Złoża węglowodorów w utworach cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) na bloku Gorzowa

Z³o¿a wêglowodorów w utworach cechsztyñskiego dolomitu g³ównego (Ca2)

na bloku Gorzowa

Edward Czekañski

, Krzysztof Kwolek

, Zbigniew Miko³ajewski

Hydrocarbon fields in the Zechstein Main Dolomite (Ca2) on the Gorzów Block (NW Poland). Prz. Geol., 58: 695–703.

A b s t r a c t. By discoveries of hydrocarbon deposits in the Polish part of the Southern Permian Basin, Western Poland became a key explorational area. The most spectacular discoveries have been done on the Gorzów Block which borders the Fore-Sudetic Monocline from the south and the Szczecin Swell from the north. This is the area where the biggest oil field – Barnówko– Mostno–Buszewo (BMB) – have been discovered and the group of oil and gas deposits Lubiatów–Miêdzychód–Grotów (LMG). Detailed litho- facies analy-sis of Main Dolomite carbonates and seismic surveys (mainly 3D) contrib-uted to good recognition of depositional architecture in this part of the Main Dolomite basin. An interesting issue is the relationship of the discovered deposits with carbonate depositional zones and diverse chemical composi-tion of hydrocarbons. Most of deposits is related to carbonate platforms and microplatforms. Less important are platform slopes but basinal zone is and was considered as the area where source rocks occur. Discovery of the Lubiatów oil deposit at the foot of the Grotów Peninsula opened new possibilities in searching for hydrocarbons. Later negative results of drillings in this zone did not affected the fact that there are still explorational hopes for this type of carbonates. Hydrocarbons which can still be discovered in this interval are still not known based on calculations done in the recent years. It seems, that better geochemical recognition and advanced look on diagenetic evolution and depositional architecture will bring about new discoveries in the Main Dolomite interval on the Gorzów Block.

Keywords: Zechstein Main Dolomite, Gorzów Block, oil and gas fields

Basen cechsztyñskiego dolomitu g³ównego (Ca2) obej-muje znaczny obszar Polski i stanowi czêœæ rozleg³ego basenu epikontynentalnego, zwanego po³udniowym base-nem permskim. Utwory dolomitu g³ównego maj¹ charak-ter zarówno ska³ macierzystych, jak zbiornikowych, które – izolowane ewaporatami – tworz¹ zamkniêty system naf-towy (Kotarba & Wagner, 2007). Odkrycia du¿ych z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego spowodowa³y, ¿e utwory te sta³y siê najintensywniej eksplorowanym poziomem na Ni¿u Polskim (Czekañski i in., 2002, 2008; Dyjaczyñski i in., 2006; Sikorski, 2002, 2006; Wolnowski, 2002, 2006). Znaczny wzrost efektywnoœci poszukiwañ nast¹pi³ dziêki zastosowaniu sejsmiki 3D (Górski i in.,1999; Czerwiñska i in., 2008).

Najwiêksze z³o¿a zwi¹zane s¹ z blokiem Gorzowa – jednostk¹ tektoniczn¹ po³o¿on¹ na pograniczu monokliny przedsudeckiej i niecki szczeciñskiej (ryc. 1) – oraz z pó³-nocn¹ czêœci¹ platformy wielkopolskiej (tzw. pó³wysep Grotowa) (ryc. 2). W strefach tych odkryto m.in. najwiêksze nagromadzenie ropy naftowej w Polsce – z³o¿e Barnówko– Mostno–Buszewo (BMB) (Mamczur i in., 1997) oraz zespó³ z³ó¿ Lubiatów–Miêdzychód–Grotów (LMG) (Dyjaczyñski i in., 2006). O wysokim potencjale naftowym dolomitu g³ównego na bloku Gorzowa œwiadczy tak¿e fakt, ¿e z³o¿a wêglowodorów odkryto równie¿ na izolowanych platfor-mach wêglanowych (mikroplatforplatfor-mach) po³o¿onych w strefie równi basenowej (Dyjaczyñski i in., 2009). Dziêki pracom wiertniczym i sejsmicznym uda³o siê zrekonstru-owaæ paleogeografiê utworów dolomitu g³ównego (Ca2) (Wagner i in., 2000) (ryc. 2).

Najwiêksze nadzieje, odnoœnie wystêpowania wêglo-wodorów w utworach Ca2 na omawianym obszarze, wi¹-zano z barierami, a tak¿e z wewnêtrznymi obszarami plat-form i izolowanych mikroplatplat-form wêglanowych. Na blo-ku Gorzowa w strefach tych odkryto dotychczas 24 z³o¿a ropy naftowej i gazu ziemnego. Lokalizacja dwóch pozo-sta³ych z³ó¿ odpowiada strefie podnó¿a platform wêglano-wych. W 1972 r. przypadkowo odkryte zosta³o niewielkie z³o¿e ropy naftowej Sulêcin, po³o¿one u podnó¿a mikro-platformy wêglanowej o tej samej nazwie (Kwolek & Miko-³ajewski, 2010). Odkrycie w 2002 r. z³o¿a Lubiatów – po³o¿onego u podnó¿a pó³wyspu Grotowa drugiego pod wzglêdem zasobów z³o¿a ropy naftowej w Polsce – posze-rzy³o front poszukiwañ o strefê podnó¿a platformy wêglano-wej (pogranicze stoku platformy i równi basenowêglano-wej), uwa¿a-nej do tej pory za obszar wystêpowania jedynie ska³ macie-rzystych. W ostatnim czasie odwierconych zosta³o w tym rejonie kilka otworów wiertniczych, niestety nie da³y one pozytywnych wyników. Nie tylko nie odkryto w nich akumu-lacji wêglowodorów, ale w niektórych przypadkach nie potwierdzi³a siê nawet interpretacja zapisu sejsmicznego, wskazuj¹cego na obecnoœæ mi¹¿szego i porowatego dolo-mitu. Podwa¿y³o to wiarygodnoœæ stosowanej dotychczas metodyki poszukiwawczej i sk³oni³o do rozwa¿añ nad opra-cowaniem kryteriów identyfikacji potencjalnych pu³apek z³o¿owych w utworach dolomitu g³ównego u podnó¿a plat-form i mikroplatplat-form wêglanowych (Kwolek & Miko³a-jewski, 2010). Bardzo wa¿ne przy planowaniu kolejnych otworów wiertniczych jest lepsze poznanie systemów naf-towych w uk³adzie platforma – stok – równia basenowa.

E. Czekañski K. Kwolek Z. Miko³ajewski

1

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie, Oddzia³ w Zielonej Górze, ul. Westerplatte 15, 65-034 Zielona Góra; edward.czekanski@zzgnig.com.pl

2

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie, Oddzia³ w Zielonej Górze, pl. Staszica 9, 64-920 Pi³a; krzysztof. kwolek@pgnig.pl; zbigniew.mikolajewski@pgnig.pl

Zarys budowy geologicznej bloku Gorzowa Blok Gorzowa zwi¹zany jest z NW czêœci¹ wa³u wolsz-tyñskiego – podniesieniem w pod³o¿u permo-mezozoiku. Ci¹gnie siê ono od okolic Krotoszyna na SE po Myœlibórz na NW i wchodzi w sk³ad eksternidów waryscyjskich. Pod-niesienie ma charakter izolowanych bloków, którym towa-rzysz¹ rozleg³e pokrywy ska³ wylewnych dolnego czerwo-nego sp¹gowca, a tak¿e serie utworów klastycznych dolne-go czerwonedolne-go sp¹dolne-gowca wystêpuj¹ce w obni¿eniach. Ostañce erozyjne w pod³o¿u cechsztynu mia³y znacz¹cy wp³yw na rozwój nadleg³ego kompleksu cechszty-ñsko-mezozoicznego. W czasie sedymentacji wczesno-cechsztyñskiej rozwija³y siê na nich mi¹¿sze platformy anhydrytowe (maj¹ce niekiedy ponad 300 m mi¹¿szoœci), bêd¹ce podstaw¹ platformowej sedymentacji utworów dolomitu g³ównego.

Badany obszar po³o¿ony jest w strefie wystêpowania tektoniki solnej. Miêdzy platformami siarczanowymi werry pojawiaj¹ siê poduszki i soczewy soli starszej (cyklotem stassfurt), nad którymi utworzy³y siê szerokopromienne antykliny solne oddzielone strefami synklinalnymi. Te ostat-nie wystêpuj¹ dok³adostat-nie nad platformami

siarczanowo-wêglanowymi (anhydryty werry i dolomit g³ówny). Na oma-wianym terenie obserwuje siê inwersjê planów struktural-nych nadk³adu (utwory mezozoiczne) w stosunku do planu strukturalnego dolomitu g³ównego. Sugeruje to odp³yw czê-œci soli (g³ównie cyklotemu stassfurt) z obszaru po³o¿onego nad wspomnianymi platformami w kierunku formuj¹cych siê poduszek i soczew solnych. Na podstawie nieznacznego przyrostu mi¹¿szoœci utworów górnego triasu i jury w obni¿eniach – w stosunku do osiowych partii antyklin sol-nych – mo¿na s¹dziæ, ¿e ruch mas solsol-nych by³ bardzo powolny i roz³o¿ony w czasie, a jego pocz¹tku nale¿y upa-trywaæ w póŸnym triasie (kajper–retyk).

Historia odkryæ wêglowodorów na bloku Gorzowa Pocz¹tki „naftowego” rozpoznania bloku Gorzowa siê-gaj¹ drugiej po³owy lat 50. XX w. Wykonano wówczas pierwsze regionalne profile sejsmiczne oraz otwór badaw-czy Gorzów Wielkopolski IG-1. Niekorzystne wykszta³-cenie facjalne dolomitu g³ównego (Peryt, 1978), a tak¿e brak dowodów wskazuj¹cych na obecnoœæ bituminów, przy-czyni³y siê do os³abienia perspektywicznoœci tego rejonu. Dalsze prace sejsmiczne, przeprowadzone pod koniec lat zasiêg kompleksu cechsztyñsko-mezozoicznego

extent of the Zechstein-Mesozoic complex brze¿ne nasuniêcie karpackie

frontal Carpathian thrust

monoklina mazursko-podlaska Mazur y-Podlasie Monocline niecka pomorska Pomeranian Trough niecka ³ódzka £ódŸ Trough KARPATY CARPATHIANS monoklina pr_zedsudecka Fore-Sudetic Monocline kredowa niecka pó³nocnosudecka Cretaceous North-Sudetic Trough blok pr_zedsudecki Fore-Sudetic Block SUDETY SUDETES kredowa niecka œródsudecka Cretaceous Intra-Sudetic Trough niecka szczeciñska Szczecin Trough wa³ pomorska Pomeranian Swell niecka p³ocka P³ock Trough niecka pu³awska Pu³awy Trough niecka nidziañska Nida Trough GZW USCB kredowa niecka opolska Cretaceous Opole Trough blok Gorzowa Gorzów Block w a ³ œ r ó d p o l s k i 0 25 50 75 100km

Ryc. 1. Lokalizacja bloku Gorzowa na tle geologicznego podzia³u Polski (wg Dadleza, 1998 – zmieniony)

Fig. 1. Location of the Gorzów Block on the background of the geological regional subdivision of Poland (after Dadlez, 1998 – modified)

60. XX., doprowadzi³y do odkrycia podniesieñ struktural-nych Cychry, Dêbno i Myœlibórz. W otworze Myœlibórz GN-1 (1970) z utworów dolomitu g³ównego uzyskano bar-dzo s³aby przyp³yw gazu ziemnego, a w otworze Cychry-1 (1972) dosz³o do erupcji gazu charakteryzuj¹cego siê nisk¹ zawartoœci¹ wêglowodorów (ok. 9% obj.) i niewielk¹ domieszk¹ H2S (0,34% obj.). Pierwszy przyp³yw ropy naf-towej (w iloœciach przemys³owych) z utworów Ca2 na blo-ku Gorzowa uzyskano z otworu Sulêcin-1 (1972). Dziêki kolejnym wierceniom odkryto z³o¿e gazu ziemnego tak¿e w szczytowej partii tej struktury, jednak charakteryzowa³ siê on bardzo nisk¹ zawartoœci¹ wêglowodorów (< 5% obj.). Prowadzone w latach 70. XX w. szczegó³owe prace sej-smiczne wykaza³y istnienie wielu nowych podniesieñ – m.in. Barnówko, Chartów, Dzieduszyce, Jeniniec, Krobie-lewko, Lubiszyn, Murzynowo, Namyœlin, Ró¿añsko i Zie-lin. Na dwóch z nich, w 1980 r., wykonane zosta³y otwory wiertnicze. W otworze Gorzów Wielkopolski-2 (podnie-sienie Murzynowo) uzyskano przyp³yw zgazowanej wody z³o¿owej, a w otworze Krobielewko-1 (podniesienie Kro-bielewko) dosz³o do erupcji gazu o niskiej zawartoœci wêglowodorów (ok. 8% obj.) i domieszce H2S siêgaj¹cej 3,36% obj. Po kilkuletniej przerwie w wierceniach, zwi¹-zanej zarówno z czynnikami technicznymi, jak i ekono-micznymi, odwiercono otwór Chartów-1 (1984), z którego

otrzymano przyp³yw gazu ziemnego o zawartoœci wêglo-wodorów ok. 19,5% obj. W 1986 r. podczas wykonywania otworu Jeniniec-1 odkryto z³o¿e ropy naftowej, któremu nadano tak¹ sam¹ nazwê. Reinterpretacja profili sejsmicz-nych z lat 1969–1979 oraz wykonanie w latach 1988–1990 uzupe³niaj¹cego zdjêcia sejsmicznego przyczyni³y siê do uszczegó³owienia kszta³tu czêœci podniesieñ, a tak¿e do wykrycia nowych (m.in. Buszewo i Mostno). W obrêbie mikroplatformy Chartów–Górzyca, na której stwierdzono wczeœniej z³o¿e gazu ziemnego Chartów, odkryto w 1989 r. z³o¿e ropy naftowej z czap¹ gazow¹ Górzyca oraz z³o¿e gazu ziemnego Ownice. W 1992 r. odkryto na N od tego rejonu dwa z³o¿a ropy naftowej (Zielin i Lubiszyn), a tak¿e z³o¿e gazu ziemnego Ró¿añsko, o zawartoœci wêglowodo-rów ok. 58% obj. i H2S ok. 9,5% obj. W celu dok³adnego rozpoznania budowy geologicznej tej struktury w 1993 r. wykonano pierwsze w Polsce zdjêcie sejsmiczne 3D (Geo-fizyka Toruñ). W latach 1993–1994 odkryto niewielkie z³o¿e ropy naftowej Chrzypsko, a dziêki wykonaniu otwo-rów Mostno-1, Barnówko-1 i Buszewo-1 – najwiêksz¹ akumulacjê ropy naftowej w Polsce, tj. z³o¿e BMB. W celu uœciœlenia wiedzy nt. jego budowy wykonano, w latach 1994–1996, kolejne zdjêcie sejsmiczne 3D (Barnówko– Lubiszyn). Do dnia dzisiejszego na obszarze bloku Gorzo-wa Geofizyka Toruñ wykona³a 16 zdjêæ sejsmicznych 3D,

NIEMCY GERMANY P L A T F_{O R M A} G O R Z O_{W A} G O R Z_{Ó W} P L A T_{F O R M} MIKROPLATFORMA ZIELINA ZIELIN MICROPLATFORM P L A T F_{O R M A} W I E L K O P O L S_{K A} W I E L_{K O P O} L S K A P L A T_{F O R M} MIKROPLATFORMA CYCHR CYCHRY MICROPLATFORM MIKROPLATFORMA CHARTOWA-GÓRZYCY CHARTÓW-GÓRZYCA MICROPLATFORM MIKROPLATFORMA SULÊCINA SULÊCIN MICROPLATFORM MIKROPLATFORMA KROBIELEWKA KROBIELEWKO MICROPLATFORM _PÓ£WYSEP GROTOW A GROTÓW PENINSULA Z A T O K A N O T E C I_{N O T E Æ B A Y} Z A T O K A R Z E P I N A_{R Z E P I N B A Y} Z A T O K A W I T N I C Y W I T_N I C_A B_A Y

równia basenowa – czêœæ p³ytsza basin floor – shallower part zatoka bay wypiêtrzenia highs otwory wiertnicze boreholes platforma wêglanowa ogólnie

carbonate platform in general przykrawêdziowa bariera oolitowa outer oolite barrier

wewn¹trzplatformowa p³ycizna oolitowa intraplatform oolite shoal

obni¿enie platformowe platform depression stok platformy wêglanowej platform slope

równia basenowa – czêœæ g³êbsza basin floor – deeper part z³o¿a ropy naftowej

oil fields

z³o¿a ropy naftowej i gazu ziemnego oil and gas fields

z³o¿a gazu ziemnego gas fields B A S E N C E N T R A L N Y C E N T R A L B A S I N Barnówko-1 Buszewo-1 Mostno-1 Cychry-1 Myœlibórz GN-1 Gorzów Wlkp. IG-1 Jeniniec-1 Sulêcin-1 Chartów-1 Lubiatów-1 5km

Ryc. 2. Rozmieszczenie z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach dolomitu g³ównego na bloku Gorzowa na tle mapy paleogeograficznej dolomitu g³ównego w Polsce wg Wagnera i in. (2000)

Fig. 2. Location of oil and gas deposits in Main Dolomite carbonates on the Gorzów Block on the background of paleo-geographical map of the Main Dolomite in Poland (after Wagner et al. 2000)

dziêki czemu budowa geologiczna tego obszaru zosta³a doœæ szczegó³owo rozpoznana. W latach 1994–1996 odkry-to dwa z³o¿a ropy nafodkry-towej (Dzieduszyce i Namyœlin) oraz dwa z³o¿a gazu ziemnego (P³onica i Stanowice). Gaz ze z³o¿a Stanowice zawiera ok. 25% obj. wêglowodorów oraz ok. 1% obj. H2S, natomiast ze z³o¿a P³onica odpowiednio – 17% obj. i 0,25% obj. Nastêpnych odkryæ dokonano w latach 2001–2004, kiedy to rozpoznano 5 z³ó¿ gazu ziemne-go (Baczyna, Ciecierzyce, Miêdzychód, Rac³aw, Santok) oraz 3 z³o¿a ropy naftowej (Lubiatów, Grotów i Sieraków). Najistotniejsze by³o jednak odkrycie zespo³u z³ó¿ LMG. Lubiatów okaza³ siê drugim – pod wzglêdem zasobów – z³o¿em ropy naftowej w Polsce. Ostatnim sukcesem poszu-kiwawczym by³o odkrycie w 2009 r. z³o¿a ropy naftowej Kamieñ Ma³y (pó³nocna czêœæ mikroplatformy Chartowa– Górzycy).

Charakterystyka paleogeograficzna i mikrofacjalna dolomitu g³ównego na bloku Gorzowa

W analizowanej czêœci basenu morze cechsztyñskie wkroczy³o na zró¿nicowan¹ morfologicznie powierzchniê. Znaczne deniwelacje przyczyni³y siê do podzia³u zbiornika na strefy g³êboko- i p³ytkowodne. Na wyniesieniach powstawa³y platformy i mikroplatformy siarczanowe cyklotemu werra, na których – w wyniku kolejnego cyklu transgresywnego – rozwinê³y siê platformowe utwory dolomitu g³ównego (stassfurt). Szczegó³owa analiza tych ostatnich wykaza³a, ¿e mamy do czynienia ze znacznym zró¿nicowaniem mikrofacjalnym, bêd¹cym efektem ró¿nic batymetrycznych (Peryt & Dyjaczyñski, 1991; Protas & Wojtkowiak, 2000; Jaworowski & Miko³ajewski, 2007). Poci¹ga³o to za sob¹ zmiany re¿imów sedymentacyjnych i przyczyni³o siê do powstania stref wysoko- i niskoenerge-tycznych. Dobre rozpoznanie sedymentologiczno-facjalne umo¿liwi³o zrekonstruowanie œrodowisk depozycji dolo-mitu g³ównego. Utwory te deponowane by³y w strefie plat-form i mikroplatplat-form wêglanowych (bariera, równia platformowa), na ich stokach i u podnó¿a, jak równie¿ na obszarze równi basenowej. Model zaproponowany przez Jaworowskiego i Miko³ajewskiego (2007), ukazuje prze-strzenne relacje œrodowisk depozycji podczas wysokiego stanu poziomu morza (HST – highstand systems track), kiedy to powsta³a wiêkszoœæ osadów na obszarach plat-form wêglanowych (ryc. 3). Model ten dotyczy rejonu Miêdzychodu, jednak mo¿e byæ z powodzeniem stosowa-ny tak¿e do instosowa-nych obszarów bloku Gorzowa.

Równia basenowa. Wystêpuj¹ tutaj g³ównie mu³y wêglanowe. Mikrofacjalnie s¹ to madstony ze sporadycz-nym udzia³em bioklastów i grubszego materia³u ziarnistego, zwi¹zanego z dystalnymi czêœciami sp³ywów turbidyto-wych. Nieliczne oznaki biostabilizacji mog¹ wskazywaæ na okresy spowolnienia lub na przerwy w sedymentacji (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007).

Podnó¿e stoku oraz stok platformy wêglanowej. Zale¿nie od morfologii stoku wystêpuj¹ tutaj mu³y wêgla-nowe, mu³y piaszczyste, piaski wêglawêgla-nowe, zlepieñce i brekcje wêglanowe. W niektórych profilach obecne s¹ tak¿e zlepieñce oraz brekcje anhydrytowe. Mikrofacjalnie s¹ to madstony, pakstony, flotstony i rudstony. Geneza przewar-stwieñ œrednio- i gruboziarnistych wêglanów, wystêpuj¹-cych u podnó¿a platform w obrêbie kompleksu mu³ów wêglanowych, jest przedmiotem dyskusji naukowych. Niektórzy uznaj¹ je za materia³ nagromadzony w wyniku redepozycji zwi¹zanej z progradacj¹ krawêdzi platformy wêglanowej (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007; S³owa-kiewicz & Miko³ajewski, 2009), inni natomiast wi¹¿¹ je z ci¹giem systemów depozycyjnych niskiego stanu morza, zbudowanych w znacznej mierze z materia³u autochtonicz-nego (Zdanowski, 2003a, b; Zdanowski, 2004a, b). W utwo-rach tych bardzo czêsto obecne s¹ struktury deformacyjne oraz redeponowane fragmenty warstw. Niektóre zlepieñce, brekcje oraz piaski wêglanowe z rozproszonymi okruchami, w których obserwuje siê uziarnienie frakcjonalne odwróco-ne, s¹ debrytami (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007). Powsta³y one w wyniku kohezyjnych sp³ywów grawitacyj-nych. Uziarnienie frakcjonalne normalne œwiadczy o wystê-powaniu turbidytów (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007).

Bariera. Bariery wêglanowe wystêpuj¹ g³ównie wzd³u¿ krawêdzi platform i mikroplatform wêglanowych, izoluj¹c obszar równi platformowej od otwartego morza (bariera zewnêtrzna). Mog¹ powstawaæ tak¿e w wewnêtrznej stre-fie platform, gdzie tworz¹ bariery wewnêtrzne dziel¹ce równiê platformow¹ na obszary nisko- i wysokoenerge-tyczne (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007). Osady barie-rowe reprezentuj¹ œrodowisko aktywne, zwi¹zane z naj-wy¿sz¹ energi¹ wód. Dominuj¹ w nich pery- i sublitoralne piaski wêglanowe oraz utwory mikrobialne (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007), rzadsze s¹ wêglanowe mu³y piasz-czyste i zlepieñce wêglanowe. Pod wzglêdem mikrofacjal-nym s¹ to: greinstony i bandstony, rzadziej pakstony, wakstony, flotstony i rudstony.

b a s e n b a s i n s to k s lo p e p l a t f o r m a p l a t f o r m podnó¿e stoku toe-of-slope równia platformowa

platform-flat platform-flatplatformowarównia bariera zewnêtr zna outer barrier bariera inner wewnê-trzna barrier

Ryc. 3. Model architektury depozycyjnej utworów dolomitu g³ównego w rejonie Miêdzychodu podczas wysokiego stanu wzglêdnego poziomu morza (HST) (wg Jaworowskiego & Miko³ajewskiego 2007, zmienione)

Fig. 3. Depositional model of the Main Dolomite in the Miêdzychód region. The model shows maximum development of sedimentation during the sea-level highstand (after Jaworowski & Miko³ajewski 2007, modified)

Równia platformowa. Na obszarze równi platformo -wej panowa³y warunki p³ytkowodne, a niewielkie ró¿nice w batymetrii powodowa³y powstanie stref wysoko- i nisko-energetycznych. Strefom wysokoenergetycznym odpowia-daj¹ g³ównie greinstony ooidowe z poziomami bandstonów. Powszechna jest biostabilizacja osadów. Strefy niskoener-getyczne – zwi¹zane z platformowymi obni¿eniami – zdo-minowane s¹ przez madstony, wakstony i pakstony peloidowe z onkoidami i licznymi bioklastami (œlimaki, ma³¿oraczki, otwornice, ma³¿e). Intraklasty i ooidy by³y dostarczane w wyniku znoszenia ze stref wysokoenerge-tycznych (Jaworowski & Miko³ajewski, 2007).

Ska³y macierzyste i zbiornikowe

w utworach dolomitu g³ównego na bloku Gorzowa Przez wiele lat s¹dzono, ¿e ska³ami macierzystymi w omawianym poziomie s¹ utwory wystêpuj¹ce w g³êbszej czêœci basenu (ryc. 4A). Najnowsze badania wykaza³y jed-nak, ¿e nie uczestniczy³y one – na wiêksz¹ skalê – w proce-sach ekspulsji i migracji i nie mog³y wype³niæ pu³apek w strefach platform wêglanowych (Kotarba & Wagner, 2007). W zwi¹zku z tym poszukiwania ska³ macierzystych skon-centrowano na obszarze tych platform oraz w obrêbie ich stoków. Zwrócono równie¿ uwagê na wystêpuj¹ce tam ska³y pochodzenia mikrobialnego i glonowego (ryc. 4B–D), które mog³y byæ Ÿród³em substancji organicznej (Depo-wska, 1997; Wagner & Kotarba, 2004; Kotarba & Wagner,

2007; S³owakiewicz & Miko³ajewski, 2010). Powszech-noœæ wystêpowania tych utworów jest odzwierciedleniem warunków panuj¹cych w basenie dolomitu g³ównego. Ciep³e, p³ytkie i zasolone wody sprzyja³y bujnemu rozwo-jowi sinic i glonów (Wagner i in., 2004). Organizmy te okresowo wytwarza³y ogromne iloœci biomasy stanowi¹cej g³ówne Ÿród³o materii organicznej, przekszta³conej w trak-cie diagenezy w kerogen, z którego podczas katagenetycz-nych transformacji powsta³a ropa naftowa i gaz ziemny. Wyniki badañ z zakresu geochemii naftowej potwierdzi³y, ¿e substancj¹ macierzyst¹ dla rop akumulowanych w utwo-rach dolomitu g³ównego by³ cyjanobakteryjno-glonowy, ropotwórczy kerogen typu II.

Ska³y macierzyste wystêpuj¹ w dwóch podstawowych odmianach: w formie zwartych kompleksów oraz w posta-ci rozproszonej (Kotarba & Wagner, 2007). Zwarte kom-pleksy zwi¹zane s¹ z budowlami mikrobialno-glonowymi oraz z warstwami madstonów. Typ rozproszony tworz¹ laminy cjanobakteryjne, stabilizuj¹ce osad ziarnisty.

Najlepsze w³asnoœci kolektorskie stwierdzono zarów-no w p³ytkowodnych utworach platformowych (ryc. 5A), jak i w g³êbokowodnych utworach ich podnó¿a (ryc. 5B) (Protas & Wojtkowiak, 2000; Jaworowski & Miko³ajew-ski, 2007; S³owakiewicz & Miko³ajewski 2009). Przemia-ny diagenetyczne, a tak¿e wynikaj¹cy z nich rozwój przestrzeni porowej, zachodzi³y wieloetapowo. Zmiany te zwi¹zane by³y zarówno ze strefami diagenetyczno-depo-zycyjnymi (eodiageneza), jak i z etapem pogrzebania

A

B

C

D

Ryc. 4. Przyk³ady ska³ macierzystych dolomitu g³ównego z obszaru bloku Gorzowa. Fot. Z. Miko³ajewski. A – madston; B – stromatolit; C – trombolit; D – biostabilizacja osadu ziarnistego

Fig. 4. Examples of Main Dolomite source rocks from the Gorzów Block area. Photo by Z. Miko³ajewski. A – mudstone; B – stromatolite; C – thrombolite; D – biostabilization of grainy sediment

(mezodiageneza). Z punktu widzenia prospekcji naftowej najistotniejsze by³o powstanie i zachowanie znacznej poro-watoœci wtórnej (miejscami > 30%), bêd¹cej wynikiem ca³kowitego b¹dŸ czêœciowego rozpuszczenia wêglano-wych sk³adników ziarnistych (ryc. 5C, D). Proces ten zacho-dzi³ najprawdopodobniej w wyniku oddzia³ywania wód meteorycznych oraz agresywnych wód wzbogaconych w CO2, który powstawa³ jako produkt przekszta³ceñ materii organicznej w bituminy (Clark, 1980; Mazzullo & Harris, 1992; Machel, 2005). Niekiedy bardzo wysoka porowatoœæ mo¿e byæ zwi¹zana z dolomityzacj¹ i rekrystalizacj¹ pier-wotnie wapiennej matrycy skalnej (ryc. 5E).

Charakterystyka i rozmieszczenie z³ó¿ wêglowodorów na bloku Gorzowa

Efektem dotychczasowych prac poszukiwawczych, prowadzonych na obszarze wystêpowania poziomu dolo-mitu g³ównego na bloku Gorzowa, jest odkrycie ok. 26 miejsc akumulacji wêglowodorów, w tym 12 z³ó¿ gazu ziemnego, 10 ropy naftowej i 4 gazowo-ropnych (ryc. 2). S¹ to z³o¿a masywowe, warstwowe oraz masywowo-war-stwowe. Strop utworów dolomitu g³ównego zalega w nich na g³ebokoœci od ok. 2680 m (np. Sulêcin) do blisko 3300 m (Grotów). Pierwotne zasoby geologiczne zosta³y

osza-A

B

C

D

E

Ryc. 5. Przyk³ady ska³ zbiornikowych dolomitu g³ównego z obszaru bloku Gorzowa. Fot. Z. Miko³ajewski. A – greinston ooidowo-intraklastowy; B – miejscami ca³kowite rozpuszczenie ziarnistej matrycy skalnej; C – porowatoœæ moldyczna i miêdzy- ziarnowa; D – porowatoœæ powsta³a w wyniku ca³kowitego rozpuszczenia ziarn wêglanowych; E – porowatoœæ miêdzykrystaliczna (szlif nasycony niebiesk¹ ¿ywic¹)

Fig. 5. Examples of Main Dolomite reservoir rocks from the Gorzów Block area. Photo by Z. Miko³ajewski. A – ooid-intraclast grainstone, B – in places complete dissolution of carbonate grains; C – moldic and interparticle porosity; D – porosity originated from complete dissolution of carbonate grains; E – intercrystalline porosity (thin section with blue resin)

cowane na ok. 120 mln ton ropy naftowej i ok. 70 mld m3 gazu ziemnego. Blisko po³owa odkrytych zasobów ropy zwi¹zana jest ze z³o¿em Barnówko–Mostno–Buszewo. Do wiêkszych z³ó¿ nale¿¹ tak¿e: Lubiatów (ok. 28 mln t), Grotów (ok. 12 mln t), Sieraków (ok. 10 mln t), Dzieduszyce (ok. 3,5 mln t), Górzyca (ok. 2,7 mln t) oraz Kamieñ Ma³y (ok. 3 mln t). Pozosta³e s¹ zdecydowanie mniejsze, a ich zasoby rzadko przekraczaj¹ 0,5 mln t. Najwiêksze pod wzglêdem pierwotnych zasobów geologicznych gazu ziemnego s¹ z³o¿a: Cychry (ok. 20 mld m3

), Barnówko– Mostno–Buszewo (ok. 12,5 mld m3), Krobielewko (ok. 15 mld m3), Miêdzychód (ok. 11,5 mld m3). Gazy z tych z³ó¿ ró¿ni¹ siê zarówno zawartoœci¹ wêglowodorów (np. Zielin ok. 75% obj.; Sulêcin < 5% obj.) jak i H2S (np. Krobielew-ko – ok. 9,5% obj.; Ownice – 0,16% obj.). Pierwotne ciœ-nienia z³o¿owe, zarejestrowane w obrêbie ró¿nych z³ó¿, s¹ tak¿e zró¿nicowane (np. Miêdzychód – 41,6 MPa; Zie-lin – 68 MPa).

Charakterystyczne jest rozmieszczenie odkrytych z³ó¿ w odniesieniu do stref paleogeograficznych. Zdecydowana wiêkszoœæ pokrywa siê ze strefami platform (14 z³ó¿) i izo-lowanych mikroplatform wêglanowych (10 z³ó¿). Tylko dwa z³o¿a ropy (Sulêcin, Lubiatów) odpowiadaj¹ strefom zazêbiania siê utworów stokowych z równi¹ basenow¹.

Z³o¿a na platformach wêglanowych. Z³o¿a te zwi¹-zane s¹ z platform¹ Gorzowa oraz z pó³wyspem Grotowa, bêd¹cym najbardziej na pó³noc wysuniêt¹ czêœci¹ platfor-my wielkopolskiej. Na platformie Gorzowa odkryto 10 z³ó¿ wêglowodorów (2 ropy naftowej, 7 gazowych oraz 1 ropno-gazowe), natomiast na pó³wyspie Grotowa – 4 z³o¿a (3 ropy naftowej oraz 1 gazu ziemnego). Najwiêksze zna-czenie mia³o jednak rozpoznanie platformowego z³o¿a BMB, które scharakteryzowano poni¿ej.

Barnówko–Mostno–Buszewo. Z³o¿e ropno-gazowe (ryc. 2, 6A), odkryte w latach 90. XX w. Jest to z³o¿e typu masywowego, którego ska³¹ zbiornikow¹ s¹ zarówno porowate greinstony ooidowe, jak i budowle organoge-niczne. Jak dotychczas jest to najwiêksze z³o¿e ropy nafto-wej w Polsce (Mamczur i in., 1997). W otworze Mostno-1 (1993) uzyskano przyp³yw gazu ziemnego, w otworze Buszewo-1 (1993) – ropy naftowej, a w otworze Barnów-ko-1 (1994) – gazu ziemnego w stropie, a ropy naftowej w sp¹gu dolomitu g³ównego. Nie przypuszczano wówczas, ¿e otwory te znajduj¹ siê w obrêbie jednego, du¿ego z³o¿a. Mi¹¿szoœæ utworów Ca2 w obrêbie BMB jest zró¿nicowa-na. Najwiêksza stwierdzona zosta³a w strefie bariery zew-nêtrznej (np. Barnówko-5, 84,3 m; Mostno-3, 83,5 m), natomiast w strefie równi platformowej (rejon Buszewa) tylko sporadycznie przekracza 40 m. Œrednia mi¹¿szoœæ efektywna waha siê od 22,95 m (czapa gazowa) do 25,5 m (strefa ropna), porowatoœæ efektywna wynosi ok. 17%, œrednia przepuszczalnoœæ z³o¿a – 17,4 mD i 12,2 mD (odpo-wiednio dla czapy gazowej i dla z³o¿a ropy naftowej).

Eksploatacjê z³o¿a rozpoczêto w marcu 2000 r. (przy stanie 32 odwiertów). Pierwotne zasoby, wed³ug dodatku do dokumentacji geologicznej z roku 2006, s¹ nastêpuj¹ce: ropa naftowa – ok. 60 mln t, gaz ziemny – ok. 28 mld m3 (Liberska, 2006).

Z³o¿a na izolowanych mikroplatformach wêglano-wych. Z³o¿a te zwi¹zane s¹ z izolowanymi mikroplatfor-mami o ró¿nej wielkoœci, wystêpuj¹cymi w strefie base-nowej. Na bloku Gorzowa odkryto dotychczas 10 z³ó¿ tego

typu (3 ropy naftowej, 4 gazu ziemnego oraz 3 ropno-gazo-we). Generalnie na wiêkszoœci mikroplatform wystêpuj¹ pojedyncze z³o¿a wêglowodorów o ró¿nej wielkoœci, nato-miast na mikroplatformie Chartowa–Górzycy odkryto a¿ cztery niezale¿ne z³o¿a (Chartów, Górzyca, Ownice i Ka-mieñ Ma³y). Bardzo ciekawym przyk³adem z³o¿a zwi¹za-nego z izolowan¹ mikroplatform¹ wêglanow¹ jest struktu-ra Zielin, któr¹ opisano poni¿ej.

Zielin. Struktura ropno-gazowa Zielin (ryc. 2, 6B) zosta³a odkryta w1992 r. Jest to z³o¿e typu warstwowego. W jego obrêbie stwierdzono wystêpowanie autuñskiego sto¿ka wulkanicznego – góruj¹cej nad okolic¹ formy, zwi¹-zanej z sedymentacj¹ niewielkich iloœci wapienia cechszty-ñskiego oraz bêd¹cej miejscem powstania lokalnej platfor-my siarczanowej werry, a nastêpnie – na pocz¹tku cyklo-temu stassfurt – niewielkiej, izolowanej platformy wêglano-wej dolomitu g³ównego. Ska³¹ zbiornikow¹ s¹ porowate i miejscami silnie zeszczelinowacone utwory ziarniste (grein-stony, pakstony) oraz fragmenty budowli organogenicznych. Ich mi¹¿szoœæ nieznacznie przekracza 20 m. Efektywna mi¹¿szoœæ z³o¿a wynosi ok. 18 m, porowatoœæ œrednia ok. 6%, a przepuszczalnoœæ ok. 3,5 mD. Eksploatacjê z³o¿a roz-poczêto w sierpniu 1992 r. Pierwotne zasoby oceniono na ok. 293 tys. t (ropa naftowa) i ok. 472 mln m3(gaz ziemny).

Z³o¿a u podnó¿a platform i mikroplatform wêgla-nowych. Na bloku Gorzowa w tej strefie paleogeograficz-nej odkryto tylko dwa z³o¿a ropy naftowej: Sulêcin (1972) oraz Lubiatów (2002). Odkrycie z³o¿a Lubiatów by³o naj-wa¿niejszym wydarzeniem od czasu odkrycia z³o¿a Bar-nówko–Mostno–Buszewo.

Lubiatów. Z³o¿e ropy naftowej Lubiatów (ryc. 2, 6C) zosta³o odkryte podczas wykonywania otworu Lubiatów-1 w 2002 r., który zaprojektowano w oparciu o wyniki zdjê-cia sejsmicznego 3D Miêdzychód–Sieraków (2001– 2002). Jest to z³o¿e typu strukturalno-litologicznego, którego ska³¹ zbiornikow¹ s¹ porowate dolomity ooidowo-intra-klastowe, przechodz¹ce lateralnie w nieporowate dolomity i wapienie wykszta³cone w litofacji mu³ów wêglanowych (madstonów). Z³o¿e Lubiatów zbudowane jest z dwóch czêœci – pó³nocnej i po³udniowej – po³¹czonych w¹skim przesmykiem (200–300 m). Obie maj¹ kszta³t nieregularny o obrysie zbli¿onym do elipsy i kierunku d³u¿szej osi: W-E (czêœæ po³udniowa) i NNE-SSW (czêœæ pó³nocna). Mi¹¿-szoœæ utworów Ca2 w czêœci po³udniowej zmienia siê od ok. 70–80 m (wg danych sejsmicznych) na NE od otworu Lubiatów-1 do ok. 50 m w czêœci œrodkowej z³o¿a, nato-miast w kierunku SW i W, tj. w kierunku zapadania stropu utworów Ca2, redukuje siê do ok. 20 m, czyli do mi¹¿szo-œci odpowiadaj¹cej granicy widzialnomi¹¿szo-œci (limit of visibility) w metodzie sejsmicznej 3D. Œrednia mi¹¿szoœæ efektywna z³o¿a waha siê od 9,78 m dla czapy gazowej do 24,07 m dla strefy ropnej. Porowatoœæ efektywna wynosi odpowiednio 8,21% i 12,41%, a œrednia przepuszczalnoœæ – 5 mD.

Z³o¿e aktualnie jest w trakcie zagospodarowywania. Zasoby geologiczne ropy naftowanej szacowane s¹ w nim na ok. 28 mln t, a towarzysz¹cego jej gazu ziemnego na ok. 5,5 mld m3(Szczawiñska, 2004).

Perspektywy poszukiwawcze

Blok Gorzowa, mimo prowadzenia na nim od lat 90. XX w. intensywnych prac poszukiwawczych, wci¹¿ pozo-staje obszarem perspektywicznym. Wed³ug aktualnego

sta-1km

Z3

Z2

Ca2str

Ca2sp

W-1 MO-3 MO-1 BA-12 BA-9 BA-13K BA-4

Z-3 Z-1 LU-1

A

B

C

Na4

Na3

Na2

Z3

Z2

Z2

Na2

Na1

Na3

Z2

Z3

Ca2str

Ryc. 6. Przekroje sejsmiczne przez z³o¿a wêglowodorów zwi¹zane z ró¿nymi strefami paleogeograficznymi dolomitu g³ównego na bloku Gorzowa: A – z³o¿e ropno-gazowe Barnówko–Mostno–Buszewo (BMB) (zdjêcie sejsmiczne 3D Barnówko–Lubiszyn, Geofizyka Toruñ 1996), B – z³o¿e ropno-gazowe Zielin (zdjêcie sejsmiczne 3D Zielin, Geofizyka Toruñ 1997), C – z³o¿e ropy naftowej Lubiatów (zdjêcie sejsmiczne 3D Miêdzychód–Sieraków, 2002), Na1 – sól najstarsza, Na2 – sól starsza, Na3 – sól m³odsza; Z2, Z3, Ca2str, Ca2sp – horyzonty sejsmiczne zwi¹zane z odbiciami od stropów: anhydrytu podstawowego (Z2), anhydrytu g³ównego (Z3), porowatych (Ca2str) i nieporowatych (Ca2sp) utworów dolomitu g³ównego

Fig. 6. Seismic cross-sections through hydrocarbon deposits related to different paleogeographical zones of the Main Dolomite on the Gorzów Block: A – Barnówko–Mostno–Buszewo (BMB) oil-gas deposit (Barnówko–Lubiszyn 3D seismic survey, Geofizyka Toruñ 1996), B – Zielin oil-gas deposit (Zielin 3D seismic survey, Geofizyka Toruñ 1997), C – Lubiatów oil deposit (Miêdzychód–Sieraków 3D seismic survey, 2002), Na1 – Oldest Halite, Na2 – Older Halite, Na3 – Young Halite; Z2, Z3, Ca2str, Ca3sp – seismic levels derived from reflections from the tops of: Basal Anhydrite (Z2), Main Anhydrite (Z3), porous (Ca2str) and not porous (Ca2sp) Main Dolomite rocks respectively

nu wiedzy najwiêksze szanse udokumentowania nowych zasobów wêglowodorów w basenie dolomitu g³ównego zwi¹zane s¹ z rozpoznaniem:

‘po³udniowego podnó¿a mikroplatformy Cychr;

‘pó³nocnego zasiêgu z³o¿a ropy naftowej Kamieñ

Ma³y, odkrytego w efekcie wykonania otworu Ka-mieñ Ma³y-1 w pó³nocnej czêœci mikroplatformy Chartowa–Górzycy;

‘po³udniowo-wschodniej czêœci mikroplatformy Char-towa–Górzycy, wraz z jej wschodnim i po³udniowym podnó¿em;

‘zachodniego podnó¿a mikroplatformy Sulêcina;

‘roponoœnej strefy Sierakowa, we wschodniej czêœci pó³wyspu Grotowa, potwierdzonej wynikami badañ przeprowadzonych w otworze Sieraków-1;

‘zasobnego z³o¿a Krobielewko, zlokalizowanego na

mikroplatformie o tej samej nazwie, odkrytego pod-czas wiercenia otworów Krobielewko-1, -2 i -5. Dodatkowego rozpoznania bêdzie wymaga³a równie¿ zachodnia czêœæ zatoki Noteci, na zachód od izolowanej platformy wêglanowej Krobielewka. Na podstawie badañ sejsmicznych 2D w zatoce tej wykartowano m.in. niewiel-ki obiekt strukturalny w stropie granicy sejsmicznej Z2, przypominaj¹cy roponoœn¹ mikroplatformê wêglanow¹ Jeniñca.

Literatura

CLARK D.N. 1980 – The sedimentology of the Zechstein-2 Carbonate Formation of eastern Drenthe, the Netherlands. Contr. Sedimentology, 9: 131–165.

CZEKAÑSKI E., DZIADKIEWICZ M. & JANKOWSKI K. 2002 – Potencja³ wydobywczy z³ó¿ ropy naftowej w dolomicie g³ównym. Konferencja Naukowo-Techniczna, Pi³a. 41–49.

CZEKAÑSKI E., DZIADKIEWICZ M. & MAMCZUR S. 2008 – Strategia przyrostu zasobów i zwiêkszenia wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego w PGNiG SA Oddzia³ w Zielonej Górze. IV Krajowy Zjazd Bran¿y Górnictwa Naftowego, £agów Lubuski. 43–59. CZERWIÑSKA B., POMIANOWSKI P. & SOLARSKI T. 2008 – Rola sejsmiki 3D w odkryciach i rozpoznawaniu z³ó¿ wêglowodorów w zachodniej Polsce. IV Krajowy Zjazd Bran¿y Górnictwa Naftowego. £agów Lubuski. 65–75.

DADLEZ R. (red.) 1998 – Mapa tektoniczna kompleksu

cechsztyñsko-mezozoicznego na Ni¿u Polskim. Pañstwowy Instytut Geologiczny.

DEPOWSKA A. 1997 – Opracowanie litologiczno-facjalne osadów dolomitu g³ównego w rejonie Gorzowa Wielkopol- skiego. Archiwum Geologiczne. Pi³a.

DYJACZYÑSKI K., MAMCZUR S. & DZIADKIEWICZ M. 2006 – Od Rybaków do LMG. 45 lat wydobycia ropy naftowej na Ni¿u Polskim. Konferencja Naukowo-Techniczna. Pi³a. 59–76. DYJACZYÑSKI K., KWOLEK K., MIKO£AJEWSKI Z., PERYT T.M. & S£OWAKIEWICZ M. 2009 – Microplatforms of the Main Dolomite (Ca2) in western Poland in the aspect of hydrocarbon prospection. 6th Annual Conference of SEPM-CES SEDIMENT 2009, 24–25 June, Kraków. 14–15.

GÓRSKI M., KRÓL E., KUNICKA-GÓRSKA W., TRELA M. & URBAÑSKA H. 1999 – Wydzielenie pu³apek wêglowodorów w utworach poziomu dolomitu g³ównego poprzez rozpoznanie zmian litofacjalnych i strukturalnych na podstawie zintegrowanej interpretacji sejsmiki 3D i danych otworowych w rejonie Gorzowa. Prz. Geol., 47: 1080–1095.

JAWOROWSKI K. & MIKO£AJEWSKI Z. 2007 – Oil- and gas-bearing sediments of the Main Dolomite (Ca2) in the Miêdzychód region: a depositional model and the problem of the boundary between the second and third depositional sequences in the Polish Zechstein Basin. Prz. Geol., 55: 1017–1024.

KOTARBA M. & WAGNER R. 2007 – Generation potential of the Zechstein Main Dolomite (Ca2) carbonates in the Gorzów Wielkopolski–Miêdzychód–Lubiatów area: geological and

geochemical approach to microbial-algal source rock. Prz. Geol., 55: 1025–1036.

KWOLEK K. & MIKO£AJEWSKI Z. 2010 – Kryteria identyfikacji obiektów litofacjalnych jako potencjalnych pu³apek z³o¿owych w utworach dolomitu g³ównego (Ca2) u podnó¿a platform i mikroplatform wêglanowych w œrodkowo-zachodniej Polsce. Prz. Geol., 58: 426–435.

LIBERSKA H. 2006 – Dokumentacja geologiczna z³o¿a

ropno-gazowego Barnówko–Mostno–Buszewo (BMB) w kategorii B. Dodatek nr 1. Archiwum Geologiczne. Zielona Góra.

MAMCZUR S., RADECKI S. & WOJTKOWIAK Z. 1997 – O najwiêkszym z³o¿u ropy naftowej w Polsce

Barnówko–Mostno–Buszewo (BMB). Prz. Geol., 45: 582–588. MACHEL H.G. 2005 – Investigations of burial diagenesis in carbonate hydrocarbon reservoir rocks. Geosci. Canada, 32, 3: 103–128. MAZZULLO S.J. & HARRIS P.M. 1992 – Mesogenetic dissolution: its role in porosity development in carbonate reservoirs AAPG Bull., 76: 607–620.

PERYT T.M. 1978 – Wykszta³cenie mikrofacjalne dolomitu g³ównego w pó³nocnej czêœci monokliny przedsudeckiej. Prz. Geol., 26: 163–168.

PERYT T.M. & DYJACZYÑSKI K. 1991 – An isolated carbonate bank in the Zechstein Main Dolomite basin, western Poland. Jour. Petrol. Geology, 14: 445–458.

PROTAS A. & WOJTKOWIAK Z. 2000 – Blok Gorzowa. Geologia dolnego cechsztynu. Przewodnik LXXI Zjazdu Polskiego Towarzystwa Geologicznego. 163–171.

SIKORSKI B. 2002 – Rezultaty poszukiwañ w utworach dolomitu g³ównego. Konferencja Naukowo-Techniczna, Pi³a. 7–14.

SIKORSKI B. 2006 – Rezultaty prac poszukiwawczych z perspektywy 50-lecia dzia³alnoœci Poszukiwañ Nafty i Gazu „NAFTA” sp. z o.o. w Pile. Konferencja Naukowo-Techniczna, Pi³a. 5–13.

S£OWAKIEWICZ M. & MIKO£AJEWSKI Z. 2009 – Sequence stratigraphy of the Upper Permian Zechstein Main Dolomite carbonates in Western Poland: a new approach. Jour. Petrol. Geology, 32: 215–234.

S£OWAKIEWICZ M. & MIKO£AJEWSKI Z. 2010 – Upper Permian Main Dolomite microbial bioherms and microbialites and their role in hydrocarbon generation (W Poland). Marine and Petroleum Geology (in review).

SZCZAWIÑSKA I. 2004 – Dodatek nr 1 do dokumentacji geologicznej z³o¿a ropy naftowej Lubiatów w kategorii C. Archiwum Geologiczne. Pi³a.

WAGNER R., DYJACZYÑSKI K., PAPIERNIK B., PERYT T. M. & PROTAS A. 2000 – Mapa paleogeograficzna dolomitu g³ównego (Ca2) w Polsce [W:] Kotarba M.J. (red.) Bilans i potencja³ wêglowodorowy dolomitu g³ównego basenu permskiego Polski. Archiwum WGGiOOE AGH, Kraków.

WAGNER R. & KOTARBA M. (red) 2004 – Algowe ska³y macierzyste dolomitu g³ównego i ich potencja³ wêglowodorowy jako podstawa dla genetycznej oceny zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Gorzowa–Miêdzychodu. Archiwum PGNiG. Warszawa.

WAGNER R., JAWOROWSKI K., MIKO£AJEWSKI Z., WICHROWSKA M. & PROTAS A. 2004 – Mikrobialne ska³y macierzyste w utworach cechsztyñskiego dolomitu g³ównego (Ca2). Polska Konferencja Sedymentologiczna, VIII Krajowe Spotkanie Sedymentologów, Zakopane.

WOLNOWSKI T. 2002 – Prognoza zasobnoœci dolomitu g³ównego w basenie permskim Ni¿u Polskiego w œwietle nowych technik poszukiwawczych. Konferencja Naukowo-Techniczna, Pi³a. 15–28. WOLNOWSKI T. 2006 – Perspektywy poszukiwañ z³óz ropy naftowej i gazu ziemnego na Ni¿u Poskim (po 50 latach poszukiwañ).

Konferencja Naukowo-Techniczna, Pi³a. 15–33.

ZDANOWSKI P. 2003a – Lowstand systems tract deposition of the Main Dolomite in the Gorzów region (Polish Zechstein Basin). 22nd IAS Meeting of Sedimentology, Opatija.

ZDANOWSKI P. 2003b – 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.

ZDANOWSKI P. 2004a – Stratygrafia sekwencji dolomitu glównego (cechsztynu) w rejonie gorzowskim ze szczególnym uwzglednieniem utworów LST. VIII National Meeting of Sedimentologists, Polish Sedimentological Conference, 21–24 June, Zakopane.

ZDANOWSKI P. 2004b – Wide restricted lagoons (salinas) of the Main Dolomite as a final stage deposition of carbonate lowstand systems tracts in the Gorzów Wielkopolski region. 23rd IAS Meeting of Sedimentology, 15–17 September, Coimbra.

Praca wp³ynê³a do redakcji 07.07.2010 r. Po recenzji akceptowano do druku 13.07.2010 r.