Uploaded by User4548

Karnkowski Krytyczne PG 9 2016

advertisement
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Krytyczne elementy systemów naftowych
w basenach sedymentacyjnych Polski
Pawe³ Henryk Karnkowski1, Irena Matyasik2
Critical elements of petroleum systems in the sedimentary basins in Poland. Prz. Geol.,
64: 639–649.
A b s t r a c t. Progress in geological, geophysical and drilling sciences during the past 30 years
has introduced to hydrocarbon exploration the concept of petroleum system, understood as an
analysis of the factors necessary for formation and preservation of oil and natural gas deposits.
The final evaluation of petroleum system is the product of all factors involved in the formation of
hydrocarbon accumulations, which must be preserved proper chronology of events in the geological space. Such interdependences build often synergistic or antagonistic configurations. These configurations are called critical elements of the petroleum system. Reliable and comP.H. Karnkowski I. Matyasik
prehensive analysis of critical elements of petroleum system in sedimentary basins in Poland
lets identify potential new areas of hydrocarbon exploration. In this context, a particularly promising area is the petroleum system of the Pi³a Claystone Formation (central part of the Polish Rotliegend Basin) and deep “Carpathians” with their palaeo-mesozoic basement and deeper part of the Carpathian Foredeep.
Keywords: petroleum system, sedimentary basin, Poland
Analiza basenów sedymentacyjnych, wprowadzona do
praktyki geologicznej w latach 80. XX w., jest obecnie
standardow¹ procedur¹ w poszukiwaniach naftowych
(Dadlez, 1989; Allen & Allen, 1990; Miall, 1996; ). Zosta³a
ona jednak poprzedzona rozwojem badañ sejsmicznych,
geochemicznych, stratygraficznych, sedymentologicznych,
petrologicznych i petrofizycznych. Wszystkie te elementy
s¹ dodatkowo wspomagane wysok¹ technologi¹ wierceñ
i pomiarami geofizyki wiertniczej. Nauki podstawowe w
geologii zyska³y potê¿ny aparat badawczy, z którego
powsta³y w ostatnich 40 latach takie dyscypliny jak stratygrafia sejsmiczna, stratygrafia sekwencji, sedymentologia
systemów depozycyjnych, geotektoniczne uwarunkowania
pochodzenia i rozwoju basenów sedymentacyjnych, ewolucja dojrza³oœci materii organicznej w basenach sedymentacyjnych oraz szerokie spektrum wysublimowanych
badañ geochemii organicznej w ska³ach osadowych.
Wszystkie te elementy w sferze geologii naftowej s³u¿¹ do
poszukiwania z³ó¿, a w zakresie geologii podstawowej
przyczyniaj¹ siê do lepszego poznania procesów geologicznych w skali regionalnej i globalnej, prowadz¹c do
holistycznego stanowiska w naukach o Ziemi.
Nowoczesne podejœcie do poszukiwañ wêglowodorów
wymaga nowego sposobu klasyfikacji i syntezowania
danych geologicznych, geochemicznych i geofizycznych,
które powinny byæ ukierunkowane na modelowanie procesów generowania, ekspulsji i migracji wêglowodorów w
ujêciu przestrzenno-czasowym. £¹czenie tych wszystkich
informacji prowadzi do zbudowania spójnego modelu tzw.
systemu naftowego, bêd¹cego odwzorowaniem elementów
i procesów, które s¹ kluczowe dla uformowania z³ó¿
wêglowodorów w danym rejonie geologicznym. Pod pojêciem sytemu naftowego rozumiemy „dynamiczny zespó³
reakcji (czynników) fizykochemicznych prowadz¹cych
do powstania akumulacji wêglowodorów, dzia³aj¹cy w
1
2
przestrzeni i czasie geologicznym” (Hantshel & Kauerauf,
2009). Ka¿dy z tych czynników ma swoj¹ pozycjê i rolê w
systemie naftowym. Koñcowa ocena systemu to iloczyn
wszystkich czynników. £atwo zauwa¿yæ, ¿e je¿eli choæ
jeden z elementów systemu naftowego nie bêdzie pozytywny, to wynik koñcowy te¿ taki nie bêdzie. Ta prosta
konstatacja zmusza geologów naftowych do szczegó³owego badania ka¿dego elementu systemu naftowego i dokonywania ocen na podstawie szerokiego spektrum
uzyskanych wyników (Booth i in., 1998). Jest to zabieg
absolutnie konieczny, gdy¿ poszukiwania musz¹ siê koncentrowaæ w strefach najbardziej perspektywicznych i unikaæ obszarów, gdzie nie s¹ spe³nione warunki systemu
naftowego. Takie podejœcie u³atwia wyró¿nianie prowincji
naftowych, czyli czêœci basenów sedymentacyjnych
spe³niaj¹cych kryteria systemu naftowego. W zwi¹zku
z tym, ¿e w historii geologicznej w jednym miejscu mo¿e
wystêpowaæ kilka generacji ró¿nych basenów sedymentacyjnych, tak samo prowincja naftowa mo¿e sk³adaæ siê
z kilku ró¿nych systemów naftowych.
Z³o¿onoœæ problematyki systemów naftowych jednak
nie koñczy siê na powy¿szych stwierdzeniach. Wszystkie
procesy geologiczne prowadz¹ce do nagromadzenia
wêglowodorów zachodz¹ w czasie oraz przestrzeni i musz¹
mieæ zachowan¹ odpowiedni¹ chronologiê zdarzeñ.
Temperatura jest jednym z czynników kontroluj¹cych
przebieg wielu procesów, maj¹cych wp³yw na powstawanie z³ó¿ wêglowodorów, takich jak np. czas i tempo generowania wêglowodorów, czy te¿ diageneza i cementacja
osadów prowadz¹ca do zmian przepuszczalnoœci i porowatoœci ska³ uszczelniaj¹cych i zbiornikowych. Istot¹ konstruowania modeli termicznych jest rekonstrukcja
przebiegu zmian wartoœci strumienia cieplnego oraz
rozk³adu paleotemperatur w czasie pogr¹¿ania osadowego
wype³nienia basenu sedymentacyjnego. Model termiczny
Wydzia³ Geologii, Uniwersytet Warszawski, Al. ¯wirki i Wigury 93, 02-089 Warszawa; [email protected]
Instytut Nafty i Gazu – Pañstwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25A, 31-503 Kraków; [email protected]
639
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
basenu jest budowany na podstawie jednowymiarowych
modeli wykonanych dla pojedynczych odwiertów. Konstrukcja takiego modelu termicznego wymaga okreœlenia
wartoœci parametrów brzegowych, którymi s¹ strumieñ
cieplny pod³o¿a (HF – Heat Flow) i temperatura kontaktu
woda/sedyment (SWIT – Sediment Water Interface Temperature).
Czêsto w literaturze dotycz¹cej zagadnienia systemów
naftowych takie istotne zdarzenia nazywa siê elementami
krytycznymi, do których zalicza siê m.in.: warunki i czas
generacji wêglowodorów na tle powstawania pu³apek czy
przestrzenn¹ zmiennoœæ parametrów petrofizycznych ska³
zbiornikowych wzglêdem czasu i kierunków migracji
wêglowodorów. Zatem parametry krytyczne to wspó³zale¿noœæ elementów systemu naftowego. Je¿eli nawet indywidualna ocena elementu systemu naftowego jest pozytywna, to mo¿e siê okazaæ, ¿e w po³¹czeniu z innym elementem, którego czas i zakres dzia³ania nie stworzy
synergii, w konsekwencji te¿ nie daje pozytywnego wyniku. W zdecydowanej wiêkszoœci basenów sedymentacyjnych Polski s¹ prowadzone poszukiwania naftowe. Iloœæ
obecnych informacji geologicznych jest ju¿ doœæ du¿a,
w zwi¹zku z czym dokonano poni¿ej oceny ich potencja³u
naftowego. Warto jednak zwróciæ uwagê na wspó³zale¿noœci
pomiêdzy elementami systemu naftowego, ¿eby z jednej
strony ustrzec siê niepotrzebnych kosztów prac poszukiwawczych, a z drugiej – ewentualnie poszerzyæ zakres
poszukiwañ i nowych koncepcji, których podstaw¹ s¹
wyniki otrzymane z analizy krytycznych elementów systemów naftowych.
BASEN POLSKI
Basen polski to nagromadzenie osadów g³ównie permsko-mezozoicznych na Ni¿u Polskim (Dadlez, 1989; Karnkowski, 2000). Tworzenie tego basenu rozpoczê³o siê w
koñcu karbonu i trwa³o do prze³omu kredy i paleogenu,
kiedy w wyniku ruchów laramijskich nast¹pi³a w wiêkszej
czêœci basenu inwersja. Powsta³e wtedy du¿e jednostki
geologiczne (antyklinoria, synklinoria i monoklina przedsudecka) tworz¹ g³ówne jednostki tektoniczne Ni¿u Polskiego. G³ównymi poziomami, w których wystêpuj¹ z³o¿a
wêglowodorów, s¹: przystropowa czêœæ czerwonego
sp¹gowca, wapieñ cechsztyñski i utwory wêglanowe dolomitu g³ównego (Karnkowski, 2007). Pod³o¿e basenu permskiego na Pomorzu Zachodnim stanowi¹ g³ównie utwory
karbonu górnego, które wchodz¹ w sk³ad pod³o¿a platformy epikaledoñskiej. Na pozosta³ym obszarze w pod³o¿u
permu wystêpuj¹ waryscydy. Ska³ami macierzystymi s¹
wiêc zarówno sfa³dowane i silnie zdiagenezowane utwory
pod³o¿a waryscyjskiego, jak i platformowe utwory silikoklastyczne o s³abym stopniu zaburzenia tektonicznego
i stosunkowo s³abo zdiagenezowane. Informacja o rodzaju
ska³ macierzystych (iloœæ i jakoœæ materii organicznej)
powinna pomóc w okreœlaniu stref gazonoœnych (Kotarba
i in., 2014). Okazuje siê jednak, ¿e najistotniejszym czynnikiem w przypadku ska³ macierzystych jest ich historia termiczna. W wiêkszoœci przypadków w cyklu termicznym
temperatury osi¹ga³y i przekracza³y granicê gazu suchego.
W gazach Ni¿u Polskiego jest stosunkowo du¿o azotu, który mo¿e pochodziæ z wysokotemperaturowego rozk³adu
celulozy, a nawet z procesów nieorganicznych. Jakoœæ
640
gazu ziemnego jest wiêc uwarunkowana nie tylko jakoœci¹
i iloœci¹ materii organicznej, ale równie¿ przeobra¿eniem
tej materii w zale¿noœci od historii termicznej poszczególnych stref generacyjnych. Dobrym przyk³adem jest zatem
po³udniowa monoklina przedsudecka, gdzie zawartoœæ
azotu w gazie ziemnym czêsto przekracza 50%. Ten anomalny sk³ad gazujest zwi¹zany z histori¹ rozwoju basenu
polskiego, gdzie w jego po³udniowo-zachodniej czêœci w
permie i starszym mezozoiku rozwija³a siê szeroka strefa
ryftowa z wysokim strumieniem cieplnym (Karnkowski,
1999). Wysokie zawartoœci azotu w gazach Pomorza
Zachodniego to z kolei efekt silnego podgrzania w karbonie (Karnkowski, 1996). W permie wartoœci strumienia
cieplnego by³y zbli¿one do wspó³czesnych. Omawiany
powy¿ej przypadek to interakcja ska³y macierzystej i historii termicznej. Krytycznym elementem jest okreœlenie
maksymalnych temperatur w przemianie kerogenu w gaz.
Dotychczasowe wyniki pokazuj¹, ¿e poza monoklin¹
przedsudeck¹ i Pomorzem Zachodnim w karbonie i/lub w
permie nie wystêpowa³y anomalnie wysokie temperatury,
którym by³y poddane ska³y macierzyste. Z tego punktu
widzenia ca³a centralna czêœæ basenu polskiego powinna
mieæ korzystne parametry sk³adu gazu ziemnego (Karnkowski, 2007).
Ska³ami uszczelniaj¹cymi dla gazów w utworach karboñskich, dolnopermskich i w wapieniu cechsztyñskim s¹
ewaporaty cechsztyñskie (Wagner, 1988). Jest to uszczelnienie o zasiêgu regionalnym i obejmuje praktycznie ca³y
Ni¿ Polski. Zatem, pomimo ¿e mamy a¿ trzy ró¿ne poziomy ska³ zbiornikowych, w istocie nale¿¹ one do tego samego systemu naftowego: te same ska³y macierzyste i takie
samo uszczelnienie pu³apek. Z punktu widzenia geochemii
procesów z³o¿otwórczych krytyczne elementy bêd¹ takie
same. Jednak same pu³apki, ich forma, geneza i czas
powstawania s¹ ju¿ obiektem odrêbnych badañ i osobnej
oceny. Na monoklinie przedsudeckiej wapieñ cechsztyñski
wystêpuje w formie rozleg³ej platformy wêglanowej. Na
wale wolsztyñskim wapieñ cechsztyñski (Ca1) tworzy tylko odosobnione biohermy o mi¹¿szoœci do kilkudziesiêciu
metrów. Biohermy te nierzadko rozwinê³y siê wiêc wprost
na waryscyjskim pod³o¿u lub na permskich wulkanitach,
ale cechy geochemiczne gazów s¹ identyczne jak w czerwonym sp¹gowcu. Hydrauliczna ³¹cznoœæ pomiêdzy
wapieniami cechsztyñskimi i ska³ami klastycznymi w
przystropowej czêœci czerwonego sp¹gowca jest bardzo
dobra i gaz migruje do najwy¿szego punktu pu³apki
z³o¿owej (niezale¿nie od litofacji), a¿ do uszczelnienia
ewaporatami cechsztyñskimi.
W przystropowej czêœci czerwonego sp¹gowca w basenie permskim tylko w pewnym zakresie przestrzennym
wystêpuj¹ ska³y zbiornikowe (formacja piaskowców z Siekierek) (ryc. 1). Ich w³aœciwoœci petrofizyczne s¹ zmienne
i to do tego stopnia, ¿e niekiedy maj¹ stosunkowo dobr¹
porowatoœæ, ale bardzo s³ab¹ przepuszczalnoœæ (przypadek
rejonu Siekierek ko³o Poznania). O ile ogólnie uwa¿a siê,
¿e eoliczne piaskowce czerwonego sp¹gowca s¹ dobrymi
ska³ami zbiornikowymi, to jednak w pewnych przypadkach s³aba przepuszczalnoœæ eliminuje te ska³y z zakresu
konwencjonalnych ska³ zbiornikowych i plasuje w obszarze tight gas. A to ju¿ jest inne zagadnienie poszukiwacze
i eksploatacyjne. Krytyczny element kryje siê we w³aœciwym rozpoznaniu (rozdzieleniu) ska³ zbiornikowych od
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
ska³ typu tight gas. Wiêkszoœæ pu³apek w utworach czerwonego sp¹gowca basenu permskiego to pu³apki strukturalne, choæ i inne typy powinny byæ brane pod uwagê
(Karnkowski i in., 1997a, b).
W lokalnej ocenie struktury nie bierze siê pod uwagê
zamkniêcia krytycznego pu³apki, które decyduje o zatrzymaniu wêglowodorów w jej obrêbie. Je¿eli k¹t regionalnego nachylenia powierzchni stropowej czerwonego
sp¹gowca jest stosunkowo du¿y, to pu³apka musi mieæ
odpowiednio du¿a amplitudê. Zachodnia monoklina przedsudecka (na zachód od strefy dyslokacyjnej Poznañ–Oleœnica) w poziomie dolnego permu ma nachylenie oko³o 1°
na N, a na wschód od tej strefy oko³o 2°. To powoduje, ¿e
minimalna amplituda dla struktur na monoklinie o nachyleniu 1 wynosi 15–20 m, a przy 2° – ju¿ dwukrotnie wiêcej.
Regionalne aspekty tektonicznych uwarunkowañ postawania pu³apek w tym przypadku musz¹ byæ brane pod uwagê
i stanowi¹ krytyczny element systemu naftowego z³ó¿ gazu
ziemnego w czerwonym sp¹gowcu (Karnkowski, 1985).
Uszczelnienie cechsztyñskie nie jest jedynym w basenie dolnopermskim, które ma znaczenie regionalne (ryc. 1).
W centralnej jego czêœci wystêpuje formacja i³owców
z Pi³y, w której (w jej dolnej czêœci) notuje siê mi¹¿sze
wk³adki piaskowców eolicznych lub aluwialnych. Jest to
zatem system naftowy analogiczny do systemu wystêpuj¹cego w tym samym basenie sedymentacyjnym na terenie Niemiec i Holandii. Najwiêksze z³o¿e gazu ziemnego
w Europie – Groningen (2,5 bln m3 gazu) – jest uszczelnione nie ewaporatami cechsztyñskimi, a i³owcami czerwonego
sp¹gowca (formacja Silverpit). Wiele przes³anek wskazuje
na to, ¿e i w Polsce mo¿e byæ podobna sytuacja. Krytycznym elementem jest pu³apka, która musi byæ stosunkowo
du¿a (50–200 mld m3 gazu) ze wzglêdu na koszty udostêpniania z³o¿a, które nie bêdzie znajdowa³o siê p³ycej ni¿
5000 m poni¿ej poziomu terenu. Dobrym przyk³adem dla
nas jest z³o¿e Sohlingen w Niemczech, które odpowiada
powy¿szym kryteriom. Szkoda, ¿e wiercenie Kutno-2 nie
mog³o potwierdziæ profilu czerwonego sp¹gowca poni¿ej
dopuszczalnego w projekcie interwa³u, gdy¿ wyniki techniczne wiercenia w jego ostatniej fazie (bardzo wysokie
ciœnienie gazu) daj¹ asumpt do dalszego zajmowania siê
poszukiwaniami w utworach formacji i³owców z Pi³y, gdzie
pod uszczelnieniem ilastym gaz mo¿e byæ w piaskowcach
eolicznych/aluwialnych, w wulkanitach, a nawet w spêkanym pod³o¿u waryscyjskim. Tych elementów krytycznych
w omawianym przypadku jest kilka (du¿a pu³apka, du¿a
g³êbokoœæ, niepewnoœæ wystêpowania ska³ zbiornikowych, czas tworzenia siê pu³apki – przed lub pomigracyjny), jednak to wyzwanie do pokonania (ryc. 1).
Dolomit g³ówny (Ca2) stanowi prawie zamkniêty
uk³ad systemu naftowego: ska³y macierzyste i zbiornikowe
s¹ praktycznie te same, a ze ska³ macierzystych generuje z
regu³y ropa naftowa, która kumuluje siê w porowatych
utworach biohermalnych bariery wêglanowej. Gazowe
i ciek³e wêglowodory wystêpuj¹ce w obrêbie utworów
dolomitu g³ównego (Ca2) maj¹ wyraŸn¹ charakterystykê
geochemiczn¹, która pozwala na odró¿nianie ich od wêglowodorów pochodz¹cych z karbonu lub innych utworów
permskich. G³ówny typ materii organicznej, z której
powsta³y wêglowodory w obrêbie dolomitu g³ównego
(Ca2), ma pochodzenie mikrobialne (S³owakiewicz &
G¹siewicz, 2013). Mamy zatem dobrze zdefiniowany
zespó³ ska³ i procesów z³o¿otwórczych. Krytycznym elementem jest tutaj przebieg tych procesów w funkcji historii
termicznej. Modelowania geologiczne w powi¹zaniu z badaniami geochemicznymi pokazuj¹, ¿e na obszarze monokliny przedsudeckiej ju¿ w koñcu jury wyst¹pi³y warunki
do generacji wêglowodorów zbli¿one do dzisiejszych
(Karnkowski, 2000). Inwersja obszaru basenu sedymentacyjnego na monoklinie przedsudeckiej z koñcem jury
zatrzyma³a procesy generacyjne wêglowodorów. W okresie kredy (szczególnie kredy póŸnej) nie wyst¹pi³y warunki
pogr¹¿enia przewy¿szaj¹ce te, osi¹gniête w koñcu jury.
Trochê inaczej jest na Pomorzu Zachodnim, gdzie w okresie kredowym wyst¹pi³a g³ówna faza generacyjna, która
trwa a¿ do dziœ. W ocenie systemu naftowego dolomitu
g³ównego (Ca2) krytycznym elementem jest interakcja
pomiêdzy fazami generacyjnymi ropy naftowej, a odpowiednimi warunkami petrologiczno-sedymentacyjno-geochemicznymi. Czêœæ dobrze wykszta³conych barier wêglanowych na granicy Pomorza Wschodniego i Zachodniego
zawiera materiê organiczn¹ do generowania wêglowodorów. Zmiany warunków strukturalnych w obrêbie poszczególnych elementów z³o¿owych w dolomicie g³ównym
decyduj¹ o migracji wtórnej i ostatecznym nape³nieniu oraz
zachowaniu z³o¿a w pu³apce. Tylko poprzez modelowania
geologiczne i analizê zmiany uk³adów strukturalnych
mo¿na w pe³ni oceniæ krytyczne elementy dolomitu
g³ównego (Ca2) (ryc. 2).
Mezozoik basenu polskiego stanowi³ wyzwanie dla
poszukiwañ naftowych ju¿ w okresie miêdzywojennym.
Przez prawie piêædziesi¹t lat, po drugiej wojnie œwiatowej,
wracano do tego zagadnienia z ró¿nym natê¿eniem. Niestety nie uda³o siê odkryæ ¿adnych z³ó¿ wêglowodorów.
Jednak nawet po roku 2000 pojawia³y siê firmy, które
otrzyma³y koncesje na poszukiwanie w utworach mezozoicznych Ni¿u Polskiego. Istnieje wiele przes³anek, które
sk³aniaj¹ do podjêcia ryzyka, ale istotne s¹ tutaj krytyczne
elementy mezozoicznego systemu naftowego basenu polskiego. Pierwszym z nich jest brak uszczelnienia regionalnego. Potencjalne z³o¿a wystêpowa³yby w utworach jury
górnej, a zatem uszczelnienie musi byæ górnojurajskie lub
kredowe. Niestety, nie mo¿na wskazaæ, z punktu widzenia
regionalnego, takiego uszczelnienia. Badania geochemiczne i modelowania geologiczne wskazuj¹, ¿e tylko obszar
Kujaw i czêœæ synklinorium ³ódzkiego mog¹ byæ rozpatrywane jako potencjalny obszar poszukiwañ. Uzyskane tam
objawy wêglowodorów s¹ zachêcaj¹ce. Wszystkie potencjalne pu³apki (antykliny) zosta³y nawiercone, ale nigdzie
nie uzyskano przyp³ywów przemys³owych. Autor (PHK)
uwa¿a, ¿e nale¿y zwróciæ uwagê na mo¿liwoœæ powstawania gazów niskotemperaturowych (jak w zapadlisku przedkarpackim) i kumulowania siê ich w pu³apkach litofacjalnych (stratygraficznych). Taki punkt widzenia przenosi
spojrzenie na zupe³nie inny element krytyczny, który
dotychczas nie by³ brany pod uwagê w poszukiwaniach w
mezozoiku Ni¿u Polskiego.
KARPATY
System naftowy Karpat jest wyj¹tkowo skomplikowany, tak jak wszystkich obszarów orogenicznych bêd¹cych
przedmiotem poszukiwañ z³ó¿ wêglowodorów (Kuœmie641
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Ryc. 1. Systemy naftowe czerwonego sp¹gowca w basenie polskim (system formacji piaskowców z Siekierek i system formacji
i³owców z Pi³y): A – schemat litostratygraficzny czerwonego sp¹gowca z zaznaczeniem ska³ zbiornikowych i ska³ uszczelniaj¹cych obu
systemów, pozosta³e czynniki systemu naftowego s¹ dla obu przypadków podobne; B – obszar wystêpowania formacji piaskowców
z Siekierek i formacji i³owców z Pi³y
Fig. 1. Rotliegend Petroleum systems in the Polish Basin (system of the Siekierki Sandstone Formation and system of the Pi³a Claystone
Formation): A – lithostratigraphy of Rotliegend with marked reservoir and seal rocks for both systems, other factors for the both cases
are similar; B – area of the Siekierki Sandstone and Pi³a Claystone Formations
642
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Ryc. 2. Wspó³zale¿noœæ stref dojrza³oœci materii organicznej w utworach dolomitu g³ównego w basenie polskim na tle wystêpowania
platformy wêglanowej Ca2, jako potencjalnej pu³apki wygenerowanych wêglowodorów (wg Karnkowskiego, 2000; zmienione)
Fig. 2. Interdependence zones maturity of organic matter in the Main Dolomite (Ca2) in the Polish Basin and Ca2 carbonate platform,
as a potential trap for generated hydrocarbons (after Karnkowski, 2000; modified)
rek, 1990). Niejednokrotnie z akumulacj¹ wêglowodorów
wystêpuj¹cych w ró¿nych strukturach fa³dowych w Karpatach Zewnêtrznych nasuwa siê pytanie o Ÿród³a zasilania
rop zakumulowanych w jednostce œl¹skiej, skolskiej czy
dukielskiej. Z³o¿a ropy naftowej w jednostce œl¹skiej
wystêpuj¹ w piaskowcach istebniañskich, ciê¿kowickich,
œródmenilitowych piaskowcach magdaleñskich i kroœnieñskich, a w jednostce dukielskiej – w piaskowcach cergowskich. Niektóre akumulacje wêglowodorów w jednostce
dukielskiej (dukielsko-michowskiej) wi¹¿¹ siê równie¿
z mocno spêkanymi seriami ³upkowymi, tzw. warstwami
grybowskimi (Karnkowski, 2007). W jednostce skolskiej
wiêkszoœæ z³ó¿ ropy naftowej wystêpuje w piaskowcach
œródmenilitowych-kliwskich.
Jednym z wa¿niejszych elementów systemu naftowego,
którego rozpoznanie ma ogromne znaczenie w poprawnej
jego interpretacji, obok ska³ macierzystych, zbiornikowych i uszczelniaj¹cych, jest system migracji, który w
pasach fa³dowo-nasuwczych ma charakter rozproszonej
migracji (Al-Ameri i in., 2009; Mann i in., 1997). Dyspersja wêglowodorów i ich akumulacja s¹ uzale¿nione od
architektury litofacji oraz ich stylu tektonicznego. Zjawiska zaburzaj¹ce te elementy nie sprzyjaj¹ formowaniu siê
d³ugich stref migracji. W takich uk³adach geologicznych
dominuj¹ relatywnie krótkie, pionowe i boczne drogi
migracji. Dodatkowo wystêpuje problem remigracji podczas póŸniejszych ruchów tektonicznych i reaktywacji lub
tworzenia nowych uskoków (Kisielow & Wdowiarz, 1967).
Obecnie wiadomo jest, ¿e niektóre z³o¿a w karpackich jednostkach tektonicznych zosta³y zdegradowane, a czêœæ z nich
zosta³a powtórnie dope³niona. Dowodem na wystêpowanie
takich zjawisk s¹ wyniki badañ sk³adu molekularnego rop
naftowych, zw³aszcza w zakresie niskocz¹steczkowych
sk³adników, które wyraŸnie wskazuj¹ na obecnoœæ rop
pochodz¹cych przynajmniej z dwóch epizodów nape³niania (Matyasik i in., 2000). W celu oceny charakteru geochemicznego rop naftowych wykonano wiele badañ
biomarkerów, które pozwalaj¹ poznaæ genezê z³ó¿. Tam
gdzie by³o to mo¿liwe z uwagi na dostêpnoœæ rdzeni b¹dŸ
reprezentatywnych próbek pochodz¹cych z ods³oniêæ
powierzchniowych wykonywano badania genetyczne dla
potencjalnych ska³ macierzystych.
643
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Pierwsz¹ i zasadnicz¹ trudnoœci¹ w ustalaniu elementów krytycznych systemu naftowego Karpat jest odtworzenie pierwotnych ram basenów sedymentacyjnych, których
osady sta³y siê czêœciami orogenu wyró¿nianymi jako
p³aszczowiny. Jednostki tektoniczne tej rangi w istocie s¹
wydzielane na podstawie cech sedymentologicznych i stratygraficznych. W skomplikowanej mozaice jednostek tektonicznych buduj¹cych orogen elementami porz¹dkuj¹cymi s¹ pierwotne warunki sedymentacji w okreœlonych
subbasenach. Dziêki temu ustalanie relacji pomiêdzy
ska³ami macierzystymi a ska³ami zbiornikowymi jest
wprawdzie nadal trudne, ale dziêki zasadzie superpozycji
mo¿liwe do przeœledzenia w analizie ewolucji strukturalnej
p³aszczowin. Du¿o trudniej jest ustaliæ historiê pogrzebania osadów i ich historiê termiczn¹. Dodatkowo, sam proces tektonizacji osadów „przedp³aszczowinowych” z regu³y
nie da siê odtworzyæ z du¿¹ doz¹ prawdopodobieñstwa ze
wzglêdu na d³ug¹ drogê transportu tektonicznego osadów
karpackich i zwi¹zanych z nimi procesów hydrotermalnych, czy nawet wulkanicznych, oraz istnienie skomplikowanej mozaiki zró¿nicowanych stref strumienia cieplnego
w czasie i przestrzeni. St¹d mamy takie paradoksalne przypadki, ¿e z³o¿a ropy naftowej wystêpuj¹ w rejonach, gdzie
w ich otoczeniu dojrza³oœæ materii organicznej nie
osi¹gnê³a nawet wstêpnej fazy generacji wêglowodorów
p³ynnych.
W Karpatach, tak jak i w innych obszarach orogenicznych, du¿¹ rolê odgrywaj¹ obserwacje powierzchniowe
wysiêków ropy naftowej oraz œlady wêglowodorów w
rdzeniach wiertniczych. Krytycznymi elementami karpackiego systemu naftowego jest wiele czynników, które bardzo trudno uj¹æ w zespó³ jasnookreœlonych regu³. Dopóki
nie sprawdzimy wiêkszoœci antyklin pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania z³ó¿ wêglowodorów, to zawsze istnieje
szansa na odkrycie z³o¿a. Migracje wêglowodorów mo¿liwe s¹ nie tylko z bezpoœrednich uk³adów ska³a macierzysta–ska³a zbiornikowa, ale mo¿liwa jest migracja na
wiêksze odleg³oœci w z³o¿onym systemie tektonicznym
orogenu, nie mówi¹c o prawdopodobieñstwie migracji
z pod³o¿a Karpat (Karnkowski & Ozimkowski, 1998). Dziœ
ju¿ wiemy, ¿e g³êbsze partie orogenu karpackiego maj¹
inny styl budowy: s¹ bardziej po³ogie i mniej stektonizowane. W ich obrêbie mog¹ wystêpowaæ wielopromienne
antykliny, zupe³nie nieznane w p³ytszym piêtrze strukturalnym. Akumulacje wêglowodorów mog¹ wiêc wystêpowaæ
w tych du¿ych, po³ogich antyklinach, ale dolne piêtro
strukturalne mo¿e byæ Ÿród³em dla wêglowodorów gromadz¹cych siê w w¹skopromiennych antyklinach (Picha,
1996; Curtis, 2004; Cooper, 2007), tak dobrze rozpoznanych dziêki licznym wierceniom w Karpatach wykonywanych ju¿ od XIX w. Dopiero dzisiaj, dziêki postêpowi w
badaniach geofizycznych i g³êbokim wierceniom, zaczynamy dostrzegaæ szansê na „drug¹ m³odoœæ” poszukiwañ
karpackich. To samo dotyczy pod³o¿a Karpat rozumianego
jako platformowe osady mezozoiczno-paleo- zoiczne, na
które zosta³ nasuniêty orogen karpacki.
ZAPADLISKO PRZEDKARPACKIE
Dotychczasowe prace geologiczne prowadzone w
utworach miocenu koncentrowa³y siê g³ównie na jego perspektywicznoœci pod wzglêdem zasobów gazu. Odkryte
644
liczne z³o¿a gazowe potwierdza³y celowoœæ takich dzia³añ.
W wielu odwiertach oprócz objawów gazu o sk³adzie
odpowiadaj¹cym gazom biogenicznym coraz czêœciej w
profilach odwiertów, gdzie miocen zalega na wiêkszych
g³êbokoœciach (poni¿ej 2000 m), wystêpuj¹ objawy gazu
tzw. mokrego i objawy gazoliny lub nawet ropy. Zatem
mo¿na przypuszczaæ, ¿e wêglowodory te mog¹ byæ produktem generacji z osadów mioceñskich, które znalaz³y siê
na takiej g³êbokoœci, gdzie mo¿liwa by³a generacja we
wczesnym etapie przeobra¿eñ termokatalitycznych. Na
tym etapie s¹ produkowane zarówno wêglowodory typu
gazowego, jak i niewielkie iloœci ropy. Ta iloœæ jest œciœle
zwi¹zana z typem obecnego kerogenu. Przeprowadzone
dotychczas badania geochemiczne dla utworów miocenu w
rejonie rowu Wielkich Oczu sugerowa³y istnienie ska³
macierzystych mog¹cych byæ Ÿród³em generacji tak¿e
wêglowodorów ciek³ych (Za³azie, Ryszkowa Wola-7,
Miêkisz Nowy).
W pó³nocno-wschodniej czêœci zapadliska przedkarpackiego, pomiêdzy stref¹ Lubaczowa i struktur¹ tektoniczn¹ zwan¹ Ryszkow¹ Wol¹ (ryc. 3), w rejonie Lubaczowa odkryto wiele z³ó¿ gazu ziemnego w utworach miocenu. Znane te¿ s¹ objawy ropy naftowej w utworach jurajskich w rejonie Lubaczowa, Opaki oraz w utworach
miocenu w Za³aziu-2 czy w odwiercie Ryszkowa Wola-7,
Miêkisz Nowy-3, Korzenica-1.
W budowie geologicznej tego obszaru zarysowuje siê
charakterystyczna cecha zalegania utworów miocenu
wprost na utworach kambru lub prekambru. W rejonie
Lubaczowa pod utworami miocenu wystêpuj¹ utwory
jurajskie, których mi¹¿szoœæ ocenia siê na 800 m (ryc. 3).
W rowie Wielkich Oczu stwierdzono ska³y macierzyste
(baden œrodkowy i górny, 2385–2412, o mi¹¿szoœci efektywnej 15 m i zawartoœci TOC od 0,8 do 2,03%, zawieraj¹ce II typ kerogenu (HI w zakresie od 208 do 438 mg
HC/g TOC przy dojrza³oœci termicznej w skali Tmax od
424 do 429°C; S³oczyñski i in., 2006). Ska³ami zbiornikowymi s¹ piaskowce badenu w depocentrum rowu i pu³apki
strukturalne zwi¹zane ze stref¹ uskokow¹ Wielkich Oczu.
Po osadzeniu siê utworów sarmatu pogr¹¿enie osi¹gnê³o
g³êbokoœæ 2600 m, w wyniku czego nast¹pi³o podgrzanie
osadów do temperatury 120°C, co spowodowa³o osi¹gniêcie przez nich progu dojrza³oœci termicznej (RO > 0,6%)
i wejœcie w g³ówn¹ fazê generowania wêglowodorów.
Poziom transformacji kerogenu (II typu) osi¹gn¹³ prawie
30%, a proces generowania wêglowodorów rozpocz¹³ siê
pod koniec sarmatu górnego, tj. oko³o 12 mln lat temu
(przy pogr¹¿eniu ska³ macierzystych na g³êbokoœæ ok.
2600 m) i trwa do czasów obecnych. Obliczona generacja
z tej warstwy o 15-metrowej mi¹¿szoœci wynosi ok.
120 kg HC/m2 powierzchni strukturalnej. Wyniki modelowania wskazuj¹, ¿e osady te nie osi¹gnê³y zak³adanego
minimalnego 30-procentowego progu nasycenia wêglowodorami, którego przekroczenie warunkuje zapocz¹tkowanie procesów ekspulsji (Matyasik i in., 2008).
Zjawisko generowania rop okreœlanych jako niedojrza³e jest znane w wielu basenach naftowych na œwiecie.
Dotychczas brak jest dok³adnego wyjaœnienia, jakie czynniki maj¹ najwiêksze znaczenie dla wczesnej generacji rop
naftowych i jak przebiegaj¹ takie procesy. Samo zjawisko
jest o tyle interesuj¹ce, ¿e stwarza mo¿liwoœci poszukiwawcze w p³ytkich horyzontach. Warstwy bogate w sub-
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Ryc. 3. Przekrój geologiczny przez g³êbsz¹ czêœæ zapadliska przedkarpackiego w rejonie Wielkich Oczu z zaznaczeniem potencjalnych
stref generacyjnych ropy naftowej, pu³apek i ska³ zbiornikowych (Porêbski & Matyasik – niepublikowane)
Fig. 3. Geological cross-section in deeper part of the Carpathian Foredeep, Wielkie Oczy region, with marked hydrocarbon generation
zones, reservoirs and traps (after Porêbski & Matyasik – unpublished)
stancjê organiczn¹ typu algowego, gdzie TOC osi¹ga
wartoœci powy¿ej 2%, a zawartoœæ rozpuszczalnej substancji organicznej jest doœæ znaczna, mog¹ byæ szczególnie
sprzyjaj¹ce dla przebiegu procesów wczesnej generacji.
Ropy generowane we wczesnym etapie ewolucji termicznej osadów wykazuj¹ pewne charakterystyczne cechy
nie tylko pod wzglêdem parametrów makroskopowych, ale
równie¿ w sk³adzie molekularnym. Wa¿ne jest zatem rozpoznanie takich rop poprzez szczegó³ow¹ analizê jak najwiêkszej iloœci parametrów, zw³aszcza tych, które w
sposób bezpoœredni lub poœredni œwiadcz¹ o dojrza³oœci
termicznej, i równoczesne uwzglêdnienie mo¿liwoœci
wp³ywu charakteru œrodowiska i typu facjalnego na wielkoœci tych parametrów. Poznanie i udokumentowanie zjawiska wczeœniejszej generacji rop stwarza nadziejê na
celowoœæ poszukiwania z³ó¿ w horyzontach o ni¿szym
re¿imie temperaturowo-czasowym.
W systemie naftowym zapadliska przedkarpackiego szczególn¹ rolê odgrywa historia termiczna, a w³aœciwie brak jej
wp³ywu na wystêpowanie z³ó¿ gazu ziemnego w utworach
miocenu (Kotarba & Peryt, 2001). Gaz ziemny w zapadlisku przedkarpackim ma bowiem genezê niskotemperaturow¹, biogeniczn¹ i utworzy³ siê w temperaturze poni¿ej
60°C (Kotarba, 2011). Elementami krytycznymi w systemie naftowym mioceñskich osadów zapadliska przedkarpackiego s¹ same pu³apki gazu, które mog¹ mieæ bardzo
ró¿norodny charakter: strukturalny, stratygraficzny, litofacjalny, a w ka¿dym z tych g³ównych typów jeszcze wiele
odmian (Jawor, 1983; Zubrzycki, 1986; Po³towicz, 1997;
Porêbski, 1999; Krzywiec i in., 2004; Pietsch i in., 2007;
Marzec i in., 2014). Wspó³zale¿noœæ pomiêdzy odpowiedni¹ ska³¹ zbiornikow¹ i pu³apk¹, pamiêtaj¹c, ¿e zawsze
mamy do czynienia z uk³adami wielowarstwowymi
(Myœliwiec i in., 2004; Pietsch i in., 2007; Marzec i in.,
2014), jest najtrudniejszym (krytycznym) elementem systemu naftowego w mioceñskim zapadlisku przedkarpackim.
W pod³o¿u zapadliska, w niektórych miejscach, wystêpuj¹ staropaleozoiczne i/lub mezozoiczne ska³y macierzyste. Z nich wygenerowa³a ropa naftowa znana w takich
z³o¿ach jak Nosówka czy Grobla. Chocia¿ wiek ska³ zbiornikowych jest ró¿ny, to w istocie mamy do czynienia z podobnymi systemami naftowymi (Wiêc³aw, 2011; Kotarba,
2012; Kosakowski & Wróbel, 2012). Ten fakt nabiera
szczególnego znaczenia w œwietle poszukiwañ w g³êbokim
piêtrze strukturalnym Karpat oraz pod Karpatami (Picha,
1996). Tutaj mog¹ siê kryæ jeszcze znaczne niespodzianki.
BASEN LUBELSKI
Odkryte dotychczas w tym basenie z³o¿a wêglowodorów wystêpuj¹ w utworach dewonu i karbonu (Karnkowski, 1999). Wieloetapowy rozwój basenu lubelskiego
umo¿liwi³ powstanie z³ó¿ ropy naftowej w ró¿nych formacjach m³odopaleozoicznych (bez permu), ale jednoczeœnie
spowodowa³ wiele komplikacji, np. z³o¿a gazu wystêpuj¹ce powy¿ej z³ó¿ ropy naftowej (karboñskie), których
Ÿród³em by³y ska³y dewoñskie (Matyasik, 1998). Pomimo
platformowego charakteru sedymentacji dewoñsko-karboñskiej stopieñ tektonizacji obszaru jest stosunkowo du¿y
(Narkiewicz i in., 1998; Krzywiec & Narkiewicz, 2003).
Historia termiczna tego basenu wskazuje, ¿e tylko w
jego centralnej czêœci istnia³y warunki do generowania
wêglowodorów (Burzewski i in., 1998; Grotek i in., 1998;
645
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Botor i in., 2002; Karnkowski, 2003). Krytycznymi elementami systemu naftowego basenu lubelskiego jest interakcja pomiêdzy jego histori¹ termiczn¹, silnym
zró¿nicowaniem litofacjalnym osadów i ich ewolucj¹
strukturaln¹ w okresie dewon–perm (ryc. 4). Wszystkie
wymienione elementy wspó³wystêpuj¹ na stosunkowo niewielkim terenie i w skali kilku kilometrów mo¿e wystêpowaæ znacz¹ca zmiennoœæ w stosunku do przewidywanych
warunków geologicznych.
tych. Generacja du¿ych iloœci wêglowodorów jest
udzia³em g³ównie warstw macierzystych syluru dolnego
i kambru górnego, których mi¹¿szoœæ chocia¿ rzadko przekracza 20 m, to posiadaj¹ one na tyle wysoki potencja³
generacyjny, ¿e wygenerowane z nich wêglowodory stanowi¹ 85% ca³oœci zasobów. Utwory macierzyste ordowiku
(karadoku) wygenerowa³y tak¿e du¿e iloœci wêglowodorów. W strefach najwiêkszej wydajnoœci osi¹gaj¹ one do
1 mln THC/km2.
BASEN BA£TYCKI
SHALE GAS
Cech¹ szczególn¹ z³ó¿ wêglowodorów w basenie
ba³tyckim jest relacja ska³ macierzystych do pu³apek
wêglowodorów. Pu³apki to zwykle po³ogie antykliny ograniczone z jednej strony uskokiem, gdzie ska³¹ zbiornikow¹
s¹ piaskowce œrodkowego kambru (Karnkowski, 1999;
Schleicher i in. 1998; Weil, 1990). Ska³ami macierzystymi
s¹ utwory ordowiku, syluru dolnego i czasami kambru górnego (Grotek, 2009). Ska³y zbiornikowe s¹ powy¿ej
ska³ macierzystych, ale w przypadku antyklin przeciêtych
uskokiem ska³y macierzyste znajduj¹ siê w skrzydle zrzuconym, sk¹d wêglowodory migruj¹ wzd³u¿ uskoku do
pu³apki antyklinalnej. W kierunku zachodnim w³aœciwoœci
zbiornikowe ska³ œrodkowokambryjskich znacznie siê pogarszaj¹ poni¿ej 3000 m g³êbokoœci (Swadowska & Sikorska, 1998; Jaworowski, 2000; Semyrka i in., 2010). Z drugiej strony s¹ tutaj lepsze warunki do generacji gazu
ziemnego. Sama strefa okna ropnego nie jest zbyt szeroka
w polskiej strefie basenu ba³tyckiego (ryc. 5) i w obszarze
l¹dowym wynosi zaledwie 20–30 km, ale w morskim ta
szerokoœæ wzrasta do 50 km (Karnkowski, 2010). Krytycznym elementem systemu naftowego polskiej czêœci basenu
ba³tyckiego jest zatem interakcja g³êbokoœci zalegania ska³
macierzystych i zbiornikowych z wystêpowaniem odpowiedniej pu³apki z³o¿owej.
Po przeanalizowaniu w³aœciwoœci geochemicznych
najlepszych poziomów macierzystych (kambr górny, ordowik, sylur dolny) mo¿na oceniæ, ¿e najwy¿sze iloœci wêglowodorów zosta³y wygenerowane z utworów landoweru
oraz kambru górnego. Oba te poziomy wykazuj¹ obecnoœæ
II typu kerogenu (ropotwórczego), ale ich nieco zró¿nicowane cechy genetyczne wp³ywaj¹ na ró¿ne zdolnoœci generacji wêglowodorów, zarówno w sensie iloœciowym, jak
i jakoœciowym (Karczewska i in., 2010).
Przebieg procesów generowania i ekspulsji wêglowodorów w strefie basenu ba³tyckiego by³ determinowany
podgrzaniem ska³ macierzystych, co jest wynikiem ich
maksymalnego pogr¹¿enia na skutek intensywnej subsydencji w sylurze i dewonie oraz przyrostem wartoœci strumienia cieplnego, którego apogeum przypada³o na prze³om karbonu i permu (Karnkowski, 1996). Najwczeœniej
procesy generacji wêglowodorów rozpoczê³y siê w po³udniowo-zachodniej czêœci tego rejonu, gdy pod koniec
syluru ska³y macierzyste osi¹gnê³y pogr¹¿enie 2000–2200 m
i z biegiem czasu geologicznego g³ówna faza „okna ropnego” przesuwa³a siê w kierunku pó³nocnym, gdzie
pogr¹¿enie ich by³o mniejsze.
Wydajnoœæ generacji zale¿na jest od wielu czynników:
zasobnoœci w materiê organiczn¹ (TOC), potencja³u
wêglowodorowego kerogenu (HI), jego stopnia transformacji oraz mi¹¿szoœci efektywnej poziomów macierzys-
Pok³ady polskiego gazu z ³upków, wed³ug dotychczasowych publikacji, mog¹ znajdowaæ siê na terenie od wybrze¿a miêdzy S³upskiem a Gdañskiem, w kierunku Warszawy, a¿ po Lublin i Zamoœæ. Takie rozprzestrzenienie
zosta³o okreœlone na podstawie znajomoœci rozk³adu osadów sylurskich w basenie ba³tyckim i basenie lubelskim,
które s¹ traktowane jako g³ówne potencjalne Ÿród³o dla
gazu z ³upków. Zarówno w basenie lubelskim, jak i basenie
ba³tyckim istniej¹ wiêc przes³anki do poszukiwania potencjalnych z³ó¿ gazu z ³upków. Prace poszukiwawcze podjête w Polsce (wiele firm polskich i zagranicznych) w latach
2007–2016 umo¿liwi³y wykonanie ponad 70 wierceñ
dedykowanych tej tematyce. Oficjalny raport ma zostaæ
przygotowany przez Pañstwowy Instytut Geologiczny –
Pañstwowy Instytut Badawczy. Poszczególne firmy, zaanga¿owane w realizacjê tego projektu w Polsce, zawieszaj¹
jednak dzia³alnoœæ poszukiwawcz¹ w tym obszarze, nie
podaj¹c konkretnych przyczyn takich decyzji. Niezale¿nie
od powodów wstrzymuj¹cych obecnie aktywnoœæ firm w
segmencie poszukiwañ z³ó¿ typu shale gas doœwiadczenia
zebrane przez polskich geologów du¿o lepiej obrazuj¹ stopieñ z³o¿onoœci systemu naftowego z³ó¿ niekonwencjonalnych. System ten sk³ada siê z jeszcze wiêkszej liczby
elementów krytycznych, jak np. podatnoœæ geomechaniczna ska³ do szczelinowania, naprê¿enia i spêkania w górotworze, anizotropia oœrodka skalnego poddawanego
szczelinowaniu hydraulicznemu, iloϾ i jakoϾ materii
organicznej oraz okreœlenie stopnia ekspulsji ju¿ wygenerowanych wêglowodorów, jakoœæ i koszty wierceñ kierunkowych i zabiegów intensyfikacyjnych (Hill i in., 2007).
Dziœ ju¿ mo¿na próbowaæ dawaæ odpowiedŸ na pytanie
o elementy krytyczne w systemie naftowym shale gas w
basenie ba³tyckim i lubelskim, ale wynika to nie tylko
z doœwiadczenia ostatniego dziesiêciolecia, lecz równie¿
wiedzy osi¹gniêtej na przestrzeni dziesi¹tków lat w w XX w.,
kiedy poszukiwano tam z³ó¿ konwencjonalnych. Ca³oœciowa ocena materia³ów wspó³czesnych i archiwalnych pozwoli precyzyjniej okreœliæ elementy krytyczne systemu
naftowego shale gas w ska³ach staropaleozoicznych w
obszarach lubelskim i gdañskim.
646
PODSUMOWANIE I WNIOSKI
1. Postêp w naukach geologicznych, geofizycznych
i wiertniczych w okresie ostatnich 30 lat wprowadzi³ do
praktyki poszukiwania z³ó¿ wêglowodorów pojêcie systemu naftowego, rozumianego jako zespó³ czynników niezbêdnych do powstania i zachowania z³ó¿ ropy naftowej
i gazu ziemnego.
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
Ryc. 4. Strefy generacyjne wêglowodorów w zachodniej czêœci
basenu ba³tyckiego: A – rozmieszczenie stref dojrza³oœci materii
organicznej w stropie kambru, B – przekrój geologiczny „S³upsk”
z zaznaczonymi strefami dojrza³oœci materii organicznej, C –
przekrój geologiczny „Gdañsk” z zaznaczonymi strefami dojrza³oœci materii organicznej (wg Karnkowskiego i in., 2010;
zmienione)
Fig. 4. Hydrocarbon zones in the western part of the Baltic Basin:
A – distribution of hydrocarbon zones on the top of Cambrian
surface, B – geological cross-section “S³upsk” with indicated
hydrocarbon zones, C – geological cross-section “Gdañsk” with
indicated hydrocarbon zones (after Karnkowski et al., 2010;
modified)
®
Ryc. 5. Rozmieszczenie i wielkoœæ „okna ropnego” w wybranych
formacjach dewoñsko-karboñskich w basenie lubelskim: A – rozk³ad
temperatur w sp¹gu karbonu na prze³omie karbonu i permu, B –
strefy dojrza³oœci materii organicznej w stropie namuru, C – strefy
dojrza³oœci materii organicznej w sp¹gu karbonu/stropie dewonu,
D – strefy dojrza³oœci materii organicznej w stropie eiflu (wg Karnkowskiego, 2003; zmienione)
Fig. 5. Extent of “oil window” in the selected Devonian-Carboniferous formations in the Lublin Basin: A – Carboniferous/Permian
palaeotemperature map on the Carboniferous top surface, B –
hydrocarbon zones on the top of Namurian, C – hydrocarbon
zones on the Devonian-Carboniferous surface, D – hydrocarbon
zones on the top of Eifelian (after Karnkowski, 2003; modified)
647
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
2. Koñcowa ocena systemu naftowego to iloczyn
wszystkich czynników bior¹cych udzia³ w procesie tworzenia siê nagromadzeñ wêglowodorów, które musz¹ mieæ
zachowan¹ odpowiedni¹ chronologiê zdarzeñ w przestrzeni geologicznej. Taka wspó³zale¿noœæ buduje czêsto uk³ady
synergiczne lub antagonistyczne. Te uk³ady nazywamy
krytycznymi elementami systemu naftowego.
3. Rzetelna i wszechstronna analiza krytycznych elementów systemu naftowego w basenach sedymentacyjnych Polski pozwala wskazaæ nowe potencjalne obszary
poszukiwañ z³ó¿ wêglowodorów.
4. W takim kontekœcie szczególnie obiecuj¹cy jest
obszar systemu naftowego i³owców formacji z Pi³y (centralna czêœæ basenu czerwonego sp¹gowca) oraz „g³êbokie
Karpaty” wraz z ich pod³o¿em i g³êbsza czêœæ zapadliska
przedkarpackiego.
5. Basen ba³tycki i basen lubelski wymagaj¹ specjalnego podejœcia poszukiwawczego, gdy¿ krytyczne elementy
systemu naftowego maj¹ tam du¿e znaczenie przy poszukiwaniu z³ó¿ typu shale gas.
Mamy œwiadomoœæ, ¿e rozleg³oœæ poruszanej tematyki nie
usatysfakcjonuje w pe³ni zarówno recenzentów, jak i
czytelników odnoœnie cytowanej literatury. Autorzy od blisko 40
lat zajmuj¹ siê geologi¹ naftow¹. Jednak wyniki w³asnych badañ
autorów, ich doœwiadczenie i przemyœlenia pozwalaj¹ im na
samodzielne stwierdzenia. Bierzemy odpowie- dzialnoϾ za swoje
s³owa i wiedz¹c jaka jest skala mo¿liwych spekulacji na wiele
tematów – prezentujemy autorskie spojrzenie na przedstawione
zagadnienie.
LITERATURA
AL-AMERI T.K., AL-KHAFAJI A.J. & ZUMBERGE J. 2009 – Petroleum system analysis of the Mishrif reservoir in the Ratawi, Zubair,
North and South Rumaila oil fields, southern Iraq. GeoArabia, 14:
91–108.
ALLEN P.A. & ALLEN J.R. 1990 – Basin analysis – principles and
applications. Blackwell, Oxford.
BOOTH D.R.D., CLARK-LOWES D.D. & TRAUT MW. 1998 – Palaeozoic petroleum systems of North Africa. Geol. Soc. Spec. Public.,
132: 768.
BOTOR D., KOTARBA M. & KOSAKOWSKI P. 2002 – Petroleum
generation in the Carboniferous strata of the Lublin Trough (Poland):
an integrated geochemical and numerical modelling approach. Organic
Geochemistry, 33: 461–476.
BOTOR D., PAPIERNIK B., MAÆKOWSKI T., REICHER B.,
KOSAKOWSKI P., MACHOWSKI G. & GÓRECKI W. 2013 – Gas
generation in Carboniferous source rocks of the Variscan foreland
basin: implictions for a charge history of Rotliegend deposits with
natural gases. Ann. Soc. Geol. Pol., 83: 353–383.
BURRI P., FAUPEL J. & KOOPMANN B. 1993 – The Rotliegend in
northwest Germany, from frontier to fairway. Geological Society, London, Petroleum Geology Confernce series, 4: 741–748.
BURZEWSKI W., KOTARBA M., BOTOR D., KOSAKOWSKI P. &
S£UPCZYÑSKI K. 1998 – Modelowanie procesów generowania i ekspulsji wêglowodorów w utworach m³odszego paleozoiku obszaru
radomsko-lubelskiego i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165:
273–284.
COOPER M. 2007 – Structural style and hydrocarbon prospectivity in
fold and thrust belts: A global review. Geol. Soc. Spec. Public., 272:
447–472.
CURTIS J.B., KOTARBA M.J., LEWAN M.D. & WIEC£AW D. 2004
– Oil/source rock correlations in the Polish Flysch Carpathians and
Mesozoic basement and organic facies of the Oligocene Menilite Shales: Insights from hydrous pyrolysis experiments. Organic Geochemistry, 35(11–12 SPEC. ISS.): 1573–1596.
DADLEZ R. 1989 – Epikontynentalne baseny permu i mezozoiku w
Polsce. Kwart. Geol., 33 (2): 175–198.
648
GAST R., DUSAR M., BREITKREUTZ CH., GAUPP R.,
SCHNEIDER J.W., STEMMERIK L., GELUK M., GEISSLER M.,
KIERSNOWSKI H., GLENNIE K., KABEL S. & JONES N. 2010 –
Chapter 7, Rotliegend. [W:] Doornenbal H. & Stevenson A. (red.),
Petroleum Geological Atlas of the Southern Permian Basin Area.TNO,
The Netherlands: 101–122.
GLENNIE K.W. & PROVAN M.J. 1990 – Lower Permian Rotliegend
reservoir of the Southern North Sea gas province. Geol. Soc. Spec.
Public., 50: 399–416.
GLINIAK P. & URBANIEC A. 2005 – Charakterystyka geofizyczna
bioherm oksfordu na obszarze przedgórza Karpat w aspekcie nowych
technik poszukiwania z³ó¿ wêglowodorów. Nafta-Gaz, 61: 343–348.
GROTEK I. 2009 – Charakterystyka petrograficzna i dojrza³oœæ termiczna materii organicznej z utworów syluru na obszarze kratonu
wschodnioeuropejskiego. Prz. Geol., 57 (4): 300–301.
GROTEK I., MATYJA H., SKOMPSKI S.1998 – Dojrza³oœæ termiczna
materii organicznej w osadach karbonu obszaru radomsko-lubelskiego
i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 245–254.
HANTSCHEL T., KAUERAUF A. I. 2009 – Fundamentals of Basin
and Petroleum Systems Modeling. Springer.
HILL R.J., JARVIE D.M., ZUMBERGE J., HENRY M. &
POLLASTRO R.M. 2007 – Oil and gas geochemistry and petroleum
systems of the Fort Worth Basin. AAPG Bull., 91 (4): 445–473.
JARMO£OWICZ-SZULC K., KARWOWSKI T. & MARYNOWSKI L.
2012 – Fluid circulation and formation of minerals and bitumens in the
sedimentary rocks of the Outer Carpathians – Based on studies on the
quartz-calcite-organic matter association. Marine and Petroleum Geology, 32 (1): 138–158.
JAWOROWSKI K. 2000a – Facies variability in the Cambrian deposits
from the Koœcierzyna and Gdañsk sections (Pomeranian Caledonides
foreland, northern Poland): a comparative study. Geol. Quart., 44 (3):
249–260.
JAWOR E. 1983 – Poszukiwanie i rozpoznawanie z³ó¿ wêglowodorów
w niestrukturalnych pu³apkach w œrodkowej czêœci zapadliska przedkarpackiego. Nafta, 39: 161–166.
KARCZEWSKA A., MATYASIK I. & ¯URAWSKI E. 2010 – Geochemistry of oils and source rocks of the early palaeozoic interval in
the Baltic Sea , northern Poland. The International Conference Baltic
Petroleum, 2010.
KARNKOWSKI P. 1999 – Oil and gas deposits in Poland. GEOS,
Kraków, s. 380.
KARNKOWSKI P. 2007 – Exploration and exploitation of oil and gas
fields in Poland: a historical outline. Prz.Geol., 55: 1049–1059.
KARNKOWSKI P.H. 1985 – Warunki formowania siê z³ó¿ gazu ziemnego w Wielkopolsce. Kwart. Geol., 29 (2): 355–368.
KARNKOWSKI P.H. 1996 – Historia termiczna a generacja wêglowodorów w rejonie struktury Dobrzycy (Pomorze Zachodnie). Prz. Geol.,
44 (4): 349–357.
KARNKOWSKI P. H., KIERSNOWSKI H. & CZAPOWSKI G. 1997
– Rotliegend stratigraphic gas traps versus depositional systems in the
Polish Permian Basin. Pr. Pañst. Inst. Geol., 157: 345–352.
KARNKOWSKI P.H., KIERSNOWSKI H. & CZAPOWSKI G. 1997 –
Sedimentological and geophysical data as a tool for prediction of the
Rotliegend stratigraphicgas traps (Polish Permian Basin). Pr. Pañst.
Inst. Geol., 157: 353–360.
KARNKOWSKI P.H. & OZIMKOWSKI W. 1998 – The distribution of
oil-and gasfields in relation to satellite image interpretation: an example
from the Polish East Carpathians and the adjacent foredeep. J. Petrol.
Geol., 21 (2): 213–231.
KARNKOWSKI P.H. 1999 – Origin and evolution of the Polish Rotliegend Basin. Polish Geological Institute, Special Papers, 3: 1–93.
KARNKOWSKI P.H. 2000 Modelowanie procesów generacji wêglowodorów w utworach cechsztyñskich basenu polskiego. Prz. Geol., 48
(5): 443–447.
KARNKOWSKI P.H. & OZIMKOWSKI W. 2001 – Ewolucja strukturalna pod³o¿a mioceñskiego basenu przedkarpackiego (obszar pomiêdzy Krakowem a Przemyœlem). Prz. Geol., 49 (5): 431–436.
KARNKOWSKI P.H. 2003 – Karboñski etap rozwoju basenu lubelskiego jako g³ówne stadium generacji wêglowodorów w utworach
m³odszego paleozoiku Lubelszczyzny: wyniki modelowañ geologicznych (PetroMod). Prz. Geol., 51 (9): 783–790.
KARNKOWSKI P.H. 2007a – Permian Basin as a main exploration target in Poland. Prz. Geol., 55: 1003–1015.
KARNKOWSKI P.H., PIKULSKI L. & WOLNOWSKI T. 2010 –
Petroleum geology of the Polish part of the Baltic region – an overview. Geol. Quart., 54 (2): 143–158.
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 9, 2016
KIERSNOWSKI H., BUNIA K., KUBERSKA M. &
SROKOWSKA-OKOÑSKA A. 2010 – Wystêpowanie gazu ziemnego
w piaskowcach czerwonego sp¹gowca Polski. Prz. Geol., 58 (4):
335–346.
KISIELOW W. & WDOWIARZ S. 1967 – Geochemical investigation
of crude oils fromthe Carpathians and Carpathian Foreland in Poland.
th
Proc. of 7 World Petrol. Congress, Mexico, 2: 533–542.
KOSAKOWSKI P. & WRÓBEL M. 2012 Burial history, thermal
history and hydrocarbon generation modelling of the Jurassic source
rocks in the basement of the Polish Carpathian Foredeep and Outer
Carpathians (SE Poland). Geologica Carpathica, 63 (4): 335–342.
KOTARBA M.J. 2011 – Origin of natural gases in the autochthonous
miocene strata of the Polish Carpathian Foredeep. Ann. Soc. Geol.
Pol., 81 (3): 409–424.
KOTARBA M.J. 2012 – Origin of natural gases in the Paleozoic-Mesozoic basement of the Polish Carpathian Foredeep. Geologica Carpathica, 63 (4): 307–318.
KOTARBA M. J., GRELOWSKI C., KOSAKOWSKI P., WIÊC£AW D.,
KOWALSKI A. & SIKORSKI B. 1999 – Hydrocarbon potential of
source rocks and origin of gas accumulations in the Rotliegend and
Carboniferous in the northern part of western Pomerania. Prz. Geol.,
47: 480.
KOTARBA M., KOSAKOWSKI P., WIÊC£AW D., GRELOWSKI C.,
KOWALSKI A., LECH S. & MERTA H. 2004 – Hydrocarbon potential
of Carboniferous source rocks on the Baltic part of Pomeranian Segment of the Middle Polish Trough. Prz. Geol., 52: 1156–1165.
KOTARBA M., POKORSKI J., GRELOWSKI C. & KOSAKOWSKI P.
2005 – Origin of natural gases accumulated in Carboniferous and
Rotliegend strata on the Baltic part of the Western Pomerania. Prz.
Geol., 53: 425–433.
KOTARBA M.J. & PERYT T.M. 2011 – Geology and petroleum geochemistry of miocene strata in the Polish And Ukrainian Carpathian
foredeep and its palaeozoic-mesozoic Basement. Ann. Soc. Geol. Pol.,
81(3): 211–220.
KOTARBA M.J., NAGAO K. & KARNKOWSKI P.H. 2014 – Origin
of gaseous hydrocarbons, noble gases, carbon dioxide and nitrogen in
Carboniferous and Permian strata of the distal part of the Polish Basin:
geological and isotopic approach. Chemical Geology, 383 (2014):
164–179.
KRZYWIEC P., ALEKSANDROWSKI P., FLOREK R. & SIUPIK J.
2004 – Budowa frontalnej strefy Karpat zewnêtrznych na przyk³adzie
mioceñskiej jednostki Zg³obic w rejonie Brzeska-Wojnicza – nowe
dane, nowe modele, nowe pytania. Prz. Geol., 52 (11): 1051–1059.
KRZYWIEC P. & NARKIEWICZ M. 2003 – O stylu strukturalnym
kompleksu dewoñsko-karboñskiego Lubelszczyzny w oparciu o wyniki
interpretacji danych sejsmicznych. Prz. Geol., 51 (9): 795–797.
KUŒMIEREK J. 1990 – Zarys geodynamiki centralnokarpackiego
basenu naftowego. Pr. Geol. PAN, 135, Kraków.
MANN U., HANTSCHEL T., SCHAEFER R.G., KROSS B.,
LEYTHAEUSER D., LITTKE R. & SACHSENHOFER R.F.1997 –
Petroleum Migration: Mechanism, Pathways, Efficiences and Numerical simulations. [W:] Welte D.H, Horsfield B., Baker D.R.(red.), Petroleum and basin evolution. Springer-Verlag Berlin, Heidelberg, New
York: 405–520.
MARZEC, P. NIEPSUJ M., BA£A M. & PIETSCH K. 2014 – The
application of well logging and seismic modeling to assess the degree
of gas saturation in Miocene strata (Carpathian Foredeep, Poland).
Acta Geophysica, 62 (1): 83–115.
MATYASIK I. 1998 – Charakterystyka geochemiczna ska³ macierzystych karbonu w wybranych profilach wiertniczych obszaru radomsko-lubelskiego i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 215–226.
MATYASIK I., S£OCZYÑSKI T. & MADEJ K. 2008 – Mo¿liwoœci
generacyjne utworów miocenu wschodniej czêœci zapadliska
przedkarpackiego. Miêdzynarodowa Konferencja
Naukowo-Techniczna Geopetrol 2008 nt. „Nauka, technika
i technologia w rozwoju poszukiwañ i wydobycia wêglowodorów w
warunkach l¹dowych i morskich”. Zakopane, 15–18 wrzesieñ. Prace
INiG, 150: 449–454.
MATYASIK I., STECZKO A. & PHILP R.P. 2000 – Biodegradation
and migrational fractionation of oils from Eastern Carpathians, Poland.
Advances in Organic Geochemistry, 31 (12): 1509–1523.
MIALL A.D. 1996 – The geology of fluvial deposits: sedimentary
facies, basin analysis, and petroleum geology. Springer, s. 583.
MYŒLIWEC M. 2004 – Poszukiwanie z³ó¿ gazu ziemnego w osadach
miocenu zapadliska przedkarpackiego na podstawie interpretacji anomalii sejsmicznych – weryfikacji anomalii. Prz. Geol., 52 (4):
307–314.
NARKIEWICZ M., MI£ACZEWSKI L., KRZYWIEC P.,
SZEWCZYK J. 1998 – Zarys architektury depozycyjnej basenu dewoñskiego na obszarze radomsko-lubelskim. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165:
57–71.
PICHA F.J. 1996 – Exploring for hydrocarbons under thrust belts –
A challenging new frontier in the Carpathians and elsewhere. AAPG
Bulletin, 80 (10): 1547–1564.
PIETSCH K. MARZEC P., KOBYLARSKI M., DANEK T.,
LESNIAK A., TATARATA A. & GRUSZCZYK E. 2007 – Identification of seismic anomalies caused by gas saturation on the basis of theoretical P and PS wavefield in the Carpathian Foredeep, SE Poland.
Acta Geophysica, 55 (2): 191–208.
PO£TOWICZ S. 1997 – Pozornie przekraczaj¹ce zaleganie badenu na
sekcjach sejsmicznych. Nafta-Gaz, 53: 117–125.
PORÊBSKI J. & OSZCZYPKO N. 1999 – Litofacje i geneza piasków
bogucickich (górny baden), Zapadlisko Przedkarpackie. Pr. Pañstw.
Inst. Geol., 168: 57–82.
WIÊC£AW D. 2011 – Origin of liquid hydrocarbons accumulated in
the Miocene strata of the Polish Carpathian Foredeep and its Palaeozoic-Mesozoic Basement. Ann. Soc. Geol. Pol., 81 (3): 443–458.
SCHLEICHER M., KÖSTER J., KULKE H. & WEIL W. 1998 – Reservoir and source-rock characterisation of the early Palaeozoic interval
in the Peribaltic Syneclise, northern Poland. J. Petrol. Geol., 21: 33–56.
SEMYRKA R., JARZYNA J., SEMYRKA G., KAMIERCZUK M. &
PIKULSKI L. 2010 – Reservoir parameters of lithostratigraphic complexes of Lower Palaeozoic strata In the Polish part of the Baltic Basin
based on laboratory studies and well logs. Geol. Quart., 54: 227–240.
SIKORSKA M. & PACZEŒNA J. 1997 – Quartz cementation in Cambrian sandstones on the background of their burial history. (Polish part
of the East European Craton). Geol. Quart., 41 (3): 265–272.
S£OCZYÑSKI T., MATYASIK I. & STECZKO A. 2006 – Potencja³
wêglowodorowy utworów miocenu w rejonie Lubaczów–Przemyœl.
Nafta – Gaz, 10: 487–492.
S£OWAKIEWICZ M. & G¥SIEWICZ A. 2013 – Geol. Soc. London,
Spec. Publ., 376: 523–538.
SWADOWSKA E. & SIKORSKA M. 1998 – Historia pogrzebania ska³
kambru na podstawie refleksyjnoœci macera³ów witrynitopodobnych w
polskiej czêœci platformy wschodnioeuropejskiej. Prz. Geol., 46 (8):
699–706.
WAGNER R.1988 – Ewolucja basenu cechsztyñskiego w Polsce.
Kwart. Geol., 32: 32–52.
WEIL W. 1990 – The reservoir properties of the Middle Cambrian
sandstone deposits in the £eba-¯arnowiec area in the light of the statistic analysis (in Polish with English summary). Kwart. Geol., 34 (1):
37–50.
ZUBRZYCKI A. 1986 – Analiza facjalna i rozwój pu³apek litologicznych w utworach miocenu autochtonicznego zapadliska przedkarpackiego pomiêdzy Rzeszowem a Pilznem. Pr. Geol. PAN Oddz. Kraków,
131: 1–43.
649
Download