Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Zastosowanie metody Py-GC do określenia zanieczyszczenia gleb związkami ropopochodnymi w rejonie naturalnych wycieków węglowodorów w Karpatach

Matyasik Irena, Kierat Maria, Kania Małgorzata

Przemysł Chemiczny

|

2020

|

T. 99, nr 3

360--366

PL

Dokonano próby zastosowania pirolizy połączonej z chromatografią gazową (Py-GC) do badań skażenia gleb substancjami ropopochodnymi w otoczeniu naturalnych wycieków ropy naftowej i charakterystyki otoczenia tych wycieków. Metoda okazała się użyteczna do badania gleb o zawartości węglowodorów powyżej 750 mg/kg s.m. W zakresie niższych stężeń walidacja metody Py-GC nie dała zadowalających wyników. Badania próbek kontrolnych wykazały również pewną niezgodność wyników uzyskanych metodą Py-GC z wynikami analiz wykonanych wg metodyki referencyjnej, szczególnie dla próbek o mniejszej zawartości węglowodorów. Było to zapewne związane z maskującym wpływem matrycy. Badania kontynuowano dla ekstraktów rozpuszczalnikowych z gleb, co dało możliwość rozszerzenia zakresu stosowania metody. Charakterystyka porównawcza gruntów w otoczeniu naturalnych wycieków ropy w trzech badanych lokalizacjach pokazała wyraźny wzrost zawartości węglowodorów frakcji olejowej na kierunku spływu, co potwierdza możliwość stosowania metody w zakresie wysokich stężeń.

EN

Soil samples were taken from 3 hydrocarbons-contaminated sites (natural oil spills) and tested by pyrolysis combined with gas chromatog. (Py-GC) to det. contents of C10–C40 hydrocarbons. The method could be used only at medium and high concs. of hydrocarbons (above 750 mg/kg). Use of soil exts. gave the opportunity to extend the scope of the method. To extend the applicability of the method, soil exts. were analyzed by Py-GC. The content of hydrocarbons in soil exceeded the permissible values.

2

Stratigraphic distribution of hydrocarbon accumulations and charging history of reservoirs based on thermal evolution of petroleum source rocks within the southern border area of the Dnieper-Donets Basin

Karpenko I.

Przegląd Geologiczny

|

2017

|

Vol. 65, nr 8

516--525

PL

Kompleksowe badania systemu naftowego dostarczają prognoz i danych wejściowych do oceny ryzyka w celu ewaluacji nierozpoznanych wierceniami złóż w basenie dnieprowsko-donieckim (BDD), związanych ze strukturami solnymi lub występujących na znacznych głębokościach (5-7 km). Badania systemu naftowego dla zrozumienia mechanizmu i historii napełniania pułapek oraz geochronologii zdarzeń (czynnik czasu) wymagało zintegrowanych badań elementów systemu naftowego: występowania złóż ropy i gazu oraz ich wstępnych zasobów, rozprzestrzenienia skał macierzystych, ich właściwości oraz dojrzałości termicznej. Jednowymiarowe modelowanie historii pogrzebania dla otworów wiertniczych z BDD, skorelowane z danymi na temat refleksyjności witrynitu, dało informacje na temat rozkładu strumienia cieplnego w czasie jego ewolucji. Dwuwymiarowe modele systemu naftowego pozwoliły poznać wiek procesów generowania węglowodorów, typy migracji i historię napełniania znanych pułapek, jak również dostarczyły prognoz na temat złóż nierozpoznanych wierceniami. Generacja węglowodorów z każdego źródła następowała w krótkich okresach czasu z powodu szybkiego tempa pogrążania. Możliwość zachowania się złóż była zależna od wzrostu wysadów oraz migracji struktur solnych. Głębokie i bardzo głębokie pułapki w przyosiowej części basenu, które nie zostały naruszone wskutek wzrastających wysadów solnych w permie, są wypełnione złożami gazu po dzień dzisiejszy. Natomiast pułapki związane z wysadami solnymi w obrębie przyosiowych stref basenu były wypełniane węglowodorami tylko w osadach nie starszych niż śrokowokarbońskie, ponieważ starsze skały macierzyste wyczerpały już swój potencjał węglowodorowy do tego czasu.

3

Ocena potencjału zasobowego CBM (coal bed methane) oraz możliwości występowania akumulacji gazu ziemnego typu tight w formacjach piaskowcowo-mułowcowych GZW

Słoczyński T., Drozd A., Sowiżdżał K.

Nafta-Gaz

|

2017

|

R. 73, nr 10

739--749

PL

W artykule przedstawiono wyniki obliczeń jednostkowego potencjału zasobowego metanu w pokładach węgla kamiennego niecki GZW (coalbed methane) oraz ocenę możliwości występowania akumulacji gazu ziemnego typu tight w formacjach mułowcowopiaszczystych zalegających pomiędzy pokładami węgla. Zadanie zrealizowano, wykorzystując metodę dynamicznego przestrzennego modelowania 4D systemów naftowych przy użyciu oprogramowania PetroMod firmy Schlumberger. Modelowaniu poddano fragment karbońskiego wypełnienia niecki GZW o wymiarach 2,5  2,5 km, zlokalizowanego w jej południowo-zachodniej części. W ramach realizacji pracy skonstruowano przestrzenny dynamiczny model karbońskiego systemu naftowego, który był symulowany przy założeniach różnych scenariuszy ewolucji basenu sedymentacyjnego. Do budowy i kalibracji modeli wykorzystano dane dostępne w materiałach publikowanych, dane otworowe oraz wyniki badań laboratoryjnych próbek utworów karbońskich z odwiertów Jastrzębie-7b i Jastrzębie-8b, a także węgli kamiennych z KWK Zofiówka. W wyniku przeprowadzonych prac oszacowano jednostkowy potencjał zasobowy metanu w pokładach węgla kamiennego niecki GZW, wykazano zależność jego wielkości od typów węgli oraz przebiegu ewolucji basenu sedymentacyjnego niecki, a także oceniono możliwości występowania niekonwencjonalnych akumulacji typu tight w formacjach mułowcowo-piaszczystych.

EN

The article presents the results of the unitary resource potential assessment of coal bed methane of the Upper Silesian Coal Basin (Coal Bed Methane) and an evaluation of the possibility of natural gas occurrences in tight, sandy mudstone formations interbedding coal seams. The task was carried out using the method of 4D dynamic petroleum systems modeling using the PetroMod software. Modeling tasks were carried for Carboniferous strata in the south-western part of the Upper Silesian Coal Basin, in the area of the Zofiówka coal mine. A spatial dynamic model (4D) of the Carboniferous petroleum system was developed, which was subsequently simulated assuming different scenarios for the evolution of the sedimentary basin. For model construction and calibration purposes, several data sources were used: well data of Jastrzębie-7B and Jastrzębie-8B wells, results of laboratory measurements of coal and rock samples from Zofiówka coal mine as well as published data. As a result, unitary estimation of the resource potential of coal bed methane of the Upper Silesian Coal Basin was presented, as well as its dependence upon the geological conditions of coal seams burial depths. The possibilities of the occurrence of unconventional accumulation of tight gas in sandy mudstone formations interbedding coal seams, were also indicated.

4

Krytyczne elementy systemów naftowych w basenach sedymentacyjnych Polski

Karnkowski P. H., Matyasik I.

Przegląd Geologiczny

|

2016

|

Vol. 64, nr 9

639--649

EN

Progress in geological, geophysical and drilling sciences during the past 30 years has introduced to hydrocarbon exploration the concept of petroleum system, understood as an analysis of the factors necessary forformation and preservation of oil and natural gas deposits. Thefinal evaluation ofpetroleum system is the product of allfactors involved in the formation of hydrocarbon accumulations, which must be preserved proper chronology of events in the geological space. Such interdependences build often synergistic or antagonistic configurations. These configurations are called critical elements of the petroleum system. Reliable and comprehensive analysis of critical elements ofpetroleum system in sedimentary basins in Poland lets identify potential new areas of hydrocarbon exploration. In this context, a particularly promising area is the petroleum system of the Pita Claystone Formation (central part of the Polish Rotliegend Basin) and deep “Carpathians” with their palaeo-mesozoic basement and deeper part of the Carpathian Foredeep.

5

Elementy systemu naftowego Karpat

Matyasik I., Leśniak G., Such P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2015

|

nr 203

1--120

PL

W pracy przedstawiono elementy systemu naftowego Karpat – skały macierzyste, drogi migracji oraz skały zbiornikowe. Scharakteryzowano również wybrane ropy naftowe. Opisano uważane za podstawowe skały macierzyste Karpat, tj. warstwy menilitowe i warstwy istebniańskie. Cenną zaletą badań tych skał jest ocena środowiska sedymentacji osadów uzyskiwana z chromatograficznych oznaczeń frakcji nasyconej bituminów, dla której określono dystrybucję n-alkanów i izoprenoidów. Analizowano płytki cienkie z rdzeni wiertniczych i odsłonięć powierzchniowych reprezentujących wszystkie potencjalne skały zbiornikowe oraz każdy typ piaskowców – od dolnej kredy do oligocenu. Na podstawie badań laboratoryjnych i terenowych określono możliwe ścieżki migracji węglowodorów w Karpatach oraz ich powiązanie ze strefami tektonicznymi. Rezultaty badań właściwości zbiornikowych wykazują, że parametry zbiornikowe i filtracyjne, pomimo skomplikowanej struktury przestrzeni porowej i zróżnicowanej historii diagenezy, są dość zunifikowane. Autorzy dokonali klasyfikacji własności zbiornikowych, posługując się jednostkami hydraulicznymi – GHU. W klasyfikację tę włączono również skały zbiornikowe o niskiej przepuszczalności typu tight. Stwierdzono, że jedynym parametrem, który w sposób jednoznaczny wydziela klasy, jest średnica progowa. Dla średnic poniżej 4 μm przepuszczalność jest charakterystyczna dla złóż typu tight. Badania potwierdziły znaczącą rolę systemu szczelin. Miąższe kompleksy skał typu tight mogą stać się złożami opłacalnymi w eksploatacji.

EN

In the study new elements of Carpathians Petroleum System of – Menilite beds and Istebna beds, migration pathways and reservoir rocks were presented. Also selected types of oil were characterized. Considered as main source rocks in Carpathians i.e. Menilites and Istebna beds were characterized. The advantage of these studies is the evaluation of sedimentation environment of deposits based on column chromatography analysis of saturated fractions of bitumens for which the distribution of n-alkanes and isoprenoids were determined. Thin sections from the core material and outcrops representing all potential reservoir rocks and all types of sandstones occurring in Carpathians of Cretaceous to Oligocen age were analyzed. Based on laboratory and field research, possible hydrocarbons migration pathways in Carpathians in relation with tectonic zones were determined. The results of reservoir properties analyze show that reservoir and filter parameters, despite their complicated structure and varied history of diagenesis, are quite unified. The authors performed reservoir properties classification with the use of hydraulic units (GHU). This classification also included "tight" reservoir rocks revealing low permeability. It was found that the only parameter which clearly separates classes is the threshold diameter. For diameters < 4 μm permeability is typical for "tight" deposits. The study confirmed a significant role of fracture system. The thick complexes of "tight" rock can become hydrocarbons deposits of economic viability.

6

Aromatyczne steroidy w uszczegółowieniu informacji geologicznogenetycznej dla poprawnego zdefiniowania systemu naftowego

Matyasik I., Bieleń W.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 12 (200)

8--12

EN

This article describes application of new aromatic fraction biomarkers groups in oil-oil and oil- source rock correlation. In a previous study, crude oils were correlated based on source rock depositional environment, using hopanes and steranes biomarkers type and stable bulk isotopes. This paper describes triaromatic and monoaromatic steroids application for more precise. The distribution of triaromatic and monoaromatic steroids from chosen oils and source rocks is shown as ion chromatograms and they are divided into short chain (C19-C22) and long chain (C25-C28) compounds. The distribution of aromatic steroids could be used as a fingerprint of source rock maturation as well as for correlation of crude oils and source rocks in petroleum system studies.

7

System naftowy karbon–czerwony spągowiec w niemiecko-holenderskiej części basenu – implikacje dla poszukiwań złóż gazu ziemnego w polskiej części basenu czerwonego spągowca

Botor D.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

159--167

PL

System naftowy karbon–czerwony spągowiec w niemiecko-holenderskiej części basenu wykazuje szereg podobieństw i różnic w stosunku do polskiej części basenu. Głębokości występowania złóż gazu w niemiecko-holenderskiej części basenu są większe (1000–5300 m) niż w polskiej (1000–3700 m) i do 4000 m w strefach gazu zamkniętego (tight gas). Gazy wykazują duże zróżnicowanie składu chemicznego, jak i parametrów fizycznych. Średnia zawartość metanu w niemiecko-holenderskiej części basenu waha się w przedziale 30–95%, rosnąc szybko w kierunku zachodnim, natomiast w polskiej części basenu wynosi od około kilkunastu do około 90%, wykazując jednak duże zróżnicowanie w poszczególnych strefach. Gazy zakumulowane głównie w czerwonym spągowcu były wygenerowane przez skały macierzyste karbonu górnego (głównie pokłady westfalskich węgli kamiennych) w niemiecko-holenderskiej części basenu, a podrzędnie jedynie przez dolnokarbońskie skały. Basen niemiecko-holenderski był rozcięty przez liczne mezozoiczne uskoki, które przyczyniły się do powstania szeregu zrębów i rowów tektonicznych. Spowodowało to w efekcie zróżnicowanie głębokości pogrążenia i czasu występowania procesów generowania, migracji i akumulacji gazu, oraz zróżnicowanie szeregu pokarbońskich skał zbiornikowych i uszczelniających. Procesy generowania migracji i akumulacji gazów przebiegały wieloetapowo: od późnego karbonu aż do neogenu włącznie.

EN

Carboniferous-Rotliegend Petroleum System in the German-Dutch part of the South Permian basin shows a number of similarities and differences in relation to the Polish part of the basin. Depth of occurrence of gas deposits in the German-Dutch part of the basin are larger (~1000–5300 m) than in Poland (~1000–3700 m) with the maximum of up to 4000 m in the tight gas zone. Gases show significant variation of chemical composition and physical parameters. The average methane content in the German-Dutch part of the basin ranges from 30 to 95% rising rapidly towards the west, whilst in the Polish part, the average methane content varies significantly in different areas of the basin (from several up to 90%). Gases that accumulated mainly in the Rotliegend, were generated predominantly by Westphalian source rocks (bituminous coals) in the German-Dutch part of the basin, and only subordinately by Lower Carboniferous source rocks. German-Dutch basin was dissected by numerous Mesozoic faults, associated with horsts, grabens, and platforms. It contributed to the differentiation of burial depth and timing of the generation processes, to the migration and accumulation of gas, and to the diversification of a number of post-Carboniferous reservoir rocks and seals. The processes of gas generation, migration and accumulation included several stages: from Late Carboniferous through Neogene.

8

System naftowy jednostki śląskiej i dukielskiej w rejonie: Jasło-Krosno-Sanok

Matyasik I.

Nafta-Gaz

|

2009

|

R. 65, nr 3

201-206

PL

Na bazie wielokierunkowych badań geochemii organicznej, badań powierzchniowych i interpretacji danych sejsmicznych próbowano określić w sposób wiarygodny nowe obszary do poszukiwań węglowodorów, uwzględniając trzy podstawowe elementy systemu naftowego: ładunek naftowy, skały zbiornikowe i obecność pułapek. Te trzy elementy muszą być umiejscowione w czasie geologicznym i to w sposób spełniający wymogi systemu naftowego. Krytyczne zdarzenia muszą być poprzedzone procesami generacji i ekspulsji węglowodorów. W analizie karpackiego systemu naftowego w jednostce śląskiej i dukielskiej rozpatrywano dwie "kuchnie generacyjne" i blokowy układ powierzchni drenażu węglowodorów. W oparciu o wyniki obliczeń ilości węglowodorów wygenerowanych w poszczególnych blokach tektonicznych sporządzono ranking stref poszukiwawczych oraz określono hipotetyczne drogi migracji do potencjalnych pułapek złożowych.

EN

Multidisciplinary researches of organic geochemistry, investigations on outcrops samples and interpretation of seismic data have been the base to reliably determine new areas for hydrocarbons exploration. This definition has included three essential elements of petroleum system: charge, reservoir rocks and presence of traps. These three elements must be placed in geological time in a way to fulfill the petroleum system's conditions. Critical incidents have to be preceded by processes of generation and expulsion of hydrocarbons. During analyzing the Carpathian petroleum system in Silesia and Dukla Units two kitchens of hydrocarbon generation and restricted to particular tectonic blocks drainage of hydrocarbon have been taken into consideration. Basing of the calculations' results of quantity of hydrocarbons generated in particular tectonic blocks the ranking of exploration areas has been created. Moreover, hypothetical ways of migrations to the potential traps have been determined.

9

Paleozoiczny system naftowy wschodniej części przedgórza Karpat – od źródła do pułapki

Matyasik I., Such P., Leśniak G.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2007

|

R. 10, Nr 11 (115)

7-12

10

Application of recent trends in organic geochemistry to characterize the petroleum system

Philp R. P.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

705

11

Geochemia rop naftowych i skał macierzystych w charakterystyce systemu naftowego

Matyasik I., Steczko A., Dziadzio P.

Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa

|

2002

|

nr 116 wyd. konferencyjne

65--71

PL

Obecność kilku zasadniczych elementów jakimi są: kolektor, skała uszczelniająca, pułapka, skała macierzysta, czas generowania i migracji węglowodorów oraz kolejność ich występowania w czasie i przestrzeni w pasach fałdowych, to podstawowe składowe systemu naftowego. Dla prezentowanego w tej pracy przykładu rekonstrukcji systemu naftowego w Karpatach (rejon Gorlic), zgodna kolejność występowania po sobie tych elementów potwierdza efektywne działanie tego systemu. Skały kolektorskie i uszczelniające powstawały w czasie od dolnej kredy do oligocenu, a główne potencjalne skały macierzyste (co wykazały szczegółowe badania geochemiczne) są wieku dolnooligoceńskiego. Niektóre z nich wygenerowały węglowodory, które zakumulowane są w niewielkiej odległości od źródła. Węglowodory o różnym stopniu dojrzałości termicznej zakumulowane są na różnych głębokościach. Te o najniższych parametrach dojrzałościowych - najpłycej, natomiast te o wysokich parametrach - najgłębiej. Czas formowania pułapek to okres od późnego eocenu (początek skracania basenu sedymentacyjnego) po środkowy/późny miocen. Czas generowania i migracji przypada natomiast na okres od środkowego miocenu po czwartorzęd, co uzasadnia prezentowany tutaj pogląd, że etapy generacji w omawianym obszarze były synchroniczne z głównymi ruchami nasuwczymi. W oparciu o zebrane dane geochemiczne i geologiczne oraz wyniki modelowań dla małego fragmentu Karpat zaproponowano jego ewolucję. Formowanie się kolejnych elementów tektonicznych odbywało się w wyniku procesów nasuwczych o charakterze wstecznej propagacji (tj. bardziej północne elementy strukturalne powstały najwcześniej, co jest sekwencją odwrotną od zazwyczaj obserwowanej w obrębie systemów nasuwczych).

EN

The purpose of this paper is the presentation of an integrated geochemical and geological analysis and reconstruction of the petroleum system for small part of the central external Polish Carpathian (Gorlice area). The petroleum system requires the timely convergence of certain geologic elements and events essential to the formation deposits. In this paper the analysis of oils and source rocks are presented for Gorlice area and next their correlation. The results of the analyses presented in this study indicates that the oils accumulated in fields of this region were generated from the Menilite Shales of the „Dukla Nappe". Hydrocarbon generation and expulsion could have taken place during the Miocene to the Quaternary. The thrusting system developed in a rearward-propagation style i.e. the southern tectonic elements formed last, which is the opposite sequence of thrust development to that normally seen within thrust system.

12

Origin and evolution of the polish rotliegend basin

Karnkowski P. H.

Polish Geological Institute Special Papers

|

1999

|

Vol. 3

1-93

EN

The Polish Rotliegend Basin is a part of the great Southern Permian Basin in Western and Central Europe. Its basin history started in the latest Carboniferous but its origin was rooted as early as Cambrian time. Pre-Permian history of the area of Poland explains the origin of main later frames of the Polish Rotliegend Basin (PRB). It is clearly visible that boundaries of the PRB were determined by eastern margins of the Rheno-Hercynian Basin. Development of the PRB was controlled mainly by climatic and tectonic factors in an intensive rifting regime but it was manifested within individual sedimentary sequences as thicker conglomerate formations or members or increased thickness in most subsiding zones. Detailed sedimentological studies enabled distinguishing in the Rotliegend succession, independently of lithostratigraphic units also allostratigraphic (sequences) ones. The evolution of the Polish Rotliegend Basin-fill had continued within the Permo-Mesozoic Basin (Polish Basin) until the Late Cretaceous when, due to inversion of the central part of the basin, the Mid-Polish Anticlinorium was uplifted. The burial history of the Polish Basin reveals that the Late Permian and Early Triassic periods represent the main rifting phase and its later development resulted from thermal relaxation. A Late Jurassic rifting episode manifested itself only in the central part of the Polish Basin. In the Late Cretaceous basin any external tectonic factors initiating subsidence were unnecessary and the mechanism responsible for subsidence was a simple loading subsidence caused by a great sea transgression. Analysing thermal history of the Polish Basin-fill it was surely evidenced that at the beginning of the Rotliegend volcanic period the high geothermal anomalies occurred in the western part of the developing basin. Initially these anomalies were characterized by higher values (100-150 mWrrf ) during the Late Permian-Early Triassic interval. Such high values were related to syn-rift stages of sedimentary basin development. During Late Triassic and Jurassic time some cooling of rift heat field took place, but the turning point in thermal evolution of the Polish Basin was at the Jurassic/Cretaceous boundary when the southwestern part of the Polish Basin was uplifted and intensively eroded. Then a heat inflow into the southern part of the Polish Basin decreased and distinct features of the prevoius epoch were obliterated in the heat flow field image. Results of burial and thermal analysis of the Polish Basin as well as configuration of Moho surface in Poland seem to suggest the asymmetrical style of the basin model. The uppermost position of Moho is additionally accompanied by a very high helium concentration and corresponds to the area of the highest heat flow during the Late Permian, Triassic and Jurassic in the whole Polish Basin. It may be settled that the described palaeothermal-geochemical-tectonic anomaly, located about 60 km northeast of Wroclaw and continued to the northwest, represented the Late Permian-Early Mesozoic rifting process. It is unambiguously indicative of the asymmetric rift character of the Polish Basin, in which volcanism and deposition of Rotliegend series marked the first phase of its development.

PL

Polski basen czerwonego spągowca (PBCS) jest częścią wielkiego basenu sedymentacyjnego zwanego południowym basenem permskim, leżącym w zachodniej i centralnej Europie. Historia rozwoju polskiego basenu czerwonego spągowca rozpoczęła się na przełomie karbonu i permu. Jednak w jego rozwoju można odnaleźć pewne elementy zakorzenione w już przedpermskim paleozoiku. Rozwój sedymentacji w polskim basenie czerwonego spągowca był kontrolowany głównie przez tektonikę i klimat. Wyraźna zmiana klimatyczna, z warunków wilgotnych na suche, nastąpiła dopiero w górnym czerwonym spągowcu (i to nie w jego najniższej części). Ruchy tektoniczne zaznaczały się natomiast poprzez tworzenie miąższych kompleksów zlepieńców. Takie spojrzenie na opracowywaną sukcesję osadów czerwonego spągowca umożliwiło wyróżnienie kilku sekwencji. Ewolucja polskiego basenu czerwonego spągowca nie skończyła się wraz z transgresją cechsztyńską. Wypełnienie PBCS podlegało dalszej ewolucji związanej z rozwojem polskiego basenu permsko-mezozoicznego. Aby móc śledzić ewolucję wypełnienia PBCS wykonano dla tego obszaru analizę historii pogrążania i analizę historii termicznej. Historia subsydencji basenu polskiego na omawianym obszarze pokazuje, że okres późnego permu i triasu były główna fazę ryftowania, a późniejszy rozwój basenu wynika głównie z relaksacji termicznej. Analizując historię termiczną basenu polskiego widać, że w czerwonym spągowcu występowały tam wielkie anomalie geotermiczne. Anomalie te charakteryzowały się wysoką wartością strumienia cieplnego (100-150 mWm-2) w czasie późnego permu i triasu. Tak wysokie wartości odpowiadają przeważnie synryftowemu etapowi rozwoju basenu. W czasie późnego triasu i jury wystąpiło pewne schłodzenie pola cieplnego, ale punktem zwrotnym w historii termicznej basenu polskiego było pogranicze jury i kredy, kiedy południowo-zachodnia część omawianego basenu została znacznie wyniesiona i zerodowana. Wtedy to wartość powierzchniowego strumienia cieplnego w południowo-zachodniej Polsce istotnie zmalała, a wyraźne cechy termiczne poprzedniej epoki zostały zatarte. Występowanie złóż gazu w osadach czerwonego spągowca ograniczone jest do najwyższej części sekwencji osadowej. Skład gazu ziemnego wykazuje niekiedy znaczne zaazotowanie oraz istotne wzbogacenie w hel. Najwyższe koncentracje helu w gazie ziemnym, tak pod względem objętościowym jak i ilościowym, są zlokalizowane w tym samym miejscu, co permsko-jurajska wysoka anomalia geotermiczna i jednocześnie tutaj najpłycej występuje powierzchnia Moho w Polsce. Wyniki analizy historii pogrążenia i historii termicznej analizowanej części basenu polskiego, jak również konfiguracja powierzchni Moho i związane z nią anomalie paleogeotermiczne oraz wysokie koncentracje helu wskazują na asymetryczny model budowy basenu. Strefa wysokich anomalii paleogeotermicznych, rozciągająca się od obszaru między Wrocławiem i Poznaniem i dalej na zachód, była zapewne głównym obszarem ryftowania. Pierwszym etapem rozwoju polskiego basenu ryftowego był wulkanizm, a następnie sedymentacja w czasie czerwonego spągowca.