Wyniki wyszukiwania - Biblioteka Nauki

1

-Alkeny w utworach karbonu i dewonu wschodniego rejonu Pomorza

100%

Czechowski F. , Grelowski C.

Nafta-Gaz

|

1998

|

tom R. 54, nr 12

522-528

PL

Przedstawiono wyniki analizy węglowodorów frakcji alifatycznej w skałach macierzystych karbonu dolnego oraz dewonu górnego i środkowego wybranych otworów wschodniej części Pomorza. Stwierdzono występowanie w niektórych próbkach nietypowego składu tych węglowodorów z dużym udziałem homologów parzystowęglowych C15+ n-alkanów i n-alk-l-enów. Analiza wykazała, że obecność n-alk-l-enów w skałach macierzystych jest związana z wtórnym etapem generowania węglowodorów w opisywanych osadach. Skały macierzyste wykazują fazę dojrzałości w zakresie okna ropnego. Stwierdzono, że zależność ilorazu n-C18 alk-1enu/n-C18 alk-l-anu od współczynnika migracji, która jest dobrym miernikiem potencjału generacyjnego węglowodorów ciekłych.

EN

The results of aliphatic hydrocarbons determination in the Devonian and Lower Carboniferous source rocks of selected boreholes in the eastern part of Pomerania (Poland) are presented. In some samples composition of n-alkanes is not typicaland shows a high predominance of even over odd homologues. In these samples are also present n-alk-l-enes with unusually high predominance of even carbon numbered homologues in the range from n-C16 to n-C26o It has been evaluated that maturity of the source rocks are within oil window, while occurrence of the n-alk-1-enes in the source rocks indicate small residual liquid hydrocarbons generation potential. The relationship between the ratio of C18 n-alkene/C18 n-alkane vs. migration index was found to be a good measure for description of liquid hydrocarbons generation potential.

2

Charakterystyka biomarkerów substancji organicznej dolomitu głównego wybranych rejonów Niżu Polskiego

100%

Czechowski F. , Grelowski C.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

tom nr 150 wydanie konferencyjne

183--190

PL

Charakterystyka molekularna biomarkerów w utworach węglanowych dolomitu głównego wybranych rejonów Niżu Polskiego wykonana metodą GC-MS wykazała zróżnicowanie stopnia przeobrażenia substancji organicznej w zakresie od okna ropnego do końcowego stadium okna gazowego. Kerogen zawarty w skałach macierzystych jest II typu. Stwierdzono przejawy migracji węglowodorów, głównie prostołańcuchowych, ze stropu ku spągowi lub do środkowej części profilu dolomitu głównego. Mała zawartość węglowodorów resztkowych determinuje niski lub bardzo niski pozostały potencjał naftowy skał macierzystych, które wykazują zdolność jedynie do generowania metanu. Substancja organiczna jest syngenetyczna z płytkowodnym węglanowym środowiskiem depozycji.

EN

Biomarkers' distribution in the organic matter of the Zechstein Main Dolomite carbonate rocks from selected Polish Lowland areas achieved by GC-MS method revealed kerogen maturity in the range from oil window to the end stage of gas window. Source rocks contain kerogen type II. Straight-chain hydrocarbon migration was proceeded from the top to bottom or to middle part of the carbonate profile. Low or very low residual petroleum generation potential of kerogen indicates source rocks generation capability mainly for methane. Organic matter is syngenetic to shallow marine depositional environment.

3

Metodyka oceny stopnia skażenia skał zbiornikowych strefy przyodwiertowej płuczką wiertniczą przy oznaczaniu całkowitej zawartości węgla organicznego

100%

Wilk S. , Grelowski C.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

1998

|

tom R. 15

133-141

PL

W pracy przeanalizowano wpływ naturalnych biopolimerów stosowanych powszechnie do modyfikacji własności technologicznych płuczek wiertniczych na wartość liczbową błędu w oznaczaniu całkowitej substancji organicznej pochodzenia złożowego w skałach osadowych TOC (Total Organic Carbon). Przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych nad oznaczeniem wartości TOC 12 skał osadowych stratolitotypów dla Niżu Polski, których próby pobrano metodami nie wiertniczymi. Z prób skał nie mających kontaktu z płuczką wiertniczą wykonano trzy serie próbek A, B i C. Próbki w serii B poddano kontaktowi z modelową płuczką wiertniczą zawierającą KMHEC, a próbki w serii C -kontaktowi z modelową płuczką wiertniczą zawierającą hydrolizowaną skrobię. Dla wszystkich próbek wykonano oznaczenie wartości liczbowej TOC. W wyniku badań stwierdzono, że wartości TOC dla próbek serii B i C w stosunku do serii A dla tych samych skat różnią się znacznie od siebie. Udokumentowano więc wpływ substancji organicznych na wartość oznaczeń TOC dla skał osadowych, których próby uzyskano metodą rdzeniowania w otworach wiertniczych.

EN

The paper deals with the impact of natural biopolymers widely used for modifying technological properties of drilling muds on the error in determining the total organic matter (of formation origin) in sedimentary rocks. There have been presented the results of laboratory experiments on TOC in 12 sedimentary stratolithotypes for the Polish Lowland, where the samples were taken with drilling methods. Three series of samples were distinguished from among rock samples having no contact with the drilling mud A, B and C. Samples of B series were subjected to the model drilling mud containing KMHEC, whereas samples of C series contacted model mud with the hydrolysed starch content. All the samples were TOC determined. The results have been presented and discussed in the paper. It was stated that TOC for samples of series B and C as compared to series A (the same rocks) considerably varied. Thus the influence of organic matter on TOC determinations was documented for sedimentary rocks, the samples of which were obtained through coring methods.

4

Metodyka oceny stopnia skażenia skał zbiornikowych strefy przyodwiertowej płuczką wiertniczą przy oznaczaniu całkowitej zawartości węgla organicznego

100%

Wilk S. , Grelowski C.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2000

|

tom R. 17

189-196

PL

Przebadano wpływ naturalnych biopolimerów powszechnie stosowanych w modyfikacji własności technologicznych płuczek wiertniczych na oznaczanie zawartości całkowitego węgla organicznego TOC (Total Organic Carbon) w 18 próbkach skał osadowych stratolitotypów Niżu Polskiego. Metodami laboratoryjnymi wykonano seryjne badania nasycania skał z zastosowaniem modelowych płuczek wiertniczych zawierających komponenty: KMHEC oraz skrobię hydrolizowaną. Oszacowano błąd oznaczenia wartości liczbowych TOC w odniesieniu do pobranych próbek skalnych. Stwierdzono wpływ biopolimerów na wartości TOC w próbkach rdzeni uzyskiwanych z otworów wiertniczych.

EN

The influence of natural biopolymers, commonly used when modifying technological properties of drilling muds on TOC content in 18 sedimentary rock samples coming from the Polish Lowland stratilithotypes, was analysed in this paper. Applying laboratory methods, a series of rock saturation measurements were made with the use of model drilling muds containing KMHEC and hydrolysed starch. The error of TOC determination was assessed with respect to the collected rock samples. The impact of biopolymers on TOC in the samples obtained from the wells was evidenced.

5

Charakterystyka geologiczno-litofacjalno-geochemiczna złóż ropy naftowej w utworach dolomitu głównego w rejonie platformy węglanowej Kamienia Pomorskiego

80%

Mikołajewski Z. , Czechowski F. , Grelowski C.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

tom nr 182 wyd. konferencyjne

387--397

PL

Na obszarze NW Polski w utworach cechsztyńskiego dolomitu głównego (Ca2) odkryto dotychczas kilkanaście złóż ropy naftowej. Większość z nich związana jest z platformą Kamienia Pomorskiego, jej stokiem i strefą sąsiadującego płytkiego szelfu. Są to złoża: Międzyzdroje (1971), Kamień Pomorski (1972), Rekowo (1974), Wapnica (1979), Wysoka Kamieńska (1978) oraz Błotno (1980). Złoża te występują w różnych strefach paleogeograficznych Ca2. Geneza niektórych z nich jest związana z mezozoicznymi rowami tektonicznymi, które przyczyniły się do zeszczelinowacenia węglanów. Efektem tych procesów jest powstanie dróg migracji węglowodorów do pułapek złożowych. Złoża rop naftowych związane są z węglanami cechsztyńskiego systemu naftowego i wykazują pozytywne korelacje genetyczne ze skałami macierzystymi i gazem ziemnym. Zawartość substancji organicznej w poziomach macierzystości wynosi do 3,41 % TOC (Grabin-2K), a ilość ekstrahowalnej substancji organicznej dochodzi do 29 840 ppm (Wysoka Kamieńska-8). Stopień dojrzałości rop naftowych w skali refleksyjności wihynitu wynosi 0,55% (Wapnica-1) — 0,80% (Blotno-1), został określony głównie na podstawie składu biomarkerów i wykazuje trend wzrostu w kierunku SE. Obliczony jednostkowy potencjał powierzchniowy dochodzi do 317 kg HC/m2 basenu sedymentacyjnego na złożu Wysoka Kamieńska.

EN

In the Zechstein Main Dolomite (Ca2) carbonates of the NW Poland area a dozen or so oil deposits have been discovered so far. Most of them are related to Kamień Pomorski platform, its slope and adjacent shallow basin margin. The major deposits are following: Międzyzdroje (1971), Kamień Pomorski (1972), Rekowo (1974), Wapnica (1979), Wysoka Kamieńska (1978) and Błotno (1980) which are occurring in different Ca2 paleogeographic zones. Formation of some of them is related to Mesozoic fault troughs, which cross Ca2 paleogeographic zones and had contributed to fracturing of carbonates. As a result of the processes hydrocarbon migration pathways to oil traps were formed. Oil deposits associated with carbonate rocks of the Zechstein basin petroleum play reveal positive genetic correlations with source rocks and natural gases. Organic matter content of source levels reaches 3,41% TOC (Grabin-2K), and amount of extractable organic matter up to 29 840 ppm (Wysoka Kamieńska-8). Oil maturity level is in the range of 0,55% (Wapnica-1) to 0,80% R° (Błotno-1) in vitrinite reflectance scale and has been evaluated mainly from biomarkers composition, and shows increasing trend into SE direction. Unit surface potential reaches 317 kg HC/basin m2 for the Wysoka Kamieńska deposit.

6

Dojrzałość materii organicznej w utworach dolomitu głównego wybranych otworów SW części Niżu Polskiego

80%

Grelowski C. , Czechowski F. , Nowak G. J.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

tom nr 170 wyd. konferencyjne

681--688

PL

Charakterystyka molekularna biomarkerów w utworach węglanowych dolomitu głównego wybranych rejonów Niżu Polskiego, wykonana metodą GC-MS, wykazała zróżnicowanie stopnia przeobrażenia syngenetycznej substancji organicznej zdeponowanej w płytkowodnym środowisku morskim w zakresie okna ropnego. Kerogen zawarty w skałach macierzystych jest II typu. Stwierdzono przejawy migracji węglowodorów, głównie ze stropu ku spągowi. Badania petrologiczne witrynitopodobnych stałych bituminów ujawniły fazę przekształceń materii organicznej w stadium okna gazowego w profilach pozbawionych poziomów macierzystości. Występujące w tych profilach małe koncentracje węglowodorów o niższym stopniu dojrzałości są pochodzenia epigenetycznego.

EN

Molecular distribution of biomarkers in the Zechstein Main Dolomite carbonate rocks from selected boreholes assessed by the hydrocarbon GC-MS analyses showed maturity variation within the oil window stage in syngenetic organic matter deposited in shallow marine environment. The source rocks contain kerogen type II. Occurrences of hydrocarbons migration proceeded mainly from the bottom toward top of the carbonate profiles. Petrological investigations of the vitrinite-like solid bitumen revealed gas window stage of the organic matter maturation in the profiles where source rocks are absent. Low hydrocarbon concentrations in carbonates are characterised by lower maturity level and are of epigenetic origin.

7

Metodyka szacowania zasobów węglowodorów zawartych w łupkach z wykorzystaniem elementów z zakresu geochemii naftowej

80%

Grelowski C. , Mikołajewski Z. , Wolnowska M. , Nowicka A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

tom nr 182 wyd. konferencyjne

399--406

PL

Ocena zasobów gazu ziemnego GIP (Gas-in-Place) oraz ropy naftowej OIP (Oil-in-Place) w łupkach polega na zastosowaniu odpowiednich przeliczeń określających ilość wygenerowanych węglowodorów, jak również wykorzystaniu parametrów charakteryzujących własności fizykochemiczne skał i mediów naftowych. Z zakresu geochemii naftowej najważniejszymi parametrami są: zasobność skał macierzystych w substancję organiczną (określana para- metrem TOC), zmiany składu substancji organicznej w procesie jej termicznego przeobrażenia (konwersja kerogenu w węglowodory i niegeneratywny węgiel organiczny), znajomość specyfiki generacyjnej II typu kerogenu i dystrybucji tworzących się produktów, a także rezydualny potencjał węglowodorowy. Przy ocenie zasobów bardzo istotna jest rekonstrukcja początkowych warunków generowania, wyrażona za pomocą zespołu parametrów bazujących na wynikach badań pirolitycznych Rock-Eval: TOCo, S2o, HIo. Innym istotnym elementem jest występowanie mieszaniny różnych typów kerogenu. Podstawowa formuła określająca zasoby złóż niekonwencjonalnych obejmuje ilości gazu ziemnego w stanie wolnym oraz zaadsorbowanym. Metodyka uwzględnia także procesy ekspulsji/retencji oraz krakingu powstałej ropy do fazy gazowej, a także ilościowo określa zasoby wolnej ropy naftowej w skale łupkowej.

EN

Resources evaluation of natural gas GIP (Gas-in-Place) and crude oil OIP (Oil-in- -Place) in shales depends on application of appropriate calculations determining amount of gene- rated hydrocarbon as well as using parameters characterizing physicochemical properties of rocks and petroleum media. The most important components of petroleum geochemistry scope are source rock richness of organic matter (determined by TOC parameter), organic matter composition changes with thermal maturity processes (kerogen is converted into hydrocarbons and non- -generative organic carbon), knowledge of II type kerogen specific generation and distribution of products formed, and also residual hydrocarbon potential. For resources evaluation very important is reconstruction of original generation conditions performed by parameter set basing on results of pyrolytic Rock-Eval investigations (TOCo, SZo, HIo). The other essential component is occurrence of various kerogen type mixture. Basic formula describing unconventional deposit resources includes free and adsorbed gas amounts. Methodology makes also use of expulsion/ retention processes and cracking of oil formed to gas phase, as well as quantitative determination of free oil resources in shale deposit.

8

Stałe bituminy w utworach dolomitu głównego Polski zachodniej

80%

Grelowski C. , Protas A. , Grotek I.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

tom nr 150 wydanie konferencyjne

439--448

PL

Badania geochemiczno-petrograficzne ujawniły powszechne występowanie amorficznych stałych bituminów w skałach węglanowych dolomitu głównego w Polsce zachodniej. W skałach macierzystych i złożowych różnych rejonów Niżu Polski stopień przeobrażenia stałych bituminów obejmuje przedział od 0,88 %(zakres okna ropnego) do 3,26% R° (zakres generowania gazu metanowego) w skali refleksyjności witrynitu. Skały macierzyste zawierają na ogół do 1% TOC i charakteryzują się niskimi wartościami parametrów Rock-Eval: S2 (do 1,85 mg HC/g skały) i HI (do 200 mg HC/g TOC). Podział substancji organicznej na frakcje węglowodorowe umożliwia wydzielenie stałych bituminów w złożach ropy naftowej lub złożach uległych wcześniejszej destrukcji. Zastosowane techniki mikroskopowe UV i VIS dokumentują występowania tego typu substancji organicznej w przestrzeni porowej, mikroszczelinach i spękaniach oraz impregnacji w postaci struktur spływowych. Utwory zawierające stałe bituminy wykazują redukcję własności zbiornikowych (porowatości) i filtracyjnych (przepuszczalności).

EN

Geochemical and petrographical investigations revealed common occurrence of amorphic solid bitumen in the Zechstein Main Dolomite carbonate rocks in the western part of Poland. Solid bitumen was created as a result of gas deasphalting or thermal cracking processes. In source and reservoir rocks in different Polish Lowland areas the solid bitumen maturity covers the range from 0,88% (oil window) to 3,26% R° (dry gas generation) in vitrinite reflectance scale. Generally source rocks contain up to 1% TOC and have low Rock-Eval parameter values: S2 (up to 1,85 mg HC/g rock) and HI (up to 200 mg HC/g TOC). Organic matter division on hydrocarbon fractions enables differentiation of solid bitumen in crude oi1 deposits or in deposits which underwent a destruction. Applied UV and VIS microscopic techniques confirmed such organic matter occurrence in pore space, microfractures and fissures and as impregnations of flow-like textures. Deposits containing solid bitumen indicate a reduction of reservoir (porosity) and transportation (permeability) properties.

9

Biomarkery wybranych poziomów mezozoicznych SE części synklinorium pomorskiego w rejonie Czarnowa

80%

Czechowski F. , Grelowski C. , Merta H. , Hojniak M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

tom nr 137

1031-1039

PL

Jurajsko-kredowe poziomy występujące w SE części synklinorium pomorskiego w profilach otworów Czarnowo-1 i-2 (głębokość 820-1720 m), zawierają śladowe ilości węglowodorów gazowych w wodach złożowych. Macierzyste utwory ilasto-mułowcowe oraz węglanowe są zasobne w substancję organiczną (TOC około 5%). Analiza Rock-Eval oraz składu biomarkerów wykazała, że w całym profilu badanych utworów jurajskich zawarta w nich substancja organiczna nie osiągnęła fazy dojrzałości, w której następuje generowanie węglowodorów ciekłych (Ro około 0,35-0,40%). W badanych poziomach mezozoicznych przeważa humusowy, III typ kerogenu, a asfalteny i żywice zawarte w ekstrahowalnych bituminach stanowią do 90% ich masy. Wapienie portlandu są skałami macierzystymi (4,2% TOC) o najwyższym potencjale naftowym (21,62 mg HC/g skały), które będą mogły generować ropę naftową. Natomiast w mulowcowo-piaskowcowych skałach dolnojurajskich występują wkładki węgliste (do 28,7% TOC). Kerogen zawarty w utworach otworu Czarnowo-2 jest nieco bardziej dojrzały od kerogenu z odpowiednich utworów otworu Czarnowo-1. Ponadto w utworach kredowych otworu Czarnowo-2 (głębokość 665 m) zawarte są migracyjne węglowodory o stopniu dojrzałości bliskim oknu ropnemu.

EN

Jurasic-Cretaceous layers occurring in SE part of Pomerania synclinorium in the profiles of Czarnowo-1 and 2 wells (depth of 820-1720 m), contain vestigial amount of gaseous hydrocarbons in reservoir waters. Source rocks - shaly-siltstones and carbonates - are rich in organic matter (TOC about 5%). Rock-Eval analysis as well as biomarker composition analysis have shown that in whole profile of Jurassic deposits organic matter had not accomplished its maturity phase corresponding to liquid hydrocarbons generation (Ro about 0,35-0,40%). In tested samples of Mesozoic layers, III type of kerogen predominates, however, asphaltenes and resins contained in extractable bitumen make up 90% of their weight. Portland limestones (4,2% of TOC) have the highest potential for hydrocarbons generation (21,62 mg of HC/g of rock) and are possible source rocks. Lower Jurassic layers of siltstones and sandstones include coal insertions (TOC - up to 28,7%). Kerogen contained in sediments of Czarnowo-2 profile is somewhat more mature than that of Czarnowo-1 well. Moreover, there are migration hydrocarbons with maturity close to oil window in cretaceous deposits of Czarnowo-2 well at the depth of 665 m.

10

Odwiert Grundy-2 — założenia projektowe a wynik wiercenia w aspekcie poszukiwania węglowodorów w poziomie dolomitu głównego (Ca2)

80%

Gościk D. , Grelowski C. , Mikołajewski Z. , Zawierucha T.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

tom nr 170 wyd. konferencyjne

491--501

PL

Od kilku lat prace poszukiwawcze w głębszej części zbiornika permskiego na Niżu Polskim PGNiG S.A. prowadzi we współpracy z firmą FX Energy Poland. Jednym z takich wspólnych projektów było wiercenie otworu Grundy-2. Nadzieje poszukiwawcze wiązano w tym przypadku z utworami dolomitu głównego w obrębie podniesienia Rataje (niecka łódzka). O wysokim potencjale naftowym takich wewnątrzbasenowych, izolowanych mikroplatform węglanowych świadczy fakt, że na wielu z nich (m.in. Cychry, Chartów—Górzyca, Krobielewko, Sulęcin i Zielin) odkryto złoża węglowodorów. Otwór Grundy-2 zlokalizowano w miejscu, gdzie zapis sejsmiczny ujawnił silne ujemne odbicie poniżej horyzontu Z2, a następnie odbicie dodatnie. Taki układ refleksów sugerował występowanie zwiększonych miąższości oraz korzystnych właściwości zbiornikowych utworów dolomitu głównego. Założenia projektowe odnośnie tych parametrów zostały potwierdzone. Nie potwierdziły się jednak oczekiwania związane z odkryciem akumulacji węglowodorów. Co było tego przyczyną? Otóż w profilu dolomitu głównego nie stwierdzono skał macierzystych. Niski potencjał naftowy sugeruje bardzo wysoki stopień przeobrażenia substancji organicznej. Potwierdziły to badania refleksyjności witrynitu, wykazujące zaawansowaną dojrzałość substancji organicznej, odpowiadającą wysokotemperaturowym procesom przemian termokatalitycznych. Jak wskazują wyniki, otwór Grundy-2 leży w strefie, gdzie mogło dojść do przegrzania i w efekcie do destrukcji macierzystej substancji organicznej w utworach dolomitu głównego.

EN

Exploration works in the deeper part of the Permian Basin in the Polish Lowlands have been realized by PGNiG AS in cooperation with FX Energy Poland for several years so far. One of projects performed by these two companies was focused on drilling Grundy-2 well. In this case, explorational expectations were concentrated on the Main Dolomite strata in the Rataje elevation area (Łódź Trough). High hydrocarbon potential of such inner basinal isolated carbonate microplatforms is considered because within many of them (e.g. Cychry, Chartów — Górzyca, Krobielewko, Sulęcin i Zielin) hydrocarbon deposits were discovered. Grundy-2 well was located in place where the seismic image has shown strong negative reflection below the Z2 horizon and then next positive reflection. Such pattern of reflections suggested occurrence of increased thicknesses and preferable reservoir properties of the Main Dolomite carbonates. Project objectives related to these parameters have been confirmed. However, contrary to expectations a new discovery of hydrocarbon accumulation did not happen. What was the reason of that? No source rocks were found in the Main Dolomite profile. Low hydrocarbon potential has shown very high level of organic matter maturation. It was confirmed by vitrinite reflectance values indicating organic matter high maturity corresponding to high temperature changes of thermocatalytic processes. As results show, Grundy-2 well was drilled in the area where overmaturation may have resulted from in situ organic matter destruction in the Main Dolomite strata.

11

Geneza gazu ziemnego akumulowanego w utworach karbonu i czerwonego spągowca w nadbałtyckiej części Pomorza Zachodniego

80%

Kotarba M. , Pokorski J. , Grelowski C. , Kosakowski P.

Przegląd Geologiczny

|

2005

|

tom Vol. 53, nr 5

425--433

EN

Origin of natural gas of Gorzysław, Białogard and Daszewo fields from Lower and Upper Carboniferous, and Rotliegend reservoirs on the Baltic part of the Western Pomerania was characterized by means of geochemical methods. The results of molecular analyses as well as stable carbon isotope analyses of methane, ethane, propane and carbon dioxide, stable hydrogen isotope analyses of methane and stable nitrogen isotope analyses of gaseous nitrogen enabled the determination of gas origin. Gaseous hydrocarbons and carbon dioxide originated from thermogenic processes from type III kerogen with small component of type II kerogen. At least two phases of gas generation took place: the first one at the stage of 0.6 to 0.8%, and the other one at the stage of 1.4 to 1.8% maturity of source rocks in the vitrinite reflectance scale. Gaseous hydrocarbons generated from source rocks within the Upper Carboniferous (Wesphalian) and Lower Carboniferous (Visean) strata. Nitrogen probably originated during thermocatalytic processes of organic matter transformation and partly in abiogenic processes.

12

Potencjał węglowodorowy karbońskich skał macierzystych w przybałtyckiej części segmentu pomorskiego bruzdy śródpolskiej

61%

Kotarba M. J. , Kosakowski P. , Więcław D. , Grelowski C. , Kowalski A. , Lech S. , Merta H.

Przegląd Geologiczny

|

2004

|

tom Vol. 52, nr 12

1156--1165

EN

Twenty Carboniferous profiles from the Baltic part of Pomeranian Segment of the Middle Polish Trough were characterized for source rock properties according the results of geochemical analyses. The best source rocks occur within Tournaisian mudstones and claystones, where TOC values reach up to 10.7 wt.%[mean 0.93 wt.%]. The terrestrial kerogen type III is located at the immature/early mature contact. The analysed Westphalian and Visean strata reveal lower petroleum potential. The analysis of hydrocarbons generation from Tournaisian source rocks indicated that the generation of hydrocarbons begun between Middle Triassic and Late Jurassic, locally a perhaps in the Late Carboniferous. The generation potential was calculated from the hydrocarbon potential [1.2 to 2.2 kg HC/m exp.3 source rock] and thickness of the source rocks, and ranges change from 20 to 365 kg HC/m exp.2.