Wpływ synsedymentacyjnych nasunięć i fałdowań na wyniki dwuwymiarowych modelowań generowania węglowodorów w obszarze wschodniej części Karpat polskich

Wp³yw synsedymentacyjnych nasuniêæ i fa³dowañ na wyniki dwuwymiarowych

modelowañ generowania wêglowodorów w obszarze

wschodniej czêœci Karpat polskich

Jan Kuœmierek*, Tomasz Maækowski*, Artur P. £apinkiewicz*

Zrekonstruowane modele formowania siê systemu naftowego s¹ oparte na zintegrowanych zbiorach danych powierzchniowych i wg³êbnych, wynikach badañ strukturalnych i analitycznych oraz interpretacji geofizycznych profilowañ odwiertów. Modelowania procesów generowania wêglowodorów wykonano na scyfrowanych przekrojach paleogeologicznych odwzorowuj¹cych ewolucjê strukturaln¹ fliszowych formacji ropogazonoœnych wschodniej czêœci Karpat polskich w m³odszym trzeciorzêdzie. Analiza porównawcza dwuwymiarowych modeli paleostrukturalnych — zrekonstruowanych metod¹ bilansowania przekrojów — wykaza³a, ¿e fa³dy i nasuniêcia zaczê³y siê formowaæ ju¿ w starszym oligocenie, wyodrêbniaj¹c lokalne strefy o narastaj¹cym gradiencie subsydencji tektonicznej. Zastosowanie pakietów oprogramowania StrataModel umo¿liwi³o jednoczeœnie przestrzenno-czasow¹ interpolacjê parametrów geochemicznych, petrofizycznych i geotermicznych niezbêdnych w celu zrekonstruowania dynamiki procesów generowania wêglowodorów. Wspó³czynniki termicznej transformacji materii organicznej w fazê wêglowodorow¹ wyliczano jako funkcjê czasu, paleotemperatur i zmiennych parametrów kinetycznych kerogenu. Wyniki modelowañ dokumentuj¹ wp³yw synsedymentacyjnych deformacji tektonicznych na wyodrêbnienie integralnych podsystemów naftowych, zasilaj¹cych wêglowodorami przyleg³e kulminacje strukturalne.

S³owa kluczowe: Karpaty fliszowe, generowanie wêglowodorów, rekonstrukcje paleostrukturalne, modelowania numeryczne

Jan Kuœmierek, Tomasz Maækowski & Artur P. £apinkiewicz — Effects of synsedimentary thrusts and folds on the results of two-dimensional hydrocarbon generation modeling in the eastern Polish Carpathians. Prz. Geol., 49: 412–417.

S u m m a r y . Reconstructed models of petroleum system formation are based on integrated surface and subsurface data sets, results of structural and analytical determinations, and interpretation of wireline well logs. Hydrocarbon generation modeling was carried out on digitized paleogeological cross-sections reflecting the structural evolution of oil- and gas-bearing flysch formations in the eastern part of the Polish Carpathians during the Late Tertiary. A comparative analysis of two-dimensional paleostructural models, recon-structed with a balanced cross-section method, demonstrated that folds and thrusts started to form in the Early Oligocene separating local zones with an increasing gradient of tectonic subsidence. At the same time, an application of the StrataModel software packages enabled spacial and temporal interpolation of geochemical, petrophysical and geothermal parameters, which are necessary for recon-struction of hydrocarbon generation dynamics. Coefficients for thermal transformation of organic matter into the hydrocarbon phase were computed as functions of time, paleotemperatures, and variable kerogen kinetic parameters. The results of modeling documented an influence of synsedimentary tectonic deformations on separation of integral petroleum subsystems supplying adjacent structural culminations with hydrocarbons.

Key words: Flysch Carpathians, hydrocarbon generation, paleostructural reconstructions, numerical modeling

Modelowanie procesów generowania wêglowodorów, pomimo wielu zagadnieñ wymagaj¹cych dalszych uœciœ-leñ, traktowane jest obecnie jako podstawowa metoda pro-gnostyczna, wspomagaj¹ca podejmowanie optymalnych decyzji poszukiwawczych. Podejœcie takie znajduje uzasad-nienie szczególnie w odniesieniu do mobilnych basenów geosynklinalnych, w których formowanie siê systemu nafto-wego jest zwykle synchroniczne z fazami kompresji i erozji kompleksów ropogazonoœnych (ryc. 1A). W basenach tego typu geometria kuchni generowania i dróg migracji wêglo-wodorów jest na tyle z³o¿ona, ¿e stosowanie prostych inter-polacji, przyporz¹dkowanych wspó³czesnej budowie geologicznej, nie pozwala osi¹gn¹æ wiarygodnych wyników.

Celem niniejszej publikacji jest wykazanie wp³ywu synsedymentacyjnych deformacji tektonicznych na wyniki dwuwymiarowych modelowañ procesów generowania wêglowodorów. Zagadnienie to starano siê przedstawiæ zarówno w kontekœcie specyficznych cech budowy geolo-gicznej analizowanego obszaru (ryc. 1B), jak i zastosowa-nych innowacji metodyczzastosowa-nych; a w szczególnoœci metod rekonstrukcji prekompresyjnej geometrii struktur i nume-rycznego konturowania kuchni generowania wêglowodo-rów. Opisane poni¿ej procedury modelowania ulepszane

by³y w trakcie realizacji tematów badawczych (Kuœmierek i in., 1991–1994; Kuœmierek i in., 1994–1996), m.in. w zakresie skalowania parametrów wymiaruj¹cych potencja³ naftowy.

Prezentowane modele opieraj¹ siê na wyselekcjonowa-nym zbiorze dostêpnych danych powierzchniowych i wg³êbnych, odwzorowuj¹cych budowê i ewolucjê karpac-kich jednostek ropogazonoœnych oraz ich system naftowy. Dane te zestawiono wykorzystuj¹c wyniki: interpretacji pro-fili wierceñ (Borys i in., 1991; Baczyñski i in., 1992; Ciecha-nowska i in., 1993, 1995) i wieloletnich prac badawczych; finansowanych przez PGNiG S.A., PAN i KBN (Kuœmierek, i in., 1986–1990, 1991, 1991–1994, 1994–1996).

Argumenty uzasadniaj¹ce zakres i lokalizacjê badañ

Dotychczasowe rezultaty jednowymiarowych modelo-wañ systemu naftowego wschodniej czêœci Karpat polskich wykaza³y, ¿e znacz¹ca intensyfikacja procesów generowa-nia wêglowodorów nast¹pi³a w synorogenicznym stadium rozwoju geosynkliny fliszowej, tj. w m³odszym oligoce-nie–starszym miocenie (Kuœmierek, 1990; Kuœmierek i in., 1991–1994; Kuœmierek, 1994–1996). W pierwszym przy-bli¿eniu, kontury kuchni generowania wêglowodorów — interpolowane dla profili typowych osadów macierzystych, reprezentowanych przez litofacjê ³upków menilitowych *Zak³ad Surowców Energetycznych, Akademia

(starszy oligocen) — nak³adaj¹ siê na póŸnogeosynklinalne depocentra sedymentacyjne, rozszerzaj¹c siê znacznie w najbardziej pogr¹¿onych kompleksach macierzystych kredy starszej (Kuœmierek, 1990). Obraz ten, zrekonstruowany metod¹ SIT (Lopatin, 1983) i oparty na teoretycznym mode-lu niestacjonarnej sk³adowej strumienia cieplnego (Kutas & Gordenko, 1972), by³ nastêpnie uœciœlany poprzez kalibracjê gradientów paleotermicznych i rekonstrukcjê pierwotnego sk³adu kerogenów (Kuœmierek & Maækowski, 1995; Halat, 1995), jak i zastosowanie nowszych algorytmów w celu obliczenia tempa generowania wêglowodorów (Maækowski & Kuœmierek, 1995).

Obiektem dwuwymiarowych modelowañ procesów generowania wêglowodorów by³y dwa regionalne przekroje poprzeczne (ryc. 1B), przecinaj¹ce obszary o wysokim

poten-cjale naftowym, wyznaczonym na podstawie interpretacji modeli jednowymiarowych (Kuœmierek i in., 1994–1996). Œlady przekrojów przeprowadzono w ten sposób, aby tektoni-ka, mi¹¿szoœæ, litologia i cechy petrofizyczne kompleksów ropogazonoœnych by³y najlepiej udokumentowane zbiorami danych z wierceñ, ods³oniêæ powierzchniowych i interpreta-cji badañ geofizycznych. Program modelowañ koncentrowa³ siê na nastêpuj¹cych zagadnieniach:

‘rekonstrukcji modeli paleostrukturalnych w stadium formowania siê systemu naftowego;

‘interpolacji parametrów skaluj¹cych termiczn¹ transformacjê kerogenu;

‘dwuwymiarowym modelowaniu dynamiki proce-sów generowania.

Rekonstrukcja modeli paleostrukturalnych

Rekonstrukcja ewolucji strukturalnej mia³a na celu odwzorowanie geometrii fa³dów i dyslokacji tektonicznych w synorogenicznym stadium rozwoju subbasenów fliszo-wych. Cech¹ charakteryzuj¹c¹ to stadium by³a sedymenta-cja grubej serii osadów oligocenu–wczesnego miocenu, wydzielanych jako warstwy kroœnieñskie. Synorogeniczny charakter litofacji kroœnieñskiej podkreœlaj¹: du¿e gradacje zmian mi¹¿szoœci, migracja depocentrów sedymentacyjnych w stosunku do izochronicznego poziomu ³upków (wapieni) jasielskich, powszechna obecnoœæ redeponowanej mikro-fauny i l¹dowej materii organicznej (Kuœmierek, 1995; Kuœmierek & Maækowski, 1995). Warstwy kroœnieñskie zalegaj¹ w ci¹g³oœci sedymentacyjnej na starszych ogni-wach paleogenu i kredy, reprezentowanych przez ró¿norod-ne asocjacje osadów ilasto-piaszczystych o zmienró¿norod-nej mi¹¿szoœci i litologii. Mi¹¿szoœæ, jak i zasiêg poszczególnych litofacji wykazuje najwiêksz¹ zmiennoœæ w kierunkach pro-stopad³ych do konfiguracji basenów sedymentacyjnych. Naj-bardziej anizopachytowy rozk³ad mi¹¿szoœci charakteryzuje litofacjê piaskowców kroœnieñskich dolnych. Wype³nia ona wewnêtrzne synklinorium p³aszczowiny skolskiej i central-ne synklinorium p³aszczowiny œl¹skiej; wykazuj¹ce cechy odziedziczonych depresji strukturalnych.

Przed przyst¹pieniem do konstruowania modeli struk-turalnych zebrano dostêpne materia³y publikowane i archi-walne: dokumentacje wynikowe wierceñ, powierzchniowe mapy geologiczne, wyniki sondowañ magnetotellurycz-nych, przekroje sejsmiczne oraz mapy zrekonstruowanych mi¹¿szoœci stratygraficznych i rozmiaru erozji; wyodrêb-niaj¹c dane faktograficzne z kontekstu interpretacyjnego.

Modele strukturalne wspó³czesnej budowy geologicz-nej konstruowano w taki sposób, aby uzyskaæ najlepsz¹ zgodnoœæ geometrii struktur z trendami zmian mi¹¿szoœci kompleksów fliszowych i morfologi¹ prealpejskiego pod³o¿a tektogenu; w pe³nym zakresie g³êbokoœciowym, niezbêdnym dla odwzorowania kompletnej geometrii sys-temu naftowego analizowanych jednostek tektono-straty-graficznych.

Utrzymanie powy¿szego za³o¿enia wymaga³o zgenera-lizowania interpretacji lokalnych komplikacji tektonicz-nych, rozpoznanych szczegó³owo w profilach wierceñ, przede wszystkim tych, które mia³y charakter œródwa-rstwowych deformacji plastycznych.

Dwuwymiarowe modele paleostrukturalne rekonstru-owano metod¹ bilansowania przekrojów zak³adaj¹c¹, ¿e: mi¹¿szoœæ kompleksów i d³ugoœæ powierzchni struktural-nych (granic geologiczstruktural-nych) nie ulega zmianie w trakcie deformacji tektonicznych, tj. zachowana zostaje równie¿

Warszawa Kraków Wiedeñ Budapeszt Bukareszt P ZAPADLISKO PANOÑSKIE P L A T F O R M A W S C H O D N I O EUROPEJSKA PLATFORMA ZACHODNIO EUROPEJSKA T-T N N 0 100km Baligród Sanok Dukla Krosno I 0 10 km 49°30' 22°20 ' A II B C p³aszczowina magurska (wychodnie nierozdzielone); jednostki grupy œredniej (dukielska, œl¹ska, podœl¹ska, skolska)

Magura Nappe (undivided outcrops); units of the Middle Group (Dukla, Silesian, Sub-Silesian, and Skole units)

kredy starszej-eocenu; serii menilitowo-kroœnieñskiej (oligocen-wczesny miocen)

Lower Cretaceous-Eocene and Menilite-Krosno Series (Oligocene-LowerMiocene)

warstw menilitowych

Menilite Beds

kompleksu podjasielskiego (warstwy starsze od poziomu stratygraficznego ³upków jasielskich)

Sub-Jas³o complex (layers older than of the Jas³o Limestones/Shales stratigraphic level)

kompleks nadjasielski

Supra-Jas³o complex

nasuniêcie p³aszczowiny magurskiej

Magura Nappe overthrust

nasuniêcia jednostek grupy œredniej

Middle Group unit overthrust

uskoki

faults

osie antyklin i synklin

axes of anticlines and synclines

wychodnie:

outcrops of:

B

Ryc. 1A. Po³o¿enie obszaru badañ; lokalizacja karpackich base-nów naftowych (wg Kuœmierek i in., 1995): C — centralnokar-packi, B — borys³awsko-pokucki, P — PloieÕi–FocÕani; T-T — strefa Teisseyre’a-Toruquista; B — lokalizacja przekrojów pro-spekcyjnych I i II na tle szkicu strukturalnego wschodniej czêœci Karpat polskich (fragment, wg Kuœmierka i in., 1994–1996) Fig. 1A. Location of study area; position of the Carpathian petro-leum basins (after Kuœmierek et al., 1995): C — Central Carpa-thian Basin, B — Borys³aw-Pokucie Basin, P — PloieÕti-FocÕani Basin; T-T — Teisseyre-Tornquist zone; B — location of cross-sections I and II versus structural sketch-map of the eastern part of the Polish Carpathians (a fragment after Kuœmierek et al., 1994–1996)

powierzchnia przekrojów w poszczególnych stadiach ewo-lucji, pomijaj¹c wp³yw innych procesów, przede wszystkim kompakcji i erozji (Hossack, 1979). W metodzie tej, prze-kszta³canie elementów przekroju (tzw. modu³ów struktural-nych) przeprowadza siê w p³aszczyznach równoleg³ych do przemieszczeñ tektonicznych; pomijaj¹c mo¿liwoœæ odkszta³cania mas wzd³u¿ rozci¹g³oœci struktur (ryc. 2).

Pierwotn¹ geometriê struktur — w trzech stadiach ich ewolucji — zrekonstruowano w nastêpuj¹cy sposób:

‘stadium przedinwersyjne — przekszta³caj¹c prze-krój wspó³czesny poprzez przemieszczenie granic geolo-gicznych w taki sposób, aby pole odwzorowuj¹ce rozmiar erozji postinwersyjnej (l¹dowej) znalaz³o siê ponad hipote-tyczn¹ lini¹ poziomu morza; rozmiar erozji postinwersyj-nej i synorogeniczpostinwersyj-nej zrekonstruowano wed³ug za³o¿eñ opisanych w publikacji Kuœmierek i in. (1995);

‘stadium zakoñczenia sedymentacji osadów fliszo-wych — rozformowuj¹c elementarne modu³y strukturalne w ten sposób, aby zinterpretowan¹ geometriê stropu najm³odszych osadów wyrównaæ do linii poziomu morza; tj. za³o¿ono, ¿e potencjalna przestrzeñ sedymentacyjna zosta³a skompensowana przez sedymantacjê; wyliczony wymiar erozji korygowano z oznaczeniami wskaŸnika Ro

(Kuœmierek i in., 1995), poprzez wprowadzenie poprawek rzêdu: 0÷+300 m dla przegubów synklinalnych i 0÷-500 m dla przegubów antyklinalnych;

‘stadium sedymentacji ³upków jasielskich — rozformo-wuj¹c modu³y strukturalne w takim stopniu, aby poziom stra-tygraficzny ³upków jasielskich odwzorowywa³ g³êbokoœæ basenu w trakcie ich depozycji (ok. 28 mln lat wstecz).

Pojêcie „stadium ewolucji” u¿yto w sensie podkreœle-nia diachronizmu dwóch pierwszych stadiów, tj.: fazy inwersji strukturalnej i „likwidacji” przestrzeni sedymen-tacyjnej — migruj¹cych ukoœnie (z SW ku NE) wzglêdem œladów rekonstruowanych modeli. Interwa³ czasowy tej migracji oszacowano, dla skrajnych punktów badanego obszaru, jako nie wiêkszy od 5 mln lat.

Analiza porównawcza modeli paleostrukturalnych doku-mentuje rozleg³y horyzont czasowy procesów deformacji. Obecnoœæ rozwiniêtych nasuniêæ i fa³dów synsedymentacyj-nych — w subbasenie dukielskim i po³udniowej czêœci sub-basenu œl¹skiego — obserwuje siê ju¿ w czasie sedymentacji ³upków jasielskich. Stopieñ deformacji powierzchni struktu-ralnych narasta³ sukcesywnie w m³odszym oligocenie i wcze-snym miocenie, a¿ do czasu transgresji mioceñskiej, poprzedzaj¹cej stadium inwersji (ryc. 3B, 4). St¹d te¿, na tle regionalnych trendów subsydencji wyodrêbnia³y siê stopniowo lokalne strefy pogr¹¿eñ o du¿ej gradacji. Na przyk³ad, zrekonstruowana g³êbokoœæ zalegania powierzch-ni strukturalnych, wzglêdem hipotetycznego poziomu morza, by³a w stadium przedinwersyjnym o 500–1200 m wiêksza od g³êbokoœci wspó³czesnej.

B

C

A

nasuniêcia p³aszczowin i jednostek strukturalno-facjalnych

overthrusts of nappes and structural-facies units

nasuniêcia elementów strukturalnych fa³dów (drugorzêdne)

overthrusts of structural elements of folds (secondary)

Ryc. 2. Przyk³ad rekonstrukcji modeli paleostrukturalnych metod¹ bilansowania przekrojów (pó³nocny fragment przekroju I — ryc. 1B); A — przekrój wspó³czesny, B — model paleostrukturalny w koñcowym stadium sedymentacji osadów fliszowych (~23 mln lat wstecz), C — model paleostrukturalny w czasie sedymentacji poziomu stratygraficznego ³upków jasielskich (~28 mln lat wstecz); p³aszczowina œl¹ska: 1 — kompleks nadjasielski, 2 — kompleks podjasielski, 3 — osady eocenu, 4 — osady paleocenu–kredy m³odszej, 5 — osady kredy starszej, 6 —jednostka podœl¹ska, 7 — p³aszczowina skolska, 8 — pod³o¿e tektogenu (prekambr) Fig. 2. An example of reconstruction of paleostructural models with application of balanced cross- section method (northern part of the cross section I — Fig. 1B); A — present-day cross- section, B — paleostructural model in final stage of flysch deposition (~23 Ma), C — paleostructural model during deposition of the Jas³o Limestones/Shales stratigraphic level (~28 Ma); Silesian Nappe: 1 — Supra-Jas³o complex, 2 — Sub-Jas³o complex, 3 — Eocene sediments, 4 — Paleocene–Upper Cretaceous sediments, 5 — Lower Cre-taceous sediments, 6 — Sub-Silesian Unit, 7 — Skole Nappe, 8 — tectogene basement (Precambrian)

Interpolacja parametrów skaluj¹cych termiczn¹ transformacjê kerogenu

Od czasu udowodnienia dominuj¹cego wp³ywu energii cieplnej na przeobra¿enie rozproszonej materii organicznej w p³ynn¹ i gazow¹ fazê wêglowodorów (m.in. Lopatin, 1971; Dow, 1977), s¹ proponowane coraz bardziej precy-zyjne modele opisuj¹ce dynamikê tego procesu (Wood, 1988). £¹cz¹ one przeobra¿enie zlityfikowanej materii orga-nicznej (kerogenu) z iloœci¹ ciep³a poch³oniêtego przez ska³y macierzyste i parametrami kinetycznymi kerogenu.

Generowanie ciek³ych i gazowych wêglowodorów opi-saæ mo¿na jako trójstopniowy proces przemian fazowych: kerogen→ropa, kerogen→gaz i ropa→gaz. Pierwsza i trzecia z wy¿ej wymienionych jest typowa dla kerogenu typu I i II. Natomiast dla kerogenu typu III bardzo istotne znaczenie ma przemiana: kerogen→gaz, która dostarcza znacz¹cej iloœci wêglowodorów lekkich.

Interpolacje rozk³adu parametrów skaluj¹cych dyna-mikê generowania wêglowodorów przeprowadzono przy u¿yciu oprogramowania StrataModel*.

Wstêpny etap obejmowa³ przekszta³canie skonstruowa-nych przekrojów strukturalskonstruowa-nych i paleostrukturalskonstruowa-nych w postaæ cyfrow¹. Nastêpnie, w ka¿dym kompleksie stratygra-ficznym wyodrêbniono pakiety warstw, które podzielono na elementarne bloki, uzyskuj¹c w ten sposób siatkê elemen-tów skoñczonych (Maækowski i in., 1997). Przy za³o¿eniu ograniczaj¹cym ca³kowit¹ iloœæ elementarnych bloków, w dyskretyzowanym przekroju do 100 tys., gruboœæ poje-dynczych bloków ró¿nicowa³a siê w zakresie 15–75 m, ade-kwatnie do zmian mi¹¿szoœci poszczególnych kompleksów stratygraficznych.

Kolejnym krokiem by³o przypisanie wartoœci param-etrów (najczêœciej ich œredniej wa¿onej) do elementarnego bloku okreœlonego lokalizacj¹ danych, a nastêpnie ich interpolacja zgodnie z geometri¹ granic stratygraficznych.

Stopieñ zaawansowania termicznej transformacji materii organicznej w zwi¹zki wêglowodorowe obliczano na podstawie dwuwymiarowych rozk³adów paleotempera-tur i parametrów kinetycznych kerogenów, specyficznych dla wyodrêbnionych kompleksów macierzystych. Rozk³ady paleotemperatur zrekonstruowano wykorzystuj¹c mapy maksymalnych wartoœci gradientów paleotermicznych w trakcie formowania siê systemu naftowego i wspó³czesnych gradientów termicznych, oraz trendów zmian paleogradien-tów w czasie geologicznym. S¹ one bardzo zró¿nicowane: od paleogradientów zbli¿onych do wspó³czesnych w obszarze wewnêtrznego synklinorium p³aszczowiny skolskiej do dwu-10000 10000 20000 20000 30000 30000 0 0 40000 50000 log(V )g KuŸmina-1 Paszowa-1 Mokre-106

Mokre-106 M Paszowa-1 KuŸmina-1

5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 [m] [m] -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0 [m] -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0 [m] -2,8 -2,6 -2,4 -2,2 -2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 NULL log(V )g -2,8 -2,6 -2,4 -2,2 -2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 NULL powierzchnie nasuniêæ surfaces of overthrusts

granice kompleksów litostratygraficznych

boundaries of lithostratigraphic complexes

A

B

Ryc. 3. Dwuwymiarowy model kuchni generowania wêglowodorów w przekroju II (ryc. 1B); A — koñcowe stadium sedymentacji osadów fliszowych; B — stadium przedinwersyjne; Vg— jednostkowe objêtoœci wygenerowanych wêglowodorów w log cm3z

cm3_{ska³y macierzystej, M — miocen transgresywny; pozosta³e objaœnienia jak do ryc. 2}

Fig. 3. Two-dimensional model of hydrocarbon generation kitchen along cross-section II (Fig. 1B); A — final stage of flysch deposi-tion; B — pre-inversional stage; Vg— unit volumes of generated hydrocarbons (in log cm3from 1 cm3of source rock), M —

trans-gressional Miocene; for explanations see Fig 2

10000 20000 30000 0 Bzianka-1a Jaœliska-1 M 1 5 4 3 2 [m] -10000 -8000 -6000 -4000 -2000 0 [m] -2,8 -2,6 -2,4 -2,2 -2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 NULL log(V )g

Ryc. 4. Dwuwymiarowy model kuchni generowania wêglowodo-rów w przekroju I (ryc. 1B) w stadium przedinwersyjnym; obja-œnienia jak do ryc. 2 i 3

Fig. 4. Two-dimensional model of hydrocarbon generation kitchen along the cross-section I (Fig. 1B) in the pre-inversional stage; for explanations see Figs 2 and 3

*Do modelowañ wykorzystano oprogramowanie firmy Landmark Graphics Corporation, udostêpnione w ramach progra-mu wspierania badañ naukowych uniwersytetów (umowa nr LG137V166/1419)

krotnie wy¿szych w po³udniowo-wschodniej czêœci p³aszczo-winy œl¹skiej (Kuœmierek & Maækowski, 1995). Rozk³ady paleogradientów wyznaczone dla ka¿dego stadium ewolucji strukturalnej pos³u¿y³y do obliczania paleotemperatur w ele-mentarnych blokach modeli geometrycznych, jako funkcja ich pogr¹¿enia.

Jak zaznaczono powy¿ej, stopieñ transformacji ter-micznej kerogenu wyliczano przypisuj¹c, poszczególnym jego typom I, II, III, zró¿nicowane parametry kinetyczne. Typy kerogenów identyfikowano na podstawie zrekonstru-owanych ich sk³adów pierwotnych (Halat, 1995). W pakie-tach ilastych, prze³awicaj¹cych typowe sekwencje turbidytowe, charakterystyczne dla m³odszej kredy–pale-ocenu i m³odszego oligkredy–pale-ocenu, zdecydowanie przewa¿a III typ kerogenu. Kerogeny o wy¿szym potencjale genetycz-nym, reprezentowane przez typy: II/III, II i II/I, wystêpuj¹ w profilu litofacji ³upków menilitowych (wczesny oligocen) i pakietach ilastych kredy starszej (Halat, 1995; Bessereau i in., 1996).

W konsekwencji, rozk³ady kinetycznych parametrów kerogenu, dla ska³ macierzystych o mieszanym charakte-rze materii organicznej, s¹ wynikiem liniowej interpolacji wartoœci przypisanych poszczególnym typom kerogenu.

Modelowanie dynamiki generowania wêglowodorów

Generowanie wêglowodorów, podobnie jak wiêkszoœæ procesów chemicznych, jest funkcj¹ czasu i temperatury. Eks-potencjaln¹ zale¿noœæ tempa generowania, z i-tego sk³adnika kerogenu od temperatury opisuje równanie Arrheniusa:

ki= Aiexp(-Ei/RT)

gdzie:

ki— tempo przemiany dla i-tego sk³adnika [1/mln lat]

A — przedwyk³adniczy wspó³czynnik Arrheniusa dla i-tego sk³adnika [1/mln lat]

Ei— energia aktywacji dla i-tego sk³adnika [kJ/mol]

R — sta³a gazowa [kJ/mol/°K] T — temperatura [°K]

W celu obliczenia wspó³czynnika transformacji ter-micznej kerogenu (TR) dla reakcji pierwotnego krakingu tj. przemiany kerogenu w ropê, rozwi¹zano powy¿sze rów-nanie algorytmem zaproponowanym przez Wooda (1988). Opiera siê on na obliczaniu indeksu TTIARRi wyra¿a siê dla

wyspecyfikowanych parametrów kinetycznych (E, A)(i=1)

wzorem: TTIARR= A t n tn T n Tn RT n E RT n E RT n ( ) exp + − + − + + ₊ −₊         1 1 1 2 2 _{1 1}                     − ₊RTn − E _RTn E RTn 2 2 exp s gdzie:

tn+1-tn— n-ty przedzia³ czasu geologicznego

Tn, Tn+1— paleotemperatury w czasie tn, tn+1

W przypadku, gdy paleotemperatura nie zmienia siê w przedziale czasu od tndo tn+1, czyli Tn+1-Tn=0, TTIARR

przyj-muje postaæ:

TTIARR= (tn+1– tn)⋅ e-E/RTo

Wzd³u¿ krzywej pogr¹¿ania, zdyskretyzowanej w N interwa³ach czasowych obliczana jest suma wartoœci TTIARR ( TTI_ARR

N 1

∑ ), któr¹ bezpoœrednio mo¿na prze-kszta³ciæ w wspó³czynnik transformacji kerogenu TR:

TR = 1- exp_−   

∑

W oparciu o powy¿szy wspó³czynnik obliczono jed-nostkow¹ objêtoœæ wygenerowanych wêglowodorów dla ka¿dego interwa³u czasowego, wed³ug zale¿noœci:

Vg= Co HIo TR

ρ ρHCR

[cm3_{wêglowodorów/cm}3_ska³y]

gdzie:

Co— pierwotna zawartoœæ wêgla organicznego

HIo— pierwotny potencja³ genetyczny

ρR— gêstoœæ ska³y macierzystej

ρHC — gêstoœæ p³ynu naftowego w warunkach

wg³êbnych.

Opisany algorytm jednowymiarowy zastosowano do pro-gnozowania wielkoœci Vg w elementarnych blokach modeli

paleostrukturalnych. W ten sposób otrzymano dwuwymiaro-wy rozk³ad tego parametru charakteryzuj¹cy proces genero-wania dla omawianych przekrojów (ryc. 3A, B, 4).

Dyskusja i podsumowanie wyników

Prezentowane modele generowania (ryc. 3A, B, 4) wnosz¹ — zdaniem autorów — nowe, interesuj¹ce roz-wi¹zania zarówno w zakresie zastosowanych metod badawczych i sposobów ich integracji, jak i interpretacji procesów formowanie siê karpackiego systemu naftowe-go. Nie mniej ich wiarygodnoœæ jest obci¹¿ona deficytem danych wejœciowych wymiaruj¹cych poszczególne para-metry wobec ich du¿ej zmiennoœci i stopnia skomplikowa-nia tektoniki formacji fliszowych. Powy¿sze cechy obiektu badañ utrudnia³y proces dwuwymiarowej interpolacji wartoœci parametrów, aczkolwiek zastosowanie nowoczesnych progra-mów numerycznych wykaza³o mo¿liwoœæ uzyskania obrazów o wysokiej rozdzielczoœci. Nale¿y równie¿ zwróciæ uwagê, ¿e ze wzglêdu na skalê rycin zamieszczonych w niniejszej publi-kacji, kuchnie generowania konturowane s¹ wy³¹cznie grani-cami tektono-stratygraficznymi, tj. bez wyodrêbnienia — zazwyczaj bardzo cienkich — pakietów ska³ macierzystych w profilach poszczególnych kompleksów stratygraficznych.

Pomimo zmniejszaj¹cej siê iloœci informacji wraz z g³êbokoœci¹ zalegania kompleksów, opierano siê wy³¹cznie na danych oryginalnych, maj¹c œwiadomoœæ, ¿e dop³yw nowego materia³u faktograficznego umo¿liwi uœciœlenie prezentowanych modeli. Mo¿na przewidywaæ, ¿e najbar-dziej niedoszacowana jest wielkoœæ potencja³u macierzy-stoœci osadów kredy starszej ze wzglêdu na nierozpoznany ich pe³ny profil.

W zakresie rozwi¹zañ metodycznych nale¿y pozytyw-nie oceniæ wyniki uzyskane metod¹ bilansowania przekro-jów, równie¿ w aspekcie strukturalnej kontroli interpretacji przekrojów wspó³czesnych, które „nie poddaj¹ siê” proce-durze bilansowania gdy nie s¹ poprawnie skonstruowane.

Interpretacja geologiczna wyników iloœciowych symu-lacji generowania wêglowodorów prowadzi do kilku istot-nych wniosków:

‘formowanie siê systemu naftowego fliszowych jed-nostek strukturalno-facjalnych zdominowane zosta³o przez geometriê nasuniêæ i fa³dów synsedymentacyjnych;

‘interwa³ czasowy ich propagacji (m³odszy oligo-cen–wczesny miocen) by³ synchroniczny z procesami prze-obra¿ania materii organicznej w wêglowodory i powodowa³ wyodrêbnienie lokalnych kuchni generowania,

umiejsco-wionych w g³êboko pogr¹¿onych przegubach synklin œcina-nych powierzchniami nasuniêæ;

‘ich zasiêg rozszerza³ siê adekwatnie do narastaj¹cego pogr¹¿enia litofacji macierzystych i by³ ponadto kontrolo-wany zarówno zmiennymi wartoœciami gradientów paleo-termicznych, jak i parametrami kinetycznymi kerogenów;

‘najbardziej wydajne strefy generowania wêglowodo-rów zlokalizowane s¹ w profilach litofacji ³upków menilito-wych, która cechuje siê najwiêksz¹ zawartoœci¹ kerogenu i najlepszym jego typem, co znajduje potwierdzenie w stratygra-ficznym rozmieszczeniu najbardziej zasobnych roponoœnych serii produktywnych fliszu karpackiego (Karnkowski, 1993).

Literatura

BESSEREAU G., ROURE F., KONTARBA A., KUŒMIEREK J. & STRZETELSKI W. 1996 — Structure and hydrocarbon habitat of the Polish Carpathian. [In:] Ziegler P.A., Horvath F., Peri-Tethys Memoir 2: Structure and Prospects of Alpine Basins and Forelands. Mem. Mus. Natn. Hist. Nat., 170: 343–373.

BACZYÑSKI A. (ed.) 1992 — Zestawienie parametrów charaktery-zuj¹cych cechy zbiornikowe, mi¹¿szoœæ i litologiê oraz nasycenie p³ynami kompleksów stratygraficznych fliszu karpackiego w wybra-nych profilach wierceñ. Arch. ISE AGH.

BORYS Z. (ed.) 1991 — Analiza mi¹¿szoœci i fizyko-chemicznych w³asnoœci potencjalnych kompleksów ska³ macierzystych karpackiej formacji fliszowej w profilach g³êbokich wierceñ. Arch. ISE AGH. CIECHANOWSKA M. (ed.) 1993 — Interpretacja profilowañ geofizy-ki wiertniczej w zakresie wyznaczania uœrednionych parametrów petro-fizycznych i potencja³ów macierzystoœci karpackiej formacji

ropogazonoœnej. Arch. ISE AGH.

CIECHANOWSKA M. (ed.) 1995 — Kompleksowa interpretacja profi-lowañ geofizyki wiertniczej. [In:] Zastosowanie zintegrowanych modeli geodynamicznych i petrofizycznych dla prognozowania potencja³u naf-towego. Proj. Cel. Nr 99319 93C/1599, KBN, PGNiG, Warszawa. DOW W.G. 1977 — Kerogen studies and geological interpretations: Jour. Geoch. Explor., 7: 79–99.

HALAT Z. 1995 — Rekonstrukcja pierwotnego potencja³u macierzy-stoœci. [In:] Ewolucja a ropogazonoœnoœæ Karpat polskich. Pr. Geol. Komis. Nauk Geol. PAN, 138.

HOSSACK J.R. 1979 — The use of balanced cross-sections in the calculation of orogenic contraction. J. Geol. Sac., 136: 705–711. KARNKOWSKI P. 1993 — Z³o¿a gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. t.2, Karpaty i zapadlisko przedkarpackie. Tow. Geosyn. GEOS, Kraków.

KUŒMIEREK J. 1990—Zarys geodynamiki centralnokarpackiego basenu naftowego. Pr. Geol. PAN, 135:1–85.

KUŒMIEREK J. 1995 — Geodynamiczny scenariusz formowania siê systemu naftowego. [In:] Ewolucja a ropogazonoœnoœæ Karpat Pol-skich. Pr. Geol. Komis. Nauk Geol. PAN, 138: 47–53.

KUŒMIEREK J.(ed.) 1986–1990 — Badanie ewolucji orogenu karpac-kiego na tle dynamiki p³yt litosfery w powi¹zaniu z procesami

formo-wania siê z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego. CPBP 03.02, temat I.4. Arch. Inst. Geof. PAN, Warszawa.

KUŒMIEREK J. & URBANIAK J. (eds.) 1986 — Rekonstrukcja roz-woju basenów sedymentacyjnych w strefach kolizji p³yt litosfery CPBP 03.02, temat I.4. Arch. Inst. Geof. PAN, Warszawa.

KUŒMIEREK J. & KOTARBA M. (eds.)1987 — Analiza litogenezy i ocena potencja³u naftowego formacji fliszowej. CPBP 03.02, temat I.4. Arch. Inst. Geof. PAN, Warszawa.

KUŒMIEREK J., HACZEWSKI G., MAGIERA J. & WIŒNIOWSKI Z. (eds.) 1988 — Studium neoalpejskich deformacji tektonicznych. CPBP 03.02, temat I.4. Arch. Inst. Geof. PAN, Warszawa.

KUŒMIEREK J. (ed.) 1989 — Tektogeneza struktur pokrywy osado-wej. CPBP 03.02, temat I.4. Arch. Inst. Geof. PAN, Warszawa. KUŒMIEREK J. (ed.) 1990 — Geodynamiczne kryteria formowania siê z³ó¿ ropogazonoœnych.CPBP 03.02, temat I.4. Arch.Inst. Geof. PAN, Warszawa.

KUŒMIEREK J. (ed.) 1991 — Geodynamiczna charakterystyka kar-packiej formacji ropogazonoœnej. Arch. ISE AGH, Kraków. KUŒMIEREK J., HALAT Z., MAÆKOWSKI T. & PAPIERNIK B. (eds.)1991–1994 — Bilans zasobów wêglowodorów basenu centralnokar-packiego. Projekt badawczy nr 9 0427 91 09, finansowany przez KBN. KUŒMIEREK J., BACHLEDA-CURUŒ T., BACZYÑSKI A., CIECHANOWSKA M., HALAT Z., SEMYRKA G. & SEMYRKA R. (eds.) 1994–1996 — Zastosowanie zintegrowanych modeli geodyna-micznych i petrofizycznych dla prognozowania potencja³u naftowego. Proj. Cel. Nr 99319 93 C/1599, KBN-PGNiG, Warszawa.

KUŒMIEREK J. (ed.) 1995 — Ewolucja a ropogazonoœnoœæ Karpat Polskich. Pr. Geol. PAN, 138: 1–92.

KUŒMIEREK J. & MAÆKOWSKI T. 1995 — Kalibracja re¿imu paleotermicznego. [In:] Ewolucja a ropogazonoœnoœæ Karpat Polskich. Pr. Geol. PAN, 138: 55–63.

KUŒMIEREK J. & MAÆKOWSKI T. (eds.) 1996 — Dwuwymiarowe modelowanie procesów migracji wêglowodorów: testowanie dynamiki nape³niania pu³apek z³o¿owych z zastosowaniem stacji interpretacyjnej Landmark. Blok V, etap III w temacie pn. Ocena zasobów

prognostycznych polskich Karpat fliszowych na tle budowy geologicznej i potencja³u wêglowodorowego karpackich jednostek. Arch. BG Geonafta PGNiG, Warszawa.

KUTAS R.I. & GORDENKO V.V. 1972 — Teplovoje pole Karpat i nekotorye voprosy geotermii. Tr. Mosk. Ob. Isp. Pri., 46: 70–77. LOPATIN N.V. 1971 — Temperatura i geologieskoe vremja kak fakto-ry uglefikacii. Izd. AN SSSR, Ser. Geoch., 3: 95–106.

LOPATIN N.V. 1983 — Obrazovane gorjuich iskopaemych. Izd. Nauka, Moskva

MAÆKOWSKI T. & KUŒMIEREK J. 1995 — Modelowanie dynamiki generowania wêglowodorów. [In:] Ewolucja a ropogazonoœnoœæ Karpat Polskich. Pr. Geol. PAN, 138: 75–78.

MAÆKOWSKI T., KUŒMIEREK J., HALAT Z. & £APINKIEWICZ A.P. 1997 — Dwuwymiarowe modele rozk³adu parametrów systemu naftowego wschodniej czêœci Karpat Polskich. Mat. Konfer. ZSE pt. Rozwój polskiej myœli w poszukiwaniach naftowych. 25–26.09, AGH, Kraków; 246–249.

WOOD D.A. 1988 — Relationships between thermal maturity indices calculated using Arrhenius equation and Lopatin method: implications for petroleum exploration. AAPG Bull.,72: 115–134.

Stratygrafia sekwencji, petrogeneza i potencja³ zbiornikowy piaskowców

istebniañskich i ciê¿kowickich w zachodniej czêœci fa³du Iwonicza Zdroju

Anna Baszkiewicz*, Piotr Dziadzio**, Jaromir Probulski**

Dane geologiczne uzyskane z nowo odwierconego otworu Draganowa-1, zlokalizowanego w zachodniej czêœci fa³du Iwonicza Zdroju, umo¿liwi³y wykonanie kompleksowej analizy geologicznej z wykorzystaniem metod petrograficznych, sedymentologicznych i geofizycznych. Po³¹czenie wyników tych interpretacji z analiz¹ strukturaln¹ i wynikami opróbowañ przy zastosowaniu metody stratygrafii sekwencyjnej umo¿liwi³o wyjaœnienie wzajemnych zwi¹zków wystêpowania nasyceñ wêglowodorów w obrêbie warstw istebniañskich i piaskowców ciê¿kowickich. Zaproponowany model geologiczny wskazuje na istnienie nowych mo¿liwoœci poszukiwawczych w tej czêœci fa³du Iwonicza Zdroju, zwi¹zanych z piaskowcami zdeponowanymi w ci¹gach systemowych niskiego stanu WPM, wyinterpretowanych na przekrojach sejsmicznych.

*PGNiG S.A. w Warszawie, O/BG Geonafta w Warszawie, ul. Jagielloñska 76, 03-301 Warszawa; ach4@pgnig.com.pl

**PGNiG S.A. w Warszawie, O/BG Geonafta w Warszawie, Oœrodek Regionalny Po³udnie w Jaœle, 38-300 Gorlice ul. Koœciuszki 34; p.dziadzio@geonafta.jaslo.pl; j.probulski@geonafta.jaslo.pl