Dr hab. in\. 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
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
SPIS TREÅšCI
1. WSTP ......................................................................................................................................................... 3
2. OGÓLNE WIADOMOŚCI O ROPIE NAFTOWEJ I GAZIE ZIEMNYM ........................................... 3
3. TEORIE POCHODZENIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................................... 5
4. WARUNKI WYSTPOWANIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO W OBRBIE BASENU
NAFTOWEGO ........................................................................................................................................... 6
5. CHARAKTERYSTYKA SKAA MACIERZYSTYCH, ZBIORNIKOWYCH I
USZCZELNIAJCYCH............................................................................................................................ 7
5.1. SKAAY MACIERZYSTE ............................................................................................................................. 7
5.2. SKAAY ZBIORNIKOWE ........................................................................................................................... 11
5.3. SKAAY USZCZELNIAJCE ...................................................................................................................... 15
6. FIZYCZNE I CHEMICZNE WAASNOŚCI WÓD ZAOśOWYCH I WGLOWODORÓW ........... 15
6.1. WAASNOŚCI FIZYCZNE WÓD ZAOśOWYCH ............................................................................................ 15
6.2. WYSTPOWANIE GAZÓW W WODACH PODZIEMNYCH............................................................................ 15
6.3. WAASNOŚCI CHEMICZNE WÓD PODZIEMNYCH ...................................................................................... 16
6.4. KLASYFIKACJA 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 zło\owych na podstawie warunków ich występowania (w stosunku do zło\a
węglowodorów) ............................................................................................................................ 18
6.5. NAFTYDY ............................................................................................................................................. 18
7. PROCESY MIGRACJI I AKUMULACJI WGLOWODORÓW....................................................... 20
8. RODZAJE PUAAPEK WGLOWODORÓW ....................................................................................... 23
9. ZAOśA WGLOWODORÓW, KLASYFIKACJA ZAÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU
ZIEMNEGO ............................................................................................................................................. 24
10. ELEMENTY INśYNIERII NAFTOWEJ ............................................................................................. 26
10.1. PARAMETRY ZAOśOWE....................................................................................................................... 26
10.2. MECHANIZMY ZAOśOWE (TYPY ENERGII ZAOśOWEJ) .......................................................................... 28
11. METODY POSZUKIWAC ZAÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO................................ 29
11.1. METODY GEOCHEMICZNE................................................................................................................... 29
11.2. METODY GEOFIZYCZNE ...................................................................................................................... 30
11.3. METODY WIERTNICZE......................................................................................................................... 30
11.4. METODY GEOLOGICZNE...................................................................................................................... 30
11.5. METODY ANALITYCZNE...................................................................................................................... 31
12. HYDRODYNAMICZNE WARUNKI AKUMULACJI WGLOWODORÓW ................................ 33
12.1. TEORIA MIGRACJI I AKUMULACJI WGLOWODORÓW ........................................................................... 35
12.2. METODYKA KARTOWANIA PUAAPEK HYDRODYNAMICZNYCH DLA ROPY I GAZU ZIEMNEGO................ 35
13. HYDRODYNAMICZNE MODELOWANIE BASENÓW NAFTOWYCH ....................................... 36
14. OBLICZANIE ZASOBÓW ZAÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................... 38
LITERATURA ............................................................................................................................................... 41
2
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
1. Wstęp
Geologia naftowa jest dyscypliną geologii stosowanej, która bada warunki powstawania,
przeobra\ania 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, przeobra\ania i tworzenia akumulacji węglowodorów, a z drugiej strony
wnika w cała sferę stanu i pracy zło\a 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
zło\owej lub geologii złó\ ropy naftowej i gazu ziemnego . Du\y postęp zaistniał w tej
dziedzinie w ostatnich latach, a w szczególności zastosowanie nowych narzędzi i metod
badawczych spowodowało dą\ność do wyodrębniania z naftowej geologii zło\owej
samodzielnych dyscyplin takich jak fizyka zło\a ropno-gazowego , in\ynieria zło\owa lub
naftowa in\ynieria zło\owa . Dziedziny te łączą zagadnienia eksploatacji złó\ ropy naftowej
i gazu ziemnego z problematyką geologii naftowej, przez co obiekty badań, jakimi są zło\a
tych surowców, w efekcie końcowym mogą być optymalnie sczerpane.
Zło\e ropy naftowej i gazu ziemnego jest główną domeną badań geologii naftowej,
a jego charakter i zachowanie w czasie eksploatacji określają cechy czterech podstawowych
środowisk wchodzących w jego skład, a wręcz warunkujących jego istnienie:
- środowisko wód zło\owych
- środowisko skał (macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających).
- środowisko gazów ziemnych,
- środowisko rop naftowych,
Nie ma bezpośrednich metod wykrywania złó\ ropy naftowej. Poszukiwanie złó\ ropy
naftowej odbywa się metodami pośrednimi.
Ka\de zło\e jest jedyne w swoim rodzaju; do jego powstania przyczyniło się około 20-
25 zmiennych czynników, z których przewidzieć mo\na tylko nieliczne (A.I. Levorsen,
1972).
2. Ogólne wiadomości o ropie naftowej i gazie ziemnym
Węglowodorowe surowce energetyczne, do których nale\y ropa naftowa, gaz ziemny
i bituminy naturalne są w literaturze ró\nie ujmowane i systematyzowane.
Na ich określenie stosuje się w polskiej literaturze terminy naftydy, bituminy, surowce
naftowe, węglowodory, pochodzące najczęściej z zapo\yczeń obcojęzycznych..
3
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Termin naftydy (M.K. Kalinko, 1984) wprowadzony w ostatnich latach do literatury
polskiej, obejmuje du\ą 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 zło\owych 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, zło\a stałego asfaltu (zło\e asfaltu Hit w Iraku eksploatowane jest od
staro\ytności).
" 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 Aukasiewicz 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 Aukasiewicza 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 u\ywana do mumifikacji w Egipcie, e) ogień grecki ,
f) pierwsze retorty u\ywane do destylacji ropy, g) Mongołowie u\ywali lamp olejowych (do oświetlania smoka),
h) wytapianie smoły z łupków bitumicznych (Agricola), i) odwiercenie przez Drake a pierwszego otworu
naftowego, k) pierwsza lampa naftowa Aukasiewicza, l) pierwsze samochody, m) pierwsze samoloty, n)
cię\arówki, o) statki napędzane silnikiem spalinowym, q) elektrownia na ropę i gaz, r) karmienie świń
produktami pochodzÄ…cymi z ropy naftowej.
4
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 mo\liwości zachodzenia we wnętrzu Ziemi ró\nych 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 nale\y zaliczyć m.in.:
powszechną obecność materii organicznej w seriach skał, w których występują zło\a
węglowodorów,
optyczną czynność rop naftowych i ich frakcji,
występowanie w ropach naftowych porfiryn i azotu,
obecność w ropach naftowych biomarkerów.
Argumenty praktyczne wynikają z mo\liwości sporządzenia dla basenu naftowego
bilansu generowania i akumulacji oraz ilościowego wyznaczenia wielu wskazników
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 pózniejszym po jej petryfikacji. Węglowodory naftowe stwierdzono np
we współczesnych iłach i mułach Zatoki Meksykańskiej. Najprawdopodobniej tworzą się
one tam równie\ obecnie.
yródłami energii warunkującej przemianę materii organicznej w węglowodory są:
" bakterie
" temperatura i ciśnienie
" rozpad promieniotwórczy powodujący napromieniowanie materiału organicznego
5
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Warunki konieczne do powstania węglowodorów:
Osadzanie siÄ™ substancji organicznych (macierzystych) w jeziorach, lagunach, basenach
epikontynentalnych i geosynklinalnych,
Środowisko, w jakim tworzą się węglowodory (warunki beztlenowe),
Dno zbiornika ma tendencjÄ™ do szybkiego pogrÄ…\ania siÄ™,
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 występowania ropy naftowej i gazu ziemnego w obrębie
basenu naftowego
Występowanie złó\ 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
6
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
5. Charakterystyka skał macierzystych, zbiornikowych
i uszczelniajÄ…cych
5.1. Skały macierzyste
Skały zawierające substancję organiczną, które posiadają zdolność do generowania
i ekspulsji odpowiednio du\ej ilości węglowodorów do formowania akumulacji ropy naftowej
i gazu ziemnego są nazywane skałami macierzystymi.
Rozró\nia 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 mo\e generować znaczące ilości węglowodorów podczas jej
nagrzewania w laboratorium lub w procesie pogrą\ania 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 świe\ych sedymentów jest w miarę
gromadzenia nowych osadów stopniowo pogrzebana i przeobra\ana w łupki lub węglany
mikrytowe.
Aupki zawierają średnio 1 % obj. substancji organicznej, z czego około 90% stanowi
kerogen, a resztÄ™ bitumin.
W ocenach skał macierzystych najczęściej eksponuje się zawartość kerogenu, gdy\
główna masa generowanych węglowodorów pochodzi z przetworzonego kerogenu.
7
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Jakkolwiek z ka\dej skały zawierającej substancję organiczną mogą być generowane
węglowodory, to jednak za macierzyste przyjęto uwa\ać takie skały, które posiadają pewną
progową zawartość kerogenu zapewniającą wygenerowanie dostatecznej ilości
węglowodorów do zaistnienia ich ekspulsji czyli migracji pierwotnej.
Przyjmuje się, \e 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 zale\ności od mo\liwości 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 u\ywa się ró\nych 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.
Aupki 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), \e łupki w sekwencjach piaskowcowo-łupkowych, dla osiągnięcia potencjalnej
mo\liwości produkowania istotnej ilości węglowodorów, muszą zawierać nie mniej ni\ 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, mo\e inicjować pierwotną migrację
wygenerowanych węglowodorów.
Skały węglanowe prawdopodobnie ze względu na ich jasne barwy są uwa\ane
zazwyczaj za nie majÄ…ce cech macierzystych.
Czyste skały węglanowe rzeczywiście zawierają mało substancji organicznej, zwykle
mniej ni\ 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, a\ do wyczerpania mo\liwości
generacyjnych. Proces ten zachodzi więc w ró\nych warunkach termodynamicznych, od
intensywności których zale\y zarówno ilość jak i rodzaj generowanych produktów, a tak\e
8
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
szybkość przebiegu reakcji przeobra\enia. Określenie stopnia dojrzałości kerogenu daje
pogląd o stadium jego przeobra\enia i rodzaju wytworzonych produktów, ale równie\
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 przeobra\eniu 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 wy\szych od 250 °C. Kerogen ulega
rekrystalizacji.
Mo\liwe jest generowanie jeszcze metanu termogenicznego.
9
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Na rysunku 4 przedstawiono schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrą\ania
skał macierzystych.
Rys. 4. Schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrą\ania skał macierzystych
(B.P.Tissot, D.H.Welte, 1984)
Dla określenia stopnia przeobra\enia kerogenu opracowano szereg metod chemicznych,
fizykochemicznych i optycznych opartych na badaniu kerogenu i bitumów, a tak\e ropy i
gazu. Najczęściej u\ywanymi wskaznikami 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 przeobra\enia
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
10
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
aromatyczności, a co najwa\niejsze zdolności odbicia światła. Pomiary fotometryczne
refleksyjności mo\na prowadzić w świetle spolaryzowanym (jeden nikol) lub zwyczajnym
oraz przy zastosowaniu obiektywu suchego (Ra) lub imersyjnego (Ro). Dla praktyki wa\ne sÄ…
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) umo\liwiają nagromadzenie w niej ropy naftowej lub gazu
ziemnego.
Zasadniczym celem charakterystyki zbiornikowej badanego obiektu geologicznego
(zło\a) jest opis i konstrukcja modelu geologicznego i numerycznego tego obiektu (zło\a)
poprzez określenie jego geometrii, ciągłości i budowy wewnętrznej (mią\szości,
anizotropowości, własności filtracyjnych).
Zrozumienie natury zło\a i charakterystyki skał zbiornikowych wymaga zgromadzenia
w sposób kompleksowy du\ej ilości informacji, pochodzących z wielu zródeł. Niezbędne
dane uzyskiwane są z analiz laboratoryjnych rdzeni wiertniczych oraz płynów zło\owych,
ponadto z pomiarów geofizycznych.
Wszystkie te dane wykorzystywane są następnie do konstrukcji wszelkiego rodzaju
map: strukturalnych, izopachytowych, parametrów zbiornikowych skał oraz przekrojów
geologiczno-zło\owych.
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
środowiska sedymentacyjnego oraz trendów związanych z występowaniem skał
zbiornikowych.
Dane laboratoryjne mogą być wykorzystane tak\e do kalibracji pomiarów geofizycznych
i budowy modelu geofizycznego zło\a.
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, pozwalajÄ… na
określenie środowiska powstania skał zbiornikowych oraz typ facji.
11
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Wszystkie wymienione wy\ej badania powinny być prowadzone i interpretowane
w sposób kompleksowy
Środowiska sedymentacyjne skał zbiornikowych
Potencjalne skały zbiornikowe wykazują zwykle niejednorodność i anizotropowość.
Wią\e się to ze środowiskiem sedymentacyjnym, w którym powstały. Środowisko
sedymentacyjne decyduje o kształcie, litologii, mią\szości, anizotropowości i parametrach
petrofizycznych zbiornika. Kluczem do zrozumienia tych wszystkich czynników są badania
sedymentologiczne.
Środowisko sedymentacyjne decyduje przede wszystkim o wykształceniu przestrzennym
skał zbiornikowych (rozciągłości, mią\szości) oraz o ich rozwoju facjalnym. Ponadto
jakość skał zbiornikowych, np. piaskowców zale\y od wielkości ziaren, ich kształtu
i stopnia wysortowania. Wszystkie te cechy zale\ą od środowiska sedymentacyjnego, w
którym dana skała powstała. W przypadku skał węglanowych, jakość skał zbiornikowych
zale\y 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:
środowisko rzeczne,
środowisko eoliczne,
środowisko glacjalne,
środowisko jeziorne,
delty,
środowiska sedymentacji klastycznej na wybrze\ach morskich,
środowiska morskie
Podział środowisk sedymentacyjnych, ze względu na powstawanie skał zbiornikowych:
1. środowiska sedymentacyjne piaskowcowych skał zbiornikowych:
piaski aluwialne,
pustynne piaski eoliczne,
piaski fluwioglacjalne,
piaski delt,
wydmy, pla\e, wały pla\owe, bariery piaszczyste,
sto\ki napływowe,
12
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
piaski szelfów,
piaski głębokomorskie.
2. środowiska 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. zło\one
Skały zbiornikowe, ze względu na ich charakterystykę petrofizyczną, mo\na 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 zło\a
na Bliskim Wschodzie, wówczas liczba złó\ 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 zło\e gazu, Pine Island Field
w Louisianie zło\e ropy) oraz w skałach magmowych i metamorficznych (serpentynity w
płd. Teksasie zło\e ropy i gazu).
Własności fizyczne skał zbiornikowych
Skałami zbiornikowymi nazywa się takie skały, które posiadają właściwość nasycania
się płynami zło\owymi (ropą naftową, gazem ziemnym i wodą) oraz oddawania ich w czasie
eksploatacji.
Zdolność przewodzenia płynów zło\owych mają skały, w których pory, szczeliny,
kawerny, kanały itp. tworzą system przewodów i kanalików o odpowiednich wymiarach
umo\liwiających przepływ płynów w wyniku ró\nic ciśnienia hydrostatycznego.
Do podstawowych cech skał, kształtujących warunki występowania płynów zło\owych,
nale\y zaliczyć: porowatość, szczelinowatość, krasowatość, strukturę i teksturę oraz skład
13
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
granulometryczny. Pod ich wpływem skały nabierają ró\nych własności zbiornikowych
i filtracyjnych, takich jak:
porowatość całkowita,
porowatość efektywna,
porowatość matrycowa,
porowatość szczelinowa,
porowatość podwójna,
ściśliwość skał,
przepuszczalność absolutna,
zwil\alność, 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.
14
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Rys. 5. Wyniki kompleksowej interpretacji danych geofizyki wiertniczej
z zastosowaniem modeli Zawiszy w poziomach zbiornikowych PMG Wierzchowice
5.3. Skały uszczelniające
Skały uszczelniające spełniają podstawową rolę w zaistnieniu zbiornika naturalnego,
a tym samym zło\a. Ich podstawowymi cechami są: nieprzepuszczalność i plastyczność.
Nieprzepuszczalność określona jest głównie przez ciśnienie porowe, które zawsze w nich jest
większe ni\ w sąsiednich skałach zbiornikowych.
Głównymi grupami skał spełniającymi dobrze funkcję skał uszczelniających są:
iły i łupki ilaste
ewaporaty.
6. Fizyczne i chemiczne własności wód zło\owych i węglowodorów
6.1. Własności fizyczne wód zło\owych
" sciśliwość wody;
" cię\ar właściwy;
" lepkość;
" przewodnictwo elektryczne;
" temperatura;
" mętność i przezroczystość;
" barwa wody;
" zapach wody;
" smak wody.
6.2. Występowanie 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 zale\y od wielu czynników, głównie od:
temperatury, ciśnienia, mineralizacji wody oraz własności samych gazów. Największą
15
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
rozpuszczalnością cechuje się CO2 i H2S. Wzrost temperatury zmniejsza rozpuszczalność
gazów, wzrost ciśnienia natomiast ją zwiększa.
6.3. Własności chemiczne wód podziemnych
" mineralizacja wody;
" główne składniki chemiczne;
" sposoby wyra\ania mineralizacji i składu chemicznego;
" najwa\niejsze wskazniki 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 bądz na określaniu przewagi jonów głównych występujących w wodzie, bądz
te\ na zawartości składników charakterystycznych. W zale\ności od celu prowadzonych
badań przydatność poszczególnych schematów klasyfikacyjnych jest ró\na. 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 (HCO3- - 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:
rNa-rCl
*# 1
rSO4
rNa
*# 1
rCl
b) typ siarczanowo-sodowy (SO42- - Na+):
rNa-rCl
)# 1
rSO4
rNa
*# 1
rCl
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:
16
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
rCl-rNa
)# 1
rMg
rNa
)# 1
rCl
określa strefę przejściową (j.w.). Są to stare reliktowe wody sedymentacyjne.
d) wody typu chlorkowo-wapniowego (Cl - Ca) przy:
rCl-rNa
*# 1
rMg
rNa
)# 1
rCl
obejmują strefę dolną najbardziej odizolowaną od wpływu wód infiltracyjnych. Są to
równie\ stare wody reliktowe, sedymentacyjne, o bardzo wysokiej mineralizacji. Zwykle
zawierają one jod, brom, bar, bor i wią\ą się ze zło\ami ropy naftowej.
Ze względu na zbyt małe zró\nicowanie 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 złó\
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 sprzyjajÄ…ce warunki dla
zachowania się złó\ 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 tÄ™ strefÄ™ do bardzo perspektywicznych.
Przy dodatkowych wskaznikach perspektywiczności:
a) Jod (J) powy\ej > 5 mg/l
b) Brom (Br) powy\ej > 350 mg/l
c) Stosunek Cl / Br < 300
rSO4Å"100
d) )# 1
rCl
6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia)
" wody infiltracyjne;
" wody kondensacyjne (zw. ze skraplaniem pary wodnej);
17
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
" wody juwenilne (zw. z procesami magmowymi);
" wody reliktowe (sedymentacyjne).
6.4.3. Klasyfikacja wód zło\owych na podstawie warunków ich występowania
(w stosunku do zło\a węglowodorów)
" wody podścielające;
" wody okalajÄ…ce;
" wody górne (powy\ej zło\a, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);
" wody dolne (poni\ej zło\a, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);
" wody pośrednie = śródzło\owe (występujące pomiędzy warstwami roponośnymi).
Rys. 6. Klasyfikacja wód strefy złó\ ropy naftowej i gazu ziemnego:
1 gruntowa, 2 wewnatrzzło\owa, 3 podścielająca, 4 okalająca (pozakonturowa),
5 górna, 6 dolna, 7 brze\na górna, 8 tektoniczna, 9 technogeniczna (zrzutowa).
6.5. Naftydy
Naftydy - du\a 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
zło\owych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.
18
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Zró\nicowanie stanów fizycznych, w których występują naftydy wią\e 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, \elazo, wapń, magnez, mangan, miedz, 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 w warunkach w zło\ach w warunkach
zło\ach standardowych standardowych1)
1. Gazy
węglowodorowe:
RozpuszczajÄ… siÄ™ w ropie
gazowy gazowy 0,25 0,0007
" wolne
i w wodzie, sÄ… adsorbowane
przez substancję mineralną skał
stały gazowy 0,8 - 1,2 hydraty
" w hydratach
W określonej temperaturze i pod
rozkładają się
określonym ciśnieniem hydraty
przechodzÄ… w gaz i wodÄ™
gazowy ciekły występują 0,85
" w kondensatach
w postaci
rozpuszczonej
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 najwa\niejszą częścią składową ka\dej grupy naftydów. Chocia\ 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.
19
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Węglowodory tworzą szeregi homologiczne mające podobne wzory ogólne. Obejmują
one zwiÄ…zki:
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 węglowodorów
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 mo\e być związany
z aktywnym płynięciem wody, a innych zachodzi niezale\nie od fazy wodnej, drogą
konwekcji lub dyfuzji.
W procesie tym wydziela siÄ™ dwa etapy:
migracjÄ™ pierwotnÄ… - zwanÄ… niekiedy ekspulsjÄ…, obejmujÄ…cÄ… wydalenie wygenerowanych
węglowodorów ze skały macierzystej do skały przepuszczalnej,
migrację wtórną - zachodząca w skale przepuszczalnej (zbiornikowej) a\ do pułapki, w
której następuje akumulacja przemieszczających się węglowodorów.
Niekiedy wydziela się tak\e migrację akumulacyjną (J.M. Hunt, 1996) będącą procesem
formowania się zło\a w obrębie pułapki, natomiast wypływ węglowodorów z pułapki nazywa
siÄ™ dysmigracjÄ….
Ponadto wyró\niamy:
migracjÄ™ regionalnÄ…,
migracjÄ™ lokalnÄ…,
migracjÄ™ wewnÄ…trz zbiornikowÄ…,
migracjÄ™ zewnÄ…trz zbiornikowÄ…,
migracjÄ™ syngenetycznÄ…,
migracjÄ™ epigenetycznÄ….
Migracja jest procesem zło\onym, którego przyczyną mogą być ró\ne czynniki.
Głównymi czynnikami migracji mogą być:
kompakcja,
ciśnienie statyczne i dynamiczne,
siła cię\kości,
czynnik hydrauliczny,
zjawiska kapilarne,
zmiany temperatury,
dyfuzja,
20
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
inne (rekrystalizacja minerałów, rozpuszczanie minerałów, zmniejszanie obcią\enia
warstwy itd.).
Inny zespół czynników wywołuje migrację pierwotną, a inny tworzy mechanizm
migracji wtórnej. Migracja mo\e zachodzić wzdłu\ uławicenia i wówczas określana jest jako
migracja pozioma, bądz te\ 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 siÄ™. Przewaga tego lub innego mechanizmu migracji pierwotnej
zale\y od konkretnych warunków, określonych przede wszystkim głębokością pogrzebania
osadów. W płytko pogrą\onych osadach, praktycznie od powierzchni osadu w zbiorniku do
3500 m przewa\ajÄ…cym mechanizmem migracji pierwotnej jest migracja w stanie
rozpuszczenia w wodzie (w roztworze molekularnym lub micelarnym), wywołana procesem
kompakcji mechanicznej, przy czym maksimum swojego rozwoju osiÄ…ga w interwale od 500
do 1500 m.
DominujÄ…cÄ… i najbardziej efektywnÄ… forma migracji pierwotnej jest migracja w fazie
węglowodorowej: początkowo ciekłej ropnej, a na du\ych 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 ni\ pomaga. Uwa\a się, \e
praktyczna rola dyfuzji w migracji pierwotnej jest niewielka.
Dystans migracji pierwotnej ocenia się powszechnie na rzędu od kilku do
kilkudziesięciu metrów.
Migracja wtórna
W odró\nieniu od migracji pierwotnej zachodzącej w skałach zbitych i zle
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,
21
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
siła grawitacji,
siły wyporu ropy lub gazu znajdujących się w wodzie nasycającej pory skały,
czynnik dynamiczny płynów zło\owych,
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
22
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
8. Rodzaje pułapek węglowodorów
Pułapką nazywa się część zbiornika naturalnego, w której mo\e ustalić się względna
równowaga substancji ruchliwych, gdzie działa głównie czynnik grawitacji, skutkiem którego
następuje rozdzielenie gazu, ropy i wody według ich cię\aru właściwego.
Charakterystycznymi cechami pułapek jest ich forma wypukła ku górze oraz kombinacja
skał zbiornikowych ze skałami uszczelniającymi, uniemo\liwiającymi migrację płynów
zło\owych do innych zbiorników naturalnych lub ku powierzchni.
Ka\dą pułapkę określają cztery wa\ne 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
najni\szych częściach pułapki pomiędzy naporem wód płynących przez pułapkę, a wyporem
wypełniających pułapkę węglowodorów. Dla istnienia efektywnego zamknięcia
hydrodynamicznego wypór węglowodorów musi być większy ni\ napór wód.
23
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Punkt przelewu (wypełnienia) pułapki jest to najni\szy punkt zamknięcia, poni\ej
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 węglowodorów, klasyfikacja złó\ ropy naftowej i gazu
ziemnego
Istnieje kilka definicji zło\a, z których najwa\niejsze to:
definicja geologiczna: Zło\em ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych naftydów
nazywa siÄ™ 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): ZÅ‚o\em kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie
minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których
wydobywanie mo\e przynieść korzyść gospodarczą .
definicja KZK ( Zasady Dokumentowania .. ): ZÅ‚o\e ropy naftowej lub gazu ziemnego
naturalne nagromadzenie tych kopalin w skałach zbiornikowych, w lokalnej strukturze
geologicznej, które mogą być przedmiotem eksploatacji; w zale\ności od składu kopaliny
i parametrów termodynamicznych wyró\nia się odpowiednio zło\a: ropy naftowej, ropy
naftowej z czapÄ… gazowÄ…, gazowe, gazowo-kondensatowe.
Polem gazowym, ropnym lub ropno gazowym nazywa się obszar występowania złó\
ropy naftowej lub/i gazu ziemnego w ró\nych poziomach lub miejscach jednej struktury
geologicznej.
Stwierdzenie pułapki stwarza potencjalną mo\liwość odkrycia zło\a, lecz dopiero
pułapka o stwierdzonym wypełnieniu gazem, ropą lub gazem i ropą otrzymuje nazwę
zło\a.
24
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Istotną cechą złó\ ropy naftowe i gazu ziemnego jest obecność w nich ruchliwych
płynów zło\owych: gazu, ropy i wody.
Ka\dy z występujących w zło\u płynów charakteryzuje się wyjątkową zmiennością cech
fizycznych i chemicznych. Własności fizyczne i chemiczne, a tak\e względne nasycenie
płynami skał zbiornikowych, stanowią składowe wszystkich problemów związanych
z migracją i akumulacją ropy naftowej i gazu ziemnego w zło\u, a tak\e efektywnym
wydobyciem ropy i gazu ze zło\a.
W zło\ach ropno-gazowych występuje:
strefa gazowa zwana czapÄ… gazowÄ…,
strefa ropna,
strefa wodna.
W zło\ach gazowych lub ropnych występują tylko strefy gazowa lub ropna oraz wodna.
ZÅ‚o\e ropno-gazowe charakteryzuje siÄ™ (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 zło\a ropy naftowej lub gazu ziemnego geometryczne ukształtowanie pułapki
zło\owej, to jest przestrzeni zajętej przez skały zbiornikow, która zawiera zło\e ropy naftowej
lub gazu ziemnego.
Typy zło\a ropy naftowej lub gazu ziemnego główne cechy budowy zło\a
uwarunkowane geometrią i litologią ropo lub gazonośnych skał zbiornikowych i skał
izolujących (uszczelniających) oraz poło\eniem powierzchni rozdziału ropy lub gazu
ziemnego i wody; w zale\ności od poło\enia tej powierzchni wyró\nia się typy: warstwowy
gdy woda występuje wokół zło\a (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje
pod zło\em (woda podścielająca).
Klasyfikacja złó\ posiada charakter zło\ony, gdy\ wymaga uwzględnienia wielu
problemów, niekiedy niezupełnie jeszcze rozwiązanych. Najczęściej przyjmowanymi
kryteriami klasyfikacyjnymi złó\ ropy naftowej i gazu ziemnego są: genetyczne
i morfologiczne cechy pułapek, typ zbiornika naturalnego, stopień wypełnienia pułapek
węglowodorami, stan fazowy węglowodorów, wzajemny stosunek płynów zło\owych,
wielkość zasobów, powierzchnia, wydajność, ciśnienie i inne.
Klasyfikacja złó\ węglowodorów wg (J.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1957):
I. ZÅ‚o\a warstwowe:
A. Warstwowe antyklinalne (siodłowe);
B. Warstwowe ekranowane:
1. ekranowane tektonicznie,
2. ekranowane stratygraficznie,
3. ekranowane litologicznie;
25
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
II. ZÅ‚o\a masywowe:
A. Masywowe w wyniosłościach:
1. strukturalnych,
2. erozyjnych,
3. biogenicznych.
B. W zbiornikach naturalnych:
1. jednorodnych,
2. niejednorodnych.
III. Zło\a ograniczone litologicznie ze wszystkich stron zle przepuszczalnymi skałami lub
wodÄ…:
1. zło\a ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,
2. zło\a ograniczone wodą,
3. zło\a o nieregularnym kształcie ograniczone skałami uszczelniającymi i wodą.
10. Elementy in\ynierii naftowej
10.1. Parametry zło\owe
Najwa\niejszymi parametrami zło\a są ciśnienie i temperatura.
Ciśnienie płynów zło\owych w poziomach zbiornikowych mających więz
hydrodynamiczną wzdłu\ przekroju i rozciągłości przed rozpoczęciem eksploatacji nazywa
się ciśnieniem zło\owym pierwotnym.
Ciśnienie w górotworze wywołane cię\arem skał nadkładu nosi nazwę ciśnienia
geostatycznego, natomiast ciśnienie wywołane słupem płynów zło\owych (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 zło\owe najczęściej jest zbli\one do ciśnienia hydrostatycznego.
Ciśnienie płynów zło\owych ni\sze od ciśnienia hydrostatycznego oraz przewy\szające
ciśnienie hydrostatyczne wywołane słupem wody całkowicie wysyconej solą noszą nazwę
ciśnień anomalnych.
Dla praktyki wiertniczej i zło\owej istotne jest określanie zmian gradientu ciśnienia tj.
przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości.
Rozró\nia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:
anomalnie wysokie ciśnienie zło\owe,
anomalnie niskie ciśnienie zło\owe.
Klasyfikacja złó\ węglowodorów
26
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Układy węglowodorowe występujące jako naturalne zło\a kopalin mogą znajdować się
w ró\nych warunkach równowagowych. W szczególności rozró\nia się cztery typy złó\ na:
ropne,
gazowe,
gazowo-kondensatowe
ropne z czapÄ… gazowÄ….
Układy te mogą znajdować się w zło\u jako systemy jedno- i dwufazowe. W układzie
jednofazowym występują zawsze zło\a gazowe. Zło\a gazowo-kondensatowe oraz ropne
występują jako jednofazowe powy\ej krzywej nasycenia
Rys. 10. Wykres zale\ności ciśnienia od głębokości występowania skały zbiornikowej
27
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Rys. 11. Wyznaczanie temperatury zło\owej
10.2. Mechanizmy zło\owe (typy energii zło\owej)
Mechanizmy zło\owe występujące w zło\ach ropy naftowej
Gdy ropa, gaz i woda są wydobywane ze zło\a, miejsce po nich musi być czymś
wypełnione. Mogą to być rozszerzające się substancje pozostałe w zło\u (ropa, gaz, skała lub
woda) lub substancje dopływające do zło\a z zewnątrz. Charakter tych substancji określa
podstawowy system energetyczny zło\a.
Dla złó\ ropy naftowej wyró\nia się pięć rodzajów energii zło\owej. 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 rozprę\aniem się skały porowatej i wody,
5. system zwiÄ…zany z drena\em grawitacyjnym.
Poszczególne mechanizmy mogą występować pojedynczo ale równie\ w koniunkcji
ka\dy z ka\dym, a nawet mogą występować wszystkie razem.
Zło\e ropy naftowej mo\e występować w stanie dwufazowym w następujących
przypadkach:
razem z czapą gazową utworzoną w sposób sztuczny na drodze segregacji grawitacyjnej
w stanie dwufazowym je\eli gaz wydzielił się z fazy ciekłej po obni\eniu się ciśnienia
zło\owego
został dostarczony poprzez operację zatłaczania.
28
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
System energetyczny zło\a determinuje współczynnik jego odropienia. Poni\ej
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 wy\ej wartości
współczynnika odropienia o 10% do20%.
Mechanizmy zło\owe występujące w zło\ach gazowych
Dla złó\ gazu ziemnego charakterystyczne są mechanizmy związane z energią
rozprÄ™\ania siÄ™ gazu w warunkach wolumetrycznych oraz w warunkach z naturalnym
dopływem wody okalającej lub podścielającej do zło\a.
System energetyczny zło\a determinuje współczynnik sczerpania. Poni\ej
przedstawiono typowe współczynniki sczerpania dla złó\ gazu:
system energetyczny wolumetryczny (ekspansyjny) 80% 95%
system energetyczny wodnonaporowy 40% 75%
11. Metody poszukiwań złó\ ropy naftowej i gazu ziemnego
W celu zidentyfikowania i opisania czynników warunkujących istnienie w obrębie
basenu naftowego złó\ węglowodorów stosuje się wiele metod, z których najwa\niejsze 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.
29
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
11.2. Metody geofizyczne
Metody geofizyczne sÄ… jednÄ… z podstawowych grup metod stosowanych w
poszukiwaniu, rozpoznaniu, a tak\e eksploatacji złó\ ropy naftowej i gazu ziemnego.
Wyró\nia 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
umo\liwiajÄ…:
pobranie prób skał (rdzeniowych i okruchowych) oraz płynów zło\owych 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 zło\owych oraz
wielopłaszczyznowych analiz litostratygraficznych,
stwierdzenie istnienia lub udowodnienie braku akumulacji naftydów w badanej pułapce,
połączenie odkrytego zło\a z powierzchnią.
11.4. Metody geologiczne
Metody geologiczne unifikujÄ… 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
tak\e warunków akumulacji.
W badaniach geologicznych wyró\nia się trzy etapy:
badania polowe, których celem jest rozpoznanie profilu litologiczno-stratygraficznego,
uło\enia przestrzennego skał oraz pobór prób do badań laboratoryjnych,
30
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, zło\owego i innych.
11.5. Metody analityczne
Metody analityczne Å‚Ä…czÄ… wszystkie metody wykorzystywane w geologii naftowej, gdy\
próby skał i płynów zło\owych są analizowane w trakcie stosowania ka\dej metody badań.
Zakres problemów, jakie stawia geologia naftowa sprawia, \e do ich rozwiązywania
stosowany jest szeroki wachlarz metod analitycznych. Są to zarówno metody oznaczania
podstawowych własności fizycznych skał, jak te\ bardzo zło\one techniki instrumentalne
badania substancji organicznej zawartej w skałach.
Generalnie metody analityczne wykorzystywane w geologii naftowej dzieli siÄ™ na dwie
grupy:
metody oznaczania fizycznych cech skał,
metody oznaczania geochemicznych (głównie macierzystych) cech skał.
Rys. 12. Rozmieszczenie sond przy badaniach geochemicznych podstawowych
31
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Rys. 13. Badania sejsmiczne
32
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Rys. 14. UrzÄ…dzenie wiertnicze
12. Hydrodynamiczne warunki akumulacji węglowodorów
Współczesna teoria akumulacji węglowodorów traktuje obowiązującą dotychczas
powszechnie w poszukiwaniach naftowych tak zwaną teorię antyklinalną jako szczególny
przypadek osiągnięcia równowagi płynów zło\owych, 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 zło\owych w zró\nicowanym systemie pułapek
strukturalnych, stratygraficznych, litologicznych i mieszanych, przy zało\eniu, \e wody
zło\owe znajdują się w stanie regionalnego przepływu. Badania dotyczące ruchu wód
wgłębnych oraz ich składu chemicznego wskazują na istnienie du\ego wpływu dynamiki wód
na proces migracji i akumulacji węglowodorów. Przepływy wód umo\liwiają wykrycie
zjawisk rządzących powstaniem złó\ oraz uchwycenie prawidłowości w ich rozmieszczeniu.
Istotną rolę w lokalizowaniu potencjalnych pułapek zło\owych odgrywa określenie miejsca, w
którym węglowodory osiągnęły stan równowagi statycznej w stosunku do wód podziemnych
przemieszczających się w ośrodku porowatych skał zbiornikowych.
33
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Je\eli woda zło\owa znajduje się w spoczynku, to znaczy w stanie równowagi
hydrostatycznej powierzchnie kontaktów odpowiednio: ropa-woda, ropa-gaz, gaz-woda
układają się poziomo i zło\e węglowodorów znajduje się w szczycie struktury, natomiast
zło\a 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. Zale\ność pomiędzy nachyleniem powierzchni kontaktu woda-ropa
a nachyleniem powierzchni potencjometrycznej (wg M.K. Hubberta. 1953)
" z Áw " hw
tgÄ… = = . Å"
(1)
" x Áw - Ár(g ) " x
"z
gdzie: - jest to nachylenie powierzchni rozdziału woda-węglowodór; bezwymiarowe
"x
Áw - oznacza gÄ™stość wody zÅ‚o\owej; kg/m3
Ár(g) - jest gÄ™stoÅ›ciÄ… ropy (gazu) w warunkach zÅ‚o\owych; kg/m3
"hw
- jest to nachylenie powierzchni piezometrycznej w kierunku x; bezwymiarowe
"x
Ä… - oznacza kÄ…t nachylenia konturu zÅ‚o\owego; °.
Wynika stąd wniosek, \e zło\a ropy i gazu mogą istnieć nie tylko w antyklinach, ale
tak\e w terasach, nosach strukturalnych i innych formach strukturalnych nie zamkniętych
litologicznie.
34
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
12.1. Teoria migracji i akumulacji węglowodorów
Dla trójskładnikowego układu wody zło\owej, ropy naftowej i gazu ziemnego w
ka\dym punkcie pola hydrodynamicznego będą istniały trzy ró\ne wartości potencjału dla
wody, ropy i gazu:
P
Åšw =gz +
(2)
Áw
P Pc
Åšr = gz + +
(3)
Ár Ár
Pc
P
dP dP
Åš =gz + +
g
+" +"
(4)
Ág Ág
0 0
gdzie Áw, Ár, Ág oznaczajÄ… gÄ™stość wody, ropy i gazu w warunkach zÅ‚o\owych, przy czym
zakÅ‚ada siÄ™, \e gÄ™stość gazu Ág jest wyÅ‚Ä…cznie funkcjÄ… ciÅ›nienia; Pc jest to ciÅ›nienie kapilarne.
Natomiast siły działające na jednostkę masy wody, ropy lub gazu będą określone przez
równania:
r
r 1
Fw = g - gradP
(5)
Áw
r
r 1
Fr = g - gradP
(6)
Ár
r
r 1
Fg = g - gradP
(7)
Ág
r r r
Wypadkowe wektory sił Fw , Fr i Fg będą ró\ne 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 zło\owe będą się przemieszczać
w ró\nych kierunkach z ró\nymi prędkościami, prostopadle do swych powierzchni
ekwipotencjalnych i będą skierowane w stronę swego malejącego potencjału. Zatem ropa i
gaz migrują od stref o potencjałach wy\szych do stref o potencjałach ni\szych 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
słu\ą następujące równania (L. Zawisza, 1986):
Å‚ (x, y)- Å‚ (x, y)
w r
H (x, y)=H (x, y) - z(x, y)
r ws
(8)
Å‚
ws
35
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Å‚ (x, y)- Å‚ (x, y)
w g
H (x, y)= H (x, y) - z(x, y)
g ws
(9)
Å‚
ws
gdzie Hr(x,y) oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy naftowej,
Hg(x,y) oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla gazu ziemnego, Hws(x,y)
oznacza mapę potencjałów dla wody zło\owej wyra\onych w metrach słupa wody słodkiej,
z(x,y) oznacza mapę strukturalną stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego, łw(x,y) oznacza
mapę cię\aru właściwego wody zło\owej, łr (x,y) oznacza mapę cię\aru właściwego ropy w
warunkach zło\owych, a łg (x,y) oznacza mapę cię\aru właściwego gazu w warunkach
zło\owych.
W celu wyznaczenia pułapek hydrodynamicznych nale\y więc skonstruować mapy
potencjometryczne dla wód zło\owych (w metrach słupa wody słodkiej), mapy strukturalne
stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego, mapy cię\aru właściwego wody zło\owej oraz
mapy cię\aru właściwego ropy w warunkach zło\owych (lub odpowiednio mapy cię\aru
właściwego gazu w warunkach zło\owych), a następnie nale\y 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 zło\owych (rozkład ciśnień,
rozkład naporów hydraulicznych oraz prędkości filtracji) i właściwości płynów zło\owych
(wielkość mineralizacji, chemizm wód), wydzielić mo\na trzy typy basenów: juwenilny
(odśrodkowy), przejściowy (dośrodkowy) i dojrzały (statyczny). Zjawiska fizyczne oraz
związki zachodzące pomiędzy nagromadzeniami węglowodorów, a towarzyszącymi im
wodami zło\owymi i ciśnieniami predysponują pierwszy typ, a praktycznie eliminują jako
nieperspektywiczny dla występowania węglowodorów typ trzeci. Na podstawie klasyfikacji
hydrodynamicznej mo\na stosunkowo wcześnie stwierdzić, czy basen jest perspektywiczny,
czy te\ nie.
Podstawą klasyfikacji hydrodynamicznej basenów naftowych są zjawiska ró\nicujące
fazę płynną, a zwłaszcza zjawiska związane z ruchem płynów zło\owych. 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).
36
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Rys. 16. Typy basenów sedymentacyjnych w zale\ności 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 zło\owe.
Basen juwenilny jest basenem o wysokiej perspektywiczności dla występowania złó\
węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są odśrodkowe, gradienty hydrauliczne
bardzo niskie, a lokalnie występują ciśnienia o anomalnie podwy\szonych wartościach. Wody
zło\owe 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 równie\ basenem aktywnym hydrodynamicznie, posiadającym
wysoką, ale mniejszą perspektywiczność (rys. 16). Wyró\nia się w nim dwa podtypy: A i B.
Basen typu A jest basenem o wysokiej perspektywiczności. Występują w nim strefy
o lokalnie podwy\szonej koncentracji węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są
dośrodkowe, a gradienty hydrauliczne podwy\szone. Poszczególne kompleksy wodonośne
wykazują ró\nice ciśnień oraz ró\nice naporów hydraulicznych. W obrębie basenu występują
wody słodkie, wody o podwy\szonej mineralizacji i wody mieszane. Lokalnie występują
37
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
strefy o podwy\szonej koncentracji węglowodorów oraz zło\a o nachylonych konturach.
Zwykle są to obszary młodej orogonezy. Do przykładów tego typu basenu nale\ą: Zatoka
Perska, Sahara Wschodnia oraz Basen Paryski w doggerze.
Basen przejściowy typu B jest basenem o mniejszej perspektywiczności. Obserwuje się
postępujące rozformowywanie złó\ węglowodorów i postępujący zanik perspektywiczności.
Kierunki przepływu wód wgłębnych są równie\ dośrodkowe, gradienty hydrauliczne niskie,
a poszczególne kompleksy wodonośne wykazują ró\nice naporów hydraulicznych. Wody
zło\owe są znacznie wysłodzone, mogą te\ występować strefy wód mieszanych. Występują tu
pojedyncze zło\a 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 Kws(x,y) oraz mapę współczynnika przewodności hydraulicznej
T(x,y).
4. mapy mineralizacji wód wgłębnych poziomów wodo-ropo-gazonośnych M(x,y);
5. mapy cię\aru właściwego wód zło\owych łw (x,y), ropy łr (x,y) i gazu łg (x,y);
6. mapy potencjometryczne wód zło\owych w przeliczeniu na słup wody słodkiej Hws(x,y);
7. mapy wartości bezwzględnych gradientów naporów hydraulicznych wód zło\owych
I( x, y )
8. mapy wartości bezwzględnych równych prędkości filtracji wód zło\owych v (x,y);
9. mapy wartości bezwzględnych równych przepływów jednostkowych wód zło\owych
q (x,y);
10. mapy potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy Hr(x,y) i gazu ziemnego
Hg(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 złó\ (struktur),
" metody objętościowe,
38
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
" metody bilansu masowego,
" metody symulacji numerycznej,
" metody krzywych wydobycia.
Obliczanie (szacowanie) zasobów węglowodorów przez analogię do innych złó\
(basenów) stosuje się dla nierozwierconych, chocia\ częściowo rozpoznanych ju\ obszarów
(w początkowym etapie rozpoznania zło\a).
Metodyka opiera się na zało\eniu, \e analizowane pole naftowe, zło\e czy otwór
wiertniczy są porównywalne z analogicznym polem naftowym, zło\em lub otworem
w obszarze o udowodnionych i zbadanych zasobach. Słabością tego zało\enia jest fakt, \e
mo\e ono być udowodnione dopiero po odkryciu i udokumentowaniu zasobów. Metoda
obliczania zasobów przez analogie do innych złó\ jest najmniej dokładną metodą szacowania
zasobów.
Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego i kondensatu
mo\e być stosowana w całym okresie eksploatacji zło\a, 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
mo\na dokonać przy pomocy równania:
R = FhĆ(1 - Swin )/ Boi
(10)
Natomiast obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą
objętościową dokonuje się w oparciu o równanie:
G = FhĆ(1 - Swin )/ Bgi
(11)
W powy\szych wzorach (10 11):
R - geologiczne zasoby ropy naftowej; m3
G - geologiczne zasoby gazu ziemnego; mn3
F - powierzchnia zło\a; m2
h - mią\szość efektywna poziomu ropo- lub gazonośnego (nasycona ropą lub gazem); m
Ć - współczynnik porowatości; ułamek jedności
Swin - współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności
Bgi - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych (zło\owych), w ułamku
jedności
Boi - współczynnik objętościowy ropy w warunkach początkowych (zło\owych), w ułamku
jedności
Własności skał i płynów zło\owych określa się w oparciu o pomiary geofizyczne,
pomiary laboratoryjne rdzeni wiertniczych i płynów zło\owych oraz wyniki testów
hydrodynamicznych i produkcji potencjalnej.
39
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Metodę objętościową mo\na stosować w przypadku prostych geometrycznie złó\,
o jednakowej mią\szości, bez uskoków i wyklinowań, posiadających zbli\oną porowatość.
Gdy zło\e jest niejednorodne, nale\y podzielić go na bloki, które cechują się jednorodnością;
zasoby całkowite będą sumą zasobów w poszczególnych blokach.
Metoda bilansu masowego mo\e być stosowana dopiero po pewnym okresie
eksploatacji zło\a, kiedy zaznaczy się widoczny spadek ciśnienia na skutek wydobycia pewnej
ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego.
Bilans masowy opiera siÄ™ na prawie zachowania masy. Podstawa tej metody jest
wykorzystanie zale\ności:
początkowa objętość płynów zło\owych = objętość płynów zło\owych
znajdująca się w porach zło\a w chwili t1 + objętość płynów wydobytych ze
zło\a w czasie (t2 t1) - objętość płynów zatłoczonych do zło\a w tym samym
czasie.
Wiarygodność metody bilansu masowego zale\y od dokładnej oceny własności skał
i płynów zło\owych oraz uśrednionego ciśnienia zło\owego. Obliczenia zasobów metoda
bilansu masowego są dokładne, je\eli w przepływie gazu lub ropy bierze udział cała objętość
zło\a, tzn. w zło\u ma miejsce stan semi-ustalony lub ustalony.
Zasoby obliczone metoda bilansu masowego stanowiÄ… tzw. efektywne zasoby gazu, tzn.
zasoby eksploatowane z obszarów, które nie obejmują rejonów o bardzo niskiej
przepuszczalności i ewentualnych odcięć uskokami wewnątrz zło\a. Nale\y mieć
świadomość, \e w przypadku złó\ o niskiej przepuszczalności metoda bilansu masowego
mo\e równie\ wskazywać zani\one wartości spowodowane niejednorodnym spadkiem
ciśnienia zło\owego (D.A. Payne, 1996). Rozbie\ności pomiędzy rzeczywistymi zasobami
a zasobami obliczonymi metodą bilansu masowego mogą sięgać w ekstremalnych
przypadkach 30%. Dokładne obliczenia bilansowe i prognozy zasobowe w takich zło\ach
mo\liwe są dopiero po sczerpaniu 70% zasobów.
Metoda symulacji numerycznej opiera się o bilans masowy, odniesiony nie do całego
zło\a, 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 du\ej ilości materiału obserwacyjnego, zebranego w czasie
eksploatacji zło\a.
Metodę tą mo\na stosować w końcowym okresie eksploatacji zło\a. Istota tej metody
polega na wyznaczeniu zale\ności wydobycia ropy lub gazu ze zło\a od czasu trwania
eksploatacji, zale\ności wydajności od czasu oraz zale\ności wydajności odwiertu od
sumarycznego wydobycia. Zale\ności te mogą być opisane funkcjami (krzywymi):
a) wykładniczymi,
b) hiperbolicznymi,
40
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
c) harmonicznymi.
Dokładność określania zasobów wszystkich omówionych metod zale\y 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 (ą5 do ą10%).
Metoda bilansu materiałowego daje wyniki obarczone błędem rzędu ą10% pod
warunkiem, \e stosuje się ją wówczas gdy ze zło\a wydobyto co najmniej 10% zasobów.
Metoda krzywych wydobycia daje wyniki obarczone błędem rzędu ą15%. Trudność
w stosowaniu tej metody polega na małej powtarzalności wyników.
Błąd popełniany przy określaniu zasobów metodą objętościową wahać się mo\e od
waha się w przedziale ą15 do ą25% , przy zało\eniu, \e dysponuje się dokładnymi pomiarami
(G. I. de Sorcy, 1979). W przypadku, gdy dysponuje się małą ilością danych lub dane
wejściowe są niedokładne błąd mo\e osiągnąć wartość ą100% .
Najmniej dokładną metodą obliczania zasobów jest metoda szacowania zasobów
poprzez analogię do innych złó\.
Literatura
1. Brod I.O., Jeremienko N.A., 1957 - Geologia złó\ 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
41
Ludwik Zawisza Geologia naftowa
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, U.S.A., 26-29 September
2004.
42
Wyszukiwarka
Podobne podstrony:
AGH Sed 4 sed transport & deposition EN ver2 HANDOUTwahadło fizyczne ćwiczenia z aghLalka Test wiedzywyklad z analizy matematycznej dla studentow na kierunku automatyka i robotyka aghAGH Sed2 erosion weather etc HANDOUTChemiczne Podstawy Procesów GeologicznychOcena wiedzy kobiet z Podkarpacia na temat profilaktykiwięcej podobnych podstron