SYSTEM NAFTOWY - ciąg procesów geologicznych i ropotwórczych, które od skały macierzystej do jednego lub więcej układów skały zbiornikowej, prowadzą do uformowania genetycznie powiązanej grupy akumulacji węglowodorów; Warunkiem koniecznym do powstania złoża jest spójność tych procesów w przestrzeni geologicznej i czasie. Główną zasadą wystąpienia rozwiązania systemu naftowego (lub kilku) w danym basenie lub prowincji naftowej jest umiejscowienie w czasie geologicznym procesów generowania, ekspulsji, migracji i akumulacji węglowodorów oraz form pułapek złożowych. Czas, w którym zaistniały najlepsze warunki dla generowania ekspulsja i migracji węglowodorów określa się mianem momentu krytycznego. Wzajemne relacje czasowe pomiędzy tymi procesami pozwalają na uformowanie się złoża. SKAŁA MACIERZYSTA - skała zawierająca substancję organiczną. Posiadają one zdolność do generowania i ekspulsji odpowiednio dużej ilości węglowodorów do formowania i akumulacji ropy naftowej i gazu ziemnego. Podział: 1. Potencjalna - Skała, w której substancja organiczna nie osiągnęła poziomu dojrzałości do generowania węglowodorów w warunkach naturalnych, w których się znajdowała. 2. Efektywna - Skała, która posiadała lub w obecnych warunkach posiada zdolność do generowania i ekspulsji węglowodorów. 2.a. aktywna (generuje węglowodory), 2.b. nieaktywna (nie generuje węglowodorów). O jakości skały macierzystej decydują: - ilość substancji organicznej; - typ materii organicznej; -stopień dojrzałości materii organicznej. W skale macierzystej określa się: - całkowitą zawartość węgla organicznego (TOC); -zawartość substancji organicznej nierozpuszczalnej w kwasach beztlenowych, zasadach i rozpuszczalnikach organ.(kerogenu); zawartość substancji organicznej rozpuszczalnej w kwasach beztlenowych, zasadach i rozpuszczalnikach organ.(bituminu); Najczęściej określa się zawartość kerogenu. Skały macierzyste posiadają progową zawartość kerogenu zapewniającą wygenerowanie dostatecznej ilości węglowodorów do zaistnieniach ekspulsji czy migracji pierwotnej. Progowa zawartości kerogenu, które kwalifikują skały za s. macierzyste to: Dla detrytycnych (ilastych) >0.5%wag. TOC, Dla węglanowych >0.3%wag. TOC.
Skały macierzyste: -Skały ilaste (iłowce, ciemne mułowce ilaste, łupki ilaste łupki zawierające znaczną ilość substancji organicznej) są najpowszechniejszymi
skałami macierzystymi dla generowania węglowodorów, mają niską porowatość, są zwięzłe zawierają mikrospękania, mikrosfałdowania, woda związana w minerałach ilastych powoduje ich pęcznienie przez co ogranicza znacząco przestrzeń porową. -Skały węglanowe czyli sekwencje skał węglanowych zawierające margle lub wapienie margliste są bogate w substancję organiczną margle (iłowce węglanowe), zailone wapienie, dolomity -Węgle
KEROGEN - mieszanina o zróżnicowanej proporcji b. wielu molekuł, znanych jako geopolimery, syntetyzowanych z molekuł wytwarzanych przez obumarłe organizmy, których resztki są odporniejsze na przeobrażenia takie jak spory, płytki, kutikule, membrany bakterii oraz węglowej materii organicznej, pochodzącej z erodowanych osadów kopalnych. Skład kerogenu jest zróżnicowany, obserwuje się relacje między oryginalną biomasą a środowiskiem sedymentacji. Typy kerogenu (pochodzenie materii organicznej): Roślinność wodna: algowa, amorficzna / Alginie, Liptynit, Egzynit / Sapropelowa - Typ I, typ II (mniej) -> Ropa naftowa, ropa naft. i gaz ziemny (mniej). Roślinność lądowa: Trawiasta (włóknista)/Witrynie, Drzewna, Węglista /Inertynit / Humusowa / Typ II (mniej), III i IV (rezydualny) -> gaz ziemny, gaz inertny (jałowy - typ IV), ropa naftowa + gaz z. (mniej, typ II). Czasem występuje typ mieszany.
TYPY KEROGENU: I kerogen sapropelowy (ropogenny), II kerogen mieszany (sapropelowo - humusowy = ropo - gazogenny), III kerogen humusowy (gazogenny), IV inertny (przejrzały. Substancja sapropelowa - algi. Substancja humusowa - rośliny lądow.
%wag. TOC: <0.5 słaba skała macierzysta, 05-1 średnia s.m., 1-2 dobra, 2-4 b. dobra, >4 doskonała. Potencjał węglowodorowy: [mg HC/g skały) <3 słaby, 3-6 średni, 6-12 dobry, 12-24 - b. dobry, >24 doskonały. Dojrzałość kerogenu - metody: refleksyjność witrynitu (Ro), barwa kerogenu (TAI), barwa sporów (SCI), barwa konodontów (CAI), CPI, barwa fluorescencyjna alginitu (CA), temp. max. wydzielania węglowodorów w pirolizie. Stadia generacyjne (na podstawie Ro): <0.5% stadium diagenezy, faza niedojrzała; 0.5-1.3% okno ropne katagenezy, główne stadium generowania ropy; 1.3-2 (2.5)% okno gazowe katagenezy, generowanie mokrego gazu i kondensatu; >2 (2.5)% metageneza, stadium generowania suchego gazu metanowego. SKAŁA ZBIORNIKOWA - ośrodek skalny, który na skutek naturalnych własności petrofizycznych (porowatość, szczelinowatość, kawernistość, właściwości sorpcyjne) jest zdolny do przechwycenia migrującej fazy węglowodorowej. Skała zbiornikowa musi znajdować się w takiej sytuacji geologicznej, która pozwoli na trwałe zatrzymanie i nagromadzenie węglowodorów. Relacje między s. zbiornikową a s. otaczającymi nazywane są pułapką. Podział środowisk sedymentacji ze wzgl. na powstawanie skał zbiornikowych: - środowisko sedymentacyjne piaskowcowych skał zbiornikowych (piaski aluwialne, pustynne piaski eoliczne, piaski fluwioglacjalne, piaski elt, wydmy, plaże, wały, stożki napływowe, piaski szelfów, piaski głębokomorskie), - środowisko wodne (rzeczne, jeziorne, morskie, pośrednie typu deltowego), -lądowe (eoliczne, glacjalne). Typy skał zbiornikowych: * Pochodzenie -okruchowe, -chemiczne/biochemiczne (wapienie, rafy), -złożone. *Charakterystyka petrofizyczyna: -piaskowcowe, -węglanowe, -słabo przepuszczalne (typu tight sand reservoir), -szczelinowe.
ŚWIAT: 60% zasobów gazu i ropy złoża piaskowcowe, 30% węglanowe, 10% mieszane.
PUŁAPKA - dowolnie uformowana skała zbiornikowa, która jest izolowaną nieprzepuszczalną warstwą skały, uniemożliwiającą rozproszenie zakumulowanych płynów złożowych pod wpływem zmian ciśnienia, uformowanej w strukturze. Najlepsze skały uszczelniające: iły, łupki ilaste, ewaporaty.
60% - pułapki konwencjonalne, 40% - warstwa łupków.
Inna definicja: Pułapka - część zbiornika naturalnego, w którym może ustalić się względna równowaga substancji ruchliwych, gdzie działa głównie czynnik grawitacji, skutkiem którego następuje rozdzielenie, gazu, ropy i wody wg. ich ciężaru właściwego. Charakterystyczna jest forma wypukła ku górze oraz kombinacja skał zbiornikowych ze skałami uszczelniającymi, uniemożliwiającymi migrację do innych zbiorników lub ku powierzchni. Charakteryzują się typem zbiornika naturalnego tj. stosunkiem skał zbiornikowych do uszczelniających, -warunkami powstania, -formą, -pojemnością, -warunkami hydrodynamicznymi. Elementy określające pułapkę: -s. zbiornikowa, -s. uszczelniająca, -przestrzenny układ zamknięcia (punkt pomiędzy max a min wychyleniem pułapki, rozpatrywany z punktu widzenia geometrycznego lub hydrodynamicznego), -punkt przelewu (najniższy punkt zamknięcia, poniżej którego węglowodory będą wyłapywać z pułapki przy migracji odbywającej się mechanizmem wyporu. Inaczej max objętość pułapki)
Klasyfikacja pułapek węglowodorów wg. C. Selley'a (1998): I. PUŁAPKI STRUKTURALNE - uformowane na skutek procesów tektonicznych • Pułapki fałdowe (antyklinalne), • Pułapki ekranowane tektonicznie (uskoki) II. PUŁAPKI DIAPIROWE • Diapiry solne • Diapiry błotne III. PUŁAPKI STRATYGRAFICZNE (stratygraficzne i litologiczne) IV. PUŁAPKI HYDRODYNAMICZNE V. PUŁAPKI KOMBINOWANE
Klasyfikacja geometryczna wg. Levorsena(1970):
Typ strukturalny - uformowane na skutek procesów tektonicznych (S) • Pułapki (antyklinalne)(S1), • Pułapki ekranowane dyslokacjami tektonicznymi (uskoki) lub powierzchniami kontaktu z intruzją str. solne, dolomit główny?) (S2).
Typ litologiczny - uformowane w wyniku zmian litologicznych i/lub zmian własności petrofizycznych: -ekranowane litologicznie wyklinowanie pakietów, złoża zatokowe, wychodnie skał) (L1) - ograniczone litologicznie (kopalne bariery piaszczyste, osady rzeczne, dolomityzacja?)(L2)
Typ stratygraficzny - zlokalizowane w obrębie horyzontu stratygraficznego, łączą elementy ekranowane poprzednich typów. -ekranowane niezgodnością, -ograniczone niezgodnością (pogrzebane masywy rafowe lub bariery dolomityczne(zmiana facji))
Typ mieszany
SYSTEMY ENERGETYCZNE ZŁÓŻ:
umożliwiają przepływ płynu złożowego do odwiertu. Podział złóż ze wzgl. na przynależność do systemu energetycznego odbywa się wg. możliwości optymalnego sczerpania płynu, charakterystycznym spadku ciśnienia złożowego, wielkości początkowej i końcowej wydobycia oraz zachowania się odwiertu podczas eksploatacji. Podział systemów: 1. Ekspansji płynu złożowego i skały zbiornikowej: Dla ciśnienia złożowego przeważa ciśnienie nasycenia. Ciała materialne systemu: węglowodory (f. ciekła), woda związana, skała zbiornikowa. Przepływ węglowodorów do odwiertu powoduje spadek ciśnienia złożowego a to z kolei powoduje rozszerzenie płynów i skał zbiornikowych zgodnie z ich właściwościami (ściśliwość płynów i skał), dzięki czemu obecne w skale media wypychane są do odwiertu. Jest to sprężysty system energetyczny złoża. 2. Gazu ziemnego roztworzonego w ropie naftowej: Źródłem ekspansji objętościowej jest gaz ziemny rozpuszczony (w postaci pęcherzyków) w ropie naftowej, który pod wpływem spadku ciśnienia wydziela się z ropy. Ciśnienie złożowe < ciśnienie nasycenia. Uwalniający się z ropy gaz wypełnia przestrzeń porową skały zbiornikowej. Charakterystyczny jest szybki spadek ciśnienia złożowego oraz szybki wzrost a później spadek wykładnika gazowego, spowodowany szybkim odgazowaniem złoża. 3. Wodnonaporowy: Poziom roponośny jest w kontakcie z poziomem wodonośnym (akiferem) w tej samej skale zbiornikowej. W miarę spadku ciśnienia złożowego woda dopływa do poziomu roponośnego, zajmuje miejsce po wydobytych płynach i wypiera węglowodory do odwiertu. Następuje wypieranie o charakterze zewnętrznym - proces frontalnego wypierania ropy naftowej. Jeżeli objętość płynów złożowych odbieranych z odwiertów ekspl. nie jest większa od objętości wody okalającej czy podścielającej wpływającej do warstwy ropnej złoża to ciśnienie złożowe, wykładnik gazowy oraz sumaryczne wydobycie płynów są stałe. W późniejszym czasie woda dociera do odwiertów, które zaczynają wydobywać mieszaninę ropy i wody.
4.Z czapą gazową gazu ziemnego: W miarę spadku ciśnienia złożowego w wyniku wydobywania płynu złożowego powiększa się objętość czapy gazu ziemnego, który frontalnie wypiera ropę naftową. Poszczególne fazy rozdzielone są w wyniku różnicy gęstości. Gdy czapa gazowa dotrze do odwiertów wydobywczych w górnej części struktury wykładnik gazowy tych odwiertów wzrasta do dużych wartości. Złoże charakteryzuje się spadkiem ciśnienia złożowego i wydobycia w czasie eksploatacji. W początkowej fazie eksploatacji wykładnik gazowy rośnie, w końcowej spada na skutek odgazowania złoża.
5. Grawitacyjny: Występuje w związku z separacją ropy naftowej i gazu ziemnego. Spowodowany jest efektami sił grawitacyjnych. Możliwa jest wtórna czapa gazowa, uwalniającego się z ropy gazu. Czapa ta powoduje frontalne wypieranie ropy. Siła ciężkości działa w każdym złożu, ale dominującą rolę zaczyna odgrywać w bilansie energetycznym dopiero po wyczerpaniu innych form energii złożowej. Najczęściej są kontynuacją systemu gazowociśnieniowego lub systemu rozpuszczonego gazu, po wyczerpaniu się tych form energii.
Poszczególne mechanizmy mogą występować pojedynczo, ale również w koniunkcji każdy z każdym, a nawet mogą występować wszystkie razem.
WSPÓŁCZYNNIK WYDOBYCIA (PRODUKTYWNOŚCI) - zdolność wyd. odwiertu określa się za pomocą współczynnika wydobycia dobowego równego ilości m3 ropy naftowej przypadającej na gradient ciśnienia równy 105Pa pomiędzy ciśnieniem dennym dynamicznym a statycznym złożowym, które odpowiadają odległości równej promieniowi drenowania. Stosowany dla prognozowania wydobycia ropy naftowej. Współczynnik zależy od: -wielkości wykładnika gazowego, -gradientu ciśnienia w otworze, -absolutnego ciśnienia złożowego. Teoretyczny współczynnik wydobycia - można określić ze wzoru na radialny ustalony przepływ ropy i gazu.
WYKŁADNIK GAZOWY - iloraz objętości wydobywanego gazu do objętości wydobywanej ropy naftowej w 1m3 ropy zbiornikowej wydobytej przy stabilizowanych warunkach roboczych za 24h. Normalne warunki tj. temp. 15st.C, ciśnienie 1013.25hPa. Objętość gazu wykorzystana do wyznaczenia wykładnika gazowego powinna uwzględniać gaz wydobywany z poziomu skały zbiornikowej rurami okładzionymi i wydobywczymi. Z ogólnej ilości gazu wydobywanego należy odjąć gaz zatłaczany do odwiertu dla eksploatacji ropy naftowej. Sumaryczny WG - ilość gazu ziemnego wydobytego z poziomu skały zbiornikowej do określonego czasu, podzielona przez sumaryczną ilość ropy naftowej w tym czasie. Wykładnik traktowany jest jako kryterium zachowania się poziomu roponośnego s. zbiornikowej. Może być również wskaźnikiem efektywności pracy odwiertu, oraz alarmującym wskaźnikiem dla analizy pracy poziomu roponośnego.
POROWATOŚĆ- iloraz objętości porów do ogólnej geometrycznej obj badanej skały w [%]. Porowatość skat osadowych jest wynikiem naturalnych procesów geologicznych, zarówno jeżeli chodzi o jej powstanie, jak też o późniejsze zmiany spowodowane procesami tektonicznymi. P. pierwotna - formuje się bezpośrednio w procesie tworzenia osadu skalnego, w wyniku ściśliwości skały i procesu cementowania ziaren spoiwem. jest wynikiem powstania przestrzeni między ziarnami fazy stałej w okresie sedymentacji skał. P. wtórna - po okresie utworzenia się osadu, w okresach późniejszych, takich jak przełomy oraz przesunięcia partii złóż, pęknięcia albo utworzenie sie szczelin, wyługowanie i in. uwarunkowana gł tworzeniem szczelin, próbkami, kawernami. Np. intergranularna p. piaskowcow, interkrystaliczna i oolitowa wapieni i dolomitow. P. absolutna- ilość sumarycznej obj porow do obj ogólnej badanej próbki. P. efektywna(otwarta) - iloraz obj porow wzajemnie komunikujących się do obj badanej probki.
Konfiguracja przestrzeni porowej - czynniki: * stopien uszczelnienia materialu, * rozklad porow wg wymiarow, * rodzaj i wytrzymałość mat cementacyjnego.
Skały z p. wtorna(wap, dolomit) 2 lub wiecej systemy różnych kanałow porowych, procesy wymywania skaly lub tworzenia szczelin w pierwotnym srod porowym -> kilka systemow porowych. Por-ść dużych interwałow s. zbiornikowej okresla się statystycznie wg analiz dużej ilości probek. W war. Laborat wystarczy pomiar 2-3 parametrow- calkowita obj probki, obj przestrzeni porowej i obj ziaren. Określenie p. absolutnej i efektywnej -> metody pomiaru obj calkowitej probki. P.skal osadowych powinna zależeć od stopnia konsolidacji.
Ściśliwość szkieletu- zmiana obj fazy stalej ziaren przy zmianie cisn=105Pa. Ściśliwość calkowita- zmiana calkowtej obj skaly przy zmianie cisn=105Pa.
Pory: Nadkapilarne >0,5mm , H2O porusza się swobodnie pod wpl sily ciężkości. Kapilarne0,5-0,0002 (podsiąkanie kapilarne, zatrzymanie wody przez napięcie powierzchniowe) ruch H2O jedynie pod wpl sił wytworzonych na granicy 2 ośrodków. Subkapilarne <0,0002 wody związane, skłony mogą tylko chłonąc wode.
Wpływ na porowatość: ma heterogeniczność (niejednorodność) wymiary i kształt ziarn, rodzaj wypełnienia złożu -wzajemne ułożenie ziarn, cementacja ziarn, ługowanie i wietrzenie. procesy eksploatacyjne mogą wybitnie zmienić porowatość skał złożowych -> erozja wskutek wypłukiwania, szczelinowanie hydrauliczne, odparafinowanie, procesy chem, ściśliwość.
POMIARY POROWATOŚCI: Przed rozpoczęciem należy próbkę skały (rdzeń) oczyścić zewnętrznie, np. z płuczki przez wymycie wodą. następnie wyekstrahować znajdujące się ewentualnie w porach węglowodory (ropę), używając do tego celu aparatu Soxhleta z cieczą ekstrahującą, np. z acetonem, benzenem, toluolem, lekkimi benzynami lub cięższą gazoliną, Nie należy używać chloroformu lub czterochlorku węgla, ponieważ mogą reagować z wypełnieniem (fazą stalą) złoża. Po skończonej ekstrakcji usunięcie z porów resztek par rozpuszczalnika za pomocą pompy próżniowej o niewielkim podciśnieniu. Następnie próbkę wysuszyć do stałej wagi w temperaturze 110°C i zważyć. Ważenie na dobrej wadze aptecznej lub średniej dokładności wadze analitycznej. Oznaczenie objętości próbki: próbki o regularnych, nie uszkodzonych kształtach bardzo proste, natomiast próbki o kształtach nieregularnych oraz okruchy, należy zachować ostrożność i zastos specjalne urządzenia pomiarowe. Urządzeniami obliczanie obj konturu skal, obj przestrzeni porowatych oraz obj ziarn. Dwie metody: wolumetryczną i grawimetryczną. Przy pomiarze obj konturu zabezpieczyć próbki od wnikania w pory cieczy przez powleczenie zewnętrznych powierzchni cienką warstwą parafiny, przez dokładne nasycenie porów tą samą cieczą, której używa się do pomiarów (przez zanurzenie), albo przez użycie rtęci.
METODY OKREŚLANIA POROWATOŚCI: Metody laborat: porowatość probek o malej wielkości->pomiar obj tysięcy porow. Pomiar całkowitej obj probki skalnej: pomiar obj cieczy wypartej z naczynia przez próbkę skalna o regularnej jak i nieregularnej budowie. Należy wykluczyc przenikanie cieczy w przestrzen porowa, co zapewnia się przez: *parafinowanie, *nasycenie ciecza przestrzeni porowej przez zanurzenie w tej cieczy, * zanurzenie w Hg(wysokie napiecie powierzchniowe, duzy kat zwilżalności). Pomiar grawimetryczny całk obj probki:określ masy probki przy jej zanurzaniu w cieczy lub pomiar rożnicy masy piknometru, kiedy jest on wypelniony tylko cieczą i cieczką z probka skaly. **Porozymetr Stevensa. Pomiar p.efektywnej: metody okresl obj przestrzeni porowej oparte na ekstrakcji cieczy lub gazu z probki lub na nasyceniu cieczą przestrzeni porowej probki. Porowatość mierzona na malych probkach nie uzwgl wpływu pustek strukturalnych. Skaly weglanowe-> metody nasycenia-NIE, bo ciecz przenika tylko w grubsze pustki. Należy okrel obj probki przez pomiar wymiarow probki- porozymetr z duzym naczyniem do rozrzedzania gazu. Por-ść zalezy od stopnia konsolidacji skały, zageszczenie skaly od głębokości pogrążenia. Im wieksza głębokość, tym mniejsza porowtosc piaskowcow. Łupki ilaste - bardzo mały spadek porowatości wraz z głębokością.
Ściśliwość: * materiału skalnego, * całkowita, * przestrzeni porowej. Wzrost porowatości-> spada ściśliwości efektywnej (Skały węglanowe, piaskowce).
PRZEPUSZCZALNOŚĆ: zdolność przepuszczania fazy ciekłej i gazowej, zmiana przep. Umożliwia okresl własności filtracyjnych przestrzeni porowo-szczelinowej. Okresl przep- pomiar prędkości filtracji cieczy lub gazu o znanej lepkości przez próbkę o znanych wymiarach. Przepuszczalność wymiar [m2] praktycznie używa się Darcy [D]. 1 m2 = 1012D. Prawo Darcy: ważne dla przepływu laminarnego, zakłada się ze k(współ. przepuszczalnosci) charakteryzuje ośrodek porowaty nasycony w pełni cieczą, ciecz filtrująca jest obojętna dla ośr skalnego. Filtracja płynu w poziomie, F.Pionowa: I-przepływ swobodny (p1=p20, II-pod wpł naporu, III-z dołu do góry pod wpł naporu, Filtracja w kierunku promieniowym.
Przepuszczalność względna: równoczesny mikroprzepływ 2 faz lub 1nej wieloskładnikowej. 3 fazy(stany skupienia): stalą, ciekłą i gazową. Złoża płynne surowców mineralnych faza stała - skała, ciekła-ropa i woda (dwa składniki jednej fazy), gazowa-gaz ziemny. W mikroprzepływach biorą udział tylko dwie fazy. Ciecze-> oprócz ropy i wody (solanki) znajdują się w złożach kondensaty (wykropliny) lżejszych węglowodorów-ciecze, następnie mieszaniny cieczy i par lub gazów, np. pary i gazy lżejszych węglowodorów rozpuszczone w ropie oraz pary i gazy węglowodorów rozpuszczone w solance, para wodna i in. natężenie przepływu jednego skład uwarunkowane jest koncentracją pozostałych skład, np, obecność wody w porach (kapilarach) zmniejsza przepuszczalność i natężenie przepływu dla gazu.. Przepuszczalność efektywna i względna(mikroprzepływ wieloskład): dwa lub więcej skład w porach (kapilarach) -niezależnie od fazy, należy uwzględnić obecność owych skład w porach (kapilarach i szczelinach) skał złożowych. Współczynnik przepuszczalności k odpowiada tzw. przepuszczalności absolutnej k gdy zaistnieje mikroprzeplyw jednego i jednorodnego skład, ciekłego bądź gazowego-> tylko samej ropy, samej wody lub samego gazu. Gdy więcej niż jeden skład-> przepuszczalność dla każdego z nich będzie mniejsza i zależna d jego koncentracji- nasycenia częściowego Ncz. -przepuszczalność efektywna K. Wymiarem darcy (D). Przepuszcz względna: iloraz przep efektywnej względem absolutnej. Bezwymiarowa.
[Ks]Przepuszczalność ośrodków kapilarnych (porowatych i szczelinowatych) - przewodnictwo płynów przez sieć połączonych ze sobą kapilar, jako wynik mikrogeometrii fazy stałej (porowatości, rozplanowania porów lub kapilar i szczelin oraz ich zmienności przekroju, jak też krętości), jak również fizycznych własności przepływającego płynu oraz wzajemnego oddziaływania płynu i fazy stałej, a głownie zwilżalności, jak też historii nasycenia kapilar. Ośrodki porowate są przeważnie heterogeniczne oraz anizotropowe rozplanowanie partii złóż nie jest bliżej znane, z wyjątkiem partii przyodwiertowych, których mikrogeometria, a przede wszystkim nasycenie, może znacznie odbiegać od tychże własności w górotworze dalej usytuowanym od odwiertu.
Przepuszczalność szczelinowa i caliznowo-szczelinowa. Przepuszczalność calizny w złożach ropy i gazu waha się przeważnie w granicach od 0,5 mD do 3D, wobec czego obecność szczeliny w caliźnie powiększa znacznie przepuszczalność spękanej skały. Rozwartość szczelin w złożach ropnych i gazowych jest zazwyczaj niewielka, bo przeważnie poniżej 1 mm w warstwach płytkich i maleje w miarę powiększania głębokości zalegania złoża wskutek powiększającego się ciśnienia górotworu. Inaczej w złożach węgli, gdzie szczeliny mogą mieć rozwartości ponad 1 mm. a w złożach rud są to już kawerny (rozwartość do kilkunastu cm (np. złoża rud siarki koło Tarnobrzegu). Tego rodzaju złoża lub ich hydrauliki są to już przepływy o charakterze makro w naturalnych kanałach podziemnych.
POMIARY PRZEPUSZCZALNOŚCI: należy każdą próbkę oczyścić z płynów zalęgających w porach, gdyż tylko takie pomiary wykonane w stałych warunkach umownych, dają właściwy obraz przepuszczalności. Jeżeli próbka np. zaropiona — należy ją wyekstrahować w aparacie Soxhleta, przemyć destylowaną wodą, wysuszyć do stałego ciężaru w temperaturze ok110°C, ochłodzić zważyć, nasycić gazem bądź cieczą (zależnie dla których płynów ma być wykonany pomiar), osaczyć, zważyć powtórnie i wreszcie osadzić prawidłowo w aparacie pomiarowym, bacząc na dokładne jej uszczelnienie. najłatwiej pomiary te wykonywać przy użyciu czystego suchego powietrza pod niskim ciśnieniem, aby ciśnienie po stronie odpływu równało się ciśnieniu atmosf, na barometrze. Próbkę przygotować o kształcie pełnego walca kołowego, o średnicy ok25 mm i dł ok60 mm. Wycinając próbkę skały, zwrócić uwagę na orientację jej względem złoża i odwiertu. Rozróżniamy przep dla mikroprzepływu równoległego do ulawicenia (bez szczelin) oraz prostopadłego. W skrajnych przypadkach przep w równoległym od 0,7 do 3D, prostopadłym rzędu 0,1 mD, jeżeli szczeliny- różnice większe, nieregularność rozmieszczenia szczelin komplikuje.
POMIARY PRZEP W ODWIERTACH: należy je wytwarzać wielokrotnie i porównywać z pomiarami laborat, i metodami geofizyki. Wyjaśnią wiele zagadnień, szczególnie obecności rys, szczelin i kawern, których to form „kapilar" nie można odtworzyć w dostatecznym stopniu w laboratorium. Pomiary laborat oraz w odwiertach pozwolą na określ chłonności złoża, ważna przy eksploatacji, przy met stymulacyjnych, w met wtórnych eksploatacji złóż.
Przep s. zbiornik: kanały i szczeliny nie wpł na zmiane przep skały, ale wpł na przep ogólną. Przep określ dla próbki o przekroju cylindrycznym o os=19mm, dł=25-38mm, jeśli próbki nasycone ropa naft lub gazem ziemnym należy je oczyścić- destylacja, przemywanie rozpuszczalnikiem, osuszanie. Przy pobieraniu rdzenia rozszerzenie szkieletu skaly we all kierunkach-> zmiana drogi filtracji w przestrzeni porowej. Na skutek ściśliwości rdzenia pod wpł ciśn górotworu przep skaly może zmniejszyc się nawet o 25%. Nasycenie s. zbiornik płynami: *sposób retortowy- podgrzewa się próbkę HC i H2O odparowuja, są zbierane w naczyniu->pomiar obj.* ekstrakcja rozpuszczalnikowa: iloraz masy rdzenia nasyconego/suchego,wody i obj. Porowej. * Odwirowanie: rozpuszczalnik wtłacza się do środka wirowki, rdzeń ma dziure w środku, nadziewa się go na pręt, którym wtłacza się rozpuszcz, next odwirowanie. Płyn przepuszczony zbiera się i mierzy jego obj.
CIŚNIENIE KAPILARNE: siła działająca na jednostkę powierzchni występująca w kanałach porowych, dzięki wzajemnemu oddziaływaniu sił pow i geometrii przestrzeni porowej. Ziarna ropofobowe-zwilżone H2O, hydrofobowe- otoczone ropą, podłoże hydro/ropofilne: kąt styku<90o, hydro/ropofobowe kat>90, środ neutralne: kat=90.
CIŚNIENIA w odwiercie i w złożu: *Ciśnienie manometryczne - wskazane przez manometr. *Ciśnienie absolutne - liczone od absolutnego zera. *Nadciśnienie -ciśnienie ponad chwilowy stan barometru. *Ciśnienie odwiertowe - w dowolnym punkcie odwiertu poniżej zaworów na głowicy, z wyjątkiem ciśn mierzonego tuz pod pierwszym elementem zamykającym odwiert. *Ciśnienie głowicowe - mierzone na głowicy odwiertu tuz przed pierwszym zaworem zamykającym odwiert. *Ciśnienie separatorowe - mierzone na separatorze przy odwiertowym. *Ciśnienie złożowe, pierwotne- mierzone w warunkach statycznych w złożu na poziomie dna odwiertu, przed eksploatacją złoża, czyli tuż po jego dowierceniu i przy szczelnie zamkniętym odwiercie. *Ciśnienie denne statyczne -mierzone na dnie odwiertu, gdy nie ma żadnych przepływów ani w złożu, ani w odwiercie. *Ciśnienie denne dynamiczne (ruchowe) - mierzone na dnie odwiertu w czasie przepływu płynów złożowych lub wtłaczanych z zewnątrz do odwiertu. *Ciśnienie głowicowe statyczne - mierzone na głowicy, gdy nie ma przepływów w odwiercie i w złożu. *Ciśnienie głowicowe dynamiczne (ruchowe)- mierzone na głowicy w czasie przepływu płynów w odwiercie lub w złożu. *Ciśnienie złożowe średnie - wyliczone z pomnożenia ciśnień dennych w odwiertach, przez zasięg działania poszczególnych odwiertów w m2 , next wyliczenie ilorazu z sumy owych iloczynów i powierzchni złoża. *Ciśnienie złożowe odniesione (przyrównane) np. do dowolnie wybranej głębokości (poziomu) albo „sprowadzone". *Ciśnienie różnicowe jest różnicą między ciśnieniem statycznym a dynamicznym w pewnym punkcie złoża lub w odwiercie tzw. cieśn. przepływu. *Spadek ciśnienia złożowego - różnica ciśnienia po pewnym okresie eksploatacyjnym.
Pomiar pierwotnego ciśnienia złożowego pierwszą czynnością jaką należy wykonać przy dowierceniu odwiertu; najczęściej przed tym pomiarem przeprowadzić kwasowanie i perforowanie, aby komunikacja spodu odwiertu ze złożem istniała bez przeszkód. jeżeli rury okładzinowe zapuszczono i zacementowano w stropie złoża, to należy starannie oczyścić sciany odwiertu z urobku i części ilastych. Ciśnienie pierwotne jest najważniejszą pozycją w bilansie otwarcia eksploatacji. w pewnych warunkach można wykonać przed opróbowaniem albo podczas oprobowania.
Pomiar ciśnienia dennego i ciśnień w odwiercie: Ciśnieniomierz rednicy zewnętrznej 45 mm nadający się do zapuszczania nawet w rurach 2" na lince lub drucie stalowym o średnicy ok2 mm. Pętla linki zaklinowana jest klinem w głowicy mającej gwint zewnętrzny na czopie, co umożliwia wydobycie przyrządu w przypadku urwania się linki. Otworem dopływa ciecz złożowa do osłony, w niej podwójny mieszek z przedziałową ścianą. Przestrzenie po obu stronach przegrody wypełnione są szczelnie cieczą pośredniczącą. W dolnej części kadłuba utwierdzona jest sprężyna za pomocą kotwicy, połączona w górnym końcu z trzonem, na którym osadzonych jest dziesięć mieszków, wykonanych z rurek berylowo-miedzianych. Przestrzeń miedzy tymi mieszkami, a osłoną wypełniona jest cieczą.
Ciśnienie parcjalne pary- w systemach wieloskład jest równie iloczynowi ilości molarnej w f. ciekłej i cieśn. Pary nasyconej czystego składnika, dla każdego skład przy danej temp i cieśn. Stosunek części molarnej w f. parowej i cz. Molarnej w f. ciekłej jest stałą K. Przy wyższych ciśnieniach wielkości ciśn pary nasyconej składnika zależą od ogolnego cisn w systemie, a właśc. F.parowej się rożnią.
ZŁOŻE: def geolog: Złożem ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych naftydów nazywa się pojedyncze, proste i naturalne ich nagromadzenie. def prawna: „Złożem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których wydobywanie może przynieść korzyść gospodarczą”. Def KZK: Złoże Rn lub gz- naturalne nagromadzenie tych kopalin w skałach zbiornikowych, w lokalnej strukturze geologicznej, mogą być przedmiotem eksploatacji; w zależności od składu kopaliny i parametrów termodynamicznych wyróznia sie: rn, rn z czapą gazową, gazowe,
gazowo-kondensatowe. Pułapka o stwierdzonym wypełnieniu gazem, ropą lub gazem i ropą otrzymuje nazwę złoża.
W złożach ropno-gazowych występuje: - strefa gazowa zwana czapą gazową,- strefa ropna,
- strefa wodna. W złożach gazowych lub ropnych: tylko strefy gazowa lub ropna oraz wodna. Złoże charakteryzuje się:- wysokością strefy gazowej będącej odl kontaktu ropa-gaz (wodagaz) do szczytu pułapki,- wys strefy ropnej będącej odl kontaktu ropa -woda, a
kontaktem ropa-gaz lub szczytem pułapki.- wys, stanowiąca odl od kontaktu ropa-woda (gaz-woda) do szczytu pułapki.
TYPY ZŁOŻA:
Typy złoża rn lub gz - gł cechy budowy złoża uwarunkowane geometrią i litologią ropo - lub gazonośnych skał zbiornikowych i skał izolujących (uszczelniających) oraz położeniem powierzchni rozdziału ropy lub gz i wody; w zal od położenia tej powierzchni typy: warstwowy gdy woda występuje wokół złoza (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje pod złozem (woda podścielająca).
Klasyfikacja wg formy i typu zbiornika naturalnego: I: z. warstwowe: A/ warstwowe antyklinalne (siodłowe); B/ warstwowe ekranowane: 1. ekranowane tektonicznie, 2. ekranowane stratygraficznie, 3. ekranowane litologicznie;
II/ złoza masywowe: A/ masywowe w wyniosłościach:1. strukturalnych,2. erozyjnych,3. biogenicznych; B/ w zbiornikach naturalnych: 1. jednorodnych,2. niejednorodnych;
III/ złoza ograniczone litologicznie ze wszystkich stron źle przepuszczalnymi skałami lub
wodą:1.ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami, 2. ograniczone wodą, 3. o nieregularnym kształcie ograniczone skałami uszczelniającymi i wodą.
Wg składu złoża:• gazowe;• gazohydratowe;• gazokondensatowe;• gazokondensatowe z otoczką ropy;• ropo- gazokondensatowe;• gazokondensatowo-ropne;• ropne (zwykłe);• ropne o wysokiej lepkości;• ropno-bitumiczne;• bituminów naturalnych.
Wg stopnia wypełnienia pułapki :• pełnowarstwowe;• niepełnowarstwowe;• masywowe;• masywowo-warstwowe.
Klasyfikacja złóż węglowodorów: cztery typy:- ropne,- gazowe,- gazowo-kondensatowe, - ropne z czapą gazową. Układy te mogą znajdować się w złożu jako systemy jedno- i dwufazowe.W ukł 1fazowym wyst zawsze z.gazowe. Zł gazowo-gazowokondensatowe oraz ropne występują jako 1fazowe powyżej krzywej nasycenia. podział ten uzależniony od parametrów składu oraz temp złożowej. Połozenie temp względem punktów kryterialnych: C-krytycznego i CT-krikondentermu determinuje typ:- złoże ropne->temp krytyczna >temp złożowej, -gazowo-kondensatowe, o temp krytycznej >od złozowej, ale <od złożowej temp krikondentermu. Punkt rikondentermu - punkt maks temp na krzywej nasycenia układu węglowodorowego. - “c” złoże gazowe, temp krytyczna jak i temp kriokodentermu są <od temp złozowej. - złoże ropne z czapą gazową -dwie krzywe nasycenia: ropa naftowa nasycona oraz gaz czapy (gaz nasycony). Typ złoża musi być określ w początkowej fazie eksploatacji. decydujący czynnik na decyzje zw z eksploatacją i rozwiercaniem złoża. Metody poboru próbki płynu złożowego, typ wyposażenia wgłębnego i napowierzchniowego, obliczenia zasobów geolog i wydobywalnych i ewentualny wybór metod wtórnych zależą od typu płynu złożowego. cztery lub pięć typów płynu złożowego: ropa naftowa, (typowa) lub lekka ropa naftowa, gaz kondensatowy, gaz kondensujący i gaz bezgazolinowy (suchy). Dodatkowo wydzielić można: ropa naftowa z czapą gazową, ropa naftowa z czapą gazową
kondensatową.
Typy zloz: a) fazowe, gazowe-typ A, b)gazokondensatowe-B, c)złoza pod wyższym ciśn jak początek parowania(cisn nasycenia)-C, d)zł. 2-fazowe- typD.