Krytyczne elementy systemów naftowych w basenach sedymentacyjnych Polski

Krytyczne elementy systemów naftowych

w basenach sedymentacyjnych Polski

Pawe³ Henryk Karnkowski

, Irena Matyasik

Critical elements of petroleum systems in the sedimentary basins in Poland. Prz. Geol., 64: 639–649.

A b s t r a c t. Progress in geological, geophysical and drilling sciences during the past 30 years has introduced to hydrocarbon exploration the concept of petroleum system, understood as an analysis of the factors necessary for formation and preservation of oil and natural gas deposits. The final evaluation of petroleum system is the product of all factors involved in the formation of hydrocarbon accumulations, which must be preserved proper chronology of events in the geolo-gical space. Such interdependences build often synergistic or antagonistic configurations. The-se configurations are called critical elements of the petroleum system. Reliable and com-prehensive analysis of critical elements of petroleum system in sedimentary basins in Poland lets identify potential new areas of hydrocarbon exploration. In this context, a particularly pro-mising area is the petroleum system of the Pi³a Claystone Formation (central part of the Polish Rotliegend Basin) and deep “Carpa-thians” with their palaeo-mesozoic basement and deeper part of the Carpathian Foredeep.

Keywords: petroleum system, sedimentary basin, Poland

Analiza basenów sedymentacyjnych, wprowadzona do praktyki geologicznej w latach 80. XX w., jest obecnie standardow¹ procedur¹ w poszukiwaniach naftowych (Dadlez, 1989; Allen & Allen, 1990; Miall, 1996; ). Zosta³a ona jednak poprzedzona rozwojem badañ sejsmicznych, geochemicznych, stratygraficznych, sedymentologicznych, petrologicznych i petrofizycznych. Wszystkie te elementy s¹ dodatkowo wspomagane wysok¹ technologi¹ wierceñ i pomiarami geofizyki wiertniczej. Nauki podstawowe w geologii zyska³y potê¿ny aparat badawczy, z którego powsta³y w ostatnich 40 latach takie dyscypliny jak straty-grafia sejsmiczna, stratystraty-grafia sekwencji, sedymentologia systemów depozycyjnych, geotektoniczne uwarunkowania pochodzenia i rozwoju basenów sedymentacyjnych, ewo-lucja dojrza³oœci materii organicznej w basenach sedymen-tacyjnych oraz szerokie spektrum wysublimowanych badañ geochemii organicznej w ska³ach osadowych. Wszystkie te elementy w sferze geologii naftowej s³u¿¹ do poszukiwania z³ó¿, a w zakresie geologii podstawowej przyczyniaj¹ siê do lepszego poznania procesów geolo-gicznych w skali regionalnej i globalnej, prowadz¹c do holistycznego stanowiska w naukach o Ziemi.

Nowoczesne podejœcie do poszukiwañ wêglowodorów wymaga nowego sposobu klasyfikacji i syntezowania danych geologicznych, geochemicznych i geofizycznych, które powinny byæ ukierunkowane na modelowanie proce-sów generowania, ekspulsji i migracji wêglowodorów w ujêciu przestrzenno-czasowym. £¹czenie tych wszystkich informacji prowadzi do zbudowania spójnego modelu tzw. systemu naftowego, bêd¹cego odwzorowaniem elementów i procesów, które s¹ kluczowe dla uformowania z³ó¿ wêglowodorów w danym rejonie geologicznym. Pod pojê-ciem sytemu naftowego rozumiemy „dynamiczny zespó³ reakcji (czynników) fizykochemicznych prowadz¹cych do powstania akumulacji wêglowodorów, dzia³aj¹cy w

przestrzeni i czasie geologicznym” (Hantshel & Kauerauf, 2009). Ka¿dy z tych czynników ma swoj¹ pozycjê i rolê w systemie naftowym. Koñcowa ocena systemu to iloczyn wszystkich czynników. £atwo zauwa¿yæ, ¿e je¿eli choæ jeden z elementów systemu naftowego nie bêdzie pozy-tywny, to wynik koñcowy te¿ taki nie bêdzie. Ta prosta konstatacja zmusza geologów naftowych do szczegó³owe-go badania ka¿deszczegó³owe-go elementu systemu naftoweszczegó³owe-go i doko-nywania ocen na podstawie szerokiego spektrum uzyskanych wyników (Booth i in., 1998). Jest to zabieg absolutnie konieczny, gdy¿ poszukiwania musz¹ siê kon-centrowaæ w strefach najbardziej perspektywicznych i uni-kaæ obszarów, gdzie nie s¹ spe³nione warunki systemu naftowego. Takie podejœcie u³atwia wyró¿nianie prowincji naftowych, czyli czêœci basenów sedymentacyjnych spe³niaj¹cych kryteria systemu naftowego. W zwi¹zku z tym, ¿e w historii geologicznej w jednym miejscu mo¿e wystêpowaæ kilka generacji ró¿nych basenów sedymenta-cyjnych, tak samo prowincja naftowa mo¿e sk³adaæ siê z kilku ró¿nych systemów naftowych.

Z³o¿onoœæ problematyki systemów naftowych jednak nie koñczy siê na powy¿szych stwierdzeniach. Wszystkie procesy geologiczne prowadz¹ce do nagromadzenia wêglowodorów zachodz¹ w czasie oraz przestrzeni i musz¹ mieæ zachowan¹ odpowiedni¹ chronologiê zdarzeñ.

Temperatura jest jednym z czynników kontroluj¹cych przebieg wielu procesów, maj¹cych wp³yw na powstawa-nie z³ó¿ wêglowodorów, takich jak np. czas i tempo gene-rowania wêglowodorów, czy te¿ diageneza i cementacja osadów prowadz¹ca do zmian przepuszczalnoœci i porowa-toœci ska³ uszczelniaj¹cych i zbiornikowych. Istot¹ kon-struowania modeli termicznych jest rekonstrukcja przebiegu zmian wartoœci strumienia cieplnego oraz rozk³adu paleotemperatur w czasie pogr¹¿ania osadowego wype³nienia basenu sedymentacyjnego. Model termiczny

P.H. Karnkowski I. Matyasik

1

Wydzia³ Geologii, Uniwersytet Warszawski, Al. ¯wirki i Wigury 93, 02-089 Warszawa; karnkowski@uw.edu.pl.

2

basenu jest budowany na podstawie jednowymiarowych modeli wykonanych dla pojedynczych odwiertów. Kon-strukcja takiego modelu termicznego wymaga okreœlenia wartoœci parametrów brzegowych, którymi s¹ strumieñ cieplny pod³o¿a (HF – Heat Flow) i temperatura kontaktu woda/sedyment (SWIT – Sediment Water Interface

Tem-perature).

Czêsto w literaturze dotycz¹cej zagadnienia systemów naftowych takie istotne zdarzenia nazywa siê elementami krytycznymi, do których zalicza siê m.in.: warunki i czas generacji wêglowodorów na tle powstawania pu³apek czy przestrzenn¹ zmiennoœæ parametrów petrofizycznych ska³ zbiornikowych wzglêdem czasu i kierunków migracji wêglowodorów. Zatem parametry krytyczne to wspó³zale¿-noœæ elementów systemu naftowego. Je¿eli nawet indywi-dualna ocena elementu systemu naftowego jest pozytyw-na, to mo¿e siê okazaæ, ¿e w po³¹czeniu z innym ele-mentem, którego czas i zakres dzia³ania nie stworzy synergii, w konsekwencji te¿ nie daje pozytywnego wyni-ku. W zdecydowanej wiêkszoœci basenów sedymentacyj-nych Polski s¹ prowadzone poszukiwania naftowe. Iloœæ obecnych informacji geologicznych jest ju¿ doœæ du¿a, w zwi¹zku z czym dokonano poni¿ej oceny ich potencja³u naftowego. Warto jednak zwróciæ uwagê na wspó³zale¿noœci pomiêdzy elementami systemu naftowego, ¿eby z jednej strony ustrzec siê niepotrzebnych kosztów prac poszuki-wawczych, a z drugiej – ewentualnie poszerzyæ zakres poszukiwañ i nowych koncepcji, których podstaw¹ s¹ wyniki otrzymane z analizy krytycznych elementów syste-mów naftowych.

BASEN POLSKI

Basen polski to nagromadzenie osadów g³ównie perm-sko-mezozoicznych na Ni¿u Polskim (Dadlez, 1989; Karn-kowski, 2000). Tworzenie tego basenu rozpoczê³o siê w koñcu karbonu i trwa³o do prze³omu kredy i paleogenu, kiedy w wyniku ruchów laramijskich nast¹pi³a w wiêkszej czêœci basenu inwersja. Powsta³e wtedy du¿e jednostki geologiczne (antyklinoria, synklinoria i monoklina przed-sudecka) tworz¹ g³ówne jednostki tektoniczne Ni¿u Pol-skiego. G³ównymi poziomami, w których wystêpuj¹ z³o¿a wêglowodorów, s¹: przystropowa czêœæ czerwonego sp¹gowca, wapieñ cechsztyñski i utwory wêglanowe dolo-mitu g³ównego (Karnkowski, 2007). Pod³o¿e basenu perm-skiego na Pomorzu Zachodnim stanowi¹ g³ównie utwory karbonu górnego, które wchodz¹ w sk³ad pod³o¿a platfor-my epikaledoñskiej. Na pozosta³ym obszarze w pod³o¿u permu wystêpuj¹ waryscydy. Ska³ami macierzystymi s¹ wiêc zarówno sfa³dowane i silnie zdiagenezowane utwory pod³o¿a waryscyjskiego, jak i platformowe utwory siliko-klastyczne o s³abym stopniu zaburzenia tektonicznego i stosunkowo s³abo zdiagenezowane. Informacja o rodzaju ska³ macierzystych (iloœæ i jakoœæ materii organicznej) powinna pomóc w okreœlaniu stref gazonoœnych (Kotarba i in., 2014). Okazuje siê jednak, ¿e najistotniejszym czynni-kiem w przypadku ska³ macierzystych jest ich historia ter-miczna. W wiêkszoœci przypadków w cyklu termicznym temperatury osi¹ga³y i przekracza³y granicê gazu suchego. W gazach Ni¿u Polskiego jest stosunkowo du¿o azotu, któ-ry mo¿e pochodziæ z wysokotemperaturowego rozk³adu celulozy, a nawet z procesów nieorganicznych. Jakoœæ

gazu ziemnego jest wiêc uwarunkowana nie tylko jakoœci¹ i iloœci¹ materii organicznej, ale równie¿ przeobra¿eniem tej materii w zale¿noœci od historii termicznej poszczegól-nych stref generacyjposzczegól-nych. Dobrym przyk³adem jest zatem po³udniowa monoklina przedsudecka, gdzie zawartoœæ azotu w gazie ziemnym czêsto przekracza 50%. Ten ano-malny sk³ad gazujest zwi¹zany z histori¹ rozwoju basenu polskiego, gdzie w jego po³udniowo-zachodniej czêœci w permie i starszym mezozoiku rozwija³a siê szeroka strefa ryftowa z wysokim strumieniem cieplnym (Karnkowski, 1999). Wysokie zawartoœci azotu w gazach Pomorza Zachodniego to z kolei efekt silnego podgrzania w karbo-nie (Karnkowski, 1996). W permie wartoœci strumienia cieplnego by³y zbli¿one do wspó³czesnych. Omawiany powy¿ej przypadek to interakcja ska³y macierzystej i histo-rii termicznej. Krytycznym elementem jest okreœlenie maksymalnych temperatur w przemianie kerogenu w gaz. Dotychczasowe wyniki pokazuj¹, ¿e poza monoklin¹ przedsudeck¹ i Pomorzem Zachodnim w karbonie i/lub w permie nie wystêpowa³y anomalnie wysokie temperatury, którym by³y poddane ska³y macierzyste. Z tego punktu widzenia ca³a centralna czêœæ basenu polskiego powinna mieæ korzystne parametry sk³adu gazu ziemnego (Karn-kowski, 2007).

Ska³ami uszczelniaj¹cymi dla gazów w utworach kar-boñskich, dolnopermskich i w wapieniu cechsztyñskim s¹ ewaporaty cechsztyñskie (Wagner, 1988). Jest to uszczel-nienie o zasiêgu regionalnym i obejmuje praktycznie ca³y Ni¿ Polski. Zatem, pomimo ¿e mamy a¿ trzy ró¿ne pozio-my ska³ zbiornikowych, w istocie nale¿¹ one do tego same-go systemu naftowesame-go: te same ska³y macierzyste i takie samo uszczelnienie pu³apek. Z punktu widzenia geochemii procesów z³o¿otwórczych krytyczne elementy bêd¹ takie same. Jednak same pu³apki, ich forma, geneza i czas powstawania s¹ ju¿ obiektem odrêbnych badañ i osobnej oceny. Na monoklinie przedsudeckiej wapieñ cechsztyñski wystêpuje w formie rozleg³ej platformy wêglanowej. Na wale wolsztyñskim wapieñ cechsztyñski (Ca1) tworzy tyl-ko odosobnione biohermy o mi¹¿szoœci do kilkudziesiêciu metrów. Biohermy te nierzadko rozwinê³y siê wiêc wprost na waryscyjskim pod³o¿u lub na permskich wulkanitach, ale cechy geochemiczne gazów s¹ identyczne jak w czer-wonym sp¹gowcu. Hydrauliczna ³¹cznoœæ pomiêdzy wapieniami cechsztyñskimi i ska³ami klastycznymi w przystropowej czêœci czerwonego sp¹gowca jest bardzo dobra i gaz migruje do najwy¿szego punktu pu³apki z³o¿owej (niezale¿nie od litofacji), a¿ do uszczelnienia ewaporatami cechsztyñskimi.

W przystropowej czêœci czerwonego sp¹gowca w base-nie permskim tylko w pewnym zakresie przestrzennym wystêpuj¹ ska³y zbiornikowe (formacja piaskowców z Sie-kierek) (ryc. 1). Ich w³aœciwoœci petrofizyczne s¹ zmienne i to do tego stopnia, ¿e niekiedy maj¹ stosunkowo dobr¹ porowatoœæ, ale bardzo s³ab¹ przepuszczalnoœæ (przypadek rejonu Siekierek ko³o Poznania). O ile ogólnie uwa¿a siê, ¿e eoliczne piaskowce czerwonego sp¹gowca s¹ dobrymi ska³ami zbiornikowymi, to jednak w pewnych przypad-kach s³aba przepuszczalnoœæ eliminuje te ska³y z zakresu konwencjonalnych ska³ zbiornikowych i plasuje w obsza-rze tight gas. A to ju¿ jest inne zagadnienie poszukiwacze i eksploatacyjne. Krytyczny element kryje siê we w³aœci-wym rozpoznaniu (rozdzieleniu) ska³ zbiornikowych od

ska³ typu tight gas. Wiêkszoœæ pu³apek w utworach czer-wonego sp¹gowca basenu permskiego to pu³apki struktu-ralne, choæ i inne typy powinny byæ brane pod uwagê (Karnkowski i in., 1997a, b).

W lokalnej ocenie struktury nie bierze siê pod uwagê zamkniêcia krytycznego pu³apki, które decyduje o zatrzy-maniu wêglowodorów w jej obrêbie. Je¿eli k¹t regional-nego nachylenia powierzchni stropowej czerworegional-nego sp¹gowca jest stosunkowo du¿y, to pu³apka musi mieæ odpowiednio du¿a amplitudê. Zachodnia monoklina przed-sudecka (na zachód od strefy dyslokacyjnej Poznañ–Oleœ-nica) w poziomie dolnego permu ma nachylenie oko³o 1° na N, a na wschód od tej strefy oko³o 2°. To powoduje, ¿e minimalna amplituda dla struktur na monoklinie o nachyle-niu 1 wynosi 15–20 m, a przy 2° – ju¿ dwukrotnie wiêcej. Regionalne aspekty tektonicznych uwarunkowañ postawa-nia pu³apek w tym przypadku musz¹ byæ brane pod uwagê i stanowi¹ krytyczny element systemu naftowego z³ó¿ gazu ziemnego w czerwonym sp¹gowcu (Karnkowski, 1985).

Uszczelnienie cechsztyñskie nie jest jedynym w ba-senie dolnopermskim, które ma znaczenie regionalne (ryc. 1). W centralnej jego czêœci wystêpuje formacja i³owców z Pi³y, w której (w jej dolnej czêœci) notuje siê mi¹¿sze wk³adki piaskowców eolicznych lub aluwialnych. Jest to zatem system naftowy analogiczny do systemu wystê-puj¹cego w tym samym basenie sedymentacyjnym na tere-nie Niemiec i Holandii. Najwiêksze z³o¿e gazu ziemnego w Europie – Groningen (2,5 bln m3

gazu) – jest uszczelnio-ne nie ewaporatami cechsztyñskimi, a i³owcami czerwouszczelnio-nego sp¹gowca (formacja Silverpit). Wiele przes³anek wskazuje na to, ¿e i w Polsce mo¿e byæ podobna sytuacja. Krytycz-nym elementem jest pu³apka, która musi byæ stosunkowo du¿a (50–200 mld m3

gazu) ze wzglêdu na koszty udostêp-niania z³o¿a, które nie bêdzie znajdowa³o siê p³ycej ni¿ 5000 m poni¿ej poziomu terenu. Dobrym przyk³adem dla nas jest z³o¿e Sohlingen w Niemczech, które odpowiada powy¿szym kryteriom. Szkoda, ¿e wiercenie Kutno-2 nie mog³o potwierdziæ profilu czerwonego sp¹gowca poni¿ej dopuszczalnego w projekcie interwa³u, gdy¿ wyniki tech-niczne wiercenia w jego ostatniej fazie (bardzo wysokie ciœnienie gazu) daj¹ asumpt do dalszego zajmowania siê poszukiwaniami w utworach formacji i³owców z Pi³y, gdzie pod uszczelnieniem ilastym gaz mo¿e byæ w piaskowcach eolicznych/aluwialnych, w wulkanitach, a nawet w spêka-nym pod³o¿u waryscyjskim. Tych elementów krytycznych w omawianym przypadku jest kilka (du¿a pu³apka, du¿a g³êbokoœæ, niepewnoœæ wystêpowania ska³ zbiorniko-wych, czas tworzenia siê pu³apki – przed lub pomigracyj-ny), jednak to wyzwanie do pokonania (ryc. 1).

Dolomit g³ówny (Ca2) stanowi prawie zamkniêty uk³ad systemu naftowego: ska³y macierzyste i zbiornikowe s¹ praktycznie te same, a ze ska³ macierzystych generuje z regu³y ropa naftowa, która kumuluje siê w porowatych utworach biohermalnych bariery wêglanowej. Gazowe i ciek³e wêglowodory wystêpuj¹ce w obrêbie utworów dolomitu g³ównego (Ca2) maj¹ wyraŸn¹ charakterystykê geochemiczn¹, która pozwala na odró¿nianie ich od wêglo-wodorów pochodz¹cych z karbonu lub innych utworów permskich. G³ówny typ materii organicznej, z której powsta³y wêglowodory w obrêbie dolomitu g³ównego (Ca2), ma pochodzenie mikrobialne (S³owakiewicz &

G¹siewicz, 2013). Mamy zatem dobrze zdefiniowany zespó³ ska³ i procesów z³o¿otwórczych. Krytycznym ele-mentem jest tutaj przebieg tych procesów w funkcji historii termicznej. Modelowania geologiczne w powi¹zaniu z ba-daniami geochemicznymi pokazuj¹, ¿e na obszarze mono-kliny przedsudeckiej ju¿ w koñcu jury wyst¹pi³y warunki do generacji wêglowodorów zbli¿one do dzisiejszych (Karnkowski, 2000). Inwersja obszaru basenu sedymenta-cyjnego na monoklinie przedsudeckiej z koñcem jury zatrzyma³a procesy generacyjne wêglowodorów. W okre-sie kredy (szczególnie kredy póŸnej) nie wyst¹pi³y warunki pogr¹¿enia przewy¿szaj¹ce te, osi¹gniête w koñcu jury. Trochê inaczej jest na Pomorzu Zachodnim, gdzie w okre-sie kredowym wyst¹pi³a g³ówna faza generacyjna, która trwa a¿ do dziœ. W ocenie systemu naftowego dolomitu g³ównego (Ca2) krytycznym elementem jest interakcja pomiêdzy fazami generacyjnymi ropy naftowej, a odpo-wiednimi warunkami petrologiczno-sedymentacyjno-geo-chemicznymi. Czêœæ dobrze wykszta³conych barier wêgla-nowych na granicy Pomorza Wschodniego i Zachodniego zawiera materiê organiczn¹ do generowania wêglowodo-rów. Zmiany warunków strukturalnych w obrêbie poszcze-gólnych elementów z³o¿owych w dolomicie g³ównym decyduj¹ o migracji wtórnej i ostatecznym nape³nieniu oraz zachowaniu z³o¿a w pu³apce. Tylko poprzez modelowania geologiczne i analizê zmiany uk³adów strukturalnych mo¿na w pe³ni oceniæ krytyczne elementy dolomitu g³ównego (Ca2) (ryc. 2).

Mezozoik basenu polskiego stanowi³ wyzwanie dla poszukiwañ naftowych ju¿ w okresie miêdzywojennym. Przez prawie piêædziesi¹t lat, po drugiej wojnie œwiatowej, wracano do tego zagadnienia z ró¿nym natê¿eniem. Nie-stety nie uda³o siê odkryæ ¿adnych z³ó¿ wêglowodorów. Jednak nawet po roku 2000 pojawia³y siê firmy, które otrzyma³y koncesje na poszukiwanie w utworach mezozo-icznych Ni¿u Polskiego. Istnieje wiele przes³anek, które sk³aniaj¹ do podjêcia ryzyka, ale istotne s¹ tutaj krytyczne elementy mezozoicznego systemu naftowego basenu pol-skiego. Pierwszym z nich jest brak uszczelnienia regional-nego. Potencjalne z³o¿a wystêpowa³yby w utworach jury górnej, a zatem uszczelnienie musi byæ górnojurajskie lub kredowe. Niestety, nie mo¿na wskazaæ, z punktu widzenia regionalnego, takiego uszczelnienia. Badania geochemicz-ne i modelowania geologiczgeochemicz-ne wskazuj¹, ¿e tylko obszar Kujaw i czêœæ synklinorium ³ódzkiego mog¹ byæ rozpatry-wane jako potencjalny obszar poszukiwañ. Uzyskane tam objawy wêglowodorów s¹ zachêcaj¹ce. Wszystkie poten-cjalne pu³apki (antykliny) zosta³y nawiercone, ale nigdzie nie uzyskano przyp³ywów przemys³owych. Autor (PHK) uwa¿a, ¿e nale¿y zwróciæ uwagê na mo¿liwoœæ powstawa-nia gazów niskotemperaturowych (jak w zapadlisku przed-karpackim) i kumulowania siê ich w pu³apkach litofa-cjalnych (stratygraficznych). Taki punkt widzenia przenosi spojrzenie na zupe³nie inny element krytyczny, który dotychczas nie by³ brany pod uwagê w poszukiwaniach w mezozoiku Ni¿u Polskiego.

KARPATY

System naftowy Karpat jest wyj¹tkowo skomplikowa-ny, tak jak wszystkich obszarów orogenicznych bêd¹cych przedmiotem poszukiwañ z³ó¿ wêglowodorów

(Kuœmie-Ryc. 1. Systemy naftowe czerwonego sp¹gowca w basenie polskim (system formacji piaskowców z Siekierek i system formacji i³owców z Pi³y): A – schemat litostratygraficzny czerwonego sp¹gowca z zaznaczeniem ska³ zbiornikowych i ska³ uszczelniaj¹cych obu systemów, pozosta³e czynniki systemu naftowego s¹ dla obu przypadków podobne; B – obszar wystêpowania formacji piaskowców z Siekierek i formacji i³owców z Pi³y

Fig. 1. Rotliegend Petroleum systems in the Polish Basin (system of the Siekierki Sandstone Formation and system of the Pi³a Claystone Formation): A – lithostratigraphy of Rotliegend with marked reservoir and seal rocks for both systems, other factors for the both cases are similar; B – area of the Siekierki Sandstone and Pi³a Claystone Formations

rek, 1990). Niejednokrotnie z akumulacj¹ wêglowodorów wystêpuj¹cych w ró¿nych strukturach fa³dowych w Karpa-tach Zewnêtrznych nasuwa siê pytanie o Ÿród³a zasilania rop zakumulowanych w jednostce œl¹skiej, skolskiej czy dukielskiej. Z³o¿a ropy naftowej w jednostce œl¹skiej wystêpuj¹ w piaskowcach istebniañskich, ciê¿kowickich, œródmenilitowych piaskowcach magdaleñskich i kroœnieñ-skich, a w jednostce dukielskiej – w piaskowcach cergow-skich. Niektóre akumulacje wêglowodorów w jednostce dukielskiej (dukielsko-michowskiej) wi¹¿¹ siê równie¿ z mocno spêkanymi seriami ³upkowymi, tzw. warstwami grybowskimi (Karnkowski, 2007). W jednostce skolskiej wiêkszoœæ z³ó¿ ropy naftowej wystêpuje w piaskowcach œródmenilitowych-kliwskich.

Jednym z wa¿niejszych elementów systemu naftowego, którego rozpoznanie ma ogromne znaczenie w poprawnej jego interpretacji, obok ska³ macierzystych, zbiorniko-wych i uszczelniaj¹cych, jest system migracji, który w pasach fa³dowo-nasuwczych ma charakter rozproszonej migracji (Al-Ameri i in., 2009; Mann i in., 1997). Dysper-sja wêglowodorów i ich akumulacja s¹ uzale¿nione od

architektury litofacji oraz ich stylu tektonicznego. Zjawi-ska zaburzaj¹ce te elementy nie sprzyjaj¹ formowaniu siê d³ugich stref migracji. W takich uk³adach geologicznych dominuj¹ relatywnie krótkie, pionowe i boczne drogi migracji. Dodatkowo wystêpuje problem remigracji pod-czas póŸniejszych ruchów tektonicznych i reaktywacji lub tworzenia nowych uskoków (Kisielow & Wdowiarz, 1967). Obecnie wiadomo jest, ¿e niektóre z³o¿a w karpackich jed-nostkach tektonicznych zosta³y zdegradowane, a czêœæ z nich zosta³a powtórnie dope³niona. Dowodem na wystêpowanie takich zjawisk s¹ wyniki badañ sk³adu molekularnego rop naftowych, zw³aszcza w zakresie niskocz¹steczkowych sk³adników, które wyraŸnie wskazuj¹ na obecnoœæ rop pochodz¹cych przynajmniej z dwóch epizodów nape³nia-nia (Matyasik i in., 2000). W celu oceny charakteru geo-chemicznego rop naftowych wykonano wiele badañ biomarkerów, które pozwalaj¹ poznaæ genezê z³ó¿. Tam gdzie by³o to mo¿liwe z uwagi na dostêpnoœæ rdzeni b¹dŸ reprezentatywnych próbek pochodz¹cych z ods³oniêæ powierzchniowych wykonywano badania genetyczne dla potencjalnych ska³ macierzystych.

Ryc. 2. Wspó³zale¿noœæ stref dojrza³oœci materii organicznej w utworach dolomitu g³ównego w basenie polskim na tle wystêpowania platformy wêglanowej Ca2, jako potencjalnej pu³apki wygenerowanych wêglowodorów (wg Karnkowskiego, 2000; zmienione) Fig. 2. Interdependence zones maturity of organic matter in the Main Dolomite (Ca2) in the Polish Basin and Ca2 carbonate platform, as a potential trap for generated hydrocarbons (after Karnkowski, 2000; modified)

Pierwsz¹ i zasadnicz¹ trudnoœci¹ w ustalaniu elemen-tów krytycznych systemu naftowego Karpat jest odtworze-nie pierwotnych ram basenów sedymentacyjnych, których osady sta³y siê czêœciami orogenu wyró¿nianymi jako p³aszczowiny. Jednostki tektoniczne tej rangi w istocie s¹ wydzielane na podstawie cech sedymentologicznych i stra-tygraficznych. W skomplikowanej mozaice jednostek tek-tonicznych buduj¹cych orogen elementami porz¹dkuj¹-cymi s¹ pierwotne warunki sedymentacji w okreœlonych subbasenach. Dziêki temu ustalanie relacji pomiêdzy ska³ami macierzystymi a ska³ami zbiornikowymi jest wprawdzie nadal trudne, ale dziêki zasadzie superpozycji mo¿liwe do przeœledzenia w analizie ewolucji strukturalnej p³aszczowin. Du¿o trudniej jest ustaliæ historiê pogrzeba-nia osadów i ich historiê termiczn¹. Dodatkowo, sam pro-ces tektonizacji osadów „przedp³aszczowinowych” z regu³y nie da siê odtworzyæ z du¿¹ doz¹ prawdopodobieñstwa ze wzglêdu na d³ug¹ drogê transportu tektonicznego osadów karpackich i zwi¹zanych z nimi procesów hydrotermal-nych, czy nawet wulkaniczhydrotermal-nych, oraz istnienie skompliko-wanej mozaiki zró¿nicowanych stref strumienia cieplnego w czasie i przestrzeni. St¹d mamy takie paradoksalne przy-padki, ¿e z³o¿a ropy naftowej wystêpuj¹ w rejonach, gdzie w ich otoczeniu dojrza³oœæ materii organicznej nie osi¹gnê³a nawet wstêpnej fazy generacji wêglowodorów p³ynnych.

W Karpatach, tak jak i w innych obszarach orogenicz-nych, du¿¹ rolê odgrywaj¹ obserwacje powierzchniowe wysiêków ropy naftowej oraz œlady wêglowodorów w rdzeniach wiertniczych. Krytycznymi elementami karpac-kiego systemu naftowego jest wiele czynników, które bar-dzo trudno uj¹æ w zespó³ jasnookreœlonych regu³. Dopóki nie sprawdzimy wiêkszoœci antyklin pod k¹tem mo¿liwo-œci wystêpowania z³ó¿ wêglowodorów, to zawsze istnieje szansa na odkrycie z³o¿a. Migracje wêglowodorów mo¿li-we s¹ nie tylko z bezpoœrednich uk³adów ska³a macierzy-sta–ska³a zbiornikowa, ale mo¿liwa jest migracja na wiêksze odleg³oœci w z³o¿onym systemie tektonicznym orogenu, nie mówi¹c o prawdopodobieñstwie migracji z pod³o¿a Karpat (Karnkowski & Ozimkowski, 1998). Dziœ ju¿ wiemy, ¿e g³êbsze partie orogenu karpackiego maj¹ inny styl budowy: s¹ bardziej po³ogie i mniej stektonizo-wane. W ich obrêbie mog¹ wystêpowaæ wielopromienne antykliny, zupe³nie nieznane w p³ytszym piêtrze struktural-nym. Akumulacje wêglowodorów mog¹ wiêc wystêpowaæ w tych du¿ych, po³ogich antyklinach, ale dolne piêtro strukturalne mo¿e byæ Ÿród³em dla wêglowodorów gro-madz¹cych siê w w¹skopromiennych antyklinach (Picha, 1996; Curtis, 2004; Cooper, 2007), tak dobrze rozpozna-nych dziêki licznym wierceniom w Karpatach wykonywa-nych ju¿ od XIX w. Dopiero dzisiaj, dziêki postêpowi w badaniach geofizycznych i g³êbokim wierceniom, zaczy-namy dostrzegaæ szansê na „drug¹ m³odoœæ” poszukiwañ karpackich. To samo dotyczy pod³o¿a Karpat rozumianego jako platformowe osady mezozoiczno-paleo- zoiczne, na które zosta³ nasuniêty orogen karpacki.

ZAPADLISKO PRZEDKARPACKIE

Dotychczasowe prace geologiczne prowadzone w utworach miocenu koncentrowa³y siê g³ównie na jego per-spektywicznoœci pod wzglêdem zasobów gazu. Odkryte

liczne z³o¿a gazowe potwierdza³y celowoœæ takich dzia³añ. W wielu odwiertach oprócz objawów gazu o sk³adzie odpowiadaj¹cym gazom biogenicznym coraz czêœciej w profilach odwiertów, gdzie miocen zalega na wiêkszych g³êbokoœciach (poni¿ej 2000 m), wystêpuj¹ objawy gazu tzw. mokrego i objawy gazoliny lub nawet ropy. Zatem mo¿na przypuszczaæ, ¿e wêglowodory te mog¹ byæ pro-duktem generacji z osadów mioceñskich, które znalaz³y siê na takiej g³êbokoœci, gdzie mo¿liwa by³a generacja we wczesnym etapie przeobra¿eñ termokatalitycznych. Na tym etapie s¹ produkowane zarówno wêglowodory typu gazowego, jak i niewielkie iloœci ropy. Ta iloœæ jest œciœle zwi¹zana z typem obecnego kerogenu. Przeprowadzone dotychczas badania geochemiczne dla utworów miocenu w rejonie rowu Wielkich Oczu sugerowa³y istnienie ska³ macierzystych mog¹cych byæ Ÿród³em generacji tak¿e wêglowodorów ciek³ych (Za³azie, Ryszkowa Wola-7, Miêkisz Nowy).

W pó³nocno-wschodniej czêœci zapadliska przedkar-packiego, pomiêdzy stref¹ Lubaczowa i struktur¹ tekto-niczn¹ zwan¹ Ryszkow¹ Wol¹ (ryc. 3), w rejonie Luba-czowa odkryto wiele z³ó¿ gazu ziemnego w utworach mio-cenu. Znane te¿ s¹ objawy ropy naftowej w utworach juraj-skich w rejonie Lubaczowa, Opaki oraz w utworach miocenu w Za³aziu-2 czy w odwiercie Ryszkowa Wola-7, Miêkisz Nowy-3, Korzenica-1.

W budowie geologicznej tego obszaru zarysowuje siê charakterystyczna cecha zalegania utworów miocenu wprost na utworach kambru lub prekambru. W rejonie Lubaczowa pod utworami miocenu wystêpuj¹ utwory jurajskie, których mi¹¿szoœæ ocenia siê na 800 m (ryc. 3). W rowie Wielkich Oczu stwierdzono ska³y macierzyste (baden œrodkowy i górny, 2385–2412, o mi¹¿szoœci efek-tywnej 15 m i zawartoœci TOC od 0,8 do 2,03%, zawie-raj¹ce II typ kerogenu (HI w zakresie od 208 do 438 mg HC/g TOC przy dojrza³oœci termicznej w skali Tmaxod

424 do 429°C; S³oczyñski i in., 2006). Ska³ami zbiorniko-wymi s¹ piaskowce badenu w depocentrum rowu i pu³apki strukturalne zwi¹zane ze stref¹ uskokow¹ Wielkich Oczu. Po osadzeniu siê utworów sarmatu pogr¹¿enie osi¹gnê³o g³êbokoœæ 2600 m, w wyniku czego nast¹pi³o podgrzanie osadów do temperatury 120°C, co spowodowa³o osi¹gniê-cie przez nich progu dojrza³oœci termicznej (RO> 0,6%)

i wejœcie w g³ówn¹ fazê generowania wêglowodorów. Poziom transformacji kerogenu (II typu) osi¹gn¹³ prawie 30%, a proces generowania wêglowodorów rozpocz¹³ siê pod koniec sarmatu górnego, tj. oko³o 12 mln lat temu (przy pogr¹¿eniu ska³ macierzystych na g³êbokoœæ ok. 2600 m) i trwa do czasów obecnych. Obliczona generacja z tej warstwy o 15-metrowej mi¹¿szoœci wynosi ok. 120 kg HC/m2

powierzchni strukturalnej. Wyniki modelo-wania wskazuj¹, ¿e osady te nie osi¹gnê³y zak³adanego minimalnego 30-procentowego progu nasycenia wêglowo-dorami, którego przekroczenie warunkuje zapocz¹tkowa-nie procesów ekspulsji (Matyasik i in., 2008).

Zjawisko generowania rop okreœlanych jako niedoj-rza³e jest znane w wielu basenach naftowych na œwiecie. Dotychczas brak jest dok³adnego wyjaœnienia, jakie czyn-niki maj¹ najwiêksze znaczenie dla wczesnej generacji rop naftowych i jak przebiegaj¹ takie procesy. Samo zjawisko jest o tyle interesuj¹ce, ¿e stwarza mo¿liwoœci poszuki-wawcze w p³ytkich horyzontach. Warstwy bogate w

sub-stancjê organiczn¹ typu algowego, gdzie TOC osi¹ga wartoœci powy¿ej 2%, a zawartoœæ rozpuszczalnej substan-cji organicznej jest doœæ znaczna, mog¹ byæ szczególnie sprzyjaj¹ce dla przebiegu procesów wczesnej generacji.

Ropy generowane we wczesnym etapie ewolucji ter-micznej osadów wykazuj¹ pewne charakterystyczne cechy nie tylko pod wzglêdem parametrów makroskopowych, ale równie¿ w sk³adzie molekularnym. Wa¿ne jest zatem roz-poznanie takich rop poprzez szczegó³ow¹ analizê jak naj-wiêkszej iloœci parametrów, zw³aszcza tych, które w sposób bezpoœredni lub poœredni œwiadcz¹ o dojrza³oœci termicznej, i równoczesne uwzglêdnienie mo¿liwoœci wp³ywu charakteru œrodowiska i typu facjalnego na wiel-koœci tych parametrów. Poznanie i udokumentowanie zja-wiska wczeœniejszej generacji rop stwarza nadziejê na celowoœæ poszukiwania z³ó¿ w horyzontach o ni¿szym re¿imie temperaturowo-czasowym.

W systemie naftowym zapadliska przedkarpackiego szcze-góln¹ rolê odgrywa historia termiczna, a w³aœciwie brak jej wp³ywu na wystêpowanie z³ó¿ gazu ziemnego w utworach miocenu (Kotarba & Peryt, 2001). Gaz ziemny w zapadli-sku przedkarpackim ma bowiem genezê niskotemperatu-row¹, biogeniczn¹ i utworzy³ siê w temperaturze poni¿ej 60°C (Kotarba, 2011). Elementami krytycznymi w syste-mie naftowym mioceñskich osadów zapadliska przedkar-packiego s¹ same pu³apki gazu, które mog¹ mieæ bardzo ró¿norodny charakter: strukturalny, stratygraficzny, litofa-cjalny, a w ka¿dym z tych g³ównych typów jeszcze wiele odmian (Jawor, 1983; Zubrzycki, 1986; Po³towicz, 1997; Porêbski, 1999; Krzywiec i in., 2004; Pietsch i in., 2007; Marzec i in., 2014). Wspó³zale¿noœæ pomiêdzy odpowied-ni¹ ska³¹ zbiornikow¹ i pu³apk¹, pamiêtaj¹c, ¿e zawsze

mamy do czynienia z uk³adami wielowarstwowymi (Myœliwiec i in., 2004; Pietsch i in., 2007; Marzec i in., 2014), jest najtrudniejszym (krytycznym) elementem sys-temu naftowego w mioceñskim zapadlisku przedkar-packim.

W pod³o¿u zapadliska, w niektórych miejscach, wystê-puj¹ staropaleozoiczne i/lub mezozoiczne ska³y macierzy-ste. Z nich wygenerowa³a ropa naftowa znana w takich z³o¿ach jak Nosówka czy Grobla. Chocia¿ wiek ska³ zbior-nikowych jest ró¿ny, to w istocie mamy do czynienia z po-dobnymi systemami naftowymi (Wiêc³aw, 2011; Kotarba, 2012; Kosakowski & Wróbel, 2012). Ten fakt nabiera szczególnego znaczenia w œwietle poszukiwañ w g³êbokim piêtrze strukturalnym Karpat oraz pod Karpatami (Picha, 1996). Tutaj mog¹ siê kryæ jeszcze znaczne niespodzianki.

BASEN LUBELSKI

Odkryte dotychczas w tym basenie z³o¿a wêglowodo-rów wystêpuj¹ w utworach dewonu i karbonu (Karnkow-ski, 1999). Wieloetapowy rozwój basenu lubelskiego umo¿liwi³ powstanie z³ó¿ ropy naftowej w ró¿nych forma-cjach m³odopaleozoicznych (bez permu), ale jednoczeœnie spowodowa³ wiele komplikacji, np. z³o¿a gazu wystê-puj¹ce powy¿ej z³ó¿ ropy naftowej (karboñskie), których Ÿród³em by³y ska³y dewoñskie (Matyasik, 1998). Pomimo platformowego charakteru sedymentacji dewoñsko-karboñ-skiej stopieñ tektonizacji obszaru jest stosunkowo du¿y (Narkiewicz i in., 1998; Krzywiec & Narkiewicz, 2003). Historia termiczna tego basenu wskazuje, ¿e tylko w jego centralnej czêœci istnia³y warunki do generowania wêglowodorów (Burzewski i in., 1998; Grotek i in., 1998;

Ryc. 3. Przekrój geologiczny przez g³êbsz¹ czêœæ zapadliska przedkarpackiego w rejonie Wielkich Oczu z zaznaczeniem potencjalnych stref generacyjnych ropy naftowej, pu³apek i ska³ zbiornikowych (Porêbski & Matyasik – niepublikowane)

Fig. 3. Geological cross-section in deeper part of the Carpathian Foredeep, Wielkie Oczy region, with marked hydrocarbon generation zones, reservoirs and traps (after Porêbski & Matyasik – unpublished)

Botor i in., 2002; Karnkowski, 2003). Krytycznymi ele-mentami systemu naftowego basenu lubelskiego jest inte-rakcja pomiêdzy jego histori¹ termiczn¹, silnym zró¿nicowaniem litofacjalnym osadów i ich ewolucj¹ strukturaln¹ w okresie dewon–perm (ryc. 4). Wszystkie wymienione elementy wspó³wystêpuj¹ na stosunkowo nie-wielkim terenie i w skali kilku kilometrów mo¿e wystêpo-waæ znacz¹ca zmiennoœæ w stosunku do przewidywanych warunków geologicznych.

BASEN BA£TYCKI

Cech¹ szczególn¹ z³ó¿ wêglowodorów w basenie ba³tyckim jest relacja ska³ macierzystych do pu³apek wêglowodorów. Pu³apki to zwykle po³ogie antykliny ogra-niczone z jednej strony uskokiem, gdzie ska³¹ zbiornikow¹ s¹ piaskowce œrodkowego kambru (Karnkowski, 1999; Schleicher i in. 1998; Weil, 1990). Ska³ami macierzystymi s¹ utwory ordowiku, syluru dolnego i czasami kambru gór-nego (Grotek, 2009). Ska³y zbiornikowe s¹ powy¿ej ska³ macierzystych, ale w przypadku antyklin przeciêtych uskokiem ska³y macierzyste znajduj¹ siê w skrzydle zrzu-conym, sk¹d wêglowodory migruj¹ wzd³u¿ uskoku do pu³apki antyklinalnej. W kierunku zachodnim w³aœciwoœci zbiornikowe ska³ œrodkowokambryjskich znacznie siê po-garszaj¹ poni¿ej 3000 m g³êbokoœci (Swadowska & Sikor-ska, 1998; Jaworowski, 2000; Semyrka i in., 2010). Z dru-giej strony s¹ tutaj lepsze warunki do generacji gazu ziemnego. Sama strefa okna ropnego nie jest zbyt szeroka w polskiej strefie basenu ba³tyckiego (ryc. 5) i w obszarze l¹dowym wynosi zaledwie 20–30 km, ale w morskim ta szerokoœæ wzrasta do 50 km (Karnkowski, 2010). Krytycz-nym elementem systemu naftowego polskiej czêœci basenu ba³tyckiego jest zatem interakcja g³êbokoœci zalegania ska³ macierzystych i zbiornikowych z wystêpowaniem odpo-wiedniej pu³apki z³o¿owej.

Po przeanalizowaniu w³aœciwoœci geochemicznych najlepszych poziomów macierzystych (kambr górny, ordo-wik, sylur dolny) mo¿na oceniæ, ¿e najwy¿sze iloœci wêglo-wodorów zosta³y wygenerowane z utworów landoweru oraz kambru górnego. Oba te poziomy wykazuj¹ obecnoœæ II typu kerogenu (ropotwórczego), ale ich nieco zró¿nico-wane cechy genetyczne wp³ywaj¹ na ró¿ne zdolnoœci gene-racji wêglowodorów, zarówno w sensie iloœciowym, jak i jakoœciowym (Karczewska i in., 2010).

Przebieg procesów generowania i ekspulsji wêglowo-dorów w strefie basenu ba³tyckiego by³ determinowany podgrzaniem ska³ macierzystych, co jest wynikiem ich maksymalnego pogr¹¿enia na skutek intensywnej subsy-dencji w sylurze i dewonie oraz przyrostem wartoœci stru-mienia cieplnego, którego apogeum przypada³o na prze-³om karbonu i permu (Karnkowski, 1996). Najwczeœniej procesy generacji wêglowodorów rozpoczê³y siê w po-³udniowo-zachodniej czêœci tego rejonu, gdy pod koniec syluru ska³y macierzyste osi¹gnê³y pogr¹¿enie 2000–2200 m i z biegiem czasu geologicznego g³ówna faza „okna rop-nego” przesuwa³a siê w kierunku pó³nocnym, gdzie pogr¹¿enie ich by³o mniejsze.

Wydajnoœæ generacji zale¿na jest od wielu czynników: zasobnoœci w materiê organiczn¹ (TOC), potencja³u wêglowodorowego kerogenu (HI), jego stopnia transfor-macji oraz mi¹¿szoœci efektywnej poziomów

macierzys-tych. Generacja du¿ych iloœci wêglowodorów jest udzia³em g³ównie warstw macierzystych syluru dolnego i kambru górnego, których mi¹¿szoœæ chocia¿ rzadko prze-kracza 20 m, to posiadaj¹ one na tyle wysoki potencja³ generacyjny, ¿e wygenerowane z nich wêglowodory stano-wi¹ 85% ca³oœci zasobów. Utwory macierzyste ordowiku (karadoku) wygenerowa³y tak¿e du¿e iloœci wêglowodo-rów. W strefach najwiêkszej wydajnoœci osi¹gaj¹ one do 1 mln THC/km2.

SHALE GAS

Pok³ady polskiego gazu z ³upków, wed³ug dotychcza-sowych publikacji, mog¹ znajdowaæ siê na terenie od wy-brze¿a miêdzy S³upskiem a Gdañskiem, w kierunku War-szawy, a¿ po Lublin i Zamoœæ. Takie rozprzestrzenienie zosta³o okreœlone na podstawie znajomoœci rozk³adu osa-dów sylurskich w basenie ba³tyckim i basenie lubelskim, które s¹ traktowane jako g³ówne potencjalne Ÿród³o dla gazu z ³upków. Zarówno w basenie lubelskim, jak i basenie ba³tyckim istniej¹ wiêc przes³anki do poszukiwania poten-cjalnych z³ó¿ gazu z ³upków. Prace poszukiwawcze podjê-te w Polsce (wiele firm polskich i zagranicznych) w latach 2007–2016 umo¿liwi³y wykonanie ponad 70 wierceñ dedykowanych tej tematyce. Oficjalny raport ma zostaæ przygotowany przez Pañstwowy Instytut Geologiczny – Pañstwowy Instytut Badawczy. Poszczególne firmy, zaan-ga¿owane w realizacjê tego projektu w Polsce, zawieszaj¹ jednak dzia³alnoœæ poszukiwawcz¹ w tym obszarze, nie podaj¹c konkretnych przyczyn takich decyzji. Niezale¿nie od powodów wstrzymuj¹cych obecnie aktywnoœæ firm w segmencie poszukiwañ z³ó¿ typu shale gas doœwiadczenia zebrane przez polskich geologów du¿o lepiej obrazuj¹ sto-pieñ z³o¿onoœci systemu naftowego z³ó¿ niekonwencjo-nalnych. System ten sk³ada siê z jeszcze wiêkszej liczby elementów krytycznych, jak np. podatnoœæ geomechanicz-na ska³ do szczelinowania, geomechanicz-naprê¿enia i spêkania w góro-tworze, anizotropia oœrodka skalnego poddawanego szczelinowaniu hydraulicznemu, iloœæ i jakoœæ materii organicznej oraz okreœlenie stopnia ekspulsji ju¿ wygene-rowanych wêglowodorów, jakoœæ i koszty wierceñ kierun-kowych i zabiegów intensyfikacyjnych (Hill i in., 2007). Dziœ ju¿ mo¿na próbowaæ dawaæ odpowiedŸ na pytanie o elementy krytyczne w systemie naftowym shale gas w basenie ba³tyckim i lubelskim, ale wynika to nie tylko z doœwiadczenia ostatniego dziesiêciolecia, lecz równie¿ wiedzy osi¹gniêtej na przestrzeni dziesi¹tków lat w w XX w., kiedy poszukiwano tam z³ó¿ konwencjonalnych. Ca³oœcio-wa ocena materia³ów wspó³czesnych i archiCa³oœcio-walnych poz-woli precyzyjniej okreœliæ elementy krytyczne systemu naftowego shale gas w ska³ach staropaleozoicznych w obszarach lubelskim i gdañskim.

PODSUMOWANIE I WNIOSKI

1. Postêp w naukach geologicznych, geofizycznych i wiertniczych w okresie ostatnich 30 lat wprowadzi³ do praktyki poszukiwania z³ó¿ wêglowodorów pojêcie syste-mu naftowego, rozumianego jako zespó³ czynników nie-zbêdnych do powstania i zachowania z³ó¿ ropy naftowej i gazu ziemnego.

®

Ryc. 5. Rozmieszczenie i wielkoœæ „okna ropnego” w wybranych formacjach dewoñsko-karboñskich w basenie lubelskim: A – rozk³ad temperatur w sp¹gu karbonu na prze³omie karbonu i permu, B – strefy dojrza³oœci materii organicznej w stropie namuru, C – strefy dojrza³oœci materii organicznej w sp¹gu karbonu/stropie dewonu, D – strefy dojrza³oœci materii organicznej w stropie eiflu (wg Karn-kowskiego, 2003; zmienione)

Fig. 5. Extent of “oil window” in the selected Devonian-Carboni-ferous formations in the Lublin Basin: A – CarboniDevonian-Carboni-ferous/Permian palaeotemperature map on the Carboniferous top surface, B – hydrocarbon zones on the top of Namurian, C – hydrocarbon zones on the Devonian-Carboniferous surface, D – hydrocarbon zones on the top of Eifelian (after Karnkowski, 2003; modified) Ryc. 4. Strefy generacyjne wêglowodorów w zachodniej czêœci basenu ba³tyckiego: A – rozmieszczenie stref dojrza³oœci materii organicznej w stropie kambru, B – przekrój geologiczny „S³upsk” z zaznaczonymi strefami dojrza³oœci materii organicznej, C – przekrój geologiczny „Gdañsk” z zaznaczonymi strefami dojrza-³oœci materii organicznej (wg Karnkowskiego i in., 2010; zmienione)

Fig. 4. Hydrocarbon zones in the western part of the Baltic Basin: A – distribution of hydrocarbon zones on the top of Cambrian surface, B – geological cross-section “S³upsk” with indicated hydrocarbon zones, C – geological cross-section “Gdañsk” with indicated hydrocarbon zones (after Karnkowski et al., 2010; modified)

2. Koñcowa ocena systemu naftowego to iloczyn wszystkich czynników bior¹cych udzia³ w procesie two-rzenia siê nagromadzeñ wêglowodorów, które musz¹ mieæ zachowan¹ odpowiedni¹ chronologiê zdarzeñ w przestrze-ni geologicznej. Taka wspó³zale¿noœæ buduje czêsto uk³ady synergiczne lub antagonistyczne. Te uk³ady nazywamy krytycznymi elementami systemu naftowego.

3. Rzetelna i wszechstronna analiza krytycznych ele-mentów systemu naftowego w basenach sedymentacyj-nych Polski pozwala wskazaæ nowe potencjalne obszary poszukiwañ z³ó¿ wêglowodorów.

4. W takim kontekœcie szczególnie obiecuj¹cy jest obszar systemu naftowego i³owców formacji z Pi³y (cen-tralna czêœæ basenu czerwonego sp¹gowca) oraz „g³êbokie Karpaty” wraz z ich pod³o¿em i g³êbsza czêœæ zapadliska przedkarpackiego.

5. Basen ba³tycki i basen lubelski wymagaj¹ specjalne-go podejœcia poszukiwawczespecjalne-go, gdy¿ krytyczne elementy systemu naftowego maj¹ tam du¿e znaczenie przy poszuki-waniu z³ó¿ typu shale gas.

Mamy œwiadomoœæ, ¿e rozleg³oœæ poruszanej tematyki nie usatysfakcjonuje w pe³ni zarówno recenzentów, jak i czytelników odnoœnie cytowanej literatury. Autorzy od blisko 40 lat zajmuj¹ siê geologi¹ naftow¹. Jednak wyniki w³asnych badañ autorów, ich doœwiadczenie i przemyœlenia pozwalaj¹ im na samodzielne stwierdzenia. Bierzemy odpowie- dzialnoœæ za swoje s³owa i wiedz¹c jaka jest skala mo¿liwych spekulacji na wiele tematów – prezentujemy autorskie spojrzenie na przedstawione zagadnienie.

LITERATURA

AL-AMERI T.K., AL-KHAFAJI A.J. & ZUMBERGE J. 2009 – Petro-leum system analysis of the Mishrif reservoir in the Ratawi, Zubair, North and South Rumaila oil fields, southern Iraq. GeoArabia, 14: 91–108.

ALLEN P.A. & ALLEN J.R. 1990 – Basin analysis – principles and applications. Blackwell, Oxford.

BOOTH D.R.D., CLARK-LOWES D.D. & TRAUT MW. 1998 – Pala-eozoic petroleum systems of North Africa. Geol. Soc. Spec. Public., 132: 768.

BOTOR D., KOTARBA M. & KOSAKOWSKI P. 2002 – Petroleum generation in the Carboniferous strata of the Lublin Trough (Poland): an integrated geochemical and numerical modelling approach. Organic Geochemistry, 33: 461–476.

BOTOR D., PAPIERNIK B., MAÆKOWSKI T., REICHER B., KOSAKOWSKI P., MACHOWSKI G. & GÓRECKI W. 2013 – Gas generation in Carboniferous source rocks of the Variscan foreland basin: implictions for a charge history of Rotliegend deposits with natural gases. Ann. Soc. Geol. Pol., 83: 353–383.

BURRI P., FAUPEL J. & KOOPMANN B. 1993 – The Rotliegend in northwest Germany, from frontier to fairway. Geological Society, Lon-don, Petroleum Geology Confernce series, 4: 741–748.

BURZEWSKI W., KOTARBA M., BOTOR D., KOSAKOWSKI P. & S£UPCZYÑSKI K. 1998 – Modelowanie procesów generowania i eks-pulsji wêglowodorów w utworach m³odszego paleozoiku obszaru radomsko-lubelskiego i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 273–284.

COOPER M. 2007 – Structural style and hydrocarbon prospectivity in fold and thrust belts: A global review. Geol. Soc. Spec. Public., 272: 447–472.

CURTIS J.B., KOTARBA M.J., LEWAN M.D. & WIEC£AW D. 2004 – Oil/source rock correlations in the Polish Flysch Carpathians and Mesozoic basement and organic facies of the Oligocene Menilite Sha-les: Insights from hydrous pyrolysis experiments. Organic Geochemi-stry, 35(11–12 SPEC. ISS.): 1573–1596.

DADLEZ R. 1989 – Epikontynentalne baseny permu i mezozoiku w Polsce. Kwart. Geol., 33 (2): 175–198.

GAST R., DUSAR M., BREITKREUTZ CH., GAUPP R., SCHNEIDER J.W., STEMMERIK L., GELUK M., GEISSLER M., KIERSNOWSKI H., GLENNIE K., KABEL S. & JONES N. 2010 – Chapter 7, Rotliegend. [W:] Doornenbal H. & Stevenson A. (red.), Petroleum Geological Atlas of the Southern Permian Basin Area.TNO, The Netherlands: 101–122.

GLENNIE K.W. & PROVAN M.J. 1990 – Lower Permian Rotliegend reservoir of the Southern North Sea gas province. Geol. Soc. Spec. Public., 50: 399–416.

GLINIAK P. & URBANIEC A. 2005 – Charakterystyka geofizyczna bioherm oksfordu na obszarze przedgórza Karpat w aspekcie nowych technik poszukiwania z³ó¿ wêglowodorów. Nafta-Gaz, 61: 343–348. GROTEK I. 2009 – Charakterystyka petrograficzna i dojrza³oœæ ter-miczna materii organicznej z utworów syluru na obszarze kratonu wschodnioeuropejskiego. Prz. Geol., 57 (4): 300–301.

GROTEK I., MATYJA H., SKOMPSKI S.1998 – Dojrza³oœæ termiczna materii organicznej w osadach karbonu obszaru radomsko-lubelskiego i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 245–254.

HANTSCHEL T., KAUERAUF A. I. 2009 – Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. Springer.

HILL R.J., JARVIE D.M., ZUMBERGE J., HENRY M. & POLLASTRO R.M. 2007 – Oil and gas geochemistry and petroleum systems of the Fort Worth Basin. AAPG Bull., 91 (4): 445–473. JARMO£OWICZ-SZULC K., KARWOWSKI T. & MARYNOWSKI L. 2012 – Fluid circulation and formation of minerals and bitumens in the sedimentary rocks of the Outer Carpathians – Based on studies on the quartz-calcite-organic matter association. Marine and Petroleum Geo-logy, 32 (1): 138–158.

JAWOROWSKI K. 2000a – Facies variability in the Cambrian deposits from the Koœcierzyna and Gdañsk sections (Pomeranian Caledonides foreland, northern Poland): a comparative study. Geol. Quart., 44 (3): 249–260.

JAWOR E. 1983 – Poszukiwanie i rozpoznawanie z³ó¿ wêglowodorów w niestrukturalnych pu³apkach w œrodkowej czêœci zapadliska przed-karpackiego. Nafta, 39: 161–166.

KARCZEWSKA A., MATYASIK I. & ¯URAWSKI E. 2010 – Geoche-mistry of oils and source rocks of the early palaeozoic interval in the Baltic Sea , northern Poland. The International Conference Baltic Petroleum, 2010.

KARNKOWSKI P. 1999 – Oil and gas deposits in Poland. GEOS, Kraków, s. 380.

KARNKOWSKI P. 2007 – Exploration and exploitation of oil and gas fields in Poland: a historical outline. Prz.Geol., 55: 1049–1059. KARNKOWSKI P.H. 1985 – Warunki formowania siê z³ó¿ gazu ziem-nego w Wielkopolsce. Kwart. Geol., 29 (2): 355–368.

KARNKOWSKI P.H. 1996 – Historia termiczna a generacja wêglowo-dorów w rejonie struktury Dobrzycy (Pomorze Zachodnie). Prz. Geol., 44 (4): 349–357.

KARNKOWSKI P. H., KIERSNOWSKI H. & CZAPOWSKI G. 1997 – Rotliegend stratigraphic gas traps versus depositional systems in the Polish Permian Basin. Pr. Pañst. Inst. Geol., 157: 345–352.

KARNKOWSKI P.H., KIERSNOWSKI H. & CZAPOWSKI G. 1997 – Sedimentological and geophysical data as a tool for prediction of the Rotliegend stratigraphicgas traps (Polish Permian Basin). Pr. Pañst. Inst. Geol., 157: 353–360.

KARNKOWSKI P.H. & OZIMKOWSKI W. 1998 – The distribution of oil-and gasfields in relation to satellite image interpretation: an example from the Polish East Carpathians and the adjacent foredeep. J. Petrol. Geol., 21 (2): 213–231.

KARNKOWSKI P.H. 1999 – Origin and evolution of the Polish Rotlie-gend Basin. Polish Geological Institute, Special Papers, 3: 1–93. KARNKOWSKI P.H. 2000 Modelowanie procesów generacji wêglo-wodorów w utworach cechsztyñskich basenu polskiego. Prz. Geol., 48 (5): 443–447.

KARNKOWSKI P.H. & OZIMKOWSKI W. 2001 – Ewolucja struktu-ralna pod³o¿a mioceñskiego basenu przedkarpackiego (obszar pomiê-dzy Krakowem a Przemyœlem). Prz. Geol., 49 (5): 431–436. KARNKOWSKI P.H. 2003 – Karboñski etap rozwoju basenu lubel-skiego jako g³ówne stadium generacji wêglowodorów w utworach m³odszego paleozoiku Lubelszczyzny: wyniki modelowañ geologicz-nych (PetroMod). Prz. Geol., 51 (9): 783–790.

KARNKOWSKI P.H. 2007a – Permian Basin as a main exploration tar-get in Poland. Prz. Geol., 55: 1003–1015.

KARNKOWSKI P.H., PIKULSKI L. & WOLNOWSKI T. 2010 – Petroleum geology of the Polish part of the Baltic region – an ove-rview. Geol. Quart., 54 (2): 143–158.

KIERSNOWSKI H., BUNIA K., KUBERSKA M. &

SROKOWSKA-OKOÑSKA A. 2010 – Wystêpowanie gazu ziemnego w piaskowcach czerwonego sp¹gowca Polski. Prz. Geol., 58 (4): 335–346.

KISIELOW W. & WDOWIARZ S. 1967 – Geochemical investigation of crude oils fromthe Carpathians and Carpathian Foreland in Poland. Proc. of 7th

World Petrol. Congress, Mexico, 2: 533–542. KOSAKOWSKI P. & WRÓBEL M. 2012 Burial history, thermal history and hydrocarbon generation modelling of the Jurassic source rocks in the basement of the Polish Carpathian Foredeep and Outer Carpathians (SE Poland). Geologica Carpathica, 63 (4): 335–342. KOTARBA M.J. 2011 – Origin of natural gases in the autochthonous miocene strata of the Polish Carpathian Foredeep. Ann. Soc. Geol. Pol., 81 (3): 409–424.

KOTARBA M.J. 2012 – Origin of natural gases in the Paleozoic-Me-sozoic basement of the Polish Carpathian Foredeep. Geologica Carpa-thica, 63 (4): 307–318.

KOTARBA M. J., GRELOWSKI C., KOSAKOWSKI P., WIÊC£AW D., KOWALSKI A. & SIKORSKI B. 1999 – Hydrocarbon potential of source rocks and origin of gas accumulations in the Rotliegend and Carboniferous in the northern part of western Pomerania. Prz. Geol., 47: 480.

KOTARBA M., KOSAKOWSKI P., WIÊC£AW D., GRELOWSKI C., KOWALSKI A., LECH S. & MERTA H. 2004 – Hydrocarbon potential of Carboniferous source rocks on the Baltic part of Pomeranian Seg-ment of the Middle Polish Trough. Prz. Geol., 52: 1156–1165. KOTARBA M., POKORSKI J., GRELOWSKI C. & KOSAKOWSKI P. 2005 – Origin of natural gases accumulated in Carboniferous and Rotliegend strata on the Baltic part of the Western Pomerania. Prz. Geol., 53: 425–433.

KOTARBA M.J. & PERYT T.M. 2011 – Geology and petroleum geo-chemistry of miocene strata in the Polish And Ukrainian Carpathian foredeep and its palaeozoic-mesozoic Basement. Ann. Soc. Geol. Pol., 81(3): 211–220.

KOTARBA M.J., NAGAO K. & KARNKOWSKI P.H. 2014 – Origin of gaseous hydrocarbons, noble gases, carbon dioxide and nitrogen in Carboniferous and Permian strata of the distal part of the Polish Basin: geological and isotopic approach. Chemical Geology, 383 (2014): 164–179.

KRZYWIEC P., ALEKSANDROWSKI P., FLOREK R. & SIUPIK J. 2004 – Budowa frontalnej strefy Karpat zewnêtrznych na przyk³adzie mioceñskiej jednostki Zg³obic w rejonie Brzeska-Wojnicza – nowe dane, nowe modele, nowe pytania. Prz. Geol., 52 (11): 1051–1059. KRZYWIEC P. & NARKIEWICZ M. 2003 – O stylu strukturalnym kompleksu dewoñsko-karboñskiego Lubelszczyzny w oparciu o wyniki interpretacji danych sejsmicznych. Prz. Geol., 51 (9): 795–797. KUŒMIEREK J. 1990 – Zarys geodynamiki centralnokarpackiego basenu naftowego. Pr. Geol. PAN, 135, Kraków.

MANN U., HANTSCHEL T., SCHAEFER R.G., KROSS B., LEYTHAEUSER D., LITTKE R. & SACHSENHOFER R.F.1997 – Petroleum Migration: Mechanism, Pathways, Efficiences and Numeri-cal simulations. [W:] Welte D.H, Horsfield B., Baker D.R.(red.), Petro-leum and basin evolution. Springer-Verlag Berlin, Heidelberg, New York: 405–520.

MARZEC, P. NIEPSUJ M., BA£A M. & PIETSCH K. 2014 – The application of well logging and seismic modeling to assess the degree of gas saturation in Miocene strata (Carpathian Foredeep, Poland). Acta Geophysica, 62 (1): 83–115.

MATYASIK I. 1998 – Charakterystyka geochemiczna ska³ macierzys-tych karbonu w wybranych profilach wiertniczych obszaru radom-sko-lubelskiego i pomorskiego. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 215–226. MATYASIK I., S£OCZYÑSKI T. & MADEJ K. 2008 – Mo¿liwoœci generacyjne utworów miocenu wschodniej czêœci zapadliska

przedkarpackiego. Miêdzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna Geopetrol 2008 nt. „Nauka, technika i technologia w rozwoju poszukiwañ i wydobycia wêglowodorów w warunkach l¹dowych i morskich”. Zakopane, 15–18 wrzesieñ. Prace INiG, 150: 449–454.

MATYASIK I., STECZKO A. & PHILP R.P. 2000 – Biodegradation and migrational fractionation of oils from Eastern Carpathians, Poland. Advances in Organic Geochemistry, 31 (12): 1509–1523.

MIALL A.D. 1996 – The geology of fluvial deposits: sedimentary facies, basin analysis, and petroleum geology. Springer, s. 583. MYŒLIWEC M. 2004 – Poszukiwanie z³ó¿ gazu ziemnego w osadach miocenu zapadliska przedkarpackiego na podstawie interpretacji ano-malii sejsmicznych – weryfikacji anoano-malii. Prz. Geol., 52 (4): 307–314.

NARKIEWICZ M., MI£ACZEWSKI L., KRZYWIEC P.,

SZEWCZYK J. 1998 – Zarys architektury depozycyjnej basenu dewoñ-skiego na obszarze radomsko-lubelskim. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 165: 57–71.

PICHA F.J. 1996 – Exploring for hydrocarbons under thrust belts – A challenging new frontier in the Carpathians and elsewhere. AAPG Bulletin, 80 (10): 1547–1564.

PIETSCH K. MARZEC P., KOBYLARSKI M., DANEK T., LESNIAK A., TATARATA A. & GRUSZCZYK E. 2007 – Identifica-tion of seismic anomalies caused by gas saturaIdentifica-tion on the basis of the-oretical P and PS wavefield in the Carpathian Foredeep, SE Poland. Acta Geophysica, 55 (2): 191–208.

PO£TOWICZ S. 1997 – Pozornie przekraczaj¹ce zaleganie badenu na sekcjach sejsmicznych. Nafta-Gaz, 53: 117–125.

PORÊBSKI J. & OSZCZYPKO N. 1999 – Litofacje i geneza piasków bogucickich (górny baden), Zapadlisko Przedkarpackie. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 168: 57–82.

WIÊC£AW D. 2011 – Origin of liquid hydrocarbons accumulated in the Miocene strata of the Polish Carpathian Foredeep and its Palaeozo-ic-Mesozoic Basement. Ann. Soc. Geol. Pol., 81 (3): 443–458. SCHLEICHER M., KÖSTER J., KULKE H. & WEIL W. 1998 – Rese-rvoir and source-rock characterisation of the early Palaeozoic interval in the Peribaltic Syneclise, northern Poland. J. Petrol. Geol., 21: 33–56. SEMYRKA R., JARZYNA J., SEMYRKA G., KAMIERCZUK M. & PIKULSKI L. 2010 – Reservoir parameters of lithostratigraphic com-plexes of Lower Palaeozoic strata In the Polish part of the Baltic Basin based on laboratory studies and well logs. Geol. Quart., 54: 227–240. SIKORSKA M. & PACZEŒNA J. 1997 – Quartz cementation in Cam-brian sandstones on the background of their burial history. (Polish part of the East European Craton). Geol. Quart., 41 (3): 265–272. S£OCZYÑSKI T., MATYASIK I. & STECZKO A. 2006 – Potencja³ wêglowodorowy utworów miocenu w rejonie Lubaczów–Przemyœl. Nafta – Gaz, 10: 487–492.

S£OWAKIEWICZ M. & G¥SIEWICZ A. 2013 – Geol. Soc. London, Spec. Publ., 376: 523–538.

SWADOWSKA E. & SIKORSKA M. 1998 – Historia pogrzebania ska³ kambru na podstawie refleksyjnoœci macera³ów witrynitopodobnych w polskiej czêœci platformy wschodnioeuropejskiej. Prz. Geol., 46 (8): 699–706.

WAGNER R.1988 – Ewolucja basenu cechsztyñskiego w Polsce. Kwart. Geol., 32: 32–52.

WEIL W. 1990 – The reservoir properties of the Middle Cambrian sandstone deposits in the £eba-¯arnowiec area in the light of the stati-stic analysis (in Polish with English summary). Kwart. Geol., 34 (1): 37–50.

ZUBRZYCKI A. 1986 – Analiza facjalna i rozwój pu³apek litologicz-nych w utworach miocenu autochtonicznego zapadliska przedkarpac-kiego pomiêdzy Rzeszowem a Pilznem. Pr. Geol. PAN Oddz. Kraków, 131: 1–43.