Potencja³ wêglowodorowy karboñskich ska³ macierzystych w przyba³tyckiej
czêœci segmentu pomorskiego bruzdy œródpolskiej
Maciej J. Kotarba
1, Pawe³ Kosakowski
1, Dariusz Wiêc³aw
1, Cezary Grelowski
2,
Adam Kowalski
1, Stanis³aw Lech
3, Halina Merta
4Hydrocarbon potential of Carboniferous source rocks on the Baltic part of Pomeranian Segment of the Middle Polish Trough. Prz. Geol., 52: 1156–1165.
S u m m a r y. Twenty Carboniferous profiles from the Baltic part of Pomeranian Segment of the Middle Polish Trough were character-ized for source rock properties according the results of geochemical analyses. The best source rocks occur within Tournaisian mudstones and claystones, where TOC values reach up to 10.7 wt. % (mean 0.93 wt. %). The terrestrial kerogen type III is located at the immature/early mature contact. The analysed Westphalian and Visean strata reveal lower petroleum potential. The analysis of hydro-carbons generation from Tournaisian source rocks indicated that the generation of hydrohydro-carbons begun between Middle Triassic and Late Jurassic, locally a perhaps in the Late Carboniferous. The generation potential was calculated from the hydrocarbon potential (1.2 to 2.2 kg HC/m3source rock) and thickness of the source rocks, and ranges change from 20 to 365 kg HC/m2.
Key words: Western Pomerania, Carboniferous, petroleum geochemistry, source rock, hydrocarbon potential, modelling of genera -tion process
Zainteresowanie poszukiwaniami ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach permskich i karboñskich Pomorza Zachodniego, w latach szeœædziesi¹tych ubieg³ego stule-cia, doprowadzi³o do udokumentowania w wielu odwier-tach piaskowcowo-mu³owcowych, ilasto-marglistych i wêglanowych utworów karbonu
dolnego i górnego. Dokonane w 1965 r. pierwsze odkrycie z³o¿a gazu ziemnego w karbonie
dol-nym rejonu Wierzchowa w
zasadniczy sposób przyczyni³o siê do rozwoju na szersz¹ skalê poszukiwañ naftowych na ca³ym Pomorzu Zachodnim. Pocz¹wszy od lat siedemdziesi¹tych w oma-wianej czêœci Pomorza
Zachod-niego odkryto z³o¿a gazu
ziemnego „Trzebusz”, „Gorzys³aw N”, „Gorzys³aw S”, „Daszewo” i „Bia³ogard”. Ska³y zbiornikowe tych z³ó¿ znajduj¹ siê w utworach czerwonego sp¹gowca i karbonu (Karnkowski, 1993). Wstêpne badania geochemiczne roz-proszonej substancji organicznej utworów
m³odopaleozo-1
Wydzia³ Geologii, Geofizyki i Ochrony Œrodowiska, Akademia Górniczo-Hutnicza, al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków; kotarba@uci.agh.edu.pl
2
Przedsiêbiorstwo Us³ug Laboratoryjnych i Geologicznych „PETROGEO” Sp. z o.o., Laboratorium w Pile, Pl. Staszica 9, 64-920 Pi³a
3
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S. A. w Warszawie, Departament Poszukiwañ, Oœrodek Pó³noc w Pile, Pl. Staszica 9, 64-920 Pi³a
4
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S. A., Departament Poszukiwañ, ul. Krucza 6/14, 03-301 Warszawa
Do-17 2, 2 2,0 2,0 1,4 1,6 1,6 1,8 1,8 1,8 2, 2 1,8 3,8 3,9 3,8 3, 5 5,0 4,5 4,0 4,0 4, 0 4,0 3,5 3,4 3,3 3,5 4,0 4,0 4, 0 3, 5 4,0 3,8 3,8 3, 5 3,4 4,5 4,5 4,5 4,3 4,2 4,1 4,0 4,0 4,0 4,3 4,3 4,4 3, 4 2,8 2,8 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 3,0 3,0 2,8 3,0 3,0 3, 4 3, 4 3,5 3,2 2,8 3,0 3, 0 4,3 4, 2 4, 0 3,0 3,0 3, 2 2,8 2, 6 3,2 3,2 3,2 3,2 3,5 3,4 2,8 2,8 2,5 2,4 2,3 2,4 3,2 3, 2 3,4 3,4 3,5 3,53,5 4,1 4,2 4, 0 4, 0 3,2 1,2 1,2 1,4 3, 0 4,0
C
1 D3 O S+O S KOSZALIN Ko³obrzeg MORZE BA£TYCKIE BALTIC SEA uskok pewny fault krawêdŸ platformy wschodnioeuropejskiej margin of East European Platform granice wychodni stratygraficznych boundaries of stra-tigraphic outcrops uskok przypuszczalny probable fault izobaty pod³o¿a permu (km) isobates of sub-Permian (km) dewon górny Upper Devonian karbon dolny Lower Carboniferous karbon górny Upper Carboniferous sylur Silurian dewon œrodkowy Middle Devonian odwiert opróbowany do analizy macierzystoœci well sampled for analysis of generation potential modelowania 1D 1D-modelled Go-1 Gw-17 Gw-8 Gw-9 Tz-3Tz-2K Nk-1 Dy-4 Da-2 Do-17 Do-R3p Bd-10Bd-7 Bd-3 Bd-2 Bd-11K So-1 Bz-2 Ne-1 Zo-1 Dz-3 0 10 20km ordowik sfa³dowany Folded Ordovician sylur i ordowik sfa³dowany Folded Silurian and Ordovician 0 100 200km P O L S K A P O L A N D WARSZAWA KRAKÓW przekrój korelacyjny (ryc. 2) correlative section (Fig. 2) Dy-1 D2 C2 D3 C1 C1 D2 D3 D3 D3 D2 D2 D3 D3 C1 C2 C2 C1 D2 D3 S S+O O®
Ryc. 1. Mapa strukturalna powierzchni podpermskiej przy-ba³tyckiej czêœci segmentu pomor-skiego bruzdy œródpolskiej wg Lecha (2001) z lokalizacj¹ odwiertów, z których pobrano próbki potencjal-nych ska³ macierzystych
Fig. 1. Structural sketch-map of below Permian surface on the Bal-tic part of Pomeranian Segment of the Middle Polish Trough after Lech (2001) showing location of the potential source rock sampling wells
icznych przeprowadzone m.in. przez Grotek i in. (1998), Kotarbê i in. (1998) i Matyasik (1998) wykaza³y, ¿e najprawdopodobniej g³ówne pozio-my ska³ macierzystych wystêpuj¹ w obrêbie utworów karbonu. Na tym obszarze w profilu kar-bonu wystêpuj¹ utwory wêglanowo-terygeniczne o dotychczas niezdefiniowanych geochemicznie poziomach macierzystych oraz nieokreœlonych cechach ich potencja³u wêglowodorowego.
W powy¿szej pracy podjêto problem ilo-œciowej i jakoilo-œciowej (typ genetyczny kerogenu i stopieñ jego przeobra¿enia) kwalifikacji macierzystoœci ska³ profilu karbonu dolnego i górnego na podstawie wyników badañ orga-no-geochemicznych próbek potencjalnych ska³ macierzystych z profili 20 odwiertów (ryc. 1) oraz oceny ich potencja³u wêglowodorowego w zale¿noœci od g³êbokoœci pogr¹¿enia, temperatu-ry i czasu jako parametrów koniecznych dla wytworzenia faz wêglowodorowych bazuj¹c na modelowaniach programem BasinMod 1-D.
Zarys budowy geologicznej
Obszar badañ jest fragmentem paleozoicznej pokrywy osadowej znajduj¹cym siê pomiêdzy g³ównymi strefami uskokowymi Trzebiatowa na zachodzie i Koszalina na wschodzie (ryc. 1). Sta-nowi on pó³nocn¹, przyba³tyck¹ czêœæ segmentu
pomorskiego bruzdy œródpolskiej (blok
Ko³obrzegu i E czêœæ bloku Gryfic). Tektonika tego obszaru, podobnie jak na ca³ej platformie paleozoicznej, jest skomplikowana, a poszcze-gólne kompleksy strukturalne s¹ od siebie oddzielone niezgodnoœciami k¹towymi.
Obiektem badañ s¹ utwory karbonu wchodz¹ce w sk³ad dobrze rozpoznanego
dewoñsko-karb-oñskiego kompleksu strukturalnego,
zale-gaj¹cego niezgodnie na sfa³dowanym w wyniku orogenezy kaledoñskiej starszym paleozoiku (Dadlez, 1993). Kompleks ten sk³ada siê z osa-dów silikoklastycznych i wêglanowych, które tworz¹ waryscyjsk¹ pokrywê platformow¹ (epi-kaledoñsk¹) o zaawansowanej tektonice bloko-wej (Po¿aryski & Karnkowski, 1992). Struktura waryscyjska na obszarze strefy Koszalin–Choj-nice wed³ug Po¿aryskiego (1987) charaktery-zuje siê równoleg³ym uk³adem uskoków antyte-tycznych o przewa¿aj¹cym kierunku NW–SE, najczêœciej równoleg³ych do krawêdzi platformy
prekambryjskiej. W pobli¿u tej krawêdzi
pokrywowy kompleks jest bardziej zdyslokowany i zró¿nicowany mi¹¿szoœciowo. Dalej na zachód, a szczególnie w obrêbie zaznaczonej na po³udnie od Ko³obrzegu wychodni dewoñskiej (ryc. 1),
zdyslo-kowanie jest wyraŸnie mniejsze, pomimo ¿e
wystêpuj¹ tutaj dodatkowe uskoki o orientacji zbli¿onej do po³udnikowej (Lech, 2001).
Mi¹¿szoœæ pierwotn¹ osadów dewonu na omawianym obszarze szacuje siê na ok. 1600–2400 m (Narkiewicz i in., 1998). Udoku-mentowano tutaj pe³ny profil dewonu
œrodko-wego i górnego. Eifel i ¿ywet tworz¹
terygeniczne utwory morskie: piaskowce,
mu³owce i i³owce margliste z soczewkami
DŸwirzyno-3 Daszewo-17 Dobrzyca-2 Biesiekierz-2
3333,5 2995,5 2742,0 3400 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 2800 2900 3000 3100 3200 3300 wapienie limestones margle marls piaskowce sandstones mu³owce silstones dolomity dolomites i³owce mudstones wapienie dolomityczne dolomitic limestones wapienie zailone shaly limestones 3500 Dygowo-1 3133,5 2682,5 3400 3300 3200 3600 3700 3800 3900 4000 2700 2800 2900 3000 P1 C ?2w C ?1v C ?1t C1t P2 P1 C1v P2 P2 C1t C1t C1t D3fa D3fa D3fa
Ryc. 2. Korelacja utworów karbonu w profilach odwiertów wykorzystanych w ana-lizie procesu generowania wêglowodorów, P2— cechsztyn, P1— perm dolny, C2w — karbon górny (westfal), C1v— karbon dolny (wizen), C1t— karbon dolny (tur-nej), D3fa— dewon górny (famen)
Fig. 2. Correlation of Carboniferous strata of wells used in hydrocarbon gene-ration analysis, P2 — Zechstein, P1 — Lower Permian, C2w — Upper Carboniferous (Westphalian), C1v— Lower Carboniferous (Visean), C1t — Lower Carboniferous (Tournaisian), D3fa— Upper Devonian (Famennian)
410 420 430 440 450
0,5 1 2 3 4 >4 100 200 300 400 500 600
TOC (% wag.)
TOC (wt. %) TEMPERATURA TTmaxTEMPERATURE ( C)max( C)°° WSKANIK WODOROWYHI (mg HC/g TOC) HYDROGEN INDEX HI (mg HC/g TOC) 0 20 40 60 80 100 120 140 1 4 39 144 19 0 20 40 60 80 100 120 140135 155 63 17 5 9 160 LICZBA PRÓBEK NUMBER OF SAMPLES 0 20 40 60 80 100 120 69 15 5 0 127 TURNEJ TO URNAISIAN 1 0 3 17 18 0 0 15 2 0 0 26 22 23 16 2 0 0 0 20 40 60 80 100 120 140 20 40 60 80 100 120 140 160 0 20 40 60 80 100 120
WIZEN VISEAN LICZBA
PRÓBEK NUMBER OF SAMPLES 0 0 0 6 3 0 33 3 5 1 0 0 0 0 0 0 0 9 0 20 40 60 80 100 120 140 0 20 40 60 80 100 120 140 0 20 40 60 80 100 120 WESTF A L WESTPHALIAN 160 LICZBA PRÓBEK NUMBER OF SAMPLES C B A
Ryc. 3. Histogram (A) zawartoœci wêgla organicznego TOC, (B) temperatury Tmaxi (C) wskaŸnika wodorowego HI w utworach westfalu, wizenu i turnieju Fig. 3. Histograms of (A) total organic carbon, (B) Tmaxtemperature and (C) hydrogen index in Westphalian, Visean and Tournaisian strata
wapieni. Natomiast dewon górny (fran i famen) jest z³o¿ony z wapnistych i³owców, margli i wapieni gruz³owych.
Na górnodewoñskich wêglanach zalegaj¹, z luk¹ straty-graficzn¹, utwory dolnokarboñskie turneju i wizenu. W tur-neju wystêpuj¹ piaskowce szarog³azowo-arkozowe, ³upki ilaste i margliste oraz w stropie wêglany detrytyczno-ooido-we (ryc. 2). Utwory wizenu to kwarcodetrytyczno-ooido-we piaskowce przewar-stwione mu³owcami i i³owcami z podrzêdnymi ³awicami wêglanowymi. Litologia osadów wizenu wskazuje, ¿e powsta³y one w strefie litoralno-deltowej. Najwiêksz¹ ich mi¹¿szoœæ 664 m udokumentowano w profilu odwiertu Koszalin IG-1 (Lech, 1985).
Sedymentacja osadów dolnego karbonu odbywa³a siê w morzu szelfowym o mobilnym dnie przy ci¹g³ej subsy-dencji (Lech, 1986b). G³êbokoœæ morza, ruchliwoœæ wód i ich przewietrzanie by³y zmienne zarówno w przestrzeni zbiornika sedymentacyjnego, jak i w czasie. Okresowo, w lokalnych obni¿eniach dna otwartego szelfu i w
przybrze-¿nych lagunach dochodzi³o do powstawania warunków redukcyjnych. W wyniku ruchów tektonicznych, g³ównie fazy asturyjskiej (Dadlez, 1978) mi¹¿szoœci pierwotne kar-bonu dolnego zosta³y silnie zredukowane i wspó³czeœnie wynosz¹ one zwykle 400–500 m. Maksymalna wspó³cze-sna mi¹¿szoœæ osadów karbonu dolnego jest szacowana na ok. 1000 m.
Osady karbonu górnego na omawianym obszarze zosta³y stwierdzone w okolicy Sarbinowa oraz na zachód od Ko³obrzegu (ryc. 1). Wiekowo nale¿¹ one do piêtra westfalskiego i zalegaj¹ niezgodnie na ró¿nych ogniwach osadowych dolnego karbonu i dewonu. Ich mi¹¿szoœæ jest uzale¿niona od epigenetycznej erozji (Dadlez, 1978) i w granicach omawianego obszaru waha siê od 51 m (profil Grzybowo-1) do 301 m (profil Trzebusz-3). Najwiêksz¹ mi¹¿szoœæ karbonu górnego — 605 m stwierdzono poza omawianym obszarem w odwiercie Strze¿ewo-1. Utwory górnokarboñskie sk³adaj¹ siê z l¹dowych osadów, na prze-mian przewarstwiaj¹cych siê piaskowców, mu³owców i
i³owców. Miejscami stwierdzono
tak¿e cienkie wk³adki tufów i tufitów, czêsto zbentonityzowanych. Karbon górny reprezentuj¹ tutaj dwie asocja-cje litologiczne, ni¿sza wêglonoœna i wy¿sza ska³ czerwonych, utworzone
w warunkach limnofluwialnych
(Lech, 1986a), które po fazach oroge-nicznych sudeckiej lub kruszcogór-skiej osadza³y siê w westfalu w obni¿eniach œródgórskich. Na uwagê
zas³uguje stwierdzona w profilu
odwiertu Sarbinowo-1 asocjacja
wêglonoœna o mi¹¿szoœci 56 m, która zawiera czarne i³owce wêgliste z licz-nymi szcz¹tkami zwêglonej flory oraz
niewielkimi wk³adkami wêgla
kamiennego o mi¹¿szoœci do 10 cm (Lech, 1985).
Ponad opisanym piêtrem struktural-nym dewoñsko-karboñskim w okolicy Sarbinowa oraz ogólnie na zachód od strefy uskokowej Dygowo–Bia³ogard wystêpuje strukturalne piêtro dolnoper-mskie z³o¿one ze ska³ wylewnych bêd¹cych finalnym produktem wary-scyjskiej epoki górotwórczej oraz z osa-dów górnego czerwonego sp¹gowca (ryc. 2). Utwory te le¿¹ niezgodnie na ró¿nowiekowych osadach dewonu i karbonu. Ich sumaryczna mi¹¿szoœæ w poszczególnych profilach jest bardzo zró¿nicowana i waha siê od kilku do 339 m (Daszewo-12).
Na utworach dolnopermskich lub karbonu i dewonu niezgodnie
zalega cechsztyñsko-mezozoiczny
kompleks strukturalny o mi¹¿szoœci od ok. 1800 m w okolicy Sarbinowa do ponad 3000 m w czêœci po³udnio-wo-zachodniej omawianego obszaru (Dadlez, 1974). Obraz tektoniczny piêtra cechsztyñsko-mezozoicznego na omawianym obszarze charaktery-zuje siê obecnoœci¹ takich jednostek, jak blok Ko³obrzegu (Dadlez, 1980) 20
10
0
0 0
TOC (% wag.)
TOC (wt. %) TOC (% wag.)TOC (wt. %)
S (mg HC/g ska³y) 2 S(mg HC/g rock) 2 6 2 4 8 A I II III 6 2 4 8 B I II III westfal Westphalian wizen Visean
Ryc. 4. Okreœlenie typu kerogenu w utworach (A) westfalu i wizenu oraz (B) turneju na podstawie zale¿noœci zawartoœci wêglowodorów S2i ca³kowitej zawartoœci wêgla orga-nicznego TOC. Przebieg granic wg Langford i Blanc-Valleron (1990)
Fig. 4. Type of kerogen in (A) Westphalian and Visean and (B) Tournaisian strata in terms of S2and TOC values. Genetic fields after Langford & Blanc-Valleron (1990)
400 430 450 465 500 200 400 600 400 430 450 465 500 WSKANIK WODOROWY HI (mg HC/g TOC) HYDROGEN INDEX HI (mg HC/g TOC) TEMPERATURA Tmax( C)° TmaxTEMPERATURE ( C)° TEMPERATURA Tmax( C)° TmaxTEMPERATURE ( C)° I II III I 0,5%R O II III 1,35%R O 1,35%R O 0,5%R O A B westfal Westphalian wizen Visean
Ryc. 5. Korelacja pomiêdzy wskaŸnikiem wodorowym HI a temperatur¹ Tmaxw utworach (A) westfalu i wizenu oraz (B) turneju. Krzywe przeobra¿enia poszczególnych typów kero-genu i zakresy dojrza³oœci termicznej wg Espitaliégo i in. (1985)
Fig. 5. Hydrogen index vs. Tmaxtemperature for (A) Westphalian and Visean and (B) Tour-naisian strata. Maturation paths for kerogens after Espitalié et al. (1985)
i granicz¹ca z nim od pó³nocnego wschodu niecka pomor-ska.
Profil strukturalny, tak jak na ca³ym Ni¿u Polskim, wieñczy piêtro kenozoiczne o mi¹¿szoœci do ok. 200 m.
Metodyka analitycznych badañ geochemicznych Analizê pirolityczn¹ potencjalnych ska³ macierzystych wykonano za pomoc¹ aparatu Rock-Eval II. Opis metodyki tej analizy podano miêdzy innymi w pracach Kotarby i Szafrana (1985) oraz Wilczka i Merty (1992). Oznaczenie zawartoœci wêgla organicznego czêœci próbek wykonano na aparacie firmy LECO, wczeœniej usuwaj¹c z nich wêglany. Ekstrakcjê bituminów ze ska³y prowadzono w aparacie Soxhleta u¿ywaj¹c jako czynnik ekstrahuj¹cy
mieszaninê CH2Cl2–CH3OH (93 : 7 obj.). Asfalteny
wydzielono z bituminów przez wytr¹canie w heksanie; otrzymane malteny rozdzielono na frakcje wêglowodorów nasyconych, wêglowodorów aromatycznych i ¿ywic na kolumnie chromatograficznej (20 x 0,6 cm, wype³nienie silika¿el — tlenek glinu 1 : 2 obj.) stosuj¹c jako eluenty odpowiednio heksan, benzen i mieszaninê benzen-metanol (1 : 1 obj.). Dystrybucjê n-alkanów i izoprenoidów oznaczono we frakcji wêglowodorów nasyconych metod¹ kapilarnej chromatografii gazowej na przyrz¹dzie firmy Hewlett Packard 5890 Seria II wyposa¿onym w detektor p³omieniowo-jonizacyjny (FID) oraz kolumnê HP-1 (25 m x
0,2 mm x 0,5:m). Pomiar sk³adu trwa³ych izotopów wêgla w
bituminach, ich poszczególnych frakcjach i kerogenie prze-prowadzono metod¹ ampu³kow¹ wed³ug Sofer (1980) na spektrometrze masowym MI-1201 lub „on-line” na aparacie Finnigan Delta Plus sprzêgniêtym z analizatorem
elementar-nym Carlo Erba 1108 EA i podano w konotacji* wzglêdem
wzorca PDB. B³¹d oznaczenia *13C wynosi ±0,2‰.
Metodyka modelowañ numerycznych
Zintegrowana analiza naftowa, jako podstawa progra-mów numerycznych modelowañ procesów naftowych, zosta³a szczegó³owo przedstawiona w pracach Ungerera i in. (1990), Doree’a i in. (1993) czy Welte’a i in. (1997). Na powy¿szych zasadach zosta³ opracowany model koncepcyjny programu BasinMod™, który zastosowano w rozwi¹zaniach
niniejszego tematu. Poszczególne elementy wykonawcze bloku programowego BasinMod™ rozwi¹zano wed³ug powszechnie stosowanych procedur, które dla celów niniej-szej analizy s¹ sprowadzone do nastêpuj¹cych ustaleñ:
1) wielkoœæ kompakcji wydzielonych litotypów skal-nych w profilach stratygraficzskal-nych analizowaskal-nych profili odwiertów obliczono algorytmem schematu omówionego przez Dykstrê (1987),
2) przewodnoœæ ciepln¹ szkieletu ziarnowego okreœlono metod¹ Deminga i Chapmana (1989) dla ka¿dego komplek-su litostratygraficznego, przy obliczeniu przepuszczalnoœci ska³ metod¹ Kozeny-Carmana (Doligez i in., 1986, Unge-rer i in., 1990),
3) przep³yw ciep³a obliczano metod¹ stanu równowagi przejœciowej zgodnie z algorytmem zastosowanym w progra-mie BasinMod™ (BasinMod™ Reference Manual, 1987),
4) w rekonstrukcji zmian pola termicznego w analizowa-nym obszarze wykorzystano wskazania iloœciowe d³ugookre-sowych zmian klimatycznych (np. Yalcin i in., 1997) oraz historiê zmian temperatur powierzchniowych poprzez na³o¿e-nie globalnych zmian klimatycznych (np. Wygrala, 1989) w odniesieniu do zmian pozycji p³yty europejskiej (np. Besse & Courtillot, 1991; Van der Voo, 1993; Nawrocki, 1997),
5) dojrza³oœæ termiczn¹ materii organicznej obliczono
metod¹ EASY %Ro(Sweeney & Burnham, 1990).
Genero-wanie wêglowodorów obliczano zgodnie z modelem Lawrence Livermore National Laboratory (Braun & Burn-ham, 1991), zaœ ekspulsjê obliczano metod¹ nasycenia przestrzeni porowej (Ungerer i in., 1988a, b, 1990; Forbes i in., 1991),
6) granice stratygraficzne wydzielonych warstw i luk stratygraficznych przyjêto wed³ug schematu czasu wzglêd-nego i bezwzglêdwzglêd-nego tabeli stratygraficznej Gradsteina i Ogga (1995).
W powy¿szym schemacie metodycznym oceniono podstawowe parametry procesu generacyjnego oraz obli-czono wielkoœci potencja³u wêglowodorowego
karbo-ñskich poziomów macierzystych w analizowanych
profilach odwiertów.
Geochemiczna kwalifikacja kopalnej substancji organicznej karbonu z wydzieleniem poziomów
ska³ macierzystych
Geochemiczn¹ charakterystykê kopalnej substancji organicznej karbonu oparto na wynikach badañ analitycz-nych 491 próbek rdzeniowych pobraanalitycz-nych z profili 20 odwiertów: Bia³ogard-7, -10, -11K (Bd-7, -10, -11K), Bie-siekierz-2 (Bz-2), Daszewo-R3p, -17 (Do-R3p, -17), Dobrzyca-2 (Da-2), Dygowo-1, -4 (Dy-1, -4), DŸwirzy-no-3 (Dz-3), Gorzys³aw-8, -9, -17 (Gw-8, -9, -17), Gos³aw-1 (Go-1), Niek³onice-1 (Ne-1), Nowogardek-1 (Nk-1), Sarbinowo-1 (So-1), Trzebusz-2K, -3 (Tz-2K, -3) i ¯eleŸno-1 (Zo-1) (ryc. 1). Z utworów turneju pobrano 377 próbek, wizenu — 72 i westfalu — 42 (tab. 1).
W utworach turneju ca³kowita zawartoœæ wêgla orga-nicznego (TOC) zmienia siê od 0,00 do 10,7% wag. (œred-nia 0,93% wag.), w utworach wizenu od 0,00 do 2,56% wag. (œrednia 0,71% wag.), a w utworach westfalu od 0,00 do 2,20% wag. (œrednia 0,27% wag.) (tab. 1, ryc. 4). Poten-cja³ wêglowodorowy utworów turneju jest s³aby (tab. 1). Tylko lokalnie, w profilu odwiertu Dobrzyca-2 stwierdzo-no obecstwierdzo-noœæ facji czarnych i³owców o bardzo wysokich jego wartoœciach dochodz¹cych do 26 mg HC/g ska³y (tab. 1), co wed³ug kryteriów zaproponowanych przez Petersa i 0 1 2 1 2 3 FITAN/n-C18 PHYTANE/n-C18 PRIST AN/n-C 17 7 PRIST ANE/n-C 1 kerog en typu II Type IIkerog en kerog en typu II/III Type II/III kerog en kerogen typuI TypeI kerog en 0 kerogen typuII TypeII kerog en westfal Westphalian wizen Visean turnej Tournaisian
Ryc. 6. Charakterystyka genetyczna bituminów utworów karbo-nu w oparciu o korelacjê wskaŸników pristan/n-C17i fitan/n-C18. Klasyfikacja wg Obermajera i in. (1999)
Fig. 6. Genetic characterization of bitumens from Carboniferous strata in terms of pristane/n-C17and phytane/n-C18according to the categories of Obermajer et al. (1999)
Cassa (1994), kwalifikuje j¹ do doskona³ej ska³y macierzy-stej. Ska³y macierzyste wizenu i westfalu cechuj¹ siê rów-nie¿ s³abym potencja³em wêglowodorowym (œrednia odpowiednio 0,89 i 1,16 mg HC/g ska³y) (tab. 1) z lokalny-mi wk³adkalokalny-mi w utworach wizenu do 3, a w utworach westfalu do 2,2 mg HC/g ska³y. We wszystkich badanych wydzieleniach karbonu dominuje l¹dowa substancja orga-niczna (gazotwórczy kerogen III typu). Lokalnie w utwo-rach dolnokarboñskich stwierdzono obecnoœæ sk³adowej kerogenu II typu, o czym œwiadcz¹ wyniki badañ piroli-tycznych Rock-Eval (ryc. 4, 5), prostych biomarkerów (ryc. 6) oraz trwa³ych izotopów wêgla (tab. 2, ryc. 7). Œrodowisko, w jakim kerogen ten zosta³ zdeponowany by³o g³ównie redukcyjne, o czym œwiadcz¹ wartoœci wska-Ÿnika Pr/Ph poni¿ej jednoœci (Didyk i in., 1978) (tab. 1). Stopieñ przeobra¿enia badanych utworów karbonu
okre-œlony na podstawie temperatury Tmax(tab. 1) oraz
dystrybu-cji metylodibenzotiofenów wskazuje, ¿e znajduj¹ siê one na prze³omie procesów mikrobialnych oraz pocz¹tkowej fazy niskotemperaturowych procesów termogenicznych („okna ropnego”) (tab. 1, ryc. 5).
Wydzielenie kwalifikowanych iloœciowo karboñskich poziomów ska³ macierzystych w analizowanych profilach odwiertów oparto na wynikach badañ geochemicznych profili DŸwirzyno-3, Dygowo-1, Daszewo-17, Dobrzyca-2 i Biesiekierz-2 z uwzglêdnieniem rozk³adu macierzystoœci
w pozosta³ych badanych odwiertach. W profilu odwiertu DŸwirzyno-3 mi¹¿szoœæ kwalifikowanych geochemicznie poziomów ska³ macierzystych wynosi ok. 40 m z oszaco-wan¹ œredni¹ pierwotn¹ zawartoœci¹ TOC wynosz¹c¹ 1,0% wag. W pozosta³ych analizowanych odwiertach mi¹¿szoœæ efektywna ska³ macierzystych i œrednia pierwotna zawar-toœæ TOC wynosz¹ odpowiednio: w profilu odwiertu Dygowo-1 ok. 170 m z TOC = 1,0% wag., w profilu Dasze-wo-17 — ok. 17 m z TOC = 1,0% wag., Dobrzyca-2 — ok. 150 m z TOC = 1,8% wag. i Biesiekierz-2 — ok. 32 m z TOC = 0,8% wag.
Za³o¿enia geologiczne i termiczne modelu generacyjnego
Prawid³owe odtworzenie ewolucji geologicznej obsza-ru jest waobsza-runkiem koniecznym w³aœciwej rekonstobsza-rukcji procesów generowania i ekspulsji wêglowodorów. Takie elementy jak stratygrafia, mi¹¿szoœæ i litologia warstw, luki erozyjne analizowanego profilu osadowego s¹ wyjœ-ciowymi parametrami w konstrukcji wykresu pogr¹¿enia poziomu warstw macierzystych w odtworzonych warun-kach paleotermicznych.
W badanej strefie przyjêty model ewolucji geologicznej m³odszego paleozoiku opiera siê na analizie rozwoju karbo-ñskiego kompleksu terygenicznego w œcis³ym zwi¹zku z
Stratygrafia
Stratigraphy WestphalianWestfal
Liczba próbek Samples Wizen Visean Liczba próbek Samples Turnej Tournaisian Liczba próbek Samples TOC (% wag.) 0,00–2,20 œr. 0,27 42 (7) 0,00–2,56 œr. 0,71 72 (4) 0,00–10,7 œr. 0,93 377 (15) S2 (mg HC/g ska³y) 0,67–1,88 œr. 1,01 9 0,09–2,47 œr. 0,73 45 0,04–24,4 œr. 1,13 224 S1+ S2(mg HC/g ska³y) 0,76–2,15 œr. 1,16 9 0,11–2,86 œr. 0,89 45 0,04–25,4 œr.1,26 224 Tmax(o C) 423–439 œr. 430 9 419–438 œr. 429 39 408–449 œr. 434 207 HI (mg HC/g TOC) 59–91 œr. 80 3 24–204 œr. 95 43 27–514 œr. 111 217 wb (mg bit./g TOC) 38–51 œr. 46 3 9–76 œr. 34 20 6–800 œr. 76 146 CPI(TOTAL) 1,23 1 1,10 i 1,12 œr. 1,11 2 0,89–1,22 œr. 1,08 15 CPI(17-23) 1,07 1 1,01 i 1,03 œr. 1,02 2 0,86–1,12 œr. 1,04 15 CPI(25-31) 1,48 1 1,23 i 1,48 œr. 1,35 2 0,89–1,22 œr. 1,15 15 Pr/Ph 1,54 1 0,41 i 0,90 œr. 0,66 2 0,30–2,65 œr. 0,92 15 Pr/n-C17 1,60 1 0,45 i 0,52 œr. 0,49 2 0,46–2,41 œr. 0,94 15 Pr/n-C18 0,52 1 0,34 i 0,55 œr. 0,44 2 0,37–1,60 œr. 0,78 15 MDR 0,52 1 0,63–3,21 œr. 1,80 12 R(cal) (%) 0,65 1 0,56–0,74 œr. 0,64 12 Typ kerogenu Type of kerogen
III III III (II?)
Dojrz³oœæ kerogenu Maturity of kerogen niedojrza³y/wczesno-dojrza³y immature/early mature niedojrza³y/wczesno-dojrza³y immature/early mature niedojrza³y/wczesno-dojrza³y immature/early mature Potencja³ naftowy Petroleum potential s³aby poor s³aby poor s³aby/lokalnie dobry poor/locally good
Tab.1. Charakterystyka geochemiczna i potencja³ wêglowodorowy utworów karbonu Table 1. Geochemical characteristics and hydrocarbon potential of Carboniferous strata
TOC — ca³kowita zawartoœæ wêgla organicznego, total organic carbon, S2 — rezydualny potencja³ wêglowodorowy, residual
hydrocarbon potential, S1+S2 — potencja³ wêglowodorowy, hydrocarbon potential, Tmax — temperatura maksymalna z piku S2,
temperature of maximum of S2peak, HI — wskaŸnik wodorowy, hydrogen index, wb — wskaŸnik bitumiczny, bitumen ratio, bit. —
bituminy, bitumens, œr. — œrednia, average, liczba w nawiasie oznacza iloœæ opróbowanych odwiertów, number in brackets refer to
number of sampled boreholes, Pr — pristan, pristane, Ph — fitan, phytane
CPITOTAL= [(C17+C19 + ....C27+C29) + (C19+ C21+ ... C29+ C31)]/2* (C18+ C20+ ... C28+C30) (Kotarba i in., 1994)
CPI(17-23)= [(C17+C19 + C21) + (C19+ C21+ C23)]/2* (C18+ C20+ C22) (Kotarba i in., 1994)
CPI(25-31)= [(C25+C27 + C29) + (C27+ C29+ C31)]/2* (C26+ C28+ C30) (Kotarba i in., 1994)
MDR = 4MDBT/1MDBT, R(cal) = 0,51 + 0,073* MDR, 4MDBT 4metylodibenzotiofen (methyldibenzotiophene), 1MDBT -1-metylodibenzotiofen
rozwojem tektonicznym pokrywy permsko-mezozoicznej z odtworzeniem ich podstawowych cech geologicznych tj., mi¹¿szo-œci pierwotnych, litologii i wielkomi¹¿szo-œci erozji. W powy¿szym uk³adzie geologicznym, w sk³ad analizowanego
dewo-ñsko-karboñskiego kompleksu wêglanowo-klastycznego
(Dadlez, 1978; ¯elichowski, 1987) wchodz¹ terygeniczne utwory œrodkowego dewonu, wêglanowe utwory górnego dewonu oraz terygeniczne utwory turnieju i lokalnie wizenu, a tak¿e wystêpuj¹ce na zachód od Ko³obrzegu limniczne i fluwialne utworów westfalu (ryc. 1). Niekompletnoœæ ana-lizowanego profilu utworów karboñskich jest wynikiem przede wszystkim ruchów fazy asturyjskiej, które spowo-dowa³y usuniêcie z wiêkszoœci analizowanego obszaru utworów karbonu górnego, a miejscami nawet karbonu dolnego (Lech, 1988, 1989). Wielkoœæ erozji nie przekro-czy³a najprawdopodobniej kilkuset metrów. Ponadto w profilu karbonu powierzchniami erozyjnymi i lukami sedy-mentacyjnymi zaznaczaj¹ siê równie¿ fazy sudecka i/lub kruszcogórska.
Na utworach kompleksu strukturalnego dewoñsko-kar-boñskiego zalegaj¹ ska³y wylewne i osadowe dolnego per-mu.
Cechsztyñski kompleks ewaporatowy, o mi¹¿szoœci w analizowanej strefie do ponad 600 m, obejmuje cztery cyklotemy w sekwencji transgresywno-regresywnych utworów soli, anhydrytów, wêglanów i i³owców (Wagner, 1988, 1994).
W ci¹g³oœci sedymentacyjnej na utworach cechsztynu zalega mezozoiczny kompleks strukturalny. Pokrywa mezozoiczna badanego obszaru ma mi¹¿szoœæ od ok. 2000 m w czêœci wschodniej do oko³o 3500 m w czêœci po³udniowo-zachodniej. Zosta³a ona uformowana w sekwencji transgresywnych i regresywnych kompleksów terygenicznych i wêglanowych triasu, jury i kredy (Marek & Pajchlowa, 1997). Sedymentacja utworów mezozoicz-nych zosta³a przerwana wypiêtrzeniem na prze³omie kredy i paleogenu, a proces erozji obj¹³ utwory kredowe i czê-œciowo jurajskie. Jego rozmiary wynosz¹ do 1500 m w zachodniej czêœci bloku i do 100 m w partiach brze¿nych (Dadlez i in., 1997). Na pokrywie mezozoicznej zalegaj¹ tu utwory terygeniczne kenozoiku o sumarycznej mi¹¿szoœci nawet ponad 200 metrów.
Powy¿szy schemat stratygraficzno-litologiczny dewo-nu, karbonu oraz permsko-mezozoiczny i kenozoiczny zosta³ przyjêty do konstrukcji wykresów pogr¹¿enia w modelowaniach procesów generowania i ekspulsji wêglo-wodorów (ryc. 8).
Model ewolucji termicznej pogr¹¿anego poziomu ska³ macierzystych karbonu zosta³ odtworzony dla kolejnych przedzia³ów czasowych sedymentacji i konsolidacji profi-lu osadowego poprzez dopasowanie zmian dojrza³oœci
ter-micznej kerogenu uzyskanych z modelu EASY %Ro
(Sweeney & Burnham, 1990) do pomierzonych wskaŸni-ków dojrza³oœci termicznej materii organicznej,
refleksyj-noœci witrynitu Rr i temperatury Tmax. Ograniczona do
profilu karbonu i cechsztynu niewielka iloœæ pomiarów znacz¹co utrudnia przeprowadzenie pe³nej analizy zmian termicznych. Tym niemniej wzglêdnie niska dojrza³oœæ ter-miczna utworów karboñskich sugeruje, ¿e wariant wary-scyjskiego podgrzania, znajduj¹cy potwierdzenia na monoklinie przedsudeckiej czy w Górnoœl¹skim Zag³êbiu Wêglowym jest tutaj ma³o prawdopodobny. W zwi¹zku z powy¿szym do ogólnych rozwa¿añ analizy naftowej w badanym obszarze, dla jego profilu litostratygraficznego od karbonu do trzeciorzêdu przyjêto dwa alternatywne regionalne modele ewolucji termicznej. Model termiczny I, oparty o rozwa¿ania Karnkowskiego (1999), zak³ada sta³¹ wielkoœæ strumienia cieplnego od karbonu do
czwar-torzêdu wynosz¹c¹ 40–45 mWm-2 i model termiczny II
(Poprawa, 2000) zak³adaj¹cy jego wzglêdne podwy¿szenie w karbonie, triasie i ewentualnie wczesnej jurze do 50–55
mWm-2
oraz jego obni¿enie w kredzie do 30–35 mWm-2
. Nieco lepsze dopasowanie regionalnych wielkoœci gêstoœci strumienia cieplnego i odtworzonych wielkoœci erozji do pomierzonych wskaŸników dojrza³oœci termicznej materii organicznej karbonu wykaza³ model Poprawy (2000) i dla-tego zosta³ arbitralnie wybrany do szczegó³owej analizy naftowej obszaru badañ. Dla za³o¿onych warunków ero-zyjnych wyliczono wielkoœæ potencja³u generacyjnego i ekspulsji. Jednoczeœnie wskazano, ¿e w obu modelach ter-micznych waryscyjski strumieñ cieplny nie wp³yn¹³ znacz¹co na zmianê dojrza³oœci kerogenu, a co za tym idzie nie jest niezbêdne jego szczegó³owe odtworzenie dla anali-zowanego obszaru. d d 13C (NAS) (‰) 13C (SAT) (‰) -24 -26 -28 -24 -26 -28 -30 -32 -32 -30 SUBSTANCJA L¥DOWA TERRIGENOUS SUBSTANCJA ALGOWA (MORSKA LUB NIEMORSKA)
ALGAL (MARINE OR NON-MARINE)
d d 13C (ARO) (‰) 13C (ARO) (‰) westfal Westphalian wizen Visean turnej Tournaisian
Ryc. 7. Charakterystyka genetyczna bituminów na podstawie korelacji sk³adu trwa³ych izotopów wêgla w wêglowodorach nasyconych i wêglowodorach aromatycznych. Klasyfikacja genetyczna wed³ug Sofera (1984)
Fig. 7. Genetic charakterization of bitumens in terms of*13 C (saturated hydrocarbons) and *13
C (aromatic hydrocarbons) according to the categories of Sofer (1984)
WIEK (mln lat) AGE (Ma) 100 0 200 400 300 5000 G£ÊBOKO ŒÆ (m) DEPTH (m) 1000 0 2000 3000 4000 Q kreda Cretaceous Pg + Ng perm Permian dewon Devonian trias Triassic jura Jurassic karbon Carboniferous Daszewo-17 Biesiekierz-2 Dygowo-1 DŸwirzyno-3 Dobrzyca-2
Ryc. 8. Krzywe pogr¹¿ania wydzielonego kompleksu macierzy-stego karbonu w analizowanych profilach odwiertów; Pg — pale-ogen, Ng — nepale-ogen, Q — czwartorzêd
Fig. 8. Burial history curves for Carboniferous source rocks in profiles of analyzed wells; Pg — Paleogene, Ng — Neogene, Q — Quaternary
Identyfikacja faz dojrza³oœci termicznej i czasu ich powstania
W zrekonstruowanych warunkach termicznych modelu II, przy przyjêtej wielkoœci erozji waryscyjskiej nie prze-kraczaj¹cej 300 m i postlaramijskiej rzêdu 500–700 metrów, ska³y macierzyste karbonu wesz³y we wstêpn¹
fazê dojrza³oœci termicznej (0,5–0,7% w skali Rr) w triasie
œrodkowym i póŸnym, w przedziale czasowym od 225 mln lat w profilu Daszewo-17 do 210 mln lat w profilu DŸwi-rzyno-3 oraz w jurze dolnej (195 mln lat) w odwiercie Bie-siekierz-2 (ryc. 9, 10). Odmiennoœæ w rozwoju dojrza³oœci termicznej ska³ macierzystych zanotowano w profilu odwiertu Dygowo-1, gdzie warunki inicjalne zosta³y osi¹gniête ju¿ z pocz¹tkiem namuru tj. jeszcze na etapie waryscyjskim rozwoju basenu. WydŸwigniêcie postwary-scyjskie przerwa³o wzrost dojrza³oœci kerogenu na ca³ym ana-lizowanym obszarze. Jego ponowny wzrost nast¹pi³ dopiero z pocz¹tkiem triasu. Rozwiniêta faza dojrza³oœci termicznej
pro-filu okna ropnego (0,7–1,0% w skali Rr) zosta³a osi¹gniêta
jedy-nie w dwóch analizowanych odwiertach: Dygowo-1 i Dasze-wo-17. W pierwszym z odwiertów mia³o to miejsce z koñcem triasu, a w drugim we wczesnej jurze. Maksymalne pogr¹¿enie poziomu macierzystego karbonu w analizowanych profilach, osi¹gniête w póŸnej kredzie, ze wzglêdu na obni¿enie wielkoœci strumienia cieplnego nie spowodowa³o ju¿ przyrostu dojrza³oœci termicznej kerogenu (ryc. 10).
Ocena potencja³u wêglowodorowego
Modelowanie kinetyczne warunków generowania wêglowodorów wykaza³o, ¿e ska³y macierzyste karbonu jedynie w odwiertach Dygowo-1 i Daszewo-17 wesz³y z koñcem triasu i we wczesnej jurze w przedzia³ generacyjny fazy wczesnej, realizuj¹c do 25% potencja³u generacyjnego i do pocz¹tku póŸnej jury osi¹gnê³y fazê g³ówn¹ — 25–65% potencja³u generacyjnego (ryc. 11). Przedzia³ generacyjny
0 1000 2000 3000 4000 5000 0 1000 2000 3000 4000 5000 0 100 200 300 400 0 100 200 300 400 0 1000 2000 3000 4000 5000 Biesiekierz-2 Daszewo-17 DŸwirzyno-3 Dygowo-1 Dobrzyca-2
faza wczesnej dojrza³oœci (0,5 - 0,7% R )r early mature (oil) faza dojrza³a (0,7 - 1,0% R )r mid-mature (oil) izolinie paleotemperatur palaeotemperature isolines poziom ska³ macierzystych source rocks kreda Cretaceous kreda Cretaceous Pg + Ng Pg + Ng perm Permian perm Permian dewon Devonian dewon Devonian trias Triassic trias Triassic jura Jurassic jura Jurassic karbon Carboniferous karbon Carboniferous 30 C° 40 C° 50 C° 50 C° 60 C° 70 C° 80 C° 80 C° 80 C° 100 C° 100 C° 100 C° 30 C° 40 C° 40 C° 110 C° 60 C° 50 C° 70 C° 80 C° 80 C° 90 C° 90 C° 30 C° 100 C° 100 C° 100 C° 100 C° 100 C° 40 C° 50 C° 110 C° 110 C° 60 C° 70 C° 80 C° 90 C° 90 C° 30 C° 40 C° 40 C° 40 C° 50 C° 60 C° 70 C° 80 C° 90 C° 100 C° 100 C° 30 C° 120 C° 40 C° 50 C° 110 C° 110 C° 60 C° 70 C° 70 C° 80 C° 80 C° 90 C° 90 C° G£ÊBOKOŒÆ (m) DEPTH (m) G£ÊBOKOŒÆ (m) DEPTH (m) G£ÊBOKOŒÆ (m) DEPTH (m) WIEK (mln lat) AGE (Ma) WIEK (mln lat) AGE (Ma) Q Q
Ryc. 9. Krzywe pogr¹¿ania wydzielonych kompleksów litostratygraficznych z przedzia³ami dojrza³oœci termicznej kerogenu w anali-zowanych profilach odwiertów; Pg — paleogen, Ng — neogen, Q — czwartorzêd
Fig. 9. Burial history curves for selected litostratigraphic complexes with thermal maturity zones in analysed profiles of wells; Pg — Paleogene, Ng — Neogene, Q — Quaternary
fazy póŸnej — 65–90% potencja³u generacyjnego nie zosta³ osi¹gniêty przed laramijskim wydŸwigniêciem obszaru.
Powy¿szy stan warunków generacyjnych w profilach obu odwiertów zosta³ spowodowany stopniem transforma-cji termicznej kerogenu wynosz¹cym 40% w odwiercie Daszewo-17 i 55% w odwiercie Dygowo-1 (ryc. 11). W odwiertach DŸwirzyno-3, Dobrzyca-2 i Biesiekierz-2 sto-pieñ transformacji nie przekroczy³ 20% wartoœci progowej dla inicjacji procesów generowania wêglowodorów w kry-teriach modelowañ kinetycznych (ryc. 11).
Z wyników powy¿szych modelowañ obliczono poten-cja³ generacyjny jednostki objêtoœci ska³y macierzystej, w wymiarze iloœci wygenerowanych wêglowodorów z metra szeœciennego ska³y macierzystej. Obliczone wielkoœci potencja³u generacyjnego s¹ niskie i wynosz¹ 1,2 kg
HC/m3ska³y macierzystej (s.m.) z profilu Daszewo-17 i
2,2 kg HC/m3s.m. z profili odwiertu Dygowo-1 (ryc. 12).
W profilach pozosta³ych odwiertów nie przekracza on
war-toœci 0,2 kg HC/m3s.m.
Odniesienie potencja³u generacyjnego do sumarycznej mi¹¿szoœci ska³ macierzystych w profilu karbonu pozwala na ocenê produkcyjnoœci naftowej jednostki powierzchni basenu sedymentacyjnego. Obliczone z powy¿szego poten-cja³u generacyjnego wielkoœci jednostkowego powierzch-niowego potencja³u wêglowodorowego wynosz¹ 20 kg
HC/m2dla Daszewa-17 i 365 kg HC/m2powierzchni
struk-turalnej basenu karboñskiego dla Dygowa-1. Ta znaczna dysproporcja w wielkoœci wytworzonej masy wêglowodo-rowej jest przede wszystkim wynikiem znacz¹cych ró¿nic w oszacowanej mi¹¿szoœci ska³ macierzystych w profilach poszczególnych odwiertów.
Podsumowanie
Geochemiczn¹ charakterystykê kopalnej substancji organicznej utworów karbonu w pó³nocnej czêœci przy-ba³tyckiej czêœci segmentu pomorskiego bruzdy œródpol-skiej oparto na wynikach badañ analitycznych 491 próbek, w tym 377 z utworów turneju, 72 z wizenu i 42 z westfalu. W utworach turneju ca³kowita zawartoœæ wêgla organicz-nego (TOC) zmienia siê od 0,00 do 10,7% wag. (œrednia 0,93% wag.), w utworach wizenu od 0,00 do 2,56% wag. (œrednia 0,71% wag.), a w utworach westfalu od 0,00 do
ca³kowita iloœæ wêglowodorów (kg HC/m s.m.) 3 cumulative HC (kg HC/m s.r .) 3 3 2 1 0 4 WIEK (mln lat) AGE (Ma) 100 0 100 0 200 200 400 300 300 kreda Cretaceous kreda Cretaceous Pg + Ng Pg + Ng perm Permian perm
Permian Devoniandewon
dewon
DevonianCarboniferouskarbon Triassictrias Jurassicjura Carboniferouskarbon Triassictrias Jurassicjura
Q Q Daszewo-17 Dygowo-1 ropa naftowa in-situ oil gaz ziemny in-situ gas 3 1 0,5 0,2 DOJRZA£O ŒÆ (% R ) MA TURITY (% R ) r r 100 0 200 300 400 Daszewo-17 Biesiekierz-2 Dygowo-1 DŸwirzyno-3 Dobrzyca-2
faza wczesnej dojrza³oœci (0,5 - 0,7% R )r early mature (oil) faza dojrza³a (0,7 - 1,0% R )r mid-mature (oil)
faza póŸnej dojrza³oœci (1,0 - 1,3% R )r late mature (oil) faza gazowa (1,3 - 2,6% R )r main gas generation 2 Q kreda Cretaceous Pg + Ng perm Permian dewon Devonian trias Triassic jura Jurassic karbon Carboniferous WIEK (mln lat) AGE (Ma) 100 200 300 1 0,4 0,2 0 0 0,8 0,6 WSP Ó £CZYNNIK TRANSFORMACJI TRANSFORMA TION RA TIO 400 Daszewo-17 Biesiekierz-2 Dygowo-1 DŸwirzyno-3 Dobrzyca-2 Q kreda Cretaceous Pg + Ng perm Permian dewon Devonian trias Triassic jura Jurassic karbon Carboniferous WIEK (mln lat) AGE (Ma) wczesna (10 - 25%) faza generowania early generation g³ówna faza generowania (25 - 65%)
main phase
póŸna faza generowania (65 - 90%) late generation
Ryc. 11. Stopieñ transformacji kerogenu w utworach karbonu; Pg — paleogen, Ng — neogen, Q — czwartorzêd
Fig. 11. Transformation ratio of kerogen in Carboniferous strata; Pg — Paleogene, Ng — Neogene,Q — Quaternary
¬
Ryc. 12. Ca³kowita iloœæ wêglowodorów wygenero-wanych z poziomów ska³ macierzystych karbonu; Pg — paleogen, Ng — neogen, Q — czwartorzêd Fig. 12. Total amount of hydrocarbons generated from Carboniferous source rocks; Pg — Paleoge-ne, Ng — NeogePaleoge-ne, Q — Quaternary
¬
Ryc. 10. Krzywa ewolucji dojrza³oœci kerogenu w analizowa-nych profilach odwiertów; Pg — paleogen, Ng — neogen, Q — czwartorzêd
Fig. 10. Maturity evolution curve in analysed profiles of wells; Pg — Paleogene, Ng — Neogene, Q — Quaternary
2,20% wag. (œrednia 0,27% wag.). Potencja³ wêglowodo-rowy badanych utworów jest s³aby. Tylko lokalnie, jak na przyk³ad w profilu odwiertu Dobrzyca-2 w utworach turne-ju stwierdzono obecnoœæ wk³adek i³owców o bardzo wyso-kich jego wartoœciach dochodz¹cych do 26 mg HC/g ska³y. We wszystkich badanych wydzieleniach karbonu dominu-je l¹dowa substancja organiczna (gazotwórczy kerogen III typu). Sporadycznie w utworach dolnokarboñskich stwier-dzono obecnoœæ sk³adowej kerogenu II typu. Œrodowisko depozycji by³o zmienne, utleniaj¹co–redukcyjne. Stopieñ przeobra¿enia badanych utworów karbonu okreœlono na
ok. 0,5–0,8% w skali Rr, co odpowiada koñcowej fazie
pro-cesów mikrobialnych oraz pocz¹tkowej fazie niskotempe-raturowych procesów termogenicznych („okna ropnego”).
Na podstawie wyników badañ geochemicznych dokona-no wydzielenia kwalifikowanych iloœciowo poziomów ska³ macierzystych, których mi¹¿szoœæ i pierwotna zawartoœæ wêgla organicznego wynosz¹: w profilu odwiertu DŸwirzy-no-3 ok. 40 m z oszacowan¹ œredni¹ pierwotn¹ zawartoœci¹ TOC równ¹ 1,0% wag., w profilu Dygowo-1 ok. 170 m z TOC = 1,0% wag., w profilu Daszewo-17 — ok. 17 m z TOC = 1,0% wag. i Dobrzyca-2 — ok. 150 m z TOC = 1,8 % wag. a Biesiekierz-2 — ok. 32 m z TOC = 0,8% wag.
W analizie procesu generowania wêglowodorów ze ska³ macierzystych turneju w pó³nocnej czêœci badanego obszaru
przyjêto model termiczno-erozyjny zak³adaj¹cy wzglêdne podwy¿szenie strumienia cieplnego w karbonie, triasie i ewentualnie wczesnej jurze oraz jego obni¿enie w kredzie, a tak¿e erozjê postwarscyjsk¹ nie przekraczaj¹c¹ w omawia-nym obszarze 300 m i postlaramijsk¹ nie przekraczaj¹c¹ 700 m. Analizowany proces, w powy¿szych za³o¿eniach ter-miczno-erozyjnych, przebiega³ w przedziale stratygraficz-nym pomiêdzy triasem œrodkowym i póŸn¹ jur¹. W analizie generacyjnej jedynie w profilach odwiertów Dygowo-1 i Daszewo-17 uzyskano wymierne iloœci wytworzonej masy wêglowodorowej, które liczone w kryteriach jednostkowe-go potencja³u generacyjnejednostkowe-go ska³y macierzystej wynosz¹
2,2 kg HC/m3
s.m. w odwiercie Dygowo-1 i 1,2 kg HC/m3
s.m. w odwiercie Daszewo-17. Obliczona na tej podstawie wielkoœæ jednostkowego powierzchniowego potencja³u
wêglowodorowego powierzchni strukturalnej karbonu
wynosi odpowiedni 20 i 365 kg HC/m2.
Artyku³ zawiera podsumowanie wyników analiz geoche-micznych rozproszonej substancji organicznej wykonanych w ramach badañ statutowych nr 11.11.140.970 finansowanych przez Komitet Badañ Naukowych i wykonanych w Zak³adzie Surowców Energetycznych Wydzia³u Geologii, Geofizyki i Ochrony Œrodowiska Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Autorzy dziêkuj¹ Paniom W. Wiêc³aw i M. Wróbel oraz Panu T. Kowalskiemu z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie za pomoc w komputerowym przygotowaniu rysunków.
Odwiert
Well Depth (m)G³êb.
Sk³ad grupowy bituminów (% wag.)
Fractions (wt.%) Sk³ad trwa³ych izotopów wêgla *
13C(‰)
Stable carbon isotope composition
W. nas. W. arom. ¯ywice Asfalteny W. nas. Bituminy W. arom. ¯ywice Asfalteny Kerogen
Utwory turneju Tournaisian
Daszewo-17 3437,00 9 25 35 31 -28,8 -26,1 -25,1 -25,2 -25,1 -21,9 Daszewo-17 3448,00 9 26 25 40 -28,1 -26,7 -26,2 -26,3 -25,9 -23,2 Daszewo-R3p 3146,85 16 20 33 31 -29,5 -28,5 -28,4 -28,5 -28,0 -25,5 Daszewo-R3p 3390,35 11 12 15 62 -29,4 -28,3 -28,5 -28,6 -28,0 -24,9 Daszewo-R3p 3615,15 18 20 36 26 -29,4 -28,4 28,4 -28,4 -27,9 -25,2 Dobrzyca-2 3232,10 12 18 22 48 -30,0 -26,6 -27,9 -26,4 -25,3 -25,1 Dobrzyca-2 3447,00 29 30 25 16 -29,4 -26,6 -28,9 -28,1 -27,7 -27,4 Dobrzyca-2 3583,40 18 25 9 48 -27,6 -28,0 -27,9 -27,7 -28,2 -27,8 Dobrzyca-2 3606,80 11 16 18 55 -29,7 -30,1 -30,1 -30,0 -30,4 -29,8 Dobrzyca-2 3675,70 12 27 25 37 -29,3 -29,2 -29,4 -28,7 -29,5 -29,5 Dygowo-1 3428,50 44 18 20 18 -30,2 -29,3 -28,6 -27,0 -30,5 -28,9 Dygowo-1 3434,50 80 5 10 5 -31,2 -30,5 -29,1 -26,7 -28,9 -27,3 Dygowo-1 3684,65 16 20 34 29 -29,4 -28,2 -28,5 -28,4 -28,0 -25,4 Dygowo-1 3850,75 12 21 37 30 -29,7 -28,4 -28,4 -28,1 -28,2 -25,6 DŸwirzyno-3 2944,00 26 28 17 29 -30,4 -29,6 -29,5 -29,2 -29,5 -29,5 DŸwirzyno-3 2982,00 13 25 19 43 -30,8 -29,7 -29,8 -29,1 -28,6 -28,3 Gorzys³aw-8 3216,00 19 24 32 25 -28,8 -28,2 -27,9 -28,2 -27,9 -25,8 Gorzys³aw-9 3170,00 10 15 32 43 -28,7 -26,2 -26,7 -26,1 -25,2 -24,4
Utwory wizenu Visean
Dobrzyca-2 3055,50 24 18 32 26 -29,2 -27,9 -28,7 -27,5 -26,5 -25,4
Sarbinowo-1 2534,00 9 16 17 58 -27,9 -27,6 -27,5 -27,8 -27,5 -26,2
Utwory westfalu Westphalian
Gorzys³aw-17 2938,70 7 16 37 40 -28,6 -26,1 -26,9 -26,3 -25,2 -24,5
W. nas. — wêglowodory nasycone, saturated hydrocarbons, W. arom. — wêglowodory aromatyczne, aromatic hydrocarbons, ¿ywice, resins, asfalteny, asphaltenes
Tab. 2. Sk³ad grupowy i trwa³ych izotopów wêgla bituminów, ich poszczególnych frakcji i kerogenu Table 2. Fractions and stable carbon isotope composition of bitumens, their fractions and kerogen
Literatura
BASINMOD™ 1-D REFERENCE MANUAL 1987 — Platte River Association, Boulder, Colorado.
BESSE J. & COURTILLOT V. 1991 — Revised and synthetic apparent polar wander paths of the African, Euroasian, North American and India Plates, and true polar wander since 200 Ma. Jour. Geophys. Research, 96 (B3): 4029–4050.
BRAUN R.L. & BURNHAM A.K. 1991 — User’s manual for PMOD, a pyrolysis and primary migration model. Lawrence Livermore Natio-nal Laboratory Report, UCRL-MA-1077789.
DADLEZ R. 1974 — Tectonic position of Western Pomerania (NW Poland) priori to the Upper Permian. Biul. Inst. Geol., 274: 49–88. DADLEZ R. 1978 – Podpermskie kompleksy skalne w strefie Kosza-lin–Chojnice. Kwart. Geol., 22: 269–302.
DADLEZ R. 1980 — Tektonika wa³u pomorskiego. Kwart. Geol., 24: 741–764.
DADLEZ R. 1993 — Pre-Cainozoic tectonic of the southern Baltic Sea. Kwart. Geol., 37: 431–450.
DADLEZ R., JÓWIAK W. & M£YNARSKI S. 1997 — Subsidence and inversion in the western part of Polish Basin — data from seismic velocities. Geol. Quater., 41: 197–208.
DEMING D. & CHAPMAN D.S. 1989 — Thermal histories and hydrocarbon generation: example from Utah-Wyoming thrust belt. AAPG Bull., 73: 1455–1471.
DIDYK B.M., SIMONEIT B.R.T., BRASSEL S.C. & EGLINTON G. 1978 — Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation. Nature, 272: 216–222.
DOLIGEZ B., BESSIS F., BURRUS J., UNGERER P. & CHENET P.Y. 1986 — Integrated numerical modelling of sedimentation, heat trans-fer, hydrocarbon formation and fluid migration in sedimentary basin. [In:] Burruss J. (ed.), Thermal Modelling in Sedimentary Basins. Tech-nip, Paris: 173–195.
DOREE A.G., AUGUSTSON J.H., HERMANRUD C., STEWART D.J. & SYLTA O. (eds.) 1993 — Basin Modelling: Advances and Applications. NPF Spec. Publ. 3, Elsevier, Amsterdam.
DYKSTRA J. 1987 — Compaction correction for burial history curves: application to Lopatin’s method for source rock maturation determina-tion. GeoByte, 2: 16–23.
ESPITALIÉ J., DEROO G. & MARQUIS F. 1985 — La pyrolyse Rock- Eval et ses applications. Rev. IFP, 40-41: 563–579, 755–784. FORBES P.L., UNGERER., KUHFUSS A.B., RIIS F. & EGGEN S. 1991 — Compositional modelling of petroleum generation and expul-sion. Trial application to as local mass balance in the Smorbukk Sor field (Norway). AAPG Bull., 75: 873–893.
GRADSTEIN F.M. & OGG J.G. 1995 — A Phanerozoic time scale. Episodes, 19: 3–5.
GROTEK I., MATYJA H. & SKOMPSKI S. 1998 — Dojrza³oœæ ter-miczna materii organicznej w osadach karbonu obszaru radomsko-lu-belskiego i pomorskiego. [In:] M. Narkiewicz (ed.), Analiza basenów sedymentacyjnych. Pr. Inst. Geol., 165: 245–254.
KARNKOWSKI P. 1993 — Z³o¿a gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. T. 2, Ni¿ Polski. Geos, Kraków.
KARNKOWSKI P.H. 1999 — Origin and evolution of the Polish Rotliegend Basin. Polish Geological Institute, Spec. Pap., 3: 1–93. KOTARBA M., KOSAKOWSKI P., KOWALSKI A. & WIÊC£AW D. 1998 — Wstêpna charakterystyka geochemiczna substancji organicznej i potencja³u wêglowodorowego utworów dewonu obszaru radom-sko-lubelskiego i pomorskiego. [In:] M. Narkiewicz (ed.), Analiza basenów sedymentacyjnych. Pr. Inst. Geol., 165: 207–214. KOTARBA M., KOWALSKI A. & WIÊC£AW D. 1994 — Nowa metoda obliczeñ wskaŸnika CPI i wykorzystanie badañ n-alkanów i izoprenoidów w prospekcji naftowej. Mat. Symp. Badania geofizyczne i petrofizyczne w poszukiwaniach ropy naftowej i gazu ziemnego. Balice k. Krakowa, 27–28.06.1994. Wyd. IGNiG Kraków: 82–92. KOTARBA M. & SZAFRAN S. 1985 — Zastosowanie analizatorów Rock-Eval i Oil Show w poszukiwaniach naftowych. Nafta, 41: 81–88. LANGFORD F.F. & BLANC-VALLERON M.M. 1990 — Interpreting Rock-Eval pyrolysis data using graphs of pyrolizable hydrocarbons vs. Total Organic Carbon. AAPG Bull., 74: 799–804.
LECH S. 1985 — Analiza litologiczno-stratygraficzna utworów karbonu synklinorium pomorskiego. Arch. PGNiG S.A. Oœrodek Pó³noc, Pi³a. LECH S. 1986a — Analiza litologiczno-stratygraficzna utworów karbo-nu antyklinorium pomorskiego. Arch. PGNiG S.A. Oœrodek Pó³noc, Pi³a. LECH S. 1986b — Litostratygrafia osadów dinantu. Prz. Geol., 34: 519–524.
LECH S. 1988 — Opracowanie w³asnoœci zbiornikowych i objawów bituminów w utworach karbonu na obszarze Pomorza Zachodniego. Arch. PGNiG S.A. Oœrodek Pó³noc, Pi³a.
LECH S. 1989 — Wydzielenie stref perpektywicznych dla poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w utworach karbonu na obszarze Pomorza Zachod-niego. Arch. PGNiG S.A. Oœrodek Pó³noc, Pi³a.
LECH S. 2001 — Mapa geologiczno-strukturalna pod³o¿a permu Pomorza, 1 : 500 000. Arch. PGNiG S.A. Oœrodek Pó³noc, Pi³a. MAREK S. & PAJCHLOWA M. (eds.) 1997 — Epikontynentalny perm i mezozoik w Polsce. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 153.
MATYASIK I. 1998 — Charakterystyka geochemiczna ska³ macierzys-tych karbonu w wybranych profilach wiertniczych obszaru radom-sko-lubelskiego i pomorskiego. [In:] M. Narkiewicz (ed.), Analiza basenów sedymentacyjnych. Pr. Inst. Geol., 165: 215–226.
NAWROCKI J. 1997 — Permian to Early Triassic magnetostratigraphy from the Central European basin in Poland: Implications on regional and worldwide correlation. Earth & Planetary Sc. Lett., 152: 37–58. NARKIEWICZ M., MI£ACZEWSKI L., KRZYWIEC P. & SZEWCZYK J. 1998 — Zarys architektury depozycyjnej basenu dewoñskiego na obszarze radomsko-lubelskim. [In:] M. Narkiewicz (ed.), Analiza basenów sedymentacyjnych. Pr. Inst. Geol., 165: 57–72. OBERMAJER M., FOWLER M.G. & SNOWDON L.R. 1999 — Depositional environment and oil generation in Ordovican source rocks from southwestern Ontario, Canada: organic geochemical and petrolo-gical approach. AAPG Bull., 83: 1426–1453.
PETERS K.E. & CASSA M.R. 1994 — Applied source rock geochemi-stry. [In:] Magoon L.B., Dow W.G. (eds.), The Petroleum System — from source to trap. AAPG Mem., 60: 93–120.
POPRAWA P. 2000 — Analiza historii termicznej basenu polskiego. [In:] Kotarba M. (ed.), Potencja³ i bilans wêglowodorowy utworów dolomitu g³ównego basenu permskiego Polski – Blok VII. Raport z realizacji projektu badawczego, Arch. BG „Geonafta”, Warszawa. PO¯ARYSKI W. 1987 — Tektonika. Paleozoik podpermski. [In:] Raczyñska A. (ed.), Budowa geologiczna wa³u pomorskiego i jego pod³o¿a. Pr. Inst. Geol., 119: 174–186.
PO¯ARYSKI W. & KARNKOWSKI P. 1992 — Mapa tektoniczna Pol-ski w epoce waryscyjPol-skiej, 1 : 1 000 000. Pañstw. Inst. Geol.
RADKE M. 1988 — Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils. Mar. Petrol. Geol., 5: 224–236. SOFER Z. 1980 — Preparation of carbon dioxide for stable isotope analysis of petroleum. Anal. Chem., 52: 1389–1391.
SOFER Z. 1984 — Stable carbon isotope compositions of crude oils: applicaton to source depositional environments and petroleum altera-tion. AAPG Bull., 68: 31–49.
SWEENEY J.J. & BURNHAM A.K. 1990 — Evaluation of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics. AAPG Bull., 74: 1559–1570.
UNGERER P., ESPITALIE J., BEHAR J. & EGGON F. 1988a — Modelisation mathematique des interaction entre craquege thermique et migration lors de la formation du petrole et du gaz. C. R. Acad. Sc., 2: 927–934.
UNGERER P., BEHAR F., VILLALBA M., HEUM O.R. &
AUDIBERT A. 1988b — Kinetic modelling of oil cracking. Advances of Organic Geochemistry, 13: 857–868.
UNGERER P., BURRUS J., DOLIGEZ B., CHENET P. & BESSIS F. 1990 — Basin evaluation by integrated 2-D modelling of heat transfer, flu-id flow, hydrocarbon generation and migration. AAPG Bull., 74: 309–335. VAN DER VOO R. 1993 — Paleomagnetism of the Atlantic, Tethys and Iapetus Oceans. Cambridge Univ. Press.
WAGNER R. 1988 — Ewolucja basenu cechsztyñskiego w Polsce. Kwart. Geol., 32: 33–51.
WAGNER R. 1994 — Stratygrafia osadów i rozwój basenu cechszty-ñskiego na Ni¿u Polskim. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 146: 1–71. WELTE D.H., HORSFIELD B. & BAKER D.R. (eds.) 1997 — Petroleum and Basin Evolution. Springer-Verlag.
WILCZEK T. & MERTA H. 1992 — Wstêpne wyniki badañ pirolitycz-nych metod¹ Rock-Eval. Nafta, 48: 109–116.
WYGRALA B. 1989 — Integrated study of an oil field in the southern Po Basin, northern Italy. Berichte der Forschnugszentrum – Jülich, Germany, 2313.
YALCIN M.N, LITTKE R. & SACHSENHOFER R.F. 1997 — Thermal History of Sedimentary Basins. [In:] Welte D.H., Horsfield B. & Baker D.R. (eds.), Petroleum and Basin Evolution. Springer: 71–168. ¯ELICHOWSKI A.M. 1987 — Karbon. Ogólna charakterystyka straty-graficzna. [In:] Raczyñska A. (ed.), Budowa geologiczna wa³u pomor-skiego i jego pod³o¿a. Pr. Inst. Geol., 119: 46–48.
