Możliwość występowania w Polsce złóż typu BCGS (Basin Centered Gas System)

Na podstawie analiz parametrów skał zbiornikowych typu zwięzłych piaskowców (ang. tight sand) wytypowano obszary perspektywiczne do dalszych szczegółowych badań. Do analiz wykorzystano przede wszystkim mapy głębokości zalegania, miąższości, porowatości i przepuszczalności różnowiekowych piaskowców i zestawienia wyników badań związanych z wykonaniem tych map.

Dokładne badania przeprowadzono głównie w przypadku:

  • piaskowców basenu kambryjskiego na kratonie wschodnioeuropejskim,
  • basenu dewonu dolnego (old red; głównie południowa i wschodnia Polska),
  • basenów karbonu dolnego (monoklina przedsudecka) i górnego (Pomorze Zachodnie i region lubelski),
  • polskiego basenu czerwonego spągowca (perm),
  • basenu górnośląskiego (karbon górny).

mapa wystepowania gazu zamknietego w polsce

Według Poprawy i Kiersnowskiego (2010b) warte rozpoznania są również potencjalne złoża gazu zamkniętego (w systemie BCGS) w mioceńskim basenie przedkarpackim (złożone poziomy piaskowców i iłowców) oraz w utworach kredy dolnej w większej części fliszowych Karpat zewnętrznych. W tej strefie znajdują się liczne poziomy skał potencjalnie macierzystych, zazwyczaj niezbyt wysokiej jakości (z wyjątkiem łupków menilitowych).

Z uwagi na niski stopień diagenezy i konsolidacji utworów mioceńskich oraz duży stopień deformacji tektonicznych piaskowców Karpat zewnętrznych poszukiwania pułapek gazu w systemie BCGS wymagają innego niż tradycyjnie podejścia.

Najwyższym potencjałem występowania głębokiego gazu zamkniętego spośród wymienionych utworów odznaczają się piaskowce w basenie czerwonego spągowca – złoże tego typu nawiercono na wschód od Poznania. Stwierdzono tam również obecność piaskowców o najlepszych parametrach zbiornikowych, co może wiązać się z występowaniem także konwencjonalnych złóż gazu.

Piaskowce w basenie czerwonego spągowca są rozprzestrzenione na znacznym obszarze Polski. Są to przede wszystkim piaskowce eoliczne, podrzędnie fluwialne. Piaskowce te występują głównie w południowo-zachodniej części basenu (Kiersnowski, 1997) i są przykryte utworami cechsztynu, które stanowią uszczelnienie dla licznych konwencjonalnych pułapek gazu. Część piaskowców przykrywają utwory mułowcowo - iłowcowe (typu plai), które w pewnych przypadkach również mogą mieć regionalne znaczenie uszczelniające. Omawiane piaskowce rozpoznano w najpłytszych strukturalnie częściach basenu czerwonego spągowca. Fragmenty głębiej pogrążone, tzw. głęboki czerwony spągowiec, są słabo zbadane lub wręcz niezbadane w ogóle, głównie z powodu braku wierceń oraz bardzo niskiej jakości obrazu sejsmicznego w przypadku utworów występujących pod utworami cechsztynu (sole i anhydryty skutecznie tłumią fale sejsmiczne, co uniemożliwia wydzielenie kompleksów skał o odmiennej litologii).

Piaskowce eoliczne czerwonego spągowca dzięki swojej homogeniczności i często znacznej miąższości są idealnymi skałami zbiornikowymi zarówno dla konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych nagromadzeń gazu (Buniak i in., 2009). Źródłem gazu zakumulowanego w tych skałach były głównie utwory karbonu górnego (westfalu) oraz częściowo karbonu dolnego (Kiersnowski i in., 2010; Botor i in., 2013).

W piaskowcach basenu czerwonego spągowca złoża typu tight gas mogą występować też na częściowo rozpoznanym obszarze o osi wyznaczonej otworami wiertniczymi Pławce, Komorze i Malanów (Buniak i in., 2008b). Można się spodziewać występowanie tego typu piaskowców w głębszej części basenu, na wschód od wymienionej linii wierceń.

W Polsce piaskowce czerwonego spągowca występują na głębokości 4000 – 5000 m oraz prawdopodobnie głębiej, do 6000 m, zatem tylko częściowo nadają się do poszukiwań i ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji. Możliwość występowania akumulacji gazu w tych skałach, w systemie BCGS, omówiono w raporcie „Prognostyczne zasoby gazu ziemnego w wybranych zwięzłych skałach zbiornikowych Polski” (Wójcicki i in., 2014) oraz w publikacji Kiersnowskiego i Góreckiego (2010).

Zgodnie z opracowaniem Poprawy i Kiersnowskiego (2008) występowanie porowatości w utworach czerwonego spągowca pogrzebanych na głębokości ponad 4000 m można wiązać z rozwojem porowatości wtórnej, powstałej na skutek rozpuszczania cementów i ziaren detrytycznych (np. skaleni). Prowadzi to niekiedy do inwersji własności zbiornikowych (Pusch i in., 2005), czyli do ich wtórnego polepszenia.

Symulacje własności zbiornikowych eolicznych piaskowców czerwonego spągowca w polskiej części basenu wykazały, że utwory te mogą zachować dobrą porowatość (do 12%) przy pogrzebaniu na głębokość 4500 – 5500 m, a nawet więcej (Seedhouse i in., 1996). Głównym problemem pozostaje nadal określenie relacji czasowej między okresem nasycania gazem a okresem częściowej utraty porowatości i przepuszczalności piaskowców, głównie na skutek pogrzebania.

Piaskowce karbonu dolnego monokliny przedsudeckiej mają niską porowatość i odznaczają się średnim potencjałem występowania gazu zamkniętego. Według Poprawy i Kiersnowskiego (2010b) piaskowce te są reprezentowane przez fliszowe utwory wizenu i dolnego namuru w strefie wielkopolsko-dolnośląskiej na monoklinie przedsudeckiej. Piaskowce karbonu dolnego są obecne prawdopodobnie również w pomorsko-kujawskiej strefi e przedpola orogenu waryscyjskiego, ale nie zostało to do końca potwierdzone. Skały karbonu na monoklinie przedsudeckiej występują w postaci kompleksów naprzemianległych drobnoziarnistych i miejscami różnoziarnistych piaskowców oraz iłowców o wielosetmetrowej miąższości. Utwory te są niekiedy silnie zaburzone tektonicznie (złożony system uskoków i prawdopodobnie nasunięć, wielkoskalowe fałdowania).

W raporcie „Prognostyczne zasoby gazu ziemnego...” (Wójcicki i in., 2014) przedstawiono syntetyczne wyniki badań otworu Siciny-2 (odwierconego w 2012 roku przez San Leon Energy) wskazujące na potencjał występowania złóż gazu zamkniętego i gazu z łupków w utworach karbonu dolnego na obszarze koncesji Góra (monoklina przedsudecka).

Według cytowanego już opracowania Poprawy i Kiersnowskiego (2010b) „na obszarze monokliny przedsudeckiej gaz ziemny był generowany z dolnokarbońskich iłowcowych i mułowcowych skał macierzystych, przeławicających się z piaskowcami w obrębie kompleksu dolnokarbońskiego kulmu. Zawartość substancji organicznej w skałach macierzystych przekracza niekiedy średnio 1–2% TOC (Poprawa, 2010b). Ich dojrzałość termiczna jest bardzo wysoka, stanowiąc ekwiwalent zakresu okna gazu suchego (np. w południowo-zachodniej i północno-zachodniej części monokliny przedsudeckiej)”.

AUTORZY: IRENEUSZ DYRKA, HUBERT KIERSNOWSKI, ADAM WÓJCICKI