GEOLOGIA NAFTOWA jest geol skał i wód (płynów), jest wydzielina geol stosowanej. Jej podst zadaniem jest odrywanie złóż ropy naft i gazu ziemnego oraz także dokumentowanie wód geotermalnych dla celów pozyskiwania energii naturalnej. Geol naftowa jest wydzieloną specjalnością geologii złóż. Węglowodory są pochodzenia organicznego - oznacza to że powst z rozproszonej subst organicznej (są to rozproszone związki węgla) w skałach osadowych i w basenach sedymentacyjnych. FORMACJA NAFTOWA jest przedziałem litologicznym formacji osadowej która obejmuje poziomy lub facje. FORMACJA OSADOWA w obrębie formacji naft obejmującej skały osadowe należy wyróżnić:(1)skały macierzyste (form naft)(2)skały zbiornikowe (form naft)(3)skały uszczelniające (form naft)(4)pułapki złożowe Skały macierzyste to przedział litologiczny formacji naft, która w swoim składzie petrograficznym posiada odpowiednie ilości subs organicznej z której na skutek postsedymentacyjnych procesów tesmokatalitycznych (temp i czas) mogły wygenerować węglowodory.Skały zbiornikowe to przedział litologiczny formacji osadowej w której porowatość efektywna skał i przepuszczalność absolutna gwarantują przepływ i akumulację płynów złożowych. Skały uszczelniające to przedział litologiczny formacji naft której parametry fiz porowatości i przepuszczalności determinują brak przewodności płynu i tym samym stanowią barierę dla migracji i akumulacji płynów złożowych. Pułapki złożowe to dowolnie uformowana skała zbiornikowa która jest izolowana od góry nieprzepuszczalną warstwą skały uszczelniającej, która uniemożliwia wypływ ropy czy gazu w jakimkolwiek kierunku pod wpływem zmian ciśnienia w uformowanej strukturze (rys 1 )Powstawanie złoża (rys 1): I etap sedymentacja osadów w basenie, II etap po kompresji i deformacji basenu powstaje pułapka złożowa. PODSTAWY PROGRAMU BADAWCZEGO W GEOL NAFTOWEJ Analiza basenów sedymentacyjnych- w każdym basenie istnieją warunki które odpowiadają za tworzenie się, akumulację węglowodorów. Analiza polega na ilościowym określeniu i ocenie skał:1. Wyodrębnienie perspektywicznych stref poszukiwawczych w obrębie jednostek strukturalnych wyższego rzędu czyli:- obszarach starych prekambryjskich (kambr, ordowik, sylur) platform stabilnych,- młodych mobilnych platform paleozoicznych (dewon, karbon)- pokrywy permsko-mezozoicznej- młodego orogenu alpejskiego (np na Przedgórzu Karpat)2.Ocena poszczególnych formacji naft (należy stwierdzić czy wys. skała macierzysta, czy ma wystarczającą zawartość węgla i czy wys warunki aby mogły powstawać węglowodory).Charakterystyka form strukturalnych pułapek3. Projekt robót wykonawczych: I etap- etap opracowania założeń poszukiwawczych dla przedmiotowego obszaru prospekcji naftowej który obejmuje uzasadnienie lokalizacji miejsca lub obiektów strukturalnych które wg regionalnych wskazań zawierają najwięcej składników możliwej akumulacji węglowodorowej. II etap- opracowanie projektu robót wykonawczych i odkrycia złoża .Musimy mieć przestrzenny prognostycznej struktury akumulacyjnej. Podstawową metoda rekonstrukcji budowy wew struktury: - kartografia wgłębna - wykorzystane w Karpatach, - sejsmika i geofizyka.2. Rozpoznanie sekwencji stratygraficznej różniących się litologicznie zespołów warstw.3. Deformacje tektoniczne i wielkości przemieszczeń.4. Ocena parametrów zbiornikowych- są oceniane na podst geofizyki wiertniczej i badań pobranego rdzenia.5. Badania geochemiczne- pozwalają na ilościową ocenę ilości wygenerowanych węglowodorów.6. Okonturowanie i opróbowanie złoża - ocenia się własności termiki ciśnienia panującego w złożu; wydzielenie zasięgu złoża: woda-gaz lub woda-ropa. Pojęcie złoża kopaliny użytecznej łączą 3 podst cechy:- przydatność,- naturalność,- masowość. Złoże kopaliny użytecznej- jest naturalnym nagromadzeniem, przydatnej do potrzeb ekonomicznych subs mineralnej, nadającej się do masowej eksploatacji. W kryteriach ekonomicznych złoże musi odpowiadać 3 warunkom:1. Warunkowi ilościowemu czyli musi zapewniać odpowiednią ilość surowca jako podstawę opłacalności projektowanego zakładu górniczego.2. Warunkowi jakościowemu, czyli że kopalnia musi gwarantować opłacalność procesu technologicznego, jej przetwarzania i zabezpieczenie wymogów ochrony środowiska.3. Cenność surowca- o nim decyduje jego ilościowe występowanie w skorupie ziemskiej ze wzgl na ten czynnik kopaliny dzielą się na: - kopaliny występujące powszechnie, mają równomierny rozkład i są praktycznie niewyczerpywalne np: piaski, żwiry.- kopaliny wyst w obfitości, są rozmieszczone strefowo i wystarczają na kilkaset lat np: węgiel, siarka.- kopaliny wyst w ograniczonym zakresie, tworzą złoża punktowe skupione w specyficznych rejonach globu a ich zasoby wystarczają na czas ograniczony np: złoża złota, diamentów, węglowodorów (dlatego są one kwalifikowane w najwyższej cenności. ZŁOŻA ROPY NAFTOWEJ I GAZU; ZASOBY, KLASYFIKACJA .Złoża ropy i gazu są własnością skarbu państwa; uprawnienia z ramienia skarbu państwa ma ministerstwo Środowiska. Poprzez ustanowienie użytkowania górniczego oraz udzielenia koncesji na ich poszukiwanie, rozpoznanie i eksploatację. Koncesja - zezwolenie władz administracyjnych na prowadzenie działalności gosp, która wg obowiązującego w danym kraju ustawodawstwa nie może być prowadzona bez zezwolenia. Celem wprowadzenia przymusu koncesyjnego może być dążenie do niedopuszczenia wykonania działalności przez osoby nie posiadające odp. kwalifikacji, zastrzeżenie określonej działalności dla osób posiadających zasługi wobec państwa itp.Kopaliny: Podstawowe zaliczamy do nich:- gaz ziemny, ropa naftowa, wegiel brunatny i kamienny,- kruszce metali szlachetnych, rudu metali z wyjątkiem rud darniowych (rudy żelaza).Na kopaliny podstawowe koncesji udziela Ministerstwo Środowiska. Pospolite zaliczamy do nich: - iły, kruszywa, wody podziemne z wyjątkiem: solanek, wód geotermalnych i leczniczych. Złożem kopaliny jest naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych subs stałych, gazowych i ciekłych, których wydobywanie może przynieść korzyść gosp. Klasyfikacja złóż z pkt widzenia ochrony środowiska1. klasa to złoża unikatowe - są one żadkie w skali całego kraju o wyjątkowej wartości. Do nich należą: złoża alabastru, wolframu, molibdenu.2. klasa 2A: rzadkie w skali całego kraju lub złoża skoncentrowane w konkretnym rejonie np: złoża cynku, ołowiu, miedzi, siarki, soli. Największe złoże siarki w Polsce to tzw złoże BNB. Siarkijest najwięcej w otoczeniu złóż ropy i gazu.Klasa 2B: żadkie tylko w regionie w którym występuje dokumentowane złoże.3. Klasa: pospolite czyli powszechnie występujące dotyczą one kopalin łatwo dostępnych, są to np.: kruszywo naturalne, piaski, iły i ceram. Inna klasyfikacja: Złoża małokonfliktowe - są one możliwe do eksploatacji bez żadnych specjalnych uwarunkowań. Złoża konfliktowe- możliwe do eksploatacji w całości lub częściowo po spełnieniu specjalnych wymagań odnośnie ochr środowiska i których celowość eksploatacji wymaga szczegółowej analizy ekonomicznej z punktu widzenia ochr środowiska np.: złoże w Bełchatowie. Złoża bardzo konfliktowe- niemożliwe do eksploatacji ze wzgl na zagrożenie środowiska lub konieczność jego bezwzględnej ochrony np.: występowanie w Parkach Narodowych. Cechy łączące wszystkie def złóż ropy naftowej i gazu:- Cecha geometryczna- Cecha konturowa- Cecha dynamicznaOkreślenie wielkości zasobów złoża czyli warunki Geologiczno-Złożowe (obejmują):- Układ przestrzenny i wykształcenie litologiczne skal tworzących zbiornik naturalny zwany pułapką złożową.- Własności pojemnościowe: objętość porów w skale. Własności filtracyjne skal złożowych: w skale muszą być warunki umożliwiające migracje węglowodorów i akumulacji ich w pułapkach złożowych, płyny złożowe (ropa, woda, gaz) = media.- War termobaryczne i energetyczne panujące w złożu- są to ciśnienie i temp.- Własności fizyko-chemiczne płynów złożowych.- Rozkład przestrzenny płynów w profilu pułapki złożowej. Musimy znać zasięg występowania gazu i ropy- więc musimy znać kontur (wyznacza pole powierzchni złoża): gaz-ropa czy ropa-woda. Definicje złoża ropy i gazu:- Jest najprostszą jednostką struktury akumulacyjnej czyli pułapki złożowej, w której ropa naft i gaz ziemny występują w ilościach przemysłowych w jednym lub wielu poziomach zbiornikowych zamkniętych konturem akumulacji w jednym systemie ciśnienia złożowego.- Złoże ropy i gazu to naturalna akumulacja tych kopalin w skałach zbiornikowych w których zagospodarowanie i eksploatacja może przynieść korzyści gospodarcze. Kopaliny współtowarzyzsące: - gaz towarzyszy ropie naftowej (nadaje jej energie co ułatwia wydobycie).- węglowodór towarzyszy występowaniu siarki (kopalina niekorzystna)- w złożach gazu wyst azot (jest kłopotliwy)- w gazie wyst hel (kopalina użyteczna, Polska jest największym jej eksporterem obok USA)- w gazie wyst rtęć (kopalina szkodliwa, wyst na Monoklinie Przedsudeckiej)Złoża mogą być:1.Jedno lub wielo horyzontowe (wyst na Przedgórzu Karpat w utworach miocenu)2.Mogą występować w blokach3.Masywowe.Ad.1.Złoże podzielone na horyzonty o różnych konturach i ciśnieniach.(rys 2) Miocen (utwory naprzemianległe: iłowców, mułowców i piaskowców).Ciśnienie - odnosi się do horyzontów. Horyzonty - tworzą złoże np.: Jarosław, Przemyśl. Można narysować tylko mapę struktur danego horyzontu, a nie całego złoża.Ad.2.Na Monoklinie Przedsudeckiej (rys 3)Złoże podzielone na bloki, wyst w nich różne ciśnienie i kontury. Bloki oznacza się literami alfabetu: A,B,C.... Można narysować mapę strukturalną złoża.Ad.3.Rys. 4. Złoże: Kamień Pomorski, występuje w jednej strukturze czyli antyklinie, z jednym konturem i jednym ciśnieniem. ZASOBY Są to określone liczbowo szacunkowe ilości ropy naft kondensatu gazu ziemnego oraz subst towarzyszących co do których spodziewamy się że będą komercyjnie wydobywane zeznanych akumulacji poczynając od określonej daty w sprecyzjowanych warunkach ekonomicznych przy zastosowaniu ustalonych praktyk eksploatacyjnych i przy istniejących przepisach rządowych głównie prawa geol i górn oraz zasad ochrony środowiska. Def zasobów prognostycznych: obliczane są met statystycznymi lub genetycznymi dla skali strefy lub jednostki prognostycznej prowincji naft. Wymagany stopień ufności obliczeń wynosi ( 50%.I. Zasoby prognostyczne obejmują całość zasobów które nie zostały dotychczas odkryte bezpośrednio lecz sądząc z rozpoznania geol-geof są możliwe do odkrycia. Zasoby te w zależności od stopnia rozpoznania złoża dzielą się na 3 podkategorie:(1) D3 - Zasoby problematyczne(2) D2 - Zasoby hipotetyczne(3) D1 - Zasoby prawdopodobneAd.1) Szacowane w obszarach słabo rozpoznawalnych na podst obszarów lepiej rozpoznawalnych o podobnej bud geol. Są to zasoby których istnienie jest możliwe lecz ich ilości w tej fazie rozpoznania nie można przewidzieć.Ad.2) Są to zasoby szacowane w obszarach o dobrym rozpoznaniu regionalnym na podst analogii do obszarów rozpoznanych dobrze pod wzgl złożowym ale bez stwierdzenia obecności ocenianego surowca.Ad.3) Szacowane w obszarach o b.dobrze rozwiniętym geol rozpoznaniu regionalnym umożliwiającym określenie wielkości i formy przewidywanych złóż oraz posiadających stwierdzoną obecność ocenianego ocenianego surowca. II. Zasoby geologiczne: Obliczane met objętościowymi w etapie rozpoznania złoża i met dynamicznymi w etapie jego eksploatacji w skali pułapki złożowej ograniczonej tym samym konturem akumulacji. Za zasoby geologiczne uważa się całkowitą ilość HC wraz z kopalinami współwystepującymi w złożu przeliczone na warunki normalne( 109 Nm3- normalne metry sześcienne gazu.III. Zasoby wydobywalne: Jest to część zasobów geologicznych możliwych do wydobycia w procesie eksploatacji złoża przy założeniu max stopnia czerpania zasobów złoża przy istniejącym poziomie techniki wierceń i eksploatacji. Współczynnik wydobycia jest to część objętości HC która może być wydobyta na powierzchnie (ropy można wydobyć na powierzchnie ok. 33-35%, natomiast gazu 80-90%).IV. Zasoby bilansowe(pod wzgl war ekonomicznych), które mogą być wydobyte aktualnym poziomem technologii eksploatacyjnej i w określonych war ekonomicznych w sposób rentowny czyli z korzystnym efektem ekonomicznym. V. Zasoby pozabilansowe(pod wzgl war ekonomicznych), które mogą być wydobyte przy przekroczeniu opłacalności ekonomicznej czyli których wydobycie nie jest opłacalne. Stanowią one różnice pomiędzy zasobami geol, a wydobywalnymi zasobami bilansowymi.VI. Zasoby półbilansowe(pod wzgl war ekonomicznych), są to te zasoby wydobywalne których wydobycie może się okazać zyskowne przy korzystnych zmianach warunków techniczno-ekonom i politycznych.KZK- Komisja Zasobów Kopalnych VII. Pierwotne zasoby wydobywalne: są sumą dotychczasowego wydobycia oraz zasobów wydobywalnych na określoną datę i pozostających w złożuVIII. Zasoby potencjalne dla każdego obszaru;stanowią sumę zasobów już wydobytych, zasobów geol i zasobów prognostycznych.Kategoria E- złoża przewidywalne (hipotetyczne)Kategoria D- złoża perspektywistyczne (przewidywalne)Obliczenie zasobów prognostycznych: jest to ilościowe wyrażenie dokładnie przeprowadzonej i uzasadnionej analizy oceny perspektyw ropo igazonośności:- oceny gł. cech budowy geologicznej- oceny geodynamicznego rozwoju basenu- oceny dotychczas rozpoznanych objawów złożowych. Piętra pokrywowe- met obliczania zasobów prognostycznych bazujące na ocenach statystycznych lub genetycznych. METODY STATYSTYCZNE:1. Metoda objętościowa2.Metoda oceny zasobów na strukturę uśrednioną.3.Metoda porównawczej analizy geol (met hektarowa)4.Metoda objetościowo-statystyczna.5.Metoda objętościowo-genetyczna.Ad.1) Stosuje się na obszarach lepiej rozpoznanych.Q - zasoby prognostyczne (w tonach)F-powierz. poziomu nasyconego ropą (w m2)h-miąższość efektywna poziomu nasyconego ropa (w metrach)m-współczynnik porowatości efektywnej (wyrażony w ułamku)- współczynnik nasycenia ropą (jednostka w ułamku)- ciężar właściwy ropy w warunkach złożowych w np.: Ad.2) Polega na określeniu liczby struktur wykrytych i przypuszczalnych oraz średnich zasobów przypadających na jedną strukture wg wzoru: Q- zasoby prognostycznen- możliwa liczba struktur na ocenianym terenieq_śr- średnie zasoby ropy lub gazu w jednej strukturze (w tonach)K- współczynnik odkryć przemysłowych- pod tym pojęciem rozumie się stosunek liczby odkrytych złóż do ogólnej liczby struktur badanych głębokimi otworami na danym obszarze, (ten współczynnik przyjmuje się: 0,2)Ad.3) Polega na ustaleniu nasycenia zasobami ropy lub gazu 1hektara lub 1km² powierz. badanego obszaru o stwierdzonej ropo i gazonośności: Q- zasoby prognostyczne (w tonach)F- przypuszczalny obszar roponośności (w m²) q- nasycenie zasobami w h- efektywna miąższość poziomu nasycona ropą (w metrach)Ad.4) (metoda rzadziej stosowana) musi się odnosić do dobrze rozpoznanego obszaru roponośnego tzw: wzorca Q- zasoby prognostyczne (w tonach)F- powierz. terenu dla którego oblicza się zasoby prognostycznen- współczynnik gęstości struktur r- współczynnik zbieżności struktur wydzielonych poziomówd- współczynnik użytecznej powierz strukturh_śr- średnia miąższość serii produktywnej.K- współczynnik struktury przekrojuq - jednostkowe zasoby ropy i gazu w jednostce objętości skał zbiornikowych .w-współczynnik podobieństwa geologicznego terenu perspektywistycznego i wzorcowegoWadą tej met jest to, że uwzględnia tylko pułapki antyklinarnej.Ad.5) Met obliczenia zasobów prognostycznych ma na celu określenie ilości HC jakie mogą wygenerować w danym obszarze w którym stwierdzono obecność skał macierzystych o odpowiednim potencjale macierzystości. W tym celu konstruuje się model generacyjny HC w układzie temperaturowo-czasowymBLOKI METODYCZNE1. Blok geologiczny2. Blok termiczny3. Blok kinetyczny Blok geologiczny ustala się cału profil lotologiczno-stratygraficzny z określeniem miąższości poszczególnych warstw oraz z czasem ich powstawania. Określa się także czas kolejnych wynurzeń, fałdowań, erozji oraz wydziela się formacje naftową. Blok termiczny ustala wielkość gradientu (paleogradient) jak również temp strefy neutralnej.Strefa neutralna:Stopień schładzania kuli ziemskiej to: Blok kinetyczny wylicza się wskaźnik temperaturowo-czasowy, który jest związany z zybkością przetwarzania kerogenu na subst węglowodorową, czyli okresla tempo reakcji kerogenu z czasem grzaniaskały macierzystej w danym przedziale temperatury.Kerogen- to część subst organicznej z której powstaja HC. (im więcej czasu kerogen przebywał w wysokiej temp tym szybciej powstawały HC).Bilans węglowodorowy podlega kryteriom:

1. Ilościowego udziału skał typu macierzystego w profilu litologicznym (na podstawie próbek z rdzenia oraz profilowań geofizycznych)2. Określeniu pierwotnego potencjału macierzystości determinowanego zawartością węgla organicznego.3. Określeniu potencjału genetycznego kerogenu zależnego od typu wyjściowej substancji organicznej.4. Określeniu potencjału generacyjnego poziomów macierzystych czyli stopnia wyczerpania potencjału genetycznego kerogenu zależnego od osiągniętego poziomu kategenezy osadu (skała przy wyższej temp wygeneruje więcej HC niż ta sama skała w niższej temp).5. Określeniu potencjału akumulacyjnego zależnego od regionalnych współczynników akumulacji (czyli ile powstałych HC zdołało „przejść” do skał zbiornikowych).Współczynnik ekspulsji- mówi ile z powst. HC mogło „przejść” ze skały macierzystej do skały zbiornikowej.Współczynnik migracji- pierwsze straty w skale macierzystej, drugie straty w skale zbiornikowej. Założenie- ze 100% powst. HC do skały zbiornikowej dociera ok. 1 do 2%Kartografia powierzchniowa:- mapa odkryta tworzona w oparciu o met bezpośrednie (młotek)Kartografia wgłębna:- metody pośrednie: wiercenia i geofizyczne W geologii naft wykorzystuje się:- mapy strukturalne i miąższościowe - mapy hydrologiczne, geochemiczne, - mapy bituminów, hydrochemiczne- mapy petrofizyczne- mapy geofizyczne- mapy geosynoptyczne (geosynoptyka = przewidywanie)Izolinie- linie łączące pkt o tych samych wartościach np.: miąższość. Izolinie nie mogą się za sobą i z innymi izoliniami przecinać (wyjątek w przypadku: fałdu, uskoku, pionowej turni).Izolinie = linie konturowe = izorytmy Typy izolinii:- izohipsy- dla map topograficznych i strukturalnych- izobary- dla map ciśnienia- izotermy- dla map temperatury- izopachyty- dla map miąższości- izolity- dla map litologicznych Dobór cięcia izolini na mapie zależy od: -wielkości struktury kartowanej- skali mapy- ilości pkt informacyjnych i różnicy odległości od siebie pkt (rys.5)Izolinie:- nie mogą się za sobą i z innymi izoliniami przecinać (wyjątek w przypadku: fałdu, uskoku, pionowej turni) (rys.6), - zasada równoległości: izolinie są wzgl siebie równoległe. Zasoby ropy naftowej oblicza się - met objętościowa. Zasoby gazu ziemnego oblicza się: - met objętościowa- met spadku ciśnienia- met bilansu materiałowegoW tych metodach wykorzystuje się dane:1. Geologiczne w zakresie przestrzennej analizy profilu litologiczno-stratygraficznego z wydzieleniem potencjalnych skał zbiornikowych i uszczelniających, geometrii złoża, miąższości warstw produktywnych, rozkładu parametrów petrofizycznych i stopnia nasycenia ropą i gazem.2. Fizyczne i chemiczne w zakresie warun. termodynamicznych i energetycznych panujących w złożu w zakresie ciśnień złożowych, temp złoża, składu i własności fizyko-chem medium złożowych.3. Rozkład przestrzenny płynów złożowych w profilu pułapki złożowej czyli konturów ropa-gaz-woda. Metoda objętościowa dla ropy:Zasoby geologiczne: (w tonach) F- pow poziomu nasyconego ropą naft (pow roponośności (w m2)h- średnia efektywna miąższość roponośnej części poziomu produktywnego (w „m”)m- współczynnik porowatości efektywnej (w „ułamku jedności”)(- współczynnik nasycenia ropą (w „ułamku jedności”), uzyskuje się go w wyniku badań laboratoryjnych lub badań geofizyki wiertniczej. Jest stosunkiem obj. w złożu ropy do efektywnej obj. przestrzeni porowej skały. Waha się od 0,5 do prawie 1. - 1-(H2O ( w badaniu laboratoryjnym. - ciężar właściwy odgazowanej ropy wyrażony w: przy warunkach 20^oC, 760mm słupa rtęci podniesiony do ciężaru wody przy 4^oC i ciśnieniu i ciśnieniu 760mm słupa rtęci.- współczynnik przeliczeniowy obj ropy w warunkach złożowych do powierzchniowych, czyli tzw współczynnik skurczu ropy i wynosi on: B- współcz rozszerzalności objętościowej ropy naftowej w wyrażony w : Jest on funkcją ciśnienia i temp złożowej, składu chem i własności fiz ropy. Wyznacza się go z badań laboratoryjnych tzw.Zasoby wydobywcze: Met objętosciowa dla gazu: stosuje się ją zawsze na początku odkrytych złóż. Zasoby przemysłowe: F, hśr , mśr , f (parametry geologiczne PdS , ( , PdK , (K (parametry fiz złożowe (n , (w (parametry geologiczne złożaQP- zasoby przemysłowe gazu ziemnego wyrażone w [Nm3] F- powierz złoża gazu ziemnego w granicach produktywnego konturu gazonośności w [m²]hśr- średnio ważona wartość efektywnej miąższości złoża wg jego powierz czyli suma miąższości wszystkich warstw porowatych nasyconych gazem ziemnym w [m] m_śr- średnia ważona wartość współczynnika porowatości efektywnej wg powierz złoża wyrażona w „ułamku jedności ”f- poprawka na temp panującą w złożu w [0C]PdS- średnie ciśnienie złożowe na dzień dokonywania obliczeń PdK- średnie końcowe ciśnienie złożowe po wydobyciu przemysłowych zasobów gazu i ustaleniu się na głowicy eksploatacyjnej ciśnienia równego 1 atmosferze. K- poprawki na odchylenia od prawa gazów doskonałych wg prawa: Boyela-Mariotle'an- współcz nasycenia skały gazem ziemnym w- współczynnik wydobycia „F”- powierzchnia zależy od: budowy geol złoża, granica ta nazywa się konturem złoża ● (rys.7) przecięcie się płaszczyzny kontaktu H2O i gaz ze stropem warstwy produktywnej na mapie strukturalnej tworzy zewn kontur gazonośności.● (rys.8), ●(rys.9), ●(rys.10a,b)„h_śr”- oblicz się na podstawie mapy miąższości efektywnej złoża (rys.11)- do konstrukcji tej mapy bierze się tylko te otwory które znajdują się wewn konturu. h₁ , h₂ -średnia efektywna miąższość poziomu nasyconego gazem między sąsiednimi izopachytami w [m]f₁, f₂, fn - powierz ograniczona sąsiednimi izopachytami w [m2]m_śr- mape porowatości konstruuje się biorąc wszystkie otwory na terenie.(rys.12). Następnie na mapę wnoszę kontur złoża.f- poprawka: T_abs- temp absolutna 100 oCt_st- temp standardowa 20oCt_zł- temp złożona (z gradientu termicznego z uwzględnieniem strefy neutralnej w [oC/m]„PdS”- średnie ciśnienie złożowe ciśnienie hydrostatyczne na 10m=1 atmPdK- średnie końcowe ciśnienie złożowePqso=1H- głębokość stropu warstwy produktywnej g- ciężar względny gazu w stosunku do powietrza

K- poprawki z- współczynnik ściśliwości gazu który określa się doświadczalnie n-procent odchylenia gazu w złożu od prawa gazów doskonałych- współcz nasycenia skały gazem: różnica pomiędzy objętością skały zbiornikowej i obj wody związanej. Metoda spadku ciśnień: Stosuje się już po jakimś czasie eksploatacji złóż. Met ta polega na tym że zakłada się stałą ilość wydobywanego gazu na jednostkę spadku ciśnienia w całkowitym okresie eksploatacji ale przy jednym założeniu: zakłada się stałą niezmienną objętość porów z złożu, więc nie można jej stosować w złożu o ........ wodnonaporowym (rys.13). V- pierwotne zasoby gazu ziemnego w normalnych m- (Nm3)Q- ilość wydobytego gazu w czasie spadku ciśnienia od PP do P [Nm3]PP- pierwotne ciśnienie złożowe gazu [N/m3]P- średnie ciśnienie złożowe w momencie bliczania zasobów [N/m3]Poprawki na odchylenie gazu, stosuje się je w: skomplikowanych strukturach geol przy dużej zmienności litologicznej (gdy jest duże zróżnicowanie porowatości); w sytuacjach złóż o małej miąższości; w złożu gdzie skała zbiornikowa ma małą przepuszczalność. SKAŁY MACIERZYSTE Procesy ropo i gazotwórcze sprowadzają się do basenu sedymentacyjnego. Aby dowiedzieć się ile mogło powstać HC w basenie muszą być spełnione kryteria:1. Kryterium ilościowego udziału skał w profilu litologicznym2. Kryterium pierwotnego potencjału macierzystości skał determinowanego zawartością Corg3. Kryterium potencjału genetycznego kerogenu zależnego od typu wyjściowej materii organicznej.4. Kryterium potencjału generacyjnego poziomów macierzystych czyli stopnia wyczerpania potencjału genetycznego kerogenu zależnego od osiągniętego poziomu katagenezy osadu.5. Kryterium potencjału akumulacyjnego zależnego od regionalnych współczynników akumulacji węglowodorowej. Skała macierzysta są to skały terygeniczne lub węglanowe. Podstawowym kryterium uznania skały za macierzysta uważa się: - dla skał terygenicznych: musi skała zawierać co najmniej 0,5% Corg- dla skał węglanowych: min. 0,3% Corg Klasyfikacja skał macierzystych:1. Skały terygeniczne: występują w zmiennej ilości w profilu a więc w pionie ale również w poziomie (rys.14). Mogą tworzyć kompleksy o zmiennej miąższości, dlatego w skałach mówi się o rozproszonej subst organ.Stylolity- (rys.15)2. Formy występowań macierzystych w skałach węglanowych: głównym źródłem subst organicznych jest autochtoniczny fitoplankton i zooplankton. Bardzo częstą forme występowania skał macierzystych w skałach węglanowych są Stromalolity. Subst org w sk. weglanowych występują w 2 typach:- amorficznej (gdy nie widac subst org - jest rozproszona)- zdeformowanej widocznej.Skały macierzyste muszą być deponowane w środowisku redukcyjnym (beztlenowym)Pośrednim wskaźnikiem powstawania skał macierzystych jest:- geodynamika basenu: gdy się on pogrążał wówczas mogły się one wytworzyć.- profilowanie Zawartość węgla organicznego wyliczona jest:- z analiz elementarnych- wynik oznacza się ( Corg [%wag]- z analizy Rock Eval -wynik oznacza się ( TOC [%wag]Wykonuje się ją w „specjalnym piecu” w procesie palenia bada się ilość wydobywanego gazu w danej temp.pik s1(180o - 300o [mgHC/1g skały]pik s1 - ilość gazu która była w pierwotnej skale, Po procesie krakingu pik s1 przechodzi w pik s2 ( 300o - 600o [mgHC/1g skały]pik s2 - ilość gazu która jeszcze została w skale,pik s3 ( CO2 ( 300o - 390o [mgHC/1g skały]Wskaźniki tej analizy:Temperatura max: Jest to temp przy której wydobywa się największa ilość gazu- TOC = s1+s2 +s3I. KLASYFIKACJA NA PODST. TOC- Ubogie skały macierzyste:TOC<0,3 %wag- Średnio bogate skały macierzyste: 0,3 < TOC < 1- Dobre skały macierzyste: 1 < TOC < 2- Bardzo dobre skały macierzyste: TOC > 2II. KLASYFIKACJA NA PODST. s1 , s2- Ubogie skały macierzyste: s1<0,5 ; s2<0,5- Średnio bogate skały macierzyste: 0,5 < s 1<1 ; 1< s2 < 5- Dobre skały macierzyste:1<s1<2 ; 5<s2<10- B.dobre skały macierzyste: 2<s1 ; 10<s2 Zawartość bitumów i ich rozdział grupowy Bitumy - HC ekstrachowane z danych próbek podawane w [ppm]III. KLASYFIKACJA NA PODST. ppm- Ubogie skały macierzyste: ppm < 500- Średnio bogate skały macierzyste: 500 < ppm < 1000- Dobre skały macierzyste: 1000<ppm<2000- Bardzo dobre skały macierzyste:ppm>2000Wskaźnik decydujący o tym czy możemy się spodziewać ropy czy gazu to:- potencjalne skały macierzyste dla gazu to sk. zawierające do 100 ppm i 0,5(50 Corg[%]- potencjalne skały macierzyste dla ropy: od 200ppm ( 1000ppm i od 1(50Corg[%]TYP GENETYCZNY KEROGENU DLA OCENY JEGO POTENCJAŁU GENERACYJNEGO.Metody:1. Petrograficzny skład kerogenu (mikroskopowa analiza macerałów).2. Zawartość pierwiastków O2, H2, C w kerogenie (analiza elementarna).3. Wskaźnik tlenowy OI i wskaźnik wodorowy HI (analizy Rock Eval).4. Temp max TmaxGaz powst. z subs. organ roślinnej.Ad.1) (80% macerały, 20% ziarno organiczne)( z tego zbudowany jest węgiel. Macerały- są mikroskopowymi składnikami z których zbud. jest subs organiczna (węgiel). Są najbardziej jednorodnymi utworami petrograficznymi pochodzenia organicznego wykazującymi określone różniące się między sobą własności fiz-chem. Identyfikuje się je mikroskopowo na podstawie ich morfologii, wielkości, barwy, refleksyjności i fluorescencji. Badania wykonuje się na preparatach cienkich, a przede wszystkim w świetle odbitym na preparatach ziarnowych lub koncentratach kerogenu. Wykonuje się także badania fluorescencyjne w świetle odbitym.Mamy 3 główne grupy macerałów: I grupa: WitrynituII grupa: LiptynituIII grupa: inertynitu Grupa inertynitu: (nie mogą z niej powstawać HC) cechuje się najwyższymi wart wskaźnika refleksyjności: Ro>1,3% i brakiem zdolności fluorescencyjnych. Grupa Liptynitu: (z niego powstaje ropa) pochodzi z materiału jeziornego, morskiego (szczątki fito lub zooplanktonu). Posiada najniższe wart refleksyjności: 0,3>Ro>0,1% i charakteryzuje się b.silną fluorescencją. Grupa witrynitu: (powstaje z niego gaz) materiały są pochodzenia roślinnego, lądowego. Cechuje się wskaźnikami: 1,3>Ro>0,4% i zwykle brakiem fluorescencjiAd.2) Stosunek H/C i O/CTypy kerogenu:I. związany z substancją liptonitową II. typ mieszanyiii. humusowy witrynitowyIV. kerogen typu inertynitowegoI typ: (złoża w łupkach menitowych Karpat) Wysoka wart odniesienia atomowego H/C, niska O/C kwalifikuje kerogen do I typu genetycznego odpowiadający morskiemu, algowemu składowi wyjściowej materii organicznej. Jego potencjał genetyczny sprowadzony do końcowego procesu transformacji wynosi 0,895 Hc/1gCorg. I typ kerogenu jest odpowiedzialny gł za produkcje HC ciekłych. II typ: Relatywnie wysoka zawartość składnika wodorowego przy podwyższonym względem I typu zawartości składnika tlenowego kwalifikuje kerogen do II typu genetycznego. Pochodzi on gł z morskiego fito i zooplanktonu zmieszanego z lądowym mat. Roślinnym. Jego potencjał naftowy wynosi: 0,695mgHC/1gCorg.III typ: (karbon w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym) Niski wskaźnik odniesienia atomowego H/C i wysoki O/C charakteryzuje III typ kerogenu o dominacji produkcyjnosci gazowej, o potencjale gazowym: 0,313mgHC/1gCorg.Jest to typ kerogenu pochodzenia lądowego o charakterze humusowym.IV typ: Wyodrębniony ostatnio IV kerogen zwany: kerogenem martwego węgla charakteryzuje się niskimi wart wskaźnika odniesienia atomowego H/C i wysokimi O/C. Stanowi on resztkową subst organiczną niemacierzystą dla ropy i gazu.Wykres van Krevelena umożliwia analizę genetyczną subst org.STOPIEŃ DOJRZAŁOŚCI KEROGENUMetody:- temp max Tmax (Rock Eval)- wskaźnik produkcyjności (generowania) PI (Rock Eval)-refleksyjność witrynitu %Ro (z analizy mikroskopowej)- wskaźnik bitumiczności wb i węglowodorów ww.- wskaźnik przeobrażeń termicznych TAI- wskaźnik kolorystyczny spor SCI- wskaźnik przeobrażeń konodontów CAI- teoretyczny wskaźnik TTILOP.Temp max: zależna od typu kerogenuTmax<430oC - skały niedojrzałe (z nich HC nie mogły powstać)430oC<Tmax<435oC -początek generowania HC435oC<Tmax<445oC -max generowania HCTmax>460oC -stadium postgeneracyjne.Te temp (T_max) są z odstępstwami w zależności od typu kerogenu..Wskaźnik produkcyjności: 0,1<PI -subst org niedojrzała 0,1<PI<0,15 -początek generowania HC0,15<PI<0,25 -max generowanie HCPI>20 -stadium postgeneracyjnePI>50 -stadium procesów migracyjnych Refleksyjność witrynitu: (odbicie światła)%Ro<0,5 -gaz wstępny0,5<%Ro<1,3 -faza okna ropnego (generowanie HC ropy i gazu)1,3<%Ro<2,0 -faza generowania %Ro>2,0 -gaz wysokotemperaturowy (gaz suchy, gaz termokatalityczny) Wskaźnik wb, ww:wb zmienia się w zakresie od 50(250[mgHC/1gCorg], a ww od 10(150[mgHC/1gCorg]. Od skały macierzystej niedojrzałej do stadium postgeneracyjnego. Wskaźnik TAI, SCI: bazuje na barwie kerogenu: na stopniu ściemniania.(skala pięciostopniowa):1.Skały bladożółte -niedojrzałe, 5.skały ciemnoczerwone -skały które uległy wysokiemu stopniu przeobrażenia Wskaźnik przeobrażeń konodontów CAI(rys.16) Gdy skała dłużej (w czasie geol) przebywa w wysokiej temp to HC szybciej wygenerują, a więc trzeba dokładnie zbadać przebieg geodynamiki basenu. W ustaleniu gradientu termicznego pomaga refleksyjność witrynitu.

---