ANALIZA OSADÓW ILASTO-MUŁOWCOWYCH W POLSCE POD KĄTEM MOŻLIWOŚCI WYSTĘPOWANIA W NICH NIEKONWENCJONALNYCH NAGROMADZEŃ GAZU ZIEMNEGO

(1)

ANALIZA OSADÓW ILASTO-MU£OWCOWYCH W POLSCE POD K¥TEM MO¯LIWOŒCI WYSTÊPOWANIA W NICH NIEKONWENCJONALNYCH NAGROMADZEÑ GAZU ZIEMNEGO

ANALYSIS OF SHALE GAS POTENTIAL OF SILTSTONE AND MUDSTONE FORMATIONS IN POLAND PAWE£POPRAWA¹

Abstrakt. Analizowano formacje ilasto-mu³owcowe o podwy¿szonej zawartoœci wêgla organicznego w basenach sedymentacyjnych w Polsce pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania w nich gazu ziemnego. Wysoki stopieñ deformacji tektonicznych ³upków menilitowych w Karpatach zewnêtrznych, a w mniejszym stopniu równie¿ ³upków karbonu dolnego w strefie monokliny przedsudeckiej, ogranicza mo¿li- woœæ eksploatacji z nich gazu ziemnego. Osady ilasto-mu³owcowe mioceñskiego zapadliska przedkarpackiego s¹ nieperspektywiczne dla wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach z uwagi na nisk¹ zawartoœæ TOC oraz niski stopieñ konsolidacji. Osady ilasto-mu³owcowe od najwy¿szej jury do najni¿szej kredy, jury dolnej i œrodkowej oraz retyku w basenie polskim, a tak¿e dolnopermskie ³upki antrakozjowe i walchiowe w niecce œródsudeckiej charakteryzuj¹ siê ogólnie zbyt nisk¹ dojrza³oœci¹ termiczn¹ do powstania z³ó¿ gazu. Górnopermskie ³upki miedzionoœne oraz ilasto-margliste odmiany facjalne dolomitu g³ównego w basenie polskim maj¹ zbyt ma³¹ mi¹¿szoœæ. Niska dojrza³oœæ termiczna cechuje tak¿e ³upki wystêpuj¹ce w obrêbie górnokarboñskich basenów wêglowych, tj. w basenie lubelskim oraz we wschodniej czê- œci basenu górnoœl¹skiego. W obu basenach brak jest ponadto homogenicznych kompleksów i³owcowych o du¿ej mi¹¿szoœci. £upki w obrêbie utworów najwy¿szego dewonu i najni¿szego karbonu na Pomorzu Zachodnim charakteryzuj¹ siê stosunkowo nisk¹ zawartoœci¹ wêgla organicznego. Najwiêksze prawdopodobieñstwo wystêpowania gazu ziemnego stwierdzono dla ³upków syluru dolnego i ordowiku górnego na kratonie wschodnioeuropejskim. Dolnokarboñskie ³upki w obrêbie utworów kulmowych strefy wielkopolskiej w rejonie monokliny przedsudeckiej stanowi¹ drugorzêdny cel prac poszukiwawczych.

S³owa kluczowe: zawartoœæ TOC, dojrza³oœæ termiczna, gaz w ³upkach.

Abstract. Shale gas potential of organic rich claystone and mudstone formation from the sedimentary basins in Poland was analyzed. In- tensive tectonic deformation of the Outer Carpathian Menilite shale, as well as their often low thermal maturity, are limits for shale gas exploration. To a lesser degree this is truth also for the Lower Carboniferous shale in the Wielkopolska zone (SW Poland). Claystone and mudstone in the Miocene foredeep basin of Carpathians are not consolidated and have too low TOC. The uppermost Jurassic to lowermost Cretaceous shale and the Lower and Middle Jurassic shale in the Polish Basin, as well as the Lower Permian Antracosia and Walchia shale in the Intra-Sudetic basin, are generally characterized by too low thermal maturity for gas generation. Thickness of the Upper Permian Copper shale as well as the Upper Permian Main Dolomite in shaly and marly development is too low to be considered as shale gas targets. Low thermal maturity is characteristic also for the Upper Carboniferous shale in the Lublin basins, and in the eastern part of the Upper Silesian Basin.

Both the basins lack thick homogenous shale formation. The uppermost Devonian to lowermost Carboniferous shale in the Western Pomerania is characterized by too low TOC contents. The highest potential of shale gas exploration is related to the Upper Ordovician and/or Lower Silurian graptolitic shale at the East European Craton. The Lower Carboniferous shale in the Fore-Sudetic Monocline area is regarded as a secondary target.

Key words: TOC contents, thermal maturity, shale gas.

1Pañstwowy Instytut Geologiczny – Pañstwowy Instytut Badawczy, ul. Rakowiecka 4, 00-975 Warszawa; e-mail: pawel.poprawa@pgi.gov.pl

(2)

WSTÊP

W ostatnich dwóch dekadach w Ameryce Pó³nocnej znacz¹co wzros³a rola niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego w ³¹cznej produkcji gazu. Wzrost wydobycia dotyczy³ najpierw z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego (tight gas), okre- œlanego te¿ jako gaz zaciœniêty b¹dŸ uwiêziony, oraz metanu pok³adów wêgla, a w ostatnich latach coraz wiêkszego zna- czenia nabiera produkcja gazu z ³upków (shale gas). Amery- kañskie doœwiadczenia s¹ obecnie intensywnie przenoszone w inne czêœci œwiata, w tym do Europy i Polski.

W Polsce stwierdzono perspektywy dla wystêpowania niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego, zarówno z³ó¿

metanu pok³adów wêgla (Kotas, 1994; Kotarba, 2001; Za- lewska, M³ynarczyk, 2003; Kêdzior i in., 2007), z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego (Poprawa, Kiersnowski, 2008; Bu- niak i in., 2009; Kiersnowski i in., 2009), jak i gazu ziemnego w ³upkach (Poprawa, Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2009, 2010a). Spoœród wymienionych potencjalnych i stwierdzo- nych typów niekonwencjonalnych nagromadzeñ gazu ziemnego najwiêksze zainteresowanie przemys³u naftowego w Polsce skupia siê obecnie na gazie w ³upkach. Dobrze uwidacznia to liczba (oko³o 60) bloków koncesyjnych, dla

których Ministerstwo Œrodowiska w ci¹gu ostatnich trzech lat przyzna³o koncesje na poszukiwania gazu ziemnego w ³upkach, b¹dŸ te¿ rozpatruje wnioski o takie koncesje (zob. Zalewska, 2010; Poprawa, 2010a).

Prace rozpoznawcze i poszukiwawcze z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach trwaj¹ w Polsce od 2006 roku i s¹ wci¹¿ na eta- pie prac rozpoznawczych. Zdecydowana wiêkszoœæ uwagi inwestorów skupia³a siê dotychczas na ³upkach ordowiku górnego i/lub syluru dolnego na kratonie wschodnioeuropejskim. W znacznie mniejszym stopniu dotyczy³o to ³upków w obrêbie kompleksu kulmowych utworów karbonu dolnego w strefie monokliny przedsudeckiej. W odniesieniu do pozosta³ych formacji osadów ilasto-mu³owcowych o wysokiej zawartoœci substancji organicznej (np. Poprawa, 2010b, c) prac takich dotychczas nie prowadzono. Celem niniejszego artyku³u jest wstêpna ocena potencja³u poszczególnych formacji ilasto-mu³owcowych o ciemnym zabarwieniu, potencjalnie wzbogaconych w substancjê organiczn¹, wystêpu- j¹cych w basenach sedymentacyjnych w Polsce, pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania w nich niekonwencjonalnych na- gromadzeñ gazu ziemnego (fig. 1).

SYSTEM WÊGLOWODOROWY Z GAZEM ZIEMNYM W £UPKACH

System wêglowodorowy z gazem w ³upkach zosta³ roz- poznany i zdefiniowany jako narzêdzie prospekcji naftowej na podstawie doœwiadczeñ przemys³u naftowego, g³ównie w Stanach Zjednoczonych, a w mniejszym stopniu tak¿e w Kanadzie. Doœwiadczenia te wi¹¿¹ siê z pracami ekspery- mentalnymi, a nastêpnie produkcj¹ gazu ziemnego w kilku- nastu basenach sedymentacyjnych (zob. omówienie w: Ha- dro, 2010; Poprawa, 2010c), z których najistotniejszy jest basen Fort Worth w Teksasie, zawieraj¹cy dolnokarboñskie

³upki Barnett (np. Jarvie i in., 2007; Pollastro, 2007).

Z³o¿a gazu ziemnego w ³upkach wystêpuj¹ w skale macierzystej, która z uwagi na wymagan¹ w takim systemie wêglowodorowym stosunkowo du¿¹ mi¹¿szoœæ takiego kompleksu ma jednoczeœnie charakter ska³y uszczelniaj¹cej, a ponadto pe³ni rolê ska³y zbiornikowej (np. Pollastro, 2007). Migracja gazu zachodzi jedynie w skali mikro, b¹dŸ nie wstêpuje wcale. Z³o¿a takie nie wymagaj¹ obecnoœci pu³apek z³o¿owych, a ich rozci¹g³oœæ oboczna ma zazwyczaj skalê regionaln¹, co czêsto decyduje o ich gigantycznych za- sobach (np. Curtis, 2002). Si³y wyporu, zwi¹zane z ró¿nica-

160 Pawe³ Poprawa

Fig. 1. Pozycja stratygraficzna i obszary wystêpowania najwa¿niejszych formacji i³owcowo-mu³owcowych o podwy¿szonej zawartoœci substancji organicznej w Polsce (wg Poprawa, 2010c)

Stratigraphic position and location of the main dark organic rich shale formations in Poland (after Poprawa, 2010c)

(3)

mi ciê¿aru w³aœciwego p³ynów w górotworze, nie maj¹ wp³ywu na formowanie siê z³o¿a.

Gaz ziemny o genezie termogenicznej wystêpuje w

³upkach, które osi¹gnê³y zakres okna generowania gazu.

Wyj¹tkiem s¹ z³o¿a gazu ziemnego o genezie biogenicznej, które mog¹ wystêpowaæ w ³upkach o niskiej dojrza³oœci termicznej (Shurr, Ridgley, 2002). W strefach o dojrza³oœci termicznej odpowiadaj¹cej zakresowi okna ropnego formacja

³upków macierzystych mo¿e zawieraæ ropê naftow¹. Kom- pleksy ³upkowe zawieraj¹ce z³o¿a gazu ziemnego charakteryzuj¹ siê wysok¹ zawartoœci¹ substancji organicznej, œred- nio powy¿ej 1–2% TOC wag. (Jarvie i in., 2007).

Gaz ziemny w ³upkach wystêpuje w formie wolnej przede wszystkim w przestrzeni porowej, która w ³upkach bogatych w substancjê organiczn¹ mo¿e wynosiæ 5–10%, w mikroporach w obrêbie lamin wzbogaconych w krzemion- kê oraz inne detrytyczne komponenty, a tak¿e w obrêbie na- turalnych szczelin i mikroszczelin. Ponadto gaz jest adsorbo- wany przez substancjê organiczn¹ oraz przez minera³y ilaste (np. Cheng, Huang, 2004). Przepuszczalnoœæ ³upków z gazem ziemnym jest bardzo ma³a, i wynosi zazwyczaj 0,001–0,0001 mD.

Poszczególne pory skalne w ³upkach s¹ zazwyczaj izolo- wane, a zatem gaz nie przemieszcza siê w obrêbie ska³y zbiornikowej samoczynnie i nie dop³ywa do otworu wiertni- czego. Do osi¹gniêcia produkcji gazu konieczne jest wierce- nie d³ugich odcinków poziomych otworów eksploatacyj- nych oraz wykonywanie w nich wielokrotnych szczelino- wañ. Zasiêg drena¿u gazu do otworu jest stosunkowo nie-

wielki, ograniczony do zasiêgu szczelinowania, co powodu- je koniecznoœæ wiercenia gêstej siatki otworów eksploata- cyjnych. Czynniki powy¿sze ³¹cznie wp³ywaj¹ na to, ¿e eksploatacja z³ó¿ gazu ziemnego z ³upków jest znacznie bar- dziej kosztowna ni¿ z³ó¿ konwencjonalnych.

W celu osi¹gniêcia ekonomicznie uzasadnionej produkcji gazu z ³upków konieczna jest stosunkowo du¿a mi¹¿szoœæ formacji ³upkowej o wysokiej zawartoœci TOC, zazwyczaj powy¿ej 50–70 m (np. Hill, Nelson, 2000). Jako ¿e z g³êboko- œci¹ koszt wiercenia oraz zabiegów technicznych na otworze znacz¹co roœnie, ekonomicznie uzasadniona produkcja gazu z

³upków jest ograniczona przez maksymaln¹ g³êbokoœæ. Przy obecnym stanie technologii wydobywczych oraz cen gazu wynosi ona w wiêkszoœci basenów oko³o 3500–4500 m.

Prowadzenie wierceñ kierunkowych oraz szczelinowania, ograniczonych do formacji ³upków macierzystych, nie jest mo¿liwe na obszarach silnie zaburzonych tektonicznie.

Z tego powodu eksploatacja gazu ziemnego z ³upków jest ograniczona do obszarów o stosunkowo prostej budowie geologicznej i przewidywalnym uk³adzie strukturalnym.

Równie¿ obecnoœæ du¿ych stref uskokowych w pobli¿u otworu jest niekorzystna, gdy¿ mog¹ one przejmowaæ ener- giê szczelinowania, uniemo¿liwiaj¹c osi¹gniêcie penetratyw- nego spêkania górotworu.

Z³o¿a gazu ziemnego w ³upkach s¹ stosunkowo ³atwe do zlokalizowania, natomiast ich eksploatacja jest trudna i kosztowna. Jest to zatem odwrotna charakterystyka, ni¿ z³ó¿ konwencjonalnych, w których g³ównym wyzwaniem jest odkrycie z³o¿a, natomiast produkcja gazu jest stosunkowo prosta.

OSADY ILASTO-MU£OWCOWE O PODWY¯SZONEJ ZAWARTOŒCI TOC W POLSCE

Polska jest krajem o stosunkowo z³o¿onej budowie geologicznej, z szeregiem basenów sedymentacyjnych ró¿nego wieku, od neoproterozoiku po neogen, zaanga¿owanych w kilka piêter strukturalnych. W basenach tych wystêpuj¹ liczne formacje ilasto-mu³owcowe o podwy¿szonej zawarto- œci wêgla organicznego, analizowane dot¹d jako konwencjonalne ska³y macierzyste (fig. 1).

KARPATY I ZAPADLISKO PRZEDKARPACKIE

W Karpatach zewnêtrznych konwencjonaln¹ ska³¹ macierzyst¹ dla wêglowodorów s¹ przede wszystkim dolnooli- goceñskie ³upki menilitowe, a w mniejszym stopniu ³upki najwy¿szej jury i kredy dolnej. £upki menilitowe cechuje wysoka zawartoœæ substancji organicznej, która we wschodniej czêœci polskich Karpat w poszczególnych profilach wynosi œrednio 2–10% TOC (fig. 2A), oraz II typ kerogenu (np.

Kruge i in., 1996; Köster i in., 1998). Na wielu obszarach

³upki menilitowe zalegaj¹ na stosunkowo ma³ych g³êboko- œciach. We wschodniej czêœci polskich Karpat ich mi¹¿szoœæ wynosi od kilkudziesiêciu do 200–300 m (Górecki, Kuœ- mierek, 2009).

Mo¿liwoœæ wystêpowania w ³upkach menilitowych na- gromadzeñ gazu ziemnego ogranicza niska dojrza³oœæ ter- miczna, zazwyczaj poni¿ej 1,0% Ro(Kruge i in., 1996; Kös- ter i in., 1998; Górecki, Kuœmierek, 2009). Nawet jeœli lokalnie utwory te maj¹ wy¿sz¹ dojrza³oœæ termiczn¹, dochodz¹c¹ do 1,2% Ro, to eksploatowanie z nich gazu ziemnego nie jest mo¿liwe ze wzglêdu na wysoki stopieñ deformacji tektonicznych, utrudniaj¹cych b¹dŸ uniemo¿liwiaj¹cych utrzy- manie w obrêbie tej formacji odpowiednio d³ugiego pozio- mego odcinka wiercenia oraz szczelinowania (Poprawa, 2010b, c). Wniosek ten dotyczy równie¿ ³upków kredy dolnej w Karpatach zewnêtrznych.

Jednym z kryteriów, pozwalaj¹cym wstêpnie potwier- dziæ potencja³ wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego w ³upkach, jest obecnoœæ jego konwencjonalnych z³ó¿.

W polskiej czêœci Karpat zewnêtrznych z³o¿a gazu ziemnego, jak np. Strachocina, stanowi¹ rzadkoœæ (Karnkowski, 1993a), co potwierdza, ¿e ska³y macierzyste s¹ termicznie nisko dojrza³e (fig. 2A). Czêsto obserwowane objawy gazu ziemnego wi¹¿¹ siê z lokalnie wy¿sz¹ dojrza³oœci¹ termicz- n¹ ³upków menilitowych i ³upków kredy dolnej, jak np.

w jednostce œl¹skiej na po³udnie od Rymanowa oraz w ³usce Bystrego, b¹dŸ te¿ z migracj¹ z g³êbszych stref orogenu.

(4)

Odpowiedniki ³upków menilitowych wystêpuj¹ tak¿e w basenie paleogeñskim centralnych Karpat, w tym w niecce podhalañskiej, gdzie s¹ wyró¿niane jako warstwy zakopiañ- skie. Ich zalet¹, z punktu widzenia mo¿liwoœci poszukiwañ

gazu w ³upkach, jest mniej z³o¿ona budowa tektoniczna niecki podhalañskiej ni¿ Karpat zewnêtrznych. Niemniej jednak nie stwierdzono na tym obszarze tak wysokich za- wartoœci TOC, jak w ³upkach menilitowych.

162 Pawe³ Poprawa

Fig. 2. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach A. £upki menilitowe we wschodniej czêœci polskich Karpat zewnêtrznych. B. Utwory najwy¿szej jury i najni¿szej kredy w centralnej czêœci basenu polskiego

Geological and geochemical shale gas exploration risk assessment

A. The Menilite shale in the eastern part of the Polish Outer Carpathians. B. The uppermost Jurassic and lowermost Cretaceous sediments in the central part of the Polish Basin

(5)

Mo¿liwoœæ wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego w obrêbie ilasto-mu³owcowych utworów mioceñskiego zapadliska przedkarpackiego wstêpnie sugerowali Poprawa i Kiersnowski (2008). Z uwagi na biogeniczne pochodzenie gazu (Kotarba, 1992, 1999; Kotarba i in., 2005) jako analogu u¿ywano z³ó¿ gazu ziemnego w dewoñskich ³upkach Antrim w stanie Michigan (USA). Jednak niska zawartoœæ TOC (Kotarba, 1992, 1999) oraz niski stopieñ konsolidacji tych osadów powoduj¹, ¿e nale¿y je uznaæ za nieperspektywiczne do wystêpowania w nich gazu (Poprawa, 2010b, c).

PERMSKO-MEZOZOICZNY BASEN POLSKI ORAZ UTWORY PERMU DEPRESJI ŒRÓDSUDECKIEJ

W obrêbie permsko-mezozoicznego basenu polskiego znajduje siê szereg formacji i³owcowo-mu³owcowych, czê- œciowo charakteryzuj¹cych siê podwy¿szon¹ zawartoœci¹ substancji organicznej. Osady takie wystêpuj¹ w obrêbie utworów od najwy¿szej jury do najni¿szej kredy, jury dolnej i œrodkowej, retyku, a tak¿e górnego permu.

I³owce i mu³owce od najwy¿szej jury do najni¿szej kredy charakteryzuj¹ siê zbyt nisk¹ dojrza³oœci¹ termiczn¹ do generowania wêglowodorów (fig. 2B). Osady te s¹ ponadto s³abo skonsolidowane, ich mi¹¿szoœæ jest stosunkowo niewielka, a podwy¿szone zawartoœci TOC obserwuje siê jedynie lokalnie (Bachleda-Curuœ, Semyrka, 1990). Z tych po- wodów utwory te nale¿y uznaæ za nieperspektywiczne dla poszukiwañ gazu w ³upkach (Poprawa, 2010b, c). Stratygra- ficzne ekwiwalenty tych utworów s¹ obiektem badañ pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania gazu ziemnego b¹dŸ ropy naftowej w ³upkach w po³udniowej Anglii.

W obrêbie utworów jury dolnej i œrodkowej wystêpuj¹ interwa³y o wysokiej zawartoœci substancji organicznej (fig. 3A), charakteryzuj¹cej siê mieszanym II/III typem kerogenu. G³êbokoœæ zalegania tych osadów jest ma³a, a mi¹¿- szoœæ stosunkowo du¿a. Ograniczeniem dla mo¿liwoœci wy- stêpowania w tych utworach nagromadzeñ gazu ziemnego jest przede wszystkim ogólnie niska dojrza³oœæ termiczna (fig. 3A). Ponadto w znacznej czêœci basenu niski stopieñ skonsolidowania osadu uniemo¿liwia prowadzenie szczelinowania. Niekorzystna jest równie¿ zmiennoœæ facjalna za- równo oboczna, jak i w profilu stratygraficznym. Stratygra- ficzne ekwiwalenty ni¿szej czêœci tych utworów stanowi¹ w basenie dolnosaksoñskim w Niemczech obiekt poszuki- wañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach.

Ogólnie zbli¿on¹ charakterystykê maj¹ i³owce wy¿szej czêœci triasu górnego (retyku). Od utworów jury dolnej i œrodkowej odró¿nia je jednak bardzo niska zawartoœæ substancji organicznej (fig. 3B), co wyklucza mo¿liwoœæ wy- stêpowania w nich nagromadzeñ gazu ziemnego (Poprawa, 2010b, c).

Górnopermskie ³upki miedzionoœne oraz ilasto-margliste odmiany facjalne dolomitu g³ównego w basenie polskim zosta³y pogrzebane na zdecydowanie wiêkszych g³êbokoœ- ciach ni¿ ³upki mezozoiczne, co wi¹¿e siê z du¿¹ mi¹¿szo- œci¹ rozdzielaj¹cych je osadów cechsztynu i triasu (fig. 4A).

W efekcie ich dojrza³oœæ termiczna jest zdecydowanie wiêk- sza. Zarówno ³upki miedzionoœne, jak i ilasto-margliste odmiany facjalne dolomitu g³ównego, lokalnie cechuj¹ siê podwy¿szon¹ zawartoœci¹ substancji organicznej (Kotarba i in., 1998). Niewielka mi¹¿szoœæ wyklucza jednak prowadzenie w ich obrêbie prac poszukiwawczych gazu ziemnego w ³upkach (Poprawa, 2010b, c).

W niecce œródsudeckej wystêpuj¹ dolnopermskie ³upki antrakozjowe i walchiowe o stosunkowo wysokiej zawar- toœci substancji organicznej (Wo³kowicz, 1990; Lorenc, 1993). Jeziorne pochodzenie tych osadów oznacza, ¿e cechuj¹ siê one I typem kerogenu. Iloœæ wêglowodorów gene- rowanych ze ska³y macierzystej o tym typie kerogenu jest wiêksza ni¿ dla pozosta³ych typów kerogenu, aczkolwiek dla generowania wêglowodorów wymaga on wy¿szej dojrza³oœci termicznej ni¿ kerogen II typu. £upki dolnopermskie zalegaj¹ p³ytko, a ich mi¹¿szoœæ osi¹ga maksymalnie oko³o 80 m (fig. 4B). Niemniej jednak z uwagi na zbyt nisk¹ dojrza³oœæ termiczn¹ (Wo³kowicz, 1990; Lorenc, 1993) nie maj¹ one potencja³u do poszukiwañ gazu w ³upkach (Poprawa, 2010b, c). Potencja³ taki dodatkowo ograniczaj¹ oboczna i werty- kalna zmiennoœæ facjalna i zmiennoœæ TOC oraz obecnoœæ deformacji tektonicznych.

BASENY DEWOÑSKO-KARBOÑSKIE

W obrêbie górnokarboñskich basenów wêglowych, tj.

w basenie lubelskim i górnoœl¹skim wystêpuj¹ ³upki wzbogacone w substancjê organiczn¹ (Matyasik, 1998; Kotarba i in., 2002). Dotychczas zainteresowanie niekonwencjonal- nymi wêglowodorami w przypadku tych basenów ogranicza³o siê do metanu pok³adów wêgla (Kotas, 1994; Kotarba, 2001; Zalewska, M³ynarczyk, 2003; Kêdzior i in., 2007).

Okreœlenie zakresu typowych zawartoœci TOC, czy te¿ œred- nich TOC, jak równie¿ okreœlenie mi¹¿szoœci netto kom- pleksów wzbogaconych w substancjê organiczn¹, jest jednak bardzo trudne z uwagi na du¿¹ zmiennoœæ pomierzonych zawartoœci TOC w poszczególnych profilach. Laminy wê- gliste mog¹ zawieraæ do 60–80% TOC, zaœ ³upki wêgliste od poni¿ej 1% do powy¿ej 10% TOC. Bior¹c pod uwagê przy- k³ady amerykañskich z³ó¿ jako analogów, za niekorzystne z punktu widzenia mo¿liwoœci wystêpowania gazu w ³upkach nale¿y uznaæ to, ¿e substancja organiczna charaktery- zuje siê III typem kerogenu. Wi¹¿e siê to z wiêkszymi wy- mogami tego kerogenu co do dojrza³oœci termicznej umo¿liwiaj¹cej generowanie gazu, jak równie¿ z mniejsz¹ iloœci¹ generowanego gazu z jednostki wagowej substancji organicznej ni¿ w przypadku kerogenu II czy I typu. Dodatkowo niekorzystna jest zmiennoœæ facjalna, zarówno lateralna, jak i w profilu pionowym, powoduj¹ca brak homogenicznych kompleksów i³owców o du¿ej mi¹¿szoœci.

W basenie górnoœl¹skim i³owce górnego karbonu wy- stêpuj¹ w szerokim zakresie g³êbokoœci – od powierzchni do przypuszczalnie oko³o 4000–6000 m. Osady do g³êbokoœci 1000–2000 m s¹ dobrze rozpoznane wiertniczo. Na takich g³êbokoœciach we wschodniej czêœci basenu i³owce s¹ nie-

(6)

dojrza³e do generowania gazu ziemnego (0,6–0,8% Ro). Doj- rza³oœæ termiczna wzrasta ku po³udniowemu zachodowi i w centralnej czêœci basenu, na g³êbokoœci 1000 m wynosi oko-

³o 0,8–0,9% Ro(fig. 5A), zaœ w czêœci po³udniowo-wschod- niej ju¿ w stropie karbonu siêga 1,0–1,2% Ro(Jurczak-Dra- bek, 2000). W g³êbszych strefach centralnej i zachodniej czêœci basenu górnoœl¹skiego poza zasiêgiem istniej¹cych otworów wiertniczych, tj. poni¿ej oko³o 2000 m, dojrza³oœæ termiczna osi¹ga zakres okna generowania gazu ziemnego.

W basenie lubelskim mo¿liwoœæ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach karbonu równie¿ jest ograniczona przez nisk¹ dojrza³oœæ termiczn¹ (Poprawa, 2010b, c).

W przypadku utworów namuru, zalegaj¹cych w osiowej czê- œci basenu maksymalnie na g³êbokoœciach 2000–3000 m, dojrza³oœæ termiczna nie przekracza 0,8% Ro (fig. 5B), za wyj¹tkiem strefy po³o¿onej na po³udniowy wschód od Lu- blina, gdzie lokalnie mo¿e przekraczaæ 1,0% Ro (Grotek, 2005).

164 Pawe³ Poprawa

Fig. 3. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach A. Utwory jury dolnej w centralnej czêœci basenu polskiego. B. Utwory triasu górnego (retyku) w centralnej czêœci basenu polskiego

A. The Lower Jurassic sediments in the central part of the Polish Basin. B. The Upper Triassic (Rhaetian) sediments in the central part of the Polish Basin

(7)

Górnokarboñskie i³owce w niecce œródsudeckiej równie¿

odznaczaj¹ siê wysok¹ zawartoœci¹ substancji organicznej o III typie kerogenu, a tak¿e ma³¹ g³êbokoœci¹ zalegania (Kotarba i in., 2002). Dojrza³oœæ termiczna tych osadów (zob. Nowak, 2001) jest jednak niewystarczaj¹ca do generowania gazu ziemnego w ³upkach. Uwagê zwraca ponadto czêœciowa niespójnoœæ profili dojrza³oœci termicznej

z g³êbokoœci¹ zalegania, bêd¹ca efektem wp³ywu intruzji magmowych i zwi¹zanych z nimi roztworów na strukturê dojrza³oœci górotworu. Dodatkowo za czynnik niekorzystny mo¿na uznaæ zmiennoœæ facjaln¹, zarówno lateraln¹, jak i w profilu pionowym, powoduj¹c¹ brak homogenicznych kom- pleksów i³owców o du¿ej mi¹¿szoœci.

Fig. 4. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach A. £upek miedzionoœny (perm górny) w po³udniowo-zachodniej czêœci basenu polskiego. B. £upki antrakozjowe oraz walchiowe w niecce œródsudeckiej

A. The copper shale (Upper Permian) in the southwestern part of the Polish Basin. B. The antracosia and walchia shale (Lower Permian) in the Intrasudetic depression

(8)

Dolnokarboñskie utwory kulmowe strefy wielkopolskiej w rejonie monokliny przedsudeckiej zawieraj¹ pakiety ilasto-mu³owcowe, w których mog¹ wystêpowaæ nagromadzenia gazu ziemnego (Poprawa, Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2010c). Utwory te s¹ uwa¿ane za ska³ê macierzyst¹ dla konwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego w utworach czerwonego sp¹gowca monokliny przedsudeckiej (np. Karnkowski, 1993b). Karbon strefy wielkopolskiej to du¿ej mi¹¿szoœci

kompleks prze³awicaj¹cych siê utworów ilastych, mu³owcowych i piaszczystych, stanowi¹cych osad g³êbokomorskich pr¹dów turbidytowych (¯elichowski, 1995; Mazur i in., 2003). S¹ to utwory silnie zdiagenezowane i zlityfikowane, a ich cech¹ charakterystyczn¹ jest bardzo wysoka dojrza³oœæ termiczna (np. Poprawa i in., 2005). W pó³nocno-wschodniej czêœci strefy wielkopolskiej osady te zalegaj¹ na du-

¿ych g³êbokoœciach, a czêœciowo s¹ te¿ silnie przegrzane.

166 Pawe³ Poprawa

Fig. 5. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach A. I³owce karbonu górnego w centralnej czêœci basenu górnoœl¹skiego. B. I³owce namuru w basenie lubelskim

Geological and geochemical shale gas exploration risk assessment A. The Upper Carboniferous shale in the central part of the Upper Silesian Basin. B. The Narmurian shale in the Lublin Basin

(9)

We wschodniej czêœci tego obszaru dojrza³oœæ termiczna osi¹ga wartoœci 3–5% Ro, zbyt du¿e dla mo¿liwoœci wystê- powania gazu ziemnego w ³upkach. W po³udniowo-zachodniej czêœci obszaru utwory te znajduj¹ siê w zakresie ko- rzystnej dojrza³oœci termicznej odpowiadaj¹cej oknu suchego gazu (fig. 6A). W strefie tej równoczeœnie g³êbokoœæ za-

legania stropu omawianych utworów jest ma³a, najczêœciej od 1000 do 2000 m (fig. 6A).

Utwory karbonu dolnego strefy wielkopolskiej maj¹ bardzo du¿¹ mi¹¿szoœæ, która w kilku otworach nieprzebijaj¹cych omawianego kompleksu wynosi³a oko³o 1000–2500 m. Za- wartoœæ substancji organicznej w tym kompleksie jest bar- Fig. 6. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach A. Utwory karbonu dolnego strefy wielkopolskiej (obszar monokliny przedsudeckiej). B. Utwory najwy¿szego dewonu (górnego famenu) i najni¿szego karbo- nu (dolnego turneju) na Pomorzu Zachodnim

A. The Lower Carboniferous deposits of the Wielkopolska zone (area of the Fore-Sudetic Monocline). B. The upper-most Devonian (upper Famennian) to lowermost Carboniferous (lower Tournaisian) deposits at the Western Pomerania

(10)

dzo zmienna. W obrêbie kompleksu stwierdzono wystêpo- wanie pakietów o zawartoœci substancji organicznej przekraczaj¹cej 1–2%. Cechuje siê ona mieszanym kerogenem II/III typu. Utwory karbonu dolnego wystêpuj¹ na obszarze, gdzie znajduj¹ siê liczne konwencjonalne z³o¿a gazu ziemnego, jak równie¿ powszechnie obserwuje siê objawy gazu.

Dolnokarboñskie ³upki w strefie wielkopolskiej maj¹ jednak kilka cech stanowi¹cych element podwy¿szonego ryzyka dla poszukiwañ gazu ziemnego w ³upkach. Podobnie jak w przypadku pozosta³ych omawianych tu kompleksów karboñskich, za niekorzystn¹ nale¿y uznaæ zmiennoœæ facjaln¹, powoduj¹ca brak homogenicznych pakietów ilastych o znacznej mi¹¿szoœci. Sk³ad chemiczny próbek gazów po- branych z utworów karbonu dolnego dokumentuje wpraw- dzie obecnoœæ suchego gazu, jednak stwierdza siê ryzyko wystêpowania w nim podwy¿szonych zawartoœci azotu (fig. 6A). Najistotniejszym elementem ryzyka poszukiwaw- czego gazu w ³upkach w strefie wielkopolskiej jest wysoki stopieñ deformacji tektonicznych (fig. 6A).

Utwory waryscyjskiego piêtra strukturalnego w Polsce zawieraj¹ ³upki o ciemnym zabarwieniu równie¿ w obrêbie utworów najwy¿szego dewonu (górnego famenu) i najni¿- szego karbonu (dolnego turneju) na Pomorzu Zachodnim (fig. 1). S¹ to osady morskie o mieszanym II/III typie kerogenu. Pakiety omawianych ³upków wystêpuj¹ przede wszystkim w obrêbie formacji i³owców wapnistych z S¹polna, której ³¹czna mi¹¿szoœæ wynosi 85–600 m (Matyja, 2006).

Utwory te zalegaj¹ na g³êbokoœci od oko³o 2700 m do ponad 4400 m (Matyja i in., 2000).

Dojrza³oœæ termiczna jest obocznie zmienna w szerokim zakresie od oko³o 0,5–0,6 do oko³o 1,4% Ro, co wynika ze zmiennej g³êbokoœci maksymalnego pogrzebania oraz zmien- nych warunków paleotermicznych, jednak na wiêkszej czê- œci obszaru jest ona zbyt niska do generowania gazu ziemnego (fig. 6B). G³ównym powodem, dla którego w omawianych utworach nie mog³y siê wykszta³ciæ nagromadzenia gazu ziemnego, jest stosunkowo niska zawartoœæ wêgla organicznego (Matyasik, 1998). Dodatkowym elementem nie- sprzyjaj¹cym poszukiwaniom gazu ziemnego w ³upkach s¹ deformacje tektoniczne i stosunkowo du¿a g³êbokoœæ zalegania i³owców wapnistych z S¹polna (fig. 6B).

BASENY DOLNOPALEOZOICZNE

Najwiêksze mo¿liwoœci wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach w Polsce stwierdzono dla ³upków dolnego paleozoiku na kratonie wschodnioeuropejskim (fig. 1) (Poprawa, Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2009, 2010a). G³ówn¹ forma- cj¹ potencjalnie zbiornikow¹ s¹ przede wszystkim ³upki ordowiku górnego i/lub syluru dolnego, a lokalnie, w pó³nocnej czêœci basenu ba³tyckiego, tak¿e ³upki ordowiku górnego (karadoku, rzadziej aszgilu) i dolnego (tremadoku). Zalet¹ tych utworów dla poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach jest ich du¿e oboczne rozprzestrzenienie oraz stosunkowo prosta budowa tektoniczna tego obszaru (fig. 7).

168 Pawe³ Poprawa

Fig. 7. Analiza geologicznych i geochemicznych parametrów ryzyka poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach dla utworów ordowiku górnego i syluru dolnego w centralnej czêœci basenu ba³tyckiego (wg Poprawa, 2010a) Geological and geochemical shale gas exploration risk assessment for the Upper Ordovician and Lower Silurian shale

in the central part of the Baltic Basin (after Poprawa, 2010a)

(11)

Charakterystyczn¹ cech¹ tych utworów jest wyraŸny dia- chronizm w pojawianiu siê w nich pakietów o wysokiej za- wartoœci substancji organicznej, stanowi¹cych potencjaln¹ formacje zbiornikow¹. W pó³nocno-zachodniej czêœci kratonu wschodnioeuropejskiego osady takie pojawiaj¹ siê ju¿

pocz¹wszy od kambru górnego i tremadoku oraz górnego lanwirnu i karadoku, w centralnej czêœci basenu ba³tyckiego, obni¿eniu podlaskim oraz pó³nocno-zachodniej czêœci regionu lubelskiego w landowerze, zaœ we wschodniej czêœci basenu ba³tyckiego i po³udniowo-wschodniej czêœci regionu lubelskiego w wenloku (Poprawa, 2010a). Œrednie obecne zawartoœci substancji organicznej w poszczególnych profilach dla interwa³ów potencjalnie zawieraj¹cych gaz w ³upkach mieszcz¹ siê zazwyczaj w zakresie od 1 do 6% TOC (Klimuszko, 2002; Poprawa, 2010a). Skumulowana mi¹¿- szoœæ pakietów bogatych w substancjê organiczn¹ w obrêbie kompleksu dolnopaleozoicznego wynosi co najmniej kilka- dziesi¹t metrów (fig. 7). Utwory te charakteryzuj¹ siê II typem kerogenu (Klimuszko, 2002).

Na zachodnim sk³onie kratonu wschodnioeuropejskiego dojrza³oœæ termiczna wzrasta ku zachodowi i po³udniowemu zachodowi wraz ze wzrastaj¹c¹ g³êbokoœci¹ zalegania (Gro- tek, 2006; Poprawa, 2010a). W strefach, gdzie niewielka g³êbokoœæ zalegania ³upków pozwala utrzymaæ koszty prac poszukiwawczych na stosunkowo niskim poziomie, dojrza-

³oœæ termiczna jest niewystarczaj¹ca do wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach. W zachodniej czêœci omawianego obszaru potencjalne nagromadzenia mog¹ natomiast znajdo- waæ siê na g³êbokoœciach zbyt du¿ych dla ekonomicznie op³acalnej eksploatacji gazu. Pomiêdzy tymi strefami znajduje siê szeroki pas wystêpowania ³upków dolnego paleozoiku o podwy¿szonym potencjale poszukiwawczym, gdzie dojrza³oœæ termiczna jest wystarczaj¹ca do generowania gazu, a g³êbokoœæ pogrzebania nie wyklucza mo¿liwoœci jego ekonomicznie uzasadnionej produkcji (Poprawa, 2010a). Wstêpne przes³anki wskazuj¹ tak¿e, ¿e zawartoœæ krzemionki w ³upkach lokalnie jest stosunkowo wysoka i wynosi 45–70% (Krzemiñski, Poprawa, 2006), co sprzyja podatnoœci na szczelinowanie.

Objawy wêglowodorów i wyniki testów z³o¿owych w konwencjonalnych ska³ach zbiornikowych kambru oraz

ordowiku dolnego i œrodkowego na kratonie wschodnioeuropejskim s¹ genetycznie zwi¹zane z potencjalnie gazonoœny- mi ³upkami dolnego paleozoiku. Na ich podstawie mo¿na oczekiwaæ, ¿e poza strefami o niskiej dojrza³oœci termicznej, w ³upkach wystêpowaæ mo¿e dobrej jakoœci suchy gaz o nie- wielkiej zawartoœci azotu (fig. 7). Gaz ziemny o wysokiej zawartoœci gazów wêglowodorowych wy¿szych ni¿ metan, a tak¿e o du¿ej zawartoœci azotu wystêpowaæ mo¿e we wschodniej, nisko dojrza³ej czêœci omawianego obszaru (Po- prawa, 2010a).

Elementem podwy¿szaj¹cym geologiczne ryzyko poszu- kiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach dolnego paleozoiku jest przede wszystkim niewielka iloœæ konwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów w kompleksie dolnopaleozoicznym oraz ich niewielkie zasoby. Ponadto œrednie zawartoœci substancji organicznej mo¿na uznaæ za niskie w porównaniu do klasycznych basenów, w których produkowany jest gaz z ³upków w USA i Kanadzie. W strefach o optymalnej g³êbokoœci pogr¹¿enia, czyli p³ycej ni¿ 3000–3500 m, dojrza³oœæ termiczna jest stosunkowo niska (Poprawa, 2010a).

We wschodniej czêœci omawianego obszaru wystêpuje ponadto ryzyko wysokich zawartoœci azotu w gazie.

W strefach kratonu wschodnioeuropejskiego, gdzie ³upki ordowiku górnego i/lub syluru dolnego maj¹ dojrza³oœæ ter- miczn¹ w zakresie 0,8–1,1% Ro(Grotek, 2006), a tak¿e charakteryzuj¹ siê wysok¹ zawartoœci¹ substancji organicznej, maksymalnie przekraczaj¹cej 15% TOC, istniej¹ perspekty- wy wystêpowania z³ó¿ ropy naftowej w ³upkach (oil shale).

Dotyczy to g³ównie basenu ba³tyckiego w po³udniowo-zachodniej czêœci Litwy oraz pó³nocno-wschodniej czêœci obni¿enia podlaskiego.

£upki ordowiku górnego i syluru dolnego wystêpuj¹ lokalnie tak¿e na bloku ma³opolskim. Na obszarze tym s¹ one jednak czêœciowo zerodowane i wystêpuj¹ w formie izolo- wanych p³atów. Ni¿sze ni¿ na kratonie wschodnioeuropejskim zawartoœci substancji organicznej, ogólnie ni¿sza dojrza³oœæ termiczna, du¿a g³êbokoœæ zalegania w strefach o dojrza³oœci termicznej powy¿ej 1% Ro, luki sedymentacyj- ne w profilu ordowiku górnego i syluru dolnego ³¹cznie powoduj¹, ¿e potencja³ tych utworów do wystêpowania na- gromadzeñ gazu ziemnego w ³upkach jest niski.

WNIOSKI

W basenach sedymentacyjnych w Polsce wystêpuj¹ liczne formacje ilasto-mu³owcowe o ciemnym zabarwieniu oraz potencjalnie podwy¿szonej zawartoœci wêgla organicznego, ró¿nego wieku, od neoproterozoiku po neogen, które dotychczas analizowano jako konwencjonalne ska³y macierzyste. Stwierdzono, ¿e wiele z tych formacji ma cechy wyklu- czaj¹ce mo¿liwoœæ wystêpowania w nich gazu ziemnego.

W odniesieniu do czêœci analizowanych formacji mo¿liwoœæ wystêpowania takich nagromadzeñ gazu okreœlono jako ma³o prawdopodobn¹, chocia¿ pozostaj¹ one nadal s³abo zbadane pod tym wzglêdem.

W przypadku ³upków menilitowych w Karpatach zew- nêtrznych zasadniczym problemem jest wysoki stopieñ deformacji tektonicznych, a tak¿e niska dojrza³oœæ termiczna, zazwyczaj poni¿ej 1,0% Ro, w strefach o wysokiej zawarto- œci substancji organicznej. W strefach, gdzie utwory te by³y- by mniej zdeformowane, a jednoczeœnie mia³yby odpowied- ni¹ dojrza³oœæ termiczn¹, mo¿na by je by³o traktowaæ jako potencjalny cel poszukiwawczy. Osady ilasto-mu³owcowe mioceñskiego zapadliska przedkarpackiego s¹ nieperspektywiczne z uwagi na nisk¹ zawartoœæ TOC oraz ma³y stopieñ konsolidacji.

(12)

W obrêbie profilu utworów mezozoicznych w basenie polskim ilasto-mu³owcowe osady wzbogacone w substancje organiczn¹ wystêpuj¹ w wy¿szej czêœci jury górnej oraz ni¿- szej czêœci kredy dolnej, a tak¿e w jurze œrodkowej i dolnej.

Ogólnie niska dojrza³oœæ termiczna wyklucza b¹dŸ ogranicza mo¿liwoœæ wystêpowania w nich nagromadzeñ gazu ziemnego. Ilasto-mu³owcowe osady o ciemnym zabarwieniu wystêpuj¹ te¿ w wy¿szej czêœci profilu triasu górnego, jednak charakteryzuj¹ siê one nisk¹ zawartoœci¹ TOC.

£upki permu górnego wystêpuj¹ w sp¹gu profilu cechsztynu w basenie polskim (³upek miedzionoœny). Konwencjo- naln¹ ska³¹ macierzyst¹ s¹ te¿ ilasto-margliste odmiany facjalne dolomitu g³ównego. Obie te formacje cechuj¹ siê jednak zbyt ma³¹ mi¹¿szoœci¹, aby byæ brane pod uwagê jako cele poszukiwañ gazu ziemnego w ³upkach. Z kolei dolnopermskie ³upki antrakozjowe i walchiowe w niecce œródsu- deckiej charakteryzuj¹ siê ogólnie zbyt nisk¹ dojrza³oœci¹ termiczn¹ do powstania z³ó¿ gazu.

W obrêbie basenów dewoñsko-karboñskich wystêpuje szereg formacji ³upkowych, które analizowano pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania w nich nagromadzeñ gazu ziemnego. £upki górnokarboñskie w basenie lubelskim uznano za termicznie zbyt nisko dojrza³e dla wystêpowania w nich gazu ziemnego. W basenie górnoœl¹skim i³owce karbonu górnego wystêpuj¹ w szerokim zakresie g³êbokoœci zalegania i dojrza³oœci termicznej, w tym w g³êbszych strefach centralnej i zachodniej czêœci basenu, gdzie znajduj¹ siê poza zasiêgiem istniej¹cych otworów wiertniczych, w zakresie okna gazowego. Za niekorzystne, z punktu widzenia mo¿li- woœci wystêpowania gazu w ³upkach, uznano zmiennoœæ facjaln¹ zarówno lateraln¹, jak i w profilu pionowym, jak rów- nie¿ III typ kerogenu.

Dolnokarboñskie ³upki kulmowe w pod³o¿u monokliny przedsudeckiej mog¹ lokalnie zawieraæ nagromadzenia gazu ziemnego, za czym przemawiaj¹ niekiedy wysoka zawartoœæ TOC w kompleksach o du¿ej mi¹¿szoœci oraz dojrza³oœæ-

termiczna odpowiadaj¹ca zakresowi okna suchego gazu.

W po³udniowej czêœci obszaru korzystne jest równie¿ p³yt- kie zaleganie tych utworów, a w basenie obserwuje siê konwencjonalne z³o¿a gazu ziemnego oraz jego objawy. Proble- mem w tym wypadku jest natomiast s³abo okreœlony, jednak przypuszczalnie wysoki, stopieñ deformacji tektonicznych, a tak¿e zmiennoœæ facjalna, powoduj¹ca brak homogenicznych pakietów ilastych o znacznej mi¹¿szoœci.

£upki najwy¿szego dewonu (górnego famenu) i najni¿- szego karbonu (dolnego turneju) na Pomorzu Zachodnim okreœlono jako nieperspektywiczne dla wystêpowania w nich nagromadzeñ gazu ziemnego. Jest to zwi¹zane przede wszystkim z ogólnie nisk¹ zawartoœci¹ TOC, a na czêœci obszaru równie¿ z nisk¹ dojrza³oœci¹ termiczn¹, z du¿¹ g³êbokoœci¹ ich zalegania oraz obecnoœci¹ deformacji tektonicznych.

Najwiêkszy potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach w Polsce stwierdzono dla ³upków graptolitowych ordowiku górnego i syluru dolnego na kratonie wschodnioeuropejskim. Decyduje o tym przede wszystkim wysoka za- wartoœæ TOC w interwa³ach o odpowiednio du¿ej mi¹¿szo- œci, niekiedy wysoka dojrza³oœæ termiczna, g³êbokoœæ zalegania nieprzekraczaj¹ca progu ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji oraz ma³o skomplikowana budowa tektoniczna.

Stratygraficzne odpowiedniki tych utworów na bloku ma-

³opolskim, wystêpuj¹ce w formie erozyjnych p³atów, maj¹ gorsz¹ charakterystykê pod wzglêdem zawartoœci TOC i dojrza³oœci termicznej.

Niniejsza praca zosta³a zrealizowana w ramach projektu

„Rozpoznanie basenów wêglowodorowych polski pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania i zasobów oraz mo¿liwoœci konce- sjonowania poszukiwañ niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego”, finansowanego przez Ministerstwo Œrodowiska oraz Narodowy Fundusz Ochrony Œrodowiska i Gospodarki Wodnej.

LITERATURA

BACHLEDA-CURUŒ T., SEMYRKA R., 1990 — Bilans wêglo- wodorowy mezozoicznego kompleksu osadowego centralnej czêœci Ni¿u Polskiego. Zesz. Nauk. AGH, Geologia, 49.

BUNIAK A., KUBERSKA M., KIERSNOWSKI H., 2009 — Petro- graficzno-petrofizyczna charakterystyka piaskowców eolicz- nych strefy Siekierki–Winna Góra (ko³o Poznania) w aspekcie poszukiwañ z³ó¿ gazu zamkniêtego w osadach czerwonego sp¹gowca. Prz. Geol., 57: 328–334.

CHENG A.-L., HUANG W.-L., 2004 — Selective adsorption of hydrocarbon gases on clays and organic matter. Organic Geo- chem., 35, 4: 413–423.

CURTIS J.B., 2002 — Fractured shale gas systems. AAPG Bull., 86, 11: 1921–1938.

GÓRECKI W., KUŒMIEREK J. (red.), 2009 — Badania transgra- niczne wg³êbnych struktur geologicznych brze¿nej strefy Kar- pat w aspekcie odkryæ i udostêpnienia nowych z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego. Arch. KSE AGH, Kraków.

GROTEK I., 2005 — Alteration of the coalification degree of the organic matter dispersed in the Carboniferous sediments along border of the East-European Craton in Poland. Biul. Pañstw.

Inst. Geol., 413: 5–80.

GROTEK I., 2006 — Dojrza³oœæ termiczna materii organicznej z utworów pokrywy osadowej pomorskiego odcinka TESZ, ba- senu ba³tyckiego oraz obszarów przyleg³ych. W: Ewolucja fa- cjalna, tektoniczna i termiczna pomorskiego segmentu szwu transeuropejskiego oraz obszarów przyleg³ych (red. H. Matyja, P. Poprawa). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 186: 253–270.

HADRO J., 2010 — Strategia poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach. Prz. Geol., 58, 3: 250–258.

HILL D.G., NELSON C.R., 2000 — Gas productive fractured sha- les: an overview and update. GRI Gas TIPS, 6: 4–13.

JARVIE D.M., HILL R.J., RUBLE T.E., POLLASTRO R.M., 2007

— Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Bar-

170 Pawe³ Poprawa

(13)

nett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG Bull., 91, 4: 475–499.

JURCZAK-DRABEK A., 2000 — Rozwój mikrofacji organicznej w profilu litostratygraficznym karbonu Górnoœl¹skiego Za- g³êbia Wêglowego. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 390: 5–34.

KARNKOWSKI P., 1993a — Z³o¿a gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. T. 2. Karpaty i zapadlisko przedkarpackie. Tow. Geo- synopt. GEOS AGH, Kraków.

KARNKOWSKI P., 1993b — Z³o¿a gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce. T. 1. Ni¿ Polski. Tow. Geosynopt. GEOS AGH, Kraków.

KÊDZIOR S., HADRO J., KWARCIÑSKI J., NAGY S., M£YNARCZYK M., ROSTKOWSKI R., ZALEWSKA E., 2007 — Warunki naturalne wystêpowania i metody eksploatacji metanu pok³adów wêgla w wybranych zag³êbiach wêglo- wych USA oraz mo¿liwoœci rozwoju eksploatacji tego gazu w Polsce – sprawozdanie z wyjazdu szkoleniowego do USA.

Prz. Geol., 55, 7: 565–570.

KIERSNOWSKI H., POPRAWA P., KUBERSKA M., 2009 — Tight gas in the Rotliegend reservoir in the SW Polish Basin.

AAPG Ann. Convent. & Exhibit., 7–10.06.2009, Denver, Colo- rado, USA, Abstrakt Volume: 115–116.

KLIMUSZKO E., 2002 — Utwory syluru po³udniowo-wschodniej Polski jako ska³y potencjalnie macierzyste dla dewoñskich rop naftowych. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 402: 75–100.

KOTARBA M., 1992 — Bacterial gases in Polish part of the Carpa- thian Foredeep and the Flysch Carpathians: isotopic and geolo- gical approach. W: Bacterial gas (red. R. Vially): 133–146.

Technip., Paris.

KOTARBA M.J., 1999 — Warunki generowania i akumulacji wê- glowodorów oraz charakterystyka geochemiczna substancji organicznej w utworach miocenu autochtonicznego zapadliska przedkarpackiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 168: 277–296.

KOTARBA M.J., 2001 — Composition and origin of gases in the Upper Silesian and Lublin Coal Basins, Poland. Organic Geochem., 32: 163–180.

KOTARBA M., KOSAKOWSKI P., KOWALSKI A., WIÊC£AW D., 1998 — Wstêpna charakterystyka geochemiczna substancji organicznej i potencja³u wêglowodorowego w utworach dolomi- tu g³ównego Ni¿u Polskiego. W: Analiza basenów sedymentacyj- nych (red. M. Narkiewicz). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 227–234.

KOTARBA J.M., CLAYTON J.L., RICE D.D., WAGNER M., 2002 — Assessment of hydrocarbon source rock potential of Polish bituminous coals and carbonaceous shales. Chemical Geol., 184, 1/2: 11–35.

KOTARBA M.J., WIÊC£AW D., KOSAKOWSKI P., KOWAL- SKI A., 2005 — Potencja³ wêglowodorowy ska³ macierzystych i geneza gazu ziemnego akumulowanego w utworach miocenu zapadliska przedkarpackiego w strefie Rzeszowa. Prz. Geol., 53: 67–76.

KOTAS A. (red.), 1994 — Coal-bed methane potential of the Upper Silesian Coal Basin, Poland. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 142.

KÖSTER J., KOTARBA M., LAFARGUE E., KOSAKOWSKI P., 1998 — Source rock habitat and hydrocarbon potential of Oli- gocene Menilite Formation (Flysch Carpathians, Southeast Po- land): an organic geochemical and isotope approach. Organic Geochem., 29: 543–558.

KRZEMIÑSKI L., POPRAWA P., 2006 — Geochemia klastycz- nych osadów ordowiku i syluru ze strefy Koszalin-Chojnice i zachodniej czêœci basenu ba³tyckiego. W: Ewolucja facjalna, tektoniczna i termiczna pomorskiego segmentu szwu transeu-

ropejskiego oraz obszarów przyleg³ych (red. H. Matyja, P.

Poprawa). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 186: 123–147.

KRUGE M.A., MASTALERZ M., SOLECKI A., STANKIEWICZ B., 1996 — Organic geochemistry and petrology of oil source rocks, Carpathian Overthrust region, southeastern Poland – im- plications for petroleum generation. Organic Geochem., 24, 8:

897–912.

LORENC S., 1993 — Extent, lithology and approximate geochemi- cal features of Sudetic black shales. Acta Univ. Wratisl., 1412.

Pr. Geol.-Miner., 33. Z badañ nad mineralizacj¹ rudn¹ regionu sudeckiego: 179–208.

MATYASIK I., 1998 — Charakterystyka geochemiczna ska³ macierzystych karbonu w wybranych profilach wiertnicznych obsza- ru radomsko-lubelskiego i pomorskiego. W: Analiza basenów sedymentacyjnych (red. M. Narkiewicz). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 215–226.

MATYJA H., TURNAU E., ¯BIKOWSKA B., 2000 — Lower Car- boniferous (Mississippian) stratigraphy of the northwestern Po- land: Conodont, miospore and Ostracod zones compared. Ann.

Soc. Geol. Pol., 70: 193–217.

MATYJA H., 2006 — Stratygrafia i rozwój facjalny osadów dewonu i karbonu w basenie pomorskim i w zachodniej czêœci basenu ba³tyckiego a paleozoiczna paleogeografia pó³nocnej czêœci TESZ. W: Ewolucja facjalna, tektoniczna i termiczna pomor- skiego segmentu szwu transeuropejskiego oraz obszarów przy- leg³ych (red. H. Matyja, P. Poprawa). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 186: 79–122.

MAZUR S., KUROWSKI L., ALEKSANDROWSKI P.,

¯ELANIEWICZ A., 2003 — Variscan Fold-Thrust Belt of Wielkopolska (W Poland): New structural and sedimento- logical data. Geolines, 16: 71–73.

NOWAK G.J., 2001 — Dojrza³oœæ termiczna wêgli DZW na tle ich petrografii i genezy. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 391: 89–143.

POLLASTRO R.M., 2007 — Total petroleum system assessment of undiscovered resources in the giant Barnett Shale continuous (unconventional) gas accumulation, Fort Worth Basin, Texas.

AAPG Bull., 91, 4: 551–578.

POPRAWA P., 2009 — Potential for gas shale exploration in the Upper Ordovician–Silurian and Lower Carboniferous source rocks in Poland. AAPG Ann. Convent. & Exhibit., 7–10.06.2009, Denver, Colorado, USA, Abstrakt Vol.: 170.

POPRAWA P., 2010a — Potencja³ wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach dolnego paleozoiku w basenie ba³tyckim i lu- belsko-podlaskim. Prz. Geol., 58, 3: 226–249.

POPRAWA P., 2010b — Poszukiwania z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach (shale gas) w Polsce. Wiad. Naft. i Gaz., 142, 2: 11–15.

POPRAWA P., 2010c — System wêglowodorowy z gazem ziemnym w ³upkach – pó³nocnoamerykañskie doœwiadczenia i euro- pejskie perspektywy. Prz. Geol., 58, 3: 216–225.

POPRAWA P., KIERSNOWSKI H., 2008 — Perspektywy poszuki- wañ z³ó¿ gazu ziemnego w ska³ach ilastych (shale gas) oraz gazu ziemnego zamkniêtego (tight gas) w Polsce. Biul. Pañstw.

Inst. Geol., 429: 145–152.

POPRAWA P., GROTEK I., ¯YWIECKI M.M., 2005 — Impact of the Permian magmatic activity on the thermal maturation of the Carboniferous sediments in the outer Variscan orogen (SW Poland). Mineral. Soc. Pol. Sp. Papers, 26: 253–259.

SHURR G.W., RIDGLEY J.L., 2002 — Unconventional shallow biogenic gas systems. AAPG Bull., 86, 11: 1939–1969.

WO£KOWICZ S., 1990 — Uraniom enrichment in the Hermina organic-rich Walchia shale, Intra-Sudetic Depression, southwe- stern Poland. Sp. Publ. Int. Ass Sedym., 11: 217–224.

(14)

ZALEWSKA E., 2010 — Koncesje na poszukiwanie i rozpoznawa- nie z³ó¿ wêglowodorów w Polsce w tym shale gas i tight gas.

Prz. Geol., 58, 3: 213–215.

ZALEWSKA E., M£YNARCZYK M., 2003 — Metan pok³adów wêgla – cenny surowiec energetyczny czy zagro¿enie dla œro- dowiska naturalnego i ludzi w Polsce. Prz. Geol., 51: 465–467.

¯ELICHOWSKI A., 1995 — Occurrence of Carboniferous rocks and palaeotectonic conditions of sedimentation in the area of Poland – Western Pomerania and central Poland. Pr. Inst. Geol., 147: 141–7.

172 Pawe³ Poprawa