Polskie z³o a gazu ziemnego z ³upków na tle wybranych niekonwencjonalnych z³ó Europy Œrodkowo-Wschodniej

Polskie z³o a gazu ziemnego z ³upków na tle wybranych niekonwencjonalnych z³ó uropy Œrodkowo-Wschodniej Przemys³aw Karcz 1, Marcin Janas 1, Ireneusz Dyrka 1 Przegl¹d Geologiczny, vol. 61, nr 7, 2013 Polish shale gas deposits in relation to selected shale gas perspective areas of Central and astern urope. Prz. Geol., 61: 411 423. Abstract.This paper describes a regional overview of selected Central and astern uropean sedimentary basins which hold the unconventional potential for shale gas and shale oil exploration that have attracted interest in the last few years. Organic-rich fine-grained rocks like black and dark-grey, mudstones and claystones with varying ages from Cambrian to Miocene are distributed very irregularly across urope. A long- P. Karcz M. Janas I. Dyrka -lasting, dynamic geological evolution and continuous reconstruction of the uropean continent resulted in the formation of many sedimentary basins. In some basins, biogeochemical conditions favoured preservation of accumulated organic-rich deposits and led to the generation of hydrocarbons after burial and reaching appropriate maturity levels. ven though shale gas and shale oil exploration in urope is still in its infancy, shale formations were analyzed before as the source rocks in conventional petroleum systems. Parameters that were used to describe source rocks e.g.: total organic carbon, maturity, thickness, depth of occurrence and areal extent, can indicate preliminary potential for shale gas exploration and allow estimating first resource values. Currently the most intense shale gas exploration takes place in Poland where over 42 wells have been drilled and over 100 concessions for unconventional hydrocarbon exploration have been granted. Upper Ordovician and Lower Silurian at the ast uropean Craton (Baltic and Lublin-Podlasie Basins) are the major targets for unconventional exploration in Poland. In Central and astern urope, evaluation of the unconventional potential of gas-bearing shale formations is carried out also in Ukraine, Lithuania, Austria, Czech Republic, Hungary, Romania, Bulgaria, Moldavia and the uropean sector of Turkey. Despite the fact that each shale rock differs from another by geochemical, petrographical, petrophysical, mechanical and other parameters, some similarities can be seen such as type of depositional environment with the predominance of type II kerogen or specific organic matter content. Recoverable resources of shale gas throughout urope are believed to be as large as 17.6 bln m 3 and Poland, Ukraine, France with United Kingdom are thought to have the greatest resources. Keywords: urope, shale gas, shale oil, sedimentary basins, unconventional hydrocarbons, shale gas potential iniejszy artyku³ ma na celu wprowadzenie czytelnika w jak najbardziej ogólny zarys informacji o europejskich niekonwencjonalnych z³o ach wêglowodorów, tj. ropy naftowej i gazu ziemnego z ³upków, które w wyniku dopracowania technologii wydobywczych w ci¹gu ostatnich kilku lat sta³y siê atrakcyjnym obiektem badañ dla wielu firm z sektora naftowego. upki i inne ska³y drobnoklastyczne wzbogacone w materiê organiczn¹, takie jak mu³owce i i³owce, które mog¹ zawieraæ ropê naftow¹ i gaz ziemny, s¹ rozmieszczone nierównomiernie na obszarze kontynentu europejskiego. Owa szeroka i nieregularna dystrybucja osadów tego typu jest œwiadectwem pojawiania siê i zaniku œrodowisk sprzyjaj¹cych akumulacji osadów drobnoklastycznych wzbogaconych w materiê organiczn¹. Migracja drobnoklastycznych œrodowisk depozycyjnych jest odzwierciedleniem zarówno ewolucji kontynentu europejskiego w zakresie ewolucji strukturalnej, tektonicznej i paleogeograficznej, jak i globalnych i lokalnych zmian poziomu mórz i oceanów wraz z ich produktywnoœci¹ biologiczn¹ skoncentrowan¹ w wodach przypowierzchniowych. W konsekwencji dynamicznej historii rozwoju i wielokrotnej przebudowy kontynentu europejskiego relatywnie czêsto pojawia³y siê i zanika³y obszary sprzyjaj¹ce akumulacji ska³ osadowych cechuj¹cych siê podwy szon¹ zawartoœci¹ materii organicznej. W wyniku tego wystêpuj¹ce w uropie ska³y macierzyste dla wêglowodorów bêd¹ce celem poszukiwañ z³ó niekonwencjonalnych cechuja siê du ¹ rozpiêtoœcia stratygraficzn¹ i geograficzn¹, wskutek czego s¹ one wieku od dolnego paleozoiku przez mezozoik a po kenozoik na obszarach takich pañstw jak Polska, Rumunia, Bu³garia, Wêgry i Ukraina (ryc. 1 patrz str. 436, ryc. 2). Poza wspomnianymi sektorami, ró nego typu i wieku ska³y ³upkowe stanowi¹ce potencjalny cel poszukiwañ z³ó niekonwencjonalnych znajduj¹ siê równie na obszarze Hiszpanii, Austrii, Czech, Litwy, iemiec, Francji i Wielkiej Brytanii. W europejskim sektorze Arktyki, na archipelagu Svalbard i na owej Ziemi równie odnaleÿæ mo na i ska³y drobnoklastyczne bêd¹ce celem intensywnych badañ naftowych. Powszechna heterogenicznoœæ ³upków, skutkuj¹ca ich odmiennymi w³aœciwoœciami geochemicznymi, petrograficznymi, petrofizycznymi i mechanicznymi, sugeruje, e wystêpuj¹ce na obszarze Polski s¹ prawdopodobnie na tyle odmienne od swoich odpowiedników europejskich, a tym bardziej amerykañskich, e prawdopodobnie bêd¹ one wymagaæ doœæ specyficznego podejœcia w odniesieniu do planowanej eksploatacji. Ze wzglêdu na ich odmiennoœæ nale y w sposób bardzo szczegó³owy okreœliæ ich zdolnoœæ do generowania, zatrzymania i uwalniania wêglowodorów. Takie badawcze podejœcie powinno umo liwiæ zrozumienie tego drobnoklastycznego i wzbogaconego w materiê organiczn¹ systemu depozycyjnego z jego biologicznymi, 1 Pañstwowy Instytut Geologiczny Pañstwowy Instytut Badawczy, ul. Rakowiecka 4, 00-975 Warszawa; przemyslaw.karcz@ pgi.gov.pl, marcin.janas@pgi.gov.pl, ireneusz.dyrka@pgi.gov.pl. 411

kenozoik Cenozoic mezozoik Mesozoic górny paleozoik Upper Paleozoic dolny paleozoik Lower Paleozoic Mio Ol oc Pa K2 K1 J3 J2 J1 T3 T2 T1 P2 P1 C2 C1 D3 D2 D1 S2 S1 Or3 Or2 Or1 Cm3 Cm2 Cm1 P basen panoñski Panonian Basin S Ukraina (formacja Maykop) S Ukraine (Maykop Formation) basen tracki (formacja Mezardere) Thrace Basin (Mezardere Formation) basen tracki (formacja Hamitabat) Thrace Basin (Hamitabat Formation) basen dolnosaksoñski (formacja Blättertone) Lower Saxony Basin (Blättertone Formation) basen dolnosaksoñski (formacja Wealden) Lower Saxony Basin (Wealden Formation) basen po³udniowo-wschodni (formacja Terres oires) Southeast Basin (Terres oires Formation) basen wiedeñski (formacja Mikulov) Vienna Basin (Mikulov Formation) platforma mezyjska (formacja Bals) Moesian Platform (Bals Formation) basen dolnosaksoñski (formacja Posidonia) Lower Saxony Basin (Posidonia Formation) platforma mezyjska (formacja tropole) Moesian Platform (tropole Formation) basen po³udniowo-wschodni Southeast Basin basen paryski (formacja Schistes Carton) Paris Basin (Schistes Carton Formation) rów bodeñski (formacja Posidonia) Bodensee Trough (Posidonia Formation) po³udniowa prowincja naftowa Wielkiej Brytanii United Kingdom Southern Petroleum Province basen paryski Paris Basin basen dnieprowsko-doniecki (pok³ady Rudov) Dnieper-Donets Basin (Rudov Beds) pó³nocna prowincja naftowa Wielkiej Brytanii United Kingdom orthern Petroleum Province basen dolnosaksoñski Lower Saoxny Basin strefy wielkopolskiej Wielkopolska Shale platforma mezyjska (Rumunia i Bu³garia) Moesian Platform (Romania and Bulgaria) SW Litwa SW Lithuania baseny ba³tycki, podlaski, lubelski Baltic, Podlasie, Lublin basins a³unowe Alum Shale wysoki potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach high shale gas potential basen luzytañski Lusitania Basin basen kantabryjski Cantabrian Basin basen kantabryjski Cantabrian Basin depresja lwowska Lviv Depression basen praski Prague Basin basen luzytañski Lusitania Basin basen przeddobrudzki S Mo³dawia Pre-Dobrogean Basin S Moldavia niski potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach low shale gas potential strefy wystêpowania niskiego i wysokiego potencja³u gazu ziemnego w ³upkach low and high shale gas potential zone chemicznymi i fizycznymi warunkami, który wraz z pogrzebaniem przemieni³ siê w konwencjonalny i niekonwencjonalny system naftowy. Chocia w artykule nie podano rozwi¹zania tych problemów badawczych, to przyczyniæ siê on mo e do pe³niejszego zrozumienia podstawowych ró nic w wybranych cechach geologicznych pomiêdzy polskimi ³upkami a ich odpowiednikami z uropy Œrodkowo- -Wschodniej. W publikacji skoncentrowano siê g³ównie na obszarach wystêpowania najbardziej perspektywicznych ³upków polskich i uropy Œrodkowo-Wschodniej, które zdaniem wielu autorów mog¹ rokowaæ nadzieje na op³acaln¹ eksploatacjê. Do najbardziej perspektywicznych zalicza siê z basenów: wiedeñskiego, panoñskiego, dnieprowsko-donieckiego, ba³tyckiego, podlaskiego, lubelskiego i z depresji lwowskiej (ryc. 1 patrz str. 436). Do tej grupy nale y z pewnoœci¹ w³¹czyæ równie a³unowe wystêpuj¹ce na obszarze Morza Ba³tyckiego. POLSKI BASY SDYMTACYJ POTCJALI ZAWIRAJ C ROPÊ AFTOW I GAZ ZIMY W UPKACH ajbardziej perspektywiczne ska³y ³upkowe na obszarze Polski, które mog¹ zawieraæ niekonwencjonalne z³o a ropy i gazu, wystêpuj¹ w trzech basenach sedymentacyjnych: ba³tyckim, podlaskim i lubelskim (ryc. 3). Baseny te charakteryzuj¹ siê podobnym pionowym uk³adem facjalnym dolnego paleozoiku oraz relatywnie prost¹ budow¹ tektoniczn¹. Ska³y ³upkowe górnego ordowiku i dolnego syluru wydaj¹ siê posiadaæ odpowiedni¹ charakterystykê geologiczn¹, co umo liwia zaklasyfikowanie ich nie tylko jako ska³y macierzyste dla konwencjonalnych z³ó wêglowodorów, lecz równie jako obiecuj¹cy cel poszukiwañ z³ó niekonwencjonalnych. Jednak ich lateralna zmiennoœæ facjalna powoduje, e nie na ca³ym obszarze wystêpowania cechuj¹ siê one jednakow¹ perspektywicznoœci¹ w odniesieniu do wystêpowania niekonwencjonalnych z³ó wêglowodorów. W karadoku sedymentacja drobnoklastyczna przewa a³a jedynie w pó³nocno-zachodnich obszarach basenu dolnopaleozoicznego, natomiast w regionie po³udniowo-wschodnim zachodzi³ g³ównie wêglanowy typ sedymentacji, który w aszgilu zdominowa³ ju prawie ca³y basen dolnopaleozoiczny. Ponowna zmiana warunków sedymentacji rozpoczê³a siê w sylurze wraz z dominuj¹c¹ akumulacj¹ ska³ drobnoklastycznych (Modliñski i in., 2006; Modliñski & Szymañski, 2008). Zmiany facjalne i wspó³towarzysz¹ce im zmiany tempa sedymentacji klastycznej wp³ynê³y na poziom¹ i pionow¹ dystrybucjê wêgla organicznego w tych utworach i przyczyni³y siê do podwy szenia jego zawartoœci w facjach przede wszystkim mu³owcowych i ilastych, cechuj¹cych siê niskim tempem sedymentacji. Postêpuj¹ce w górnym ordowiku i dolnym sylurze migracje facji zale ne od przekszta³cania siê œrodowiska depozycyjnego wraz z jego produktywnoœci¹ biologiczn¹ i zmianami w zakresie basenowej dystrybucji klastyków spowodowa³y znaczny diachronizm utworów ilastych i mu³owcowych w dolnopaleozoicznym basenie zachodniego sk³onu Ryc. 2. Pozycja stratygraficzna i obszar wystêpowania formacji potencjalnie zawieraj¹cych gaz ziemny w ³upkach w uropie Fig. 2. Stratigraphic position and location of formations with shale gas potential in urope 412

niecka szczeciñska Szczecin Trough niecka pomorska Pomeranian Trough wa³ pomorski Pomeranian Swell monoklina przedsudecka Fore-Sudetic Monocline Sudety Sudety Mts. strefa ropotwórcza oil-prone zone strefa gazotwórcza gas-prone zone basen ba³tycki Baltic Basin wa³ kujawski Kujawy Well niecka mogileñsko-³ódzka Mogilno- ódÿ Trough Przegl¹d Geologiczny, vol. 61, nr 7, 2013 niecka warszawska Warsaw Trough niecka miechowska Miechów Trough wyniesienie mazursko-suwalskie Mazury-Belarus High Góry Œwiêtokrzyskie Holy Cross Mountains Karpaty Carpathians 0 50 100km basen lubelski Lublin Basin zapadlisko przedkarpackie Carpathian Foredeep obni enie podlaskie Podlasie Depression obszary o wstêpnie udokumentowanym potencjale wystêpowania gazu ³upkowego areas with preliminary documented shale-gas potential obszary o nieokreœlonym lub ni szym potencjale wystêpowania gazu ³upkowego areas with uncertain or lower documented shale-gas potential Ryc. 3. Obszary potencjalnego wystêpowania ropy naftowej i gazu ziemnego w ³upkach w dolnopaleozoicznych basenach Polski (kompilacja na podstawie Poprawy, 2010a) Fig. 3. Areas of potential shale-oil and shale-gas occurrence in the Lower Paleozoic basins in Poland (compilation based on Poprawa, 2010a) kratonu wschodnioeuropejskiego. Odmienna rozpiêtoœæ czasowa jest przypisywana tak e zdarzeniom termicznym, które wspó³kszta³towa³y perspektywicznoœæ wêglowodorow¹. W konsekwencji polskie baseny sedymentacyjne zachodniego sk³onu kratonu wschodnioeuropejskiego doœwiadczy³y dwóch wydarzeñ termicznych przynale nych stratygraficznie do dewonu i karbonu oraz póÿnego mezozoiku (Poprawa & Grotek, 2005; Poprawa, 2010a). Rozmieszczenie ska³ macierzystych dla wêglowodorów na obszarze zachodniej krawêdzi kratonu cechuje wyraÿna strefowoœæ ropo- i gazotwórcza (ryc. 3), odzwierciedlaj¹ca odpowiednio wschodnie i zachodnie fragmenty basenów (Poprawa, 2010a). Szerokie rozprzestrzenienie ordowicko-sylurskich ³upków wzbogaconych w materiê organiczn¹ w sektorze basenu ba³tyckiego skutkuje wystêpowaniem obszarów perspektywicznych na Morzu Ba³tyckim, w Rosji, na Litwie oraz w Szwecji. Wielkoœæ basenu i zasiêg wystêpowania omawianych utworów klastycznych ordowiku i syluru powoduj¹ równie, e na ró nych obszarach basenu zosta³y one pogr¹ one do niekiedy znacznie odmiennych g³êbokoœci. W konsekwencji utwory landoweru w basenie ba³tyckim zosta³y pogrzebane do g³êbokoœci od 1000 m we wschodnim l¹dowym terytorium Polski do nawet 4500 m w zachodnich granicach swojego zasiêgu. Mi¹ szoœæ ca³ego kompleksu landoweru równie ulega wahaniom od ok. 20 30 m w rejonach wschodnich do blisko 70 m w rejonach zachodnich. Z kolei utwory wenloku charakteryzuj¹ siê du o wiêkszymi mi¹ szoœciami, które w zale noœci od regionu ró ni¹ siê znacz¹co od 100 140 m we wschodniej czêœci basenu do 1000 m w regionie zachodnim. Dojrza³oœæ termiczna wykazuje ogromn¹ rozpiêtoœæ w granicach od 0,5 0,6% Ro w regionach wschodnich do 4,5% Ro w regionach maksymalnego pogrzebania. Zawartoœæ wêgla organicznego w utworach landoweru jest znacznie zró nicowana i wynosi 0,5 11,0% wag., z czego najwy sze wartoœci odnotowuje siê w centralnej czêœci Zatoki Gdañskiej. W utworach wenloku regionalne ró nice w zawartoœci wêgla organicznego s¹ znacznie mniejsze i oscyluj¹ miêdzy 0,5% wag. a 1,4% wag. (Skrêt & Fabiañska, 2009; Poprawa, 2010a). Jeœli wzi¹æ pod uwagê œredni¹ mi¹ szoœæ ³upków netto, wynosz¹c¹ ok. 96 m dla landoweru, wyliczone zasoby gazu wydobywalnego to ok. 3,6 bln m 3 (Kuuskraa i in., 2011). W wyniku procesów tektonicznych system dolnopaleozoicznych basenów sedymentacyjnych uleg³ rozdzieleniu, wskutek czego basen podlaski stanowi obecnie nieco odizolowan¹ jednostkê z w³aœciw¹ sobie charakterystyk¹ geologiczn¹. Utwory landoweru cechuj¹ siê pogrzebaniem w granicach 500 750 m w regionie wschodnim do blisko 5000 m na obszarze zachodnim. Mi¹ szoœæ utworów wenloku zmienia siê od 80 100 m w regionie wschodnim do nawet 500 m w zachodnich granicach wystêpowania. Dojrza³oœæ termiczna wyra ona w funkcji refleksyjnoœci witrynitu cechuje siê generalnie podobnym trendem wzrostu wartoœci w kierunku zachodnim i po³udniowo-zachodnim i osi¹ga wartoœci rzêdu 4,0% Ro w warstwach landoweru. Ten sam interwa³ stratygraficzny na wschodnim obszarze basenu cechuje siê dojrza³oœci¹ termiczn¹ rzêdu 0,7 1,3% Ro. Zawartoœæ materii organicznej wynosi od 0,6% wag. do nawet 20,0% wag. w pojedynczych warstwach i wzrasta w kierunku zachodnim (Klimuszko, 2002; Poprawa, 2010a). Orientacyjne oszacowanie mi¹ szoœci ³upków landoweru netto na ok. 90 m umo liwi³o okreœlenie iloœci wydobywalnego gazu na 0,4 bln m 3 (Kuuskraa i in., 2011). Basen lubelski jest najbardziej wysuniêty na po³udniowy wschód (ryc. 3) i charakteryzuje siê najbardziej z³o on¹ budow¹ tektoniczn¹ spoœród wszystkich polskich dolnopaleozoicznych basenów zawieraj¹cych pakiety ska³ drobnoklastycznych mog¹cych zawieraæ niekonwencjonalne z³o a ropy i gazu. Przyczyn¹ skomplikowanej budowy geologicznej by³y przede wszystkim regionalne wydarzenia tektoniczne, których maksimum aktywnoœci przypad³o na dewon i których efektem jest te znaczna odmiennoœæ wybranych parametrów geologicznych w odniesieniu do pozosta³ych basenów, zw³aszcza pod zwglêdem pogrzebania i dojrza³oœci. Znacz¹c¹ rolê w rozwoju struktury basenu lubelskiego odegra³y równie m³odsze wydarzenia tektoniczne we wczesnym karbonie i od póÿnego karbonu do wczesnego permu (Poprawa 2010a). G³êbokoœæ zalegania stropu utworów landoweru waha siê tu od 1000 m do 4000 m, z trendem wzrastaj¹cym przebiegaj¹cym z pó³nocnego 413

strefa T-T T-T Zone Przegl¹d Geologiczny, vol. 61, nr 7, 2013 A POLSKA POLAD BIA ORUŒ BLARUS rów prypecki Pripyat Trough basen dnieprowsko-doniecki Dnieper-Donets Basin ROSJA RUSSIA B Kijów Kiev III Charków Kharkiv strefa fa³dowa Donbasu Donbas Foldbelt koncesja Juzowska Yuzovska concession III WÊGRY HUGARY oligocen Oligocene formacja ³upków Maykop Maykop Shale Formation kreda Cretaceous jura Jurassic karbon Carboniferous RUMUIA ROMAIA a b a sylur g³êboko Silurian deepwater b sylur utwory lagunowe, szelfowe, rafowe Silurian lagoon, shelf, reef prekambr, tarcza ukraiñska Precambrian, Ukrainian Shield zasiêg Karpat Carpathians extent zasiêg Gór Krymskich Crimean Mts. extent zasiêg wystêpowania utworów syluru Silurian extent Odessa Odessa okrêgi wêglowe coal districts koncesje poszukiwawcze prospection concessions 1,0 3,0 izolinie refleksyjnoœci witrynitu (% Ro) na g³êbokoœci 5000 m iso-reflectance lines (% Ro) 5000 m depth dolny oligocen Lower Oligocene górny oligocen Upper Oligocene otwór wiertniczy borehole Góry Krymskie Crimean Mts. 100km przekroje geologiczne (patrz ryc. 5 6) geological cross-sections (see Figs. 5 6) Ryc. 4. A mapa Ukrainy i Mo³dawii z zaznaczonymi basenami sedymentacyjnymi zawieraj¹cymi ska³y drobnoklastyczne bogate w materiê organiczn¹ (wg Sachsenhofera & Koltuna, 2012, zmieniony); B lokalizacja Ukrainy na tle uropy z zaznaczon¹ zachodni¹ granic¹ platformy wschodnioeuropejskiej (strefa Teisseyre a-tornquista; strefa T-T) (wg Sachsenhofera & Koltuna, 2012, zmieniony) Fig. 4. A map of Ukraine and Moldavia showing position of sedimentary basins with organic-rich fine-grained rocks (after Sachsenhofer & Koltun, 2012, modified); B position of western margin of the ast uropean Craton and Ukraine within urope (Teisseyre- -Tornquist Zone; T-T Zone) (after Sachsenhofer & Koltun, 2012, modified) wschodu na po³udniowy zachód. Dojrza³oœæ termiczna zmienia siê od 0,6% Ro do 3,0% Ro, równie wzd³u trendu -SW. Zawartoœæ wêgla organicznego w utworach aszgilu, landoweru i wenloku mieœci siê w zakresie 0,5 4,5% wag. (Poprawa, 2010a). Mi¹ szoœæ tych interwa³ów stratygraficznych zmienia siê natomiast w granicach odpowiednio 10 50 m oraz 60 180 m. Œrednia mi¹ - szoœæ ³upków wenloku netto dla basenu lubelskiego wynosi 69 m, a wydobywalne zasoby gazu stanowi¹ ok. 1,25 bln m 3 (Kuuskraa i in., 2011). Obecnie na obszarze wszystkich trzech basenów trwaj¹ zaawansowane prace wiertnicze prowadzone w celu rozpoznania potencja³u niekonwencjonalnych z³ó wêglowodorów. Grupê najintensywniej poszukuj¹c¹ niekonwencjonalnych z³ó ropy i gazu tworz¹ firmy: PGiG, PK Orlen, BK Petroleum, Chevron, Conoco Philips, ni, San Leon nergy i 3Legs Resources, które na przestrzeni ostatnich kilku lat wywierci³y 42 otwory badawcze. IKOWCJOAL Z O A UKRAIY W 2012 r. koncerny naftowe Chevron, Shell oraz konsorcjum kierowane przez koncern xxonmobil wygra³y konkurs na poszukiwanie i wydobycie niekonwencjonalnych z³ó gazu ziemnego na Ukrainie. Chevron rozpocznie prace na koncesji Olesko, która znajduje siê na zachodzie kraju i obejmuje obwód lwowski, iwanofrankowski i tarnopolski. Shell otrzyma³ koncesjê na prowadzenie prac poszukiwawczo-wydobywczych na wschodzie kraju, w obrêbie obwodu charkowskiego i donieckiego, natomiast konsorcjum sk³adaj¹ce siê z firm xxonmobil, Shell, Petrom i adra Ukrainy bêdzie odpowiedzialne za prace na koncesji Skifska, zarówno na l¹dzie, jak i na szelfie Morza Czarnego (ryc. 4). Celem poszukiwañ w obrêbie koncesji Olesko s¹ sylurskie depresji lwowskiej, która jest kontynuacj¹ struktur geologicznych regionu lubelskiego, bêd¹cego w Polsce obszarem intensywnych prac poszukiwawczych. Sylurskie ska³y stanowi¹ czêœæ sukcesji osadowej deponowanej od wendu do dewonu i wystêpuj¹ w depresji lwowskiej w postaci 200-kilometrowego pasa ci¹gn¹cego siê wzd³u zachodniej granicy kratonu wschodnioeuropejskiego (Sachsenhofer & Koltun, 2012). Utwory syluru s¹ wykszta³cone w postaci ³upków oraz wapieni. Ku wschodowi przechodz¹ w równowiekowe p³ytko facje wêglanowe (Sachsenhofer & Koltun, 2012), które ods³aniaj¹ siê na powierzchni w licznych wychodniach. upki perspektywicz- 414

SW I [km p.p.m.] [km b.s.l.] Karpaty Carpathians strefa Teisseyre a-tornquista Teisseyre-Tornquist Zone strefa Teisseyre a-tornquista Teisseyre-Tornquist Zone I SW zapadlisko przedkarpackie II [km p.p.m.] Carpathian Foredeep [km b.s.l.] II 0 1 zapadlisko przedkarpackie Carpathian Foredeep 0 1 2 3? 2 40km 4 40km uskoki faults 5 kreda + neogen Cretaceous + eogene jura Jurassic karbon Carboniferous dewon œrodkowy/górny Middle/Upper Devonian dewon dolny Lower Devonian a b a sylur g³êboko Silurian deepwater sylur utwory lagunowe, szelfowe, rafowe b Silurian lagoon, shelf, reef ordowik Ordovician kambr Cambrian Ryc. 5. Przekroje geologiczne I I i II II przez depresjê lwowsk¹. Lokalizacja przekrojów na ryc. 4 (wg Skompskiego i in., 2008; Dryganta, 2010, zmieniony) Fig. 5. Cross-sections I I and II II through the Lviv Depression. See Fig. 4 for location (after Skompski et al., 2008; Drygant, 2010, modified) ne dla akumulacji gazu ziemnego s¹ przykryte utworami dewonu, mezozoiku i kenozoiku (Sachsenhofer & Koltun, 2012). G³êbokoœæ zalegania ³upków w obszarze perspektywicznym wynosi 1000 5000 m, a ich mi¹ szoœæ ca³kowita to 400 1000 m (Kuuskraa i in., 2011). Wystêpowanie utworów sylurskich w obrêbie roz³amów wg³êbnych strefy Teisseyre a-tornquista sprawia, e budowa tektoniczna depresji lwowskiej ma z³o ony charakter (ryc. 5). Uk³ad strukturalny utworów dolnopaleozoicznych w postaci systemu bloków tektonicznych wp³ywa na podwy szenie ryzyka poszukiwawczego zarówno w regionie lubelskim w Polsce (Poprawa, 2010a), jak i w depresji lwowskiej na Ukrainie. Istniej¹ nieliczne dane o zawartoœci materii organicznej w omawianych ³upkach. Zawartoœæ materii organicznej stwierdzona w próbach z otworu Is 1 (ryc. 4) wynosi 0,24 0,68% wag. (Sachsenhofer & Koltun, 2012). Wysoki stopieñ dojrza³oœci termicznej oraz II typ kerogenu wskazuj¹, e pierwotna zawartoœæ materii organicznej przekracza³a 3% wag. (Kotarba & Koltun, 2006). Jeœli za³o yæ, e sylurskie depresji lwowskiej s¹ wykszta³cone podobnie do równowiekowych ³upków regionu lubelskiego, mo na przyj¹æ, e obecna œrednia zawartoœæ materii organicznej oscyluje w granicach 1 1,7% wag. Wyniki badañ przeobra enia konodontów (CAI) oraz wyniki badañ dojrza³oœci termicznej wyra onej w funkcji refleksyjnoœæ witrynitu sugeruj¹, e utwory dolnopaleozoiczne w depresji lwowskiej osi¹gaj¹ stopieñ przeobra enia odpowiadaj¹cy oknu generowania ropy (CAI 1,5 2; 0,7 1,3% Ro). Pogr¹ one na wiêksze g³êbokoœci znajduj¹ siê w oknie generowania gazu (CAI 3 4; 1,3 3,5% Ro) lub s¹ przejrza³e termicznie (CAI >5; >3,6% Ro) (Drygant, 1993; Sachsenhofer & Koltun, 2012). Objawy ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach syluru zaobserwowano w trakcie prowadzenia prac wiertniczych w rejonie miejscowoœci Dziera nia, S³obidka, Lisna, Dawideny i Krasnoilsk (Kurovets i in., 2011), jednak e do oceny potencja³u wystêpowania gazu ziemnego w jak dot¹d s³abo zbadanych ³upkach sylurskich depresji lwowskiej niezbêdne s¹ nowe otwory wiertnicze oraz szczegó³owy zestaw badañ geologicznych, geochemicznych i geofizycznych. Koncesja przyznana koncernowi Shell obejmuje po³udniowo-wschodni¹ czêœæ basenu dnieprowsko-donieckiego (BDD; ang. Dnieper-Donets Basin), gdzie najwiêksze perspektywy poszukiwawcze z³ó niekonwencjonalnych s¹ wi¹zane z karboñskimi czarnymi ³upkami oraz pok³adami wêgli kamiennych. Basen dnieprowsko-doniecki to dewoñska struktura ryftowa o rozci¹g³oœci W-S, zlokalizowana na kratonie wschodnioeuropejskim w granicach Bia³orusi, Ukrainy i Rosji (Schulz i in., 2010). Wype³nienie basenu stanowi sukcesja górnodewoñska o mi¹ szoœci ok. 4000 m oraz sukcesja karboñsko-kenozoiczna, której mi¹ szoœæ wzrasta a do 15 000 m w kierunku po³udniowo-wschodnim (ryc. 6) (Schulz i in., 2010). Sukcesja karboñska w BDD charakteryzuje siê obecnoœci¹ licznych sekwencji transgresywno-regresywynych, w których sk³ad wchodz¹ czarne bogate w materiê organiczn¹ (œrednio 2 4% wag.) zawieraj¹c¹ kerogen III i II typu (Schulz i in., 2010; Sachsenhofer &Koltun, 2012). ajbardziej wzbogacone w organikê s¹ tzw. górnowizeñskie pok³ady Rudov, w których zawartoœæ materii organicznej siêga 12% wag., a œrednio wynosi 5% wag. (Schulz i in., 2010). Pok³ady Rudov, o mi¹ szoœci dochodz¹cej do 70 m i dojrza³oœci termicznej odpowiadaj¹cej co najmniej oknu generowania ropy, stanowi¹ przypuszczaln¹ ska³ê macierzyst¹ dla licznych konwencjonalnych z³ó naftowych i w zwi¹zku z tym s¹ uznawane za najbardziej perspektywiczne z punktu widzenia poszukiwañ niekonwencjonalnych z³ó gazu ziemnego na obszarze BDD (Sachsenhofer & Koltun, 2012). Celem konsorcjum kierowanego przez xxonmobil bêdzie m.in. rozpoznanie potencja³u produkcyjnego ³upków formacji Maykop, wieku oligocen dolny miocen, stanowi¹cych ska³ê macierzyst¹ z³ó konwencjonalnych znajduj¹cych siê na Morzu Czarnym, Kaukazie oraz Morzu Kaspijskim (Sachsenhofer & Koltun, 2012). 415

SW III [km p.p.m] [km b.s.l.] 0 1 2 C 2 3 4 5 6 pok³ady Rudov Rudov Beds 7 konwencjonalne z³o e ropy naftowej 8 conventional oil fields konwencjonalne z³o e gazu ziemnego 9 conventional gas fields 10? K J P 1 C 3 C 2 C 1? D fm 3 D fr 3??? K J C 3 P 1 C 1 C 2 D 3? sole salts pod³o e krystaliczne crystalline basement uskoki faults III Ryc. 6. Przekrój geologiczny III III przez basen dnieprowsko-doniecki. Lokalizacja przekroju na ryc. 4 (wg Lawa i in., 1998; Ulmishka, 2001, zmieniony) Fig. 6. Cross-section III III through the Dnieper-Donets Basin. See Fig. 4 for location (after Law et al., 1998; Ulmishek, 2001, modified) Wed³ug firmy Advanced Resources International ca³kowite zasoby gazu ziemnego szacowane ³¹cznie dla depresji lwowskiej i basenu dnieprowsko-donieckiego wynosz¹ 5 bln m 3, przy czym wydobywalne zasoby s¹ równe 1 bln m 3 (Kuuskraa i in., 2011). IKOWCJOAL Z O A WÊGIR Obejmuj¹cy obszar Wêgier neogeñski basen panoñski (ang. Pannonian Basin; ryc. 7), przykrywaj¹cy basen paleogeñski i wiêksze jednostki alpejskiej strefy fa³dowej (Dolton, 2006), rozci¹ga siê z pó³nocy na po³udnie na szerokoœæ 500 km i ze wschodu na zachód na d³ugoœæ 600 km. Basen ten jest z³o ony z licznych subbabasenów typu ekstensyjnego, zwi¹zanych z wyniesionymi blokami pod³o a, tj. Makó, Békés, Derecske i innych. Ska³ami macierzystymi w tym rejonie s¹ i margle triasu, bogate w materiê organiczn¹, reprezentuj¹ce formacje Kössen (retyk) i Veszprém (karnik) (Kókai & Pogácsás, 1991). Wed³ug Pogácsása i in. (1996) ca³kowita zawartoœæ materii organicznej w utworach formacji Kössen wynosi 3 20% wag., a formacji Veszprém 3 5% wag. Dominuje I i II typ kerogenu, g³ównie pochodzenia go. W utworach triasu stwierdzono co najmniej piêæ z³ó konwencjonalnych ropy naftowej, w tym du e z³o e agylengyel (Dolton, 2006). Poziomem macierzystym s¹ tak e wêglany platformowe i margle górnej jury, których równowiekowym odpowiednikiem jest formacja Mikulov w basenie wiedeñskim (ang. Vienna Basin). Ich geochemiczne wskaÿniki macierzystoœci i dojrza³oœci maj¹ wartoœci zbli one do tych z formacji Mikulov. upki, margle i i³owce margliste górnej kredy i paleogenu s¹ ska³ami macierzystymi w pó³nocnej czêœci basenu panoñskiego, jednak odkryte tam z³o a wêglowodorów s¹ nieliczne. Ska³y wieku mioceñskiego s¹ uwa ane za ska³y macierzyste dla ropy naftowej i gazu ziemnego w wiêkszej czêœci basenu panoñskiego (Dolton, 2006). S¹ to margle formacji ndrõd, która zawiera 2 5% wag. materii organicznej, reprezentuj¹cej II i III typ kerogenu. Ska³y te osi¹gaj¹ mi¹ szoœæ rzêdu 6000 m w basenie Békés i 7000 m w rowie Makó. Formacja ndrõd jest najbardziej perspektywiczn¹ formacj¹ w basenie panoñskim pod wzglêdem wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach. Wymienione formacje nie s¹ typowymi formacjami shale gas, poniewa w wiêkszoœci s¹ to ska³y wêglanowe, które mimo dobrych w³aœciwoœci geochemicznych charakteryzuj¹ siê nie najlepszymi parametrami petrofizycznymi, w znacz¹cy sposób ograniczaj¹cymi przysz³e ekonomiczne wydobycie. a tym obszarze na dzieñ dzisiejszy bardziej perspektywiczne wydaj¹ siê formacje zawieraj¹ce gaz ziemny zamkniêty (tight gas), zw³aszcza wieku mioceñskiego, których przyk³adem jest formacja Szolnok, zbudowana z piaskowców i i³owców. kstrakcji gazu ziemnego z tych ska³ sprzyjaj¹ korzystne parametry z³o owe, tj. wysokie ciœnienie i temperatura. ajwiêcej z³ó wêglowodorów konwencjonalnych na Wêgrzech odkryto w utworach neogenu (61%), pozosta³e w ska³ach zbiornikowych paleogenu (Dank, 1987). Produkcja odbywa siê z wielu stref, zw³aszcza z du ych pu³apek antyklinalnych (Dolton, 2006). Wed³ug Advanced Recources International zasoby gazu ziemnego z ³upków na Wêgrzech, w Rumuni i Bu³garii, w strefie ba³kañsko-karpackiej, szacuje siê na 538 mld m 3. a obszarze po³udniowo-wschodnich Wêgier i zachodniej Rumunii, w obrêbie subbasenów Makó, Békés i Derecske w basenie panoñskim, prowadzone s¹ aktualnie prace poszukiwawcze (ryc. 7). G³ównym ich celem oprócz gazu ziemnego z ³upków jest równie gaz zamkniêty. Badania s¹ prowadzone przede wszystkim przez wêgierskie spó³ki MOL i TXM Olaj-és Gázkutató Kft. IKOWCJOAL Z O A RUMUII, BU GARII I MO DAWII W Rumunii, oprócz obszaru basenu panoñskiego, prowadzi siê rozpoznanie perspektywicznoœci ³upków sylurskich i jurajskich w obrêbie platformy mezyjskiej na po³udniu kraju oraz ³upków sylurskich na platformach mo³dawskiej i scytyjskiej przy granicy z Mo³dawi¹ (Krezsek i in., 2012). Platforma mezyjska jest pod³u n¹ struktur¹ o rozci¹g³oœci równole nikowej, od pó³nocy i zachodu otoczon¹ Karpatami, a od po³udnia Ba³kanidami (Seghedi i in., 2005). Od dawna jest znan¹ prowincj¹ naftow¹, z licznymi konwencjonalnymi z³o ami zakumulowanymi w utworach 416

50 16 18 20 22 24 Karpaty zewnêtrzne Outer Carpathians Karpaty wewnêtrzne, Alpy i Dynarydy Inner Carpathians, Alpine and Dinaridic units ska³y wulkaniczne górnego kenozoiku Upper Cenozoic volcanic rocks pieniñski pas ska³kowy Pieniny Klippen Belt granica basenu panoñskiego Pannonian Basin boundary granice pañstw states boundaries miasta cities 0 100km 26 48 46 44 Ryc. 7. Lokalizacja basenu panoñskiego na tle uropy z zaznaczonymi tektonicznymi i geograficznymi jednostkami (Dolton, 2006) Fig. 7. Position of the Pannonian Basin within urope with tectonic and geographic units (Dolton, 2006) dewonu, triasu, jury, kredy, górnego miocenu i pliocenu (Pawlewicz, 2007). a obszarze platformy mezyjskiej niekonwencjonalne z³o a wêglowodorów mog¹ wystêpowaæ w sylurskich ³upkach formacji Tandarei oraz ³upkach doggeru formacji Bals (Tari i in., 2011; Krezsek i in., 2012). Formacjê Tandarei tworz¹ czarne graptolitowe o mi¹ szoœci ok. 600 m, natomiast formacjê Bals stanowi sekwencja czarnych bitumicznych ska³ ilastych, przewarstwionych piaskowcami, o mi¹ szoœci ok. 400 m oraz o zawartoœci materii organicznej równej ok. 1,2 2,0% wag. (Stefanescu i in., 2006). upki formacji Bals s¹ przykryte p³aszczowinami karpackimi i wystêpuj¹ w pó³nocnej czêœci platformy mezyjskiej. Modelowania generacji wêglowodorów wykaza³y, e doggeru znajduj¹ siê w oknie generowania ropy i gazu na g³êbokoœci 4000 6000 m, co mo e wykluczaæ op³acalnoœæ poszukiwañ (Krezsek i in., 2012). a platformach mo³dawskiej i scytyjskiej utwory syluru s¹ wykszta³cone g³ównie jako ilaste wenloku i landoweru, w których stwierdzono objawy gazu ziemnego (Stefanescu i in., 2006) Koncesje poszukiwawcze w wymienionych obszarach nale ¹ g³ównie do rumuñskiego koncernu Petrom, jednak zainteresowanie eksploracj¹ rumuñskich z³ó niekonwencjonalnych wykazuj¹ tak e zagraniczne firmy, wœród których znajduje siê gigant naftowy Chevron. W bu³garskiej czêœci platformy mezyjskiej z³o a konwencjonalne odkryto w wêglanowych utworach triasu oraz klastycznych ska³ach dolnej i œrodkowej jury (Pawlewicz, 2007), natomiast celem poszukiwania niekonwencjonalnych z³ó wêglowodorów s¹ sylurskie oraz liasu zwane formacj¹ tropole (Tari i in., 2011). a pocz¹tku 2012 r. w Bu³garii zawieszono jednak proces przyznawania nowych koncesji poszukiwawczych oraz zakazano prowadzenia prac wiertniczych z u yciem procesu szczelinowania hydraulicznego. Mo³dawia równie mo e posiadaæ niekonwencjonalne z³o a gazu ziemnego. upki sylurskie o podwy szonej zawartoœci materii organicznej oraz znacznych mi¹ szoœciach wystêpuj¹ na po³udniu kraju, w obrêbie tzw. basenu przeddobrudzkiego (Sliaupa i in., 2006). Poszukiwanie gazu ziemnego z ³upków po³udniowej Mo³dawii rozwa ane jest przez firmê Canyon Oil & Gas. Badania potencja³u ³upków rumuñskich, bu³garskich i mo³dawskich s¹ na dzieñ dzisiejszy w bardzo wczesnej fazie i brak jest danych pozwalaj¹cych okreœliæ, czy w krajach tych bêdzie mo liwa eksploatacja z³ó niekonwencjonalnych. IKOWCJOAL Z O A LITWY W litewskiej czêœci basenu ba³tyckiego dolnosylurskie wytypowano jako potencjalnie zawieraj¹ce niekonwencjonalne z³o a ropy naftowej i gazu ziemnego (ryc. 8) (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). 417

A otwory wiertnicze boreholes bruzda duñsko-polska Danish-Polish Trough strefa Teisseyre a-tornquista Teisseyre-Tornquist Zone 16 z³o a ropy naftowej w utworach syluru Silurian oil fields obecny zasiêg wystêpowania sukcesji sylurskiej (wg Lapinkasa, 2000 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) present distribution of the Silurian succession (Lapinkas, 2000 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) sukcesja sylurska niezmieniona przez postsylursk¹ erozjê (wg Lapinkasa, 2000 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) Silurian succession unaffected by post-silurian erosion (Lapinkas, 2000 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) granica obni enia peryba³tyckiego (wg Suveizdisa, 2003 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) boundary of the Peri-Baltic Depression (Suveizdis, 2003 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) strefa Teisseyre a-tornquista Teisseyre-Tornquist Zone izolinie refleksyjnoœci witrynitu (% Ro) iso-reflectance lines (% Ro) koncesja poszukiwawcza prospection concession B przekrój geologiczny (patrz ryc. 9) geological cross-section (see Fig. 9) obni enie peryba³tyckie Peri-Baltic Depression 0,7 0,8 POLSKA POLAD 20 OTWA LATVIA 0,9 Ramuciai 1,0 0,7 A 1,5 Bebirva ida Lapgiriai 1,94 1,0 0,9 0,8 Kaliningrad ROSJA Kudirka Kaliningrad RUSSIA Ryga Riga Tallin Tallin STOIA STOIA LITWA LITHUAIA 24 Wilno Vilnius B BIA ORUŒ BLARUS 0 50 100 150km 58 ROSJA RUSSIA 56 54 Ryc. 8. Zgeneralizowana mapa wystêpowania sukcesji sylurskiej w obrêbie obni enia peryba³tyckiego z zaznaczonymi izoliniami wartoœci refleksyjnoœci witrynitu dla utworów sylurskich na Litwie (wg Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, zmieniony) Fig. 8. Generalised map of the distribution of the Silurian succession in the Peri-Baltic Depression with the distribution of vitrinite reflectance values in the Silurian strata in Lithuania (after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, modified) Sukcesja sylurska litewskiej czêœci basenu ba³tyckiego jest wykszta³cona na zachodzie w postaci czarnych i szarych facji ³upkowych g³êbokiego szelfu. W centrum i na wschodzie wystêpuj¹ margle i wapienie otwartego szelfu oraz facje lagunowe (wapienie i dolomity) (ryc. 9) (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Ska³y dolnosylurskie zapadaj¹ w kierunku po³udniowo- -zachodnim. a wchodzie Litwy ich sp¹g wystêpuje na g³êbokoœci ok. 200 m, natomiast na zachodzie na g³êbokoœci 2050 m (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Mi¹ szoœæ ³upków waha siê w przedziale 110 160 m (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Zawartoœæ materii organicznej w utworach syluru charakteryzuje siê du ¹ zmiennoœci¹ i wynosi od 0,7% wag. do 19,2% wag., przy czym najbogatsze w materiê organiczn¹ s¹ kompleksy œrodkowego landoweru dolnego ludlowu (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009; Lazauskiene, 2012). Wyniki badañ pirolitycznych wskazuj¹, e materia organiczna zawiera sapropelowy kerogen II typu (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Dojrza³oœæ termiczna utworów wynosi od 0,56 0,7% Ro do 0,9 1,2% Ro, najwy sz¹ jej wartoœci¹ charakteryzuj¹ siê ska³y w otworze Ramuciai-1 (1,94% Ro), gdzie odnotowano wystêpowanie intruzji magmowych (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Dojrza³oœæ termiczna roœnie w kierunku po³udniowo-zachodnim, co jest zwi¹zane z g³êbokoœci¹ pogr¹ enia (ryc. 8) (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). upki osi¹gnê³y na znacznym obszarze stopieñ przeobra- enia termicznego odpowiadaj¹cy oknu generowania ropy, a w po³udniowo-zachodniej czêœci kraju mog¹ znajdowaæ siê w fazie okna generowania gazu suchego (Zdanaviciute & Lazauskiene, 2009). Zdaniem Poprawy (2010a) w ³upkach litewskich mo na jednak spodziewaæ siê wystêpowania ropy naftowej. Obecnoœæ niewielkich konwencjonalnych z³ó ropy naftowej w górnosylurskich cia³ach rafowych w centralno-wschodniej czêœci kraju (ryc. 9; Brangulis i in., 1993; Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007) zdaje siê potwierdzaæ tê tezê, gdy pogr¹ one na po³udniowym zachodzie sylurskie stanowi¹ zapewne ska³ê macierzyst¹ tego konwencjonalnego systemu naftowego. W 2012 r. na Litwie og³oszono konkurs, którego celem by³o wy³onienie inwestora do prowadzenia prac poszukiwawczo-wydobywczych na bloku Šilut -Taurag zlokalizowanym na po³udniowym zachodzie kraju. upki dolnego syluru osi¹gaj¹ tam najwiêksz¹ mi¹ szoœæ i dojrza³oœæ termiczn¹ (Satk nas i in., 2012). a podstawie doniesieñ 418

okres system wiek series piêtra regionalne regional stages [m] 0 W A ida Bebirva B [m] 0 SYLUR SILURIA wenlok Wenlock ludlow Ludlow przydol Pridoli Jaani DUBYSA MIIJA landower Llandovery 100 200 300 400 500 600 700 800 Siesartis Fm. Jurmala Fm. Minija Fm. Jaagarachu Adavere Raikkiula Juuru Riga Fm. Ventspilis Fm. Mituva Fm. a b a b a b a b a b a c Vievis Fm. b Trakai Fm. Paprienis Fm. 0 10 20 30km a ³upek marglisty,b ³upkowo-dolomityczny margiel a shaly marlstone,b shaly dolomitic marl a margiel z klastami wapieni,b margiel dolomityczny a marl with limestone clasts,b dolomitic marl a ³upek wapnisty bardzo drobnoziarnisty,b wapieñ bardzo drobnoziarnisty a shaly very fine-grained limestone,b veryfine-grained limestone a wapieñ detrytyczno-organogeniczny,b wapieñ okruchowy a organogenic-detrital limestone,b clastic limestone wapienie oolitowe i onkolitowe oolitic and oncolitic limestones wapieñ rafowy reefal limestone wapieñ dolomityczny i dolomit wapnisty dolomitic limestone and calcareous dolomite a ³upkek dolomityczny,b dolomit a shaly dolomite,b dolomite a osady o barwie czerwonej,b materia organiczna,c inkluzje gipsowe a red coloured sediments,b organic matter,c gypsum inclusions luka stratygraficzna stratigraphic gap 50 100 150 Ryc. 9. Przekrój geologiczny przez sukcesjê sylursk¹ na Litwie. Lokalizacja przekroju na ryc. 8 (wg Lapinkasa, 2000 za Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, zmieniony) Fig. 9. Geological cross-section through the Silurian succession in Lithuania. See Fig. 8 for location (Lapinkas, 2000 after Zdanaviciute & Lazauskiene, 2007, modified) prasowych mo na przypuszczaæ, e koncesjobiorc¹ zostanie koncern Chevron, który posiada ju jedn¹ koncesjê na poszukiwanie wêglowodorów na Litwie. Ca³kowite zasoby gazu ziemnego wystêpuj¹cego w sylurskich ³upkach Litwy s¹ szacowane na 481 mld m 3, z czego zasoby wydobywalne wynosz¹ 113 mld m 3 (Kuuskraa i in., 2011). IKOWCJOAL Z O A AUSTRII Basen wiedeñski, le ¹cy czêœciowo na terenie Austrii, jest jedn¹ z wa niejszych prowincji naftowych uropy Œrodkowej stanowi¹cych potencjalny cel poszukiwañ z³ó gazu ziemnego w ³upkach. Pierwszego odkrycia konwencjonalnego z³o a ropy naftowej w basenie wiedeñskim dokonano w 1930 r. Od tego czasu wykonano ponad 3000 otworów poszukiwawczych i obszar ten sta³ siê intensywnie eksplorowany g³ównie za spraw¹ rodzimej firmy poszukiwawczej OMV. Obecnie prowincje konwencjonalnych z³ó ropy i gazu stanowi co najmniej 46 z³ó (Schulz i in., 2010). W ostatnich latach zainteresowanie przemys³u wzbudzi³ gaz z ³upków górnojurajskiej formacji ³upków Mikulov, która jest g³ówn¹ ska³¹ macierzyst¹ dla ropy i gazu w basenie wiedeñskim (Ladwein, 1988; Picha & Peters, 1998; Adámek, 2005). Basen wiedeñski o d³ugoœci ok. 200 km i szerokoœci 60 km rozci¹ga siê od po³udniowo-wschodnich Czech przez po³udniowo-zachodni¹ S³owacjê do po³udniowej Austrii (ryc. 10). Basen ten jest idealnym przyk³adem romboedrycznego basenu typu pull-apart, który rozwin¹³ siê na szczycie allochtonicznego systemu alpejsko-karpackiego nasuniêcia terranowego na tle œrodowiska kontrakcji litosfery (Allen & Allen, 2005). Basen uformowa³ siê w neogenie w wyniku dzia³alnoœci tektoniki przesuwczej. Basen wiedeñski jest wype³niony klastycznymi utworami neogenu, fliszem (od jury do paleogenu) oraz wapienn¹ formacj¹ alpejsk¹ (od permu do kredy). Utwory klastyczne i w niewielkim stopniu wêglanowe neogenu osi¹gaj¹ mi¹ szoœæ ponad 5000 m w depocentrum basenu (Ladwein, 1988), na po³udnie od Wiednia i wzd³u pó³nocnej granicy Austrii. Potencjalne pu³apki naftowe stanowi¹ piaskowce. Poni ej wystêpuj¹ utwory fliszowe oraz wapienne sk³adaj¹ce siê przewa nie z wapieni oraz margli, a podrzêdnie ³upków, piaskowców i ewaporatów permu, triasu, jury i kredy (Ladwein, 1988). Ska³y zbiornikowe mezozoiku, w których zosta³y odkryte konwencjonalne z³o a ropy i gazu, to g³ównie dolomity i piaskowce górnego triasu. a podstawie licznych badañ geochemicznych (Ladwein, 1988; Picha & Peters, 1998; Francù i in., 1996; Adámek, 2005) górnojurajsk¹ formacjê Mikulov le ¹c¹ 419

pod utworami fliszowymi (ryc. 11) uznano za najwa niejsz¹ ska³ê macierzyst¹ basenu wiedeñskiego, bêd¹c¹ Ÿród- ³em ropy, gazu i kondensatu. Górn¹ jurê tworz¹ wêglany platformowe i odpowiednio margle basenowe, które by³y deponowane w œrodowisku redukcyjnym (Ladwein, 1988). Formacja Mikulov nie jest typow¹ formacj¹ ³upkow¹, poniewa w wiêkszoœci s¹ to wzbogacone w wêglany mu³owce o du ej zawartoœci materii organicznej. Zawartoœæ materii organicznej mieœci siê w przedziale 0,2 10% wag., œrednio wynosi 1,9% wag. (Adámek, 2005). Typ kerogenu (II III) jest charakterystyczny dla substancji organicznej deponowanej w œrodowisku l¹dowym i przejœciowym miêdzy morzem i l¹dem. Górnojurajskie ska³y macierzyste osi¹gnê³y okno generowania ropy na g³êbokoœci 4000 6000 m. G³ówna faza generowania gazu termogenicznego wystêpowa³a poni ej 6000 m, przy wartoœci dojrza³oœci termicznej wyra onej w funkcji refleksyjnoœci witrynitu przekraczaj¹cej 1,6% Ro (Ladwein, 1988). Potencja³ gazotwórczy formacji Mikulov wzrasta w kierunku po³udniowo-wschodnim ku depocentrum basenu wiedeñskiego (ryc. 11). Potencja³ ten potwierdza lokalizacja licznych z³ó gazu i ropy po³o- 49 A basen wiedeñski Vienna Basin z³o e gazu ziemnego gas field z³o e ropy naftowej oil field przekrój geologiczny A' (patrz ryc. 11) geological cross-section (see Fig. 11) 0 10 20km 16 17 AUSTRIA AUSTRIA Dunaj Danube 48 Brno Brno CZCHY CZCH RPUBLIC Wiedeñ Vienna A S OWACJA SLOVAKIA Bratys³awa Bratislava WÊGRY HUGARY 16 17 Ryc. 10. Lokalizacja basenu wiedeñskiego (Kuuskraa i in., 2011, zmienione) Fig. 10. Location of the Vienna Basin (Kuuskraa et al., 2011, modified) A Wag Vah 49 48 onych w pobli u depocentrum basenu, co wskazuje na powszechny pionowy kierunek migracji wêglowodorów we wczesnym miocenie (Ladwein, 1988). Objawy gazu w formacji Mikulov by³y obserwowane na du ych g³êbokoœciach (rzêdu 7500 8500 m) w zeszczelinowanym odcinku pionowym otworu Zistersdorf UT 1 (Wessely, 1990). Przypuszczalnie przyp³yw gazu jest zwi¹zany z wysokim ciœnieniem z³o owym. Wysokie ciœnienie na tych g³êbokoœciach jest spowodowane prawdopodobnie ci¹g³¹ ekspulsj¹ wêglowodorów. Potencjalne zasoby gazu ziemnego z ³upków formacji Mikulov siêgaj¹ 1 bln m 3 (wed³ug szacunków firmy Advanced Resources International). Dobre w³aœciwoœci geochemiczne ska³ czyni¹ je perspektywicznymi, jednak du a zawartoœæ minera³ów ilastych w po³¹czeniu ze skomplikowan¹ budow¹ tektoniczn¹ basenu oraz du ¹ g³êbokoœci¹ wystêpowania potencjalnych stref eksploatacji sprawiaj¹, e na dzieñ dzisiejszy formacja Mikulov jest nieekonomiczna pod wzglêdem eksploatacji. Mimo to jej potencja³ gazowy jest obecnie przedmiotem badañ prowadzonych przez firmê OMV, która wykonuje wiercenia poziome oraz udostêpnia i szczelinuje istniej¹ce ju otwory (Schulz i in., 2010). IKOWCJOAL Z O A CZCH I UROPJSKIJ CZÊŒCI TURCJI W pó³nocno-zachodniej, europejskiej czêœci Turcji zlokalizowany jest basen tracki (ang. Thrace Basin), perspektywiczny pod wzglêdem wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach. W tym basenie znajduj¹ siê dwie potencjalne formacje ³upkowe: Hamitabat (eocen) oraz Mezardere (oligocen). Ze wzglêdu na m³ody wiek tych formacji czêsto osi¹gaj¹ dojrza³oœæ do generowania gazu poni ej 5000 m. Wed³ug Advanced Recources International technicznie wydobywalne zasoby gazu ziemnego z ³upków w basenie trackim wynosz¹ 170 mld m 3. W Czechach obiecuj¹cym obszarem jest basen praski (ang. Prague Basin), w którym formacjê perspektywiczn¹ tworz¹ wieku ordowik sylur. Charakteryzuje je du a mi¹ szoœæ oraz wysoka zawartoœæ materii organicznej, niestety te cechuj¹ siê nisk¹ dojrza³oœci¹. basen wiedeñski W Vienna Basin S A otwór Zisterdorf Ut 1 A [km] strefa molasy Molasse Zone Zisterdorf Ut 1 well 2 4 6 5km p³aszczowiny alpejsko-karpackie Alpine/Carpathian nappes kenozoik (basen wiedeñski i strefa molasy) Cenozoic (Vienna Basin and Molasse Zone) formacja Mikulov (górna jura) Mikulov Formation (Upper Jurassic) wêglany (jura œrodkowa kreda) carbonates (Middle Jurassic to Cretaceous) grupa Gresten Gresten Group pod³o e waryscyjskie Variscan basement Ryc. 11. Geologiczny przekrój poprzeczny przez basen wiedeñski ukazuj¹cy formacjê ³upków Mikulov jako potencjalny system z gazem w ³upkach (wg Schulza i in., 2010, zmieniony). Lokalizacja przekroju na ryc.10 Fig. 11. Geological cross-section of the Vienna Basin showing the Mikulov Marl Formation as a potential shale gas system (after Schulz et al., 2010, modified). See Fig. 11 for location 420

Tab. 1. Zestawienie podstawowych parametrów geologicznych charakteryzuj¹cych ska³y ³upkowe uropy Œrodkowo-Wschodniej Table 1. Set of basic geological parameters characterizing Central and astern uropean shale rocks Pañstwo State Polska Poland Litwa Lithuania Ukraina Ukraine Rumunia Romania Bu³garia Bulgaria Wêgry Hungary Mo³dawia Moldova Austria Austria Turcja Turkey (c.e.) Basen sedymentacyjny Sedimentary basin ba³tycki Baltic podlaski Podlasie lubelski Lublin ba³tycki Baltic depresja lwowska Lviv Depression dnieprowsko- -doniecki Dnieper-Donets Maykop Maykop Shales panoñski Panonian platforma mezyjska MoesianPlatform platforma mo³dawska/scytyjska Moldavian/ Scythian Platform platforma mezyjska Moesian Platform panoñski/panonian przeddobrudzki Pre-Dobrogean wiedeñski/vienna tracki/thrace Wiek ska³ macierzystych Source rocks age ordowik sylur (karadok wenlok) Ordovician Silurian (Caradoc Wenlock) ordowik sylur (karadok wenlok) Ordovician Silurian (Caradoc Wenlock) ordowik sylur (karadok wenlok) Ordovician Silurian (Caradoc Wenlock) sylur (landower wenlok) Silurian (Llandovery Wenlock) sylur (wenlok ludlow) Silurian (Wenlock Ludlow) karbon (wizen) Carboniferous (Visean) oligocen miocen Oligocene Miocene miocen Miocene sylur (landower wenlok) Silurian (Llandovery Wenlock) Jura (dogger) Jurassic (Dogger) sylur (landower wenlok) Silurian (Llandovery Wenlock) sylur dewon (landower edyn) Silurian Devonian (Llandovery Gedinnian) jura (lias) Jurassic (Lias) miocen Miocene sylur (landower ludlow) Silurian (Llandovery Ludlow) jura (malm) Jurassic (Malm) eocen oligocen ocene Oligocene Litologia Lithology /margle /marls /margle /marls /margle /marls Œrodowisko depozycyjne Depositional environment Typ materii organicznej Organic matter type Zawartoœæ materii organicznej Organic matter content [% wag.] ca³kowita total œrednia average Pogrzebanie Burial [m] Mi¹ szoœæ ska³ macierzystych netto Source rocks net thickness [m] Dojrza- ³oœæ termiczna Thermal maturity [Ro] II 0,5 11,0 b.d. 1000 4500 96 0,5 4,5 II 0,6 20,0 1,5 6,0 500 5000 90 0,7 4,0 II 0,5 4,5 b.d. 1000 4000 69 0,6 3,0 II 0,7 19,2 b.d. 1950 2120 110 160 0,5 1,9 II 0,2 1,7 1,0 1000 1500 b.d. 0,7 3,6 II, III 2,0 12,0 5,0 b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. II, III 2,0 5,0 b.d. b.d. b.d. b.d. II b.d. b.d. 2000 4000 b.d. b.d. II? 0,5 6,0 2,0 1800 4400 b.d. b.d. II b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. II,III? b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. II? b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. II, III 2,0 5,0 b.d. b.d. b.d. b.d. II,III? b.d. b.d. 1000 5000 b.d. b.d. II, III 0,2 10,0 1,9 2000 8500 80 500? b.d. Perspektywicznoœæ wêglowodorowa Hydrocarbon prospectivity gazowo-ropna gas-oil gazowo-ropna gas-oil gazowo-ropna gas-oil ropna oil Zasoby technicznie wydobywalne Technically recoverable resources [bln m 3 ] 3,6* 0,4* 1,3* 0,34 0,76 (maks/ max 1,9)** b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. b.d. 0,1 0,1 1,0 b.d. b.d. 0,5 b.d. 1,0 0 0,027 (maks/ max 0,11)*** *Kuuskraa i in. (2011)/Kuuskraa et al. (2011); **PIG-PIB (2012); ***Gautier i in. (2012)/Gautier et al. (2012). Objaœnienia/xplanations: c.e. czêœæ europejska/uropean part, b.d. brak danych lub dane niepewne/no data or uncertain data. 421

PODSUMOWAI Procesowi formowania siê kontynentu europejskiego na przestrzeni dziejów okresowo wspó³towarzyszy³y wydarzenia i procesy geologiczne maj¹ce wp³yw na akumulacjê drobnoklastycznych ska³ osadowych wzbogaconych w materiê organiczn¹. W paleozoiku i mezozoiku do procesów tych nale a³y z pewnoœci¹ zmiany klimatyczne, zmiany kszta³tów i rozmieszczenia terranów wraz z otaczaj¹cymi je morzami oraz zmiany skali i zakresu produktywnoœci biologicznej. W efekcie na obszarze kontynentu europejskiego rozpoznaæ mo na facje organiczne deponowane w kilku okresach wzmo onej depozycji materia³u organicznego w œrodowiskach morskich. Spoœród tych najwa - niejszych najstarszym stratygraficznie jest okres kambryjski, którego w¹sko rozprzestrzenione utwory wystêpuj¹ w polskim sektorze morskim basenu ba³tyckiego, a tak e w sektorach takich pañstw jak Dania i Szwecja. Dwa nieco m³odsze okresy akumulacji ³upków bitumicznych przypad³y kolejno na prze³om ordowiku i syluru oraz na karbon, przyczyniaj¹c siê do akumulacji tych utworów na znacznych obszarach uropy (ryc. 1 patrz str. 436). ajm³odszym z okresów sprzyjaj¹cych akumulacji ³upków by³a ni sza jura, kiedy to wskutek transgresji j rozwinê³y siê rozleg³e p³ytkie morza epikontynentalne. a wybranych obszarach tych mórz aktywnoœæ pr¹dów wznosz¹cych sprzyja³a produktywnoœci biologicznej, w konsekwencji drobnoklastyczne utwory dolnej jury o podwy szonej zawartoœci materii organicznej cechuj¹ siê najbardziej rozleg³ym wystêpowaniem. Mimo zró nicowania stratygraficznego ³upków europejskich istniej¹ miedzy nimi pewne podobieñstwa, jeœli chodzi o zakres kilku podstawowych parametrów geologicznych. Zdecydowana wiêkszoœæ z nich powsta³a w œrodowisku morskim zdominowanym przez II typ kerogenu. Do wyj¹tków nale ¹ karboñskie, jurajskie i paleogeñskie i neogeñskie, w których wystêpuje równie III typ kerogenu, wymieszany w ró nych proporcjach z typem II (tab. 1). Zawartoœæ wêgla organicznego we wszystkich typach stratygraficznych jest znacznie zró nicowana i wynosi od poni ej 1% wag. do 15% wag. lub w niektórych przypadkach nawet do 20% wag., nie wykazuj¹ one przy tym adnej typowej charakterystyki zawartoœci wêgla organicznego dla konkretnych interwa³ów stratygraficznych. Mi¹ - szoœci ³upków netto s¹ obarczone na tyle du ¹ niepewnoœci¹ ze wzglêdu na ich lateraln¹ zmiennoœæ i braki w rozpoznaniu geologicznym, e nie mo na przeprowadziæ analiz okreœlaj¹cych zdolnoœæ poszczególnych basenów sedymentacyjnych w danym interwale stratygraficznym do tworzenia facji organicznych. W tym œwietle wydaje siê, e dane dotycz¹ce basenów z obszaru Polski mog¹ cechowaæ siê zdecydowanie wiêksz¹ wiarygodnoœci¹ ni w przypadku pozosta³ych basenów, które wymagaj¹ pe³niejszego rozpoznania. Szacunki zasobów dotycz¹cych ropy naftowej i gazu ziemnego z ³upków w odniesieniu do obszaru Polski i innych krajów europejskich by³y ju przedstawiane zarówno przez kilka firm konsultingowych, jak i jednostki badawcze poszczególnych pañstw. Wiele z tych danych ró ni³o siê znacz¹co miedzy sob¹, w zale noœci od przyjêtej metodyki obliczeniowej. Jeœli wzi¹æ pod uwagê fakt, e na iloœæ zasobów maj¹ wp³yw dane geologiczne takie jak mi¹ szoœæ ³upków i powierzchnia, jak¹ zajmuj¹, zawartoœæ materii organicznej i jej dojrza³oœæ termiczna itd., to porównanie potencja³u zasobowego ³upków z basenów polskich z innymi odpowiednikami europejskimi jest tematem bardzo trudnym i ma jedynie charakter ogólnikowy (tab. 1). LITRATURA ADÁMK J. 2005 The Jurassic floor of the Bohemian Massif in Moravia geology and paleogeography. Bull. Geosci., 80: 291 305. ALL P.A. & ALL J.R. 2005 Basin analysis: principle and applications. Second dition. Blackwell Publ., Oxford, s. 549. BGR 2012 Abschätzung des rdgaspotenzials aus dichten Tongesteinen (Schiefergas) in Deutschland. BGR, Hannover. BRAGULIS A.P., KAV S.V., MARGULIS L.S. & POMRAT- SVA R.A. 1993 Geology and hydrocarbon prospects of the Paleozoic in the Baltic region. [W:] Parker J.R. (red.) Petroleum geology of northwest urope. Proceedings of the 4 th Conference, London, March April 1992. Geol. Soc., London: 651 656. DAK V. 1987 The role of eogene deposits among the mineral resources in Hungary. [W:] Proceedings of the 8 th Congress of the Regional Committee on Mediterranean eogene Stratigraphy, Symposium on uropean Late Cenozoic Mineral Resources, Budapest, September 15 22, 1985. Ann. Hung. Geol. Inst., Budapest, 70: 9 17. DOLTO G.L. 2006 Pannonian Basin Province, Central urope (Province 4808) petroleum geology, total petroleum systems, and petroleum resource assessment. USGS Bull., 2204-B, s. 47. DRYGAT D.M. 1993 Conodont colour as the indicator of the geological processes (Volyn-Podillia) [po ukraiñsku, z angielskim abstraktem]. Paleontologiceskij Zurnal, 23: 35 37. DRYGAT D.M. 2010 Devonian Conodonts from South-West Margin of the ast uropean Platform (Volyñ-Podolian, Ukrain) [po ukraiñsku, z angielskim abstraktem]. Academperiodyka, Kyiv: 1 156. FRACÙ J., RADK M., SCHAFR R.G., POLCHAU H.S., ÈÁSLAVSKÝ J. & BOHÁÈK Z. 1996 Oil-oil and oil-source rock correlations in the northern Vienna Basin and adjacent Carpathian Flysch Zone (Czech and Slovak area). [W:] Wessely G. & Liebl W. (red.) Oil and gas in Alpidic thrustbelts and basins of Central and astern urope. Spec. Publ. urop. Assoc. Geosci. ng., 5: 343 353. GAUTIR D.L., PITMA J.K., CHARPTIR R.R., COOK T., KLTT T.R. & SCHK C.J. 2012 Potential for technically recoverable unconventional gas and oil resources in the Polish-Ukrainian Foredeep, Poland. USGS Fact Sheet 2012 3102, s. 2 [http://pubs.usgs. gov/fs/2012/3102]. KLIMUSZKO. 2002 Utwory syluru po³udniowo-wschodniej Polski jako ska³y potencjalnie macierzyste dla dewoñskich rop naftowych. Biul. Pañstw. Inst. Geol., 402: 75 100. KÓKAI J. & POGÁCSÁS G. 1991 Tectono-stratigraphical evolution and hydrocarbon habitat of the Pannonian Basin. [W:] Spencer A.M. (red.) Generation, accumulation and production of urope s hydrocarbons I. Spec. Publ. urop. Assoc. Petrol. Geosci. ng., 1: 307 317. KOTARBA M.J. & KOLTU Y.V. 2006 The origin and habitat of hydrocarbons of the Polish and Ukrainian parts of the Carpathian Province. [W:] Golonka J. & Picha F.J. (red.) The Carpathians and their foreland: geology and hydrocarbon resources. AAPG Mem., 84: 395 442. KRZSK C., LAG S., OLARU R., UGURAU C., AMAZ P., DUDUS R. & TURI V. 2012 on-conventional plays in Romania: the experience of OMV Petrom. [W:] SP/AG uropean Unconventional Resources Conference and xhibition, Vienna, Austria, March 20 22, 2012. Conference paper. Soc. Petrol. ng., USA, SP 153028. KUROVTS I.M. & KOLTU Y.V. 2012 Depositional environments of prospective for shale gas Silurian deposits of the ast uropean Platform, Ukraine. [W:] 74 th AG Conference & xhibition, Copenhagen, June 4, 2012 [http://www.earthdoc.org/publication/ publicationdetails/?publication=59368]. KUROVTS I., PRYTULKA H., SHYRA A., SHUFLYAK Y. & PRYT T.M. 2011 Petrophysical properties of the pre-miocene rocks of the outer zone of the Ukrainian Carpathian Foredeep. Ann. Soc. Geol. Pol., 81: 363 373. KUUSKRAA V., STVS S., VA LUW T. & MOODH K. 2011 World shale gas resources: an initial assesment of 14 regions outside the United States. U.S. IA & U.S. DO, Washington, s. 365. LADWI H.W. 1988 Organic geochemistry of Vienna Basin: model for hydrocarbon generation in overthrust belts. AAPG Bull., 72: 586 599. 422

LAW B.., ULMISHK G.F., CLAYTO J.L., KABYSHV B.P., PASHOVA.T. & KRIVOSHYA V.A. 1998 Basin-centered gas evaluated in Dnieper-Donets basin, Donbas foldbelt, Ukraine. Oil and Gas J., 96: 74 78. LAZAUSKI J. 2012 Potential shale gas (oil) formations in Lithuania. urogeosurvey Workshop: Assessment of the shale gas potential of the lower Paleozoic in Baltic Basin, Vilnus, Lithuania, August 23 24, 2012 [materia³y konferencyjne]. MODLIÑSKI Z. & SZYMAÑSKI B. 2008 Litostratygrafia ordowiku w obni eniu podlaskim i w pod³o u niecki p³ocko-warszawskiej (wschodnia Polska). Biul. Pañstw. Inst. Geol., 430: 79 112. MODLIÑSKI Z., SZYMAÑSKI B. & TLLR L. 2006 Litostratygrafia syluru polskiej czêœci obni enia peryba³tyckiego czêœæ l¹dowa i morska ( Polska). Prz. Geol., 54: 787 796. PAWLWICZ M. 2007 Total petroleum systems of the Carpathian- -Balkanian Basin Province of Romania and Bulgaria. USGS Bull., 2204-F: 1 17. PICHA F.J. & PTRS K.. 1998 Biomarker oil-to-source rock correlation in the Western Carpathians and their foreland, Czech Republic. Petrol. Geosci., 4: 289 302. PIG-PIB 2012 Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach ³upkowych dolnego paleozoiku w Polsce (basen ba³tycko-podlasko-lubelski). Raport pierwszy. Pañstw. Inst. Geol., Warszawa, s. 29. POGÁCSÁS G., SZALAY Á., BÉRCZY I., BARDÓCZ B., SZALOKI I. & KOCZ I. 1996 Hydrocarbons in Hungary exploration and development. [W:] Wessely G. & Liebl W. (red.) Oil and gas in Alpidic thrustbelts and basins of Central and astern urope. Spec. Publ. urop. Assoc. Geosci. ng., 5: 37 38. POPRAWA P. 2010a Potencja³ wystêpowania z³ó gazu ziemnego w ³upkach dolnego paleozoiku w basenie ba³tyckim i lubelsko-podlaskim. Prz. Geol., 58: 226 249. POPRAWA P. 2010b System wêglowodorowy z gazem ziemnym w ³upkach pó³nocnoamerykañskie doœwiadczenia i europejskie perspektywy. Prz. Geol., 58: 216 225. POPRAWA P. & GROTK I. 2005 Revealing paleo-heat flow and paleooverpressures in the Baltic Basin from thermal maturity modelling. Mineralogia Spec. Pap., 26: 235 238. SACHSHOFR R.F. & KOLTU Y.V. 2012 Black in Ukraine a review. Mar. Petrol. Geol., 31: 125 136. SATK AS J., ÈY I J. & LAZAUSKI J. 2012 Geothermal and unconventional energy development in Western Lithuania. 2 nd International Conference astlink: The Way to Knowledge conomy, Palanga, October 1 2, 2012 [http://www.east-link.eu/files/main/ 2012/ presentation/geothermal%20and%20unconventional%20%20 energy %20development%20in%20Western%20Lithuania%20- %20Dr.%20Jonas%20Satk+nas.pdf] SCHULZ H.-M., HORSFILD B. & SACHSHOFR R.F. 2010 Shale gas in urope: a regional overview and current research activities. Geol. Soc. London, Petrol. Geol. Conf. Ser., 7: 1079 1085. SGHDI A., VAIDA M., IORDA M. & VRIRS J. 2005 Paleozoic evolution of the Romanian part of the Moesian Platform: an overview. Geol. Belg., 8: 99 120. SKOMPSKI S., UCZYÑSKI P., DRYGAT D. & KOZ OWSKI W. 2008 High-energy sedimentary events in lagoonal successions of the Upper Silurian of Podolia, Ukraine. Facies, 54: 277 296. SKRÊT U. & FABIAÑSKA M.J. 2009 Geochemical characteristics of organic matter in the Lower Palaeozoic rocks of the Peribaltic Syneclise (Poland). Geochem. J., 43: 343 369. SLIAUPA S., FOKI P., LAZAUSKI J. & STPHSO R.A. 2006 The Vendian arly Palaeozoic sedimentary basins of the ast uropean Craton. Geol. Soc. London, Mem., 32: 449 462. STFASCU M., DICA O., BUTAC A. & CIULAVU D. 2006 Hydrocarbon geology of the Romanian Carpathians, their foreland, and the Transylvanian Basin. [W:] Golonka J. & Picha F.J. (red.) The Carpathians and their foreland: geology and hydrocarbon resources. AAPG Mem., 84: 521 567. SZALAY A. & KOCZ I. 1993 Migration and acumulation of oil and natural gas generated from eogene source rocks in the Hungarian part of the Panonian Basin. [W:] Spencer A.M. (red.) generation, accumulation and production of urope s hydrocarbons III. Spec. Publ. AG, 3: 303 309. ULMISHK G.F. 2001 Petroleum geology and resources of the Dnieper-Donets Basin, Ukraine and Russia. USGS Bull., 2201-, s. 14. TARI G., CIUDI D., KOSTR A., RAILAU A., TULUCA A., VACARSCU G. & VAGLOV D. 2011 Play types of the Moesian Platform of Romania and Bulgaria. Search Discov., article #10311. VLICIU S. & POPSCU B. 2012 Paleozoic shale gas plays of the astern urope: Romania case study. [W:] Romania Oil & Gas Conference, Bucharest, December, 4 5, 2012 [http://www.romania-og.com/ RomaniaOG/media/Site_Images/ContentPhotos/Intercontinental/ 4-Bogdan-Popescu_Zeta.pdf]. WSSLY G. 1990 Geological results of deep exploration in the Vienna Basin. Geol. Runds., 79: 513 520. ZDAAVICIUT O. & LAZAUSKI J. 2007 The petroleum potential of the Silurian succession in Lithuania. J. Petrol. Geol., 30: 325 337. ZDAAVICIUT O. & LAZAUSKI J. 2009 Organic matter of arly Silurian succession the potential source of unconventional gas in the Baltic Basin (Lithuania). Baltica, 22: 89 99. 423

Polskie z³o a gazu ziemnego z ³upków na tle wybranych niekonwencjonalnych z³ó uropy Œrodkowo-Wschodniej (patrz str. 411) Polish shale gas deposits in relation to selected shale gas perspective areas of Central and astern urope (see p. 411) 20 W 10 W 0W 10 20 30 40 50 60 60 60 50 50 40 40 basen luzytañski (S1, J1) Lusitania Basin (S1, J1) po³udniowa prowincja Wlk. Bryt. (J1) Southern Petroleum Province UK (J1) basen kantabryjski (S1, J1) Cantabrian Basin (S1, J1) pó³nocna prowincja Wlk. Bryt. (C1 C2) orthern Petroleum Province UK (C1 C2) basen paryski (C2 P1, J1) Paris Basin (C2 P1, J1) basen po³udniowo-wschodni (J1, J3) Southeast Basin (J1, J3) rów bodeñski (J1) Bodensee Trough (J1) basen dolnosaksoñski (C1, J1, Cr1) Lower Saxony Basin (C1, J1, Cr1) formacja ³upków a³unowych (Cm3) Alum Shale Formation (Cm3) karboñskie wielkopolski (C1) Wielkopolska Carboniferous Shales (C1) basen praski Prague Basin basen wiedeñski (J3) Vienna Basin (J3) basen ba³tycki (O3 S1) Baltic Basin (O3 S1) basen podlaski (O3 S1) Podlasie Basin (O3 S1) basen lubelski (O3 S1) Lublin Basin (O3 S1) rów Makó, baseny Békés i Derecske (M) Makó Trough, Békés and Derecske basins depresja lwowska Lviv Depression platforma mo³dawska Moldavian Platform basen przeddobrudzki Pre-Dobrugean Basin (M) formacja ³upków Maykop platforma mezyjska (S1, J1, J2) Moesian Platform (S1, J1, J2) basen tracki ( Ol) Thrace Basin ( Ol) basen dnieprowsko-doniecki (C1) Dnieper-Donets Basin (C1) (Ol M) Maykop Shale Formation (Ol M) wysoki potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach high shale gas potential niski potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach low shale gas potential 0W 10 20 30 40 Ryc. 1. ajwa niejsze europejskie baseny sedymentacyjne zawieraj¹ce gaz ziemny w ³upkach. Kompilacja na podstawie Szalaya i Koncza (1993), Poprawy (2010b), Shulza i in. (2010), Kuuskraa i in. (2011), BGR (2012), Krezska i in. (2012), Kurovetsa i Koltuna (2012), Sachsenhofera i Koltuna (2012), Velicu & Popescu (2012) Fig. 1. Major uropean sedimentary basins with shale gas potential. Compilation based on Szalay and Koncz (1993), Poprawa (2010b), Shulz et al. (2010), Kuuskraa et al. (2011), BGR (2012), Krezsek et al. (2012), Kurovets and Koltun (2012), Sachsenhofer and Koltun (2012), Velicu and Popescu (2012) 436