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).
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
