Wstępna charakterystyka geochemiczna ropy naftowej z otworu Daszewo 1

the present knowledge of the area, the directions in its f urther surveys are outlined.

The recorded outflow of oil and the results of geological studies suggest that the deposit is connected with barrier reef zone of the Main Dolomite (Zechstein). The rocks may be strongly fractured which made it possible for oil to migrate from underlaying Devonian and Carboniferous rocks. This is supported by the results of geochemical studies on isoprens.

The search programme discussed in this paper involves drilling of 21 exploratory boreholes.

PE3łOME

Ha cpoHe pe3y11bTOTOB 6yposb1X pa6oT np1r1se,o,eHa o6U40.R reo11or1r1"łeCKO.R xapOKTep1r1cT1r1Ka pai:ioHa Kap111r1-Ha lr1 HOXO,D,.RU4"1XC.R TOM nepcneKT"1BHblX cepHH; oco6oe BH"1MGH"1e o6paU4eHO HQ roplr130HT ,D,0110Mlr1TQ B acneKTe 11"1T0cpGUlr1011bHblX 1r1 MOU4HOCTHblX "13MepeH"1H. npe,D,CTG -BlleHbl pe3y11bTGTbl ceHCM"1"łeCK"1X pa60T lr1 ceHCM"1"łeCK0.R xapaKTeplr1CT"1KQ paHOHQ, KOTOpa.R .RB11.ReTC.R OCHOBOH ,D,11.R ,o,a11bHei:1w1r1x reo11or1r1"łecK1r1x 1r1cc11e,o,osaH1r1H. Ha

cpo-He KOH1.tenu1r11r1 n1r1x 1r1cc11e,o,osaH1r1H npe,o,cTas11eHb1 pe3Y11bTGTbl nepBOH "13 n11aH1r1posGHHblX ceMH CKBG>Klr1H -CKBO>t<lr1Hb1 ,Qaweso-1, a TO>t<e on1r1caHa 3pynu1r1.R HecpTH lr1 r03Q, B03Hlr1KW0.R np1r1 6ypeHlr1"1 3TOH CKB0>Klr1Hbl. npe,o,-CTOBlleHbl 311eMeHTbl OKU"1"1 11"1KB"1,D,GU"1"1 no>t<apa lr1 3pyn-Ulr1"1, a TOK>t<e onb1THOH.~Kcn11yaTau1r11r1 1r1 pa6oT npose-,o,eHHblX ,D,11.R peKOHCTPYKU"1"1 CKBG>Klr1H lr1 p03Be,D,Klr1 MeCTO-pO>t<,D,eHH.R. On1r1caHo cospeMeHHOe cocTO.RHHe pa3se,o,K1r1 HecpT.RHOrO MeCTOpO>t<,D,eHH.R ,Qaweso, a TGK>Ke np1r1se-,o,eHa nepsa.R xapaKTep1r1cT"1KG HecpTH 1r1 ra3a "13 3TOro MeCTOpO>t<,D,eHH.R. np1r1se,D,eHbl npe,D,110>t<eH"1.R B 06110CT"1

reHeTH"łeCKOH CB.R3"1 HecpTH c Kap60HCK"1Mlr1 lr1 ,D,eBOHCKlr1-Mlr1 OT110>t<eHH.RM"1. Ha cpoHe cospeMeHHOH pa3se,D,Klr1 3TOro paHOHQ npe,D,CT0B11eH bi Hanpas11eH"1.R ero ,D,011bHeHWlr1X 1r1cc11e,o,osaH1r1H.

Ha ocHosaH1r11r1 no11y"łeHHoro np1r1TOKO HecpTH 1r1

reo-11or1r1"łecK1r1x "1CC11e,D,OBQH"1H C,D,e11QH BblBO,D,, "łTO MeCTO-pO>t<,D,eHHe ,Qaweso Haxo,o,1r1Tc.R B 30He 6apbepHoro p1r1-cpa OCHOBHOro ,D,0110Mlr1TQ uexwTeHHQ. 3TOT ,D,0110Mlr1T 6blBOeT Clr111bHO TpeU4"1HOB0TblM, "łTO ,o,e11aeT B03MO>K-Hb1M Mlr1rp1r1poBaH1r1e B Hero HecpTH "13 Hlr1>t<e11e>KOU4"1X OTllO>t<eHHH ,o,esoHa 1r1 Kap6oHa. Cs1r1,o,eTellbCTBYłOT o TOM reoXHMH"łeCKHe 1r1cc11e,o,osaH1r1.R 1r13onpeHos.

Pa3pa60TGHHG.R nporpaMMO no1r1cKOB HecpT1r1 npe,o,y-CMOTp1r1saeT 6ypeH1r1e 21 nOHCKOBOH CKBO>Klr1Hbl.

JAN CALIKOWSKI, ZOFIA RZEPKOWSKA

Instytut Geologiczny

WSTĘPNA

CHARAKTERYSTYKA GEOCHEMICZNA ROPY NAFTOWEJ

Z OTWORU DASZEWO 1

UKD 550.4 :552.578.2 :553. 982.061.3/ .4: ... /551. 735.022.2( 438 - I 6 Daszewo 1)

Geochemia naftowa stawia sobie za cel swoich badań

rozwiązanie zagadnień, które pokrótce można ująć w nastę­ pujących punktach:

1) określenie skał, w których zachodziły procesy p· o-wstawania węglowodorów płynnych lub gazowych, czyli określenie skał macierzystych dla ropy naftowej i gazu ziemnego,

2) określenie związków genetycznych między skałą,

w której były generowane węglowodory a ropą lub ga-zem,

3) korelacja genetyczna rop naftowych i gazów ziem-nych występujących w różnowiekowych osadach i w róż­

nych jednostkach tektoniczno-geologicznych.

Możliwość rozwiązywania tak szerokiego wachlarza

zagadnień jest uzależniona z jednej strony od wielkości

zbioru posiadanych danych, z drugiej zaś - od techniki badań laboratoryjnych. W Instytucie Geologicznym w Warszawie mamy bogaty zbiór danych geochemicznych,

dotyczących rop naftowych i bituminów rozproszonych

z obszaru Niżu Polskiego, umożliwiający z dużym

prawdo-podobieństwem rozwiązywanie wszystkich podanych

wy-żej zadań geochemii naftowej.

Przedstawiając wyniki niektórych badań

geochemicz-nych ropy naftowej z otworu wiertniczego Daszewo 1, chcielibyśmy na ich tle omówić również genezę tej ropy,

porównując otrzymane dane z wynikami badań,

uzyska-nymi dla bituminów rozproszonych i rop naftowych z są­ siadujących obszarów. Wyniki badań geochemicznych dla badanej ropy, pobranej z głębokości 2779 m,- przedsta-wiono poniżej.

ANALIZA RQPY NAFTOWEJ BEZ ODPAROWANIA CZĘŚCI LOTNYCH Skład grupowy przedstawia się następująco: oleje 93%, żywice 2%, asfalteny 5%.

Zawartość węglowodorów w ropie wynosi 50% o nastę-pującym składzie:

n-alkany 7,6%,

węglowodory izoprenoidowe 0,56 %, pozostałe węglowodory nasycone 49,8 %, węglowodory aromatyczne 42 %

.

Szczegółowe badania węglowodorów nasyconych: skład nalkanów w procentach

-c₁₄ - l,o c₁₉ - 8,1 c₂₄ - 4,5 c₂₉ - 2,5 C₃₄ - l,o

c

15 - 4,9

c

20 - 7,6

c

25 - 3,9

c

30 - 2,4 C35 - o,9

C16 - 9,9

c

21 - 5,9 C26 - 3, 7 C31 - 1,8 C36 - o,8

c

11 -11,1

c

22 - 5,8

c

21 - 3,o C32 -1,6 C37 -0,4 C₁₈ - 10,2

c

₂₃ -4,7 C₂₈ - 2,8 C₃₃ - 1,2 C₃₈ - o, 1 Współczynnik CPI, określany jako stosunek zawartości węglowodorów o nieparzystej liczbie atomów węgla w

cząsteczce do ilości węglowodorów o parzystej liczbie

atomów węgla w cząsteczce, wynosi 0,94. Udział poszcze-gólnych węglowodorów typu izoprenoidowego w tej frakcji przedstawia się następująco:

·c

18 - 24,4%,

c

19 - 2s,0%,

c

20 -48,2%,

c

21 - 2,4%. Stosunek poszczególnych węglowodorów typu izoprenoido-wego do pristanu (C₁₉) wynosi:

C18/C19

=

0,98, C20/C19

=

l',93, C21/C19

= 0,09.

Zawartość części lotnych w ropie wynosi 42 %. Analiza

składników lotnych pobranych podczas odparowywania

ropy przedstawia się następująco:

skład procentowy węglowodorów

-C1 - 0,0159 C3 - 4,7909 Cs - 44,3727

c

2 - o,2524 C4 - 24,5428 C6 - 26,0253;

udział poszczególnych składników w gazie:

c

1 - 0,0128% C4 - 19,291 %

co

2 - o,2137%

C₂ - 0,1993% Cs - 35,0571 % Ar - 0,8191 % C3 - 3,7854% C6 - 20,5630% N2 - 19,9577%

ANALIZA ROPY NAFTOWEJ

POZBAWIONEJ CZĘŚCI LOTNYCH

Dla celów korelacyjnych i ustalenia związku genetycz-nego ropy naftowej z bituminami zazwyczaj używa się

wyników badań ropy naftowej pozbawionej części lot-nych. Poniżej przytoczone są wyniki tych badań dla ropy ·

naftowej Daszewo 1.

Skład grupowy przedstawia się następująco:

oleje 96 %, żywice 2 %, asfalteny 2 %.

Za~artość węglowodorów w ropie wynosi 76

%,

a jej skład:

n-alkany 3,48 %,

węglowodory izoprenoidowe 0,4

%,

pozostałe węglowodory nasycone 55, 1

%,

węglowodory aromatyczne 41

%.

Szczegółowa analiza węglowodorów nasyconych:

skład nalkanów

-c

15 - 3,0%

c

21 - 7,3%

c

21 - 2,8% C_{16 -} 10,0%

c

22 - 1,0% C28 - 2,7%

c

11 - 11,7%

c

23 - 6,5%

c

29 - 1,7% C18 - 10,0%

c

24 - 6,3% C30 - 1,3% C19 - 9,7% C25 - 4,9% C31 - 1,0%

c

20 - 9,6% C26 - 4,5% C32 - o,6% Współczynnik CPI wynosi 0,92. Procentowa

zawar-tość poszczególnych \vęglowodorów izoprenoidowych: C18 - 22,2,

c

19 - 25,o,

c

20 - 5o,o,

c

21 - 2,8.

Stosunek poszczególnych węglowodorów typu izoprenoido-wego do pristanu wynosi*:

C18/C19

=

0,80, C20/C19

=

2,0, C21/C19

=

O, 12.

Na podstawie podanych wyników oraz porównania ich z danymi uzyskanymi z badań rop naftowych i bitu-minów z utworów cechsztynu i starszego podłoża, można wykazać różnice między ropami występującymi w utwo-rach cechsztynu, jak i podobieństwo między bituminami z podłoża podcechsztyńskiego. Opierając się na wskaźni­ kach genetycznych (5, 7, 8), tj. dystrybucji węglowodorów

n-parafinowych i węglowodorów typu izoprenoidowego,

ropę naftową pochodzącą z Daszewa 1 można uznać za

ropę starszą od utworów cechsztynu. Dla skrócenia oma-wianych zagadnień przedstawi:my tylko różnice i

podo-bieństwa wynikające ze stospnku fitanu do pristanu (C_20/

/C₁₉), jakkolwiek w rozważaniach uwzględniano również

stosunek pozostałych oznaczanych węglowodorów typu izoprenoidowego do pristanu, jak i dystrybucję n-parafin. N a obszarze Pomorza Zachodniego stosunek fitanu do pristanu (C20/C19) dla rop naftowych pochodzących

z utworów cechsztynu waha się w granicach 2,5 - 3,6 (np. ropy naftowe z wierceń Zastań 1, Wapnica 1, Wolin IG 1, Kamień Pomorski 4). Dla ropy naftowej z Daszewa 1 stosunek ten wynosi 2,0. Jest więc odmienny od charakte-rystycznego dla rop cechsztyńskich w północnym rejonie basenu permskiego.

Należałoby jeszcze zaznaczyć, że nie tylko ten wskaź­

nik geochemiczny odróżnia ropę z Daszewa 1 od rop

cechsztyńskich. Już w publikacjach (2, 3, 6) dotyczących

*

Analizę chromatograficzną węglowodorów i gazów wyko-nali mgr Z. Pomykałowa i mgr M. Sztukowski.

226

badań regionu pomorskiego, a opartych na szczegółowych

badaniach różnych grup węglowodorów aromatycznych wykazano, że w regionie tym występuje zjawisko miesza-nia się rop cechsztyńskich z ropami pochodzącymi ze starszych utworów. Procentowy udział składników

po-chodzących ze ~kał macierzystych podłoża zwiększa się

w kierunku zachodnim, osiągając największą wartość w strefie Koszalin - Bydgoszcz oraz w strefie, gdzie na

sfałdowanych osadach otdowicko-sylurskich występują

bez-pośrednio osady cechsztynu (1).

Dalszym dowodem wskazującym, że ropa daszewska pochodzi z utworów starszych od cechsztynu jest notowa-nie zbliżonych wartości stosunku fitan/pristan do

war-tości charakterystycznych dla rop i bituminów karboń­

skich. Tak np. w utworach karbonu wiercenia Niekłonice

1, gdzie w warstwach piaskowców występują stosunkowo

duże ilości epigenetycznych bituminów ( 4), notuje się

również ciekawe zjawisko, a mianowicie wartość stosunku

fitan/pristan zmniejsza się wraz z głębokością zalegania osadu (od 2,6 do 1,6).

Tu należałoby wspomnieć, że najniższe wartości C20 /

/C₁₉ obserwowane są dla bituminów pochodzących ze starszego paleozoiku (np. dla ordowiku C20/C19

=

0,6-0, 7).

Przyjmując że obniżenie wartości tego wskaźnika

geo-chemicznego jest wywołane migracją węglowodorów z osa-dów starszych do utworów karbonu (procesy dyfuzji),

można włączyć do skał macierzystych również serie osa-dów starszych od dewonu.

Nie omawiając bliżej znaczenia, jakie ma stwierdzenie

pochodzenia ropy naftowej z utworów podłoża cechsztynu, na zakończenie chcielibyśmy zasugerować kontynuację tych

badań. Polegałoby to między innymi na okresowym ba

-daniu ropy naftowej w czasie jej eksploatacji ze złoża.

Pozwoliłoby to na określenie, która ze skał macierzystych w podłożu jest rzec.zywiście generatorem ropy naftowej

występującej w złożu Daszewo.

Autorzy dziękują Panom ~ Dyrektorowi ZGN dr P.

Karnkowskiemu i mgr inż. K. Pomykale za dostarczenie próbek ropy naftowej do badań.

LITERATURA

1. Ca 1 i ko wski J. - Ropo- i gazonośność obszaru

nadbałtyckiego na tle budowy geologicznej. Arch. Inst. Geol. 1970.

2. Ca 1 i ko wski J., Go n dek B. - Związek między

składem węglowodorów aromatycznych a procesami migracji w różnowiekowych utworach obszaru plat-formowego Polski. Prz. Geol. 1977 nr 2.

3. Ca 1 i ko wski J., Go n dek B„ Sim a nek V. -Geochemiczna interpretacja węglowodorów policyk-licznych w ropach naftowych Niżu Polskiego. Ibidem nr 12.

4. D e p o w s k i S. - Warunki występowania

nagroma-dzeń węglowodorów w utworach mezozoiku Niżu Pol-skiego. Arch. Inst. Geol. 1974.

5. Go n dek B. - Przyczynek do dyskusji o tworzeniu

się i przemianach fitanu i pristanu w warunkach geo-logicznych. Prz. Geol. 1976 nr 6.

6. Go ·n dek B. - Badania struktur węglowodorów aro-matycznych w ropach naftowych i bitumicznych roz-proszonych. Biul. Inst. Geol. 1979 nr 315.

7. G o n d e k B. - Geochemia n-alkanów występują­

cych w skałach osadowych Niżu Polskiego. Wyd. Geol. 1980.

8. Tissot B. P„ We 1 te D. H. - Petroleum forma-tion and occurrence. Springer-Verlag 1978.

SUMMARY

The comparison of results of geochemical studies on oil from the borehole Daszewo 1 and those obtained for oils and dispersed bitumens from pre-Permian rocks in the western Pomerania and the Koszalin - Bydgoszcz zone shows that the former is also pre-Permian. Parent rocks of that oil may be Carboniferous or older.

PE3łOME

Ha OCHOBOHllU1 cpasHeHl.Uł pe3yflbT0T0B reOXlllMlll"łe­ CKlllX 111ccne.D,OBOHlllM He<j>Tlll 1113 CKBO)f(lllHbl .aaweso 1, a TOK>Ke peynbTOTOB reOXlllMlll"łeCKlllX 111ccne.D,OBOHlllM He<j>-TeM Ili pacceJIHHblX 6111TyMOB HQXO.D,Jll.LllllXCJI B no.D,nepM-CKlllX OTflO>KeHlllJIX HO Tepp111T0p111111 3anO.D,HOrO noMOpbJI 111 s 30He Kowan111H-6b1.D,rOLL1, OBTOpb1 11p111xo.D,J1T K Bbl-so.D,y, "łTO B03p0CT 111ccne.D,OBOHHOM He<j>Tlll .D,OnepMCKlllM. MaTepMKOBOM nopo.D,OM .D,nJI 3TOM He<j>TM MoryT 6b1Tb KOK KOp60HCKllle, TOK Ili CTOpWllle OCOAKlll.

LESZEK BOJARSKI, SYLWESTER MAREK, ANNA RACZYŃSKA

Instytut Geologiczny

GAZ ZIEMNY O

NAJWIĘKSZYM

W POLSCE

CIŚNIENIU ZLOŻOWYM

W otworze wiertniczym Unisław IG 1, zlokalizowanym w strefie kontaktowej niecki warszawskiej i pomorskiej

między T<?runiem i Bydgoszczą, Instytut Geologiczny

na-wiercił gaz ziemny o anomalnie wysokim ciśnieniu, co sygnalizuje istnienie nowej strefy gazonośnej na terenie

Niżu Polskiego. W podcechsztyńskim planie

struktural-nym otwór ten jest położony na obszarze słabo dotychczas zbadanego bloku warszawskiego kontaktującego od NW z blokiem Pomorza, sfałdo~anym w czasie orogenezy

kaledońskiej.

Projektując odwiercenie otworu Unisław IG 1 oraz innych otworów w tym rejonie, postawiono sobie za cel zbadanie żywotności i charakteru kontaktu obu bloków jak też przede wszystkim penetrację podłoża podcechsztyń­ skiego. Chodziło o poznanie, pod względem litologicznym, stratygraficznym i poszukiwawczym, utworów permu

dol-P(MPa PCat)

49 500

98 100

t(min) 500 /OO o

Ryc. I. Wykres manorrietru głębinowego w poziomie 4549,5

-4561,0 m (karbon ?) otwór Unisław IG-1.

Fig. I. Depth manometer record from the depth interval 4549.5

--4561.0 m (? Carboniferous) in the boreho/e Unisław JG-1.

UKD 553.981.08:551.735/.736:622.241.8.550.822.7(438 Unisław IG l)

nego oraz podścielającego je młodszego paleozoiku pod

uszczelniającym przykryciem salinarnego cechsztynu. W otworze wiertniczym Unisław IG 1 stwierdzono

następujący profil stratygraficzny: 0,0- 98,5 czwartorzęd

98,5 - 1134,0 kreda 1134,0-1701,5 jura górna 1701,5 -2040,0 jura środkowa

2040,0-234LO jura dolna

2341,0-2706,0 trias górny i środkowy

2706,0-:-- 3668,0 trias dolny

. 3668,0-4549,5 cechsztyn

4549,5-4561,0 karbon ? perm dolny ? Stan techniczny otworu rury (/> 339 mm do gł. 218,0 m rury (/> 244,5 mm do gł. 3525,0 m rury (/> 168,3 mm do gł. 4545,0 m rury (/> 143 mm na gł. 4545-4561 m

W trakcie przewiercania utworów, określonych wstęp­

nie jako karbon - perm dolny, występujących na głębo­ kości 4549,5-4561,0 m (ryc. 1), stwierdzono wyraźne

zgazowanie płuczki gazem palnym, okresowe jej wyrzu-canie oraz wzrost ciśnienia do 133 · 103_{hPa (135at). W} związku z zagrożeniem erupcją gazu zatrzymano wiercenie na głębokości 4561 m. Po odgazowaniu i obciążeniu płuczki do gęstości 1,95 g/cm3 _{uzyskano stabilność otworu,}

co umożliwiło przeprowadzenie opróbowania.

Nawiercony poziom zbiornikowy składał się z

na-przemianległych pakietów warstw kolektorskich i

nie-przepuszczalnych:

4549,5-4551,0 m mułowiec piaszczysty, szary, wapnisty; 4551,0-4551,8 m piaskowiec drobnoziarnisty szary, nieco

wapnisty;

4551,8-4553,8 m iłowiec brunatny miejscami szarozielony z przewarstwieniami piaskowca i żwi­

rowca;