GeologiaNaftowa

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

SPIS TREŚCI

1. WSTĘP ......................................................................................................................................................... 3

2. OGÓLNE WIADOMOŚCI O ROPIE NAFTOWEJ I GAZIE ZIEMNYM ........................................... 3

3. TEORIE POCHODZENIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................................... 5

4. WARUNKI WYSTĘPOWANIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO W OBRĘBIE BASENU

NAFTOWEGO ........................................................................................................................................... 6

5. CHARAKTERYSTYKA SKAŁ MACIERZYSTYCH, ZBIORNIKOWYCH I

USZCZELNIAJĄCYCH............................................................................................................................ 7

5.1.

KAŁY MACIERZYSTE

............................................................................................................................. 7

5.2.

KAŁY ZBIORNIKOWE

........................................................................................................................... 11

5.3.

KAŁY USZCZELNIAJĄCE

...................................................................................................................... 15

6. FIZYCZNE I CHEMICZNE WŁASNOŚCI WÓD ZŁOśOWYCH I WĘGLOWODORÓW ........... 15

6.1.

ŁASNOŚCI FIZYCZNE WÓD ZŁOśOWYCH

............................................................................................ 15

6.2.

YSTĘPOWANIE GAZÓW W WODACH PODZIEMNYCH

............................................................................ 15

6.3.

ŁASNOŚCI CHEMICZNE WÓD PODZIEMNYCH

...................................................................................... 16

6.4.

LASYFIKACJA WÓD PODZIEMNYCH

..................................................................................................... 16

6.4.1. Klasyfikacja wg składu chemicznego ............................................................................................ 16

6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia) ............................................................ 17

6.4.3. Klasyfikacja wód złoŜowych na podstawie warunków ich występowania (w stosunku do złoŜa

węglowodorów) ............................................................................................................................ 18

6.5.

AFTYDY

............................................................................................................................................. 18

7. PROCESY MIGRACJI I AKUMULACJI WĘGLOWODORÓW ....................................................... 20

8. RODZAJE PUŁAPEK WĘGLOWODORÓW ....................................................................................... 23

9. ZŁOśA WĘGLOWODORÓW, KLASYFIKACJA ZŁÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU

ZIEMNEGO ............................................................................................................................................. 24

10. ELEMENTY INśYNIERII NAFTOWEJ ............................................................................................. 26

10.1.

ARAMETRY ZŁOśOWE

....................................................................................................................... 26

10.2.

ECHANIZMY ZŁOśOWE

(

TYPY ENERGII ZŁOśOWEJ

) .......................................................................... 28

11. METODY POSZUKIWAŃ ZŁÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ................................ 29

11.1.

ETODY GEOCHEMICZNE

................................................................................................................... 29

11.2.

ETODY GEOFIZYCZNE

...................................................................................................................... 30

11.3.

ETODY WIERTNICZE

......................................................................................................................... 30

11.4.

ETODY GEOLOGICZNE

...................................................................................................................... 30

11.5.

ETODY ANALITYCZNE

...................................................................................................................... 31

12. HYDRODYNAMICZNE WARUNKI AKUMULACJI WĘGLOWODORÓW ................................ 33

12.1.

EORIA MIGRACJI I AKUMULACJI WĘGLOWODORÓW

........................................................................... 35

12.2.

ETODYKA KARTOWANIA PUŁAPEK HYDRODYNAMICZNYCH DLA ROPY I GAZU ZIEMNEGO

................ 35

13. HYDRODYNAMICZNE MODELOWANIE BASENÓW NAFTOWYCH ....................................... 36

14. OBLICZANIE ZASOBÓW ZŁÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................... 38

LITERATURA ............................................................................................................................................... 41

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

1. Wst

Geologia naftowa jest dyscypliną geologii stosowanej, która bada warunki powstawania,

przeobraŜania ropy naftowej i gazu ziemnego w przyrodzie oraz formowania, zachowania lub
niszczenia ich koncentracji.

W swoich badaniach koncentruje się ona z jednej strony na formułowaniu ogólnych

praw,  reguł  i związków  przyczynowo-skutkowych  definiujących  procesy  generowania,
przemieszczania,  przeobraŜania  i  tworzenia  akumulacji  węglowodorów,  a  z  drugiej  strony
wnika  w  cała  sferę  stanu  i  pracy  złoŜa  ropy  naftowej  lub  gazu  ziemnego,  jego  cech
jakościowych i ilościowych i ich zmian w procesie eksploatacji.

Ta pierwsza domena geologii naftowej bywa określana mianem „ogólnej lub

podstawowej geologii naftowej”, a jej rozwój jest ściśle związany z postępem naukowo-
technicznym w naukach podstawowych - fizyce, chemii, biologii itd.

Natomiast druga sfera badań geologii naftowej bywa określana nazwą „geologii

złoŜowej  lub  geologii  złóŜ  ropy  naftowej  i  gazu  ziemnego”.  DuŜy  postęp  zaistniał  w  tej
dziedzinie  w ostatnich  latach,  a  w  szczególności  zastosowanie  nowych  narzędzi  i  metod
badawczych  spowodowało  dąŜność  do  wyodrębniania  z  naftowej  geologii  złoŜowej
samodzielnych dyscyplin takich jak „fizyka złoŜa ropno-gazowego”, „inŜynieria złoŜowa” lub
„naftowa inŜynieria złoŜowa”. Dziedziny te łączą zagadnienia eksploatacji złóŜ ropy naftowej
i gazu  ziemnego  z  problematyką  geologii  naftowej,  przez  co  obiekty  badań,  jakimi  są  złoŜa
tych surowców, w efekcie końcowym mogą być optymalnie sczerpane.

ZłoŜe ropy naftowej i gazu ziemnego jest główną domeną badań geologii naftowej,

a jego charakter i zachowanie w czasie eksploatacji określają cechy czterech podstawowych
ś

rodowisk wchodzących w jego skład, a wręcz warunkujących jego istnienie:

rodowisko wód złoŜowych

rodowisko skał (macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających).

rodowisko gazów ziemnych,

rodowisko rop naftowych,

Nie ma bezpośrednich metod wykrywania złóŜ ropy naftowej. Poszukiwanie złóŜ ropy

naftowej odbywa się metodami pośrednimi.

„KaŜde złoŜe jest jedyne w swoim rodzaju; do jego powstania przyczyniło się około 20-

25 zmiennych czynników, z których przewidzieć moŜna tylko nieliczne” (A.I. Levorsen,
1972).

2. Ogólne wiadomo

ci o ropie naftowej i gazie ziemnym

Węglowodorowe surowce energetyczne, do których naleŜy ropa naftowa, gaz ziemny

i bituminy naturalne są w literaturze róŜnie ujmowane i systematyzowane.

Na ich określenie stosuje się w polskiej literaturze terminy – naftydy, bituminy, surowce

naftowe, węglowodory, pochodzące najczęściej z zapoŜyczeń obcojęzycznych..

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Termin „naftydy” (M.K. Kalinko, 1984) wprowadzony w ostatnich latach do literatury

polskiej,  obejmuje  duŜą  grupę  naturalnych  substancji  organicznych  (z  wyłączeniem  torfów,
węgli  brunatnych,  węgli  kamiennych  i  antracytów)  występujących  w  warunkach  naturalnych
we  wnętrzu  Ziemi  w  stanie  gazowym,  ciekłym  i stałym  lub  w  postaci  rozpuszczonej  w
płynach złoŜowych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.

•

Najwcześniejsze  „ślady”  ropy  naftowej  na  powierzchni  ziemi  znane  były  na  Bliskim
Wschodzie.  Wśród  nich  występują  wychodnie  ropy  naftowej  i  gazu  ziemnego,  jeziora
asfaltowe,  złoŜa  stałego  asfaltu  (złoŜe  asfaltu  Hit  w  Iraku  eksploatowane  jest  od
staroŜytności).

•

Od dawna znane były ślady ropy i gazu na Kaukazie oraz na Półwyspie Apszerońskim.
Wiele z nich związanych jest z wulkanami błotnymi.

•

W 1853 r.- Ignacy Łukasiewicz przeprowadził pierwszą w Polsce i na Świecie destylację
i rafinację ropy naftowej i skonstruował lampę naftową - początek Przemysłu
Naftowego.

•

31 lipca 1853 r. - lampą naftową Łukasiewicza oświetlono szpital we Lwowie.

•

W 1856 r. - B. Silliman przeprowadził pierwszą destylację ropy naftowej w USA.

•

W 1859 r. - E.L. Drake odwiercił pierwszy otwór naftowy w Pensylwanii (USA) – wg
geologów amerykańskich stanowi to początek Przemysłu Naftowego.

Rys. 1. Wykorzystywanie produktów naftowych na tle „historii ludzkości”:

a)  Arka  Noego  uszczelniana  smołą,  b)  świątynia  w  Ur-Nammu  (Mezopotamia)  –  cegły  spajane  asfaltem,
c) pierwsze lampy na olej skalny (Mezopotamia), d) smoła uŜywana do mumifikacji w Egipcie, e) „ogień grecki”,
f) pierwsze retorty uŜywane do destylacji ropy, g) Mongołowie uŜywali lamp olejowych (do oświetlania smoka),
h)  wytapianie  smoły  z  łupków  bitumicznych  (Agricola),  i)  odwiercenie  przez  Drake’a  pierwszego  otworu
naftowego,  k)  pierwsza  lampa  naftowa  Łukasiewicza,  l)  pierwsze  samochody,  m)  pierwsze  samoloty,  n)
cięŜarówki,  o)  statki  napędzane  silnikiem  spalinowym,  q)  elektrownia  na  ropę  i  gaz,  r)  karmienie  świń
produktami pochodzącymi z ropy naftowej.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

3. Teorie pochodzenia ropy naftowej i gazu ziemnego

Hipotezy pochodzenia ropy naftowej, gazów ziemnych i innych naftydów dzieli się na

dwie grupy:

–

nieorganiczne (abiogenne) - mające obecnie znaczenie teoretyczne i historyczne, które
opierają swoje argumenty na moŜliwości zachodzenia we wnętrzu Ziemi róŜnych reakcji
chemicznych;

–

organiczne - stanowiące obecnie podstawę oceny ropo- i gazonośności basenów
naftowych uzasadniane argumentami teoretycznymi i praktycznymi.

Hipotezy organicznego pochodzenia węglowodorów stanowią obecnie podstawę oceny

ropo- i gazonośności basenów naftowych uzasadniane argumentami teoretycznymi
i praktycznymi.

Do argumentów „teoretycznych” przemawiających za organicznym pochodzeniem ropy

naftowej i gazu ziemnego naleŜy zaliczyć m.in.:

–

powszechną obecność materii organicznej w seriach skał, w których występują złoŜa
węglowodorów,

–

optyczną czynność rop naftowych i ich frakcji,

–

występowanie w ropach naftowych porfiryn i azotu,

–

obecność w ropach naftowych biomarkerów.

Argumenty praktyczne wynikają z moŜliwości sporządzenia dla basenu naftowego

bilansu generowania i akumulacji oraz ilościowego wyznaczenia wielu wskaźników
określających jego potencjał naftowy.

Organiczna teoria pochodzenia węglowodorów:

–

Tworzenie się węglowodorów jest częścią naturalnych procesów sedymentacyjnych,

–

Substancja organiczna jest wyjściowym materiałem ropotwórczym,

–

Ropa naftowa powstaje w środowisku redukcyjnym (beztlenowym),

–

Organizmy roślinne i zwierzęce tworzą w procesie metabolizmu związki
węglowodorowe, w wyniku ich koncentracji powstaje ropa naftowa,

–

Większa część ropy naftowej tworzyła się we wczesnym stadium rozwoju skały
osadowej, a nie w późniejszym po jej petryfikacji. Węglowodory naftowe stwierdzono np
we współczesnych iłach i mułach Zatoki Meksykańskiej. Najprawdopodobniej tworzą się
one tam równieŜ obecnie.

–

ródłami energii warunkującej przemianę materii organicznej w węglowodory są:

•

bakterie

•

temperatura i ciśnienie

•

rozpad promieniotwórczy powodujący napromieniowanie materiału organicznego

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Warunki konieczne do powstania węglowodorów:

–

Osadzanie się substancji organicznych (macierzystych) w jeziorach, lagunach, basenach
epikontynentalnych i geosynklinalnych,

–

rodowisko, w jakim tworzą się węglowodory (warunki beztlenowe),

–

Dno zbiornika ma tendencję do szybkiego pogrąŜania się,

–

Szybkie przykrycie osadu ze szczątkami organicznymi nieprzepuszczalnym nadkładem,

–

Obecność substancji macierzystej (substancja macierzysta – szczątki roślinne lub
zwierzęce rozproszone między cząstkami mineralnymi),

–

Wysoka temperatura i ciśnienie.

4. Warunki wyst

powania ropy naftowej i gazu ziemnego w obr

bie

basenu naftowego

Występowanie złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie basenu naftowego

uwarunkowane jest istnieniem w jego obrębie (rys. 2):

Skał macierzystych,

Warunków generowania węglowodorów ze skał macierzystych,

Skał zbiornikowych,

Migracji pierwotnej,

Migracji wtórnej,

Pułapki.

Rys. 2. System naftowy

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

5. Charakterystyka skał macierzystych, zbiornikowych

i uszczelniaj

cych

5.1. Skały macierzyste

Skały zawierające substancję organiczną, które posiadają zdolność do generowania

i ekspulsji odpowiednio duŜej ilości węglowodorów do formowania akumulacji ropy naftowej
i gazu ziemnego są nazywane skałami macierzystymi.

RozróŜnia się skały macierzyste potencjalne i efektywne.

Skałą macierzystą potencjalną nazywa się taką skałę, w której substancja organiczna nie

osiągnęła  poziomu  dojrzałości  do  generowania  węglowodorów  w  warunkach  naturalnych,
w których  się  znajdowała,  lecz  moŜe  generować  znaczące  ilości  węglowodorów  podczas  jej
nagrzewania w laboratorium lub w procesie pogrąŜania w głąb Ziemi.

Natomiast skałą macierzystą efektywną nazywa się skałę, która posiadała lub

w obecnych  warunkach  posiada  zdolność  do  generowania  i  ekspulsji  węglowodorów.
Efektywne  skały  macierzyste  mogą  być  aktywne  (jeśli  w  aktualnych  warunkach  naturalnych
generują  i  wydalają  do  zbiorników  naturalnych  węglowodory),  i  nieaktywne  (zdolne
w przeszłości  do  generowania  węglowodorów,  lecz  w  obecnych  warunkach  nie  ujawniające
tego  procesu  ze  względu  na  ich  ochłodzenia  wynikające  np.  z  uniesienie  skał  lub  denudacji
regionu.

O jakości skały macierzystej decydują następujące cechy:

–

ilość substancji organicznej,

–

typ materii organicznej,

–

stopień dojrzałości materii organicznej.

W skałach macierzystych określa się:

–

całkowitą ilość substancji organicznej (węgla organicznego) - Corg, TOC (total organic
carbon),

–

zawartość substancji organicznej nierozpuszczalnej w kwasach beztlenowych, zasadach
i rozpuszczalnikach organicznych - kerogenu,

–

zawartość substancji organicznej rozpuszczalnej w rozpuszczalnikach organicznych -
bituminu.

Substancja organiczna zawarta w mułach świeŜych sedymentów jest w miarę

gromadzenia nowych osadów stopniowo pogrzebana i przeobraŜana w łupki lub węglany
mikrytowe.

Łupki zawierają średnio 1 % obj. substancji organicznej, z czego około 90% stanowi

kerogen, a resztę bitumin.

W ocenach skał macierzystych najczęściej eksponuje się zawartość kerogenu, gdyŜ

główna masa generowanych węglowodorów pochodzi z przetworzonego kerogenu.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Jakkolwiek z kaŜdej skały zawierającej substancję organiczną mogą być generowane

węglowodory, to jednak za macierzyste przyjęto uwaŜać takie skały, które posiadają pewną
progową

zawartość

kerogenu

zapewniającą

wygenerowanie

dostatecznej

ilości

węglowodorów do zaistnienia ich ekspulsji czyli migracji pierwotnej.

Przyjmuje się, Ŝe progowymi zawartościami kerogenu kwalifikującymi uznanie skał za

macierzyste jest: dla skał detrytycznych (ilastych)

0,5%, a dla skał węglanowych

0,3%.

W oparciu o badania pirolityczne Tissot B.P. i Welte D.H. (1984) zaproponowali

w zaleŜności od moŜliwości generacyjnych skał macierzystych podział ich na trzy klasy:

–

2 kg (węglowodorów) / t (skały): słabe skały macierzyste - brak potencjału dla

generowania ropy, niewielki potencjał dla generowania gazu,

–

2 do 6 kg (węglowodorów) / t (skały): średnie skały macierzyste,

–

6 kg (węglowodorów) / t (skały): dobre skały macierzyste.

W ocenie skał macierzystych uŜywa się róŜnych parametrów geochemicznych

i informacji pirolitycznych prowadzących do określenia ich potencjału generacyjnego i typu
produktów węglowodorowych

Spośród skał osadowych najlepsze cechy skał macierzystych generujących

w sprzyjających warunkach węglowodory osiągają: łupki, skały węglanowe, anhydryty i
węgle.

Łupki zawierające znaczna ilość substancji organicznej są najpowszechniejszymi

skałami macierzystymi dla generowania węglowodorów.

Zawartość substancji organicznej (TOC) jest miarą ich potencjału macierzystości w

procesach termalnego dojrzewania kerogenu. Badania eksperymentalne wykazały (P. Bitterli,
1962), Ŝe łupki w sekwencjach piaskowcowo-łupkowych, dla osiągnięcia potencjalnej
moŜliwości produkowania istotnej ilości węglowodorów, muszą zawierać nie mniej niŜ 0,5 %
węgla organicznego.

W procesach generowania węglowodorów w łupkach fundamentalną rolę odgrywa

interakcja pomiędzy minerałami ilastymi i substancją organiczną. Minerały ilaste posiadają
własności katalityczne zmieniające rozmiary reakcji ropo i gazotwórczych, a ponadto ich
dehydracja podczas diagenezy wynikającej z pogrzebania, moŜe inicjować pierwotną migrację
wygenerowanych węglowodorów.

Skały węglanowe prawdopodobnie ze względu na ich jasne barwy są uwaŜane

zazwyczaj za nie mające cech macierzystych.

Czyste skały węglanowe rzeczywiście zawierają mało substancji organicznej, zwykle

mniej niŜ 0,1 %. Jednak sekwencje skał węglanowych zawierają pewne ich odmiany takie jak
margle lub wapienie margliste, które mogą być bogate w substancję organiczną.
Zakwalifikowanie skał węglanowych do skał macierzystych wymaga obecności w ich składzie
minimum 0,3 % węgla organicznego (B.P. Tissot, H.D.Welte, 1984).

Warunki generowania węglowodorów

Proces generowania węglowodorów z substancji organicznej zawartej w skałach

macierzystych  zachodzi  od  momentu  depozycji,  aŜ  do  wyczerpania  moŜliwości
generacyjnych.  Proces  ten  zachodzi  więc  w  róŜnych  warunkach  termodynamicznych,  od
intensywności  których  zaleŜy  zarówno  ilość  jak  i  rodzaj  generowanych  produktów,  a  takŜe

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

szybkość przebiegu reakcji przeobraŜenia. Określenie stopnia dojrzałości kerogenu daje
pogląd o stadium jego przeobraŜenia i rodzaju wytworzonych produktów, ale równieŜ
identyfikuje warunki w jakich ten proces zachodził.

Na rys 3 przedstawiono schemat ewolucji kerogenu prezentowany na diagramie van

Krevelena.

Rys. 3. Schemat ewolucji kerogenu prezentowany na diagramie van Krevelena (B.P.

Tissot. D.H. Welte, 1984); zony generowania: 1- CO2, H2O, biogenicznego CH4, 2- ropy

naftowej (główna faza generowania ropy), 3 – gazu ziemnego (główna faza generowania

gazu), 4 – rezidalna substancja organiczna (inertna), 5 – typy kerogenu

W termalnym przeobraŜeniu kerogenu wydziela się cztery główne stadia:

•

Diageneza - Zachodzi od depozycji osadu do temperatury 50

C. Substancja organiczna

ulega kolejno: degradacji biochemicznej (próchnieniu, butwieniu, torfieniu i gniciu)
i polikondensacji. Głównymi produktami są gazy biogenne: metan i dwutlenek węgla.

•

Katageneza - Zachodzi w zakresie temperatur 50

C do 200

C. Kerogen ulega

degradacji termicznej. Jest to główne stadium generowania ropy naftowej, ze strefą
maksymalnego rozwoju procesu ropotwórczego tzw. „oknem ropnym”.

•

Metageneza - Zachodzi w zakresie temperatur 200

C do 250

C. Kerogen ulega

procesowi uwęglania. Głównym produktem jest metan termogeniczny, co daje podstawę
do wydzielania tu tzw. „okna gazowego”.

•

Metamorfizm - Zachodzi w temperaturach wyŜszych od 250

C. Kerogen ulega

rekrystalizacji.

MoŜliwe jest generowanie jeszcze metanu termogenicznego.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Na rysunku 4 przedstawiono schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrąŜania

skał macierzystych.

Rys. 4. Schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrąŜania skał macierzystych

(B.P.Tissot, D.H.Welte, 1984)

Dla określenia stopnia przeobraŜenia kerogenu opracowano szereg metod chemicznych,

fizykochemicznych i optycznych opartych na badaniu kerogenu i bitumów, a takŜe ropy i
gazu. Najczęściej uŜywanymi wskaźnikami jest:

–

refleksyjność witrynitu (Ro),

–

barwa kerogenu (TAI – Thermal Alteration Index),

–

barwa sporów (SCI – Spore ColorIndex),

–

barwa konodontów (CAI – Conodont Alteration Index),

–

barwa fluorescencyjna alginitu (CA – Color Alginit),

–

temperatura maksymalnego wydzielania węglowodorów w pirolizie (Tmax.) i (PI –
Production Index) ,

–

CPI – (Carbon Preference Index),

oraz szereg innych opartych na badaniach elektronowego rezonansu spinowego (ESR),
spektroskopii w podczerwieni, analizie termicznej, mikrodyfrakcji elektronowej i inne.

Spośród w/w metod najbardziej obiektywne wyniki oceny wielkości przeobraŜenia

substancji organicznej daje badanie odbicia (refleksyjności) witrynitu. W metodzie tej
wykorzystuje się właściwość macerałów węgla z grupy witrynitu, polegającą na dość
równomiernym wzroście w miarę procesu uwęglania kondensacji kompleksów huminowych i

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

aromatyczności,  a  co  najwaŜniejsze  zdolności  odbicia  światła.  Pomiary  fotometryczne
refleksyjności  moŜna  prowadzić  w  świetle  spolaryzowanym  (jeden  nikol)  lub  zwyczajnym
oraz przy zastosowaniu obiektywu suchego (Ra) lub imersyjnego (Ro). Dla praktyki waŜne są
pomiary  średniej  zdolności  odbicia  światła  w  imersji  określane  na  próbce  o  liczności  co
najmniej 100 ziaren. Maksymalną zdolność odbicia światła posiada grafit (Ro = 23 %).

Ogólnie przyjęto następujące graniczne wartości Ro dla poszczególnych stadiów

generacyjnych:

–

0,5% - stadium diagenezy, skała macierzysta niedojrzała;

–

0,5%

1,3% - stadium katagenezy, główna strefa generowania ropy,

–

1,3%

2,0% (2,5%) - stadium katagenezy, strefa mokrego gazu i kondensatu,

–

2,0% (2,5%) - stadium metagenezy, strefa suchego gazu (metanowego).

5.2. Skały zbiornikowe

Skała zbiornikowa – skała, której naturalne właściwości (porowatość, szczelinowatość,

kawernistość, własności sorpcyjne) umoŜliwiają nagromadzenie w niej ropy naftowej lub gazu
ziemnego.

Zasadniczym celem charakterystyki zbiornikowej badanego obiektu geologicznego

(złoŜa)  jest  opis  i  konstrukcja  modelu  geologicznego  i  numerycznego  tego  obiektu  (złoŜa)
poprzez  określenie  jego  geometrii,  ciągłości  i  budowy  wewnętrznej  (miąŜszości,
anizotropowości, własności filtracyjnych).

Zrozumienie natury złoŜa i charakterystyki skał zbiornikowych wymaga zgromadzenia

w sposób  kompleksowy  duŜej  ilości  informacji,  pochodzących  z  wielu  źródeł.  Niezbędne
dane  uzyskiwane  są  z  analiz  laboratoryjnych  rdzeni  wiertniczych  oraz  płynów  złoŜowych,
ponadto z pomiarów geofizycznych.

Wszystkie te dane wykorzystywane są następnie do konstrukcji wszelkiego rodzaju

map: strukturalnych, izopachytowych, parametrów zbiornikowych skał oraz przekrojów
geologiczno-złoŜowych.

Korelacja

profilowań

geofizycznych

pozwala

wyznaczenie

poziomów

stratygraficznych i litologicznych oraz śledzenie zmian facjalnych.

Analiza rdzeni wiertniczych pozwala na określenie struktury i tekstury skał, składu

mineralogicznego oraz określenie struktur sedymentacyjnych i w efekcie określenie
ś

rodowiska sedymentacyjnego oraz trendów związanych z występowaniem skał

zbiornikowych.

Dane laboratoryjne mogą być wykorzystane takŜe do kalibracji pomiarów geofizycznych

i budowy modelu geofizycznego złoŜa.

Własności petrofizyczne skał, takie jak porowatość, przepuszczalność i nasycenie mogą

być wyznaczone w oparciu o pomiary geofizyki wiertniczej.

Dane paleontologiczne, uzyskane w oparciu o badania rdzeni wietniczych, pozwalają na

określenie środowiska powstania skał zbiornikowych oraz typ facji.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Wszystkie wymienione wyŜej badania powinny być prowadzone i interpretowane

w sposób kompleksowy

Środowiska sedymentacyjne skał zbiornikowych

Potencjalne skały zbiornikowe wykazują zwykle niejednorodność i anizotropowość.

WiąŜe  się  to  ze  środowiskiem  sedymentacyjnym,  w którym  powstały.  Środowisko
sedymentacyjne  decyduje  o  kształcie,  litologii,  miąŜszości,  anizotropowości  i  parametrach
petrofizycznych  zbiornika.  Kluczem  do  zrozumienia  tych  wszystkich  czynników  są  badania
sedymentologiczne.

rodowisko sedymentacyjne decyduje przede wszystkim o wykształceniu przestrzennym

skał  zbiornikowych  (rozciągłości,  miąŜszości)  oraz  o  ich  rozwoju  facjalnym.  Ponadto
„jakość”  skał  zbiornikowych,  np.  piaskowców  zaleŜy  od  wielkości  ziaren,  ich  kształtu
i stopnia  wysortowania.  Wszystkie  te  cechy  zaleŜą  od  środowiska  sedymentacyjnego,  w
którym  dana  skała  powstała.  W  przypadku  skał  węglanowych,  „jakość”  skał  zbiornikowych
zaleŜy zwykle od zmian wtórnych (epigenetycznych) lub procesów diagenetycznych.

Badania środowisk sedymentacyjnych pozwalają na bardziej precyzyjne modelowanie

pułapek, właściwą korelacje skał zbiornikowych oraz określanie (prognozowanie) rozwoju
facjalnego skał zbiornikowych.

Do badań sedymentologicznych i facjalnych wykorzystuje się zwykle pomiary geofizyki

wiertniczej, głównie pomiary oporności (elektro-facje) oraz pomiary upadomierzem.

Pojęcie środowisko sedymentacyjne obejmuje obszar akumulacji oraz charakterystyczne

dla niego warunki fizyczne, chemiczne i biologiczne, które wpływają na zachodzące na tym
obszarze procesy sedymentacyjne i gromadzone w ich wyniku osady.

Podział środowisk sedymentacyjnych:

–

rodowisko rzeczne,

–

rodowisko eoliczne,

–

rodowisko glacjalne,

–

rodowisko jeziorne,

–

delty,

–

rodowiska sedymentacji klastycznej na wybrzeŜach morskich,

–

rodowiska morskie

Podział środowisk sedymentacyjnych, ze względu na powstawanie skał zbiornikowych:

rodowiska sedymentacyjne piaskowcowych skał zbiornikowych:

piaski aluwialne,

pustynne piaski eoliczne,

piaski fluwioglacjalne,

piaski delt,

wydmy, plaŜe, wały plaŜowe, bariery piaszczyste,

stoŜki napływowe,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

piaski szelfów,

piaski głębokomorskie.

rodowiska sedymentacyjne węglanowych skał zbiornikowych:

rafy,

wapienie pelagiczne,

dolomity.

Typy skał zbiornikowych

Prosta klasyfikacja skał zbiornikowych, opierająca się na pochodzeniu skał, dzieli

wszystkie skały zbiornikowe na (Levorsen A.I., 1972):

okruchowe (klastyczne),

chemiczne lub biochemiczne,

złoŜone

Skały zbiornikowe, ze względu na ich charakterystykę petrofizyczną, moŜna podzielić

na następujące typy (Levorsen A.I., 1972):

skały zbiornikowe piaskowcowe,

Skały zbiornikowe węglanowe,

skały zbiornikowe słabo przepuszczalne (tight-sand reservoir),

skały zbiornikowe szczelinowe.

Około 60% zasobów ropy i gazu w świecie znajduje się w skałach zbiornikowych

piaskowcowych. Gdyby z tej statystyki wyłączyć występujące w utworach węglanowych złoŜa
na Bliskim Wschodzie, wówczas liczba złóŜ występujących w utworach piaskowcowych
wynosiłaby 80%.

Około 1/3 światowych zasobów ropy i gazu występuje w utworach węglanowych.

Podrzędne ilości ropy i gazu występują w spękanych i szczelinowatych łupkach

(Kentucky – USA), w skałach ewaporatowych (Cotton Valley – złoŜe gazu, Pine Island Field
w Louisianie – złoŜe ropy) oraz w skałach magmowych i metamorficznych (serpentynity w
płd. Teksasie – złoŜe ropy i gazu).

Własności fizyczne skał zbiornikowych

Skałami zbiornikowymi nazywa się takie skały, które posiadają właściwość nasycania

się płynami złoŜowymi (ropą naftową, gazem ziemnym i wodą) oraz oddawania ich w czasie
eksploatacji.

Zdolność przewodzenia płynów złoŜowych mają skały, w których pory, szczeliny,

kawerny, kanały itp. tworzą system przewodów i kanalików o odpowiednich wymiarach
umoŜliwiających przepływ płynów w wyniku róŜnic ciśnienia hydrostatycznego.

Do podstawowych cech skał, kształtujących warunki występowania płynów złoŜowych,

naleŜy zaliczyć: porowatość, szczelinowatość, krasowatość, strukturę i teksturę oraz skład

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

granulometryczny. Pod ich wpływem skały nabierają róŜnych własności zbiornikowych
i filtracyjnych, takich jak:

–

porowatość całkowita,

–

porowatość efektywna,

–

porowatość matrycowa,

–

porowatość szczelinowa,

–

porowatość podwójna,

–

ciśliwość skał,

–

przepuszczalność absolutna,

–

zwilŜalność, ciśnienie kapilarne,

–

nasycenie wodą związaną i wodą ruchomą oraz węglowodorami,

–

przepuszczalności względne oraz przepuszczalności fazowe dla wody, ropy i gazu,

Obliczanie parametrów zbiornikowych skał

Badania laboratoryjne

Określanie parametrów zbiornikowych skał w oparciu o pomiary geofizyczne

Na rys. 5 przedstawiono przykład obliczania parametrów zbiornikowych skał w oparciu

o pomiary geofizyczne w otworach wiertniczych.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Rys. 5. Wyniki kompleksowej interpretacji danych geofizyki wiertniczej

z zastosowaniem modeli Zawiszy w poziomach zbiornikowych PMG Wierzchowice

5.3. Skały uszczelniaj

Skały uszczelniające spełniają podstawową rolę w zaistnieniu zbiornika naturalnego,

a tym samym złoŜa. Ich podstawowymi cechami są: nieprzepuszczalność i plastyczność.
Nieprzepuszczalność określona jest głównie przez ciśnienie porowe, które zawsze w nich jest
większe niŜ w sąsiednich skałach zbiornikowych.

Głównymi grupami skał spełniającymi dobrze funkcję skał uszczelniających są:

–

iły i łupki ilaste

–

ewaporaty.

6. Fizyczne i chemiczne własno

ci wód zło

owych i w

glowodorów

6.1. Własno

ci fizyczne wód zło

owych

•

sciśliwość wody;

•

cięŜar właściwy;

•

lepkość;

•

przewodnictwo elektryczne;

•

temperatura;

•

mętność i przeźroczystość;

•

barwa wody;

•

zapach wody;

•

smak wody.

6.2. Wyst

powanie gazów w wodach podziemnych

Wszystkie wody podziemne zawierają pewną ilość rozpuszczonych gazów. Najczęściej

spotyka  się  w  wodach  podziemnych  następujące  gazy:  dwutlenek  węgla,  tlen,  siarkowodór
i metan.  Rozpuszczalność  gazów  w  wodzie  zaleŜy  od  wielu  czynników,  głównie  od:
temperatury,  ciśnienia,  mineralizacji  wody  oraz  własności  samych  gazów.  Największą

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

rozpuszczalnością cechuje się CO

i H

S. Wzrost temperatury zmniejsza rozpuszczalność

gazów, wzrost ciśnienia natomiast ją zwiększa.

6.3. Własno

ci chemiczne wód podziemnych

•

mineralizacja wody;

•

główne składniki chemiczne;

•

sposoby wyraŜania mineralizacji i składu chemicznego;

•

najwaŜniejsze wskaźniki hydrochemiczne.

6.4. Klasyfikacja wód podziemnych

6.4.1. Klasyfikacja wg składu chemicznego

Istnieje ponad 30 klasyfikacji wód podziemnych według ich składu chemicznego.

Opierają się one bądź na określaniu przewagi jonów głównych występujących w wodzie, bądź
teŜ  na  zawartości  składników  charakterystycznych.  W  zaleŜności  od  celu  prowadzonych
badań  przydatność poszczególnych schematów klasyfikacyjnych jest róŜna. Dla wód pitnych
stosuje się najczęściej klasyfikację Ch. Palmera, S.A. Szczukariewa i O.A. Alekina, dla wód
mineralnych  -  klasyfikację  W.A.  Aleksandrowa,  zaś  dla  wód  towarzyszących  ropie  -  W.A.
Sulina. O.A.

Ze względu na skład chemiczny oraz stopień metamorfizmu Sulin wydzielił następujące

typy wód:

a) typ wodorowęglanowo-sodowy (HCO

- Na

) obejmujący górną strefę basenu

zbiornikowego o intensywnej wymianie wód i niekorzystnych warunkach dla zachowania
się ropy naftowej i gazu ziemnego. Wody określa się na podstawie stosunku:

rSO

rCl

rNa

〉

−

rCl

rNa 〉

b) typ siarczanowo-sodowy (SO

- Na

rSO

rCl

rNa

〈

−

rCl

rNa 〉

Są to stosunkowo młode i niezbyt głębokie wody pochodzenia infiltracyjnego. Występują
w strefie przejściowej, tj. pomiędzy strefą o intensywnej wymianie wód, a strefą dolną
o utrudnionej wymianie wód.

c) typ chlorkowo-magnezowy (Cl - Mg), w którym:

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

rMg

rNa

rCl

〈

−

rCl

rNa 〈

określa strefę przejściową (j.w.). Są to stare reliktowe wody sedymentacyjne.

d) wody typu chlorkowo-wapniowego (Cl - Ca) przy:

rMg

rNa

rCl

〉

−

rCl

rNa 〈

obejmują strefę dolną najbardziej odizolowaną od wpływu wód infiltracyjnych. Są to
równieŜ stare wody reliktowe, sedymentacyjne, o bardzo wysokiej mineralizacji. Zwykle
zawierają one jod, brom, bar, bor i wiąŜą się ze złoŜami ropy naftowej.

Ze względu na zbyt małe zróŜnicowanie wód typu Cl - Ca, zostały one dodatkowo

podzielone na 5 klas zaznaczających strefowość hydrodynamiczną zbiornika:

1. klasa Cl - Ca I przy rNa : rCl > 0,85 charakteryzuje strefą mało stabilną, o zaznaczającej się

wymianie wód, co zalicza je do strefy mało perspektywicznej dla zachowania złóŜ
węglowodorów;

2. klasa Cl - Ca II przy rNa : rCl = 0,85 - 0,75 charakteryzuje strefę graniczną pomiędzy strefą

małostabilną a stabilną basenu zbiornikowego, co zalicza ją na ogół do strefy
małoperspektywicznej;

3. klasa Cl - Ca III przy rNa : rCl = 0,75 - 0,65 charakteryzuje sprzyjające warunki dla

zachowania się złóŜ węglowodorów i nazywa się strefą średnioperspektywiczną;

4. klasa Cl - Ca IV przy rNa : rCl = 0,65 - 0,50 charakteryzuje się całkowitym odizolowaniem

poziomów zbiornikowych oraz istnieniem solanek reliktowych, co zalicza ją do strefy
perspektywicznej;

5. klasa Cl - Ca V przy rNa : rCl < 0,50 charakteryzuje się obecnością solanek reliktowych

o wysokim stopniu metamorfizmu, co zalicza tę strefę do bardzo perspektywicznych.

Przy dodatkowych wskaźnikach perspektywiczności:

a) Jod (J) powyŜej > 5 mg/l

b) Brom (Br) powyŜej > 350 mg/l

c) Stosunek Cl / Br < 300

rCl

100

rSO

〈

⋅

6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia)

•

wody infiltracyjne;

•

wody kondensacyjne (zw. ze skraplaniem pary wodnej);

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

•

wody juwenilne (zw. z procesami magmowymi);

•

wody reliktowe (sedymentacyjne).

6.4.3. Klasyfikacja wód złoŜowych na podstawie warunków ich występowania

(w stosunku do złoŜa węglowodorów)

•

wody podścielające;

•

wody okalające;

•

wody górne (powyŜej złoŜa, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

•

wody dolne (poniŜej złoŜa, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

•

wody pośrednie = śródzłoŜowe (występujące pomiędzy warstwami roponośnymi).

Rys. 6. Klasyfikacja wód strefy złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego:

1 – gruntowa, 2 – wewnatrzzłoŜowa, 3 – podścielająca, 4 – okalająca (pozakonturowa),

5 – górna, 6 – dolna, 7 – brzeŜna górna, 8 – tektoniczna, 9 – technogeniczna (zrzutowa).

6.5. Naftydy

Naftydy - duŜa grupa naturalnych substancji organicznych (z wyłączeniem torfów, węgli

brunatnych, węgli kamiennych i antracytów) występujących w warunkach naturalnych we
wnętrzu Ziemi w stanie gazowym, ciekłym i stałym lub w postaci rozpuszczonej w płynach
złoŜowych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

ZróŜnicowanie stanów fizycznych, w których występują naftydy wiąŜe się

z odmiennością składów chemicznych ich poszczególnych form oraz ich własności
fizycznych.

Naftydy składają się głównie z węgla i wodoru z małą domieszką siarki, azotu i tlenu

oraz nieznacznej lub śladowej ilości innych pierwiastków takich hel, argon, ksenon, radon,
chlor, fluor, krzem, Ŝelazo, wapń, magnez, mangan, miedź, chrom, glin, cynk, cyna, ołów,
sód, tytan, bar, stront, kobalt, srebro, molibden, arsen, rtęć, nikiel, wanad, gal, german, beryl,
złoto, lit, uran i inne.

W tabeli 1 przedstawiono podział i charakterystykę surowców naftydowych.

Tab. 1. Ogólny podział i charakterystyka surowców naftowych

Nazwa

Stan skupienia

Gęstość

Uwagi

złoŜach

w warunkach

standardowych

w złoŜach

w warunkach

standardowych

1. Gazy

węglowodorowe:

•

wolne

•

w hydratach

•

w kondensatach

gazowy

stały

gazowy

ciekły

0,25

0,8 - 1,2

występują

w postaci

rozpuszczonej

0,0007

hydraty

rozkładają się

0,85

Rozpuszczają się w ropie
i w wodzie, są adsorbowane
przez substancję mineralną skał

W określonej temperaturze i pod
określonym ciśnieniem hydraty
przechodzą w gaz i wodę

2. Ropy naftowe

ciekły

0,7 - 0,9

0,8 - 0,97

3. Bitumy naturalne

substancje półstałe i stałe

0,85 - 2,0

0,965 - 2,0

Przy: ciśnieniu p = 0,1 MPa i temperaturze t = 15 C

W skład naftydów wchodzą następujące związki oraz składniki:

–

węglowodory,

–

związki heteroorganiczne (nazywane niekiedy w skrócie związkami NSO)

–

składniki nieorganiczne.

Węglowodory zawierają tylko węgiel i wodór. Związki heteroorganiczne stanowią pod

względem  strukturalnym  węglowodór,  w  którym  jeden  lub  więcej  atomów  wodoru  zostało
zastąpione atomem (atomami) innego pierwiastka  (np. S, O, V) lub grupą atomów (np. -OH, -
NO2).

Węglowodory są najwaŜniejszą częścią składową kaŜdej grupy naftydów. ChociaŜ ich

zawartość w naftydach zmienia się w bardzo szerokich granicach, to jednak przykładowo w
ropach ich średnia zawartość osiąga około 70 % wag. (przy zmienności od 30 do 100 % wag.)

Węglowodory dzieli się na szereg grup o wspólnych cechach strukturalnych i co za tym

idzie - chemicznych.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Węglowodory tworzą szeregi homologiczne mające podobne wzory ogólne. Obejmują

one związki:

–

nasycone (od CnH2n + 2 do CnH2n - 10),

–

alkilo-cykloalkano-aromatyczne(od CnH 2n - 8 do CnH2n-20),

–

aromatyczne i alkiloaromatyczne(od CnH2n-6 do CnH2n-30)

7. Procesy migracji i akumulacji w

glowodorów

Migracja węglowodorów jest procesem łączącym skałę macierzystą z pułapką dla ropy

lub gazu. Praktycznie wszystkie pory w skałach są nasycone wodą, lub w niewielkim stopniu
ropą albo gazem. Dlatego ruch ropy i gazu przez sieć kapilar, szczelin i porów przebiega przy
udziale wodnych roztworów porowych. W jednych przypadkach ruch ten moŜe być związany
z aktywnym płynięciem wody, a innych zachodzi niezaleŜnie od fazy wodnej, drogą
konwekcji lub dyfuzji.

W procesie tym wydziela się dwa etapy:

–

migrację pierwotną - zwaną niekiedy ekspulsją, obejmującą wydalenie wygenerowanych
węglowodorów ze skały macierzystej do skały przepuszczalnej,

–

migrację wtórną - zachodząca w skale przepuszczalnej (zbiornikowej) aŜ do pułapki, w
której następuje akumulacja przemieszczających się węglowodorów.

Niekiedy wydziela się takŜe migrację akumulacyjną (J.M. Hunt, 1996) będącą procesem

formowania się złoŜa w obrębie pułapki, natomiast wypływ węglowodorów z pułapki nazywa
się dysmigracją.

Ponadto wyróŜniamy:

–

migrację regionalną,

–

migrację lokalną,

–

migrację wewnątrz zbiornikową,

–

migrację zewnątrz zbiornikową,

–

migrację syngenetyczną,

–

migrację epigenetyczną.

Migracja jest procesem złoŜonym, którego przyczyną mogą być róŜne czynniki.

Głównymi czynnikami migracji mogą być:

–

kompakcja,

–

ciśnienie statyczne i dynamiczne,

–

siła cięŜkości,

–

czynnik hydrauliczny,

–

zjawiska kapilarne,

–

zmiany temperatury,

–

dyfuzja,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

–

inne (rekrystalizacja minerałów, rozpuszczanie minerałów, zmniejszanie obciąŜenia
warstwy itd.).

Inny zespół czynników wywołuje migrację pierwotną, a inny tworzy mechanizm

migracji wtórnej. Migracja moŜe zachodzić wzdłuŜ uławicenia i wówczas określana jest jako
migracja pozioma, bądź teŜ w poprzek uławicenia, co określa się mianem migracji pionowej.

Migracja pierwotna

Mechanizmami

migracji

pierwotnej

węglowodorów

zachodzącej

wewnątrz

wysokodyspersyjnych skał macierzystych są:

–

migracja w stanie rozpuszczenia,

–

migracja w fazie ciekłej (ropnej),

–

migracja w fazie gazowej,

–

dyfuzja.

Mechanizmy migracji pierwotnej nie zachodzą równocześnie, lecz w miarę subsydencji

basenu  rola  ich  zmienia  się.  Przewaga  tego  lub  innego  mechanizmu  migracji  pierwotnej
zaleŜy  od  konkretnych  warunków,  określonych  przede  wszystkim  głębokością  pogrzebania
osadów.  W  płytko  pogrąŜonych  osadach,  praktycznie  od  powierzchni  osadu  w  zbiorniku  do
3500  m  przewaŜającym  mechanizmem  migracji  pierwotnej  jest  migracja  w  stanie
rozpuszczenia  w  wodzie  (w  roztworze  molekularnym  lub  micelarnym),  wywołana  procesem
kompakcji mechanicznej, przy czym maksimum swojego rozwoju osiąga w interwale od 500
do 1500 m.

Dominującą i najbardziej efektywną forma migracji pierwotnej jest migracja w fazie

węglowodorowej:  początkowo  ciekłej  ropnej,  a  na  duŜych  głębokościach  -  w  fazie  gazowej.
W interwale  1000  do  5000  główna  rolę  odgrywa  migracja  w  fazie  ciekłej  (ropnej),  przy
maksymalnym  jej  rozwoju  w  zakresie  3000  -  4000  m,  a    od  około  3000  m  dominująca  jest
migracja  w  fazie  gazowej,  przy  czym  maksymalny  jej  rozwój  przypada  w zakresie  4000  do
6000 m.

Migracja w fazie węglowodorowej przebiega głównie mikroszczelinami powstającymi

w  skałach  przy  anomalnym wzroście ciśnienia porowego w rezultacie generacji termicznej z
kerogenu  węglowodorów  niskomolekularnych.  Dla  tego  typu  migracji  nie  potrzebna  jest
woda,  a  wręcz  woda  bardziej  przeszkadza  migracji  pierwotnej  niŜ  pomaga.  UwaŜa  się,  Ŝe
praktyczna rola dyfuzji w migracji pierwotnej jest niewielka.

Dystans migracji pierwotnej ocenia się powszechnie na rzędu od kilku do

kilkudziesięciu metrów.

Migracja wtórna

W odróŜnieniu od migracji pierwotnej zachodzącej w skałach zbitych i źle

przepuszczalnych, migracja wtórna ma miejsce w skałach lepiej przepuszczalnych
i porowatych.

Migracja wtórna jest przemieszczaniem się ropy i gazu przez skały przewodzące

kontrolowanym przez następujące czynniki:

–

ciśnienie statyczne i dynamiczne,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

–

siła grawitacji,

–

siły wyporu ropy lub gazu znajdujących się w wodzie nasycającej pory skały,

–

czynnik dynamiczny płynów złoŜowych,

–

ciśnienie kapilarne,

–

inne czynniki: dyfuzja, zmiana objętości porów itp.

Do momentu, gdy wodne płyny porowe znajdują się w warunkach hydrostatycznych,

jedynym czynnikiem wymuszającym ich ruch przy migracji wtórnej jest siła wyporu.

Przy obecności strumienia wodnego tj. w warunkach hydrodynamicznych, na siły

wyporu ropy i gazy wpływa przepływ wody. Siły wyporu powodują migrację pionową,
natomiast hydrodynamiczny napór wymusza ruch zgodny z kierunkiem gradientu
hydrodynamicznego.

Rys. 7. Migracja pierwotna i wtórna węglowodorów (wg Tissota & Welte, 1984)

Rys. 8. Schemat migracji ropy naftowej wg modelu Gusowa

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

8. Rodzaje pułapek w

glowodorów

Pułapką nazywa się część zbiornika naturalnego, w której moŜe ustalić się względna

równowaga substancji ruchliwych, gdzie działa głównie czynnik grawitacji, skutkiem którego
następuje rozdzielenie gazu, ropy i wody według ich cięŜaru właściwego.

Charakterystycznymi cechami pułapek jest ich forma wypukła ku górze oraz kombinacja

skał zbiornikowych ze skałami uszczelniającymi, uniemoŜliwiającymi migrację płynów
złoŜowych do innych zbiorników naturalnych lub ku powierzchni.

KaŜdą pułapkę określają cztery waŜne elementy (rys. 9):

–

skała zbiornikowa,

–

skała uszczelniająca,

–

trójwymiarowe (przestrzenne ) zamknięcie,

–

punkt przelewu (wypełnienia).

Rys. 9. Przekrój przez pułapkę antyklinalną

Zamknięcie musi być oceniane z dwóch punktów widzenia:

–

geometrycznego,

–

hydrodynamicznego.

Zamknięcie pułapki w aspekcie geometrycznym definiowane jest na mapach

strukturalnych stropu zbiorników naturalnych zamykającą się poziomicą wokół wyniesionej
części zbiornika naturalnego lub zamykającą się poziomica do powierzchni uskoku,
niezgodności, strefy wyklinowania lub bariery przepuszczalności.

Warunkiem zamknięcia hydrodynamicznego jest stwierdzenie równowagi w

najniŜszych częściach pułapki pomiędzy naporem wód płynących przez pułapkę, a wyporem
wypełniających

pułapkę

węglowodorów.

Dla

istnienia

efektywnego

zamknięcia

hydrodynamicznego wypór węglowodorów musi być większy niŜ napór wód.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Punkt przelewu (wypełnienia) pułapki jest to najniŜszy punkt zamknięcia, poniŜej

którego węglowodory będą wypływać z pułapki. Punkt przelewu definiuje maksymalną
pojemność pułapki.

Klasyfikacja pułapek węglowodorów wg. C. Selley’a (1998):

I. Pułapki strukturalne:

A. Pułapki fałdowe (antyklinalne),

B. Pułapki ekranowane tektonicznie (przez uskoki).

II. Pułapki diapirowe:

A. Diapiry solne,

B. Diapiry błotne.

III. Pułapki stratygraficzne (stratygraficzne i litologiczne).

IV. Pułapki hydrodynamiczne.

V. Pułapki kombinowane.

9. Zło

a w

glowodorów, klasyfikacja złó

ropy naftowej i gazu

ziemnego

Istnieje kilka definicji złoŜa, z których najwaŜniejsze to:

definicja geologiczna: ZłoŜem ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych naftydów
nazywa się pojedyncze, proste i naturalne ich nagromadzenie.

definicja prawna (Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r., „Prawo geologiczne i górnicze”, Dz.U.
Nr 27, poz. 96, Art. 6, ust. 1): ZłoŜem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie
minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których
wydobywanie moŜe przynieść korzyść gospodarczą”.

definicja KZK („Zasady Dokumentowania .. ”): ZłoŜe ropy naftowej lub gazu ziemnego –
naturalne  nagromadzenie  tych  kopalin  w  skałach  zbiornikowych,  w  lokalnej  strukturze
geologicznej, które mogą być przedmiotem eksploatacji; w zaleŜności od składu kopaliny
i  parametrów  termodynamicznych  wyróŜnia  się  odpowiednio  złoŜa:  ropy  naftowej,  ropy
naftowej z czapą gazową, gazowe, gazowo-kondensatowe.

Polem gazowym, ropnym lub ropno gazowym nazywa się obszar występowania złóŜ

ropy naftowej lub/i gazu ziemnego w róŜnych poziomach lub miejscach jednej struktury
geologicznej.

Stwierdzenie pułapki stwarza potencjalną moŜliwość odkrycia złoŜa, lecz dopiero

pułapka o stwierdzonym wypełnieniu gazem, ropą lub gazem i ropą otrzymuje nazwę
złoŜa.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Istotną cechą złóŜ ropy naftowe i gazu ziemnego jest obecność w nich ruchliwych

płynów złoŜowych: gazu, ropy i wody.

KaŜdy z występujących w złoŜu płynów charakteryzuje się wyjątkową zmiennością cech

fizycznych  i  chemicznych.  Własności  fizyczne  i  chemiczne,  a  takŜe  względne  nasycenie
płynami  skał  zbiornikowych,  stanowią  składowe  wszystkich  problemów  związanych
z migracją  i  akumulacją  ropy  naftowej  i  gazu  ziemnego  w  złoŜu,  a  takŜe  efektywnym
wydobyciem ropy i gazu ze złoŜa.

W złoŜach ropno-gazowych występuje:

–

strefa gazowa zwana czapą gazową,

–

strefa ropna,

–

strefa wodna.

W złoŜach gazowych lub ropnych występują tylko strefy gazowa lub ropna oraz wodna.

ZłoŜe ropno-gazowe charakteryzuje się (rys. 9):

–

wysokością strefy gazowej będącej odległością kontaktu ropa-gaz (woda-gaz) do szczytu
pułapki,

–

wysokością strefy ropnej będącej odległością kontaktu ropa -woda, a kontaktem ropa-gaz
lub szczytem pułapki.

–

wysokością, stanowiąca odległość od kontaktu ropa-woda (gaz-woda) do szczytu pułapki.

Forma złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – geometryczne ukształtowanie pułapki

złoŜowej, to jest przestrzeni zajętej przez skały zbiornikow, która zawiera złoŜe ropy naftowej
lub gazu ziemnego.

Typy złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – główne cechy budowy złoŜa

uwarunkowane  geometrią  i  litologią  ropo  –  lub  gazonośnych  skał  zbiornikowych  i  skał
izolujących  (uszczelniających)  oraz  połoŜeniem  powierzchni  rozdziału  ropy  lub  gazu
ziemnego  i  wody;  w  zaleŜności  od  połoŜenia  tej  powierzchni  wyróŜnia  się  typy:  warstwowy
gdy woda występuje wokół złoŜa (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje
pod złoŜem (woda podścielająca).

Klasyfikacja złóŜ posiada charakter złoŜony, gdyŜ wymaga uwzględnienia wielu

problemów,  niekiedy  niezupełnie  jeszcze  rozwiązanych.  Najczęściej  przyjmowanymi
kryteriami  klasyfikacyjnymi  złóŜ  ropy  naftowej  i  gazu  ziemnego  są:  genetyczne
i morfologiczne  cechy  pułapek,  typ  zbiornika  naturalnego,  stopień  wypełnienia  pułapek
węglowodorami,  stan  fazowy  węglowodorów,  wzajemny  stosunek  płynów  złoŜowych,
wielkość zasobów, powierzchnia, wydajność, ciśnienie i inne.

Klasyfikacja złóŜ węglowodorów wg (J.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1957):

I. ZłoŜa warstwowe:

A. Warstwowe antyklinalne (siodłowe);

B. Warstwowe ekranowane:

1. ekranowane tektonicznie,

2. ekranowane stratygraficznie,

3. ekranowane litologicznie;

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

II. ZłoŜa masywowe:

A. Masywowe w wyniosłościach:

1. strukturalnych,

2. erozyjnych,

3. biogenicznych.

B. W zbiornikach naturalnych:

1. jednorodnych,

2. niejednorodnych.

III. ZłoŜa ograniczone litologicznie ze wszystkich stron źle przepuszczalnymi skałami lub

wodą:

1. złoŜa ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,

2. złoŜa ograniczone wodą,

3. złoŜa o nieregularnym kształcie ograniczone skałami uszczelniającymi i wodą.

10. Elementy in

ynierii naftowej

10.1. Parametry zło

owe

NajwaŜniejszymi parametrami złoŜa są ciśnienie i temperatura.

Ciśnienie płynów złoŜowych w poziomach zbiornikowych mających więź

hydrodynamiczną wzdłuŜ przekroju i rozciągłości przed rozpoczęciem eksploatacji nazywa
się ciśnieniem złoŜowym pierwotnym.

Ciśnienie w górotworze wywołane cięŜarem skał nadkładu nosi nazwę ciśnienia

geostatycznego, natomiast ciśnienie wywołane słupem płynów złoŜowych (wody) nazywa się
ciśnieniem hydrostatycznym.

Gradient ciśnienia hydrostatycznego wynosi 0,1 at/m (0,01MPa/m).

Gradient ciśnienia geostatycznego wynosi 0,23 at/m (0,023MPa/m).

Znaczną część nacisku słupa skał nadkładu przejmuje na siebie szkielet mineralny.

Dlatego ciśnienie złoŜowe najczęściej jest zbliŜone do ciśnienia hydrostatycznego.

Ciśnienie płynów złoŜowych niŜsze od ciśnienia hydrostatycznego oraz przewyŜszające

ciśnienie hydrostatyczne wywołane słupem wody całkowicie wysyconej solą noszą nazwę
ciśnień anomalnych.

Dla praktyki wiertniczej i złoŜowej istotne jest określanie zmian gradientu ciśnienia tj.

przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości.

RozróŜnia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:

–

anomalnie wysokie ciśnienie złoŜowe,

–

anomalnie niskie ciśnienie złoŜowe.

Klasyfikacja złóŜ węglowodorów

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Rys. 11. Wyznaczanie temperatury złoŜowej

10.2. Mechanizmy zło

owe (typy energii zło

owej)

Mechanizmy złoŜowe występujące w złoŜach ropy naftowej

Gdy ropa, gaz i woda są wydobywane ze złoŜa, miejsce po nich musi być czymś

wypełnione. Mogą to być rozszerzające się substancje pozostałe w złoŜu (ropa, gaz, skała lub
woda) lub substancje dopływające do złoŜa z zewnątrz. Charakter tych substancji określa
podstawowy system energetyczny złoŜa.

Dla złóŜ ropy naftowej wyróŜnia się pięć rodzajów energii złoŜowej. Są to:

energia rozpuszczonego gazu,

energia gazu zawartego w czapie gazowej,

energia dostarczana poprzez wodę okalającą i podścielającą,

energia związana z rozpręŜaniem się skały porowatej i wody,

system związany z drenaŜem grawitacyjnym.

Poszczególne mechanizmy mogą występować pojedynczo ale równieŜ w koniunkcji

kaŜdy z kaŜdym, a nawet mogą występować wszystkie razem.

ZłoŜe ropy naftowej moŜe występować w stanie dwufazowym w następujących

przypadkach:

–

razem z czapą gazową utworzoną w sposób sztuczny na drodze segregacji grawitacyjnej

–

w stanie dwufazowym jeŜeli gaz wydzielił się z fazy ciekłej po obniŜeniu się ciśnienia
złoŜowego

–

został dostarczony poprzez operację zatłaczania.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

System energetyczny złoŜa determinuje współczynnik jego odropienia. PoniŜej

przedstawiono typowe współczynniki odropienia (sczerpania):

–

system energetyczny rozpuszczonego gazu

12% – 37%

–

system energetyczny gazu zawartego w czapie gazowej

15% – 50%

–

system energetyczny wodnonaporowy

28% – 84%

Zastosowanie metod wtórnej eksploatacji zwiększa podane wyŜej wartości

współczynnika odropienia o 10% do20%.

Mechanizmy złoŜowe występujące w złoŜach gazowych

Dla złóŜ gazu ziemnego charakterystyczne są mechanizmy związane z energią

rozpręŜania się gazu w warunkach wolumetrycznych oraz w warunkach z naturalnym
dopływem wody okalającej lub podścielającej do złoŜa.

System

energetyczny

złoŜa

determinuje

współczynnik

sczerpania.

PoniŜej

przedstawiono typowe współczynniki sczerpania dla złóŜ gazu:

–

system energetyczny wolumetryczny (ekspansyjny)

80% – 95%

–

system energetyczny wodnonaporowy

40% – 75%

11. Metody poszukiwa

złó

ropy naftowej i gazu ziemnego

W celu zidentyfikowania i opisania czynników warunkujących istnienie w obrębie

basenu naftowego złóŜ węglowodorów stosuje się wiele metod, z których najwaŜniejsze to:

–

metody geochemiczne,

–

metody geofizyczne,

–

metody wiertnicze,

–

metody geologiczne,

–

metody analityczne.

11.1. Metody geochemiczne

Metody geochemiczne stosowane są w dwóch formach:

polowe badania geochemiczne profilowe i powierzchniowe, prowadzone w celu wykrycia
anomalii składu powietrza utworów przypowierzchniowych,

laboratoryjne, prowadzone w celu:

•

identyfikacji skał macierzystych,

•

oceny stopnia dojrzałości kerogenu,

•

określenia potencjału generacyjnego,

•

kierunków migracji,

•

degradacji rop naftowych itp.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

11.2. Metody geofizyczne

Metody geofizyczne są jedną z podstawowych grup metod stosowanych w

poszukiwaniu, rozpoznaniu, a takŜe eksploatacji złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego.
WyróŜnia się pięć głównych grup metod badań geofizycznych:

metody grawimetryczne ,

metody magnetyczne,

metody elektryczne,

metody sejsmiczne:

refleksyjne,

refrakcyjne,

metody geofizyki otworowej.

11.3. Metody wiertnicze

Metody wiertnicze stosowane są w celu bezpośrednich badań skał oraz rodzaju

nasycenia zbiorników naturalnych w strefie udokumentowanej pułapki. Metody wiertnicze
umoŜliwiają:

–

pobranie prób skał (rdzeniowych i okruchowych) oraz płynów złoŜowych do badań
laboratoryjnych oraz określenie ich parametrów fizycznych (w tym zbiornikowych)
i geochemicznych (w tym cech macierzystych),

–

charakterystykę

profilu

litologiczo-stratygraficznego

oraz

określenie

rozwoju

sedymentacyjnego i facjalnego przewierconych utworów,

–

wykonanie badań geofizycznych w odwiercie stanowiących podstawę interpretacji
i obliczeń szeregu parametrów fizycznych skał i płynów złoŜowych oraz
wielopłaszczyznowych analiz litostratygraficznych,

–

stwierdzenie istnienia lub udowodnienie braku akumulacji naftydów w badanej pułapce,

–

połączenie odkrytego złoŜa z powierzchnią.

11.4. Metody geologiczne

Metody geologiczne unifikują badania mineralogiczno-petrograficzne, litologiczne,

sedymentologiczne, stratygraficzne, tektoniczne, kartograficzne, hydrogeologiczne i inne,
zmierzając do wyodrębnienia w profilu geologicznym badanej jednostki geologicznej: skał
macierzystych, skał zbiornikowych i uszczelniających, zbiorników naturalnych i pułapek oraz
określenia warunków generowania węglowodorów, charakteru, typu i zakresu ich migracji, a
takŜe warunków akumulacji.

W badaniach geologicznych wyróŜnia się trzy etapy:

–

badania polowe, których celem jest rozpoznanie profilu litologiczno-stratygraficznego,
ułoŜenia przestrzennego skał oraz pobór prób do badań laboratoryjnych,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

–

badania laboratoryjne zmierzające do określenia cech wiekowych, fizykochemicznych,
mineralogiczno-petrograficznych skał macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających
oraz chemicznych kerogenu i ekstraktów bituminowych,

–

synergiczna analiza wyników badań i konstrukcja modeli: stratygraficznego,
sedymentacyjnego, tektonicznego, generacyjnego, pułapki, złoŜowego i innych.

11.5. Metody analityczne

Metody analityczne łączą wszystkie metody wykorzystywane w geologii naftowej, gdyŜ

próby  skał  i płynów  złoŜowych  są  analizowane  w  trakcie  stosowania  kaŜdej  metody  badań.
Zakres  problemów,  jakie  stawia  geologia  naftowa  sprawia,  Ŝe  do  ich  rozwiązywania
stosowany  jest  szeroki  wachlarz  metod  analitycznych.  Są  to  zarówno  metody  oznaczania
podstawowych  własności  fizycznych  skał,  jak  teŜ  bardzo  złoŜone  techniki  instrumentalne
badania substancji organicznej zawartej w skałach.

Generalnie metody analityczne wykorzystywane w geologii naftowej dzieli się na dwie

grupy:

–

metody oznaczania fizycznych cech skał,

–

metody oznaczania geochemicznych (głównie macierzystych) cech skał.

Rys. 12. Rozmieszczenie sond przy badaniach geochemicznych podstawowych

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

JeŜeli woda złoŜowa znajduje się w spoczynku, to znaczy w stanie równowagi

hydrostatycznej  powierzchnie  kontaktów  odpowiednio:  ropa-woda,  ropa-gaz,  gaz-woda
układają  się  poziomo  i  złoŜe  węglowodorów  znajduje  się  w  szczycie  struktury,  natomiast
złoŜa  ropy  naftowej  i  gazu  ziemnego  powstałe  w  warunkach  hydrodynamicznych  wykazują
zawsze  nachylenie  powierzchni  międzyfazowej  woda-węglowodór  w  kierunku  przepływu,
przy  czym  kąt  nachylenia  jest,  jak  wynika  z  równania  (1),  większy  dla  ropy  i niewielki  dla
gazu (rys. 15):

Rys. 15. ZaleŜność pomiędzy nachyleniem powierzchni kontaktu woda-ropa

a nachyleniem powierzchni potencjometrycznej (wg M.K. Hubberta. 1953)

( )

∆

⋅

−

(1)

gdzie:

∆

- jest to nachylenie powierzchni rozdziału woda-węglowodór; bezwymiarowe

- oznacza gęstość wody złoŜowej; kg/m

r(g)

- jest gęstością ropy (gazu) w warunkach złoŜowych; kg/m

∆

- jest to nachylenie powierzchni piezometrycznej w kierunku x; bezwymiarowe

- oznacza kąt nachylenia konturu złoŜowego;

Wynika stąd wniosek, Ŝe złoŜa ropy i gazu mogą istnieć nie tylko w antyklinach, ale

takŜe w terasach, nosach strukturalnych i innych formach strukturalnych nie zamkniętych
litologicznie.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

12.1. Teoria migracji i akumulacji w

glowodorów

Dla trójskładnikowego układu wody złoŜowej, ropy naftowej i gazu ziemnego w

kaŜdym punkcie pola hydrodynamicznego będą istniały trzy róŜne wartości potencjału dla
wody, ropy i gazu:

(2)

(3)

∫

(4)

gdzie

oznaczają gęstość wody, ropy i gazu w warunkach złoŜowych, przy czym

zakłada się, Ŝe gęstość gazu

jest wyłącznie funkcją ciśnienia; P

jest to ciśnienie kapilarne.

Natomiast siły działające na jednostkę masy wody, ropy lub gazu będą określone przez

równania:

grad

−

(5)

grad

−

(6)

grad

−

(7)

Wypadkowe wektory sił

będą róŜne dla poszczególnych składników

trójfazowego  układu  wody,  ropy  i  gazu,  jak  to  wynika  ze  wzorów  (5  -  7),  zarówno  co  do
wielkości,  jak  i  kierunku.  W  efekcie  poszczególne  płyny  złoŜowe  będą  się  przemieszczać
w róŜnych  kierunkach  z  róŜnymi  prędkościami,  prostopadle  do  swych  powierzchni
ekwipotencjalnych  i  będą  skierowane  w  stronę  swego  malejącego  potencjału.  Zatem  ropa  i
gaz  migrują  od  stref  o  potencjałach  wyŜszych  do  stref  o  potencjałach  niŜszych  i  będą  się
gromadzić w pułapkach lub strefach, gdzie ich potencjały osiągają lokalne minimum. Pułapki
dla  ropy  i gazu  występują  w  miejscu  niskich  potencjałów  pod  nieprzepuszczalnym
nadkładem.

12.2. Metodyka kartowania pułapek hydrodynamicznych dla ropy i gazu

ziemnego

Do kartograficznego określania lokalizacji pułapek hydrodynamicznych dla ropy i gazu

słuŜą następujące równania (L. Zawisza, 1986):

( )

( ) ( ) ( )

( )

−

(8)

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

( )

( ) ( ) ( )

( )

−

(9)

gdzie H

(x,y)

oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy naftowej,

(x,y)

oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla gazu ziemnego, H

(x,y)

oznacza mapę potencjałów dla wody złoŜowej wyraŜonych w metrach słupa wody słodkiej,
z(x,y)

oznacza mapę strukturalną stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego,

(x,y)

oznacza

mapę cięŜaru właściwego wody złoŜowej,

(x,y)

oznacza mapę cięŜaru właściwego ropy w

warunkach złoŜowych, a

(x,y)

oznacza mapę cięŜaru właściwego gazu w warunkach

złoŜowych.

W celu wyznaczenia pułapek hydrodynamicznych naleŜy więc skonstruować mapy

potencjometryczne  dla  wód  złoŜowych  (w  metrach  słupa  wody  słodkiej),  mapy  strukturalne
stropu  horyzontu  wodo-ropo-gazonośnego,  mapy  cięŜaru  właściwego  wody  złoŜowej  oraz
mapy  cięŜaru  właściwego  ropy  w  warunkach  złoŜowych  (lub  odpowiednio  mapy  cięŜaru
właściwego  gazu  w  warunkach  złoŜowych),  a  następnie  naleŜy  postępować  zgodnie
z równaniami  (8),  (9).  Cała  procedura  sprowadza  się  do  wykonania  kilku  prostych  operacji
algebraicznych na mapach.

13. Hydrodynamiczne modelowanie basenów naftowych

Opierając się na danych dotyczących dynamiki płynów złoŜowych (rozkład ciśnień,

rozkład  naporów  hydraulicznych  oraz  prędkości  filtracji)  i  właściwości  płynów  złoŜowych
(wielkość  mineralizacji,  chemizm  wód),  wydzielić  moŜna  trzy  typy  basenów:  juwenilny
(odśrodkowy),  przejściowy  (dośrodkowy)  i  dojrzały  (statyczny).  Zjawiska  fizyczne  oraz
związki  zachodzące  pomiędzy  nagromadzeniami  węglowodorów,  a  towarzyszącymi  im
wodami  złoŜowymi  i  ciśnieniami  predysponują  pierwszy  typ,  a  praktycznie  eliminują  jako
nieperspektywiczny  dla  występowania  węglowodorów  typ  trzeci.  Na  podstawie  klasyfikacji
hydrodynamicznej  moŜna  stosunkowo  wcześnie  stwierdzić,  czy  basen  jest  perspektywiczny,
czy teŜ nie.

Podstawą klasyfikacji hydrodynamicznej basenów naftowych są zjawiska róŜnicujące

fazę płynną, a zwłaszcza zjawiska związane z ruchem płynów złoŜowych. Zdefiniowanie typu
hydrodynamicznego basenu polega na określeniu, w jakim stadium rozwoju znajduje się on
aktualnie: przed, w trakcie, czy po inwazji wód infiltracyjnych (rys. 16).

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Rys. 16. Typy basenów sedymentacyjnych w zaleŜności od warunków

hydrodynamicznych (wg Coustau et al., 1975)

1 - łupki ilaste; 2 - skały piaszczyste; 3 - przepływ wód podziemnych spowodowany

kompakcją; 4 - przepływ wód podziemnych spowodowany siłą grawitacji; 5 - wykresy

ciśnień; 6 - ciśnienie hydrostatyczne; 7 - ciśnienie złoŜowe.

Basen juwenilny jest basenem o wysokiej perspektywiczności dla występowania złóŜ

węglowodorów.  Kierunki  przepływu  wód  wgłębnych  są  odśrodkowe,  gradienty  hydrauliczne
bardzo niskie, a lokalnie występują ciśnienia o anomalnie podwyŜszonych wartościach. Wody
złoŜowe w tego typu basenie posiadają bardzo wysoką mineralizację. Skały osadowe poddane
są  bowiem  działaniu  kompakcji,  diagenezy,  wysokiego  ciśnienia  i  temperatury,  wywołanych
subsydencją  dna  basenu.  Przykładem  tego  typu  basenu  jest  basen  Zatoki  Meksykańskiej,
basen Morza Północnego, basen rzeki Kongo, basen Sahary Północnowschodniej.

Basen przejściowy jest równieŜ basenem aktywnym hydrodynamicznie, posiadającym

wysoką, ale mniejszą perspektywiczność (rys. 16). WyróŜnia się w nim dwa podtypy: A i B.

Basen typu A jest basenem o wysokiej perspektywiczności. Występują w nim strefy

o lokalnie podwyŜszonej koncentracji węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są
dośrodkowe, a gradienty hydrauliczne podwyŜszone. Poszczególne kompleksy wodonośne
wykazują róŜnice ciśnień oraz róŜnice naporów hydraulicznych. W obrębie basenu występują
wody słodkie, wody o podwyŜszonej mineralizacji i wody mieszane. Lokalnie występują

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

strefy  o  podwyŜszonej  koncentracji  węglowodorów  oraz  złoŜa  o  nachylonych  konturach.
Zwykle  są  to  obszary  młodej  orogonezy.  Do  przykładów  tego  typu  basenu  naleŜą:  Zatoka
Perska, Sahara Wschodnia oraz Basen Paryski w doggerze.

Basen przejściowy typu B jest basenem o mniejszej perspektywiczności. Obserwuje się

postępujące  rozformowywanie  złóŜ  węglowodorów  i  postępujący  zanik  perspektywiczności.
Kierunki  przepływu  wód  wgłębnych  są  równieŜ  dośrodkowe,  gradienty  hydrauliczne  niskie,
a poszczególne  kompleksy  wodonośne  wykazują  róŜnice  naporów  hydraulicznych.  Wody
złoŜowe są znacznie wysłodzone, mogą teŜ występować strefy wód mieszanych. Występują tu
pojedyncze  złoŜa  węglowodorów.  Przykładem  tego  typu  basenu  jest  Basen  Paryski w dolnej
kredzie (neokom) oraz wielki artezyjski nadsolny Basen Sahary.

Basen dojrzały (statyczny, zastoiskowy) cechuje się brakiem perspektywiczności.

Posiada on warunki hydrostatyczne, zarówno w planie pionowym, jak i poziomym. Ma tutaj
miejsce  zupełna  inwazja  słodkich  wód  infiltracyjnych.  Gradienty  geotermiczne  są  niskie.
Wśród  rzadkich  objawów  obserwuje  się  najczęściej  produkty  utleniania  węglowodorów.  Do
przykładów  takich  basenów  zalicza  się:  NE  część  Basenu  Akwitańskiego  i  Basen  Paryski
w trzeciorzędzie.

Dla potrzeb modelowania hydrodynamicznego basenów naftowych opracowano

specjalną metodykę ilościowej oceny warunków migracji i akumulacji węglowodorów.
Metodyka ta polega na wykonaniu kilkunastu map, które dają pełny komplet informacji
niezbędnych dla prowadzenia prac poszukiwawczych i obejmują:

mapy strukturalne poziomów wodo-ropo-gazonośnych z(x,y);

mapy izopachytowe poziomów wodo-ropo-gazonośnych m(x,y);

mapy parametrów zbiornikowych poziomów wodo-ropo-gazonośnych, m.in. mapę
współczynnika filtracji K

(x,y)

oraz mapę współczynnika przewodności hydraulicznej

T(x,y)

mapy mineralizacji wód wgłębnych poziomów wodo-ropo-gazonośnych M(x,y);

mapy cięŜaru właściwego wód złoŜowych

(x,y),

ropy

(x,y)

i gazu

(x,y);

mapy potencjometryczne wód złoŜowych w przeliczeniu na słup wody słodkiej H

(x,y);

mapy wartości bezwzględnych gradientów naporów hydraulicznych wód złoŜowych

)

(

mapy wartości bezwzględnych równych prędkości filtracji wód złoŜowych v (x,y);

mapy wartości bezwzględnych równych przepływów jednostkowych wód złoŜowych

q (x,y);

10.

mapy potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy H

(x,y)

i gazu ziemnego

(x,y)

14. Obliczanie zasobów złó

ropy naftowej i gazu ziemnego

Metody obliczania zasobów gazu ziemnego, ropy naftowej i kondensatu:

•

szacowanie zasobów węglowodorów poprzez analogie do innych złóŜ (struktur),

•

metody objętościowe,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

•

metody bilansu masowego,

•

metody symulacji numerycznej,

•

metody krzywych wydobycia.

Obliczanie (szacowanie) zasobów węglowodorów przez analogię do innych złóŜ

(basenów) stosuje się dla nierozwierconych, chociaŜ częściowo rozpoznanych juŜ obszarów
(w początkowym etapie rozpoznania złoŜa).

Metodyka opiera się na załoŜeniu, Ŝe analizowane pole naftowe, złoŜe czy otwór

wiertniczy  są  porównywalne  z  analogicznym  polem  naftowym,  złoŜem  lub  otworem
w obszarze  o  udowodnionych  i  zbadanych  zasobach.  Słabością  tego  załoŜenia  jest  fakt,  Ŝe
moŜe  ono  być  udowodnione  dopiero  po  odkryciu  i  udokumentowaniu  zasobów.  Metoda
obliczania zasobów przez analogie do innych złóŜ jest najmniej dokładną metodą szacowania
zasobów.

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego i kondensatu

moŜe  być  stosowana  w  całym  okresie  eksploatacji  złoŜa,  przy  czym  w  miarę  upływu  czasu
eksploatacji  błąd  popełniany  przy  ocenie  zasobów  tą  metodą  będzie  coraz  to  mniejszy.  Błąd
oceny  zasobów  przy  pomocy  metody  objętościowej  wynika  z  dokładności  oszacowania
poszczególnych parametrów wchodzących do obliczeń.

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego polega na

obliczeniu objętości skał zbiornikowych nasyconych węglowodorami.

Obliczenia wielkości zasobów geologicznych ropy naftowej metodą objętościową

moŜna dokonać przy pomocy równania:

(

)

win

−

(10)

Natomiast obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą

objętościową dokonuje się w oparciu o równanie:

(

)

win

−

(11)

W powyŜszych wzorach (10 – 11):
R

- geologiczne zasoby ropy naftowej; m

- geologiczne zasoby gazu ziemnego; m

- powierzchnia złoŜa; m

- miąŜszość efektywna poziomu ropo- lub gazonośnego (nasycona ropą lub gazem); m

- współczynnik porowatości; ułamek jedności

win

- współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności

- współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku

jedności

- współczynnik objętościowy ropy w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku

jedności

Własności skał i płynów złoŜowych określa się w oparciu o pomiary geofizyczne,

pomiary laboratoryjne rdzeni wiertniczych i płynów złoŜowych oraz wyniki testów
hydrodynamicznych i produkcji potencjalnej.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Metodę objętościową moŜna stosować w przypadku prostych geometrycznie złóŜ,

o jednakowej miąŜszości, bez uskoków i wyklinowań, posiadających zbliŜoną porowatość.
Gdy złoŜe jest niejednorodne, naleŜy podzielić go na bloki, które cechują się jednorodnością;
zasoby całkowite będą sumą zasobów w poszczególnych blokach.

Metoda bilansu masowego moŜe być stosowana dopiero po pewnym okresie

eksploatacji złoŜa, kiedy zaznaczy się widoczny spadek ciśnienia na skutek wydobycia pewnej
ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Bilans masowy opiera się na prawie zachowania masy. Podstawa tej metody jest

wykorzystanie zaleŜności:

początkowa objętość płynów złoŜowych = objętość płynów złoŜowych

znajdująca się w porach złoŜa w chwili t

+ objętość płynów wydobytych ze

złoŜa w czasie (t

– t

) - objętość płynów zatłoczonych do złoŜa w tym samym

czasie.

Wiarygodność metody bilansu masowego zaleŜy od dokładnej oceny własności skał

i płynów złoŜowych oraz uśrednionego ciśnienia złoŜowego. Obliczenia zasobów metoda
bilansu masowego są dokładne, jeŜeli w przepływie gazu lub ropy bierze udział cała objętość
złoŜa, tzn. w złoŜu ma miejsce stan semi-ustalony lub ustalony.

Zasoby obliczone metoda bilansu masowego stanowią tzw. efektywne zasoby gazu, tzn.

zasoby eksploatowane z obszarów, które nie obejmują rejonów o bardzo niskiej
przepuszczalności i ewentualnych odcięć uskokami wewnątrz złoŜa. NaleŜy mieć
ś

wiadomość, Ŝe w przypadku złóŜ o niskiej przepuszczalności metoda bilansu masowego

moŜe  równieŜ  wskazywać  zaniŜone  wartości  spowodowane  niejednorodnym  spadkiem
ciśnienia  złoŜowego  (D.A.  Payne,  1996).  RozbieŜności  pomiędzy  rzeczywistymi  zasobami
a zasobami  obliczonymi  metodą  bilansu  masowego  mogą  sięgać  w  ekstremalnych
przypadkach  30%.  Dokładne  obliczenia  bilansowe  i  prognozy  zasobowe  w  takich  złoŜach
moŜliwe są dopiero po sczerpaniu 70% zasobów.

Metoda symulacji numerycznej opiera się o bilans masowy, odniesiony nie do całego

złoŜa, ale do jego poszczególnych elementów połączonych ze sobą, między którymi występuje
przepływ mediów opisany np. prawem Darcy’ego.

Metoda krzywych wydobycia oparta jest na analizie spadku wydobycia z odwiertu. Jest

ona metodą prostą, dosyć powszechnie stosowaną, nie wymagająca dodatkowych pomiarów
w odwiertach, lecz korzystającą z duŜej ilości materiału obserwacyjnego, zebranego w czasie
eksploatacji złoŜa.

Metodę tą moŜna stosować w końcowym okresie eksploatacji złoŜa. Istota tej metody

polega  na  wyznaczeniu  zaleŜności  wydobycia  ropy  lub  gazu  ze  złoŜa  od  czasu  trwania
eksploatacji,  zaleŜności  wydajności  od  czasu  oraz  zaleŜności  wydajności  odwiertu  od
sumarycznego wydobycia. ZaleŜności te mogą być opisane funkcjami (krzywymi):

wykładniczymi,

hiperbolicznymi,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

harmonicznymi.

Dokładność określania zasobów wszystkich omówionych metod zaleŜy od dokładności

danych wejściowych.

Metoda symulacji komputerowej jest najdokładniejszą metoda obliczania zasobów pod

warunkiem przyjęcia właściwych warunków brzegowych i początkowych. Błąd oszacowania
zasobów tą metodą wynosi kilka procent (

5 do

10%).

Metoda bilansu materiałowego daje wyniki obarczone błędem rzędu

10% pod

warunkiem, Ŝe stosuje się ją wówczas gdy ze złoŜa wydobyto co najmniej 10% zasobów.

Metoda krzywych wydobycia daje wyniki obarczone błędem rzędu

15%. Trudność

w stosowaniu tej metody polega na małej powtarzalności wyników.

Błąd popełniany przy określaniu zasobów metodą objętościową wahać się moŜe od

waha się w przedziale

15 do

25% , przy załoŜeniu, Ŝe dysponuje się dokładnymi pomiarami

(G. I. de Sorcy, 1979). W przypadku, gdy dysponuje się małą ilością danych lub dane
wejściowe są niedokładne błąd moŜe osiągnąć wartość

100% .

Najmniej dokładną metodą obliczania zasobów jest metoda szacowania zasobów

poprzez analogię do innych złóŜ.

Literatura

Brod I.O., Jeremienko N.A., 1957 - Geologia złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego. Wyd.
Geologiczne, Warszawa..

Dahlberg E.C., 1982 - Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration. Springer-
Verlag.

Hunt J.M., 1996 - Petroleum Geochemistry and Geology. 2nd ed. W.H.Freeman and
Company, New York.

Laudon R.C., 1996 - Principles of Petroleum Development Geology. PTR Prentice Hall,
New Jersey.

Levorsen A.I., 1972 - Geologia ropy naftowej i gazu ziemnego. Wyd. Geologiczne,
Warszawa.

Perrodon A., 1983 - Dynamics of Oil and Gas Accumulations. 2nd ed. Elf Aquitaine, Pau.

Selley R.C., 1998 - Elements of Petroleum Geology. 2nd ed. Academic Press SanDiego.

Tissot B. and Welte D.H., 1984 - Petroleum Formation and Occurrence. 2nd ed. Springer
Verlag, Heidelberg.

Zawisza L., 1986 - Hydrodynamic condition of hydrocarbon accumulation exemplified by
the Carboniferous formation in the Lublin Synclinorium, Poland. SPE Formation
Evaluation.

10.

Zawisza L., 2004 - Hydrodynamic condition of hydrocarbon accumulation exemplified by
the Pomorsko and Czerwieńsk oil Fields in the Polish Lowland. SPE Paper 90586, SPE