ZWIĘZŁE FORMACJE ZBIORNIKOWE (TIGHT RESERVOIR) DLA GAZU ZIEMNEGO W POLSCE

(1)

ZWIÊZ£E FORMACJE ZBIORNIKOWE (TIGHT RESERVOIR) DLA GAZU ZIEMNEGO W POLSCE

TIGHT GAS RESERVOIRS IN POLAND PAWE£POPRAWA¹, HUBERTKIERSNOWSKI¹

Abstrakt. Najwa¿niejsz¹ formacj¹ zbiornikow¹ w Polsce, maj¹c¹ potencja³ do wystêpowania z³ó¿ gaz ziemnego zamkniêtego, s¹ eolicz- ne piaskowce czerwonego sp¹gowca w pó³nocnej czêœci monokliny przedsudeckiej oraz na obszarach przylegaj¹cych do niej od pó³nocy i wschodu. Piaskowce karbonu dolnego równie¿ mog¹ zawieraæ nagromadzenia gazu ziemnego zamkniêtego, g³ównie w po³udniowej i po³udniowo-zachodniej czêœci strefy wielkopolsko-dolnoœl¹skiej. Poœrednie przes³anki pozwalaj¹ stwierdziæ, ¿e w obrêbie utworów karbonu górnego w centralnej, zachodniej i po³udniowo-zachodniej czêœci basenu górnoœl¹skiego móg³ siê wykszta³ciæ system wêglowodorowy z gazem ziemnym centralnych stref basenu. Potencja³ wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego w pozosta³ych analizowanych formacjach okreœlono jako niski.

S³owa kluczowe: gaz ziemny zamkniêty, zwiêz³a ska³a zbiornikowa, przepuszczalnoœæ, porowatoœæ.

Abstract. The main tight gas reservoir formation in Poland is the Rotliegend eolian sandstone in the northern part of the Fore-Sudetic Homocline and adjacent areas located further north and east. The Lower Carboniferous sandstone might also contain tight gas accumulation, mainly in the southern and south-western part of the Wielkopolska–Lower Silesian zone. Indirect constrains allows to suggest that Basin Cen- tered Gas System might have developed in the Upper Carboniferous complex of the central, western and south-western part of the Upper Silesian Basin. The other analyzed formations have low potential for development of tight gas accumulations.

Key words: tight gas, tight reservoir, permeability, porosity.

WSTÊP

Gaz ziemny zamkniêty (uwiêziony, zaciœniêty) stanowi niekonwencjonaln¹ formê nagromadzeñ gazu w ska³ach zbiornikowych, które charakteryzuj¹ siê przede wszystkim silnie zredukowan¹ przepuszczalnoœci¹, przy wci¹¿ zachowanej porowatoœci (np. Spencer, 1989; Surdam, 1997; Law, 2002; Meckel, Thomasson, 2008). Niska przepuszczalnoœæ ska³y zbiornikowej powoduje, ¿e gaz zamkniêty nie dop³ywa samoczynnie do otworu eksploatacyjnego, a jego produkcja

wymaga zabiegów stymulacyjnych na otworze, g³ównie szczelinowania (Shanley i in., 2004).

Mikrouszczelnienie w postaci barier przepuszczalnoœci izoluj¹cych poszczególne pory skalne b¹dŸ ich grupy (per- meability jail) powoduje, ¿e na tak¹ formê nagromadzenia gazu nie maj¹ wp³ywu si³y wyporu. W efekcie wiele zasad decyduj¹cych o wykszta³ceniu konwencjonalnych systemów wêglowodorowych nie ma w tym przypadku zastosowania.

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

(2)

Miêdzy innymi z tego powodu przez wiele dziesiêcioleci gi- gantyczne z³o¿a gazu ziemnego zamkniêtego by³y niedo- strzegane. Postêpuj¹ce zrozumienie mechanizmów kontro- luj¹cych wykszta³cenie siê tego typu z³ó¿ gazu pozwoli³o uczyniæ z omawianego modelu wêglowodorowego narzê- dzie prospekcji naftowej, co spowodowa³o, ¿e skutecznoœæ prac poszukiwawczych z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego znacz¹co wzros³a (Cumella, 2008).

Z³o¿a gazu zamkniêtego, podobnie jak wiêkszoœæ innych niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów, nie wymagaj¹ obecnoœci pu³apek z³o¿owych. Z³o¿a te najczêœciej wystê- puj¹ w g³êboko pogr¹¿onych, synklinalnych czêœciach base- nów (fig. 1) (Law, 2002; Cumella, 2008). Strefy nasycone gazem maj¹ charakter ci¹g³y w skali regionalnej (pervasive gas fields), co decyduje o ich czêsto gigantycznych zaso- bach. Formacje, z których eksploatuje siê gaz zamkniêty, maj¹ zazwyczaj znacznie wiêksz¹ mi¹¿szoœæ ni¿ w przypadku z³ó¿ konwencjonalnych (fig. 1). Mo¿e ona wynosiæ nawet od kilkuset do kilku tysiêcy metrów (Burnie i in., 2008).

Warunkiem powstania tego typu z³ó¿ gazu ziemnego jest bezpoœrednia bliskoœæ konwencjonalnej ska³y macierzystej i zwiêz³ej ska³y zbiornikowej (fig. 1) (Meissner, 1987).

Ska³a macierzysta powinna mieæ dojrza³oœæ termiczn¹ w zakresie okna generowania gazu. W tego typu systemie wêglo- wodorowym gaz ziemny, podlegaj¹cy ekspulsji z przyleg³ej ska³y macierzystej, intensywnie zasila zwiêz³¹ formacjê zbiornikow¹, w obrêbie której ulega jednak jedynie ograni- czonej migracji, powstrzymywanej przez nisk¹ przepusz- czalnoœæ. W efekcie gaz wypiera ze ska³y zbiornikowej so- lanki, a w obrêbie strefy nasyconej gazem stopniowo po- wstaje nadciœnienie (Surdam i in., 1994).

Ostatnie 20 lat przynios³o szybki postêp w rozpoznaniu modeli niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego, a nastêp- nie postêp w poszukiwaniach i produkcji wêglowodorów z tego typu z³ó¿. Obszarem, gdzie prace te zakoñczy³y siê najwiêkszym sukcesem, by³y przede wszystkim Stany Zjed- noczone, a tak¿e Kanada. Spoœród wszystkich typów niekonwencjonalnych form nagromadzenia wêglowodorów w Ameryce Pó³nocnej najistotniejsze dotychczas okaza³y siê z³o¿a gazu ziemnego zamkniêtego (tight gas). W USA wiel- koœæ rocznej produkcji gazu ziemnego z tego typu z³ó¿ stanowi obecnie ekwiwalent oko³o 1/3 amerykañskiej rocznej, krajowej konsumpcji gazu.

Fig. 1. Blokdiagram ilustruj¹cy w uproszczeniu specyfikê niekonwencjonalnych z³ó¿

z gazem ziemnym zamkniêtym centralnych stref basenu

Gaz ziemny wystêpuje w strefie basenu znajduj¹cej siê obecnie, b¹dŸ w czasie historii geologicznej, w oknie generowania gazu. Elementem koniecznym dla wykszta³cenia siê tego typu systemu wêglowodorowego jest wspó³wystêpowanie bezpoœrednio w profilu zwiêz³ych piaskowców z konwencjonalnymi ska³ami macierzystymi. Istnienie z³o¿a nie wymaga wystêpowania pu³apek z³o¿owych, a strefy nasycenia gazem maj¹ charakter obocznie ci¹g³y w skali regionalnej. Produkcja gazu ziemnego wymaga wiercenia otworów z d³ugimi odcinkami poziomymi oraz wielokrotnego szczelinowania

Block diagram illustrating specifics of the unconventional basin centered gas deposits with tight reservoir

Gas is developed in basin zone which presently or during geological history was buried to gas window. Direct proximity of the tight reservoir and convenmtio- nal source rock is required. Unconventional gas deposits does not requires hydrocarbon traps and gas fields are pervasive in a regional scale. Production of gas requires horizontal drillings with multiple fracturing

(3)

W ostatnich latach podjêto próby przeniesienia pozytyw- nych doœwiadczeñ amerykañskiego przemys³u niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów na inne kontynenty, w tym do Europy. Wstêpne prace pozwoli³y na osi¹gniêcie pierwszych sukcesów poszukiwawczych, g³ównie w basenie czerwonego sp¹gowca w zachodniej i pó³nocnej Europie (Leveille i in., 1997a, b; Schwarzer, Littke, 2007). Polski basen czerwonego sp¹gowca równie¿ sta³ siê obszarem takich prac rozpoznaw- czych i poszukiwawczych (Buniak i in., 2008, 2009; Poprawa, Kiersnowski, 2008; Kiersnowski i in., 2009, 2010), a wstêp- nym potwierdzeniem mo¿liwoœci wystêpowania w nim z³ó¿

gazu ziemnego zamkniêtego by³y wyniki wiercenia Trzek 1 w rejonie Poznania (Trzek Press Release, 2007).

W basenach sedymentacyjnych w Polsce wystêpuje sze- reg formacji zbiornikowych dla wêglowodorów, które mog¹ byæ brane pod uwagê jako zbiorniki zwiêz³e (tight reservoir) (Poprawa, Kiersnowski, 2008). Pierwsze pozytywne efekty poszukiwañ tego typu nagromadzeñ gazu w utworach czerwonego sp¹gowca stanowi¹ do dalszego rozpoznania obszaru Polski pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu. Niniejszy artyku³ stanowi wstêpny przegl¹d najwa¿niejszych formacji zbiornikowych dla wê- glowodorów w Polsce pod k¹tem spe³niania przez nie podstawowych kryteriów decyduj¹cych o mo¿liwoœci wykszta³cenia siê systemu naftowego z gazu ziemnym zamkniêtym.

ZWIÊZ£E FORMACJE POTENCJALNIE ZBIORNIKOWE DLA GAZU ZIEMNEGO W POLSCE

W Polsce wystêpuj¹ liczne baseny naftowe, w obrêbie których znajduj¹ siê formacje zbiornikowe, g³ównie pias- kowcowe, o cechach pozwalaj¹cych braæ je pod uwagê jako cele poszukiwañ z³ó¿ gazu zamkniêtego (fig. 2). Na podsta- wie analogii z dobrze rozpoznanymi basenami wêglowodo- rowymi w Ameryce Pó³nocnej, do cech tych mo¿na zali- czyæ: g³ównie umiarkowan¹ redukcjê porowatoœci (porowa- toœæ >5%), przy silnej redukcji przepuszczalnoœæ (0,1–0,001 mD); obecnoœæ w danej formacji konwencjonalnych z³ó¿

gazu ziemnego i/lub jego objawów; wspó³wystêpowanie ze ska³¹ macierzyst¹ znajduj¹c¹ siê obecnie, lub w czasie historii geologicznej, w zakresie okna gazowego, a tak¿e g³êbo- koœæ zalegania nie wiêksz¹ ni¿ 4000–4500 m (np. Spencer, 1989; Surdam, 1997; Law, 2002; Meckel, Thomasson, 2008).

KARPATY ZEWNÊTRZNE – PIASKOWCE KREDY I KENOZOIKU

Formacje piaskowców zbiornikowych w Karpatach zew- nêtrznych stanowi¹ przede wszystkim dolnoeoceñskie piaskowce ciê¿kowickie, dolnooligoceñskie piaskowce kliw-

skie, piaskowce istebniañskie senonu i ni¿szego paleocenu, górnooligoceñskie–dolnomioceñskie piaskowce kroœnieñ- skie, oligoceñskie piaskowce cergowskie oraz piaskowce kredy dolnej (Karnkowski, 1993b; Dziadzio, Matyasik, 2004). W niektórych strefach Karpat zewnêtrznych utwory te trac¹ konwencjonalne w³aœciwoœci zbiornikowe na g³êbo- koœci wspó³czesnego pogrzebania rzêdu 2000–3000 m (np.

Leœniak, 2004). Jako ¿e wraz z g³êbokoœci¹ wzrasta dojrza³oœæ ska³ macierzystych, strefy takie mo¿na rozwa¿aæ pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania gazu zamkniêtego. Ze wzglêdów ekonomicznych limitem dla poszukiwañ tego typu nagromadzeñ jest obecnie g³êbokoœæ zalegania rzêdu 4000–4500 m.

Z punktu widzenia mo¿liwoœci wystêpowania nagroma- dzeñ gazu ziemnego zamkniêtego oraz komercyjnej produkcji takiego gazu najwa¿niejszym problemem na obszarze Karpat zewnêtrznych jest z³o¿ona budowa tektoniczna.

Z tego powodu potencja³ wystêpowania magromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego w piaskowcach kredowych, paleo- ceñskich i eoceñskich okreœlono jako niski (fig. 2). Dodatko- wym problemem jest stosunkowo niska dojrza³oœæ termiczna ska³ macierzystych, z których najwa¿niejsze s¹ dolnooligo-

Fig. 2. Pozycja stratygraficzna i obszary wystêpowania najwa¿niejszych formacji potencjalnie zbiornikowych dla wêglowodorów w Polsce, analizowanych pod k¹tem mo¿liwoœci powstania w nich akumulacji gazu ziemnego zamkniêtego

Stratigraphic position and location of the main potential reservoir formations in Poland, analyzed with regard to their potential for development of tight gas accumulation

(4)

ceñskie ³upki menilitowe (Kruge i in., 1996; Dziadzio, Ma- tyasik, 2004). Problem ten jest szczególnie istotny w przypadku utworów wystêpuj¹cych w wy¿szej, zazwyczaj s³a- biej pogrzebnej czêœci profilu. Z tych powodów piaskowce oligocenu i dolnego miocenu uznano za negatywne z punktu widzenia mo¿liwoœci wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego (fig. 2).

BASEN POLSKI – PIASKOWCE MEZOZOICZNE

W obrêbie kompleksu utworów mezozoicznych basenu polskiego wystêpuje kilka formacji potencjalnie zbiornikowych dla wêglowodorów. S¹ to przede wszystkim piaskowce triasu dolnego (dolnego i œrodkowego pstrego piaskowca) i triasu górnego (dolnego i górnego kajpru), jury dolnej i œrodkowej (górnego pliensbachu, górnego hetangu–dolnego synemuru, górnego toarku oraz aalenu) oraz ni¿szych ogniw kredy dolnej i cenomanu (Karnkowski, 1993a).

Utwory te uznano za nieperspektywiczne dla wystêpo- wania z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego z uwagi na brak wspó³wystêpowania z nimi odpowiednich ska³ macierzystych, b¹dŸ w przypadku obecnoœci takich ska³ (np. i³owce jury dolnej i œrodkowej), z uwagi na ich dojrza³oœci¹ termiczn¹, zbyt nisk¹ dla generowania gazu ziemnego (Wil- czek, Merta, 1992; Poprawa, 2010a).

BASEN POLSKI – PIASKOWCE CZERWONEGO SP¥GOWCA

Piaskowce czerwonego sp¹gowca w basenie polskim stanowi¹ najwa¿niejsz¹ formacjê potencjalnie zbiornikow¹ dla z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego w Polsce (fig. 2). Zagad- nienie to jest szczegó³owo omówione w kilku pracach (Bu- niak i in., 2008, 2009; Poprawa, Kiersnowski, 2008; Kier- snowski i in., 2009, 2010), w zwi¹zku z czym w niniejszym artykule przedstawiono jedynie podstawow¹ charakterysty- kê tej formacji zbiornikowej.

Wysoka pierwotna porowatoœæ eolicznych piaskowców czerwonego sp¹gowca powoduje, ¿e nawet w strefach o za- awansowanej diagenezie, gdzie przepuszczalnoœæ tych utworów jest silnie zredukowana, ich porowatoœæ pozostaje czêœciowo zachowana. Karboñskie utwory macierzyste znajduj¹ siê w zakresie dojrza³oœci termicznej odpowiada- j¹cej oknu gazowemu b¹dŸ utworom przejrza³ym. W basenie stwierdzono obecnoœæ konwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego oraz jego licznych objawów.

Utwory o podwy¿szonym potencjalne wystêpowania gazu ziemnego zamkniêtego znajduj¹ siê g³ównie na obszarze na po³udniowy wschód, pó³noc i pó³nocny zachód od Poznania (Buniak i in., 2009). G³êbokoœæ zalegania stopu czerwonego sp¹gowca na tym obszarze wynosi od 3500 do 5000 m, zaœ mi¹¿szoœæ kompleksu w stropowej czêœci profilu czerwonego sp¹gowca, o petrofizycznych w³aœciwoœciach sprzyja- j¹cych wystêpowaniu gazu zamkniêtego – oko³o 100–200 m (Kiersnowski i in., 2010). Wraz z prost¹ budowê tektoniczn¹

tego kompleksu oraz du¿¹ oboczn¹ rozci¹g³oœci¹ strefy wy- stêpowania utworów czerwonego sp¹gowca o odpowiednim wykszta³ceniu, stanowi to korzystne warunki do eksploatacji niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego.

BASEN LUBELSKI ORAZ NIECKA P£OCKO- -WARSZAWSKA – PIASKOWCE I WÊGLANY

DEWONU I KARBONU

Dewoñsko-karboñski basen lubelski charakteryzuje stosunkowo du¿e zró¿nicowanie facjalne osadowego wype³nie- nia. W basenie tym wystêpuje kilka formacji potencjalnie zbiornikowych dla wêglowodorów, ró¿ni¹cych siê wzajem- nie charakterystyk¹ petrofizyczn¹. Najwa¿niejszymi spo- œród nich s¹ piaskowce dewonu dolnego, wêglany dewonu œrodkowego i franu, osady klastyczne famenu, a tak¿e piaskowce karbonu, g³ównie namuru (Kaczyñski, 1984). W pod-

³o¿u niecki p³ocko-warszawskiej oraz wschodniej czêœci strefy kujawskiej potencjaln¹ formacj¹ zbiornikow¹ w obrê- bie utworów waryscyjskiego piêtra strukturalnego s¹ piaskowce westfalu.

Potencja³ wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego w tych utworach jest ograniczony (fig. 2).

Przyczyn¹ tego, w przypadku piaskowców dewonu dolnego i wêglanów dewonu œrodkowego i górnego, jest przede wszystkim brak ich wspó³wystêpowania z odpowiedniej ja- koœci ska³ami macierzystymi. W profilu utworów karbonu górnego wysokiej jakoœci ska³¹ macierzyst¹ dla gazu ziemnego s¹ pok³ady wêgla kamiennego, zaœ lokalne wykszta³cenie górnokarboñskich ska³ zbiornikowych mog³o sprzyjaæ powstaniu nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego (poro- watoœæ >5% przy silnej redukcji przepuszczalnoœci). Nie- mniej jednak ich dojrza³oœæ termiczna jest zbyt niska dla generowania gazu (Grotek, 2005). Tylko lokalnie, w strefach o dojrza³oœci termicznej zbli¿onej do 1% Ro, pok³ady wêgla kamiennego mog³y generowaæ gaz ziemny, jednak bior¹c pod uwagê zdolnoœæ sorpcyjn¹ wêgla, przy tych wartoœciach dojrza³oœci termicznej mo¿liwoœæ ekspulsji gazu wydaje siê ograniczona.

BASEN GÓRNOŒL¥SKI – PIASKOWCE KARBONU GÓRNEGO

Specyficzn¹ cech¹ basenu górnoœl¹skiego jest wystêpo- wanie du¿ej mi¹¿szoœci pok³adów wêgla kamiennego, stanowi¹cych doskona³¹ ska³ê macierzyst¹ dla gazu ziemnego.

Ponadto w basenie wystêpuj¹ formacje piaszczyste, które mo¿na braæ pod uwagê jako potencjalne ska³y zbiornikowe, zw³aszcza w obrêbie krakowskiej serii piaskowcowej i gór- noœl¹skiej serii piaskowcowej (np. Jureczka i in., 2005).

W basenie tym, za wyj¹tkiem jego po³udniowo-wschodniej czêœci, nigdy nie prowadzono na wiêksz¹ skalê poszuki- wañ z³ó¿ wêglowodorów innych ni¿ metanu pok³adów wêg- la. Centralna, zachodnia i po³udniowo-zachodnia czêœæ basenu pozostaje nierozpoznana otworami wiertniczymi po-

(5)

ni¿ej g³êbokoœci 2000–2500 m. Z zwi¹zku z tym wiedza o geologii naftowej tego obszaru jest ograniczona.

W centralnej i zachodniej czêœci basenu sp¹g utworów karbonu górnego, zawieraj¹cych prze³awicenia wêgla kamiennego, mo¿e znajdowaæ siê na g³êbokoœciach rzêdu 4000–6000 m (Kotas, 1995). Dojrza³oœæ termiczna tych utwo- rów jest rozpoznana jedynie do g³êbokoœci oko³o 2000 m (Jur- czak-Drabek, 2000), jednak ekstrapolacja profili dojrza³oœci (por. Kotas, 2001; Poprawa i in., 2006) pozwala stwierdziæ, ¿e w centralnej, zachodniej i po³udniowo-zachodniej czêœci basenu pok³ady wêgla na g³êbokoœci poni¿ej 2000 m maj¹ zakres dojrza³oœci termicznej odpowiadaj¹cej oknu generowania gazu suchego b¹dŸ s¹ przejrza³e.

W basenie górnoœl¹skim prze³awicanie siê macierzystych dla gazu ziemnego pok³adów wêgla kamiennego z formacjami piaskowcowymi na g³êbokoœci 3000–4000 m stwa- rza szanse na wykszta³cenie siê niekonwencjonalnego systemu naftowego z gazem ziemnym centralnych stref basenu (basin centered gas) (fig. 1). Konsekwencj¹ przyjêcia ta- kiego modelu systemu wêglowodorowego jest za³o¿enie, ¿e na takich g³êbokoœciach zwiêz³e piaskowce, np. górnoœl¹s- kiej serii piaskowcowej, s¹ nasycone gazem ziemnym, zaœ p³ycej zalegaj¹ce piaskowce – solankami, tworz¹c inwersyj- ny uk³ad p³ynów z³o¿owych w górotworze (fig. 1).

Na obecnym etapie rozpoznania brak jednak przes³anek potwierdzaj¹cych zwiêz³y charakter potencjalnie zbiornikowych piaskowców pogrzebanych na du¿ej g³êbokoœci, tak aby mog³o siê w nich wykszta³ciæ mikrouszczelnienie, zwi¹zane z nisk¹ przepuszczalnoœci¹. Brak otworów nawier- caj¹cych te utwory na g³êbokoœciach 3000–4000 m, a zatem brak rdzeni wiertniczych, nie powala bowiem bezpoœrednio zweryfikowaæ w³aœciwoœci zbiornikowych tych utworów.

STREFA WIELKOPOLSKO-DOLNOŒL¥SKA – PIASKOWCE KARBONU DOLNEGO

Piaskowce karbonu dolnego, wystêpuj¹ce w strefie wielkopolsko-dolnoœl¹skiej w pod³o¿u monokliny przedsudeckiej, a tak¿e w strefie morawsko-œl¹skiej w basenie górno- œl¹skim i pod³o¿u bruzdy œródpolskiej, stanowi¹ element kompleksu fliszowych osadów wizenu i dolnego namuru.

Jest on zbudowany z naprzemianleg³ych i³owców, mu³ow- ców, piaskowców oraz zlepieñców, o ³¹cznie mi¹¿szoœci rzêdu od kilkuset do kilku tysiêcy metrów (¯elichowski, 1995). Kompleks ten wskazywano jako potencjalnie zawieraj¹cy nagromadzenia gazu zamkniêtego, g³ównie w strefie wielkopolski-dolnoœl¹skiej (Poprawa, Kiersnowski, 2008).

Na tym obszarze gaz ziemny by³ generowany z dolnokar- boñskich i³owcowych i mu³owcowych ska³ macierzystych, prze³awicaj¹cych siê z piaskowcami w obrêbie kompleksu utworów dolnokarboñskiego kulmu. Zawartoœæ substancji organicznej w ska³ach macierzystych przekracza niekiedy œrednio 1–2% TOC (Poprawa, 2010a). Ich dojrza³oœæ termiczna jest bardzo wysoka, stanowi¹c ekwiwalent zakresu okna gazu suchego (np. w po³udniowo-zachodniej i pó³noc-

no-zachodniej czêœci pod³o¿a monokliny przedsudeckiej oraz w pod³o¿u po³udniowej czêœci pomorskiego segmentu bruzdy œródpolskiej) lub te¿ zakresu utworów przejrza³ych (np. we wschodniej czêœci pod³o¿a monokliny przedsudeckiej) (Poprawa i in., 2005).

Piaskowce karbonu dolnego w pod³o¿u monokliny przedsudeckiej s¹ silnie zdiagenezowane (Speczik, Koz³owski, 1987; Krzemiñski, 2000). Lokalnie wystêpuj¹ one w wykszta³ceniu typowym dla zwiêz³ych piaskowców o poro- watoœci umo¿liwiaj¹cej wystêpowanie w nich nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego, choæ nie tworz¹ one wyraŸnie wyodrêbnionego obszaru swego wystêpowania.

W strefie wielkopolsko-dolnoœl¹skiej najistotniejszym problemem, z punktu widzenia mo¿liwoœci prowadzenia ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji gazu ziemnego zamkniê- tego, jest wysoki stopieñ deformacji tektonicznych, co powoduje, ¿e okreœlenie geometrii cia³ piaszczystych i przewi- dywanie ich rozci¹g³oœci jest trudne. Z³o¿ona budowa tektoniczna tego kompleksu wyra¿a siê obecnoœci¹ systemów uskoków, najprawdopodobniej równie¿ nasuniêæ, a tak¿e fa³dowañ (Górecka-Nowak, 2008; Mazur i in., 2010). Lokal- nie dodatkowym problemem jest przegrzanie ska³ macierzystych (Poprawa i in., 2005).

W strefach, które uniknê³y póŸnokarboñskiego i/lub wczesnopermskiego przegrzania, utwory karbonu dolnego maj¹ dojrza³oœæ termiczn¹ odpowiadaj¹c¹ zakresowi okna suchego gazu. W takich strefach stwierdzono podwy¿szony potencja³ wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego zamk- niêtego (fig. 2). Strefy te znajduj¹ siê w po³udniowej i po-

³udniowo-zachodniej czêœci strefy wielkopolsko-dolno- œl¹skiej, gdzie g³êbokoœæ wystêpowania stopu utworów karbonu dolnego jest stosunkowo ma³a – od poni¿ej 1000 do oko³o 2000–3000 m.

POMORZE ZACHODNIE – PIASKOWCE KARBONU ORAZ DEWONU ŒRODKOWEGO

W basenie pomorskim formacjami zbiornikowymi dla wêglowodorów s¹ przede wszystkim piaskowce westfalu, górnego turneju oraz dewonu œrodkowego (Karnkowski, 1993a). W³aœciwoœci zbiornikowe tych utworów s¹ bardzo zmienne. Lokalnie piaskowce te cechuj¹ siê nisk¹ przepusz- czalnoœci¹ przy zachowanej stosunkowo wysokiej porowa- toœci. Mi¹¿szoœæ piaszczystych kompleksów zbiornikowych jest niekiedy wysoka, a g³êbokoœæ zalegania w pó³nocnej i wschodniej czêœci Pomorza Zachodniego nie przekracza 3000–4000 m.

Niemniej jednak, obszar ten charakteryzuje siê niskim potencja³em dla poszukiwañ z³ó¿ gazu zamkniêtego (fig. 2).

Wynika to ze z³o¿onej budowy tektonicznej kompleksów przedpermskich, z braku dobrej jakoœci ska³ macierzystych dla wêglowodorów o regionalnej rozci¹g³oœci, za wyj¹tkiem niewielkich, izolowanych p³atów utworów westfalu, wykszta³conych w facji wêglonoœnej, a tak¿e z ogólnie niskiej dojrza³oœci termicznej tych utworów.

(6)

BASEN OLD REDU – PIASKOWCE DEWONU DOLNEGO

Dolnodewoñski basen old redu jest rozwiniêty g³ównie w po³udniowej i wschodniej Polsce. Utwory te najlepiej s¹ zachowane w basenie lubelskim. Na blokach ³ysogórskim, ma³opolskim i górnoœl¹skim zasiêg ich wystêpowania jest czêœciowo ograniczony przez erozjê.

Wykszta³cenie facjalne piaskowców dewonu dolnego na tych obszarach nie sprzyja wystêpowaniu wysokich poro- watoœci pierwotnych, a wraz z diagenetyczn¹ redukcj¹ prze- puszczalnoœci maleje szansa na zachowanie porowatoœci w zakresie umo¿liwiaj¹cym komercyjn¹ eksploatacjê gazu ziemnego. Najwa¿niejszym ograniczeniem dla poszukiwañ nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego w piaskowcach facji old redu jest jednak brak wspó³wystêpowania tych utworów z efektywnymi ska³ami macierzystymi dla gazu ziemnego.

DOLNOPALEOZOICZNE BASENY NA ZACHODNIM SK£ONIE KRATONU WSCHODNIOEUROPEJSKIEGO

– PIASKOWCE KAMBRU ŒRODKOWEGO

W obrêbie kompleksu utworów dolnopaleozoicznych na zachodnim sk³onie kratonu wschodnioeuropejskiego (basen ba³tycki, pod³o¿e niecki p³ocko-warszawskiej, obni¿enie podlaskie oraz region lubelski) g³ówn¹ formacj¹ zbiornikow¹ dla z³ó¿ wêglowodorów s¹ piaskowce kambru œrodko-

wego. W odniesieniu do tej formacji równie¿ sugerowano mo¿liwoœæ wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego (Poprawa, Kiersnowski, 2008).

We wschodniej i pó³nocnej czêœci basenu ba³tyckiego, wschodniej czêœci obni¿enia podlaskiego oraz wschodniej czêœci regionu lubelskiego piaskowce kambru œrodkowego stanowi¹ konwencjonaln¹ ska³ê zbiornikow¹ dla wêglowo- dorów (Górecki i in., 1992; Stolarczyk i in., 2004). W strefach tych jednak dojrza³oœæ termiczna górnoordowicko-dol- nosylurskich oraz górnokambryjsko-tremadockich ska³ macierzystych jest zbyt niska dla generowania wêglowodorów (Grotek, 2006; Poprawa, 2010b).

Dojrza³oœæ tych ska³ macierzystych systematycznie wzrasta ku po³udniowemu zachodowi, osi¹gaj¹c zakres okna generowania gazu ziemnego. W tym samym kierunku pogar- szaj¹ siê w³aœciwoœci zbiornikowe piaskowców kambru œrodkowego (Stolarczyk i in., 2004), co wi¹¿e siê z siln¹ ce- mentacj¹ kwarcow¹, redukuj¹c¹ porowatoœæ i przepuszczal- noœæ (Sikorska, 1998; Schleicher i in., 1998; Molenaar i in., 2007). W strefach o wysokiej dojrza³oœci termicznej poro- watoœæ piaskowców kambru œrodkowego nie przekracza 2–5%. Powoduje to, ¿e potencja³ omawianej formacji dla wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego zamkniêtego jest ograniczony jedynie do tych stref o wysokiej dojrza³oœci termicznej utworów dolnopaleozoicznych, gdzie redukcja porowa- toœci piaskowców kambru œrodkowego mog³a byæ ni¿sza ni¿

to wynika z rozk³adu tego parametru w regionalnej skali.

KONKLUZJE

Najwa¿niejsz¹ formacj¹ zbiornikow¹ w Polsce, maj¹c¹ potencja³ do wystêpowania z³ó¿ gaz ziemnego zamkniêtego, s¹ eoliczne piaskowce czerwonego sp¹gowca w pó³nocnej czêœci monokliny przedsudeckiej i obszarach przylega- j¹cych do niej od pó³nocy i wschodu. Wi¹¿e siê to z lokalnie korzystnymi w³aœciwoœciami zbiornikowymi, pomimo znacz¹cej redukcji przepuszczalnoœci, jak równie¿ ze wspó³wy- stêpowaniem formacji zbiornikowej z efektywn¹ ska³¹ macierzyst¹ dla gazu ziemnego.

Piaskowce karbonu dolnego równie¿ mog¹ zawieraæ nagromadzenia gazu ziemnego zamkniêtego, g³ównie w po³udniowej i po³udniowo-zachodniej czêœci strefy wielkopolsko- -dolnoœl¹skiej. Ograniczeniem dla mo¿liwoœci prowadzenia ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji gazu ziemnego za- mkniêtego z tych utworów jest wysoki stopieñ deformacji tektonicznych, a lokalnie równie¿ przegrzanie ska³ macierzystych.

Stwierdzono, ¿e w obrêbie utworów górnego karbonu w centralnej, zachodniej i po³udniowo-zachodniej czêœci basenu górnoœl¹skiego móg³ siê wykszta³ciæ system wêglowo- dorowy z gazem ziemnym centralnych stref basenu (basin centered gas system). Wniosek ten jest oparty na korzystnym

wykszta³ceniu ska³ macierzystych w tych strefach oraz sprzyjaj¹cej geometrii basenu. Obecnie jednak w³aœciwoœci potencjalnie zbiornikowych piaskowców pozostaj¹ nieokre- œlone, co wynika z braku rozpoznania wiertniczego tej czêœci basenu na g³êbokoœciach wiêkszych ni¿ 2000–2500 m.

Potencja³ wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego zamkniête- go w pozosta³ych analizowanych formacjach okreœlano jako niski. Piaskowce kredy górnej i kenozoiku w Karpatach ze- wnêtrznych cechuj¹ siê bowiem du¿ym stopniem deformacji tektonicznych, a tak¿e ogólnie nisk¹ dojrza³oœci¹ termiczn¹ ska³ macierzystych. Mezozoiczne piaskowce w basenie polskim albo nie wspó³wystêpuj¹ ze ska³ami macierzystymi dla wêglowodorów, albo te¿ ska³y takie s¹ termicznie zbyt nisko dojrza³e. Analogiczne czynniki stanowi¹ ograniczenie dla wystêpowania nagromadzeñ gazu ziemnego zamkniêtego w obrêbie utworów dewoñskich i karboñskich w basenie lubelskim, pomorskim i pod³o¿u niecki p³ocko-warszawskiej.

Piaskowce kambru œrodkowego w strefach o odpowiednio wysokiej dojrza³oœci termicznej ska³ macierzystych charakteryzuj¹ siê natomiast zbyt nisk¹ porowatoœci¹ dla mo¿liwo- œci prowadzenia ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji niekonwencjonalnych akumulacji gazu ziemnego.

(7)

Pracê zrealizowano w ramach projektu „Rozpoznanie basenów wêglowodorowych Polski pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania i zasobów oraz mo¿liwoœci koncesjonowa-

nia poszukiwañ niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemnego”, finansowanego przez Ministerstwo Œrodowiska oraz Naro- dowy Fundusz Ochrony Œrodowiska i Gospodarki Wodnej.

LITERATURA

BUNIAK A., KIERSNOWSKI H, KUBERSKA M., 2008 — Per- spektywy poszukiwañ z³ó¿ gazu ziemnego w piaskowcach czerwonego sp¹gowca o s³abych w³aœciwoœciach zbiornikowych w strefie Poznañ–Konin–Kalisz. Mat. konf. 4. Krajowego Zjazdu Bran¿y Górnictwa Naftowego. 11–13.09.2008 r., £a- gów Lubuski: 125–138.

BUNIAK A., KUBERSKA M., KIERSNOWSKI H., 2009 — Petro- graficzno-petrofizyczna charakterystyka piaskowców eolicznych strefy Siekierki–Winna Góra (ko³o Poznania) w aspekcie poszukiwañ z³ó¿ gazu zamkniêtego w osadach czerwonego sp¹gowca. Prz. Geol., 57, 4: 328–334.

BURNIE S.W., MAINI B., PALMER B.R., RAKHIT K., 2008 — Experimental and empirical observations supporting a capillary model involving gas generation, migration, and seal leakage for the origin and occurrence of regional gasifers. W: Understan- ding, exploring, and developing tight-gas sands (red. S.P. Cu- mella i in.). AAPG Hedberg Ser., 3: 29–48.

CUMELLA S.P. (red.), 2008 — Understanding, exploring and deve- loping tight-gas sands. AAPG Hedberg Ser., 3.

DZIADZIO P., MATYASIK I., 2004 — Rekonstrukcja systemu naftowego i jego znaczenie na wybranych przyk³adach z jedno- stek dukielskiej i œl¹skiej. Mat. Konf.75. Zjazdu Nauk. PTG, Iwonicz Zdrój 22–25.09.2004 r.: 55–67.

GÓRECKA-NOWAK A., 2008 — New interpretations of the Car- boniferous stratigraphy of SW Poland based on miospore data.

Bull. Geoscienc., 83, 1: 101–116.

GÓRECKI W., LAPINSKAS P., LASHKOV E., LASHKOVA L., REICHER B., SAKALAUSKAS K., STRZETELSKI W., 1992

— Petroleum perspectives of the Balic Syneclise. Pol. J. Mine- ral Res., 1: 65–88.

GROTEK I., 2005 — Zmiennoœæ stopnia uwêglenia materii organicznej rozproszonej w utworach karbonu wzd³u¿ brzegu plat- formy wschodnioeuropejskiej Polski. 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. Pr. Pañstw. Inst.

Geol., 186: 253–270.

JURCZAK-DRABEK A., 2000 — Rozwój mikrofacji organicznej w profilu litostratygraficznym karbonu Górnoœl¹skiego Zag³êbia Wêglowego. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 390: 5–34.

JURECZKA J., DOPITA M., GA£KA M., KRIEGER W., KWAR- CIÑSKI J., MARTINEM P., 2005 — Atlas geologiczno- -z³o¿owy polskiej i czeskiej czêœci Górnoœl¹skiego Zag³êbia Wêglowego. 1:200 000. Mapy i tekst objaœniaj¹cy. Pañstw.

Inst. Geol., Warszawa.

KACZYÑSKI J., 1984 — Perspektywy ropogazonoœnoœci lubelsz- czyzny. Prz. Geol., 32, 6: 330–333.

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

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

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 Vol.: 115–116.

KIERSNOWSKI H., BUNIAK A., KUBERSKA M., SROKOW- SKA-OKOÑSKA A., 2010 — Mo¿liwoœæ i warunki wystêpo- wania gazu ziemnego zamkniêtego w utworach czerwonego sp¹gowca Polski. Prz. Geol., 58. (w druku)

KOTAS A., 1995 — Upper Silesian Coal basin. Lithostratygraphy and sedimentologic-paleogeographic development. W: The Carboniferous System in Poland (red. A. Zdanowski, H. ¯ako- wa). Pr. Pañstw. Inst. Geol., 148: 124–134.

KOTAS A., 2001 — Niektóre aspekty interpretacji gradientów dojrza³oœci termicznej osadów karboñskich GZW. Materia³y 24.

Symp. Formacji Wêglonoœnych Polski. Kraków: 45–51.

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 Geochemistry, 24, 8: 897–912.

KRZEMIÑSKI L., 2000 — Niskotemperaturowy metamorfizm dol- nokarboñskich utworów klastycznych pod³o¿a monokliny przedsudeckiej w œwietle badañ krzemianów warstwowych.

Pos. Nauk. Pañstw. Inst. Geol., 56: 26–28.

LAW B.E., 2002 — Basin-centered gas systems. AAPG Bull., 86, 11: 1891–1919.

LEŒNIAK G., 2004 — Wp³yw diagenezy na w³aœciwoœci zbiornikowe piaskowców istebniañskich i ciê¿kowickich jednostki œl¹skiej. Mat. Konf. 75. Zjazdu Nauk. PTG, Iwonicz Zdrój 22–25.09.2004 r.: 111–121.

LEVEILLE G.P., KNIPE R., MORE C., ELLIS D., DUDLEY G., JONES G., FISHER Q.J., ALLINSON G.J., 1997a — Compart- mentalization of Rotliegendes sandstone. Jupiter Field area, southern North Sea. Petroleum Geology of the Southern North Sea: Future Potential. Geol. Soc. Sp. Publ., 123: 87–104.

LEVEILLE G.P., PRIMMER T.J., DUDLEY G., ELLIS D., AL- LINSON G.J., 1997b — Diagenetic controls on reservoir quali- ty in Permian Rotliegendes sandstones, Jupiter Field area, southern North Sea. Petroleum Geology of the Southern North Sea: Future Potential. Geol. Soc. Sp. Publ., 123: 105–122.

MAZUR S., ALEKSANDROWSKI P., TURNIAK K., KRZEMIÑ- SKI L., MASTALERZ K., GÓRECKA-NOWAK A., KU- ROWSKI L., KRZYWIEC P., ¯ELANIEWICZ A., FANNING M.C., 2010 — Uplift and late orogenic deformation of the Central European Variscan belt as revealed by sediment provenance and structural record in the Carboniferous foreland basin of western Poland. Int. J. Earth Sci., 99, 1: 47–64.

MECKEL L.D, THOMASSON M.R., 2008 — Pervasive tight-gas sandstone reservoir: an overview. W: Understanding, explo- ring, and developing tight-gas sands (red. S.P. Cumella i in.).

AAPG Hedberg Ser., 3: 13–27.

MEISSNER F.F., 1987 — Mechanisms and patterns of gas generation (storage) expulsion-migration/accumulation associated with coal measures in the Green River and San Juan Basins, Rocky Mountain Region. W: Migration of hydrocarbons in se-

(8)

dimentary basins (red. B. Doligez). 2^ndIFP Exploration Rese- arch Conference: 79–112. Editions Technip, Paris.

MOLENAAR N., ÈYÞIENË J., ÐLIAUPA S., 2007 — Quartz ce- mentation mechanisms and porosity variation in Baltic Cam- brian sandstones. Sedim. Geol., 195: 135–159.

POPRAWA P., 2010a — Analiza osadów ilasto-mu³owcowych w Polsce pod k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania w nich niekon- wencjonalnych nagromadzeñ gazu ziemnego. Biul. Pañstw.

Inst. Geol., 439: 173–180.

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

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). Miner. Soc. Pol. Sp. Papers, 26: 253–259.

POPRAWA P., BU£A Z., JURCZAK-DRABEK A., 2006 — Histo- ria termiczna NE czêœci basenu morawsko-œl¹skiego (strefa górnoœl¹ska) – wstêpne wyniki modelowania dojrza³oœci termicznej. Mat. 29. Symp. Geol. Form. Wêgl. Polski: 105–113.

AGH, Kraków.

SCHLEICHER M., KÖSTER J., KULKE H., WEIL W., 1998 — Reservoir and source rock characterization of the Early Palaeo- zoic interval in the Peribaltic Syneclise, northern Poland. J. Pe- trol. Geol., 21: 33–56.

SCHWARZER D., LITTKE R., 2007 — Petroleum generation and migration in the “Tight Gas” area of the German Rotliegend na- tural gas play: a basin modeling study. Petrol. Geosc., 13, 1:

37–62.

SHANLEY K.W., CLUFF R.M., ROBINSON J.W., 2004 — Fac- tors controlling prolific gas production from low-permeability sandstone reservoirs: implications for resource assessment, prospect development, and risk analysis. AAPG Bull., 88:

1083–1121.

SIKORSKA M., 1998 — Rola diagenezy w kszta³towaniu przestrze- ni porowej piaskowców kambru z polskiej czêœci platformy wschodnioeuropejskiej. Pr. Pañstw. Inst. Geol., 164: 1–66.

SPECZIK S., KOZ£OWSKI A., 1987 — Fluid inclusion study of epigenetic veinlets from the Carboniferous rocks of the Fo- re-Sudetic monocline (SW Poland). Chem. Geol., 61: 287–298.

SPENCER C.W., 1989 — Review of characteristics of low-perme- ability gas reservoirs in western United States. AAPG Bull., 73:

613–629.

STOLARCZYK F., STOLARCZYK J., WYSOCKA H., 2004 — Perspektywiczne obszary poszukiwañ wêglowodorów w kam- brze polskiej czêœci platformy wschodnioeuropejskiej.

Prz. Geol., 52: 403–412.

SURDAM R.C., 1997 — A new paradigm for gas exploration in anomalously pressured tight gas sands in the Rocky Mountain Laramide Basins. W: Seals, traps, and the petroleum system (red. R.C. Surdam). AAPG Memoir, 67: 283–298.

SURDAM R.C., JIAO Z. SH., MARTINSEN R.S., 1994 — The regional pressure regime in Cretaceous sandstones and shales in the Powder River Basin. AAPG Memoir, 61: 213–234.

TRZEK Press Release, 2007 — Aurelian Oil & Gas PLC – Energia Wielkopolska Sp. z oo. Successful testing of Trzek-1, Poland.

WILCZEK T., MERTA H., 1992 — Wstêpne wyniki badañ piro- litycznych metod¹ Rock-Eval. Nafta-Gaz, 5/6.

¯ELICHOWSKI A.M., 1995 — Wielkopolska region. W: The Car- boniferous System in Poland (red. A. Zdanowski, H. ¯akowa).

Pr. Pañstw. Inst. Geol., 148: 148–151.