Kolejność prowadzonych badań w prospekcji naftowej:
wyodrębnienie perspektywistycznych stref poszukiwawczych- w obrębie jednostek geostrukturalnych wyższego rzędu (platforma wschodnio-europejska prekambryjska, plat.
Paleozoiczna, pokrywa permo-mezozoiczna, Karpaty razem z przedgórzem)
geologiczne rozpoznanie wgłębnego układu strukturalnego (litologia, stratygrafia, położenie nieciągłości strukturalnych, pułapki)
odtworzenie przestrzeni sedymentacyjnych (pięter str. lub ich kąpleksów pokrywowych z wydzieleniem facji lub poziomów skał macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających)
geochemiczna argumentacja oceny ilości i jakości skał macierzystych (właściwości skał macierzystych, potencjał węglowodorowy jednostki objętości skały)
Baseny sedymentacyjne.
Są to obszar powierzchni ziemi obniżony do obszarów otaczających.
może być tektonicznego lub erozyjnego pochodzenia,
są obszarami sedymentacji chociaż czasem erozja jest ważna,
sedymentacja może być nie ciągła (luki sedymentacyjne)
1.przestrzeń która ulega ubniżaniu
2.dostarczany osad
Rozmieszczenie nierównomierne, gł :
-na morzach
-największe miąższości: delty rzek
Klasyfikacja basenów:
małe (km2) lub wielkie (kilkaset km2)
proste lub złożone (sub- baseny)
mogą zmieniać wielkość i kształt w zależności od: erozji sedymentacji, aktywności tektonicznej i eustatycznych zmian poziomów morza
Baseny obrzeży dywergentnych
Baseny ryftowe
-baseny ryftowanych sklepień
-baseny obwódkowe
-baseny z osiadania
-półrowy
baseny obrzeży oceanicznych
-typ Morza Czerwonego
-typ atlantycki
aulakogeny i zmarłe ryfty
góry pomorskie i wyspy oceaniczne
2.baseny obrzeży konwergentych
rowy oceaniczne i kompleksy subdukcyjne
baseny przedłukowe
baseny miedzy – i zaułkowe
baseny wsteczno łukowe, podgórskie
baseny zwiazane z uskokami transformacyjnymi i transkurentnymi
położenie basenu
- uskok transformacyjny na granicy płyty
- uskok transformacyjny na obrzeżu dywergentnym
- uskok transkurentny w strefie szwu
typ basenu
- basen w systemach uskoków rozgałęziających się
- basen w zakończeniach uskoków
- basen pull-apart w systemie uskoków kulisowych
- basen trans rotacyjny
baseny powstałe w trakcie kolizji i zszywania kontynentów
baseny peryferyjne na płycie podsuwanej
baseny zatok wewnątrzszwowych
baseny przedgórskie, przesuwcze i rowowe
baseny kratoniczne
3. Czynniki kontrolujące sedymentację dużej skali:
Klimat określa
-temp wietrzenia,
-wytrącanie i przemieszczanie
-środowisko sedymentacji
tektonika określa
-relief
-czas dla sedymentacyjnych osadu
-typ środowiska
-rodzaj basenów sedymentacyjnych
-rodzaj skał źródłowych
4. Cykl naftowy
4 etapy:
generowanie HC – skały macierzyste
migracja – skała zbiornikowa
akumulacja – pułapki złożowe
rozproszenie HC – wycieki HC (ewentualnie eksploatacja złoża)

System naftowy (rys).
Integruje w ujęciu przestrzenno czasowym wszystkie strukturalno litofacjalne elementy basenu osadowego z procesami zachodzącymi w tym basenie a niezbędnymi do gromadzenia się i
formowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego.
Skała macierzysta skała która zawierała znaczną zawartość substancji organicznej z której powstają węglowodory w odpowiednich warunkach temp. (i ciśnienia, czyli w odpowiednich
warunkach termobarycznych)
Skał zbiornikowa- porowaty lub szczelinowaty ośrodek, który w sprzyjających warunkach może być miejscem akumulacji węglowodorów.
Skała uszczelniająca- uszczelnia, wymusza migrację i wpływa na potencjalne pułapki złożowe.


System naftowy jest to zespół powiązanych genetycznie elementów fizycznych basenu naftowego oraz procesów w nim zachodzących niezbędnych do uformowania się złóż.
Najważniejszy w systemie naftowym jest czas. Aby modelować system naftowy musimy zwymiarować jego parametry, tzn. geometrie i strukturę formacji ropo-gazonosnej, jej cechy
geochemiczne i petrofizyczne, oraz warunki termiczne przeobrażenia kerogenu w fazy węglowodorowe, a po drugie posługiwać się metodami umożliwiającymi ilościową ocenę procesów
generowania i migracji węglowodorów
Skała macierzysta - W skale macierzystej na skutek przeobrażenia nagromadzonej substancji organicznej powstają węglowodory (ropa naftowa i gaz ziemny)
Jest to skała zawierająca ponad progową wartość węgla organicznego (ponad 1%) oraz odpowiednie ilości produktów niezbędnych do powstania substancji bitumicznej i
węglowodorowej.
Zazwyczaj skałami macierzystymi są skały ilaste, drobnoziarniste mułowce i łupki. Są one nieporowate (może: są mało przepuszczalne, gdyż np. tzw „porowatość międzypakietowa” w
skałach ilastych może dochodzić do 80%!!!!! Ale nie jest to na szczęście porowatość efektywna) , zwięzłe zawierają mikrospękania i mikrosfaldowania. Woda związana w minerałach
ilastych powoduje ich pęcznienie przez co ogranicza znacząco przestrzeń porową (co potwierdza co napisałem powyżej)
Skała zbiornikowa jest to ośrodek skupiający ropę naftową i gaz ziemny (również wody formacyjne, które np. „okalają” bądź „podścielają” perspektywiczne nagromadzenie
węglowodorów). Konieczne do istnienia zbiornika ropy naftowej jest występowanie pułapki, przestrzeni porowej oraz skały zbiornikowej (powiedziałbym, że koniecznym warunkiem do
występowania złoża węglowodorowego jest istnienie potencjalnego zbiornika (czyli skały o odpowiednich parametrach porowatości i przepuszczalności) zamkniętego uszczelnieniem w
formie pułapki złożowej). Do najczęstszych skał zbiornikowych należą piaskowce, wapienie i dolomity.
6.Diageneza
6.1 Diageneza – definicja
-Fizyczne i chem. zmiany występowania w osadzie lub skale pomiędzy depozycją a metamorfizmem

(lub wymieszaniem i wietrzeniem.
-Proces w wyniku którego osady przechodzi w skonsolidowaną skałę osadową = lityfikacja.
-niskotemp. i niskociśnieniowe podpowierzchniowe procesy, głównie kompakcja i cementacja [200stC granica anhimetamorfizmu, 300stC metamorfizm] )
6.2 Czynniki kontrolujące diagenezę:
-temp
-ciśnienie
-przemieszczanie się płynów porowych w obrębie basenu sedymentacyjnego : konwekcja termiczna:
inwersja gradientu gęstościowego spowodowana ekspansją wód gorących (np. batolity, wysady solne)
redukcja porowatości powoduje migrację wód interstycjalnych ku górze
-skład osadu – pochodzenie (mat. może pochodzić z bardzo różnych stref, to co znajdzie się w basenie zależy od obszaru źródłowego)
-środowisko sedymentacji- modyfikacje składu osadu związane z klimatem, dynamiką środowiska, aktywnością organizmów, skład wód porowych. Wyróżniamy środowiska:
kontynentalne, morskie i pośrednie lub środowisko sedymentacji klastycznej i chemicznej.
6.3 Strefy diagenezy:
-eodiageneza- wczesna płytka diageneza (ten etap diagenezy, kiedy osad jest jeszcze w 1 stopniu kontrolowany przez czynniki w basenie, np. skł wód, czynniki klimatyczne, skł
pierwotny, podłoże)
proces diagenetyczny(PD) : działalność org, bioturbacje; produkt: zniszczenie pierwotnych struktur sedym, cementacja ścian nor
PD cementacja i zastępowanie: śr redukcyjne- piryt; śr utleniające- tlenki żelaza; obwódki regeneracyjne na ziarnach kwarcu i skaleni; cementy węglanowe; kaolinit; chloryt
-mezodiageneza- głębokie pogrzebanie
PD : kompakcja fizyczna- wzrost upakowania ziaren; redukcja porowatości; spadek miąższości w-w
PD : kompakcja chemiczna= rozpuszczanie pod ciś – częściowe rozpuk, krzemianów; redukcja porowatości; spadek miąższości w-w
PD: Cementacja wytracają się cementy węglanowe (kalcyt) i krzemionkowe (kwarc); redukcja porowatości
PD : Rozp. Przez płyny porowe: usuwanie rozp. Cementów węglanowych i krzemianowych skł szkieletu ziarnowego; powst wtórnej porowatości poprzez selektywne rozp mniej trwałych
min
PD: Zastęownie: częściowe lub całkowite zastąpienie niektórych ziaren krzemianowych oraz ilastego matriks przez nowo powst min (np. -> skalenie- kalcyt)
PD : Autogeneza min ilastych: transformacje min mieszanopkaietowych (smektytu do illitu , chlorytu, kaolinitu do illitu)
-teleodiageneza- wypiętrzanie
PD : rozpuszczanie , zastępowanie, utlenianie : rozp. Cementów węglanowych,; przeobrażenie skaleni w min ilaste; utlenianie węglanów żelaza do tlenków żelaza; utlenianie pirytu do
gipsu; rozp mniej trwałych min; powst wtórnej porowatości poprzez selektywne rozp mniej trwałych min
6.4 Procesy i produkty digenezy:
Kompakcja – jest wyjątkowo ważna w osadach pochodzenia organicznego oraz mułach. Jej rola w przypadku piasków, żwirów oraz wapieni rafowych jest znacznie mniejsza. Kompakcji
towarzyszy ekspulsja wód uwięziona w przestrzeni porowej. Odległość miedzy ziarnami zmniejsza się , mogą dopasowywać się kształtem do siebie, rozpuszczanie ziaren, kontakty
wklęsło wypukłe, bardzo nieregularne granice.
Produktem są stylolity, szwy stylolitowe.
cementacja- wzrost nowych faz mineralnych w przestrzeni porowej, najbardziej pospolite to węglany (kalcyt) i kwarc ale także min ilaste w skałach terygenicznych, może być
odpowiedzią na przepływ wód gruntowych- wzrastająca koncentracja jonów w wodach porowych, wzmocniona temp związana z pogrzebaniem.
Produkty: obwódki kwarcowe, cement diorytowy, cement illitowy, cementy węglanowe, konkrecje.
rekrystalizacja- istniejący min zachowuje pierwotny skład ale wzrasta wielkość kryształów – zmiana objętości.
rozpuszczanie- czynniki warunkujące rozpuszczanie CaCO3 – pH, temp i ciśnienie. Węglany lepiej rozpuszczają się w głębokich zimnych wodach.
zastępowanie min. – jednoczesne rozpuszczanie jednego min i wytrącanie drugiego np. zastępowanie plagioklazu przez serycyt.
dolomityzacja
6.5 Porowatość
Procentowa przestrzeń w skale lub w osadzie, która może zawierać płyny. Jest bardzo różna w zależności od osadów. Mamy pewne zakresy porowatości i przepuszczalności. Możemy
przewidzieć jakie wartości i przepuszczalności będzie miało dane środowisko np. kaolinit charakteryzuje się wyraźną redukcją porowatości ale nie wpływa na przepuszczalność, chloryt –
redukcja porowatości i przepuszalności.
Porowatość określa się jako stosunek przestrzeni porowej skały zbiornikowej do jej całkowitej objętości wyrażanej zazwyczaj w procentach.
Wyróżniamy porowatość:
całkowitą ( absolutną)
Jej miarą jest objętość wszystkich porów w skale do całkowitej jej objętości
efektywną
Jej miarą jest stosunek objętości porów, przez które może nastąpić przepływ płynów złożowych do objętości całej skały
dynamiczną
Jej miarą jest stosunek objętości porowatości efektywnej skały dla określonego medium do objętości skały
Zagadnienia szczegółowe dotyczące diagenezy:
7.1. W wyniku jakich procesów płyny porowe mogą przemieszczać się w basenie sedymentacyjnym?
Konwekcja termiczna – inwersja gradientu gęstościowego spowodowana ekspansją wód gorących np. batolity i wysady solne.
redukcja porowatości powoduje migrację wód interstycjalnych ku górze.
7.2. Podstawowe procesy diagenetyczne:
-kompakcja
-cementacja
-rekrystalizacja
-zastępowanie
*dolomityzacja
-rozpuszczanie
Diageneza najczęściej prowadzi do utraty porowatości i przepuszczalności
7.3. Wpływ pochodzenia i składu osadu na diagenezę.
Skład osadu -> pochodzenie osadu (mat. może pochodzic z bardzo różnych stref, to co znajdzie się w basenie itp. Zależy od obszaru źródłowego i obrzeżenia basenu)
Śr sedym ze względu na skł osadu:
ŚS kalstycznej – sedym terygeniczna (osad z lądu)
ŚS chemicznej – węglany (ciepłe morze, chem czynniki sprzyjające wytrącaniu węglanów, rafy, węglanowe piaski plażowe, łachy węglanowe)
ewaporaty (śr suche, ewaporacja)
krzemionkowe (osady głębokomorskie, org. Krzemionkowe)
7.4. Porównanie składu skał terygenicznych i węglanowych – różnice w diagenezie.
Terygeniczne

Węglanowe

Matriks pochodzenia sedymentacyjnego

Matriks pochodzenia chemicznego lub prawie chem.

Cement pochodzenia chemicznego

Cement chemiczny

Element ziarnowy

Ziarna allochemiczne

Poźna diageneza

Wczesna diageneza

7.5. Środowiska sedymentacji – rodzaje i powiązania z diagenezą.
Środowisko Sedom modyfikuje skład osadu związany z klimatem, dynamiką, środowiskiem aktywnością organizmów
Skład wód porowych
Środowiska: (kontynentalne, morskie, pośrednie)
rzeczne
*stożki aluwialne, kanały rzeczne, obrzeżenia kanałów, równie zalewowe, środowisko o szerokim zasięgu, obfitośc organizmów na równiach zalewowych powoduje powst. Osadów
pochodzenia organicznego
*transport w rzece: trakcja, saltacja, suspensja
eoliczne (środ. Pustynne -> sk. Zbiornikowe)
jeziorne (dostarczają skał macierzystych)
glacjalne
deltowe (bardzo ważne z pktu widzenia geologii naftowej)
Środowisko rzeczne (klimat wilgotny do suchego)
kanały rzeczne
obrzeżenia kanałów
równie zalewowe
śr o szerokim zasięgu

obfitość org na równiach zalewowyh powoduje powstanie osadów poch organicznego
Rzeka płynąca z gór tworzy
-stożki aluwialne (zasięg ograniczony w miarę oddalania się od obszaru górskiego coraz mniejszy. Osady są b.źle wysortowane. Przekroj w poprzek: konglomeraty, zlepieńce i coraz
drobniejszy osad
Wielkość ziarna jest uzależniona od energii środowiska (żwir- wysoka, ił –niska)
Obtoczenie – postępująca abrazja, źle obtoczone – bliski obszar źródłowy, dobrze –daleki OŹ

Środowisko kontynentalne – pustynia, suchy klimat
osad w wyniku kombinacji działalności wiatru i rzek okresowych
nieznaczna działalność organizmów
wydmy jako najbardziej char. Element środowiska
Doskonałe wysortowanie
Doskonałe skały zbiornikowe, ale rzadko zachowane
Środowisko przybrzeżne
Delty
Równie pływowe
Plażowe – silne falowanie, sortowanie przez fale
Silna dynamika (fale, prądy)
Liczne organizmy
Środowisko morskie
Szelf kontynentalny (zjawiska podobne do tego co przy orogenach)
Rafy węglanowe
Szelfy niewęglnowe
Stok kontynentalny
Basen
Transport głównie w zawiesinie z płytszych do głębszych stref

7.6. Parametry fizyczne skał pod kątem właściwości zbiornikowych.
Porowatość , przepuszczalność

7.7. Skały, które są zlityfikowane jednocześnie z depozycją.
Węglany (budowlne węglanowe, trawertyny)
Ewaporaty
Piroklastyczne
7.8. Cementacja-
-wzrost nowych faz mineralnych w przestrzeni porowej,
-najbardziej pospolite to węglany (kalcyt) i kwarc ale także min ilaste w skałach terygenicznych,
-może być odpowiedzią na przepływ wód gruntowych- wzrastająca koncentracja jonów w wodach porowych, wzmocniona temp związana z pogrzebaniem.
-cementacja skał węglanowych – kalcyt i kwarc
-cementacja skał terygenicznych – min ilaste
-cementacja -> konkrecje - diagenetyczne nagromadzenia krzemionki
Cementacja węglanów może następować z różnych warunkach :
meteoryczne – wadyczne/freatyczne
morskie (freatyczne) – woda morska
„podpowierzchniowe” – solanki basenowe
Określenie cech tekstualnych i strukturalnych pomaga określić pochodzenie wód
Cementacja zachodzi często w miejscu osadzania się skały. Jeżeli proces rozpuszczania jest większy od procesu osadzania się spoiwa porowatość skały wzrasta, a w odwrotnym wypadku
maleje. Procesy rozpuszczania i cementacji zmieniają strukturę przestrzeni porowej. Maja wpływ głównie na przepuszczalność skał. Kiedy powstanie złoże ropy naftowej woda w
przestrzeni porowej zostaje uwięziona, tym samym proces cementacji i rozpuszczania zanika.
Mikrytyzacja:
ziarna węglanowe mogą być drążone przez grzyby, bakterie
drobnoziarnisty węglan wapnia (mikryt) może wytrącać się w tak powst drążeniach
w niektórych przypadkach tylko zewnętrzne partie ziaren ulegają mikrytyzaji – powstają obwódki mikrytowe lub powłoki
mikrytyzacji podlegają całe ziarna
7.9. „Płytka” sedymentacja węglanów:
7.10. Opis skały pod względem właściwości zbiornikowych (rys.):
- porowatość
- szczelinowatość
7.11. Zastępowanie min. – jednoczesne rozpuszczanie jednego min i wytrącanie drugiego np. zastępowanie plagioklazu przez serycyt -> wskaźnik, że osad został pogrzebany do takiej
temperatury, żeby zachodził ten proces. Brak zmian objętości. Skalnie zastępowane przez min ilaste
Rekrystalizacja- istniejący min zachowuje pierwotny skład ale wzrasta wielkość kryształów – zmiana objętości,
Np. amorficzna krzemionka do grubokrystalicznego kwarcu, drobny muł węglanowy w grubokrystaliczny kalcyt (sparyt).
7.12. Kompakcja fizyczna i chemiczna.
-kompakcja - odległośc między ziarnami zmniejsza się; ziarna mogą się dopasowywać kształtem do siebie
jest wyjątkowo ważna w osadach pochodzenia organicznego oraz w mułach. Jej rola w przypadku piaskowców, żwirów oraz wapieni jest znacznie mniejsza.
*kompakcja chemiczna - rozpuszczanie ziaren, kontakty wklęsło - wypukłe, b. nieregularne granice
Rozpuszczanie pod ciś może powodować powst stylolitów; koncentracje nierozpuszczonych min ilastych oraz tlenków żelaza; jest pospolite w wapieniach może zachodzić także w
piaskowcach
7.13. Skały o ekstremalnie wysokiej porowatości lub przepuszczalności:
Dolomity
Wapienie
7.14. Co wpływa na własności zbiornikowe piaskowców?
-pochodzenie materiału detrytycznego
-środowisko depozycji
-historia osadu po depozycji
-tekstury
-skład mineralny mat detrytycznego

7.15. Porowatość pierwotna i wtórna.
pierwotna - powstaje w czasie depozycji osadu (ilość wolnej przestrzeni wewnątrz skały)
- pierwotna porowatość jest funkcją wielkości ziarna, wysortowania i upakowania.
- malenie porowatości gdy rośnie nieregularny kształt cząstek
- malenie porowatości gdy niewysortowany materiał
porowatość międzyziarnowa (międzycząsteczkowa) -obejmuje przestrzeń pomiędzy poszczególnymi ziarnami , na jej kształt ma wpływ stopnia wysortowania i obtoczenia
porowatość wewnątrzziarnowa- występuje tylko w skałach węglanowych zbudowanych z obumarłych organizmów.
porowatość okienkowa - powstaje w strefach równi pływowej, gdzie pęcherzyki gazu lub rozkładanie się materii organicznej było przyczyną powstawania porów.
porowatość szkieletowa -organizmy rafowe (porowate) narastają na siebie w późniejszym czasie tworząc skały.
wtórna- porowatość powstała po (diagenezie) osadzeniu skały, między innymi w wyniku procesów rozpuszczania szkieletu ziarnowego przez wodę.
porowatość międzykrystaliczna- występuje między kryształami minerałów, zachodzi w wyniku procesów chemicznych. Najczęściej spotykana jest w węglanach
porowatość formowa- powstaje gdy w skale następuje selektywne rozpuszczanie skał i cząstek mineralnych
porowatość szczelinowa - jej geneza zależy od napięć powierzchniowych związanych z ruchami tektonicznymi lub od ciśnienia nadkładu. Ułożenie szczelin jest niesymetryczne i
nieregularne.
porowatość kanalikowa- powstaje w skutek zwiększenia szczelin poprzez procesy rozpuszczania skał np. solankami
porowatość komórkowa- powstaje poprzez rozpuszczanie przestrzeni międzyporowej międzycząsteczkowej
porowatość kawernista - powstaje gdy skały o pory kanalikowe lub komórkowe są jeszcze bardziej powiększane w wyniku intensywniejszych procesów rozpuszczania.

7.16. Elementy klasyfikacji porowatości:
typy porowatości i czynniki wpływające na jej powstanie
genezę porowatości
wielkość i kształt porów
częstość występowania porów w skale
może nawiązywać do struktur sedymentacyjnych lub być ognich niezależna.
7.17. Powiązanie procesów diagenetycznych z poszczególnymi etapami diagenezy.
diageneza wczesna – działalność organizmów- zniszczenie pierwotnych struktur sedymentacyjnych
cementacja i zastępowanie
diageneza z pogrzebania:
cementacja – wytrącają się cementy węglanowe: kalcyt i krzemiankowe: kwarc. Wytrącaniu towarzyszy redukcja porowatości.
rozpuszczanie przez płyny porowe – usuwanie rozpuszczonych cementów węglanowych i krzemianowych składników szkieletu ziarnowego. Powstanie wtórnej porowatości poprzez
selektywne rozpuszczanie mniej trwałych minerałów.
zastępowanie – częściowe lub całkowite zastępowanie ziaren krzemianowych oraz ilastego matriks przez nowo powstałe minerały
autogeneza minerałów ilastych – transformacje minerałów mieszano pakietowych (smektytu do illitu lub chlorytu, kaolinitu do illitu)
późna diageneza:
zastępowanie, rozpuszczanie i utlenianie – rozpuszczanie cementów węglanowych, przeobrażenie skaleni w min ilaste, utlenianie węglanów żelaza do tlenków żelaza, utlenianie pirytu do
gipsu, rozpuszczanie mniej trwałych min, powstanie wtórnej porowatości poprzez selektywne rozpuszczanie mniej trwałych min.
Wskaźnik historii diagenetycznej.
wskaźnik temperatury:
wskaźnik konodontowy CAI – kambr-trias, jasnożółty (1;<80stC)- czarny (5;>300stC)
wskaźnik sporowy TAI- szersze zastosowanie dotyczy kolorów sporów roślinnych
refleksyjność witrynitu (100-240stC) (jeden z maceratów węgla, rozproszony mat organiczny)
transformacja minerałów mierzanopakietowych illit-smektyt; >70stC –metofa mineralogiczna nie zależy od czasu czynnikiem deformującym jest temp.
wskaźnik związany z geochemią organiczną
Izotopy stałe tlenu i węgla
wieloetapowość procesów diagenetycznych wymaga zestawienia sekwencji diagenetycznej i odniesienia jej do temperatury; obserwacje płytek cienkich, SEM, badania stosunków
izotopowych O i C. Pozwala to określić historię pogrzebania oraz epizody, w których miał miejsce przepływ płynów
Sekwencje diagenetyczne – jak rozumiesz to pojęcie?
Diageneza:
-wieloetapowość procesów diagenetycznych wymaga zestawienia sekwencji diagenetycznej i odniesienia jej do temperatury: obserwacje płytek cienkich ,SEM ,badania stosunków
izotopowych O i C.
-pozwala to określić historię pogrzebania oraz epizody ,w których miał miejsce przepływ płynów.

Prowincje naftowe Polski: nazwa prowincji, ogólna charakterystyka poszczególnych prowincji (wiek i rodzaj skał zbiornikowych), rodzaj złóż w poszczególnych prowincjach:
gdańska prowincja naftowa - jest to pozostałość po centralnej części wczesno paleozoicznego basenu bałtyckiego. Wiek kambr – wschodnia część polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku.
Ropa, gaz.
Największe dotychczasowe sukcesy poszukiwawcze odnotowane są na szelfie bałtyckim w polskiej strefie ekonomicznej (Petrobaltic). W części lądowej tej prowincji w kilkunastu
otworach wystąpiły przypływy ropy naftowej, ale nie ma złóż o wartości ekonomicznej.
lubelska prowincja naftowa – pozostałość po dewońsko - karbońskim (rów lubelski) basenie sedymentacyjny na Lubelszczyźnie. Duża zmienność litofacjalna skał macierzystych jak i
zbiornikowych, liczne zaburzenia tektoniczne, różna diageneza. 13 małych złóż ropy i gazu.
pomorska prowincja naftowa- jest częścią dewońsko - karbońskiego basenu sed. i basenu permskiego (czerwonego spągowca i cechsztynu). Jest to układ geologicznie złożony z licznymi
uwarunkowanymi. W części karbońskiej- gaz ziemny, w części cechsztyńskiej- ropa naftowa.
wielkopolska prowincja naftowa – głównie południowa część basenu permskiego polskiego z dwoma poziomami poszukiwawczymi (utwory czerwonego spągowca i cechsztyńskie
węglany dolomitu głównego), skały macierzyste dla tych nagromadzeń – skały karbońskie. Złoża o charakterze strukturalnym. Złoża należą do złóż masywowych. Największe BMB.
Perm: czerwony spągowiec i wapień cechsztyński- niż polski, najwięcej ale azotowy. Główny poziom cechsztynu – dolomit główny.
małopolska prowincja naftowa - obszar wypełniony osadami pozostałymi po kilku basenach sedymentacyjnych:
- paleozoicznym
-mezozoicznym
-karpackim (Karpaty)
- przedkarpackim (mioceńskim rowie przedgórskim—zapadlisku).
Najbardziej zasobne i perspektywiczne są utwory mioceńskiego zapadliska przedkarpackiego. Odkryte w nim złoża gazu ziemnego charakteryzują się bardzo dobrymi parametrami
energetycznymi, a wielohoryzontowe złoża mają znaczne zasoby, nawet przy niewielkim rozprzestrzenieniu obszarowym.
W Karpatach złoża r.n. występują w kilku jednostkach tektonicznych ale większość w jednostce śląskiej – sa to złoża strukturalne typu warstwowego. Na obszarze wschodnim i części
Karpat akumulacje HC występują w piaskowcach fliszowych sporadycznie także we fliszu drobnoziarnistym. Ropa jest bardzo dobra jakościowo.
Kryteria klasyfikacji nagromadzeń węglowodorów i pułapek złożowych.
Podstawowym kryterium nagromadzeń węglowodorów jest ich wartość ekonomiczna. Według tego kryterium podzielić je można:
-nagromadzenia przemysłowe
-nagromadzenia nieprzemysłowe – zaliczamy nagromadzenia o małej zasobności (koszt i wielkość ekspl. Surowca jest wyższy od aktualnej ceny rynkowej).
Nagromadzenia przemysłowe ze względu na wielkość:
lokalne – złoża, pola naftowe (ropne, ropno-gazowe, gazowe.)
regionalne – strefy, obszary i prowincje ropogazonośne
Klasyfikacja pułapek złożowych:

klasyfikacja geometryczna – klasyfikacja ta opiera się na określeniu kształtu strefy nasyconej węglowodorami:

-warstwowe – należą pułapki ograniczone przynajmniej z jednej strony pow. stropu lub spągu i warstwą zbiornikową niezależną od innych pow. otaczających akumulację HC. Do
najczęściej odkrywanych należą pułapki w-we typu antyklinowego.
-masywowe – do złóż masywowych zaliczamy pułapki ograniczone od góry pow. niezgodności typu erozyjnego lub facjalnego tj. pułapki występujące w tak zwanym pogrzebanych
grzbietach lub masywach naftowych.
-nieregularne – zaliczamy pułapki ograniczone ze wszystkich stron strefą zaniku cech zbiornikowych skały nasycone HC. Tego typu pułapki najczęściej związane są z sedymentacją
litoralną lub aluwialną czy też obocznym zanikiem utworów korytowych.
Innym rodzajem klasyfikacji geometrycznej wyróżnia pułapki ekranowane tylko jedną pow. uszczelniającą lub przez kilka pow. uszczelniających. Biorąc pod uwagę charakter zalegania
pow. ekranowanej w stosunku do warstw zbiornikowej:
-uszczelniane zgodnie z granicami litologicznymi
-niezgodny – kiedy pow. uszczelnienia zalega z niezgodnością kątową na warstwach zbiornikowych.
-tektoniczny – gdy pow. uszczelnienia tworzy pow. uskoku bądź nasunięcia.
-gdy pow. uszczelnienia związana jest ze zmianą facji.
Klasyfikacja genetyczna pułapek złożowych:
Istotną klasyfikacją genetyczną jest ustalenie procesu determinującego uformowania się poszczególnych pułapek gdyż często ich geneza jest wynikiem współdziałania kilku procesów:
strukturalne – w strukturach antyklinarnych, pułapki ekranowane dyslokacją tektoniczną lub pow. kontaktu z intruzją solną, ilastą lub magmową.
stratygraficzne.
Zagadnienia szczegółowe dotyczące nagromadzeń węglowodorów i pułapek złożowych:
Złoże – jest to takie naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych substancji gazowych i ciekłych, których wydobywanie może przynieść korzyść gospodarczą.
Złoże naftowe – odnosi się do pojedynczego, odosobnionego nagromadzenia HC w skale zbiornikowej
Pole naftowe – jest nagromadzeniem HC, składa się z kilku lub więcej złóż niekontaktujących się ze sobą
występują w tej samej strukturze geologicznej, ale w różnych warstwach zbiornikowych (tzw. złoża wielowarstwowe)
w odrębnych elementach tektonicznych tej struktury, nazywanych blokami złożowymi.
Prowincja – składać się może z kilku a nawet kilkudziesięciu obszarów ropo-gazonośnych (basenów) związanych genetycznie z określoną prowincją geologiczną rozważana na tle budowy
geologicznej.
Strefa –
Obszar –
Prowincja –
-opisz nagromadzenie HC na załączonym przekroju

charakterystyka poszczególnych typów pułapek

klasyfikacja geometryczna – klasyfikacja ta opiera się na określeniu kształtu strefy nasyconej węglowodorami:

warstwowe – należą pułapki ograniczone przynajmniej z jednej strony pow. stropu lub spągu i warstwą zbiornikową niezależną od innych pow. otaczających akumulację HC. Do
najczęściej odkrywanych należą pułapki w-we typu antyklinowego.
masywowe – do złóż masywowych zaliczamy pułapki ograniczone od góry pow. niezgodności typu erozyjnego lub facjalnego tj. pułapki występujące w tak zwanym pogrzebanych
grzbietach lub masywach naftowych.
nieregularne – zaliczamy pułapki ograniczone ze wszystkich stron strefą zaniku cech zbiornikowych skały nasyconej HC. Tego typu pułapki najczęściej związane są z sedymentacją
litoralną lub aluwialną czy też obocznym zanikiem utworów korytowych we fluwialnych i deltowych systemach depozycyjnych
Innym rodzajem klasyfikacji geometrycznej wyróżnia pułapki ekranowane tylko jedną pow. uszczelniającą lub przez kilka pow. uszczelniających. Biorąc pod uwagę charakter zalegania
pow. ekranowanej w stosunku do warstw zbiornikowej:
-uszczelniane zgodnie z granicami litologicznymi
-niezgodny – kiedy pow. uszczelnienia zalega z niezgodnością kątową na warstwach zbiornikowych.
-tektoniczny – gdy pow. uszczelnienia tworzy pow. uskoku bądź nasunięcia.
-gdy pow. uszczelnienia związana jest ze zmianą facji skały zbiornikowej
Klasyfikacja genetyczna pułapek złożowych:
Istotną klasyfikacją genetyczną jest ustalenie procesu determinującego uformowania się poszczególnych pułapek gdyż często ich geneza jest wynikiem współdziałania kilku procesów:
strukturalne –
w strukturach antyklinarnych – jako pułapki w symetrycznych formach antyklinalnych i kombinacjach strukturalnych (antykliny linijne, brachyantykliny, kopuły); pułapki w antyklinach
asymetrycznych i dysharmonijnych; pułapki w strukturach antyklinalnych dyslokowanych uskokami lub zsunięciami
pułapki ekranowane dyslokacją tektoniczną lub pow. kontaktu z intruzją solną (pułapki przykontaktowe, przyuskokowe) , ilastą lub magmową.
Stratygraficzne – powstałe w wyniku zmian litologicznych zachodzących w skale zbiornikowej lub przerw w jej występowaniu
Litologiczne:
Ekranowane litologicznie : wyklinowanie się pakietów piaszczystych w planie strukturalnym mających często postać łuków – złoża zatokowe, lub ekaronwane na wychodniach lub w ich
pobliżu zgęstniałą , utlenioną ropą (korek asfalowy)
Ograniczone litologicznie wyst w osadach typu litoralnego oraz lądowego, lub związane genetycznie z wtórnymi przeobrażeniami skał zbiornikowych; są to przeważnie pułapki
nieregularne
Teoria powstania ropy naftowej.
Powstawanie ropy:
Materiał osadzał się w procesach sedymentacyjnych:
teoria organiczna z przeobrażeń biomaterii
teoria nieorganiczna:
-źródło kosmiczne, węglowodory znalezione w meteorytach
-konsolidacja H i C podczas ochładzania się Ziemi
-węglowodory tworzą się ze związków nieorganicznych w sposób ciągły pod wpływem reakcji chem. w płaszczu ziemskim, a następnie szczelinami wydobywają się na jej powierzchnię
-gaz + działalność bakterii = ropa
Czynniki kontrolujące ilość materii w osadzie/skale:
-produktywność świata organicznego
-uziarnienie osadu – wielkość ziaren
-tempo sedymentacji
-procesy redukcji i utlenienia

Środowisko sedymentacji skał macierzystych (rys) :
-jeziora o ograniczonej cyrkulacji
-strefy delt
-baseny związane z szelfem
-baseny ograniczone cyrkulacją.

16.Kiedy materia org. może zachować się w warunkach tlenowych.
-wysokie tempo sedymentacji – powoduje rozcieńczenie materii organicznej w osadzie, wysokie tempo sedymentacji nie spowoduje powstawania warstw materii organicznej ciekawych z
punktu widzenia geol. naftowej, np. strefy delt.
-osad drobnoziarnisty (mniej efektywne utlenianie, słabsza ucieczka fluidów)
Środowiska sedymentacji, a typ kerosenu:
Kerogen typ I (algowy – najlepsze źródło ropy)
-głównie jeziora
-rzadko spotykany
-osad zdominowany przez glony
-zawiera sapropelową materię org.
-H:C=1,6-1,8
Kerogen typ II (roślinny sapropelowy)
-zwykle morza marginalne
-mieszane pochodzenie
-mieszanina lądowej i pochodzenia planktonicznego materii org.
-glony, pyłki, spory
-podstawowe źródło ropy
-H:C=ok.1,4
Kerogen typ III (humusowy)
-lądowe (rośliny wyższe)
-osad zawiera pierwotnie humusową materię org.
-odpowiednik węglowego witrynitu
-depozycja w wodach natlenionych
-źródło gazu
-H:C<1
Kerogen typ VI (amorficzny)
- z różnych źródeł
-utleniony, recyklowany lub przeobrażony podczas wcześniejszego wydarzenia termicznego
-nieczynny materiał węglisty
-H:C<0,4
-nie generuje węglowodorów
17.Środowisko sedymentacji, a typ kerogenu (rys)

Diagram Van Krevelena – objaśnić.

Gdy składniki lotne progresywnie ulatniają się to w kerosenie
- C wzrasta
- H:C spada
- O:C spada
-nanosząc te wartości na diagram możemy śledzić proces dojrzewania na diagramie Van Krevelen.
Transformacja kerogenu, a powstawanie ropy i gazu – bardzo ogólnie.
-ze wzrastającą temperaturą:
-zawartość C w kerogenie wzrasta
-stosunek H:C spada
- w wyniku termicznej transformacji kerogenu powstają:
-fluidy bogate w H (ropa i naturalne gazy )
-residuum bogate w C ( bituminy, bitumiczny węgiel )
Termiczna transformacja kerogenu:

-wielkie cząsteczki pękają i powstają o mniejszym ciężarze cząsteczkowym: Geomonomer(1-6km i 50-175°C), inicjalne produkty(H2O i CO2)
-wzrastające pogrzebanie i temperatura:
-utrata lotnych produktów i cieczy
-gwałtowna utrata O2 w wyniku dehydratacji i dekarboksylacji
-utrata C i N
-ilość rezydualnego węgla w skałach osadowych jest wskaźnikiem określającym stopień konwersji kerogenu w ropę
-w podlegającym transformacji kerogenie stosunek H:C spada zaś powstające produkty charakteryzują się wysokim stosunkiem H:C.
-Są to org. Geochemiczne wskaźniki transformacji
Niekonwencjonalne nagromadzenia węglowodorów.
złoża asfaltów
łupków bitumicznych (dodałbym jeszcze piaski bitumiczne przykładowo na chwilę obecną eksploatowane w prowincji Alberta w Kanadzie)
nagromadzenia ciężkiej ropy
gazy zamknięte (tight gas – hit obecnych czasów)
gazy w kompleksach łupkowych (shale gas – jak wyżej)
metanu w pokładzie węgla
hydratów
Charakterystyka gazu zamkniętego i łupkowego:
łupkowy:
występują w bardzo drobnoziarnistych osadach pochodzenia morskiego
są jednocześnie skałą macierzysta i zbiornikową
duża zawartość substancji organicznej
niska porowatość i bardzo niska przepuszczalność
akumulacja ciągła
bardzo duże zasoby geologiczne,
łatwy do odkrycia
trudny do wydobycia (musi występować naturalna sieć spękań oraz konieczne są zabiegi stymulacji hydraulicznej)
gaz może być pochodzenia termogenicznego lub bakteryjnego
gazy występuje w postaci wolnej (w porach) oraz sorbowanej (na wew pow. kerogenu)
dopływa gazu ze złoża następuje w w procesie dyfuzji (w matrix substancji organicznej) oraz jako przepływ zgodny z prawem Darcy`ego (w szczelinach)
zamknięty:
zbiorniki gazu zamkniętego (często są to piaskowce) wykazują stosunkowo wysokie porowatości rzędu od 1 do 10%
w trakcie wiercenia skała na ogół nie wykazuje samoistnego przepływu gazu do odwiertu
brak samoistnego przepływu powoduje konieczność stosowania kosztownych technik stymulowania przepływu,
skałami zbiornikowymi są na ogół piaskowce o niejednorodnej porowatości nie przekraczającej kilku % a w mniejszym stopniu węglany gdzie porowatość jest związana ze spękaniami.
Typy zbiorników zamkniętych:
Typ 1 – skały których pierwotna tekstura była bardzo upakowana (drobnoziarnista)
Typ 2 – skały których pierwotna tekstura została zniszczona w wyniku procesów diagenezy
Typ 3 – skały których pierwotna tekstura uległa postdepozycyjnym przekształceniom diagenetycznym w wyniku, których doszło do drastycznej redukcji porowatości
Klatraty metanu – warunki powstania.
Powstają przy spełnieniu dwóch warunków:
obecność odpowiedniej ilości metanu i wody (w jednym z 3 stanów skupienia)
temp i ciśnienie parcjalne gazu wchodzącego do struktury.
Tworzą się poniżej strefy stabilność gazu (GHSZ), która w zal od temp rozciąga się od głębokości poniżej ok. 300m w wodach arktycznych do 1100m w głąb osadu
Zbiornik morski
Strefa wiecznej zmarzliny
Sposób eksploatacji hydratów.
Hydraty wydobywa się obecnie przez wtłaczanie do złóż gorącej wody by roztopić lód oraz dokonywanie odwiertów w celu obniżenia ciśnienia. Metoda ta jest jednak mało wydajna i
chaotyczna
lepsze jest użycie w odwiercie niewielkiego palnika. Przy kontrolowaniu wielkości płomienia poprzez ograniczenie dopływu tlenu. Spala się wówczas 10% metanu, jednak reszta jest
możliwa do wykorzystania.
Za najlepsza metodę uważa się wykorzystanie mikrofal o określonej częstotliwości w celu ogrzania hydratu.
Omówienie piramidy zasobów złóż gazu (rys).
Konsekwencją schematu piramidy zasobów jest to, że większość dostępnego nam gazu ziemnego jest zawarta w nagromadzeniach o niewielkiej koncentracji lub w skałach o niskiej
przepuszczalności. Na szczycie piramidy są umieszczone złoża konwencjonalne, które są najłatwiejsze i najbardziej opłacalne do wydobycia, a zatem najszybciej zostaną
wyeksploatowane. Eksploatacja gazu ze złóż ulokowanych bliżej podstawy piramidy jest możliwa w wyniku rozwoju techniki wydobycia oraz wzrostu cen błękitnego paliwa. W dół
piramidy rosną koszty i ryzyko ekonomiczne. Na zasoby geologiczne poszczególnych typów gazu niekonwencjonalnego są oceniane na biliony m3 w przypadku gazu zamkniętego, gazu z
łupków i metanów pokładów węgla oraz setki bilionów m3 w przypadku hydratów gazowych.

25.Przedmiot i zadania geologii naftowej (odpowiedź na wykładach dra Semyrki)

Geologia naftowa – wydzielona dyscyplina geologii stosowanej, której podstawowym zadaniem jest odkrywanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, obecnie również wód
hydrotermalnych dla technologii pozyskiwania energii odnawialnej.
W składzie geologii stosowanej, geologia naftowa jest wydzieloną specjalnością geologii złóż ze względu na to, że jej przedmiotem jest węglowodorowa faza płynna – ropa naftowa, gaz
ziemny i ciężkie frakcje bitumiczne oraz wody wgłębne – złożowe i hydrotermalne, podlegające ruchowi limitem własnej energii w przestrzeni porowej struktur geologicznych, tzn. w
systemie skalnym formacji osadowych, w obrębie basenu sedymentacyjno – strukturalnego.
Geologia naftowa zajmuje się:
procesami geol. w zależnym ciągu związanym z odtwarzaniem formacji macierzystej, poprzez procesy generowania, ekspulsji, migracji węglowodorów aż do ich akumulacji w skałach
zbiornikowych w obrębie pułapek złożowych.
W zakresie swoich badań i specyfiki badawczej geol naftowa wchodzi w dziedzinę górniczych dyscyplin inżynierskich, rozwiązujących:
teoretyczne i praktyczne problemy – poszukiwania i dokumentowania złóż bitumicznych surowców energetycznych oraz
opracowania naukowych zasad gospodarki zasobami złóż i
ochrony środowiska naftowych obszarów górniczych.
26.Program badawczy geologii naftowej (odpowiedź na wykładach dra Semyrki)
Współczesne programy badawcze geologii naftowej sprowadzają problemy odkrycia złóż ropy naftowej lub gazu ziemnego do zintegrowanej analizy basenów sedymentacyjnych i ich
systemów naftowych.
Zintegrowany w ten sposób program badawczy obejmuje następujące rozwiązania metodyczne:
Wyodrębnienie perspektywicznych sfer poszukiwawczych w obrębie jednostek geostrukturalnych wyższego rzędu, czyli w obszarach starych, prekambryjskich platform stabilnych;
młodych, mobilnych platform paleozoicznych i ich pokryw permsko-mezozoicznych oraz młodych orogenów alpejskiego systemu tektonicznego.
Geologicznie rozpoznanie wgłębnego układu strukturalnego wyodrębnionej jednostki poszukiwawczej z określeniem litologii i stratygrafii warstw jej wgłębnych elementów
strukturalnych, rodzaju deformacji tektonicznych, kompletności stratygraficznej warstw, położenia powierzchni nieciągłości strukturalnych lub stratygraficznych oraz wielkości i czasu
erozji.
Odtworzenie przestrzeni sedymentacyjnej wydzielonych pięter strukturalnych lub ich kompleksów pokrywowych z wydzieleniem facji lub poziomów skał macierzystych, zbiornikowych i
uszczelniających, ujętych w ramy geodynamiki basenu sedymentacyjnego, czyli zdefiniowanego systemu naftowego.
Geochemiczna argumentacji oceny ilości i jakości skał macierzystych, dla oceny potencjału naftowego poziomów lub facji macierzystych, jako warunku bilansu węglowodorowego basenu
naftowego lub jego zindywidualizowanej części w zakresie:
Geochemicznego powiązania formacji roponośnej struktury akumulacyjnej ze źródłem jego bezpośredniego zasilania węglowodorów śródformacyjnych poziomów skał macierzystych lub
od dalekich dróg migracji w zakresie uzasadnień ilościowych
Właściwości skał macierzystych oraz ich potencjału generacyjnego i ekspulsji
Potencjału węglowodorowego jednostki objętości skały macierzystej oraz powierzchniowego potencjału węglowodorowego strefy zbioru struktury akumulacyjnej
Akty prawne i podstawowe definicje gospodarcze i geologiczne (odpowiedź na wykładach dra Semyrki)
???
-koncesja - akt administracyjny wydawany przez organ koncesyjny. Upoważnia on koncesjonariusza do prowadzenia ściśle określonej działalności gospodarczej. Zawiera w sobie cechy
pozwolenia i jest udzielany tylko w pewnym zakresie działalności gospodarczej.
Koncesja wydawana jest na: poszukiwanie lub rozpoznawanie złóż kopalin, wydobywanie kopalin ze złóż, bezzbiornikowe magazynowanie substancji oraz składowanie odpadów w
górotworze, w tym w podziemnych wyrobiskach górniczych

System naftowy, definicja, elementy i procesy (odpowiedź na zajęciach prowadzonych przez dr Reicher, choć problem przewinął się też na wykładzie)
System naftowy – obejmuje procesy geologiczne i biologiczne prowadzące do generowania węglowodorów, ich migracji i akumulacji w pułapkach naftowych.
(a może tak: system naftowy to dynamiczny układ elementów (skała macierzysta, zbiornikowa i uszczelniająca) i procesów (generacja, migracja, akumulacja) pozostający ze sobą w

konsekwentnych zależnościach czasowych prowadzących do utworzenia złoża naftowego)…w jednym zdaniu a i poniższe elementy i procesy napomknięte



Na system naftowy składają się niezbędne elementy i procesy do których należą:
Elementy:
Skała macierzysta
Skała zbiornikowa
Skała uszczelniająca
Skały nadkładu
Czas geologiczny
Procesy:
Tworzenie baseny sedymentacyjnego
Depozycja skały macierzystej
Depozycja skały zbiornikowej
Generowanie węglowodorów
Migracja węglowodorów
Akumulacja i zachowanie węglowodorów w pułapce
Systemy naftowe w polskich basenach (2 ostatnie wykłady poświęcone prowincjom naftowym Polski ze szczególnym uwzględnieniem skał macierzystych, zbiornikowych i
uszczelniających w danej prowincji)

Skoro system naftowy to układ m.in. elementów jak skała macierzysta, zbiornikowa i uszczelniająca zatem wystarczy oblecieć myślami w jakich skałach o podobnej genezie mamy

nagromadzenia HC. Po skończonych „oblotach” można powiedzieć np. o systemie naftowym:

-karpackim (nagromadzenia ropy i gazu np. w piaskowcach istebniańskich, krośnieńskich, magdaleńskich itp. Ale prawdopodobnie ta sama kuchnia generowania a i te same procesy
przebudowy pomimo różnych zbiorników),

- czerwonego spągowca (piaskowce uszczelnione solami cechsztyńskimi a wypełnione dewońsko-karbońskimi gazami…),

-dolomitu głównego (zbiornik szczelinowy w dolomicie, uszczelnienie jak dla czerwonego spągowca, występuję największe złoża ropy naftowej w Polsce, gazu również)
-czasem jeszcze się mówi o mioceńskim systemie naftowym…..

Złoże, kategorie zasobów (odpowiedź na wykładach dra Semyrki)
Złożem jest takie naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, nadających się do masowej eksploatacji, których wydobywanie może

przynieść korzyść gospodarczą

Zasoby dzielimy na:
Statyczne (statyczna przestrzeń porowa) nie ekspl, gdy nawiercamy złoże
Dynamiczne (będą mniejsze) gdy już ekspl złoże

Zasoby - metody obliczeń (odpowiedź na wykładach dra Semyrki) ->
Metody obliczeń:
Objętościowa – najprostsza

g

ef

B

h

F

Q









)

S

-

1

(

w



gdzie:
Q – Zasoby
F – powierzchnia
h – miąższość
F*h – objętość struktury

ef



- porowatość efektywna

S

w

– objętość wody

B

g

– wykładnik, np dla ropy naftowej

Bilansu masowego – gdy jest dopływ wody

gw

ww

w

Bw

g

st

Q

Q

Q

Q

Q

V

Q













Co do zasobów to podeślę dla sprostowania PDF z szybkim wytłumaczeniem

Skała macierzysta - geneza, metody badawcze, potencjał generacyjny, dojrzałość, typy genetyczne (odpowiedź na wykładach dra R. Semyrki i zajęciach ćwiczeniowych

prowadzonych przez dr G. Semyrkę)

Skała macierzysta - skała osadowa, w której substancja organiczna została przekształcona w węglowodory w wyniku różnych procesów fizykochemicznych przebiegających w

odpowiednim czasie, temperaturze i pod ciśnieniem.

lub

Skała macierzysta – to przedział litologiczny formacji naftowej, w którym zawartość rozproszonej materii organicznej przekracza wartość progową macierzystości C

org

> 0, 5%

wagowych, a jej stopień dojrzałości termicznej jest wystarczający do generowania i ekspulsji (wyrzucenia) węglowodorów.

Geneza:
Nagromadzenie dużej ilości żyjących organizmów wymaga tlenu. Aby nastąpiła w przyszłości generacja ropy, materia organiczna powstała w wyniku śmierci organizmów musi zostać

zachowana. Zachowanie dużej ilości obumarłych organizmów wymaga warunków beztlenowych (anoksycznych).

Dowody geochemiczne wskazują, że w historii geologicznej skały macierzyste są związane z czterema głównymi środowiskami anoksycznymi:
Duże jeziora anoksyczne
Baseny anoksyczne „progowe”
Strefy upwellingu
Warstwy anoksyczne otwartego oceanu

Przez badania laboratoryjne możemy stwierdzić, czy mamy do czynienia ze skała macierzystą, czy nie.
Potencjał generacyjny:
możliwość skały do wygenerowania węglowodorów
Dojrzałość:
Skały macierzyste mogą być:
Niedojrzałe (potencjalne źródło)
Dojrzałe (generacja ropy rozpoczęła się)
Przejrzałe (generacja ropy zakończyła się)
Typ genetyczny – z czego powstały węglowodory
Substancje pochodzenia humusowego
Substancje pochodzenia sapropelowego
Skała zbiornikowa (odpowiedź na zajęciach prowadzonych przez mgra Machowskiego)
Skała zbiornikowa – charakteryzuje się zdolnością do gromadzenia i migracji węglowodorów i wody wgłębnej oraz oddawania tych płynów w ilościach przemysłowych
Podstawy eksploatacji (odpowiedź na zajęciach prowadzonych przez dra Sobonia

Sposoby wydobycia kopalin płynnych:
Wydobycie samoczynne (pod wpływem energii złożowej)
Wydobycie wymuszone
Wydobycie samoczynne wymuszone (eksploatacja samoczynna, ale do zainicjowania potrzebne było jakieś urządzenie [pompa])

Rodzaje urządzeń wydobywczych (pomp) dla ropy naftowej
Pompy tłokowe
Pompy turbinowe

OPEC, Organization of the Petroleum Exporting Countries, Organizacja Państw Eksporterów Ropy Naftowej, organizacja założona w 1960 na konferencji w Bagdadzie zwołanej

w następstwie obniżenia cen

ropy naftowej

przez międzynarodowe spółki naftowe. Głównym jej celem jest dążenie do kontroli cen ropy. Organizacja skupia 11 państw, których

podstawowym bogactwem naturalnym jest ropa naftowa, w większości są to kraje słabo rozwinięte.
W konferencji wzięli udział przedstawiciele Arabii Saudyjskiej, Kuwejtu, Iraku, Iranu i Wenezueli. Formalnie początkiem działania OPEC była konferencja w Caracas w styczniu 1961,
kiedy to uchwalono statut. Do państw założycieli dołączyły później Katar (1961), Indonezja i Libia (1962), Zjednoczone Emiraty Arabskie (1967), Algieria (1969), Nigeria (1971),
Ekwador (1973) i Gabon (1975). Kraje te dostarczają obecnie ponad 30% produkcji ropy naftowej, a na ich terytorium znajduje się ok. 25% rozpoznanych zasobów tego bogactwa
naturalnego na Ziemi.
Siedzibą OPEC jest Wiedeń, najwyższym organem Konferencja, wykonawczym - Rada Gubernatorów wraz z Komisją Ekonomiczną i Sekretariatem. Działalność OPEC dotyczy
wszystkich aspektów rynku, takich jak ceny, opłaty eksploatacyjne, limity wydobycia i zyski. Przewodniczącym jest Abdalla Salem El-Badri (Libia)

W wyniku kryzysu naftowego w latach 1973-1974 pozycja organizacji ogromnie wzrosła. W 1973 podwyższano wielokrotnie cenę ropy, a państwa członkowskie osiągnęły ogromne

dochody stawiające je w rzędzie najbogatszych na świecie. Skutkiem tego był gwałtowny wzrost kosztów utrzymania w wysoko rozwiniętych państwach zachodnich i polityka
oszczędnościowa w tych państwach.

Do OPEC obecnie należą (w nawiasie rok przystąpienia):

Algieria

(1969),

Angola

(2007),

Arabia Saudyjska

(1960),

Ekwador

(1973-1992 i ponownie od 24 października 2007),

Irak

(1960),

Iran

(1960),

Katar

(1961),

Kuwejt

(1960),

Libia

(1962),

Nigeria

(1971),

Wenezuela

(1960]),

Zjednoczone Emiraty Arabskie

(1967).

Do OPEC należeli również:

Gabon

(1975-1994),

Indonezja

(1962-2008).

Oprogramowania:
Do kompleksowej analizy geofizyczno-geologicznej basenów naftowych, w tym poszczególnych elementów systemu naftowego, modelowania przebiegu procesów prowadzących do

powstania i zachowania złóż węglowodorów -> firma Halliburton.

- Pakiet programów do przetwarzania danych sejsmicznych: ProMAX 2D/3D wraz z ProMAX MVA,
- program do estymacji sygnału sejsmicznego i konstrukcji sejsmogramów syntetycznych w celu dowiązania danych otworowych do sekcji sejsmicznych: SynTool
- program do interpretacji strukturalno-tekstralnej przetworzonych danych sejsmicznych w wersji 2D/3D: SeisWorks 2D/3D,
- program do opracowywania i przetwarzania map: ZMAP+,
- program do analizy atrybutów sejsmicznych wraz z procedurami przetwarzania po sumowaniu: PostStock / PAL,
- program do geostatycznej analizy danych (zależność twardości akustycznej od ilości zailenia: RAVE,
- program do interpretacji profilowań geofizyki otworowej i interpretacji nasycenia przestrzeni porowej piaskowców: PetroWorks,
- program do opracowania przekrojów geologicznych i korelacyjnych: ShatWorks,
- pakiet oprogramowania do interpretacji danych sejsmicznych i geofizyki otworowej przeznaczony dla komputerów klasy PC: Geographix,


Geotermalna:
Zasoby geotermalne: całkowita ilość energii (ciepła) nagromadzonej w skorupie ziemskiej, do danej głębokości w odniesieniu do określonego obszaru bilansowego, oraz średniej

rocznej temperatury.

Całkowite zasoby geotermalne: zasoby energii cieplnej zmagazynowane w skorupie ziemskiej.
Dostępne zasoby geotermalne: zdefiniowane jako dostępna wierceniami część całkowitych zasobów geotermalnych.
Zasoby eksploatacyjne: udokumentowane na podstawie wyników badań hydrogeotermalnych w otworach badawczo-eksploatacyjnych.
Zasoby perspektywiczne: nie odkryte, oceniane na podstawie ograniczonej ilości danych geologicznych o litologii i miąższości rozpoznanych poziomów wodonośnych.
Zasoby bilansowe: ich wykorzystanie jest obecnie ekonomicznie niecelowe.
Zasoby subbilansowe (pozabilansowe): część zasobów geologicznych, których wykorzystanie jest obecnie niecelowe ekonomicznie lub niemożliwe z punktu widzenia technicznego

lub technologicznego, możliwe jest ich wykorzystanie w przyszłości.

Największe złoża eksploatowane w Europie: basen paryski, basen panoński, obszar niżu europejskiego, paleogeńskie baseny Karpat wew., alpejskie i starsze struktury Europy Płd.
Przegrzane wody i pary geoterm w Europie: Włochy, Turcja, Grecja, Islandia, Wyspy greckie, Azory, Wyspy Kanaryjskie.
Instalacje wykorzystania bezpośredniego energii geoterm.: do celów ciepłowniczych, do celów leczniczych, rehabilitacyjnych (Cieplica, Iwonicz, Lądek, Duszniki, Ciechocinek,

Konstancin, Ustroń), do centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej. Instalacje: Stargard Szczeciński, Pyrzyce, Uniejów, Mszczonów, Słomniki, Bańska.

Eksploatacja:
Kopalina płynna: substancja, która w złożu jest w stanie płynnym, np. ropa naftowa, gaz ziemny, wody złożowe = zazwyczaj solanki, ale także woda, czasem też uważa się siarkę.
Płyny złożowe: ropa naftowa, gaz ziemny, woda złożowa (solanka), woda jako woda pitna, mieszanina ropy i wody, mieszanina ropy i gazu (gaz rozpuszczony w ropie), kondensaty

gazowe, gaz + woda złożowa.

Wykładnik gazowy WG – ilość m

3

gazu ziemnego przypadającego na 1 m

3

wydobytej ropy naftowej w warunkach normalnych (1013,25 hPa i 20 °C) lub do nich odniesione.

Wykładnik ropny WR - ilość m

3

ropy naftowej przypadającej na 1 m

3

eksploatowanej wody złożowej lub gazu ziemnego.

Wykładnik wodny WW - ilość m

3

wody przypadającej na 1 m

3

wydobytej ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Złoże ropy i gazu – struktura geol. skał porowych lub szczelinowych, w której znajduje się naturalne nagromadzenie węglowodorów o charakterze przemysłowym.
Akumulacja węglowodorów – nagromadzenie węglowodorów w sakle zbiornikowej (inaczej podziemnym zbiorniku ropy naftowej lub gazu ziemnego o charakterze przemysłowym lub

nieprzemysłowym).

Warunki akumulacji: skała zbiornikowa i pułapka złożowa.
Typy skał zbiornikowych: porowe, szczelinowe i porowo-szczelinowe.
Współczynnik przepuszczalności 1D [darcy] = 10

-12

m

2

Ropa naftowa – mieszanina ciekłych węglowodorów, w nich mogą być też rozpuszczone stałe.
Gaz ziemny – CH

4

i mieszanina lekkich węglowodorów, ale także spore ilości azotu (N obniża wartość energetyczną), znajdują się też CO

2

, H

2

S (powodujący korozję

międzykrystaliczną – uszkadza wiązania w obrębie żelaza).

Max. mineralizacja NACl 330 g/l, KCL 360 g/l.
Kolmatacja – zatykanie ośrodka porowego w trakcie przepływu (mechaniczna, chemiczna, biologiczna) – ma duże znaczenie przy zatłaczaniu wód złożowych.
Odwiert – gdy zakończone zostały wiercenia, otwór wiertniczy – gdy trwają wiercenia.
Sposoby wydobycia gazu i ropy: samoczynne, wymuszone i samoczynne-wymuszone (przebiega samoczynnie, ale musi być zainicjowane).
Parametry przewodności: przepuszczalność [m

2

] oraz filtracja [m/s]

O stopniu dojrzałości mówią wskaźniki:
- temperatura maksymalna Tmax
- wskaźnik produkcyjności (generowania) PI
- refleksyjność witrynitu Ro
- wskaźnik bitumiczności (wb) i węglowodorowości (ww)
- stosunek atomowy H/C
- wskaźnik kolorystyczny SCI
- wskaźnik przeobrażeń termicznych TAI
- wskaźnik przeobrażeń konodontów CAI