Geneza węglowodorów.

1.Węglowodory ABIOGENICZNE - powstają na drodze nieorganicznej (nie jest związane z organizmami żywymi).

Dowody:

- CH4 zawarty w meteorytach, jądrach komet, gazie galaktycznym.

- CH4 jako składnik gazów wulkanicznych.

- Występowanie węglowodorów w inkluzjach i zamkniętych porach skał plutonicznych i metamorficznych.

Ich powstanie związane jest z procesem degazacji magmy w płaszczu i dolnych warstwach litosfery oraz w procesie redukcji CO2 podczas stygnięcia magmy, tzn. przy oddziaływani gorącej wody i skał.

2.Węglowodory BIOGENICZNE - powstanie jest związane z organizmami żywymi.

Dowody:

- 98% akumulacji i złoża węglowodorów występuje w skałach osadowych głównie pochodzenie morskiego.

- wszystkie ropy wykazują lewoskrętne odchylenie płaszczyzny polaryzacji światła.

- występowanie w ropach kompleksowych cząsteczek typowych dla materii organicznych.

- biomarkery - związki chemiczne występujące w organizmach żywych a po procesie transformacji znjadywane są w ropach w zmienionej postaci

Materią wyjściową w procesie powstawania weglowodorów to phyto- i zooplankton.

82% C uwięzione jest w CaCo3. 18% węgiel organiczny który występuje w węglach, ropie i gazie ziemnym. Rekacja fotosynteza C02 + H2O (energia słoneczna) >>> C6H12O6 + 6H20 + 6O2

Systemy naftowe - niezależne składniki i procesy, których współdziałanie może doprowadzić do powstania akumulacji węglowodorów, a nawet ich złóż będących naturalnymi nagromadzeniami ropy i / lub gazu o znaczeniu przemysłowym.

Składniki systemu i procesy tworzą logiczny ciąg przyczynowy.

1.Skała macierzysta - (składnik)

2.Dojrzewanie i generowanie węglowodorów - (proces)

3.Migracja pierwotna - (proces fizyczny)

4.Skała zbiornikowa - (składnik)

5.Migracja wtórna - (proces fizyczny)

6.Skała uszczelniająca - (składnik)

7.Powstanie pułapki (w czasie lub po migracji) - (proces geologiczny)

8.Tworzenie się akumulacji

9.Brak migracji trzeciej - (zachowanie złoża)

Skały Macierzyste

Wyróżniamy 2 typy skał macierzystych w których zachowana substancja organiczna może w sprzyjających warunkach temperatury i ciśnienia ulec transformacji węglowodorów. Zdolność ta uzależniona jest od ilości i rodzaju zachowanej w skale materii organicznej.

I Typ - skały macierzyste łupkowo-piaskowcowo-mułowcowe, najbardziej dominujący typ - 60% skał macierzystych w skali globu (skały klastyczne). Najczęściej są to skały czarne albo ciemnoszare, ciemnobrązowe, których barwa pochodzi od zawartej materii organicznej. TOC≥ 1.0%

II Typ - skały węglanowe, do których należą:

- wapienie rafowe i biohermowe

- wapienie mikrytowe i wapienie ilaste

40% skał macierzystych na świecie.

Efektywność skał macierzystych zależy od zawartości materii organicznej współczynnik TOC (total organic carbon) zawartość C w % wagowych. Wskaźnik TOC zmienia się od 0% w skałach starszych od kambru do 100% w niektórych węglach. ),5 do 1 słaby potencjał generacyjny, od 1-2 średni, 2-3 dobry i powyżej bardzo dobry.

Miarą dojrzałości skały macierzystej jest stopień refleksyjności witrynitu % (rodzaj materii organicznej, który przeszedł stadium dojrzewania, im większe stadium dojrzewania lub większa głębokość zachodzą zmiany pieczętujące dojrzałość)

Stadia dojrzałości term skały macierzystej

Stadium diagenetyczne Ro<0,5

Katagenetyczne główna faza powstawania ropy Ro<1,3%, powstanie gazu mokrego i kondensatora Ro>1,3%<2%

Metagenetyczne powstanie gazu termokatalitycznego Ro>2%

Pod koniec stadium diagenetycznego powstaje kerogen który jest skomplikowaną substancją organiczną składającą się z uwęglonych szczątków zwierzęcych i głownie roślin morskich. Jest nierozupszczalny w rozpuszczalnikach organicznych oraz posiada strukture polimerową.

typI - jest substancją amorficzną typu sapropelowego pochodzenia morskiego wzbogaconą o lipidy; posiada wysoki współczynnik wodoru do węgla H/C (zwykle 1.3-1.7) oraz niski współczynnik O/C <0.1; w przemianach na większych głębokościach wytwarzana jest głównie ropa naftowa stąd ten typ nazywa się ropogenny.

typIII - jest najczęściej humusową substancją organiczną o zaznaczonej strukturze wewnętrznej powstałą różnych składników roślin lądowych (celulozy, taminy); posiada ona początkowo niski współczynnik wodoru do węgla H/C oraz początkowo wysoki współczynnik O/C; przemiany termiczne wytwarzają z niego dużo metanu i CO2 stąd jego nazwa - gazogenny.

typII - ma skład mieszany mieszcząc się między typem I i III ale nie jest prosta mieszaniną tych typów

1.biogeniczny (20-60oC) powstawanie metanu, etap kończy się na głębokości gdzie temp osiągnie 60 st kres aktywności bakterii, część materii organicznej ulega transformacji w kerogen

2.etap okna ropnego (60-120oC) i gazowego (120-180oC) główna faza generowani węglowodorów, transformacja kerogenu w rope naftową i gaz ziemny.

3.etap termoklimatyczny w którym resztki kerogenu oraz węglowodorów ropnych powstaje gaz głównie w procesach crackingu (metan) okno gazowe (120-180oC). Pozostały węgiel przechodzi w grafit. Powstają etan, propan, butan, penton, produkty niewęglowodorowe to CO₂, H₂S, N₂

Migracja pierwotna.

Proces generowania węglowodorów jest mechanizmem powodującym migrację. W jej trakcie węglowodory przemieszczają się przeważnie w odrębnych fazach.

Procesy przemieszczenia:

- dyfuzja- dotyczy głównie metanu ale proces ten przebiegając od stężeń wysokich do niskich ma charakter rozpraszając co uniemożliwia powstanie nagromadzenia.

- migracja w roztworze- dotyczy możliwości przemieszczania się rozpuszczonego metanu i etanu w wodzie. Wzrost mineralizacji wód złożowych obniża rozpuszczalność metanu i etanu, natomiast wzrost ciśnienia, temperatury sprzyja procesowi rozpuszczenia tych gazów w wodzie.

Wzrost mineralizacji wód złożowych obniża rozpuszczalność metanu i etanu, natomiast wzrost ciśnienia, temperatury sprzyja procesowi rozpuszczenia tych gazów w wodzie.

Pojęcia dotychczasowe	Pojęcia obecne
Migracja pierwotna - przemieszczanie się węglowodorów w obrębie skały macierzystej i na zewnątrz w obrębie skały zbiornikowej	Migracja pierwotna - przemieszczanie się węglowodorów tylko w obrębie skały macierzystej
Migracja wtórna - przemieszczanie się węglowodorów w obrębie skał zbiornikowych co mogło doprowadzić do powstania akumulacji	Migracja wtórna - przemieszczanie się węglowodorów ze skały macierzystej do skały zbiornikowej (na zewnątrz)
	Migracja trzecia - przemieszczanie się węglowodorów z wcześniej utworzonych akumulacji.

Migracja wtórna.

Głównym mechanizmem powodującym migrację wtórną jest siła wynikająca z różnicy gęstości pomiędzy fazą węglowodorów a wodą.

W warunkach wgłębnych gaz posiada dwa razy większy potencjał migracyjny niż ropa ponieważ siła jego wyporu bardziej przewyższa wysokie napięcie powierzchniowe systemu gaz-woda niż niższe napięcie powierzchniowe dla systemu ropa-woda.

Ciśnienia wgłębne

1.Normalne ciśnienie hydrostatyczne - jest sumą ciężaru kolumny wody związanej w osadach.

Cechy :

- wielkość ciśnienia wzrasta z głębokością

- tempo zmian ciśnienia zależy od gęstości wody

- wektor kierunku max. wzrostu tempa zmian jest pionowy

- zależność ciśnienia od głębokości jest niezależna od kształtu zbiornika

- płyny o ciśnieniu normalnym hydrostatycznym wykazują ciągłość w profilu wgłębnym poprzez wewnętrzny system połączonych porów

Normalny gradient ciśnienia hydrostatycznego - zmiana ciś. płynów wgłębnych na jednostkę głębokości.

Gęstość płynów złożowych zmienia się z głębokością w wyniku :

- wzrostu temp.

- wzrostu ciśnienia

- zmiany składu płynów

- zmiany fazy płynów

Normalny gradient hydrostatyczny wynosi przeciętnie : 10,4 kPa/m

2.Ciśnienie geostatyczne - które na danej głębokości jest ciśnieniem powstałym na wskutek ciężaru nadległych skał oraz płynów zawartych w tych skałach.

Ciśnienie geostatyczne zależy od :

a)gęstości wód formacyjnych

b)miąższości skał o zróznicowanej litologii

c)porowatości tych skał

Pgeost = [ρm · (1 - Φ) · h] + [ρw · Φ · h]

ρm - gęstość skał szkieletu ziarnowego

Φ - średnia porowatość skał

ρw - średnia gęstość wód formacyjnych

Gradient ciśnienia geostatycznego - jest to zmiana Pgeost na jednostkę głębokości. Gradient ten wzrasta z powodu :

- wzrostu gęstości skał spowodowanej kompakcją

- wzrostu gęstości wód formacyjnych, ponieważ ich zasolenie wzrasta zazwyczaj z głębokością

3.Ciśnienie litostatyczne - pionowe ciśnienie powstałe wskutek ciężaru nadległych warstw.

POROWATOŚĆ

Wielkość porowatości warunkuje w sensie ilościowym pojemność płynów zawartych w skale.

1.Porowatość pierwotna- jest to porowatość którą posiadają luźne osady zaraz po depozycji

2.Porowatość absolutna- stosunek całkowitej wolnej objętości por skalnych do całkowitej objętości skał

3.Porowatość efektywna- stosunek objętości połączonych por do objętości całej skały

Czynniki wpływające na wielkość porowatości.

- litologia skał;

-głębokość występowania;

-wpływ diagenezy;

-występowanie lub brak szczelin

Porowatość skał zbiornikowych zmienia się zarówno w kierunku pionowym jak i w kierunku poziomym.

Ogólna klasyfikacja skał zbiornikowych w zależności od porowatości:

0-5%skały o małym znaczeniu(z wyjątkiem szczelinowości)

5-10% słabe skały zbiornikowe

10-15% średnia jakość skał zbiornikowych

15-20% dobre skały zbiornikowe

20-25% bardzo dobre skały zbiornikowe

> 25% znakomite skały zbiornikowe

PRZEPUSZCZALNOŚĆ

Jest to cecha skały zbiornikowej warunkująca przemieszczanie się węglowodorów przez przestrzeń porową.

Przepuszczalność absolutna- to przepuszczalność dla danego płynu (np.wody lub ropy), gdy płyn ten w pełni nasyca skałę.

Przepuszczalność efektywna- to możliwość skały na przepływ jednego płynu w obecności innego (przepływ dla ropy, przepływ dla gazu, przepływ dla ropy).

Przepuszczalność względna- stosunek efektywnej, przepływ dla danego płynu przy częściowym nasyceniu do przepuszczalności przy nasyceniu pełnym (100 %).

Dla ropy:

%-nasycenia skał

Pełne nasycenie

Jednostką przepuszczalności jest : 1 D (Darcy) (CGS)

Skała zbiornikowa ma przepływ 1 D gdy 1 faza płynu o lepkości 1cP przepływa z prędkością 1 cm/sek przez przekrój 1 cm 2 przy różnicy ciśnienia 1 at na długość 1 cm.

Prawo Darcy obowiązuje przy przepływie laminarnym i tylko dla jednej fazy, co oznacza, że nie stosuje się dla gazu kondensatu.

W układzie SI jednostką przepuszczalności jest 1m2

1m2 = 1,02*1012 D

1D = 9,87 *10-13 m2

Klasyfikacja przepływu skał zbiornikowych według Levorsena.

< 1 mD - słaba przepuszczalność skał zbiornikowych

1,0 - 10 mD - umiarkowana przepuszczalność skał zbiornikowych

10 - 100 mD - dobra przepuszczalność skał zbiornikowych

100 - 1000 mD - bardzo dobra przepuszczalność skał zbiornikowych

Skały zbiornikowe dzielą się na dwa rodzaje:

-klasyczne skały zbiornikowe reprezentowane głównie przez piaskowce i zawierające ok. 59 % światowych rezerw węglowodorów.

-węglanowe skały zbiornikowe reprezentowane przez wapienie rafowe, wapienie dolomityczne i dolomity - zawierają one ok. 41% światowych zasobów węglowodorów.

Wpływ tekstury skał na ich porowatość i przepuszczalność.

Tekstura:

-wielkość ziarna

-stopień wysortowania

- stopień obtoczenia

-kształt ziarna (sferyczność)

-sposób upakowania

Piaskowce:

2,0-1,0mm - bardzo grubo ziarniste

1,0-0,5 mm - grubo ziarniste

0,5-0,25mm - średnio ziarniste

0,25-0,125mm - drobno ziarniste

0,125-0,0625mm- bardzo drobno ziarniste (mułowce)

Zależność pomiędzy teksturą a parametrami zbiornikowymi.

a)porowatość jest niezależna od wielkości ziarn ( szczególnie dla ziarn o duże sferyczności)

b)przepuszczalność obniża się wraz ze zmniejszaniem się wielkości ziarn

c)porowatość i przepływ wzrastają wraz ze wzrostem stopnia wysortowania

d)niski stopień obtoczenia sprzyja wzrostowi porowatości i przepuszczalności.

Konwencjonalne skały zbiornikowe

Skały z grupy pisakowców oraz niektóre skały węglanowe (wapienie rafowe, dolomity, wapienie dolomityczne) które posiadają wolne przestrzenie w postaci porów między ziarnami lub wewnątrz nich. Wolne przestrzenie muszą być połączone żeby umożliwić przemieszczanie i magazynowanie węglowodorów.

Niekonwencjonalne skały zbiornikowe

- Piaski roponośne (Kanada athabasca), zwięzłe piaskowce (z CH4), duże głębokości i miąższości, konieczność dużych stref perforacji

- pokłady węgla z metanem, węgiel kamienny może zawierać ok. do 200 litrów gazu, węgiel absorbuje gaz

- naturalne gazohydraty widy zawierające w sobie uwięzione cząsteczki CH4

Gaz suchy gaz zawierający tylko metan

Gaz mokry - zawiera większą ilość węglowodorów

Gaz kwaśny - gaz zawierający H2S

Kondensat składa się z nasyconych węglowodorów z zakresu C5-C10 i tworzą go węglowodory znajdujące się w złożu w stanie gazowym, w trakcie eksploatacji przechodzi w ciecz.

a)hel - jest składnikiem akcesorycznym gazów ziemnych a jego geneza związana jest z rozpadem pierwiastków promieniotwórczych (uranu, toru) występujących w podłożu krystalicznym basenu sedymentacyjnego; ma znaczenie przemysłowe kiedy tworzy podwyższone koncentracje; w Polsce towarzyszy gazom ziemnym występującym w utworach: karbonu(mułowce, piaskowce), czerwony spągowiec (piaskowce), cechsztyn (dolomit główny)

b)argon i radon - są również produktami rozpadu pierwiastków promieniotwórczych (gł potasu i radu zaw. w skałach magmowych); nie mają znaczenia przemysłowego; radon występuje często w wodach wgłębnych ale jest szkodliwy dla zdrowia

argon i hel mają znaczenie diagnostyczne

d)azot - występuje jako domieszka gazów ziemnych, ale nierzadko przyjmuje rolę dominująca; występuje wraz z helem; w Polsce występuje na Niżu Polskim w ilościach do 30% obj gazu ziemnego ; 13.8% obj złoże BUK (utwory P1), 60.9% obj złoże WILKOWO (utwory P1)

e)dwutlenek węgla - występuje w bardzo zmiennych ilościach od domieszek po własne koncentracje; w Polsce zawartość CO2 w gazach ziemnych jest stosunkowo mała (0-3%)

Geneza:

- pochodzenie nieorganiczne - jako składnik gazów wulkanicznych

- pochodzenie organiczne - w skutek termicznej metamorfizacji materii organicznej, fermentacji mat org, utleniania dojrzałej mar org

Wodór - rzadko występuje w złożach gazu ze względu na swoją mobilność, najczęściej jest rozpuszczony w wodach złożowych lub ropie. Jego geneza jest związana z metamorfizacją substancji organicznych.

Pułapki.

Pułapka-jest to specyficzna kombinacja wewnętrzna układu warstw (budowy geologicznej) gdzie poziom zbiornikowy zajmuje najwyższe położenie hipsometryczne będąc otoczony skałami ekranującymi (nieprzepuszczalnymi).

1.Czynniki krytyczne pułapki:

2.Położenie na lub w pobliżu dróg migracji węglowodorów;

3.Niska lub bardzo niska przepuszczalność skały uszczelniającej;

Wysokość pułapki determinuje jej wielkość;

Typy pułapek związane z wysadem solnym.

1.Pułapka warstwowa z antykliną przejściową nad wysadem solnym

2.Pułapka warstwowa ekranowa tektonicznie uskokiem

3.Pułapka masywowa w keproku

4.Pułapka warstwowa ekranowa litologiczna

5.Pułapka ekranowa wysadem solnym

6.Pułapka ekranowa stratygraficzna

7.Pułapka masywowa ekranowa stratygraficzna

Kartograficzne odzwzorowanie pułapek złożowych

Mapy strukturalne powierzchni złożowych - są ich odwzorowaniem w postaci rzutu pionowego krawędzi przecięcia powierzchni złożowej z zespołem płaszczyzn poziomych oddalonych od siebie o tą samą odległość.

Mapy miąższości pokazuje rozkład miąższości warstwy zbiornikowej bez odwzorowania na powierzchnię odniesienia.

Czynniki krytyczne pułapki:

położenie na lub blisko drugiej migracji węglowodorów

bardzo niska przepuszczalność skały uszczelniającej (ekranującej)

wysokość pułapki determinująca jej wielkość.

Skały ekranujące:(uszczelniające):

naturalne gazohydraty i wieczna zmarzlina

ewaporaty, głównie pokłady soli

inne ewaporaty (anhydryty, częściowo wapienie)

łupki ilaste i iły

łupki iłowcowe

łupki wapniste i węglany

czerty - skały krzemianowe.

Małopolska prowincja naftowa.

Obejmuje Karpaty fliszowe oraz genetycznie z nimi związane zapadlisko przed karpackie (Przedgórze Karpackie). Polskie Karpaty fliszowe są szczególnie roponośne na wschodniej części (na wschód od rzeki Białej).

Główne poziomy zbiornikowe Polskich Karpat Fliszowych.

- p-ce grodziskie i wierzowskie (wiek: dolna kreda);

-p-ce lgockie (dolna kreda- Alb);

-p-ce istebniańskie (górna kreda Senon);

-p-ce ciężkowickie (Eocen)

(Są osadem stożków podmorskich z materiałami piaszczysto-żwirowymi który prądami został przeniesiony ze strefy szelfu w głębokie morze).

-p-ce kliwskie, magdaleńskie, które występują w serii łupków menilitowych wieku oligoceńskiego;

-p-ce krośnieńskie (dolna część)

Główne skały uszczelniające.

- łupki Wierzbowskie

- łupki lgockie

- łupki istebniańskie

- pstre łupki eocenu

-łupki menilitowe

-łupki warstw krośnieńskich

Akumulacja złóż gazu związane są z wielką regionalną pułapką jaką jest nasunięcie Karpat- ciąg złóż gazu ziemnego od Przemyśla do Tarnowa. Na północ od tej strefy złoża występują w postaci ograniczonych litologicznie lub podniesionych strukturalnie w warstwach piaskowców. Poziomem zbiornikowym w zapadlisku przed karpackim są horyzonty p-ce wieku górny Baden, i dolny sarnat

Gazy ziemne występujące w zapadlisku przed karpackim cechuje wysoka kaloryczność ze względu na zawartość metanu CH4 94-96%

Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego w podłożu Karpat.

Składy zbiornikowe są to utwory Karbonu (wizen), jury (wapienie kimarydu), kredy (p-ce cenomanu)

Złoże brzeżówka występuje w wapieniach malmu (Jura)

Złoże Lubaczów występuje w podniesieniu jurajskim.

II Wielkopolska prowincja naftowa pokrywająca się z basenem perskim na niżu polskim.

Główne składy zbiornikowe.

-piaskowcowe utwory karbonu(podłoże basenu permskiego)

-p-ce czerwonego spągowca w którym występują złoża gazu ziemnego

-dolomity głównie cechsztynu, który zawiera złoża ropy naftowej lub złoża konsensowo gazowe. W poziomie tym odkryto największe polskie złoża ropy naftowej - BMB oraz złoże Międzychód. Cechą charakterystyczną jest to ze to poziom zbiornikowy a w związku z dużym jego pogrążeniem złoża węgla charakteryzujące się ciśnieniem większym niż hydrostatyczne.

Złoża gazu ziemnego z czerwonego spągowca charakteryzują się obniżoną zawartością metanu a podwyższoną zawartością azotu czemu towarzyszą hel i siarkowodór.

III Złoża ropy naftowej w strefie Bałtyku.

Poziom zbiornikowy stanowią p-ce środkowego kambru które są silnie zdiagenezowane (kwarcyty).Przestrzeń zbiornikowa stanowi system szczelin co sprawia, ze poziom tez cechuje się wysoką przepuszczalnością przy niskiej porowatości.

W tej samej strefie tzn. na wyniesieniu Łeby występują złoża ropy naftowej Dąbki i Żarnowiec.

---