Potencjał naftowy polskiej części Basenu Bałtyckiego.
Koncesje na poszukiwanie i wydobycie łupkowej ropy naftowej i łupkowego gazu ziemnego Baltic Shale są zlokalizowane w lądowym sektorze centralnej części polskiego Basenu Bałtyckiego. System naftowy dolnopaleozoicznego Basenu Bałtyckiego składa się zarówno z komponentów konwencjonalnych, jaki niekonwencjonalnych. Obejmuje on kilka indywidualnych formacji skał macierzystych, zbiornikowych oraz uszczelniających. Jego specyfiką jest obfitość łupków bogatych w substancję macierzystą, stanowiących równocześnie konwencjonalną skałę macierzystą, jak i niekonwencjonalną skałę zbiornikową dla łupkowej ropy naftowej i/lub łukowego gazu ziemnego.
W Basenie tym odkryto dotąd liczne konwencjonalne złoża ropy naftowej, a także kilka złóż kondensatu, występujące zarówno w strefie szelfowej, jak i lądowej. Spośród nich w polskiej strefie lądowej znajdują się 3 złoża, zaś w polskiej strefie szelfowej 5 złóż. Zdecydowanie więcej złóż eksploatowanych jest w rosyjskim sektorze Basenu. Ropa naftowa i kondensat są bardzo dobrej jakości. Są nimi Formacja z Piaśnicy (Górny Kambr – odpowiednik łupków ałunowych), Formacja z Sasina (Górny Ordowik – stratygraficzny odpowiednik Formacji Utica z Basenu Appallachskiego), a także Formacja z Jantaru (Dolny Sylur).
Łupkowe prospekty były przedmiotem prac poszukiwawczych w latach 2010-2015, które zakończyły się z powodu globalnego spadku cen ropy naftowej. W samym Basenie Bałtyckim odwiercono wówczas 38 łupkowych otworów poszukiwawczych, a także pomierzono znaczącą ilość sejsmiki 2D i 3D. Zidentyfikowano lokalizację stref wysoko produktywnych (sweet spots), definiowanych przez wyjątkowo wysoką miąższość netto interwału produktywnego (net pay), wysoką średnią zawartość TOC, a także korzystne wykształcenie mineralogiczne i geomechaniczne oraz korzystną porowatość i przepuszczalność. W świetle tych kryteriów obszar o największym potencjale dla występowania złóż łupkowej ropy naftowej i łupkowego gazu ziemnego zlokalizowano w obrębie aktualnych bloków koncesyjnych Żarnowiec i Wejherowo.
Maksymalna miąższość interwałów bogatych w substancję organiczną w obrębie Formacji z Piaśnicy, Formacji z Sasina oraz Formacji z Jantaru wynosi odpowiednio 22 m, 36 m oraz 24 m. Na większej części bloków Żarnowiec i Wejherowo co najmniej dwie z tych formacji mogą być szczelinowane jednocześnie, a skumulowana miąższość interwałów bogatych w TOC może sięgać 50 m. Powyższe trzy formacje charakteryzują się średnią zawartością TOC sięgającą 5-9.5 % wg.
W obrębie stref wysoko produktywnych bogate w TOC łupki Dolnego Paleozoiku osiągają dojrzałość termiczną odpowiadającą, idąc ze wschodu na zachód, oknu generowania lekkiej ropy naftowej, kondensatu i gazu mokrego, a następnie gazu suchego. Wskaźnik nasycenia ropą naftową dla łupków znajdujących się w oknie ropnym i kondensatowym jest wysoki, przeważnie mieszczący się w zakresie 100-220. Głębokość pogrzebania omawianych formacji w tej strefie wynosi około 2600-3700 m.
Dolnopaleozoiczny kompleks Basenu Bałtyckiego cechuje się stosunkowo niskim stopniem deformacji tektonicznych, korzystnym z punktu widzenia eksploatacji złóż niekonwencjonalnych. Węglowodory generowane były w kilku fazach, głównie w późnym dewonie i wczesnym karbonie, oraz w późnym mezozoiku. Ropa naftowa i gaz ziemny są bardzo dobrej jakości i nie zawierają niekorzystnych komponentów, zaś ich skład kontrolowany jest głównie przez stopień dojrzałości termicznej. Na większej części obszaru stwierdzano dotąd normalne ciśnienia złożowe, lub niewielkie nadciśnienia. Wyjątkiem jest strefa gazu suchego, dla której operatorzy podawali nadciśnienia złożowe, sięgające 0.6 psi/ft.
Konwencjonalny system naftowy Basenu Bałtyckiego.
Obecność aktywnego system naftowego w dolnopaleozoicznym Basenie Bałtyckim jest dokumentowana przez występowanie szeregu małych lub średniej wielkości złóż ropy naftowej i kondensatu, a także powszechne występowanie objawów ropy naftowej i gazu ziemnego. Najważniejszą konwencjonalną skałą zbiornikową są piaskowce środkowego kambru. Ich własności zbiornikowe są w dużym stopniu kontrolowane przez stopień cementacji kwarcowej, która w centralnej i SW części basenu powoduje zwięzłe (tight) wykształcenie tej formacji zbiornikowej. Podrzędną konwencjonalną skałą zbiornikową są budowle węglanowe górnego ordowiku i syluru oraz węglany dolnego i środkowego ordowiku. Lokalnie dobre własności zbiornikowe posiadają piaskowce czerwonego spągowca oraz cechsztyński dolomit główny, jednakże jak dotąd nie stwierdzono w nich akumulacji, czy objawów węglowodorów.
Kuchnia węglowodorowa składa się z trzech głównych formacji łupków bogatych w substancje węglowodorową. Historycznie przyjmowano, że główną skałą macierzystą są łupki Formacji z Piaśnicy, aczkolwiek obecnie przyjmuje się, że role skał macierzystych pełniły również łupki Formacji z Sasina i Formacji z Jantaru. Kuchnia węglowodorowa jest wysokiej jakości, co wyraża duża skumulowana miąższość interwałów macierzystych, ich wysoka do średniej zawartość TOC, a także dojrzałość termiczna, będąca ekwiwalentem okna generowania ropy naftowej, mokrego gazu, lub suchego gazu.
Rolę regionalnego uszczelnienia dla konwencjonalnych akumulacji węglowodorów w kompleksie dolnopaleozoicznym spełniają iłowce i mułowce syluru, cechujące się bardzo dużą miąższością, a także ewaporaty cechsztynu. Piaskowce zbiornikowe środkowego kambru są lokalnie uszczelniane przez środkowokambryjskie mułowce i/lub przez górnokambryjskie iłowce. Uszczelnieniem dla akumulacji ropy naftowej w budowlach węglanowych górnego ordowiku i syluru są równowiekowe mułowce i iłowce.
Istnieje kilka indywidualnych podsystemów naftowych (petroleum plays), rozwiniętych w dolnopaleozoicznym kompleksie Basenu Bałtyckiego. Większość konwencjonalnych złóż ropy naftowej i kondensatu występuje w pułapkach strukturalnych, którymi są antykliny związane z odwróconymi, kompresyjnymi lub transpresyjnymi uskokami o niewielkich zrzutach (subsystem antyklin przyuskokowych; faulted anticline play), angażującymi kambryjskie piaskowce zbiornikowe. Innymi podsystemami naftowymi są oblekanie wyniesień w batymetrii zbiornika przez sukcesywnie depozycyjnie wyklinowujące się coraz młodsze osady (drape/onlap play), a także stratygraficzne wyklinowywanie się osadów na aktywnie ulegającym subsydencji brzegu basenu (stratigraphic pinch-out play). Kolejnym jest podsystem naftowy związany z głęboko zwietrzałym i spękanym podłożem krystalicznym, stanowiącym konwencjonalną skałę zbiornikową. Ponadto występują podsystemy naftowe związane z budowlami rafowymi (reef play) oraz ze strefami miedzyrafowymi lub zarafowymi (inter-reef/back-reef play).
