JA RZE MIE Elbl¹g A 6 000 000 Tczew N54O Malbork N53O45’ E20 E19O30’ O 500 000 c22 Ba³tijsk c21 YS E OW O I A W K h15/1 Œwinoujœcie B c30 Zatoka Gdañska K Ko³obrzeg Trzebiatów C29 HE LS K Gdynia T S k16 MI ER ZE JA Wejherowo K9 K1 C24 c40 b30 c38 S L O P C1 B10 W³adys³awowo a20 A1 A Koszalin B10a ¯ARNOWIEC ¯ARNOWIEC W S³awno A L2 W FA NIEMCY L15 L13 L12 k18 h15 450 000 L8 O k10 L9 A E14O K L11 L15 K2 N54O N53 45’ A O S k19 k21 6 000 000 W L10 L4 L3 K15 k20 O L16 DÊBKI CZ NE a27 BIA£OGÓRA c16 B17 b18 SA a18 U S A11 A3 B12 KO a21 B15 B14 b38 C26 KA YA a12 6 100 000 b29 BA LT IY S A13 N55O C28 C3 C2 b11 I I M B S A O W E A5 b47 EN I I a43 B13 K O K O U S W A F A S T R E b49 AT UR K a39 a25 b46 b52 b48 B2 SO K O TE M PE R a19 b22 NI a42 a14 O K a17 A10 A8 a26 B16 OK (G S en T NO er ow GA an ZO ie W FA ga E” zu ZA zie PO m ST ne -G go ) EN ER AC YJ S³upsk NA U b37 O K PR O TE O CE M PE SY RA TE TU RM RO O W G E K a29 a28 S M O 6 100 000 N55O b51 a16 “ Ronne d46 I K B21 O a38 S B7 B45 b19 K U B44 6 150 000 W a33 b55 d45 d44 B9 b41 d41 B8 R a24 b20 b31 N55O30’ d42 A £ D Z I N A a35 B6 K a47 A23 b54 b40 OK (G NO en er RO ow an PN ie E” ro py ig az u) a30 d47 b28 B3 K U N I C Y S Z W E C J A b56 E przypuszczalne kierunki migracji wêglowodorów BORNHOLM b33 A M U S K O K Rr (%) b43 W 2,6 1,3 d43 b39 b53 O 1,1 O B5 K 0,8 inne struktury a24 Z M P IK RO R C O E BI SY A LN E O 6 150 000 R b35 B4 K DOJRZA£OŒÆ MATERII ORGANICZNEJ N55 30’ b50 S z³o¿e gazu ziemnego B4 g³ówne uskoki B b23 U strefa uskokowa Teisseyre'a – Tornquista A £ C b27 A O z³o¿e ropy naftowej B8 T Y I K E F “ (km) granica obszaru badañ N56O ROSJA 550 000 500 000 E14O30’ 700 000 O R 450 000 E14O N56O E19 30’ 750 000 E19 E16O 550 000 O E16 30’ 600 000 E17O 650 000 E17 30’ E18 O 700 000 E18O30’ E19O 750 000 800 000 O S RYS. 11.19. MAPA RANKINGU OBSZARÓW PERSPEKTYWICZNYCH DLA POSZUKIWAÑ NAFTOWYCH E15O 700 000 650 000 600 000 E16O30’ E16O E15O30’ E20O E17 O O E18 30’ O E18 E17O30’ N56O O R 550 000 500 000 E14O30’ T 450 000 E14O N56O 800 000 O E19 30’ 750 000 E19 Lokalizacja z³ó¿ i struktur wg materia³ów Przedsiêbiorstwa “PETROBALTIC” S.A. E (km) 6 200 000 III E47 a47 A23 a35 a31 a24 a36 6 100 000 K a29 a28 N55O U S A8 T IV A10 a42 a19 K a39 a25 I a43 4 a26 A5 6 5 a21 A11 A3 a18 7 A13 a12 A7 b38 S R E F 22 S 6 050 000 T A 23 U T S R E O N54 30’ K K F A L3 K T R NIEMCY c30 A Kamieñ Pomorski c22 c20 Wejherowo c34 c36 A AN ŒL WI GDAÑSK N54O30’ 6 050 000 Braniewo N S³awno A Elbl¹g A K S L O P 6 000 000 Tczew B I N54O Miastko Bia³ogard A T 87 W VI N53O45’ E20 E19O30’ O I EÑ E15O c18 Hel 27 26 A 500 000 Ba³tijsk c21 Malbork O ADLER–KAM E14O30’ C29 HE LS K c38 64 E VI OW 450 000 MI ER ZE JA Z OK E14O C24 c40 B10 b30 Ko³obrzeg R K N53 45’ I Koszalin T S O L L17 Trzebiatów 82 81 L16 L1 A U h15/1 Œwinoujœcie 45 A L14 W FA h15 L15 63 k16 A N54O S 44 Z L8 L13 O E K9 62 K1 W³adys³awowo JA RZE MIE L2 k17 ¯ARNOWIEC ¯ARNOWIEC W C1 K L12 k18 B10a S³upsk O S k22 DÊBKI C26 c16 B17 A L9 K2 6 000 000 W 43 K k10 k20 O O S k19 k21 L11 L15 BIA£OGÓRA b18 6 100 000 b29 Zatoka Gdañska L10 U 42 41 K15 B15 B14 B12 N55O C28 C3 C2 I I M B S A Lêbork O L16 k4 k14 9 b47 Gdynia L7 L4 25 24 8 B13 b11 K O K O U S W A F A S T R E b49 a20 A1 V b52 b48 B2 b22 b46 A6 A4 b37 B16 A2 a27 b51 a16 a17 a14 B45 b19 B21 O a38 d46 ROSJA O E67 B7 SA Ronne a37 d44 KO K a22 E66 E65 S M S O K U K E64 B44 II E68 U S obszar niskiej perspektywicznoœci BORNHOLM dla gazu ziemnego b55 6 150 000 I VI a33 B8 B9 b41 b20 d45 W Platforma paleozoiczna: b31 d41 d42 KA YA E45 B6 E48 N55O30’ BA LT IY S S Z W E C J A V obszar minimalnych perspektyw poszukiwawczych a30 E46 b54 b40 R obszar niskiej perspektywicznoœci dla gazu ziemnego B34 A IV M b42 K obszar œredniej perspektywicznoœci dla ropy naftowej i kondensatu oraz dobrej dla gazu ziemnego Z b56 E d47 b28 B3 A III O R b33 K U N I C Y II inne struktury a24 I b43 W 6 150 000 obszar dobrej perspektywicznoœci dla ropy naftowej i gazu ziemnego E28 E27 O O N55 30’ migracyjny obszar zbioru akumulacyjnego d43 b39 K I B z³o¿e gazu ziemnego B4 B5 b53 O Platforma prekambryjska: A b35 B4 K g³ówne uskoki £ b50 U S K O K B8 T C S z³o¿e ropy naftowej Y b23 U strefa uskokowa Teisseyre'a – Tornquista I K b27 A granica obszaru badañ E F Ahus £ D Z I N A 6 200 000 E15O30’ E16O 550 000 O E16 30’ 600 000 E17O 650 000 E17 30’ E18 O 700 000 E18O30’ E19O 750 000 800 000 O
