Dr hab. inż. Ludwik Zawisza, prof. AGH
Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH
30-059 Kraków, Al. Mickiewicza 30

GEOLOGIA NAFTOWA

Kraków, styczeń 2009

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

2

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.

S

KAŁY MACIERZYSTE

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

5.2.

S

KAŁY ZBIORNIKOWE

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

5.3.

S

KAŁY USZCZELNIAJĄCE

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

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

6.1.

W

ŁASNOŚCI FIZYCZNE WÓD ZŁOśOWYCH

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

6.2.

W

YSTĘPOWANIE GAZÓW W WODACH PODZIEMNYCH

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

6.3.

W

ŁASNOŚCI CHEMICZNE WÓD PODZIEMNYCH

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

6.4.

K

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 złożowych na podstawie warunków ich występowania (w stosunku do złoża

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

6.5.

N

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.

P

ARAMETRY ZŁOśOWE

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

10.2.

M

ECHANIZMY ZŁOśOWE

(

TYPY ENERGII ZŁOśOWEJ

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

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

11.1.

M

ETODY GEOCHEMICZNE

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

11.2.

M

ETODY GEOFIZYCZNE

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

11.3.

M

ETODY WIERTNICZE

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

11.4.

M

ETODY GEOLOGICZNE

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

11.5.

M

ETODY ANALITYCZNE

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

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

12.1.

T

EORIA MIGRACJI I AKUMULACJI WĘGLOWODORÓW

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

12.2.

M

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

3

1. Wst

ę

p

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

przeobrażania 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, przeobrażania i tworzenia akumulacji węglowodorów, a z drugiej strony
wnika w cała sferę stanu i pracy złoża 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

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

Złoże 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:

-

ś

rodowisko wód złożowych

-

ś

rodowisko skał (macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających).

-

ś

rodowisko gazów ziemnych,

-

ś

rodowisko rop naftowych,

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

naftowej odbywa się metodami pośrednimi.

„Każde złoże jest jedyne w swoim rodzaju; do jego powstania przyczyniło się około 20-

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

2. Ogólne wiadomo

ś

ci o ropie naftowej i gazie ziemnym

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

i bituminy naturalne są w literaturze różnie ujmowane i systematyzowane.

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

naftowe, węglowodory, pochodzące najczęściej z zapożyczeń obcojęzycznych..

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

4

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

polskiej, obejmuje dużą 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 złożowych 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, złoża stałego asfaltu (złoże asfaltu Hit w Iraku eksploatowane jest od
starożytności).

•

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 używana do mumifikacji w Egipcie, e) „ogień grecki”,
f) pierwsze retorty używane do destylacji ropy, g) Mongołowie używali 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)
ciężarówki, o) statki napędzane silnikiem spalinowym, q) elektrownia na ropę i gaz, r) karmienie świń
produktami pochodzącymi z ropy naftowej.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

5

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 możliwości zachodzenia we wnętrzu Ziemi różnych 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 należy zaliczyć m.in.:

–

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

–

optyczną czynność rop naftowych i ich frakcji,

–

występowanie w ropach naftowych porfiryn i azotu,

–

obecność w ropach naftowych biomarkerów.

Argumenty praktyczne wynikają z możliwości 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 również obecnie.

–

Ź

ródłami energii warunkującej przemianę materii organicznej w węglowodory są:

•

bakterie

•

temperatura i ciśnienie

•

rozpad promieniotwórczy powodujący napromieniowanie materiału organicznego

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

6

Warunki konieczne do powstania węglowodorów:

–

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

–

Ś

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

–

Dno zbiornika ma tendencję do szybkiego pogrążania 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

ę

powania ropy naftowej i gazu ziemnego w obr

ę

bie

basenu naftowego

Występowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie basenu naftowego

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

1.

Skał macierzystych,

2.

Warunków generowania węglowodorów ze skał macierzystych,

3.

Skał zbiornikowych,

4.

Migracji pierwotnej,

5.

Migracji wtórnej,

6.

Pułapki.

Rys. 2. System naftowy

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

7

5. Charakterystyka skał macierzystych, zbiornikowych

i uszczelniaj

ą

cych

5.1. Skały macierzyste

Skały zawierające substancję organiczną, które posiadają zdolność do generowania

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

Rozróżnia 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 może generować znaczące ilości węglowodorów podczas jej
nagrzewania w laboratorium lub w procesie pogrążania 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 świeżych sedymentów jest w miarę

gromadzenia nowych osadów stopniowo pogrzebana i przeobrażana 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, gdyż

główna masa generowanych węglowodorów pochodzi z przetworzonego kerogenu.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

8

Jakkolwiek z każdej skały zawierającej substancję organiczną mogą być generowane

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

zawartość

kerogenu

zapewniającą

wygenerowanie

dostatecznej

ilości

węglowodorów do zaistnienia ich ekspulsji czyli migracji pierwotnej.

Przyjmuje się, że 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 zależności od możliwości 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 używa się różnych 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), że łupki w sekwencjach piaskowcowo-łupkowych, dla osiągnięcia potencjalnej
możliwości produkowania istotnej ilości węglowodorów, muszą zawierać nie mniej niż 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, może inicjować pierwotną migrację
wygenerowanych węglowodorów.

Skały węglanowe prawdopodobnie ze względu na ich jasne barwy są uważane

zazwyczaj za nie mające cech macierzystych.

Czyste skały węglanowe rzeczywiście zawierają mało substancji organicznej, zwykle

mniej niż 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, aż do wyczerpania możliwości
generacyjnych. Proces ten zachodzi więc w różnych warunkach termodynamicznych, od
intensywności których zależy zarówno ilość jak i rodzaj generowanych produktów, a także

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

9

szybkość przebiegu reakcji przeobrażenia. Określenie stopnia dojrzałości kerogenu daje
pogląd o stadium jego przeobrażenia i rodzaju wytworzonych produktów, ale również
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 przeobrażeniu 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 wyższych od 250

°

C. Kerogen ulega

rekrystalizacji.

Możliwe jest generowanie jeszcze metanu termogenicznego.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

10

Na rysunku 4 przedstawiono schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrążania

skał macierzystych.

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

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

Dla określenia stopnia przeobrażenia kerogenu opracowano szereg metod chemicznych,

fizykochemicznych i optycznych opartych na badaniu kerogenu i bitumów, a także ropy i
gazu. Najczęściej używanymi 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 przeobrażenia

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

11

aromatyczności, a co najważniejsze zdolności odbicia światła. Pomiary fotometryczne
refleksyjności można prowadzić w świetle spolaryzowanym (jeden nikol) lub zwyczajnym
oraz przy zastosowaniu obiektywu suchego (Ra) lub imersyjnego (Ro). Dla praktyki ważne 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:

–

Ro

<

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

–

0,5%

<

Ro

<

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

–

1,3%

<

Ro

<

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

–

Ro

>

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) umożliwiają nagromadzenie w niej ropy naftowej lub gazu
ziemnego.

Zasadniczym celem charakterystyki zbiornikowej badanego obiektu geologicznego

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

Zrozumienie natury złoża i charakterystyki skał zbiornikowych wymaga zgromadzenia

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

Wszystkie te dane wykorzystywane są następnie do konstrukcji wszelkiego rodzaju

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

Korelacja

profilowań

geofizycznych

pozwala

na

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 także do kalibracji pomiarów geofizycznych

i budowy modelu geofizycznego złoża.

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

12

Wszystkie wymienione wyżej badania powinny być prowadzone i interpretowane

w sposób kompleksowy

Środowiska sedymentacyjne skał zbiornikowych

Potencjalne skały zbiornikowe wykazują zwykle niejednorodność i anizotropowość.

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

Ś

rodowisko sedymentacyjne decyduje przede wszystkim o wykształceniu przestrzennym

skał zbiornikowych (rozciągłości, miąższości) oraz o ich rozwoju facjalnym. Ponadto
„jakość” skał zbiornikowych, np. piaskowców zależy od wielkości ziaren, ich kształtu
i stopnia wysortowania. Wszystkie te cechy zależą od środowiska sedymentacyjnego, w
którym dana skała powstała. W przypadku skał węglanowych, „jakość” skał zbiornikowych
zależy 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:

–

ś

rodowisko rzeczne,

–

ś

rodowisko eoliczne,

–

ś

rodowisko glacjalne,

–

ś

rodowisko jeziorne,

–

delty,

–

ś

rodowiska sedymentacji klastycznej na wybrzeżach morskich,

–

ś

rodowiska morskie

Podział środowisk sedymentacyjnych, ze względu na powstawanie skał zbiornikowych:

1.

ś

rodowiska sedymentacyjne piaskowcowych skał zbiornikowych:

piaski aluwialne,

pustynne piaski eoliczne,

piaski fluwioglacjalne,

piaski delt,

wydmy, plaże, wały plażowe, bariery piaszczyste,

stożki napływowe,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

13

piaski szelfów,

piaski głębokomorskie.

2.

ś

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):

1.

okruchowe (klastyczne),

2.

chemiczne lub biochemiczne,

3.

złożone

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

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

1.

skały zbiornikowe piaskowcowe,

2.

Skały zbiornikowe węglanowe,

3.

skały zbiornikowe słabo przepuszczalne (tight-sand reservoir),

4.

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 złoża
na Bliskim Wschodzie, wówczas liczba złóż 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 – złoże gazu, Pine Island Field
w Louisianie – złoże ropy) oraz w skałach magmowych i metamorficznych (serpentynity w
płd. Teksasie – złoże ropy i gazu).

Własności fizyczne skał zbiornikowych

Skałami zbiornikowymi nazywa się takie skały, które posiadają właściwość nasycania

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

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

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

Do podstawowych cech skał, kształtujących warunki występowania płynów złożowych,

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

14

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

–

porowatość całkowita,

–

porowatość efektywna,

–

porowatość matrycowa,

–

porowatość szczelinowa,

–

porowatość podwójna,

–

ś

ciśliwość skał,

–

przepuszczalność absolutna,

–

zwilżalność, ciśnienie kapilarne,

–

nasycenie wodą związaną i wodą ruchomą oraz węglowodorami,

–

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

Obliczanie parametrów zbiornikowych skał

A.

Badania laboratoryjne

B.

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

15

Rys. 5. Wyniki kompleksowej interpretacji danych geofizyki wiertniczej

z zastosowaniem modeli Zawiszy w poziomach zbiornikowych PMG Wierzchowice

5.3. Skały uszczelniaj

ą

ce

Skały uszczelniające spełniają podstawową rolę w zaistnieniu zbiornika naturalnego,

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

Głównymi grupami skał spełniającymi dobrze funkcję skał uszczelniających są:

–

iły i łupki ilaste

–

ewaporaty.

6. Fizyczne i chemiczne własno

ś

ci wód zło

ż

owych i w

ę

glowodorów

6.1. Własno

ś

ci fizyczne wód zło

ż

owych

•

sciśliwość wody;

•

ciężar właściwy;

•

lepkość;

•

przewodnictwo elektryczne;

•

temperatura;

•

mętność i przeźroczystość;

•

barwa wody;

•

zapach wody;

•

smak wody.

6.2. Wyst

ę

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 zależy od wielu czynników, głównie od:
temperatury, ciśnienia, mineralizacji wody oraz własności samych gazów. Największą

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

16

rozpuszczalnością cechuje się CO

2

i H

2

S. Wzrost temperatury zmniejsza rozpuszczalność

gazów, wzrost ciśnienia natomiast ją zwiększa.

6.3. Własno

ś

ci chemiczne wód podziemnych

•

mineralizacja wody;

•

główne składniki chemiczne;

•

sposoby wyrażania mineralizacji i składu chemicznego;

•

najważniejsze 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
też na zawartości składników charakterystycznych. W zależności od celu prowadzonych
badań przydatność poszczególnych schematów klasyfikacyjnych jest różna. 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

3

-

- 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:

1

rSO

rCl

rNa

4

〉

−

1

rCl

rNa 〉

b) typ siarczanowo-sodowy (SO

4

2-

- Na

+

):

1

rSO

rCl

rNa

4

〈

−

1

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

17

1

rMg

rNa

rCl

〈

−

1

rCl

rNa 〈

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

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

1

rMg

rNa

rCl

〉

−

1

rCl

rNa 〈

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

Ze względu na zbyt małe zróżnicowanie 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 złóż
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 złóż 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) powyżej > 5 mg/l

b) Brom (Br) powyżej > 350 mg/l

c) Stosunek Cl / Br < 300

d)

1

rCl

100

rSO

4

〈

⋅

6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia)

•

wody infiltracyjne;

•

wody kondensacyjne (zw. ze skraplaniem pary wodnej);

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

18

•

wody juwenilne (zw. z procesami magmowymi);

•

wody reliktowe (sedymentacyjne).

6.4.3. Klasyfikacja wód złożowych na podstawie warunków ich występowania

(w stosunku do złoża węglowodorów)

•

wody podścielające;

•

wody okalające;

•

wody górne (powyżej złoża, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

•

wody dolne (poniżej złoża, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

•

wody pośrednie = śródzłożowe (występujące pomiędzy warstwami roponośnymi).

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

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

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

6.5. Naftydy

Naftydy - duża 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
złożowych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

19

Zróżnicowanie stanów fizycznych, w których występują naftydy wiąże 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, żelazo, 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

w

złożach

w warunkach

standardowych

w złożach

w warunkach

standardowych

1)

1. Gazy

węglowodorowe:

•

wolne

•

w hydratach

•

w kondensatach

gazowy

stały

gazowy

gazowy

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

ciekły

0,7 - 0,9

0,8 - 0,97

3. Bitumy naturalne

substancje półstałe i stałe

0,85 - 2,0

0,965 - 2,0

1)

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 najważniejszą częścią składową każdej grupy naftydów. Chociaż 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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

20

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

ę

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 może być związany
z aktywnym płynięciem wody, a innych zachodzi niezależnie 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) aż do pułapki, w
której następuje akumulacja przemieszczających się węglowodorów.

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

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

Ponadto wyróżniamy:

–

migrację regionalną,

–

migrację lokalną,

–

migrację wewnątrz zbiornikową,

–

migrację zewnątrz zbiornikową,

–

migrację syngenetyczną,

–

migrację epigenetyczną.

Migracja jest procesem złożonym, którego przyczyną mogą być różne czynniki.

Głównymi czynnikami migracji mogą być:

–

kompakcja,

–

ciśnienie statyczne i dynamiczne,

–

siła ciężkości,

–

czynnik hydrauliczny,

–

zjawiska kapilarne,

–

zmiany temperatury,

–

dyfuzja,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

21

–

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

Inny zespół czynników wywołuje migrację pierwotną, a inny tworzy mechanizm

migracji wtórnej. Migracja może zachodzić wzdłuż uławicenia i wówczas określana jest jako
migracja pozioma, bądź też 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
zależy od konkretnych warunków, określonych przede wszystkim głębokością pogrzebania
osadów. W płytko pogrążonych osadach, praktycznie od powierzchni osadu w zbiorniku do
3500 m przeważającym 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 dużych 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 niż pomaga. Uważa się, że
praktyczna rola dyfuzji w migracji pierwotnej jest niewielka.

Dystans migracji pierwotnej ocenia się powszechnie na rzędu od kilku do

kilkudziesięciu metrów.

Migracja wtórna

W odróżnieniu 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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

22

–

siła grawitacji,

–

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

–

czynnik dynamiczny płynów złożowych,

–

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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

23

8. Rodzaje pułapek w

ę

glowodorów

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

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

Charakterystycznymi cechami pułapek jest ich forma wypukła ku górze oraz kombinacja

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

Każdą pułapkę określają cztery ważne 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

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

pułapkę

węglowodorów.

Dla

istnienia

efektywnego

zamknięcia

hydrodynamicznego wypór węglowodorów musi być większy niż napór wód.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

24

Punkt przelewu (wypełnienia) pułapki jest to najniższy punkt zamknięcia, poniżej

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

ż

a w

ę

glowodorów, klasyfikacja złó

ż

ropy naftowej i gazu

ziemnego

Istnieje kilka definicji złoża, z których najważniejsze to:



definicja geologiczna: Złożem 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): Złożem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie
minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których
wydobywanie może przynieść korzyść gospodarczą”.



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

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

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

Stwierdzenie pułapki stwarza potencjalną możliwość odkrycia złoża, lecz dopiero

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

25

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

płynów złożowych: gazu, ropy i wody.

Każdy z występujących w złożu płynów charakteryzuje się wyjątkową zmiennością cech

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

W złożach ropno-gazowych występuje:

–

strefa gazowa zwana czapą gazową,

–

strefa ropna,

–

strefa wodna.

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

Złoże 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 złoża ropy naftowej lub gazu ziemnego – geometryczne ukształtowanie pułapki

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

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

uwarunkowane geometrią i litologią ropo – lub gazonośnych skał zbiornikowych i skał
izolujących (uszczelniających) oraz położeniem powierzchni rozdziału ropy lub gazu
ziemnego i wody; w zależności od położenia tej powierzchni wyróżnia się typy: warstwowy
gdy woda występuje wokół złoża (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje
pod złożem (woda podścielająca).

Klasyfikacja złóż posiada charakter złożony, gdyż wymaga uwzględnienia wielu

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

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

I. Złoża warstwowe:

A. Warstwowe antyklinalne (siodłowe);

B. Warstwowe ekranowane:

1. ekranowane tektonicznie,

2. ekranowane stratygraficznie,

3. ekranowane litologicznie;

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

26

II. Złoża masywowe:

A. Masywowe w wyniosłościach:

1. strukturalnych,

2. erozyjnych,

3. biogenicznych.

B. W zbiornikach naturalnych:

1. jednorodnych,

2. niejednorodnych.

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

wodą:

1. złoża ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,

2. złoża ograniczone wodą,

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

10. Elementy in

ż

ynierii naftowej

10.1. Parametry zło

ż

owe

Najważniejszymi parametrami złoża są ciśnienie i temperatura.

Ciśnienie płynów złożowych w poziomach zbiornikowych mających więź

hydrodynamiczną wzdłuż przekroju i rozciągłości przed rozpoczęciem eksploatacji nazywa
się ciśnieniem złożowym pierwotnym.

Ciśnienie w górotworze wywołane ciężarem skał nadkładu nosi nazwę ciśnienia

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

o

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

o

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

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

Dlatego ciśnienie złożowe najczęściej jest zbliżone do ciśnienia hydrostatycznego.

Ciśnienie płynów złożowych niższe od ciśnienia hydrostatycznego oraz przewyższające

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

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

przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości.

Rozróżnia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:

–

anomalnie wysokie ciśnienie złożowe,

–

anomalnie niskie ciśnienie złożowe.

Klasyfikacja złóż węglowodorów

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

27

Układy węglowodorowe występujące jako naturalne złoża kopalin mogą znajdować się

w różnych warunkach równowagowych. W szczególności rozróżnia się cztery typy złóż na:

–

ropne,

–

gazowe,

–

gazowo-kondensatowe

–

ropne z czapą gazową.

Układy te mogą znajdować się w złożu jako systemy jedno- i dwufazowe. W układzie

jednofazowym występują zawsze złoża gazowe. Złoża gazowo-kondensatowe oraz ropne
występują jako jednofazowe powyżej krzywej nasycenia

Rys. 10. Wykres zależności ciśnienia od głębokości występowania skały zbiornikowej

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

28

Rys. 11. Wyznaczanie temperatury złożowej

10.2. Mechanizmy zło

ż

owe (typy energii zło

ż

owej)

Mechanizmy złożowe występujące w złożach ropy naftowej

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

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

Dla złóż ropy naftowej wyróżnia się pięć rodzajów energii złożowej. Są to:

1.

energia rozpuszczonego gazu,

2.

energia gazu zawartego w czapie gazowej,

3.

energia dostarczana poprzez wodę okalającą i podścielającą,

4.

energia związana z rozprężaniem się skały porowatej i wody,

5.

system związany z drenażem grawitacyjnym.

Poszczególne mechanizmy mogą występować pojedynczo ale również w koniunkcji

każdy z każdym, a nawet mogą występować wszystkie razem.

Złoże ropy naftowej może występować w stanie dwufazowym w następujących

przypadkach:

–

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

–

w stanie dwufazowym jeżeli gaz wydzielił się z fazy ciekłej po obniżeniu się ciśnienia
złożowego

–

został dostarczony poprzez operację zatłaczania.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

29

System energetyczny złoża determinuje współczynnik jego odropienia. Poniżej

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 wyżej wartości

współczynnika odropienia o 10% do20%.

Mechanizmy złożowe występujące w złożach gazowych

Dla złóż gazu ziemnego charakterystyczne są mechanizmy związane z energią

rozprężania się gazu w warunkach wolumetrycznych oraz w warunkach z naturalnym
dopływem wody okalającej lub podścielającej do złoża.

System

energetyczny

złoża

determinuje

współczynnik

sczerpania.

Poniżej

przedstawiono typowe współczynniki sczerpania dla złóż gazu:

–

system energetyczny wolumetryczny (ekspansyjny)

80% – 95%

–

system energetyczny wodnonaporowy

40% – 75%

11. Metody poszukiwa

ń

złó

ż

ropy naftowej i gazu ziemnego

W celu zidentyfikowania i opisania czynników warunkujących istnienie w obrębie

basenu naftowego złóż węglowodorów stosuje się wiele metod, z których najważniejsze to:

–

metody geochemiczne,

–

metody geofizyczne,

–

metody wiertnicze,

–

metody geologiczne,

–

metody analityczne.

11.1. Metody geochemiczne

Metody geochemiczne stosowane są w dwóch formach:

1.

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

2.

laboratoryjne, prowadzone w celu:

•

identyfikacji skał macierzystych,

•

oceny stopnia dojrzałości kerogenu,

•

określenia potencjału generacyjnego,

•

kierunków migracji,

•

degradacji rop naftowych itp.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

30

11.2. Metody geofizyczne

Metody geofizyczne są jedną z podstawowych grup metod stosowanych w

poszukiwaniu, rozpoznaniu, a także eksploatacji złóż ropy naftowej i gazu ziemnego.
Wyróżnia się pięć głównych grup metod badań geofizycznych:

1.

metody grawimetryczne ,

2.

metody magnetyczne,

3.

metody elektryczne,

4.

metody sejsmiczne:

-

refleksyjne,

-

refrakcyjne,

5.

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
umożliwiają:

–

pobranie prób skał (rdzeniowych i okruchowych) oraz płynów złożowych 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 złożowych oraz
wielopłaszczyznowych analiz litostratygraficznych,

–

stwierdzenie istnienia lub udowodnienie braku akumulacji naftydów w badanej pułapce,

–

połączenie odkrytego złoża 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
także warunków akumulacji.

W badaniach geologicznych wyróżnia się trzy etapy:

–

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

31

–

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, złożowego i innych.

11.5. Metody analityczne

Metody analityczne łączą wszystkie metody wykorzystywane w geologii naftowej, gdyż

próby skał i płynów złożowych są analizowane w trakcie stosowania każdej metody badań.
Zakres problemów, jakie stawia geologia naftowa sprawia, że do ich rozwiązywania
stosowany jest szeroki wachlarz metod analitycznych. Są to zarówno metody oznaczania
podstawowych własności fizycznych skał, jak też bardzo złożone 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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

32

Rys. 13. Badania sejsmiczne

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

33

Rys. 14. Urządzenie wiertnicze

12. Hydrodynamiczne warunki akumulacji w

ę

glowodorów

Współczesna teoria akumulacji węglowodorów traktuje obowiązującą dotychczas

powszechnie w poszukiwaniach naftowych tak zwaną teorię antyklinalną jako szczególny
przypadek osiągnięcia równowagi płynów złożowych, która zachodzi w warunkach
hydrostatycznych w wyniku działania wyłącznie sił grawitacji. Uogólnienie teorii akumulacji
węglowodorów dotyczy osiągania stanu równowagi pomiędzy statyczną fazą skał
zbiornikowych a dynamiczną fazą płynów złożowych w zróżnicowanym systemie pułapek
strukturalnych, stratygraficznych, litologicznych i mieszanych, przy założeniu, że wody
złożowe znajdują się w stanie regionalnego przepływu. Badania dotyczące ruchu wód
wgłębnych oraz ich składu chemicznego wskazują na istnienie dużego wpływu dynamiki wód
na proces migracji i akumulacji węglowodorów. Przepływy wód umożliwiają wykrycie
zjawisk rządzących powstaniem złóż oraz uchwycenie prawidłowości w ich rozmieszczeniu.
Istotną rolę w lokalizowaniu potencjalnych pułapek złożowych odgrywa określenie miejsca, w
którym węglowodory osiągnęły stan równowagi statycznej w stosunku do wód podziemnych
przemieszczających się w ośrodku porowatych skał zbiornikowych.

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

34

Jeżeli woda złożowa znajduje się w spoczynku, to znaczy w stanie równowagi

hydrostatycznej powierzchnie kontaktów odpowiednio: ropa-woda, ropa-gaz, gaz-woda
układają się poziomo i złoże węglowodorów znajduje się w szczycie struktury, natomiast
złoża 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. Zależność pomiędzy nachyleniem powierzchni kontaktu woda-ropa

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

( )

x

h

.

x

z

tg

w

g

r

w

w

∆

∆

ρ

ρ

ρ

∆

∆

α

⋅

−

=

=

(1)

gdzie:

x

z

∆

∆

- jest to nachylenie powierzchni rozdziału woda-węglowodór; bezwymiarowe

ρ

w

- oznacza gęstość wody złożowej; kg/m

3

ρ

r(g)

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

3

x

h

w

∆

∆

- jest to nachylenie powierzchni piezometrycznej w kierunku x; bezwymiarowe

α

- oznacza kąt nachylenia konturu złożowego;

°

.

Wynika stąd wniosek, że złoża ropy i gazu mogą istnieć nie tylko w antyklinach, ale

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

35

12.1. Teoria migracji i akumulacji w

ę

glowodorów

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

każdym punkcie pola hydrodynamicznego będą istniały trzy różne wartości potencjału dla
wody, ropy i gazu:

w

w

P

gz

ρ

Φ

+

=

(2)

r

c

r

r

P

P

z

g

ρ

ρ

Φ

+

+

=

(3)

∫

∫

+

+

=

c

P

0

g

P

0

g

g

dP

dP

z

g

ρ

ρ

Φ

(4)

gdzie

ρ

w

,

ρ

r

,

ρ

g

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

zakłada się, że gęstość gazu

ρ

g

jest wyłącznie funkcją ciśnienia; P

c

jest to ciśnienie kapilarne.

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

równania:

P

grad

1

g

F

w

w

ρ

−

=

r

r

(5)

P

grad

1

g

F

r

r

ρ

−

=

r

r

(6)

P

grad

1

g

F

g

g

ρ

−

=

r

r

(7)

Wypadkowe wektory sił

w

F

r

,

r

F

r

i

g

F

r

będą różne 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 złożowe będą się przemieszczać
w różnych kierunkach z różnymi prędkościami, prostopadle do swych powierzchni
ekwipotencjalnych i będą skierowane w stronę swego malejącego potencjału. Zatem ropa i
gaz migrują od stref o potencjałach wyższych do stref o potencjałach niższych 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

służą następujące równania (L. Zawisza, 1986):

( )

( ) ( ) ( )

( )

ws

r

w

ws

r

y

,

x

y

,

x

y

,

x

z

y

,

x

H

y

,

x

H

γ

γ

γ

−

−

=

(8)

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

36

( )

( ) ( ) ( )

( )

ws

g

w

ws

g

y

,

x

y

,

x

y

,

x

z

y

,

x

H

y

,

x

H

γ

γ

γ

−

−

=

(9)

gdzie H

r

(x,y)

oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy naftowej,

H

g

(x,y)

oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla gazu ziemnego, H

ws

(x,y)

oznacza mapę potencjałów dla wody złożowej wyrażonych w metrach słupa wody słodkiej,
z(x,y)

oznacza mapę strukturalną stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego,

γ

w

(x,y)

oznacza

mapę ciężaru właściwego wody złożowej,

γ

r

(x,y)

oznacza mapę ciężaru właściwego ropy w

warunkach złożowych, a

γ

g

(x,y)

oznacza mapę ciężaru właściwego gazu w warunkach

złożowych.

W celu wyznaczenia pułapek hydrodynamicznych należy więc skonstruować mapy

potencjometryczne dla wód złożowych (w metrach słupa wody słodkiej), mapy strukturalne
stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego, mapy ciężaru właściwego wody złożowej oraz
mapy ciężaru właściwego ropy w warunkach złożowych (lub odpowiednio mapy ciężaru
właściwego gazu w warunkach złożowych), a następnie należy 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 złożowych (rozkład ciśnień,

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

Podstawą klasyfikacji hydrodynamicznej basenów naftowych są zjawiska różnicujące

fazę płynną, a zwłaszcza zjawiska związane z ruchem płynów złożowych. 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

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

37

Rys. 16. Typy basenów sedymentacyjnych w zależności 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 złożowe.

Basen juwenilny jest basenem o wysokiej perspektywiczności dla występowania złóż

węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są odśrodkowe, gradienty hydrauliczne
bardzo niskie, a lokalnie występują ciśnienia o anomalnie podwyższonych wartościach. Wody
złożowe 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 również basenem aktywnym hydrodynamicznie, posiadającym

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

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

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

38

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

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

postępujące rozformowywanie złóż węglowodorów i postępujący zanik perspektywiczności.
Kierunki przepływu wód wgłębnych są również dośrodkowe, gradienty hydrauliczne niskie,
a poszczególne kompleksy wodonośne wykazują różnice naporów hydraulicznych. Wody
złożowe są znacznie wysłodzone, mogą też występować strefy wód mieszanych. Występują tu
pojedyncze złoża 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:

1.

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

2.

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

3.

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

ws

(x,y)

oraz mapę współczynnika przewodności hydraulicznej

T(x,y)

.

4.

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

5.

mapy ciężaru właściwego wód złożowych

γ

w

(x,y),

ropy

γ

r

(x,y)

i gazu

γ

g

(x,y);

6.

mapy potencjometryczne wód złożowych w przeliczeniu na słup wody słodkiej H

ws

(x,y);

7.

mapy wartości bezwzględnych gradientów naporów hydraulicznych wód złożowych

)

y

,

x

(

I

8.

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

9.

mapy wartości bezwzględnych równych przepływów jednostkowych wód złożowych

q (x,y);

10.

mapy potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy H

r

(x,y)

i gazu ziemnego

H

g

(x,y)

.

14. Obliczanie zasobów złó

ż

ropy naftowej i gazu ziemnego

Metody obliczania zasobów gazu ziemnego, ropy naftowej i kondensatu:

•

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

•

metody objętościowe,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

39

•

metody bilansu masowego,

•

metody symulacji numerycznej,

•

metody krzywych wydobycia.

Obliczanie (szacowanie) zasobów węglowodorów przez analogię do innych złóż

(basenów) stosuje się dla nierozwierconych, chociaż częściowo rozpoznanych już obszarów
(w początkowym etapie rozpoznania złoża).

Metodyka opiera się na założeniu, że analizowane pole naftowe, złoże czy otwór

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

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego i kondensatu

może być stosowana w całym okresie eksploatacji złoża, 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

można dokonać przy pomocy równania:

(

)

oi

win

B

/

S

1

Fh

R

−

=

φ

(10)

Natomiast obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą

objętościową dokonuje się w oparciu o równanie:

(

)

gi

win

B

/

S

1

Fh

G

−

=

φ

(11)

W powyższych wzorach (10 – 11):
R

- geologiczne zasoby ropy naftowej; m

3

G

- geologiczne zasoby gazu ziemnego; m

n

3

F

- powierzchnia złoża; m

2

h

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

φ

- współczynnik porowatości; ułamek jedności

S

win

- współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności

B

gi

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

jedności

B

oi

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

jedności

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

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

40

Metodę objętościową można stosować w przypadku prostych geometrycznie złóż,

o jednakowej miąższości, bez uskoków i wyklinowań, posiadających zbliżoną porowatość.
Gdy złoże jest niejednorodne, należy podzielić go na bloki, które cechują się jednorodnością;
zasoby całkowite będą sumą zasobów w poszczególnych blokach.

Metoda bilansu masowego może być stosowana dopiero po pewnym okresie

eksploatacji złoża, 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 zależności:

początkowa objętość płynów złożowych = objętość płynów złożowych

znajdująca się w porach złoża w chwili t

1

+ objętość płynów wydobytych ze

złoża w czasie (t

2

– t

1

) - objętość płynów zatłoczonych do złoża w tym samym

czasie.

Wiarygodność metody bilansu masowego zależy od dokładnej oceny własności skał

i płynów złożowych oraz uśrednionego ciśnienia złożowego. Obliczenia zasobów metoda
bilansu masowego są dokładne, jeżeli w przepływie gazu lub ropy bierze udział cała objętość
złoża, tzn. w złożu 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 złoża. Należy mieć
ś

wiadomość, że w przypadku złóż o niskiej przepuszczalności metoda bilansu masowego

może również wskazywać zaniżone wartości spowodowane niejednorodnym spadkiem
ciśnienia złożowego (D.A. Payne, 1996). Rozbieżności pomiędzy rzeczywistymi zasobami
a zasobami obliczonymi metodą bilansu masowego mogą sięgać w ekstremalnych
przypadkach 30%. Dokładne obliczenia bilansowe i prognozy zasobowe w takich złożach
możliwe są dopiero po sczerpaniu 70% zasobów.

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

złoża, 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 dużej ilości materiału obserwacyjnego, zebranego w czasie
eksploatacji złoża.

Metodę tą można stosować w końcowym okresie eksploatacji złoża. Istota tej metody

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

a)

wykładniczymi,

b)

hiperbolicznymi,

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

41

c)

harmonicznymi.

Dokładność określania zasobów wszystkich omówionych metod zależy 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, że stosuje się ją wówczas gdy ze złoża 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 może od

waha się w przedziale

±

15 do

±

25% , przy założeniu, że dysponuje się dokładnymi pomiarami

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

±

100% .

Najmniej dokładną metodą obliczania zasobów jest metoda szacowania zasobów

poprzez analogię do innych złóż.

Literatura

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

5.

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

6.

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

7.

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

8.

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

9.

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

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa

___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

42

Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, U.S.A., 26-29 September
2004.