Polskie z³o¿a gazu ziemnego z ³upków
na tle wybranych niekonwencjonalnych z³ó¿ Europy Œrodkowo-Wschodniej
Przemys³aw Karcz
1, Marcin Janas
1, Ireneusz Dyrka
1Polish shale gas deposits in relation to selected shale gas perspective areas of Central and Eastern Europe. Prz. Geol., 61: 411–423.
A b s t r a c t. This paper describes a regional overview of selected Central and Eastern European sedimentary basins which hold the unconventional potential for shale gas and shale oil exploration that have attracted inter-est in the last few years. Organic-rich fine-grained rocks like black and dark-grey shales, mudstones and claystones with varying ages from Cam-brian to Miocene are distributed very irregularly across Europe. A long--lasting, dynamic geological evolution and continuous reconstruction of the European continent resulted in the formation of many sedimentary basins. In some basins, biogeochemical conditions favoured preservation of accumulated organic-rich deposits and led to the generation of hydrocarbons after burial and reaching appropriate maturity levels. Even though shale gas and shale oil explora-tion in Europe is still in its infancy, shale formaexplora-tions were analyzed before as the source rocks in convenexplora-tional petroleum systems. Parameters that were used to describe source rocks e.g.: total organic carbon, maturity, thickness, depth of occurrence and areal extent, can indicate preliminary potential for shale gas exploration and allow estimating first resource values. Currently the most intense shale gas exploration takes place in Poland where over 42 wells have been drilled and over 100 concessions for uncon-ventional hydrocarbon exploration have been granted. Upper Ordovician and Lower Silurian shales at the East European Craton (Baltic and Lublin-Podlasie Basins) are the major targets for unconventional exploration in Poland. In Central and Eastern Europe, evaluation of the unconventional potential of gas-bearing shale formations is carried out also in Ukraine, Lithuania, Austria, Czech Republic, Hungary, Romania, Bulgaria, Moldavia and the European sector of Turkey. Despite the fact that each shale rock differs from another by geochemical, petrographical, petrophysical, mechanical and other parameters, some similari-ties can be seen such as marine type of depositional environment with the predominance of type II kerogen or specific organic
matter content. Recoverable resources of shale gas throughout Europe are believed to be as large as 17.6 bln m3and Poland,
Ukraine, France with United Kingdom are thought to have the greatest resources.
Keywords: Europe, shale gas, shale oil, sedimentary basins, unconventional hydrocarbons, shale gas potential
Niniejszy artyku³ ma na celu wprowadzenie czytelnika w jak najbardziej ogólny zarys informacji o europejskich niekonwencjonalnych z³o¿ach wêglowodorów, tj. ropy naftowej i gazu ziemnego z ³upków, które w wyniku dopra-cowania technologii wydobywczych w ci¹gu ostatnich kil-ku lat sta³y siê atrakcyjnym obiektem badañ dla wielu firm z sektora naftowego. £upki i inne ska³y drobnoklastyczne wzbogacone w materiê organiczn¹, takie jak mu³owce i i³owce, które mog¹ zawieraæ ropê naftow¹ i gaz ziemny, s¹ rozmieszczone nierównomiernie na obszarze kontynen-tu europejskiego. Owa szeroka i nieregularna dystrybucja osadów tego typu jest œwiadectwem pojawiania siê i zaniku œrodowisk sprzyjaj¹cych akumulacji osadów drobnokla-stycznych wzbogaconych w materiê organiczn¹. Migracja drobnoklastycznych œrodowisk depozycyjnych jest odzwier-ciedleniem zarówno ewolucji kontynentu europejskiego w zakresie ewolucji strukturalnej, tektonicznej i paleogeo-graficznej, jak i globalnych i lokalnych zmian poziomu mórz i oceanów wraz z ich produktywnoœci¹ biologiczn¹ skoncentrowan¹ w wodach przypowierzchniowych. W kon-sekwencji dynamicznej historii rozwoju i wielokrotnej prze-budowy kontynentu europejskiego relatywnie czêsto poja-wia³y siê i zanika³y obszary morskie sprzyjaj¹ce akumulacji ska³ osadowych cechuj¹cych siê podwy¿szon¹ zawartoœci¹ materii organicznej. W wyniku tego wystêpuj¹ce w Euro-pie ska³y macierzyste dla wêglowodorów bêd¹ce celem
poszukiwañ z³ó¿ niekonwencjonalnych cechuja siê du¿¹ rozpiêtoœcia stratygraficzn¹ i geograficzn¹, wskutek czego s¹ one wieku od dolnego paleozoiku przez mezozoik a¿ po kenozoik na obszarach takich pañstw jak Polska, Rumunia, Bu³garia, Wêgry i Ukraina (ryc. 1 – patrz str. 436, ryc. 2). Poza wspomnianymi sektorami, ró¿nego typu i wieku ska³y ³upkowe stanowi¹ce potencjalny cel poszukiwañ z³ó¿ nie-konwencjonalnych znajduj¹ siê równie¿ na obszarze Hisz-panii, Austrii, Czech, Litwy, Niemiec, Francji i Wielkiej Brytanii. W europejskim sektorze Arktyki, na archipelagu Svalbard i na Nowej Ziemi równie¿ odnaleŸæ mo¿na ³upki i ska³y drobnoklastyczne bêd¹ce celem intensywnych badañ naftowych.
Powszechna heterogenicznoœæ ³upków, skutkuj¹ca ich odmiennymi w³aœciwoœciami geochemicznymi, petrogra-ficznymi, petrofizycznymi i mechanicznymi, sugeruje, ¿e ³upki wystêpuj¹ce na obszarze Polski s¹ prawdopodobnie na tyle odmienne od swoich odpowiedników europejskich, a tym bardziej amerykañskich, ¿e prawdopodobnie bêd¹ one wymagaæ doœæ specyficznego podejœcia w odniesieniu do planowanej eksploatacji. Ze wzglêdu na ich odmiennoœæ nale¿y w sposób bardzo szczegó³owy okreœliæ ich zdolnoœæ do generowania, zatrzymania i uwalniania wêglowodorów. Takie badawcze podejœcie powinno umo¿liwiæ zrozumie-nie tego drobnoklastycznego i wzbogaconego w materiê organiczn¹ systemu depozycyjnego z jego biologicznymi,
1
Pañstwowy Instytut Geologiczny – Pañstwowy Instytut Badawczy, ul. Rakowiecka 4, 00-975 Warszawa; przemyslaw.karcz@ pgi.gov.pl, marcin.janas@pgi.gov.pl, ireneusz.dyrka@pgi.gov.pl.
chemicznymi i fizycznymi warunkami, który wraz z pogrze-baniem przemieni³ siê w konwencjonalny i niekonwencjo-nalny system naftowy. Chocia¿ w artykule nie podano rozwi¹zania tych problemów badawczych, to przyczyniæ siê on mo¿e do pe³niejszego zrozumienia podstawowych ró¿nic w wybranych cechach geologicznych pomiêdzy pol-skimi ³upkami a ich odpowiednikami z Europy Œrodkowo--Wschodniej. W publikacji skoncentrowano siê g³ównie na obszarach wystêpowania najbardziej perspektywicz-nych ³upków polskich i Europy Œrodkowo-Wschodniej, które zdaniem wielu autorów mog¹ rokowaæ nadzieje na op³acaln¹ eksploatacjê. Do najbardziej perspektywicznych zalicza siê ³upki z basenów: wiedeñskiego, panoñskiego, dnieprowsko-donieckiego, ba³tyckiego, podlaskiego, lubel-skiego i z depresji lwowskiej (ryc. 1 – patrz str. 436). Do tej grupy nale¿y z pewnoœci¹ w³¹czyæ równie¿ ³upki a³unowe wystêpuj¹ce na obszarze Morza Ba³tyckiego.
POLSKIE BASENY SEDYMENTACYJNE POTENCJALNIE ZAWIERAJ¥CE ROPÊ NAFTOW¥ I GAZ ZIEMNY W £UPKACH
Najbardziej perspektywiczne ska³y ³upkowe na obsza-rze Polski, które mog¹ zawieraæ niekonwencjonalne z³o¿a ropy i gazu, wystêpuj¹ w trzech basenach sedymentacyj-nych: ba³tyckim, podlaskim i lubelskim (ryc. 3). Baseny te charakteryzuj¹ siê podobnym pionowym uk³adem facjal-nym dolnego paleozoiku oraz relatywnie prost¹ budow¹ tektoniczn¹. Ska³y ³upkowe górnego ordowiku i dolnego syluru wydaj¹ siê posiadaæ odpowiedni¹ charakterystykê geologiczn¹, co umo¿liwia zaklasyfikowanie ich nie tylko jako ska³y macierzyste dla konwencjonalnych z³ó¿ wêglo-wodorów, lecz równie¿ jako obiecuj¹cy cel poszukiwañ z³ó¿ niekonwencjonalnych. Jednak ich lateralna zmien-noœæ facjalna powoduje, ¿e nie na ca³ym obszarze wystê-powania cechuj¹ siê one jednakow¹ perspektywicznoœci¹ w odniesieniu do wystêpowania niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów. W karadoku sedymentacja drobnoklastycz-na przewa¿a³a jedynie w pó³nocno-zachodnich obszarach basenu dolnopaleozoicznego, natomiast w regionie po³ud-niowo-wschodnim zachodzi³ g³ównie wêglanowy typ sedy-mentacji, który w aszgilu zdominowa³ ju¿ prawie ca³y basen dolnopaleozoiczny. Ponowna zmiana warunków sedy-mentacji rozpoczê³a siê w sylurze wraz z dominuj¹c¹ aku-mulacj¹ ska³ drobnoklastycznych (Modliñski i in., 2006; Modliñski & Szymañski, 2008). Zmiany facjalne i wspó³-towarzysz¹ce im zmiany tempa sedymentacji klastycznej wp³ynê³y na poziom¹ i pionow¹ dystrybucjê wêgla organicz-nego w tych utworach i przyczyni³y siê do podwy¿szenia jego zawartoœci w facjach przede wszystkim mu³owcowych i ilastych, cechuj¹cych siê niskim tempem sedymentacji. Postêpuj¹ce w górnym ordowiku i dolnym sylurze migra-cje facji zale¿ne od przekszta³cania siê œrodowiska depozy-cyjnego wraz z jego produktywnoœci¹ biologiczn¹ i zmia-nami w zakresie basenowej dystrybucji klastyków spowo-dowa³y znaczny diachronizm utworów ilastych i mu³owco-wych w dolnopaleozoicznym basenie zachodniego sk³onu
basen panoñski Panonian Basin
basen dolnosaksoñski (formacja Blättertone) Lower Saxony Basin (Blättertone Formation) basen dolnosaksoñski (formacja Wealden) Lower Saxony Basin (Wealden Formation) basen po³udniowo-wschodni (formacja Terres Noires) Southeast Basin (Terres Noires Formation)
basen wiedeñski (formacja Mikulov) Vienna Basin (Mikulov Formation) platforma mezyjska (formacja Bals) Moesian Platform (Bals Formation)
basen dolnosaksoñski (formacja Posidonia) Lower Saxony Basin (Posidonia Formation)
basen paryski (formacja Schistes Carton) Paris Basin (Schistes Carton Formation)
basen po³udniowo-wschodni Southeast Basin
rów bodeñski (formacja Posidonia) Bodensee Trough (Posidonia Formation)
basen dolnosaksoñski Lower Saoxny Basin
pó³nocna prowincja naftowa Wielkiej Brytanii United Kingdom Northern Petroleum Province
basen dnieprowsko-doniecki (pok³ady Rudov) Dnieper-Donets Basin (Rudov Beds)
depresja lwowska Lviv Depression platforma mezyjska (Rumunia i Bu³garia)
Moesian Platform (Romania and Bulgaria) basen tracki (formacja Hamitabat) Thrace Basin (Hamitabat Formation)
³upki a³unowe Alum Shale
SE Ukraina (formacja Maykop) SE Ukraine (Maykop Formation)
basen praski Prague Basin
wysoki potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach high shale gas potential
niski potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach low shale gas potential
basen tracki (formacja Mezardere) Thrace Basin (Mezardere Formation)
baseny ba³tycki, podlaski, lubelski Baltic, Podlasie, Lublin basins
basen paryski Paris Basin
po³udniowa prowincja naftowa Wielkiej Brytanii United Kingdom Southern Petroleum Province
SW Litwa SW Lithuania
platforma mezyjska (formacja Etropole) Moesian Platform (Etropole Formation)
basen przeddobrudzki – S Mo³dawia Pre-Dobrogean Basin – S Moldavia basen kantabryjski Cantabrian Basin basen luzytañski Lusitania Basin basen luzytañski Lusitania Basin basen kantabryjski Cantabrian Basin
³upki strefy wielkopolskiej Wielkopolska Shale
strefy wystêpowania niskiego i wysokiego potencja³u gazu ziemnego w ³upkach low and high shale gas potential zone
kenozoik Cenozoic mezozoik Mesozoic górny paleozoik Upper Paleozoic dolny paleozoik Lower Paleozoic Cm1 Cm2 Cm3 Or1 Or2 Or3 S2 S1 D1 D2 D3 C1 C2 P1 P2 T2 T1 T3 J1 J2 J3 K1 K2 Pa Eoc Ol Mio NP
Ryc. 2. Pozycja stratygraficzna i obszar wystêpowania formacji
potencjalnie zawieraj¹cych gaz ziemny w ³upkach w Europie
Fig. 2. Stratigraphic position and location of formations with shale
kratonu wschodnioeuropejskiego. Odmienna roz-piêtoœæ czasowa jest przypisywana tak¿e zda-rzeniom termicznym, które wspó³kszta³towa³y perspektywicznoœæ wêglowodorow¹. W konse-kwencji polskie baseny sedymentacyjne zachod-niego sk³onu kratonu wschodnioeuropejskiego doœwiadczy³y dwóch wydarzeñ termicznych przy-nale¿nych stratygraficznie do dewonu i karbonu oraz póŸnego mezozoiku (Poprawa & Grotek, 2005; Poprawa, 2010a). Rozmieszczenie ska³ macierzystych dla wêglowodorów na obszarze zachodniej krawêdzi kratonu cechuje wyraŸna strefowoœæ ropo- i gazotwórcza (ryc. 3), odzwier-ciedlaj¹ca odpowiednio wschodnie i zachodnie fragmenty basenów (Poprawa, 2010a).
Szerokie rozprzestrzenienie ordowicko-sylur-skich ³upków wzbogaconych w materiê orga-niczn¹ w sektorze basenu ba³tyckiego skutkuje wystêpowaniem obszarów perspektywicznych na Morzu Ba³tyckim, w Rosji, na Litwie oraz w Szwecji. Wielkoœæ basenu i zasiêg wystêpowa-nia omawianych utworów klastycznych ordowi-ku i syluru powoduj¹ równie¿, ¿e na ró¿nych obszarach basenu zosta³y one pogr¹¿one do nie-kiedy znacznie odmiennych g³êbokoœci. W kon-sekwencji utwory landoweru w basenie ba³tyc-kim zosta³y pogrzebane do g³êbokoœci od 1000 m we wschodnim l¹dowym terytorium Polski do nawet 4500 m w zachodnich granicach swojego zasiêgu. Mi¹¿szoœæ ca³ego kompleksu lando-weru równie¿ ulega wahaniom od ok. 20–30 m w rejonach wschodnich do blisko 70 m w rejo-nach zachodnich. Z kolei utwory wenloku cha-rakteryzuj¹ siê du¿o wiêkszymi mi¹¿szoœciami, które w zale¿noœci od regionu ró¿ni¹ siê zna-cz¹co – od 100–140 m we wschodniej czêœci
basenu do 1000 m w regionie zachodnim. Dojrza³oœæ ter-miczna wykazuje ogromn¹ rozpiêtoœæ w granicach od 0,5– 0,6% Ro w regionach wschodnich do 4,5% Ro w regionach maksymalnego pogrzebania. Zawartoœæ wêgla organicznego w utworach landoweru jest znacznie zró¿nicowana i wy-nosi 0,5–11,0% wag., z czego najwy¿sze wartoœci odno-towuje siê w centralnej czêœci Zatoki Gdañskiej. W utwo-rach wenloku regionalne ró¿nice w zawartoœci wêgla orga-nicznego s¹ znacznie mniejsze i oscyluj¹ miêdzy 0,5% wag. a 1,4% wag. (Skrêt & Fabiañska, 2009; Poprawa, 2010a). Jeœli wzi¹æ pod uwagê œredni¹ mi¹¿szoœæ ³upków netto, wynosz¹c¹ ok. 96 m dla landoweru, wyliczone zasoby gazu wydobywalnego to ok. 3,6 bln m3(Kuuskraa i in., 2011).
W wyniku procesów tektonicznych system dolnopaleo-zoicznych basenów sedymentacyjnych uleg³ rozdzieleniu, wskutek czego basen podlaski stanowi obecnie nieco odizolowan¹ jednostkê z w³aœciw¹ sobie charakterystyk¹ geologiczn¹. Utwory landoweru cechuj¹ siê pogrzebaniem w granicach 500–750 m w regionie wschodnim do blisko 5000 m na obszarze zachodnim. Mi¹¿szoœæ utworów wenloku zmienia siê od 80–100 m w regionie wschodnim do nawet 500 m w zachodnich granicach wystêpowania. Dojrza³oœæ termiczna wyra¿ona w funkcji refleksyjnoœci witrynitu cechuje siê generalnie podobnym trendem wzro-stu wartoœci w kierunku zachodnim i po³udniowo-zachod-nim i osi¹ga wartoœci rzêdu 4,0% Ro w warstwach
lando-weru. Ten sam interwa³ stratygraficzny na wschodnim obszarze basenu cechuje siê dojrza³oœci¹ termiczn¹ rzêdu 0,7–1,3% Ro. Zawartoœæ materii organicznej wynosi od 0,6% wag. do nawet 20,0% wag. w pojedynczych war-stwach i wzrasta w kierunku zachodnim (Klimuszko, 2002; Poprawa, 2010a). Orientacyjne oszacowanie mi¹¿szoœci ³upków landoweru netto na ok. 90 m umo¿liwi³o okreœle-nie iloœci wydobywalnego gazu na 0,4 bln m3(Kuuskraa i in., 2011).
Basen lubelski jest najbardziej wysuniêty na po³udnio-wy wschód (ryc. 3) i charakteryzuje siê najbardziej z³o¿on¹ budow¹ tektoniczn¹ spoœród wszystkich polskich dolno-paleozoicznych basenów zawieraj¹cych pakiety ska³ drobno-klastycznych mog¹cych zawieraæ niekonwencjonalne z³o¿a ropy i gazu. Przyczyn¹ skomplikowanej budowy geolo-gicznej by³y przede wszystkim regionalne wydarzenia tektoniczne, których maksimum aktywnoœci przypad³o na dewon i których efektem jest te¿ znaczna odmiennoœæ wybranych parametrów geologicznych w odniesieniu do pozosta³ych basenów, zw³aszcza pod zwglêdem pogrzeba-nia i dojrza³oœci. Znacz¹c¹ rolê w rozwoju struktury basenu lubelskiego odegra³y równie¿ m³odsze wydarzenia tekto-niczne we wczesnym karbonie i od póŸnego karbonu do wczesnego permu (Poprawa 2010a). G³êbokoœæ zalegania stropu utworów landoweru waha siê tu od 1000 m do 4000 m, z trendem wzrastaj¹cym przebiegaj¹cym z pó³nocnego
wa³ kujawski Kujawy W ell Karpaty Carpathians wyniesienie mazursko-suwalskie Mazury-Belarus High niecka miechowska Miechów Trough Góry Œwiêtokr zyskie HolyCross Mountains niecka warszawska W arsaw Trough niecka mogileñsko-³ódzka Mogilno-£ódŸ Trough niecka pomorska Pomeranian Trough wa³ pomorski Pomeranian Swell niecka szczeciñska Szczecin Trough monoklina pr zedsudecka Fore-Sudetic Monocline Sudety Sudety Mts. basen ba³tycki Baltic Basin obni¿eniepodlaskie PodlasieDepression zapadlisko przedkarpackie Carpathian Foredeep basen lubelski Lublin Basin strefa ropotwórcza oil-prone zone strefa gazotwórcza gas-prone zone
obszary o wstêpnie udokumentowanym potencjale wystêpowania gazu ³upkowego
areas with preliminary documented shale-gas potential
obszary o nieokreœlonym lub ni¿szym potencjale wystêpowania gazu ³upkowego
areas with uncertain or lower documented shale-gas potential
0 50 100 km
Ryc. 3. Obszary potencjalnego wystêpowania ropy naftowej i gazu ziemnego
w ³upkach w dolnopaleozoicznych basenach Polski (kompilacja na podstawie Poprawy, 2010a)
Fig. 3. Areas of potential shale-oil and shale-gas occurrence in the Lower
wschodu na po³udniowy zachód. Dojrza³oœæ termiczna zmienia siê od 0,6% Ro do 3,0% Ro, równie¿ wzd³u¿ trendu NE-SW. Zawartoœæ wêgla organicznego w utwo-rach aszgilu, landoweru i wenloku mieœci siê w zakresie 0,5–4,5% wag. (Poprawa, 2010a). Mi¹¿szoœæ tych inter-wa³ów stratygraficznych zmienia siê natomiast w grani-cach odpowiednio 10–50 m oraz 60–180 m. Œrednia mi¹¿-szoœæ ³upków wenloku netto dla basenu lubelskiego wynosi 69 m, a wydobywalne zasoby gazu stanowi¹ ok. 1,25 bln m3 (Kuuskraa i in., 2011).
Obecnie na obszarze wszystkich trzech basenów trwaj¹ zaawansowane prace wiertnicze prowadzone w celu roz-poznania potencja³u niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglo-wodorów. Grupê najintensywniej poszukuj¹c¹ niekonwen-cjonalnych z³ó¿ ropy i gazu tworz¹ firmy: PGNiG, PKN Orlen, BNK Petroleum, Chevron, Conoco Philips, Eni, San Leon Energy i 3Legs Resources, które na przestrzeni ostat-nich kilku lat wywierci³y 42 otwory badawcze.
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A UKRAINY
W 2012 r. koncerny naftowe Chevron, Shell oraz kon-sorcjum kierowane przez koncern ExxonMobil wygra³y konkurs na poszukiwanie i wydobycie
niekonwencjonal-nych z³ó¿ gazu ziemnego na Ukrainie. Chevron rozpocznie prace na koncesji Olesko, która znajduje siê na zachodzie kraju i obejmuje obwód lwowski, iwanofrankowski i tarno-polski. Shell otrzyma³ koncesjê na prowadzenie prac poszu-kiwawczo-wydobywczych na wschodzie kraju, w obrêbie obwodu charkowskiego i donieckiego, natomiast konsor-cjum sk³adaj¹ce siê z firm ExxonMobil, Shell, Petrom i Nadra Ukrainy bêdzie odpowiedzialne za prace na konce-sji Skifska, zarówno na l¹dzie, jak i na szelfie Morza Czar-nego (ryc. 4).
Celem poszukiwañ w obrêbie koncesji Olesko s¹ sylur-skie ³upki depresji lwowsylur-skiej, która jest kontynuacj¹ struk-tur geologicznych regionu lubelskiego, bêd¹cego w Pol-sce obszarem intensywnych prac poszukiwawczych. Sylur-skie ska³y stanowi¹ czêœæ sukcesji osadowej deponowanej od wendu do dewonu i wystêpuj¹ w depresji lwowskiej w postaci 200-kilometrowego pasa ci¹gn¹cego siê wzd³u¿ zachodniej granicy kratonu wschodnioeuropejskiego (Sach-senhofer & Koltun, 2012). Utwory syluru s¹ wykszta³cone w postaci ³upków oraz wapieni. Ku wschodowi ³upki prze-chodz¹ w równowiekowe p³ytkomorskie facje wêglanowe (Sachsenhofer & Koltun, 2012), które ods³aniaj¹ siê na powierzchni w licznych wychodniach. £upki perspektywicz-POLSKA POLAND BIA£ORUŒ BELARUS RUMUNIA ROMANIA WÊGRY HUNGARY Kijów Kiev ROSJA RUSSIA Charków Kharkiv koncesja Juzowska Yuzovska concession rów prypecki Pripyat Trough basen dnieprowsko-doniecki Dnieper -Donets Basin strefa fa³dowa Donbasu Donbas Foldbelt Odessa Odessa Góry Krymskie Crimean Mts. górny oligocen Upper Oligocene dolny oligocen Lower Oligocene III III’ 1,0 3,0 okrêgi wêglowe coal districts koncesje poszukiwawcze prospection concessions sylur – ³upki g³êbokomorskie
sylur – utwory lagunowe, szelfowe, rafowe Silurian deepwater shales
Silurian lagoon, shelf, reef jura Jurassic kreda Cretaceous oligocen Oligocene
izolinie refleksyjnoœci witrynitu (% ) na g³êbokoœci 5000 m
iso-reflectance lines (% ) 5000 m depth
Ro Ro karbon
Carboniferous
przekroje geologiczne (patrz ryc. 5–6) geological cross-sections (see Figs. 5–6) otwór wiertniczy
borehole
100 km zasiêg Karpat
Carpathians extent
zasiêg wystêpowania utworów syluru Silurian extent
prekambr, tarcza ukraiñska Precambrian, Ukrainian Shield formacja ³upków Maykop Maykop Shale Formation A B strefa T-T T-T Zone a b a – b – zasiêg Gór Krymskich Crimean Mts. extent
Ryc. 4. A – mapa Ukrainy i Mo³dawii z zaznaczonymi basenami sedymentacyjnymi zawieraj¹cymi ska³y drobnoklastyczne bogate
w materiê organiczn¹ (wg Sachsenhofera & Koltuna, 2012, zmieniony); B – lokalizacja Ukrainy na tle Europy z zaznaczon¹ zachod-ni¹ granic¹ platformy wschodnioeuropejskiej (strefa Teisseyre’a-Tornquista; strefa T-T) (wg Sachsenhofera & Koltuna, 2012, zmieniony)
Fig. 4. A – map of Ukraine and Moldavia showing position of sedimentary basins with organic-rich fine-grained rocks (after
Sachsen-hofer & Koltun, 2012, modified); B – position of western margin of the East European Craton and Ukraine within Europe (Teisseyre--Tornquist Zone; T-T Zone) (after Sachsenhofer & Koltun, 2012, modified)
ne dla akumulacji gazu ziemnego s¹ przykryte utworami dewonu, mezozoiku i kenozoiku (Sachsenhofer & Koltun, 2012).
G³êbokoœæ zalegania ³upków w obszarze perspekty-wicznym wynosi 1000–5000 m, a ich mi¹¿szoœæ ca³kowita to 400–1000 m (Kuuskraa i in., 2011).
Wystêpowanie utworów sylurskich w obrêbie roz³amów wg³êbnych strefy Teisseyre’a-Tornquista sprawia, ¿e budo-wa tektoniczna depresji lwowskiej ma z³o¿ony charakter (ryc. 5). Uk³ad strukturalny utworów dolnopaleozoicznych w postaci systemu bloków tektonicznych wp³ywa na pod-wy¿szenie ryzyka poszukiwawczego zarówno w regionie lubelskim w Polsce (Poprawa, 2010a), jak i w depresji lwowskiej na Ukrainie.
Istniej¹ nieliczne dane o zawartoœci materii organicz-nej w omawianych ³upkach. Zawartoœæ materii organiczorganicz-nej stwierdzona w próbach z otworu Is 1 (ryc. 4) wynosi 0,24–0,68% wag. (Sachsenhofer & Koltun, 2012). Wysoki stopieñ dojrza³oœci termicznej oraz II typ kerogenu wska-zuj¹, ¿e pierwotna zawartoœæ materii organicznej przekra-cza³a 3% wag. (Kotarba & Koltun, 2006).
Jeœli za³o¿yæ, ¿e ³upki sylurskie depresji lwowskiej s¹ wykszta³cone podobnie do równowiekowych ³upków regio-nu lubelskiego, mo¿na przyj¹æ, ¿e obecna œrednia zawar-toœæ materii organicznej oscyluje w granicach 1–1,7% wag. Wyniki badañ przeobra¿enia konodontów (CAI) oraz wyniki badañ dojrza³oœci termicznej wyra¿onej w funkcji refleksyjnoœæ witrynitu sugeruj¹, ¿e utwory dolnopaleo-zoiczne w depresji lwowskiej osi¹gaj¹ stopieñ przeobra¿e-nia odpowiadaj¹cy oknu generowaprzeobra¿e-nia ropy (CAI 1,5–2; 0,7–1,3% Ro). Pogr¹¿one na wiêksze g³êbokoœci ³upki znajduj¹ siê w oknie generowania gazu (CAI 3–4; 1,3– 3,5% Ro) lub s¹ przejrza³e termicznie (CAI >5; >3,6% Ro) (Drygant, 1993; Sachsenhofer & Koltun, 2012).
Objawy ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach syluru zaobserwowano w trakcie prowadzenia prac wiertni-czych w rejonie miejscowoœci Dziera¿nia, S³obidka, Lisna, Dawideny i Krasnoilsk (Kurovets i in., 2011), jednak¿e do oceny potencja³u wystêpowania gazu ziemnego w jak
dot¹d s³abo zbadanych ³upkach sylurskich depresji lwow-skiej niezbêdne s¹ nowe otwory wiertnicze oraz szcze-gó³owy zestaw badañ geologicznych, geochemicznych i geofizycznych.
Koncesja przyznana koncernowi Shell obejmuje po³ud-niowo-wschodni¹ czêœæ basenu dnieprowsko-donieckiego (BDD; ang. DnieDonets Basin), gdzie najwiêksze per-spektywy poszukiwawcze z³ó¿ niekonwencjonalnych s¹ wi¹zane z karboñskimi czarnymi ³upkami oraz pok³adami wêgli kamiennych.
Basen dnieprowsko-doniecki to dewoñska struktura ryftowa o rozci¹g³oœci NW-SE, zlokalizowana na kratonie wschodnioeuropejskim w granicach Bia³orusi, Ukrainy i Rosji (Schulz i in., 2010). Wype³nienie basenu stanowi sukcesja górnodewoñska o mi¹¿szoœci ok. 4000 m oraz sukcesja karboñsko-kenozoiczna, której mi¹¿szoœæ wzra-sta a¿ do 15 000 m w kierunku po³udniowo-wschodnim (ryc. 6) (Schulz i in., 2010). Sukcesja karboñska w BDD charakteryzuje siê obecnoœci¹ licznych sekwencji transgre-sywno-regresywynych, w których sk³ad wchodz¹ czarne ³upki bogate w materiê organiczn¹ (œrednio 2–4% wag.) za-wieraj¹c¹ kerogen III i II typu (Schulz i in., 2010; Sachsen-hofer & Koltun, 2012). Najbardziej wzbogacone w organikê s¹ tzw. górnowizeñskie pok³ady Rudov, w których zawar-toœæ materii organicznej siêga 12% wag., a œrednio wynosi 5% wag. (Schulz i in., 2010). Pok³ady Rudov, o mi¹¿szoœci dochodz¹cej do 70 m i dojrza³oœci termicznej odpowiada-j¹cej co najmniej oknu generowania ropy, stanowi¹ przy-puszczaln¹ ska³ê macierzyst¹ dla licznych konwencjonal-nych z³ó¿ naftowych i w zwi¹zku z tym s¹ uznawane za najbardziej perspektywiczne z punktu widzenia poszuki-wañ niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego na obszarze BDD (Sachsenhofer & Koltun, 2012).
Celem konsorcjum kierowanego przez ExxonMobil bêdzie m.in. rozpoznanie potencja³u produkcyjnego ³upków formacji Maykop, wieku oligocen–dolny miocen, stano-wi¹cych ska³ê macierzyst¹ z³ó¿ konwencjonalnych znaj-duj¹cych siê na Morzu Czarnym, Kaukazie oraz Morzu Kaspijskim (Sachsenhofer & Koltun, 2012).
?
0 1 2 3 4 5 0 1 2 strefa Teisseyre’a-Tornquista Teisseyre-Tornquist Zone strefa Teisseyre’a-Tornquista Teisseyre-Tornquist Zone Karpaty Carpathians zapadlisko przedkarpackie Carpathian Foredeep zapadlisko przedkarpackie Carpathian Foredeep SW NE NE SW I II II’ I’ 40 km jura Jurassicsylur – ³upki g³êbokomorskie
sylur – utwory lagunowe, szelfowe, rafowe Silurian deepwater shales
Silurian lagoon, shelf, reef kreda + neogen Cretaceous + Neogene dewon œrodkowy/górny Middle/Upper Devonian dewon dolny Lower Devonian ordowik Ordovician kambr Cambrian karbon Carboniferous uskoki faults [km p.p.m.] [km b.s.l.] [km p.p.m.] [km b.s.l.] 40 km a b a – b –
Ryc. 5. Przekroje geologiczne I–I’ i II–II’ przez depresjê lwowsk¹. Lokalizacja przekrojów na ryc. 4 (wg Skompskiego i in., 2008; Dryganta,
2010, zmieniony)
Fig. 5. Cross-sections I–I’ and II–II’ through the Lviv Depression. See Fig. 4 for location (after Skompski et al., 2008; Drygant, 2010,
Wed³ug firmy Advanced Resources International ca³-kowite zasoby gazu ziemnego szacowane ³¹cznie dla depre-sji lwowskiej i basenu dnieprowsko-donieckiego wynosz¹ 5 bln m3
, przy czym wydobywalne zasoby s¹ równe 1 bln m3 (Kuuskraa i in., 2011).
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A WÊGIER
Obejmuj¹cy obszar Wêgier neogeñski basen panoñski (ang. Pannonian Basin; ryc. 7), przykrywaj¹cy basen paleo-geñski i wiêksze jednostki alpejskiej strefy fa³dowej (Dol-ton, 2006), rozci¹ga siê z pó³nocy na po³udnie na szerokoœæ 500 km i ze wschodu na zachód na d³ugoœæ 600 km. Basen ten jest z³o¿ony z licznych subbabasenów typu ekstensyjnego, zwi¹zanych z wyniesionymi blokami pod³o¿a, tj. Makó, Békés, Derecske i innych.
Ska³ami macierzystymi w tym rejonie s¹ ³upki i margle triasu, bogate w materiê organiczn¹, reprezentuj¹ce for-macje Kössen (retyk) i Veszprém (karnik) (Kókai & Pogá-csás, 1991). Wed³ug Pogácsása i in. (1996) ca³kowita zawartoœæ materii organicznej w utworach formacji Kös-sen wynosi 3–20% wag., a formacji Veszprém 3–5% wag. Dominuje I i II typ kerogenu, g³ównie pochodzenia mor-skiego. W utworach triasu stwierdzono co najmniej piêæ z³ó¿ konwencjonalnych ropy naftowej, w tym du¿e z³o¿e Nagylengyel (Dolton, 2006).
Poziomem macierzystym s¹ tak¿e wêglany platformo-we i margle górnej jury, których równowiekowym odpo-wiednikiem jest formacja Mikulov w basenie wiedeñskim (ang. Vienna Basin). Ich geochemiczne wskaŸniki macie-rzystoœci i dojrza³oœci maj¹ wartoœci zbli¿one do tych z for-macji Mikulov.
£upki, margle i i³owce margliste górnej kredy i paleo-genu s¹ ska³ami macierzystymi w pó³nocnej czêœci basenu panoñskiego, jednak odkryte tam z³o¿a wêglowodorów s¹ nieliczne.
Ska³y wieku mioceñskiego s¹ uwa¿ane za ska³y macie-rzyste dla ropy naftowej i gazu ziemnego w wiêkszej czêœci basenu panoñskiego (Dolton, 2006). S¹ to margle formacji Endrõd, która zawiera 2–5% wag. materii organicznej, reprezentuj¹cej II i III typ kerogenu. Ska³y te osi¹gaj¹ mi¹¿szoœæ rzêdu 6000 m w basenie Békés i 7000 m w rowie Makó. Formacja Endrõd jest najbardziej perspektywiczn¹
formacj¹ w basenie panoñskim pod wzglêdem wystêpowa-nia gazu ziemnego w ³upkach.
Wymienione formacje nie s¹ typowymi formacjami shale gas, poniewa¿ w wiêkszoœci s¹ to ska³y wêglanowe, które mimo dobrych w³aœciwoœci geochemicznych charak-teryzuj¹ siê nie najlepszymi parametrami petrofizycznymi, w znacz¹cy sposób ograniczaj¹cymi przysz³e ekonomicz-ne wydobycie. Na tym obszarze na dzieñ dzisiejszy bar-dziej perspektywiczne wydaj¹ siê formacje zawieraj¹ce gaz ziemny zamkniêty (tight gas), zw³aszcza wieku mioceñ-skiego, których przyk³adem jest formacja Szolnok, zbudo-wana z piaskowców i i³owców. Ekstrakcji gazu ziemnego z tych ska³ sprzyjaj¹ korzystne parametry z³o¿owe, tj. wyso-kie ciœnienie i temperatura.
Najwiêcej z³ó¿ wêglowodorów konwencjonalnych na Wêgrzech odkryto w utworach neogenu (61%), pozosta³e w ska³ach zbiornikowych paleogenu (Dank, 1987). Produk-cja odbywa siê z wielu stref, zw³aszcza z du¿ych pu³apek antyklinalnych (Dolton, 2006).
Wed³ug Advanced Recources International zasoby gazu ziemnego z ³upków na Wêgrzech, w Rumuni i Bu³garii, w strefie ba³kañsko-karpackiej, szacuje siê na 538 mld m3
. Na obszarze po³udniowo-wschodnich Wêgier i zachodniej Rumunii, w obrêbie subbasenów Makó, Békés i Derecske w basenie panoñskim, prowadzone s¹ aktualnie prace poszu-kiwawcze (ryc. 7). G³ównym ich celem oprócz gazu ziem-nego z ³upków jest równie¿ gaz zamkniêty. Badania s¹ prowadzone przede wszystkim przez wêgierskie spó³ki MOL i TXM Olaj-és Gázkutató Kft.
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A RUMUNII, BU£GARII I MO£DAWII
W Rumunii, oprócz obszaru basenu panoñskiego, prowa-dzi siê rozpoznanie perspektywicznoœci ³upków sylurskich i jurajskich w obrêbie platformy mezyjskiej na po³udniu kraju oraz ³upków sylurskich na platformach mo³dawskiej i scytyjskiej przy granicy z Mo³dawi¹ (Krezsek i in., 2012). Platforma mezyjska jest pod³u¿n¹ struktur¹ o roz-ci¹g³oœci równole¿nikowej, od pó³nocy i zachodu otoczon¹ Karpatami, a od po³udnia Ba³kanidami (Seghedi i in., 2005). Od dawna jest znan¹ prowincj¹ naftow¹, z licznymi konwencjonalnymi z³o¿ami zakumulowanymi w utworach III’ III
konwencjonalne z³o¿e ropy naftowej conventional oil fields
konwencjonalne z³o¿e gazu ziemnego conventional gas fields
sole salts uskoki faults pok³ady Rudov Rudov Beds ? ? ? ? ? ? [km p.p.m] [km b.s.l.] 0 1 2 3 4 5 6 8 7 10 9 pod³o¿e krystaliczne crystalline basement SW NE D fm3 D fr3 D3 C1 C2 C3 P1 J K C1 C2 P1 J K C3 C2
Ryc. 6. Przekrój geologiczny III–III’ przez basen dnieprowsko-doniecki. Lokalizacja przekroju na ryc. 4 (wg Lawa i in., 1998; Ulmishka,
2001, zmieniony)
Fig. 6. Cross-section III–III’ through the Dnieper-Donets Basin. See Fig. 4 for location (after Law et al., 1998; Ulmishek, 2001,
dewonu, triasu, jury, kredy, górnego miocenu i pliocenu (Pawlewicz, 2007). Na obszarze platformy mezyjskiej niekonwencjonalne z³o¿a wêglowodorów mog¹ wystêpo-waæ w sylurskich ³upkach formacji Tandarei oraz ³upkach doggeru formacji Bals (Tari i in., 2011; Krezsek i in., 2012). Formacjê Tandarei tworz¹ czarne ³upki graptolito-we o mi¹¿szoœci ok. 600 m, natomiast formacjê Bals stano-wi sekwencja czarnych bitumicznych ska³ ilastych, prze-warstwionych piaskowcami, o mi¹¿szoœci ok. 400 m oraz o zawartoœci materii organicznej równej ok. 1,2–2,0% wag. (Stefanescu i in., 2006). £upki formacji Bals s¹ przykryte p³aszczowinami karpackimi i wystêpuj¹ w pó³nocnej czê-œci platformy mezyjskiej. Modelowania generacji wêglo-wodorów wykaza³y, ¿e ³upki doggeru znajduj¹ siê w oknie generowania ropy i gazu na g³êbokoœci 4000–6000 m, co mo¿e wykluczaæ op³acalnoœæ poszukiwañ (Krezsek i in., 2012).
Na platformach mo³dawskiej i scytyjskiej utwory sylu-ru s¹ wykszta³cone g³ównie jako ³upki ilaste wenloku i lan-doweru, w których stwierdzono objawy gazu ziemnego (Stefanescu i in., 2006)
Koncesje poszukiwawcze w wymienionych obszarach nale¿¹ g³ównie do rumuñskiego koncernu Petrom, jednak zainteresowanie eksploracj¹ rumuñskich z³ó¿ niekon-wencjonalnych wykazuj¹ tak¿e zagraniczne firmy, wœród których znajduje siê gigant naftowy Chevron.
W bu³garskiej czêœci platformy mezyjskiej z³o¿a kon-wencjonalne odkryto w wêglanowych utworach triasu oraz
klastycznych ska³ach dolnej i œrodkowej jury (Pawlewicz, 2007), natomiast celem poszukiwania niekonwencjonal-nych z³ó¿ wêglowodorów s¹ ³upki sylurskie oraz ³upki liasu zwane formacj¹ Etropole (Tari i in., 2011). Na pocz¹tku 2012 r. w Bu³garii zawieszono jednak proces przyznawania nowych koncesji poszukiwawczych oraz zakazano prowa-dzenia prac wiertniczych z u¿yciem procesu szczelinowa-nia hydraulicznego.
Mo³dawia równie¿ mo¿e posiadaæ niekonwencjonalne z³o¿a gazu ziemnego. £upki sylurskie o podwy¿szonej zawartoœci materii organicznej oraz znacznych mi¹¿szo-œciach wystêpuj¹ na po³udniu kraju, w obrêbie tzw. basenu przeddobrudzkiego (Sliaupa i in., 2006). Poszukiwanie gazu ziemnego z ³upków po³udniowej Mo³dawii rozwa¿ane jest przez firmê Canyon Oil & Gas.
Badania potencja³u ³upków rumuñskich, bu³garskich i mo³dawskich s¹ na dzieñ dzisiejszy w bardzo wczesnej fazie i brak jest danych pozwalaj¹cych okreœliæ, czy w kra-jach tych bêdzie mo¿liwa eksploatacja z³ó¿ niekonwencjo-nalnych.
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A LITWY
W litewskiej czêœci basenu ba³tyckiego dolnosylurskie ³upki wytypowano jako potencjalnie zawieraj¹ce niekon-wencjonalne z³o¿a ropy naftowej i gazu ziemnego (ryc. 8) (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009).
Karpaty zewnêtrzne Outer Carpathians
Karpaty wewnêtrzne, Alpy i Dynarydy Inner Carpathians, Alpine and Dinaridic units ska³y wulkaniczne górnego kenozoiku Upper Cenozoic volcanic rocks pieniñski pas ska³kowy Pieniny Klippen Belt granica basenu panoñskiego Pannonian Basin boundary
miasta cities granice pañstw states boundaries 0 100 km 44 N° 46 N° 48 N° 50 N° 16 E° 18 E° 20 E° 22 E° 24 E° 26 E°
Ryc. 7. Lokalizacja basenu panoñskiego na tle Europy z zaznaczonymi tektonicznymi i geograficznymi jednostkami (Dolton, 2006) Fig. 7. Position of the Pannonian Basin within Europe with tectonic and geographic units (Dolton, 2006)
Sukcesja sylurska litewskiej czêœci basenu ba³tyckiego jest wykszta³cona na zachodzie w postaci czarnych i szarych facji ³upkowych g³êbokiego szelfu. W centrum i na wscho-dzie wystêpuj¹ margle i wapienie otwartego szelfu oraz facje lagunowe (wapienie i dolomity) (ryc. 9) (Zdanaviciu-te & Lazauskiene, 2009).
Ska³y dolnosylurskie zapadaj¹ w kierunku po³udniowo--zachodnim. Na wchodzie Litwy ich sp¹g wystêpuje na g³êbokoœci ok. 200 m, natomiast na zachodzie na g³êbokoœci 2050 m (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Mi¹¿szoœæ ³upków waha siê w przedziale 110–160 m (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009).
Zawartoœæ materii organicznej w utworach syluru cha-rakteryzuje siê du¿¹ zmiennoœci¹ i wynosi od 0,7% wag. do 19,2% wag., przy czym najbogatsze w materiê organiczn¹ s¹ kompleksy œrodkowego landoweru–dolnego ludlowu (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009; Lazauskiene, 2012). Wyniki badañ pirolitycznych wskazuj¹, ¿e materia orga-niczna zawiera sapropelowy kerogen II typu (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009).
Dojrza³oœæ termiczna utworów wynosi od 0,56–0,7% Ro do 0,9–1,2% Ro, najwy¿sz¹ jej wartoœci¹ charakteryzuj¹ siê ska³y w otworze Ramuciai-1 (1,94% Ro), gdzie
odno-towano wystêpowanie intruzji magmowych (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Dojrza³oœæ termiczna roœnie w kierun-ku po³udniowo-zachodnim, co jest zwi¹zane z g³êbokoœci¹ pogr¹¿enia (ryc. 8) (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). £upki osi¹gnê³y na znacznym obszarze stopieñ przeobra-¿enia termicznego odpowiadaj¹cy oknu generowania ropy, a w po³udniowo-zachodniej czêœci kraju mog¹ znajdowaæ siê w fazie okna generowania gazu suchego (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Zdaniem Poprawy (2010a) w ³up-kach litewskich mo¿na jednak spodziewaæ siê wystêpowa-nia ropy naftowej. Obecnoœæ niewielkich konwencjonal-nych z³ó¿ ropy naftowej w górnosylurskich cia³ach rafo-wych w centralno-wschodniej czêœci kraju (ryc. 9; Brangu-lis i in., 1993; Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) zdaje siê potwierdzaæ tê tezê, gdy¿ pogr¹¿one na po³udniowym zachodzie ³upki sylurskie stanowi¹ zapewne ska³ê macie-rzyst¹ tego konwencjonalnego systemu naftowego.
W 2012 r. na Litwie og³oszono konkurs, którego celem by³o wy³onienie inwestora do prowadzenia prac poszuki-wawczo-wydobywczych na bloku Šilut-Taurag zlokali-zowanym na po³udniowym zachodzie kraju. £upki dolnego syluru osi¹gaj¹ tam najwiêksz¹ mi¹¿szoœæ i dojrza³oœæ termiczn¹ (Satkãnas i in., 2012). Na podstawie doniesieñ POLSKA POLAND BIA£ORUŒ BELARUS ESTONIA ESTONIA £OTWA LATVIA LITWA LITHUANIA ROSJA RUSSIA bruzda duñsko-polska Danish-Polish Trough Ryga Riga Tallin Tallin Wilno Vilnius Kaliningrad Kaliningrad strefa Teisseyre ’a-T ornquista Teisseyre-T ornquist Zone
obni¿enie
per
yba³tyckie
Peri-Baltic
Depression
Bebirva Nida otwory wiertnicze boreholesz³o¿a ropy naftowej w utworach syluru
Silurian oil fields
obecny zasiêg wystêpowania sukcesji sylurskiej (wg Lapinkasa, 2000 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
present distribution of the Silurian succession (Lapinkas, 2000 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
sukcesja sylurska niezmieniona przez postsylursk¹ erozjê (wg Lapinkasa, 2000 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
Silurian succession unaffected by post-Silurian erosion (Lapinkas, 2000 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
granica obni¿enia peryba³tyckiego (wg Suveizdisa, 2003 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
boundary of the Peri-Baltic Depression (Suveizdis, 2003 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007)
strefa Teisseyre’a-Tornquista
Teisseyre-Tornquist Zone
koncesja poszukiwawcza
prospection concession
izolinie refleksyjnoœci witrynitu (% )
iso-reflectance lines (%Ro) Ro 58 N° 56 N° 54 N° 24 E° 20 E° 16 E° 0 50 100 150 km ROSJA RUSSIA A 0,7 B 0,7 0,8 0,8 0,9 1,0 0,9 1,0 1,94 1,5 Ramuciai Kudirka Lapgiriai
przekrój geologiczny (patrz ryc. 9)
geological cross-section (see Fig. 9)
A B
Ryc. 8. Zgeneralizowana mapa wystêpowania sukcesji sylurskiej w obrêbie obni¿enia peryba³tyckiego z zaznaczonymi
izoliniami wartoœci refleksyjnoœci witrynitu dla utworów sylurskich na Litwie (wg Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, zmieniony)
Fig. 8. Generalised map of the distribution of the Silurian succession in the Peri-Baltic Depression with the distribution
prasowych mo¿na przypuszczaæ, ¿e koncesjobiorc¹ zosta-nie koncern Chevron, który posiada ju¿ jedn¹ koncesjê na poszukiwanie wêglowodorów na Litwie.
Ca³kowite zasoby gazu ziemnego wystêpuj¹cego w sylur-skich ³upkach Litwy s¹ szacowane na 481 mld m3, z czego zasoby wydobywalne wynosz¹ 113 mld m3(Kuuskraa i in., 2011).
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A AUSTRII
Basen wiedeñski, le¿¹cy czêœciowo na terenie Austrii, jest jedn¹ z wa¿niejszych prowincji naftowych Europy Œrodkowej stanowi¹cych potencjalny cel poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach. Pierwszego odkrycia konwen-cjonalnego z³o¿a ropy naftowej w basenie wiedeñskim dokonano w 1930 r. Od tego czasu wykonano ponad 3000 otworów poszukiwawczych i obszar ten sta³ siê intensyw-nie eksplorowany g³ówintensyw-nie za spraw¹ rodzimej firmy poszukiwawczej OMV. Obecnie prowincje konwencjonal-nych z³ó¿ ropy i gazu stanowi co najmniej 46 z³ó¿ (Schulz i in., 2010).
W ostatnich latach zainteresowanie przemys³u wzbu-dzi³ gaz z ³upków górnojurajskiej formacji ³upków Miku-lov, która jest g³ówn¹ ska³¹ macierzyst¹ dla ropy i gazu w basenie wiedeñskim (Ladwein, 1988; Picha & Peters, 1998; Adámek, 2005).
Basen wiedeñski o d³ugoœci ok. 200 km i szerokoœci 60 km rozci¹ga siê od po³udniowo-wschodnich Czech przez po³udniowo-zachodni¹ S³owacjê do po³udniowej Austrii (ryc. 10). Basen ten jest idealnym przyk³adem rombo-edrycznego basenu typu pull-apart, który rozwin¹³ siê na szczycie allochtonicznego systemu alpejsko-karpackiego nasuniêcia terranowego na tle œrodowiska kontrakcji lito-sfery (Allen & Allen, 2005). Basen uformowa³ siê w neo-genie w wyniku dzia³alnoœci tektoniki przesuwczej.
Basen wiedeñski jest wype³niony klastycznymi utwora-mi neogenu, fliszem (od jury do paleogenu) oraz wapienn¹ formacj¹ alpejsk¹ (od permu do kredy).
Utwory klastyczne i w niewielkim stopniu wêglanowe neogenu osi¹gaj¹ mi¹¿szoœæ ponad 5000 m w depocentrum basenu (Ladwein, 1988), na po³udnie od Wiednia i wzd³u¿ pó³nocnej granicy Austrii. Potencjalne pu³apki naftowe stanowi¹ piaskowce.
Poni¿ej wystêpuj¹ utwory fliszowe oraz wapienne sk³a-daj¹ce siê przewa¿nie z wapieni oraz margli, a podrzêdnie ³upków, piaskowców i ewaporatów permu, triasu, jury i kredy (Ladwein, 1988). Ska³y zbiornikowe mezozoiku, w których zosta³y odkryte konwencjonalne z³o¿a ropy i gazu, to g³ównie dolomity i piaskowce górnego triasu.
Na podstawie licznych badañ geochemicznych (Lad-wein, 1988; Picha & Peters, 1998; Francù i in., 1996; Adámek, 2005) górnojurajsk¹ formacjê Mikulov le¿¹c¹
a b a b a b a b a b okres system wiek series piêtra regionalne regional stages SYLUR SILURIAN wenlok W enlock ludlow Ludlow pr zydol Pridoli landower Llandovery ³upki shales
a – ³upek marglisty, b – ³upkowo-dolomityczny margiel a – shaly marlstone, b – shaly dolomitic marl
a – margiel z klastami wapieni, b – margiel dolomityczny , b –
a – marl with limestone clasts dolomitic marl
a – ³upek wapnisty bardzo drobnoziarnisty, b – wapieñ bardzo drobnoziarnisty a – shaly very fine-grained limestone, b – very fine-grained limestone a – wapieñ detrytyczno-organogeniczny, b – wapieñ okruchowy a – organogenic-detrital limestone, b – clastic limestone wapienie oolitowe i onkolitowe
oolitic and oncolitic limestones wapieñ rafowy
reefal limestone
wapieñ dolomityczny i dolomit wapnisty dolomitic limestone and calcareous dolomite a – ³upkek dolomityczny, b – dolomit
, b –
a – shaly dolomite dolomite
a – osady o barwie czerwonej, b – materia organiczna, c – inkluzje gipsowe a – red coloured sediments, b – organic matter, c – gypsum inclusions luka stratygraficzna stratigraphic gap 150 100 50 0 0 800 700 600 500 400 300 200 100 Jaani DUBYSA MINIJA Juuru Raikkiula Adavere Jaagarachu 0 10 20 30 km A W B E Nida Bebir va Riga Fm. Siesartis Fm. Jurmala Fm. Minija Fm. Vievis Fm. Trakai Fm. Ventspilis Fm. Mituva Fm. Paprienis Fm. a b c [m] [m]
Ryc. 9. Przekrój geologiczny przez sukcesjê sylursk¹ na Litwie. Lokalizacja przekroju na ryc. 8 (wg Lapinkasa, 2000
za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, zmieniony)
Fig. 9. Geological cross-section through the Silurian succession in Lithuania. See Fig. 8 for location (Lapinkas, 2000 after
pod utworami fliszowymi (ryc. 11) uznano za najwa¿niej-sz¹ ska³ê macierzyst¹ basenu wiedeñskiego, bêd¹c¹ Ÿród-³em ropy, gazu i kondensatu. Górn¹ jurê tworz¹ wêglany platformowe i odpowiednio margle basenowe, które by³y deponowane w œrodowisku redukcyjnym (Ladwein, 1988). Formacja Mikulov nie jest typow¹ formacj¹ ³upkow¹, ponie-wa¿ w wiêkszoœci s¹ to wzbogacone w wêglany mu³owce o du¿ej zawartoœci materii organicznej. Zawartoœæ materii organicznej mieœci siê w przedziale 0,2–10% wag., œrednio wynosi 1,9% wag. (Adámek, 2005). Typ kerogenu (II–III) jest charakterystyczny dla substancji organicznej depo-nowanej w œrodowisku l¹dowym i przejœciowym miêdzy morzem i l¹dem. Górnojurajskie ska³y macierzyste osi¹g-nê³y okno generowania ropy na g³êbokoœci 4000–6000 m. G³ówna faza generowania gazu termogenicznego wystêpo-wa³a poni¿ej 6000 m, przy wartoœci dojrza³oœci termicznej wyra¿onej w funkcji refleksyjnoœci witrynitu przekracza-j¹cej 1,6% Ro (Ladwein, 1988). Potencja³ gazotwórczy for-macji Mikulov wzrasta w kierunku po³udniowo-wschodnim ku depocentrum basenu wiedeñskiego (ryc. 11). Potencja³ ten potwierdza lokalizacja licznych z³ó¿ gazu i ropy
po³o-¿onych w pobli¿u depocentrum basenu, co wskazuje na powszechny pionowy kierunek migracji wêglowodorów we wczesnym miocenie (Ladwein, 1988).
Objawy gazu w formacji Mikulov by³y obserwowane na du¿ych g³êbokoœciach (rzêdu 7500–8500 m) w zeszcze-linowanym odcinku pionowym otworu Zistersdorf UT 1 (Wessely, 1990). Przypuszczalnie przyp³yw gazu jest zwi¹za-ny z wysokim ciœnieniem z³o¿owym. Wysokie ciœnienie na tych g³êbokoœciach jest spowodowane prawdopodobnie ci¹g³¹ ekspulsj¹ wêglowodorów.
Potencjalne zasoby gazu ziemnego z ³upków formacji Mikulov siêgaj¹ 1 bln m3(wed³ug szacunków firmy Advan-ced Resources International). Dobre w³aœciwoœci geoche-miczne ska³ czyni¹ je perspektywicznymi, jednak du¿a zawartoœæ minera³ów ilastych w po³¹czeniu ze skompliko-wan¹ budow¹ tektoniczn¹ basenu oraz du¿¹ g³êbokoœci¹ wystêpowania potencjalnych stref eksploatacji sprawiaj¹, ¿e na dzieñ dzisiejszy formacja Mikulov jest nieekono-miczna pod wzglêdem eksploatacji. Mimo to jej potencja³ gazowy jest obecnie przedmiotem badañ prowadzonych przez firmê OMV, która wykonuje wiercenia poziome oraz udostêpnia i szczelinuje istniej¹ce ju¿ otwory (Schulz i in., 2010).
NIEKONWENCJONALNE Z£O¯A CZECH I EUROPEJSKIEJ CZÊŒCI TURCJI
W pó³nocno-zachodniej, europejskiej czêœci Turcji zlokalizowany jest basen tracki (ang. Thrace Basin), per-spektywiczny pod wzglêdem wystêpowania gazu ziemne-go w ³upkach. W tym basenie znajduj¹ siê dwie potencjalne formacje ³upkowe: Hamitabat (eocen) oraz Mezardere (oligocen). Ze wzglêdu na m³ody wiek tych formacji ³upki czêsto osi¹gaj¹ dojrza³oœæ do generowania gazu poni¿ej 5000 m. Wed³ug Advanced Recources International tech-nicznie wydobywalne zasoby gazu ziemnego z ³upków w basenie trackim wynosz¹ 170 mld m3
.
W Czechach obiecuj¹cym obszarem jest basen praski (ang. Prague Basin), w którym formacjê perspektywiczn¹ tworz¹ ³upki wieku ordowik–sylur. Charakteryzuje je du¿a mi¹¿szoœæ oraz wysoka zawartoœæ materii organicznej, nie-stety ³upki te cechuj¹ siê nisk¹ dojrza³oœci¹.
basen wiedeñski Vienna Basin otwór Zisterdorf Ut 1 Zisterdorf Ut 1 well strefa molasy Molasse Zone
formacja Mikulov (górna jura)
Mikulov Formation (Upper Jurassic)
wêglany (jura œrodkowa–kreda)
carbonates (Middle Jurassic to Cretaceous)
grupa Gresten
Gresten Group
kenozoik (basen wiedeñski i strefa molasy)
Cenozoic (Vienna Basin and Molasse Zone)
p³aszczowiny alpejsko-karpackie Alpine/Carpathian nappes pod³o¿e waryscyjskie Variscan basement A A’ NW SE 5 km 6 4 2 [km]
Ryc. 11. Geologiczny przekrój poprzeczny przez basen wiedeñski ukazuj¹cy formacjê ³upków Mikulov jako potencjalny system z gazem
w ³upkach (wg Schulza i in., 2010, zmieniony). Lokalizacja przekroju na ryc.10
Fig. 11. Geological cross-section of the Vienna Basin showing the Mikulov Marl Formation as a potential shale gas system (after Schulz
et al., 2010, modified). See Fig. 11 for location
CZECHY CZECH REPUBLIC AUSTRIA AUSTRIA S£OWACJA SLOVAKIA WÊGRY HUNGARY Wiedeñ
Vienna Bratys³awaBratislava
Brno Brno 49 N° Dunaj Danube VahWag A A’ 16 E° 17 E° 16 E° 17 E° 48 N° 49 N° 48 N° basen wiedeñski Vienna Basin z³o¿e gazu ziemnego gas field z³o¿e ropy naftowej oil field 0 10 przekrój geologiczny (patrz ryc. 11) geological cross-section (see Fig. 11) A A' 20 km
Ryc. 10. Lokalizacja basenu wiedeñskiego (Kuuskraa i in., 2011,
zmienione)
Fig. 10. Location of the Vienna Basin (Kuuskraa et al., 2011,
Pañstwo State Basen sedymentacyjny Sedimentary basin W iek ska³ macierzystych Source rocks age Litologia Lithology Œr odowisko
depozycyjne Depositional environment
Ty
p
materii organicz- nej Organic
matter type Zawartoœæ materii organicznej Organic matter content [% wag.] Pogrzebanie Burial [m] Mi¹¿szoœæ ska³ macie-rzystych netto Source rocks net thickness [m] Dojrza- ³oœæ ter
-miczna Thermal maturity [Ro] Perspektywicz- noœæ wêglowo-dor owa Hydrocarbon prospectivity Zasoby technicznie wydobywalne T echnically recoverable resources [bln m 3 ] ca³kowita total œr ednia average Polska Poland ba³tycki Baltic ordowik–sylur (karadok–wenlok) Or dovician–Silurian (Caradoc–W enlock) ³upki shales morskie marine II 0,5–1 1,0 b.d. 1000–4500 96 0,5–4,5 gazowo-ropna gas-oil 3,6* 0,34– 0,76 (maks/ max 1,9)** 0–0,027 (maks/ max 0,1 1)*** podlaski Podlasie ordowik–sylur (karadok–wenlok) Or dovician–Silurian (Caradoc–W enlock) ³upki shales morskie marine II 0,6–20,0 1,5–6,0 500–5000 90 0,7–4,0 gazowo-ropna gas-oil 0,4* lubelski Lublin ordowik–sylur (karadok–wenlok) Or dovician–Silurian (Caradoc–W enlock) ³upki shales morskie marine II 0,5–4,5 b.d. 1000–4000 69 0,6–3,0 gazowo-ropna gas-oil 1,3* Litwa Lithuania ba³tycki Baltic sylur (landower–wenlok) Silurian (Llandovery–W enlock) ³upki shales morskie marine II 0,7–19,2 b.d. 1950–2120 1 10–160 0,5–1,9 ropna oil 0,1 Ukraina Ukraine depresja lwowska Lviv Depr ession sylur (wenlok–ludlow) Silurian (W enlock–Ludlow) ³upki shales morskie marine II 0,2–1,7 1,0 1000–1500 b.d. 0,7–3,6 ropna i gazowa oil-gas 1,0
dnieprowsko- -doniecki Dnieper
-Donets karbon (wizen) Carbonifer ous (V isean) ³upki shales morskie marine II, III 2,0–12,0 5,0 b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas b.d. ³upki Maykop Maykop Shales oligocen–miocen Oligocene–Miocene ³upki shales morskie marine b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas b.d. Rumunia Romania panoñski Panonian miocen Miocene ³upki/mar gle shales/marls morskie marine II, III 2,0–5,0 b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas 0,5 platforma mezyjska MoesianPlatform sylur (landower–wenlok) Silurian (Llandovery–W enlock) ³upki shales morskie marine II b.d. b.d. 2000–4000 b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas Jura (dogger) Jurassic (Dogger) ³upki shales morskie marine II? 0,5–6,0 2,0 1800–4400 b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas platforma mo³daw-ska/scytyjska Moldavian/ Scythian Platform sylur (landower–wenlok) Silurian (Llandovery–W enlock) ³upki shales morskie marine II b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas Bu³garia Bulgaria platforma mezyjska Moesian Platform sylur–dewon (landower–¿edyn) Silurian–Devonian (Llandovery–Gedinnian) ³upki shales morskie marine II,III? b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas jura (lias) Jurassic (Lias) ³upki shales morskie marine II? b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas Wêgry Hungary panoñski/ Panonian miocen Miocene ³upki/mar gle shales/marls morskie marine II, III 2,0–5,0 b.d. b.d. b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas Mo³dawia Moldova przeddobrudzki Pr e-Dobr ogean sylur (landower–ludlow) Silurian (Llandovery–Ludlow) ³upki shales morskie marine II,III? b.d. b.d. 1000–5000 b.d. b.d. ropna i gazowa oil-gas b.d. Austria Austria wiedeñski/ V ienna jura (malm) Jurassic (Malm) ³upki/mar gle shales/marls morskie marine II, III 0,2–10,0 1,9 2000–8500 80–500? b.d. ropna i gazowa oil-gas 1,0 T urcja T urkey (c.e.) tracki/ Thrace eocen–oligocen Eocene–Oligocene ³upki shales morskie marine b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,1 *Kuuskraa i in. (201 1)/ Kuuskraa et al. (201 1) ; **PIG-PIB (2012); ***Gautier i in. (2012)/ Gautier et al. (2012) . Objaœnienia/ Explanations : c.e. – czêœæ europejska/ European part , b.d. – brak danych lub dane niepewne/ no data or uncertain data. T ab. 1. Zestawienie podstawowych parametrów geologicznych charakteryzuj¹cych ska³y ³upkowe Europy Œrodkowo-Wschodniej Table 1. Set of basic geological parameters characterizing Central and Eastern European shale rocks
PODSUMOWANIE
Procesowi formowania siê kontynentu europejskiego na przestrzeni dziejów okresowo wspó³towarzyszy³y wy-darzenia i procesy geologiczne maj¹ce wp³yw na akumula-cjê drobnoklastycznych ska³ osadowych wzbogaconych w materiê organiczn¹. W paleozoiku i mezozoiku do proce-sów tych nale¿a³y z pewnoœci¹ zmiany klimatyczne, zmiany kszta³tów i rozmieszczenia terranów wraz z otaczaj¹cymi je morzami oraz zmiany skali i zakresu produktywnoœci biologicznej. W efekcie na obszarze kontynentu europej-skiego rozpoznaæ mo¿na facje organiczne deponowane w kilku okresach wzmo¿onej depozycji materia³u orga-nicznego w œrodowiskach morskich. Spoœród tych najwa¿-niejszych najstarszym stratygraficznie jest okres kambryj-ski, którego w¹sko rozprzestrzenione utwory wystêpuj¹ w polskim sektorze morskim basenu ba³tyckiego, a tak¿e w sektorach takich pañstw jak Dania i Szwecja. Dwa nieco m³odsze okresy akumulacji ³upków bitumicznych przy-pad³y kolejno na prze³om ordowiku i syluru oraz na karbon, przyczyniaj¹c siê do akumulacji tych utworów na znacz-nych obszarach Europy (ryc. 1 – patrz str. 436). Najm³od-szym z okresów sprzyjaj¹cych akumulacji ³upków by³a ni¿sza jura, kiedy to wskutek transgresji morskiej rozwinê³y siê rozleg³e p³ytkie morza epikontynentalne. Na wybranych obszarach tych mórz aktywnoœæ pr¹dów wznosz¹cych sprzy-ja³a produktywnoœci biologicznej, w konsekwencji drob-noklastyczne utwory dolnej jury o podwy¿szonej zawar-toœci materii organicznej cechuj¹ siê najbardziej rozleg³ym wystêpowaniem.
Mimo zró¿nicowania stratygraficznego ³upków euro-pejskich istniej¹ miedzy nimi pewne podobieñstwa, jeœli chodzi o zakres kilku podstawowych parametrów geolo-gicznych. Zdecydowana wiêkszoœæ z nich powsta³a w œro-dowisku morskim zdominowanym przez II typ kerogenu. Do wyj¹tków nale¿¹ ³upki karboñskie, jurajskie i paleogeñ-skie i neogeñpaleogeñ-skie, w których wystêpuje równie¿ III typ kerogenu, wymieszany w ró¿nych proporcjach z typem II (tab. 1). Zawartoœæ wêgla organicznego we wszystkich typach stratygraficznych jest znacznie zró¿nicowana i wynosi od poni¿ej 1% wag. do 15% wag. lub w niektórych przy-padkach nawet do 20% wag., nie wykazuj¹ one przy tym ¿adnej typowej charakterystyki zawartoœci wêgla organicz-nego dla konkretnych interwa³ów stratygraficznych. Mi¹¿-szoœci ³upków netto s¹ obarczone na tyle du¿¹ niepew-noœci¹ ze wzglêdu na ich lateraln¹ zmiennoœæ i braki w roz-poznaniu geologicznym, ¿e nie mo¿na przeprowadziæ analiz okreœlaj¹cych zdolnoœæ poszczególnych basenów sedymentacyjnych w danym interwale stratygraficznym do tworzenia facji organicznych.
W tym œwietle wydaje siê, ¿e dane dotycz¹ce basenów z obszaru Polski mog¹ cechowaæ siê zdecydowanie wiêksz¹ wiarygodnoœci¹ ni¿ w przypadku pozosta³ych basenów, które wymagaj¹ pe³niejszego rozpoznania.
Szacunki zasobów dotycz¹cych ropy naftowej i gazu ziemnego z ³upków w odniesieniu do obszaru Polski i innych krajów europejskich by³y ju¿ przedstawiane zarówno przez kilka firm konsultingowych, jak i jednostki badawcze poszczególnych pañstw. Wiele z tych danych ró¿ni³o siê znacz¹co miedzy sob¹, w zale¿noœci od przyjêtej metodyki obliczeniowej. Jeœli wzi¹æ pod uwagê fakt, ¿e na iloœæ zaso-bów maj¹ wp³yw dane geologiczne takie jak mi¹¿szoœæ
³upków i powierzchnia, jak¹ zajmuj¹, zawartoœæ materii orga-nicznej i jej dojrza³oœæ termiczna itd., to porównanie poten-cja³u zasobowego ³upków z basenów polskich z innymi odpowiednikami europejskimi jest tematem bardzo trud-nym i ma jedynie charakter ogólnikowy (tab. 1).
LITERATURA
ADÁMEK J. 2005 – The Jurassic floor of the Bohemian Massif in Moravia – geology and paleogeography. Bull. Geosci., 80: 291–305. ALLEN P.A. & ALLEN J.R. 2005 – Basin analysis: principle and applications. Second Edition. Blackwell Publ., Oxford, s. 549. BGR 2012 – Abschätzung des Erdgaspotenzials aus dichten Tongesteinen (Schiefergas) in Deutschland. BGR, Hannover. BRANGULIS A.P., KANEV S.V., MARGULIS L.S. & POMERANT-SEVA R.A. 1993 – Geology and hydrocarbon prospects of the Paleozoic in the Baltic region. [W:] Parker J.R. (red.) Petroleum geology of nort-hwest Europe. Proceedings of the 4th
Conference, London, March– April 1992. Geol. Soc., London: 651–656.
DANK V. 1987 – The role of Neogene deposits among the mineral resources in Hungary. [W:] Proceedings of the 8th
Congress of the Regional Committee on Mediterranean Neogene Stratigraphy, Sympo-sium on European Late Cenozoic Mineral Resources, Budapest, Sep-tember 15–22, 1985. Ann. Hung. Geol. Inst., Budapest, 70: 9–17. DOLTON G.L. 2006 – Pannonian Basin Province, Central Europe (Province 4808) – petroleum geology, total petroleum systems, and petroleum resource assessment. USGS Bull., 2204-B, s. 47. DRYGANT D.M. 1993 – Conodont colour as the indicator of the geological processes (Volyn-Podillia) [po ukraiñsku, z angielskim abstraktem]. Paleontologiceskij Zurnal, 23: 35–37.
DRYGANT D.M. 2010 – Devonian Conodonts from South-West Margin of the East European Platform (Volyñ-Podolian, Ukrain) [po ukraiñsku, z angielskim abstraktem]. Academperiodyka, Kyiv: 1–156.
FRANCÙ J., RADKE M., SCHAEFER R.G., POELCHAU H.S., ÈÁSLAVSKÝ J. & BOHÁÈEK Z. 1996 – Oil-oil and oil-source rock correlations in the northern Vienna Basin and adjacent Carpathian Flysch Zone (Czech and Slovak area). [W:] Wessely G. & Liebl W. (red.) Oil and gas in Alpidic thrustbelts and basins of Central and Eastern Europe. Spec. Publ. Europ. Assoc. Geosci. Eng., 5: 343–353. GAUTIER D.L., PITMAN J.K., CHARPENTIER R.R., COOK T., KLETT T.R. & SCHENK C.J. 2012 – Potential for technically recove-rable unconventional gas and oil resources in the Polish-Ukrainian Foredeep, Poland. USGS Fact Sheet 2012–3102, s. 2 [http://pubs.usgs. gov/fs/2012/3102].
KLIMUSZKO E. 2002 – Utwory syluru po³udniowo-wschodniej Polski jako ska³y potencjalnie macierzyste dla dewoñskich rop naftowych. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 402: 75–100.
KÓKAI J. & POGÁCSÁS G. 1991 – Tectono-stratigraphical evolution and hydrocarbon habitat of the Pannonian Basin. [W:] Spencer A.M. (red.) Generation, accumulation and production of Europe’s hydrocarbons I. Spec. Publ. Europ. Assoc. Petrol. Geosci. Eng., 1: 307–317. KOTARBA M.J. & KOLTUN Y.V. 2006 – The origin and habitat of hydrocarbons of the Polish and Ukrainian parts of the Carpathian Provin-ce. [W:] Golonka J. & Picha F.J. (red.) The Carpathians and their fore-land: geology and hydrocarbon resources. AAPG Mem., 84: 395–442. KREZSEK C., LANGE S., OLARU R., UNGUREANU C., NAMAZ P., DUDUS R. & TURI V. 2012 – Non-conventional plays in Romania: the experience of OMV Petrom. [W:] SPE/EAGE European Unconven-tional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, March 20–22, 2012. Conference paper. Soc. Petrol. Eng., USA, SPE 153028. KUROVETS I.M. & KOLTUN Y.V. 2012 – Depositional environments of prospective for shale gas Silurian deposits of the East European Platform, Ukraine. [W:] 74thEAGE Conference & Exhibition, Copenhagen, June 4, 2012 [http://www.earthdoc.org/publication/ publicationdetails/?publication=59368].
KUROVETS I., PRYTULKA H., SHYRA A., SHUFLYAK Y. & PERYT T.M. 2011 – Petrophysical properties of the pre-Miocene rocks of the outer zone of the Ukrainian Carpathian Foredeep. Ann. Soc. Geol. Pol., 81: 363–373.
KUUSKRAA V., STEVENS S., VAN LEEUWEN T. & MOODHE K. 2011 – World shale gas resources: an initial assesment of 14 regions outside the United States. U.S. EIA & U.S. DOE, Washington, s. 365. LADWEIN H.W. 1988 – Organic geochemistry of Vienna Basin: model for hydrocarbon generation in overthrust belts. AAPG Bull., 72: 586–599.
LAW B.E., ULMISHEK G.F., CLAYTON J.L., KABYSHEV B.P., PASHOVA N.T. & KRIVOSHEYA V.A. 1998 – Basin-centered gas evaluated in Dnieper-Donets basin, Donbas foldbelt, Ukraine. Oil and Gas J., 96: 74–78.
LAZAUSKIENE J. 2012 – Potential shale gas (oil) formations in Lithuania. EuroGeoSurvey Workshop: Assessment of the shale gas potential of the lower Paleozoic shales in Baltic Basin, Vilnus, Lithuania, August 23–24, 2012 [materia³y konferencyjne].
MODLIÑSKI Z. & SZYMAÑSKI B. 2008 – Litostratygrafia ordowiku w obni¿eniu podlaskim i w pod³o¿u niecki p³ocko-warszawskiej (wschodnia Polska). Biul. Pañstw. Inst. Geol., 430: 79–112. MODLIÑSKI Z., SZYMAÑSKI B. & TELLER L. 2006 – Litostraty-grafia syluru polskiej czêœci obni¿enia peryba³tyckiego – czêœæ l¹dowa i morska (N Polska). Prz. Geol., 54: 787–796.
PAWLEWICZ M. 2007 – Total petroleum systems of the Carpathian--Balkanian Basin Province of Romania and Bulgaria. USGS Bull., 2204-F: 1–17.
PICHA F.J. & PETERS K.E. 1998 – Biomarker oil-to-source rock cor-relation in the Western Carpathians and their foreland, Czech Republic. Petrol. Geosci., 4: 289–302.
PIG-PIB 2012 – Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach ³upkowych dolnego paleozoiku w Polsce (basen ba³tycko-podlasko-lubelski). Raport pierwszy. Pañstw. Inst. Geol., Warszawa, s. 29.
POGÁCSÁS G., SZALAY Á., BÉRCZY I., BARDÓCZ B., SZALOKI I. & KONCZ I. 1996 – Hydrocarbons in Hungary – exploration and deve-lopment. [W:] Wessely G. & Liebl W. (red.) Oil and gas in Alpidic thrustbelts and basins of Central and Eastern Europe. Spec. Publ. Europ. Assoc. Geosci. Eng., 5: 37–38.
POPRAWA P. 2010a – Potencja³ wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach dolnego paleozoiku w basenie ba³tyckim i lubelsko-podla-skim. Prz. Geol., 58: 226–249.
POPRAWA P. 2010b – System wêglowodorowy z gazem ziemnym w ³upkach – pó³nocnoamerykañskie doœwiadczenia i europejskie perspektywy. Prz. Geol., 58: 216–225.
POPRAWA P. & GROTEK I. 2005 – Revealing paleo-heat flow and paleooverpressures in the Baltic Basin from thermal maturity model-ling. Mineralogia Spec. Pap., 26: 235–238.
SACHSENHOFER R.F. & KOLTUN Y.V. 2012 – Black shales in Ukraine – a review. Mar. Petrol. Geol., 31: 125–136.
SATKâNAS J., ÈYIEN J. & LAZAUSKIEN J. 2012 – Geother-mal and unconventional energy development in Western Lithuania. 2nd
International Conference EastLink: The Way to Knowledge Eco-nomy, Palanga, October 1–2, 2012 [http://www.east-link.eu/files/Main/
2012/ presentation/Geothermal%20and%20unconventional%20%20 energy %20development%20in%20Western%20Lithuania%20-%20Dr.%20Jonas%20Satk+nas.pdf]
SCHULZ H.-M., HORSFIELD B. & SACHSENHOFER R.F. 2010 – Shale gas in Europe: a regional overview and current research activi-ties. Geol. Soc. London, Petrol. Geol. Conf. Ser., 7: 1079–1085. SEGHEDI A., VAIDA M., IORDAN M. & VERNIERS J. 2005 – Paleozoic evolution of the Romanian part of the Moesian Platform: an overview. Geol. Belg., 8: 99–120.
SKOMPSKI S., £UCZYÑSKI P., DRYGANT D. & KOZ£OWSKI W. 2008 – High-energy sedimentary events in lagoonal successions of the Upper Silurian of Podolia, Ukraine. Facies, 54: 277–296.
SKRÊT U. & FABIAÑSKA M.J. 2009 – Geochemical characteristics of organic matter in the Lower Palaeozoic rocks of the Peribaltic Syneclise (Poland). Geochem. J., 43: 343–369.
SLIAUPA S., FOKIN P., LAZAUSKIENE J. & STEPHENSON R.A. 2006 – The Vendian–Early Palaeozoic sedimentary basins of the East European Craton. Geol. Soc. London, Mem., 32: 449–462.
STEFANESCU M., DICEA O., BUTAC A. & CIULAVU D. 2006 – Hydrocarbon geology of the Romanian Carpathians, their foreland, and the Transylvanian Basin. [W:] Golonka J. & Picha F.J. (red.) The Carpathians and their foreland: geology and hydrocarbon resources. AAPG Mem., 84: 521–567.
SZALAY A. & KONCZ I. 1993 – Migration and acumulation of oil and natural gas generated from Neogene source rocks in the Hungarian part of the Panonian Basin. [W:] Spencer A.M. (red.) generation, accumulation and production of Europe’s hydrocarbons III. Spec. Publ. EAGE, 3: 303–309.
ULMISHEK G.F. 2001 – Petroleum geology and resources of the Dnieper-Donets Basin, Ukraine and Russia. USGS Bull., 2201-E, s. 14. TARI G., CIUDIN D., KOSTNER A., RAILEANU A., TULUCAN A., VACARESCU G. & VANGELOV D. 2011 – Play types of the Moesian Platform of Romania and Bulgaria. Search Discov., article #10311. VELICIU S. & POPESCU B. 2012 – Paleozoic shale gas plays of the Eastern Europe: Romania case study. [W:] Romania Oil & Gas Confe-rence, Bucharest, December, 4–5, 2012 [http://www.romania-og.com/ RomaniaOG/media/Site_Images/ContentPhotos/Intercontinental/ 4-Bogdan-Popescu_Zeta.pdf].
WESSELY G. 1990 – Geological results of deep exploration in the Vienna Basin. Geol. Runds., 79: 513–520.
ZDANAVICIUTE O. & LAZAUSKIENE J. 2007 – The petroleum poten-tial of the Silurian succession in Lithuania. J. Petrol. Geol., 30: 325–337. ZDANAVICIUTE O. & LAZAUSKIENE J. 2009 – Organic matter of Early Silurian succession – the potential source of unconventional gas in the Baltic Basin (Lithuania). Baltica, 22: 89–99.
20 W° 10 W° 0W° 10 E° 20 E° 30 E° 40 E° 50 E° 60 E° 0W° 10 E° 20 E° 30 E° 40 E° 50 N ° 40N° 40 N ° 60N° 60 N ° 50 N ° basen kantabr yjski (S1, J1) Cantabrian Basin (S1, J1) basen luzytañski (S1, J1) Lusitania Basin (S1, J1) basen podlaski (O3–S1) Podlasie Basin (O3–S1)
formacja ³upków a³unowych (Cm3) Alum
Shale Formation (Cm3) platforma mezyjska (S1, J1, J2) Moesian Platform (S1, J1, J2) basen pr zeddobrudzki (S1) Pre-Dobrugean Basin (S1) rów Makó, baseny Békés iDerecske (M) Makó Trough, Békés and Derecske basins (M) formacja ³upków Maykop (Ol–M) Maykop Shale Formation (Ol–M) basen dolnosaksoñski (C1, J1, Cr1) Lower Saxony Basin (C1, J1, Cr1) rów
bodeñski (J1) Bodensee Trough (J1)
basen praski (S1) Prague Basin (S1) basen wiedeñski (J3) Vienna Basin (J3) depresja lwowska (S1) Lviv Depression (S1) basen tracki (E–Ol) Thrace Basin (E–Ol) basen po³udniowo-wschodni (J1, J3) Southeast Basin (J1, J3) basen par yski (C2–P1, J1) Paris Basin (C2–P1, J1) basen ba³tycki (O3–S1) Baltic Basin (O3–S1) basen lubelski (O3–S1) Lublin Basin (O3–S1) ³upki karboñskie wielkopolski (C1) Wielkopolska Carboniferous Shales (C1) platforma mo³dawska (S1) Moldavian Platform (S1) po³udniowa prowincja Wlk. Br yt. (J1) Southern Petroleum Province UK (J1) pó³nocna prowincja Wlk. Br yt. (C1–C2) Northern Petroleum Province UK (C1–C2) basen dnieprowsko-doniecki (C1) Dnieper -Donets Basin (C1) wysoki potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach high shale gas potential niski potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach low shale gas potential
