Geneza węglowodorów

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

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

- 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.

- 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.

2.Dojrzewanie i generowanie węglowodorów - (proces)

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

9.Brak migracji trzeciej - (zachowanie złoża)

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:

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

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

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

- 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.

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.

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

- 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 :

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.

b)miąższości skał o zróznicowanej litologii

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

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.

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.

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)

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 %).

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

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.

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.

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.

- 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 mokry - zawiera większą ilość węglowodorów

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

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%)

- 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.

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

2.Położenie na lub w pobliżu dróg migracji węglowodorów;

3.Niska lub bardzo niska przepuszczalność skały uszczelniającej;

Wysokość pułapki determinuje jej wielkość;

1.Pułapka warstwowa z antykliną przejściową nad wysadem solnym

2.Pułapka warstwowa ekranowa tektonicznie uskokiem

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.

położenie na lub blisko drugiej migracji węglowodorów

bardzo niska przepuszczalność skały uszczelniającej (ekranującej)

wysokość pułapki determinująca jej wielkość.

inne ewaporaty (anhydryty, częściowo wapienie)

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);

(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;

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.

-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.

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.

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.