Historia

2500 lat temu - pierwsze wzmianki o wykorzystaniu węglowodorów.

Seebage - naturalny wyciek węglowodorów (ropy, gazu). Zagęszczoną ropę, tzw. Smołę wykorzystywano do smarowania osi w rydwanach lub balsamowania ciał. Była to maż.

Najstarszym wyciekiem ropy w Polsce był wyciek nad rzeką Wisłok.

1853r. - destylacja ropy i powstanie lampy naftowej.

1854r.- pierwsza ,,kopalnia” - faktycznie była to studnia kopana.

1859r. - pierwszy otwór naftowy w USA.W trakcie budowy linii kolejowej w Stanach, robotnicy mieli problem z woda, wykonując kopanki i studnie i odnaleźli ropę.

Okazało się, że w Alzacji powstał pierwszy ,,otwór”, za panowania Ludwika XV. Z tej ropy po krótkiej destylacji odzyskiwano wosk, z którego na dwór królewski wytwarzano świece.

Impulsem do większego wydobycia i rozwoju przemysłu naftowego było powstanie silnika spalinowego.

Rozwój sejsmiki poszukiwawczej i geofizyki wiertniczej wspomógł rozwój wiertnictwa.

Metody elektryczne polegały na pomiarze oporności i pomiarze przewodzenia prądu.

Pod koniec XX wieku wyłoniły się wielkie koncerny naftowe.

W latach 20 zaczęła się rozwijać geofizyka (sejsmika). Wprowadzenie sejsmiki dopiero umożliwiło odkrywanie złóż w głębi Ziemi, nawet pomimo niedogodności w budowie geologicznej.

Obecnie badania są mniej dotowane, wraz ze wzrostem wydobycia zmieniła się gospodarka.

OPEC - Organizacja Krajów Ropy Naftowej - wspólna polityka gospodarcza -> ustalenie ceny ropy. Po 60r. kiedy OPEC się rozwijać, przystąpiły inne kraje. W latach 70 wzrost ceny ropy do 15 - 20 $ za baryłkę.

Rola geologii naftowej w poszukiwaniu, odkrywaniu i eksploatacji złóż.

Systemy naftowe - niezależne składniki i procesy, których współdziałanie może doprowadzić do powstania akumulacji węglowodorów, a nawet ich złóż będących naturalnymi nagromadzeniami ropy i / lub gazu o znaczeniu przemysłowym.

Składniki systemu i procesy tworzą logiczny ciąg przyczynowy.

1.Skała macierzysta - (składnik)

2.Dojrzewanie i generowanie węglowodorów - (proces)

3.Migracja pierwotna - (proces fizyczny)

4.Skała zbiornikowa - (składnik)

5.Migracja wtórna - (proces fizyczny)

6.Skała uszczelniająca - (składnik)

7.Powstanie pułapki (w czasie lub po migracji) - (proces geologiczny)

8.Tworzenie się akumulacji

9.Brak migracji trzeciej - (zachowanie złoża)

Geneza węglowodorów.

1.Węglowodory ABIOGENICZNE - powstają na drodze nieorganicznej (nie jest związane z organizmami żywymi).

Dowody:

- CH₄ zawarty w meteorytach, jądrach komet, gazie galaktycznym.

- CH₄ jako składnik gazów wulkanicznych.

- Występowanie węglowodorów w inkluzjach i zamkniętych porach skał plutonicznych i metamorficznych.

Ich powstanie związane jest z procesem degazacji magmy w płaszczu i dolnych warstwach litosfery oraz w procesie redukcji CO₂ podczas stygnięcia magmy, tzn. przy oddziaływani gorącej wody i skał.

2.Węglowodory BIOGENICZNE - powstanie jest związane z organizmami żywymi.

Dowody:

- 98% akumulacji i złoża węglowodorów występuje w skałach osadowych głównie pochodzenie morskiego.

- wszystkie ropy wykazują lewoskrętne odchylenie płaszczyzny polaryzacji światła.

- występowanie w ropach kompleksowych cząsteczek typowych dla materii organicznych.

- występowanie ,,biomarkerów” - związki tworzące materię organiczną, które ulegają niewielkiej przemianie.

Powstawanie węglowodorów:

1.procesy mikrobialne - czyli działalność bakterii beztlenowych w rozkładzie materii organicznej prowadzi do powstania prostych węglowodorów, przeważnie metanu CH₄ -BAKTERIOGENEZA.

2.TERMOGENEZA - powstanie węglowodorów wskutek termicznej dekompozycji materii organicznej.

Całkowita ilość węgla jako pierwiastka w litosferze - 2.65*10¹⁴ T z czego 82% jest uwięzione w skałach wapiennych CaCO₃ lub dolomitach CaMg(CO₃)₂. Reszta - 18% - węgiel organiczny (węgle, węgle brunatne, torfy, ropa naftowa, gaz ziemny).

Reakcja konwergencji węgla w związkach organicznych.

FOTOSYNTEZA

6CO₂ + 12H₂O + Energia słońca --> C₆H₁₂O₆ + 6H₂O + 6O₂

Całkowita ilość produkowanej materii organicznej - 5*10¹⁰ T/rok w oceanach. Zasadniczo w strefie fotycznej - strefa gdzie dochodzi światło.

Schemat Pochodzenia i Dojrzewania Węglowodorów

Skała macierzysta - jest to związła skała drobnoziarnista typu iłowca, mułowca, z reguły barwy czarnej zawierającej w sobie rozproszoną materię organiczną.

TOC - (total organic carbon) - minimum 0.5 -1% zawartość C organicznego

1 - 2% - skały macierzystej o słabej i małej efektywności

2 - 3% - skały o dobrej efektywności

>4 - 4.5% - bardzo dobre skały

Stopień dojrzałości - wielkości przekształcenia termicznego, ilościowo określa się współczynnikiem refleksywności WITRYNITU - % R.

Stadia dojrzałości termicznej :

1.Etap diagenetyczny %R < 0.5

2.Etap katagenetyczny

-główna faza powstawania rop: %R = 0.5 ÷ 1.3%

-faza kondensatu: %R = 1.3 ÷ 2%

3.Etap matagenezy : powstawanie gazu termokatalitycznego - %Ro > 2.0%

Skały Macierzyste

Wyróżniamy 2 typy skał macierzystych w których zachowana substancja organiczna może w sprzyjających warunkach temperatury i ciśnienia ulec transformacji węglowodorów.

I Typ - skały macierzyste łupkowo-piaskowcowo-mułowcowe, najbardziej dominujący typ - 60% skał macierzystych w skali globu (skały klastyczne). Najczęściej są to skały czarne albo ciemnoszare, ciemnobrązowe, których barwa pochodzi od zawartej materii organicznej. TOC≥ 1.0%

II Typ - skały węglanowe, do których należą:

- wapienie rafowe i biohermowe

- wapienie mikrytowe i wapienie ilaste

40% skał macierzystych na świecie.

Akumulacje węglowodorów są bardzo rzadkie w skałach prekambru, dlatego też strop prekambru jest zazwyczaj przyjmowany jako dolna granica poszukiwań naftowych.

Najwyższy procent światowych zasobów węglowodorów związany jest ze skałami trzeciorzędu (44%), mezozoiku (26% - kreda 18%), paleozoiku (30% - karbon 14%). Najniższe zaś wartości występują w skałach triasu (1%), permu (5%), dewonu (3%).

Dane te wskazują na genetyczne związki pomiędzy powstawaniem węglowodorów, a rozwojem życia (ilość substancji organicznej), co przejawia się zmienną koncentracją rozproszonej substancji organicznej pogrzebanej w osadach.

W skali światowej zaznacza się, iż :

1.Kreda - jest najważniejszym okresem występowania skał macierzystych ropogennych.

2.Trzeciąrzęd - najważniejszy okres występowania skał macierzystych gazogennych.

Skały macierzyste w Polsce.

1.Karpaty fliszowe:

- warstwy menilitowe (łupki menilitowe) z oligocenu (ropogenne)

- łupki grzybowskie - z oligocenu (ropogenne)

- warstwy spaskie (czarne łupki) - z kredy (gazogenne)

2. Zapadlisko przedkarpackie:

- Skały miocenu - trzeciąrzed -skały łupkowo-mułowcowe w całym profilu o miąższości 800-1300m - tylko gaz (metan etapu bakteriogennego)

- Podłoże zapadliska przedkarpackiego - łupki wapienne dewonu, które zawierały rozproszoną materię organiczną typu seprowego oraz niektóre wapienie jurajskie

3.Monoklina Przedsudecka (Niż Polski) :

- skały łupkowo-mułowcowe górnego karbonu oraz niektóre poziomy mułowcowe czerwonego spągowca (P₁)

- wapień podstawowy najniższego cechsztynu (P₂) - skały gazogenne

- dolomit główny - cechsztyn (P₂) -skały węglanowe ropogenne

4.Synekliza perybałtycka oraz depresja podlaska :

- złoża występują w piaskowcach kambru środkowego, natomiast skałę macierzystą mogły być łupki dolnego kambru.

Ewolucja basenu sedymentacyjnego w procesie generowania węglowodorów:

Czynniki:

- wpływ temperatury oraz ciśnienia

- subsydencja w basenie sedymentacyjnym (=> basen naftowy, ale! Nie każdy basen sedymentacyjny jest basenem naftowym)

subsydencja - zjawisko polegające na tym, że w zbiorniku sedymentacyjnym dno ulega obniżeniu, w efekcie może dojść do powstania ogromnej miąższości warstw.

- czas pogrążania osadów (tempo pogrążania warstw skał macierzystych oraz czas ich przebywania w odpowiednim zakresie temperatur)

Zakres temperatur maksymalnego generowania węglowodorów:

- główna faza generowania ropy - „okno ropne” : 60^oC - 120^oC

- główna faza generowania gazu - „okno gazowe” : 120^oC - 200(220)^oC

Krzywa ilustrująca tempo subsydencji w basenie sedymentacyjnym oraz „czas grzania” skał macierzystych (przebywania skał macierzystych w zakresie temperatur „okna ropnego lub gazowego”)

Głębokość występowania okna ropnego w zależności od gradientu temperaturowego

Kerogen : jest skomplikowaną substancją organiczną składającą się z uwęglonych szczątków zwierzęcych oraz roślinnych pochodzenia głównie morskiego oraz lądowego. Jest on nierozpuszczalny w rozpuszczalnikach organicznych w temp pokojowej oraz posiada strukturę polimerową. W zależności od substancji wyjściowej (wyjściowa materia organiczna MO) wydziela się 4 typy kerogenu:

typI - jest substancją amorficzną typu sapropelowego pochodzenia morskiego wzbogaconą o lipidy; posiada wysoki współczynnik wodoru do węgla H/C (zwykle 1.3-1.7) oraz niski współczynnik O/C <0.1; w przemianach na większych głębokościach wytwarzana jest głównie ropa naftowa stąd ten typ nazywa się ropogenny.

typIII - jest najczęściej humusową substancją organiczną o zaznaczonej strukturze wewnętrznej powstałą różnych składników roślin lądowych (celulozy, taminy); posiada ona początkowo niski współczynnik wodoru do węgla H/C oraz początkowo wysoki współczynnik O/C; przemiany termiczne wytwarzają z niego dużo metanu i CO₂ stąd jego nazwa - gazogenny.

typII - ma skład mieszany mieszcząc się między typem I i II ale nie jest prosta mieszaniną tych typów; charakteryzując się względnie wysokim początkowo współczynnikiem H/C i początkowo niskim współczynnikiem O/C; ten typ kerogenu jest typowy dla basenów sedymentacyjnych posiadających w przeszłości dopływ materiału roślinnego z lądu.

Generowanie węglowodorów z różnych typów kerogenów w zależności od temp. (głęb. morza)

Etap I : od temp 20^oC wytwarzanie się CH₄ w warunkach biogenicznych w miarę wzrostu temperatury zawartość produkowanego CH₄ spada do 0

Etap II : prod. węglowodorów w procesie fizycznym, od 60-70^oC i trwa do temp 120-130^oC; powstaje CH₄, maks produkcja przypada na temp ok. 150^oC

Wykresy ilustrują 3 etapy wytwarzania węglowodorów:

1.biogeniczny (20-60^oC) powstawanie metanu

2.etap okna ropnego (60-120^oC) i gazowego (120-180^oC) główna faza generowani węglowodorów

3.etap termoklimatyczny w którym resztki kerogenu oraz węglowodorów ropnych powstaje gaz głównie w procesach crackingu

Charakterystyka węglowodorów ropnych i gazowych : w wyniku procesów generowania powstają węglowodory o zróżnicowanym ciężarze molekularnym, czyli gazu i ropy, którym mogą towarzyszyć domieszki CO₂, H₂S, N₂

I gazy węglowodorowe:

a).gazy suche - składają się głównie z metanu lub gdy domieszka ciężkich węglowodorów nie przekracza 0.1 gal/1000ft3 (dry gas)

b).gazy mokre - zawierające metan oraz cięższe węglowodory zawierające ponad 0.3 gal/1000ft3

c).gazy kwaśne - zawierające H₂S

d).gazy słodkie - bez zawartości H₂S

e).kondensat - tworzą węglowodory od C₅ do C₁₀ czasem C₁₂, które w złożach występują w stanie gazowym, natomiast w warunkach powierzchniowych tworzą ciecz.

Gaz mokry => kondensat => ropa lekka => ropa średnia(zwykła) => ropa ciężka

II ropy:

• lekkie

• średnie

• cięzkie

zwykła ropa (crude oil) średnia - występująca w stanie płynnym w złożu, jak również w warunkach powierzchniowych po przejściu po separator

czarna ropa (black oil) - nazwa nieużywana w terminologii polskiej, oznacza zwykłą ropę występującą w złożu

STB - oil (stock-tank barrel) - ropa w fazie płynnej po przejściu przez separator, odgazowaniu i mająca inny skład niż black oil; jej skład określa się w warunkach normalnych;

Klasyfikacja ropy ze względu na jej skład

Gazy naturalne i główne sposoby powstawania

Gaz	Pochodzenie
Szlachetne: hel, argon, krypton, radon, + azot	Nieorganiczne
CO2 H2S	Pośrednie (mieszane)
Węglowodory: metan, etan, propan, butan	Organiczne

Węglowodory:

- metan posiada 3 źródła pochodzenia

a)odgazowanie magmy płaszcza ziemskiego (CH₄ jest skł gazów wulkanicznych)

b)metan biogeniczny - pochodzący z rozkładu materii org przez bakterie beztlenowe (powyżej 50^oC)

c).metan tworzony z termicznego rozkładu materii org w trakcie pogrążania osadów

- węglowodory cięższe (etan, propan, butan, pentan) powstają tylko na drodze organicznej

Gazy szlachetne:

a)hel - jest składnikiem akcesorycznym gazów ziemnych a jego geneza związana jest z rozpadem pierwiastków promieniotwórczych (uranu, toru) występujących w podłożu krystalicznym basenu sedymentacyjnego; ma znaczenie przemysłowe kiedy tworzy podwyższone koncentracje; w Polsce towarzyszy gazom ziemnym występującym w utworach: karbonu(mułowce, piaskowce), czerwony spągowiec (piaskowce), cechsztyn (dolomit główny) => Niż Polski, Monoklina Przedsudecka, Synklina Szczecińska, Antyklina Pomorska, Antyklina Kujawska

Występuje w ilości 0.15 -0.25 % obj. maks 0.5%

b)argon i radon - są również produktami rozpadu pierwiastków promieniotwórczych (gł potasu i radu zaw. w skałach magmowych); nie mają znaczenia przemysłowego; radon występuje często w wodach wgłębnych ale jest szkodliwy dla zdrowia

argon i hel mają znaczenie diagnostyczne

He - izotopy ³He i ⁴He - ich stosunek ilościowy wskazuje na pochodzenie helu i gazu ziemnego

³He - powstaje głównie w płaszczu ziemskim

⁴He - powstaje z rozpadu pierwiastków promieniotwórczych w pokrywie osadowej

³He/⁴He = 10-8 pochodzenie ze skał osadowych

³He/⁴He = 10-7-10-8 poch z płaszcza ziemskiego

⁴He/⁴⁰Ar = 10-20 poch ze skał osadowych

⁴He/⁴⁰Ar = 1-20 poch z płaszcza ziemskiego

c)krypton - geneza podobna do pozostałych; występuje w bardzo małych ilościach, najczęściej śladowych; jego występowanie jest związane z obecnością argonu

d)azot - występuje jako domieszka gazów ziemnych, ale nierzadko przyjmuje rolę dominująca; występuje wraz z helem; w Polsce występuje na Niżu Polskim w ilościach do 30% obj gazu ziemnego ; 13.8% obj złoże BUK (utwory P₁), 60.9% obj złoże WILKOWO (utwory P₁)

Geneza:

- azot dużych głębokości pochodzi ze skał wulkanicznych , poprzez termiczny metamorfizm wapieni

- azot płytkich głębokości pochodzi z NH3 rozpuszczonego w wodach porowych; amoniak został utleniony przez tlenki metali lub tlen zawarty w wodzie, amoniak pochodzi z bakteryjnej degradacji ciał białkowych

e)dwutlenek węgla - występuje w bardzo zmiennych ilościach od domieszek po własne koncentracje; w Polsce zawartość CO₂ w gazach ziemnych jest stosunkowo mała (0-3%)

Geneza:

- pochodzenie nieorganiczne - jako składnik gazów wulkanicznych

- pochodzenie organiczne - w skutek termicznej metamorfizacji materii organicznej, fermentacji mat org, utleniania dojrzałej mar org

f)siarkowodór - może występować jako gaz wolny albo rozpuszczony w wodzie; jest gazem trującym i silnie korodującym; szczególnie trującym gazem jest mieszanina H₂S, CO₂ i H₂O; zakres wybuchowości H₂S w mieszaninie z powietrzem - 4.3-4.5% objętości. Występowanie siarkowodoru jest najczęściej związane ze skałami zbiornikowymi typu węglanowego

Geneza:

- wulkaniczne - jako składnik gazów wulkanicznych

- bakteryjna redukcja siarczanu w warunkach beztlenowych

- oddziaływanie materii organicznej na anhydryty

Złoża gazu z wysoką zawartością H₂S:

Złoże - region	Stratygr	Litologia	Głębokość	%H2S
LACQ - Francja	J3-Cr2	Wapienie, dolomity	3100-4500m	15
WESEREMS - Niemcy	P2	dolomity	3800m	10
ASMARI BANDAR - Iran	J	wapienie	3600-4800m	26
IRKUTSK - Rosja	Cm3	dolomity	2500	42
PŁD TEXAS	J3	wapienie	5800-6100	Max 98

Wodór występuje bardzo rzadko w złożach gazu w skutek jego naturalnej mobilności i reaktywności; najczęściej rozpuszczony jest w wodach wgłębnych lub ropie w ilościach śladowych; geneza związana jest z termiczną metamorfizacją substancji organicznej

Przykładowe składy gazu niektórych polskich złóż:

a)Tarchały (Monoklina Przedsudecka) - piaskowce czerwonego spągowca P₁, poziom wapienia podstawowego P₂

Skład:

CH₄ - 54.7% obj domieszki:

C₂H₆ - 0.17 % N₂ - 44.3% obj

C₃H₈ - 0.012% He - 0.37 %

C₄H₁₀ - 0.0036% CO₂ - 0.3%

C₅H₁₂ - 0.002%

C₆H₁₄ - 0.0015%

b)Kaleje (Monoklina Przedsudecka) - poziom piaskowców czerwonego spągowca P₁

Skład:

CH₄ - 80.9 % domieszki:

C₂H₆ - 0.26 N₂ - 17.7 %

C₃H₈ - 0.14 He - 0.13

C₄H₁₀ - 0.099 CO₂ - 0.45

C₅H₁₂ - 0.058 Ar - 0.01

C₆H₁₄ - 0.0039

c)Przemyśl - Jaksmanice (zapadlisko przedkarpackie) - poziomy piaskowcowe miocenu autochtonicznego (sarmat dolny)

CH₄ - 95.44% domieszki:

C₂H₆ - 0.62 N₂ - 3.8 %

C₃H₈ - 0.14

d)Mirocin (zapadlisko przedkarpackie) - piaskowce sarmatu dolnego

CH₄ - 99.75%

C₂H₆ - 0.25%

e)Karpaty (flisz)

- złoże Grabownica wieś - piaskowce czarnorzeckie

CH₄ - 92% N₂ - 5.6 %

C₂H₆ - 1.7

C₃H₈ - 0.03

- złoże Turze Pole - Zmiennica - piaskowce czarnorzeckie, ciężkowickie, gazowi towarzyszy ropa

CH₄ - 53.41% N₂ - 13.8%

C₂H₆ - 10.14 CO₂ - 1%

C₃H₈ - 10.83

C₄H₁₀ - 6.68

C₅H₁₂ - 4.14

Temperatury wgłębne

[q] - strumień cieplny [μcal · cm^-2 · sek^-1] - średni globalny strumień cieplny : 1.5 [μca l· cm^-2 · sek^-1] [W · m^-1]

q = Grad temp · λ(przewodność termiczna)

Pomiar temperatury

Skały	Przewodność termiczna
NaCl	5,5
Anhydryt	5,5 - 5,0
Dolomit	5,0
Wapienie	2,8 - 3,5
Piaskowce	1,6 - 4,0
Łupki	1,5 - 2,9
Węgiel kamienny	0,3 - 0,6

t_z = t_s + qΣ(z_i/k_i)

t_z - temp w ^oC na głębokość Z

t_s - temp w ^oC na powierzchni lądu lub dnie morza

q - strumień cieplny [W · m^-2]

z_i - miąższość i - tej warstwy

k_i - przewodność cieplna i- tej warstwy

Wpływ temperatury na głębokość generowania węglowodorów

• okno ropne : 60 ÷ 120 ^oC

Ciśnienia wgłębne

1.Normalne ciśnienie hydrostatyczne - jest sumą ciężaru kolumny wody związanej w osadach.

Cechy :

- wielkość ciśnienia wzrasta z głębokością

- tempo zmian ciśnienia zależy od gęstości wody

- wektor kierunku max. wzrostu tempa zmian jest pionowy

- zależność ciśnienia od głębokości jest niezależna od kształtu zbiornika

- płyny o ciśnieniu normalnym hydrostatycznym wykazują ciągłość w profilu wgłębnym poprzez wewnętrzny system połączonych porów

Normalny gradient ciśnienia hydrostatycznego - zmiana ciś. płynów wgłębnych na jednostkę głębokości.

Gęstość płynów złożowych zmienia się z głębokością w wyniku :

- wzrostu temp.

- wzrostu ciśnienia

- zmiany składu płynów

- zmiany fazy płynów

Normalny gradient hydrostatyczny wynosi przeciętnie : 10,4 kPa/m

2.Ciśnienie geostatyczne - które na danej głębokości jest ciśnieniem powstałym na wskutek ciężaru nadległych skał oraz płynów zawartych w tych skałach.

Ciśnienie geostatyczne zależy od :

a)gęstości wód formacyjnych

b)miąższości skał o zróznicowanej litologii

c)porowatości tych skał

P_geost = [ρ_m · (1 - Φ) · h] + [ρ_w · Φ · h]

ρ_m - gęstość skał szkieletu ziarnowego

Φ - średnia porowatość skał

ρ_w - średnia gęstość wód formacyjnych

Gradient ciśnienia geostatycznego - jest to zmiana P_geost na jednostkę głębokości. Gradient ten wzrasta z powodu :

- wzrostu gęstości skał spowodowanej kompakcją

- wzrostu gęstości wód formacyjnych, ponieważ ich zasolenie wzrasta zazwyczaj z głębokością

3.Ciśnienie litostatyczne - pionowe ciśnienie powstałe wskutek ciężaru nadległych warstw.

Typowe zakresy gęstości płynów złożowych

	Gęstość g/cm^3	Gradient psi/ft
Gaz ziemny	0,007 - 0,3	0,003
Gaz płynny (kondensat)	0,2 - 0,4	0,09 - 0,174
Ropa	0,4 - 1,12	0,174 - 0,486
Woda formacyjna	1,0 - 1,15	0,433 - 0,5

Przyczyny występowania anormalnie wysokich ciśnień złożowych:

• występowanie warunków artezyjskich

• występowanie układu strukturalnego warstw po fałdowaniu

• kompakcje

• diageneza

Ciśnienie anormalnie niskie mogą występować w poziomach izolowanych od krążących wód przez barierę przepuszczalnościową.

Przyczyny :

• wzrost objętości porowej skał

a)dekompresja (erozja skał nadkładu)

b)zeszczelinowanie z przyczyn tektonicznych

• obniżenie temp spowodowane dźwignięciem lub podnoszeniem się obszaru

• eksploatacja z izolowanego obszaru

Przypadki ciśnień w poziomach zbiornikowych

I poziom posiada połączenie z powierzchnią terenu (posiada wychodnie) ciśnienia tam występujące będą hydrostatyczne.

II,III mają tylko połączenia z wodami złożowymi w centrum basenu a ciśnienia mogą być hydrostatyczne i/ lub anormalnie wysokie

IV zupełna izolacja gdzie początkowe ciśnienia mogą być anormalnie niskie lub wysokie, ale w trakcie eksploatacji będą się obniżać poniżej ciśnienia hydrostatycznego ze względu na brak zasilania.

Przyczyny występowania ciśnień anormalnych

Anormalne wysokie ciśnienie	Anormalne niskie ciśnienie
Pogrążenie tektoniczne obszaru	Podniesienie tektoniczne obszaru
Wzrost strumienia cieplnego	Spadek strumienia cieplnego
Kompakcja, diageneza	Wzrost objętości por w skale
Generowanie węglowodorów	Eksploatacja izolowanego obszaru

Migracja pierwotna.

Proces generowania węglowodorów jest mechanizmem powodującym migrację. W jej trakcie węglowodory przemieszczają się przeważnie w odrębnych fazach.

Procesy przemieszczenia:

- dyfuzja- dotyczy głównie metanu ale proces ten przebiegając od stężeń wysokich do niskich ma charakter rozpraszając co uniemożliwia powstanie nagromadzenia.

- migracja w roztworze- dotyczy możliwości przemieszczania się rozpuszczonego metanu i etanu w wodzie. Wzrost mineralizacji wód złożowych obniża rozpuszczalność metanu i etanu, natomiast wzrost ciśnienia, temperatury sprzyja procesowi rozpuszczenia tych gazów w wodzie.

Wzrost mineralizacji wód złożowych obniża rozpuszczalność metanu i etanu, natomiast wzrost ciśnienia, temperatury sprzyja procesowi rozpuszczenia tych gazów w wodzie.

Migracja wtórna.

Głównym mechanizmem powodującym migrację wtórną jest siła wynikająca z różnicy gęstości pomiędzy fazą węglowodorów a wodą.

W warunkach wgłębnych gaz posiada dwa razy większy potencjał migracyjny niż ropa ponieważ siła jego wyporu bardziej przewyższa wysokie napięcie powierzchniowe systemu gaz-woda niż niższe napięcie powierzchniowe dla systemu ropa-woda.

Pułapki.

Pułapka-jest to specyficzna kombinacja wewnętrzna układu warstw (budowy geologicznej) gdzie poziom zbiornikowy zajmuje najwyższe położenie hipsometryczne będąc otoczony skałami ekranującymi (nieprzepuszczalnymi).

1.Czynniki krytyczne pułapki:

2.Położenie na lub w pobliżu dróg migracji węglowodorów;

3.Niska lub bardzo niska przepuszczalność skały uszczelniającej;

Wysokość pułapki determinuje jej wielkość;

Działanie ekranowania w skutek zmiany wielkości ciśnienia, przemieszczania (zmiana litologii skał).

α -kąt upadu warstwy

w =(γ_{w -} γ_rg )*g

w = p sin α →

Wysokość pułapki

Powstanie ekranowania wskutek wytworzenia się ciśnień kompakcyjnych w profilu piaskowcowo-łupkowym.

Skały uszczelniające uszeregowane według ich efektywności.

1.Gazohydraty i wieczna zmarzlina

2. Ewaporaty - pokłady soli

3. Ewaporaty- anhydryty

4. Skały ilaste - łupki ilaste i iły

5. Łupki mułowcowi i mułowce

6. Łupki wapniste i węglany

7. Skały krzemionkowe

Kryteria klasyfikacji pułapek dla węglowodorów.

1.Rodzaj formy skały zbiornikowej:

-forma warstwowa

-forma wielowarstwowa

-forma masywna

2. Rodzaj ekranowania (sposób zamknięcia)

-pułapki strukturalne

-pułapki stratygraficzne są zawsze związane z powierzchnią niezgodności erozyjnej lub kątowej

-pułapki litologiczne związane ze zmianą facji skały zbiornikowej

-pułapki tektoniczne uskoki, nasunięcia, wysady solne lub iłowe

Klasyczna pułapka strukturalna.

Pułapka wielowarstwowa antyklinalna.

Schemat złoża Bóbrka - skała zbiornikowa prace ciężkowickie (najlepsza skała zbiornikowa w Karpatach.)

Schemat pułapki warstwowej strukturalnej.

Pułapki masywowe ekranowe stratygraficzne.

Pułapka warstwowa ekranowa stratygraficzna.

Pułapka litologiczna.

Schemat pułapki litologicznej ekranowej tektonicznej.

Pułapki litologiczne związane są:

-wyklinywującymi się poziomami piaskowców

-paleorafami

Pułapka wielowarstwowa wyklinowujących się piaskowców.

1.Jeżeli powierzchnia niezgodności to powierzchnia stratygraficzna

2.Jeśli wyklinowanie to powierzchnia litologiczna, zmiana facji.

Pułapka ekranowa litologicznie w systemie paleograf.

Typy pułapek związane z wysadem solnym.

1.Pułapka warstwowa z antykliną przejściową nad wysadem solnym

2.Pułapka warstwowa ekranowa tektonicznie uskokiem

3.Pułapka masywowa w keproku

4.Pułapka warstwowa ekranowa litologiczna

5.Pułapka ekranowa wysadem solnym

6.Pułapka ekranowa stratygraficzna

7.Pułapka masywowa ekranowa stratygraficzna

KARPATY

Skała zbiornikowa- jest to skala posiadająca połączone wewnętrznie systemy por przez które węglowodory mogą się przemieszczać i w sprzyjających warunkach akumulować. Skały tego typu charakteryzują się odpowiednią przepuszczalnością dla węglowodorów co warunkuje porowatość. Głównymi cechami petrofizycznymi skał zbiornikowych są odpowiednie wartości porowatości i przepuszczalności.

POROWATOŚĆ

Wielkość porowatości warunkuje w sensie ilościowym pojemność płynów zawartych w skale.

1.Porowatość pierwotna- jest to porowatość którą posiadają luźne osady zaraz po depozycji

2.Porowatość absolutna- stosunek całkowitej wolnej objętości por skalnych do całkowitej objętości skał

3.Porowatość efektywna- stosunek objętości połączonych por do objętości całej skały

Czynniki wpływające na wielkość porowatości.

- litologia skał;

-głębokość występowania;

-wpływ diagenezy;

-występowanie lub brak szczelin

Porowatość skał zbiornikowych zmienia się zarówno w kierunku pionowym jak i w kierunku poziomym.

Ogólna klasyfikacja skał zbiornikowych w zależności od porowatości:

0-5%skały o małym znaczeniu(z wyjątkiem szczelinowości)

5-10% słabe skały zbiornikowe

10-15% średnia jakość skał zbiornikowych

15-20% dobre skały zbiornikowe

20-25% bardzo dobre skały zbiornikowe

> 25% znakomite skały zbiornikowe

PRZEPUSZCZALNOŚĆ

Jest to cecha skały zbiornikowej warunkująca przemieszczanie się węglowodorów przez przestrzeń porową.

Przepuszczalność absolutna- to przepuszczalność dla danego płynu (np.wody lub ropy), gdy płyn ten w pełni nasyca skałę.

Przepuszczalność efektywna- to możliwość skały na przepływ jednego płynu w obecności innego (przepływ dla ropy, przepływ dla gazu, przepływ dla ropy).

Przepuszczalność względna- stosunek efektywnej, przepływ dla danego płynu przy częściowym nasyceniu do przepuszczalności przy nasyceniu pełnym (100 %).

Dla ropy:

%-nasycenia skał

Pełne nasycenie

Jednostką przepuszczalności jest : 1 D (Darcy) (CGS)

Skała zbiornikowa ma przepływ 1 D gdy 1 faza płynu o lepkości 1cP przepływa z prędkością 1 cm/sek przez przekrój 1 cm ² przy różnicy ciśnienia 1 at na długość 1 cm.

Prawo Darcy obowiązuje przy przepływie laminarnym i tylko dla jednej fazy, co oznacza, że nie stosuje się dla gazu kondensatu.

W układzie SI jednostką przepuszczalności jest 1m²

1m² = 1,02*10¹² D

1D = 9,87 *10^-13 m²

Klasyfikacja przepływu skał zbiornikowych według Levorsena.

< 1 mD - słaba przepuszczalność skał zbiornikowych

1,0 - 10 mD - umiarkowana przepuszczalność skał zbiornikowych

10 - 100 mD - dobra przepuszczalność skał zbiornikowych

100 - 1000 mD - bardzo dobra przepuszczalność skał zbiornikowych

Skały zbiornikowe dzielą się na dwa rodzaje:

-klasyczne skały zbiornikowe reprezentowane głównie przez piaskowce i zawierające ok. 59 % światowych rezerw węglowodorów.

-węglanowe skały zbiornikowe reprezentowane przez wapienie rafowe, wapienie dolomityczne i dolomity - zawierają one ok. 41% światowych zasobów węglowodorów.

Wpływ tekstury skał na ich porowatość i przepuszczalność.

Tekstura:

-wielkość ziarna

-stopień wysortowania

- stopień obtoczenia

-kształt ziarna (sferyczność)

-sposób upakowania

Piaskowce:

2,0-1,0mm - bardzo grubo ziarniste

1,0-0,5 mm - grubo ziarniste

0,5-0,25mm - średnio ziarniste

0,25-0,125mm - drobno ziarniste

0,125-0,0625mm- bardzo drobno ziarniste (mułowce)

Stopień wysortowania.

Stopień obtoczenia.

Sferyczność.

Zależność pomiędzy teksturą a parametrami zbiornikowymi.

a)porowatość jest niezależna od wielkości ziarn ( szczególnie dla ziarn o duże sferyczności)

b)przepuszczalność obniża się wraz ze zmniejszaniem się wielkości ziarn

c)porowatość i przepływ wzrastają wraz ze wzrostem stopnia wysortowania

d)niski stopień obtoczenia sprzyja wzrostowi porowatości i przepuszczalności.

Ewolucja porowatości przy wzrastającej głębokości pogrążenia osadów.

Małopolska prowincja naftowa.

Obejmuje Karpaty fliszowe oraz genetycznie z nimi związane zapadlisko przed karpackie (Przedgórze Karpackie). Polskie Karpaty fliszowe są szczególnie roponośne na wschodniej części (na wschód od rzeki Białej).

Główne poziomy zbiornikowe Polskich Karpat Fliszowych.

- p-ce grodziskie i wierzowskie (wiek: dolna kreda);

-p-ce lgockie (dolna kreda- Alb);

-p-ce istebniańskie (górna kreda Senon);

-p-ce ciężkowickie (Eocen)

(Są osadem stożków podmorskich z materiałami piaszczysto-żwirowymi który prądami został przeniesiony ze strefy szelfu w głębokie morze).

-p-ce kliwskie, magdaleńskie, które występują w serii łupków menilitowych wieku oligoceńskiego;

-p-ce krośnieńskie (dolna część)

Główne skały uszczelniające.

- łupki Wierzbowskie

- łupki lgockie

- łupki istebniańskie

- pstre łupki eocenu

-łupki menilitowe

-łupki warstw krośnieńskich

Akumulacja złóż gazu związane są z wielką regionalną pułapką jaką jest nasunięcie Karpat- ciąg złóż gazu ziemnego od Przemyśla do Tarnowa. Na północ od tej strefy złoża występują w postaci ograniczonych litologicznie lub podniesionych strukturalnie w warstwach piaskowców. Poziomem zbiornikowym w zapadlisku przed karpackim są horyzonty p-ce wieku górny Baden, i dolny sarnat

Gazy ziemne występujące w zapadlisku przed karpackim cechuje wysoka kaloryczność ze względu na zawartość metanu CH₄ 94-96%

Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego w podłożu Karpat.

Składy zbiornikowe są to utwory Karbonu (wizen), jury (wapienie kimarydu), kredy (p-ce cenomanu)

Złoże brzeżówka występuje w wapieniach malmu (Jura)

Złoże Lubaczów występuje w podniesieniu jurajskim.

II Wielkopolska prowincja naftowa pokrywająca się z basenem perskim na niżu polskim.

Główne składy zbiornikowe.

-piaskowcowe utwory karbonu(podłoże basenu permskiego)

-p-ce czerwonego spągowca w którym występują złoża gazu ziemnego

-dolomity głównie cechsztynu, który zawiera złoża ropy naftowej lub złoża konsensowo gazowe. W poziomie tym odkryto największe polskie złoża ropy naftowej - BMB oraz złoże Międzychód. Cechą charakterystyczną jest to ze to poziom zbiornikowy a w związku z dużym jego pogrążeniem złoża węgla charakteryzujące się ciśnieniem większym niż hydrostatyczne.

Złoża gazu ziemnego z czerwonego spągowca charakteryzują się obniżoną zawartością metanu a podwyższoną zawartością azotu czemu towarzyszą hel i siarkowodór.

III Złoża ropy naftowej w strefie Bałtyku.

Poziom zbiornikowy stanowią p-ce środkowego kambru które są silnie zdiagenezowane (kwarcyty).Przestrzeń zbiornikowa stanowi system szczelin co sprawia, ze poziom tez cechuje się wysoką przepuszczalnością przy niskiej porowatości.

W tej samej strefie tzn. na wyniesieniu Łeby występują złoża ropy naftowej Dąbki i Żarnowiec

---