Prace poszukiwawcze prowadzone na Lubelszczyźnie od początku lat pięćdziesiątych skutkowały odkryciem jedynie kilku małych akumulacji węglowodorowych zlokalizowanych w utworach karbonu i dewonu oraz obecnością licznych objawów w rdzeniach, w płuczce wiertniczej i wodach złożowych (Kaczyński, 1984, 1997; Karnkowski, 1993; Żelichowski i Miłaczewski, 1994; Such, 1997; Helcel-Weil i Dzięgielewski, 2003). W utworach starszego paleozoiku jak do tej pory nie ujawniono żadnych konwencjonalnych akumulacji węglowodorów. Kryją one jednak znaczny potencjał w zakresie niekonwencjonalnych węglowodorów. Są one w chwili obecnej przedmiotem intensywnych działań eksploracyjnych koncernów naftowych, w tym również ORLEN Upstream S.A.
Poniżej przedstawiono charakterystykę złóż konwencjonalnych odkrytych w basenie lubelskim (Fig. 2.1):
Złoże Świdnik – zlokalizowane jest w NW części basenu lubelskiego,
w obrębie ciągu strukturalnego Abramów – Dęblin – Maciejowice. Pierwszy. Główny horyzont złożowy zlokalizowany jest w westfalu, w obrębie formacji dublińskiej i związany jest on z formacją dublińską. Wyodrębniony został jako poziom I2, zgodnie ze stosowaną w Górnictwie Naftowym korelacją karotaży (Kaczyński, 1976). Horyzont złożowy zbudowany jest z piaszczystych osadów korytowych oraz bardzo drobnoziarnistych mułowców i iłowców – pozakorytowych. Złoże to zostało odkryte odwiertem Stężyca 1 odwierconym w roku 1993. W wyniku prowadzonych prac poszukiwawczo-rozpoznawczych udokumentowano piaskowce złożowe poziomu I2 oraz odkryto inne horyzonty nasycone węglowodorami. Otworem kierunkowym Stężyca 3K, w interwale 2378 – 2382 m, w poziomie korelacyjnym I2 odkryto warstwę piaskowców korytowych nasyconą ropą naftową. Dla warstwy tej przyjęto nazwę - horyzont złożowy I2B. Drugą warstwę piaskowcową nasyconą ropą
naftową odkryto na głębokości 2424,5 – 2461,5m w poziomie korelacyjnym H2. Wydajność potencjalną dla tego horyzontu ustalono na
13,73 m3/dobę. Odwiertem Stężyca 5K, odwierconym w roku 1998,
odkryto w poziomie korelacyjnym L kolejne 3 warstwy piaskowców korytowych, o miąższości od 5 do 17 m, nasyconych gazem ziemnym. Testy produkcyjne wykonane w poszczególnych horyzontach wykazały
wydajności absolutne dla horyzontu L2A na 201 Nm3/min, horyzontu L2B
na 65 Nm3/min i horyzontu L2C na 51 Nm3/min (Helcel-Weil
i Dzięgielewski, 2003). Wisł a Warszawa Kielce Radom 0 50 km 24° 24° 23° 22° 21° 21° 22° 23° 52° 52° 51° 51° Białoruś ZAPADLISKO PODLASKIE RÓW LUBELS KI BASEN LWOWSKI BASEN ŁYSOGÓRSKO--RADOMSKI BLOKMAŁOPOLSKI uskokświe tokrzyski uskok Ursyn ow a-K azim ierza ELEW AC JA RADOM SKO -KR AŚNICK A us kok Izb ic y-Z am oś cia Melgiew Minkowice Komarów Glinnik Swidnik Ciecierzyn strefa usko kowa Kocka Stężyca ZRĄBŁUKOWA Lublin prekambr dolny paleozoik dewon karbon
trzon paleozoiczny G. Świętokrzyskich
główne dyslokacje uskoki
obecny zasieg dewonu
granica między basenem lubelskim a łysogórsko-radomskim granice segmentów basenu lubelskiego
akumulacje weglowodorowe
Fig. 2.1. Mapa lokalizacji złóż węglowodorów w regionie Lubelskim na tle
zasięgu utworów dewońskich i karbońskich w basenie lubelskim i łysogórsko-radomskim)
W 1997 roku odwiercono otwór Stężyca 7, którym odkryto i udokumentowano złoże ropy naftowej w piaskowcach korytowych dolnego namuru A, w formacji terebińskiej (poziom korelacyjny D2). W testach produkcyjnych stwierdzono maksymalną wydajność horyzontu na ok. 10 t/dobę (Helcel-Weil i Dzięgielewski, 2003). W roku 2003 odwiercono Paprotnie 1, która potwierdziła występowanie nasyconego ropą naftową horyzontu D2 w kierunku na zachód złoża Stężyca.
Od marca 2002 roku z horyzontu I2A prowadzona jest eksploatacja gazu ziemnego i kondensatu z horyzontu. Gaz zawiera 97.0 % węglowodorów, w tym 85,6 % metanu, 6,2 % etanu, 3,7 % butanu i 1,5 % węglowodorów cięższych od butanu, natomiast ropa naftowa ma ciężar
właściwy 0,767 g/cm3 (horyzont D) i 0,801 g/cm3 (horyzont I).
Oszacowane zasoby wynoszą 1 440 500 ton ropy naftowej i 6 750 mln
Nm3 gazu ziemnego (Kaczyński, 1997).
Złoże Komarów – to złoże gazu ziemnego odkryto w 1967 roku
w południowej części basenu lubelskiego. Ma ono charakter antykliny o rozciągłości zgodnej z przebiegiem uskoku Izbica – Zamość. Szerokość struktury złożowej wynosi 4 – 5 km, przy długości około 8 km i amplitudzie wynoszącej 250 – 350 m. Złoże to związane jest z piaszczysto-węglanowymi osadami dewonu środkowego i zostało odkryte w trakcie wiercenia odwiertu Komarów IG-1 (Fig. 2.1). W czasie wiercenia rejestrowano w utworach franu liczne objawy ropy naftowej, a
uzyskany przypływ gazu ziemnego wynosił 34 m3/min. Znacznie większy
przypływ gazu ziemnego, 93 Nm3/min i 130 Nm3/min, uzyskano
odpowiednio w odwiercie Komarów 5 i Komarów 9. W tym ostatnim po zabiegu kwasowania wydajność z tego horyzontu wzrosła do 1004 Nm3/min.
W latach 1975 – 1979 prowadzono eksploatację tego złoża odwiertami Komarów 5 i 9. W trakcie eksploatacji horyzonty złożowe uległy zawodnieniu, na skutek czego eksploatację przerwano. Ogółem ze złoża
Złoże Minkowice – to złoże gazu ziemnego zostało odkryte w 1972 roku
w centralnej części basenu lubelskiego (Fig. 2.1). Występuje w obrębie utworów namuru A, w poziomie korelacyjnym G4 (Kaczyński, 1976). Złoże usytuowane jest w skomplikowanej strukturze antyklinej o kierunku osi NW – SE. Skrzydło NE posiada małe nachylenie, natomiast skrzydło SW zapada stromo i przylega do dyslokacji odwróconej o zrzucie rzędu 300 do 500 m. Skałą zbiornikową są piaskowce oraz piaskowce z mułowcami, dwudzielne o zmiennej miąższości i zasięgu.
Złoże gazu ziemnego jest złożem warstwowym, ograniczonym litologicznie. Powierzchnia złoża wynosi 1,2 km2, miąższość efektywna 4,2 m, porowatość efektywna wynosi 9,5 %, a przepuszczalność 22 mD. Gaz jest gazem niskogazolinowym o zawartości metanu 85,92 %. Wartość opałowa gazu wynosi 9218 kcal/Nm3. Jego zasoby zostały ocenione na
20 mln Nm3. Ogólnie w latach 178 – 1979 ze złoża wydobyto 1,3 mln Nm3
gazu i 125 t solanki. Przeprowadzona rekonstrukcja odwiertu nie dała pozytywnego wyniku i w związku z tym odwiert zlikwidowano.
Złoże Ciecierzyn – to złoże gazu ziemnego zostało odkryte w 1984 roku
odwiertem Ciecierzyn 1 (Fig. 2.1). jest ono zlokalizowane w utworach franu (subkompleksy E2 i E3) i jest związane z dolomitami, z wkładkami wapieni (Helcel-Weil i Dzięgielewski, 2003). Złoże Ciecierzyn jest złożem masywowym, o zmiennych własnościach zbiornikowych, na ogół niskiej porowatości, głównie szczelinowej (średnio 3,5 %) i niskiej przepuszczalności, rzędu 1 mD. Średnia miąższość złoża wynosi 75 m. Wydajność absolutna jest niewielka i po kwasowaniach waha się w
różnych odwiertach od ok. 20 do 130 Nm3/min. Gaz w złożu zawiera 90,3
% metanu i 6,1 % węglowodorów C2-C5 oraz 3,3 % azotu i 0,3 % siarkowodoru. Eksploatacja złoża prowadzona jest odwiertami Ciecierzyn 1 i 2. Odwiert Ciecierzyn 1 włączono do eksploatacji w 1988 r a odwiert Ciecierzyn 2 w październiku 2003 r. Odwiert Ciecierzyn 3 ze względu na słaby przypływ gazu przewidziany jest do likwidacji. Do końca 2003 r
z odwiertu Ciecierzyn 1 wydobyto 28 mln Nm3, a z odwiertu Ciecierzyn 2
Złoże Mełgiew – złoże gazu ziemnego odkryto w 1991 roku w centralnej
części basenu lubelskiego odwiertem Mełgiew 2 (Fig. 2.1). Podobnie jak w przypadku Ciecierzyna, złoża związane jest z utworami węglanowymi franu i znajduje się w kilku interwałach na głębokościach 3431 – 3441 m, 3474 – 3523 m i 3797 – 3832 m (Helcel-Weil i Dzięgielewski, 2003). Ostatecznie, po zakończeniu wiercenia opróbowano przystropowy interwał franu 3431 – 3445 m (poziom korelacyjny E2- E3), którym udokumentowano złoże gazu ziemnego. Wydajność absolutną dla tego
interwału wynosi 190 Nm3/min. Dla tego złoża przyjęto nazwę Mełgiew B.
W czasie wiercenia odwiertu Mełgiew stwierdzono w wyniku opróbowania występowanie gazu ziemnego na głębokości 3896 – 3935 m i 3938 – 3972 m, czyli znacznie głębiej aniżeli w odwiercie Mełgiew 2. Poziom ten odpowiada poziomowi produktywnemu złoża gazu Ciecierzyn. Dla tego złoża przyjęto nazwę Mełgiew A.
W złożu Mełgiew A skałą zbiornikową są tutaj dolomity
z przewarstwieniami i gniazda anhydrytów i wapieni. Porowatość skały zbiornikowej jest niewielka i ma charakter szczelinowy (Such, 1997). Średnio wynosi ona 2,5 %. Powierzchnia złoża dla kategorii B wynosi
7,5 km2, a dla kategorii C 12,3 km2, średnia miąższość efektywna wynosi
36 m. Średnia wydajność absolutna z odwiertów udostępniających złoże
wynosi 114 tys. m3/dobę. Gaz ziemny zakumulowany w złoża zawiera
metan – 86,9 %, etan 5,25 %, propan 1,21 % i butany 0,08 %, ponadto zawiera dwutlenek węgla – 0,052 %, azot – 4,89 %, siarkowodór – 0,011 %.
W złożu Mełgiew B skałą zbiornikową są wapienie franu. Średnia porowatość efektywna wynosi jedynie 1,4% i ma charakter głównie
szczelinowy (Such, 1997). Powierzchnia złoża wynosi 1,3 km2 dla
kategorii B i 1,8 km2 dla kategorii C. Średnia miąższość efektywna złoża
wynosi 19 m. Skład gazu ziemnego jest zbliżony do w Mełgwi A i jest następujący: metan – 90,6 %, etan – 5,70 %, propan – 1,29 %, butany – 0,18 %, dwutlenek węgla – 0,183 %, azot – 1,40 %, siarkowodór – 0,079 %.
Eksploatacja złoża Mełgiew A prowadzona jest odwiertami Mełgiew 1, 4K, 5, 6K, 7K, 8K i 9, natomiast złoża Mełgiew B odwiertami Mełgiew 2 i 3.
Obserwowana na całym obszarze lubelskim znaczna liczba objawów węglowodorów nie ma jednak charakteru złożowego (Depowski, 1969; Calikowski, 1974; Calikowski i Gondek, 1967; Calikowski et al., 1971; Karnkowski, 1993).
W zakresie obecności akumulacji węglowodorów
niekonwencjonalnych – gazu łupkowego, ropy łupkowej i gazu związanego, jest na etapie rozpoznania wiertniczego. Uzyskany materiał wynikowy nie jest w chwili obecnej publikowany.