naftowa2

Dr hab. inŜ. Ludwik Zawisza, prof. AGH Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH 30-059 Kraków, Al. Mickiewicza 30

GEOLOGIA NAFTOWA

Kraków, styczeń 2009

Ludwik Zawisza – Geologia naftowa ___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

2

SPIS TREŚCI

1. WSTĘP ......................................................................................................................................................... 3 2. OGÓLNE WIADOMO ŚCI O ROPIE NAFTOWEJ I GAZIE ZIEMNYM ............... ............................ 3 3. TEORIE POCHODZENIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................................... 5 4. WARUNKI WYST ĘPOWANIA ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO W OBR ĘBIE BASENU

NAFTOWEGO ........................................................................................................................................... 6 5. CHARAKTERYSTYKA SKAŁ MACIERZYSTYCH, ZBIORNIKOWYC H I

USZCZELNIAJ ĄCYCH............................................................................................................................ 7 5.1. SKAŁY MACIERZYSTE ............................................................................................................................. 7 5.2. SKAŁY ZBIORNIKOWE ........................................................................................................................... 11 5.3. SKAŁY USZCZELNIAJĄCE ...................................................................................................................... 15

6. FIZYCZNE I CHEMICZNE WŁASNO ŚCI WÓD ZŁO śOWYCH I W ĘGLOWODORÓW ........... 15 6.1. WŁASNOŚCI FIZYCZNE WÓD ZŁOśOWYCH ............................................................................................ 15 6.2. WYSTĘPOWANIE GAZÓW W WODACH PODZIEMNYCH ............................................................................ 15 6.3. WŁASNOŚCI CHEMICZNE WÓD PODZIEMNYCH ...................................................................................... 16 6.4. KLASYFIKACJA WÓD PODZIEMNYCH ..................................................................................................... 16

6.4.1. Klasyfikacja wg składu chemicznego ............................................................................................ 16 6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia) ............................................................ 17 6.4.3. Klasyfikacja wód złoŜowych na podstawie warunków ich występowania (w stosunku do złoŜa

węglowodorów) ............................................................................................................................ 18 6.5. NAFTYDY ............................................................................................................................................. 18

7. PROCESY MIGRACJI I AKUMULACJI W ĘGLOWODORÓW ....................................................... 20 8. RODZAJE PUŁAPEK WĘGLOWODORÓW ....................................................................................... 23 9. ZŁOśA WĘGLOWODORÓW, KLASYFIKACJA ZŁÓ ś ROPY NAFTOWEJ I GAZU

ZIEMNEGO ............................................................................................................................................. 24 10. ELEMENTY IN śYNIERII NAFTOWEJ ............................................................................................. 26

10.1. PARAMETRY ZŁOśOWE ....................................................................................................................... 26 10.2. MECHANIZMY ZŁOśOWE (TYPY ENERGII ZŁOśOWEJ) .......................................................................... 28

11. METODY POSZUKIWA Ń ZŁÓś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ................................ 29 11.1. METODY GEOCHEMICZNE ................................................................................................................... 29 11.2. METODY GEOFIZYCZNE ...................................................................................................................... 30 11.3. METODY WIERTNICZE......................................................................................................................... 30 11.4. METODY GEOLOGICZNE ...................................................................................................................... 30 11.5. METODY ANALITYCZNE ...................................................................................................................... 31

12. HYDRODYNAMICZNE WARUNKI AKUMULACJI W ĘGLOWODORÓW ................................ 33 12.1. TEORIA MIGRACJI I AKUMULACJI WĘGLOWODORÓW ........................................................................... 35 12.2. METODYKA KARTOWANIA PUŁAPEK HYDRODYNAMICZNYCH DLA ROPY I GAZU ZIEMNEGO ................ 35

13. HYDRODYNAMICZNE MODELOWANIE BASENÓW NAFTOWYCH . ...................................... 36 14. OBLICZANIE ZASOBÓW ZŁÓ ś ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO ............................... 38 LITERATURA ............................................................................................................................................... 41


3

1. Wstęp

Geologia naftowa jest dyscypliną geologii stosowanej, która bada warunki powstawania, przeobraŜania ropy naftowej i gazu ziemnego w przyrodzie oraz formowania, zachowania lub niszczenia ich koncentracji.

W swoich badaniach koncentruje się ona z jednej strony na formułowaniu ogólnych praw, reguł i związków przyczynowo-skutkowych definiujących procesy generowania, przemieszczania, przeobraŜania i tworzenia akumulacji węglowodorów, a z drugiej strony wnika w cała sferę stanu i pracy złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego, jego cech jakościowych i ilościowych i ich zmian w procesie eksploatacji.

Ta pierwsza domena geologii naftowej bywa określana mianem „ogólnej lub podstawowej geologii naftowej”, a jej rozwój jest ściśle związany z postępem naukowo-technicznym w naukach podstawowych - fizyce, chemii, biologii itd.

Natomiast druga sfera badań geologii naftowej bywa określana nazwą „geologii złoŜowej lub geologii złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego”. DuŜy postęp zaistniał w tej dziedzinie w ostatnich latach, a w szczególności zastosowanie nowych narzędzi i metod badawczych spowodowało dąŜność do wyodrębniania z naftowej geologii złoŜowej samodzielnych dyscyplin takich jak „fizyka złoŜa ropno-gazowego”, „inŜynieria złoŜowa” lub „naftowa inŜynieria złoŜowa”. Dziedziny te łączą zagadnienia eksploatacji złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego z problematyką geologii naftowej, przez co obiekty badań, jakimi są złoŜa tych surowców, w efekcie końcowym mogą być optymalnie sczerpane.

ZłoŜe ropy naftowej i gazu ziemnego jest główną domeną badań geologii naftowej, a jego charakter i zachowanie w czasie eksploatacji określają cechy czterech podstawowych środowisk wchodzących w jego skład, a wręcz warunkujących jego istnienie:

- środowisko wód złoŜowych

- środowisko skał (macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających).

- środowisko gazów ziemnych,

- środowisko rop naftowych,

Nie ma bezpośrednich metod wykrywania złóŜ ropy naftowej. Poszukiwanie złóŜ ropy naftowej odbywa się metodami pośrednimi.

„KaŜde złoŜe jest jedyne w swoim rodzaju; do jego powstania przyczyniło się około 20-25 zmiennych czynników, z których przewidzieć moŜna tylko nieliczne” (A.I. Levorsen, 1972).

2. Ogólne wiadomo ści o ropie naftowej i gazie ziemnym

Węglowodorowe surowce energetyczne, do których naleŜy ropa naftowa, gaz ziemny i bituminy naturalne są w literaturze róŜnie ujmowane i systematyzowane.

Na ich określenie stosuje się w polskiej literaturze terminy – naftydy, bituminy, surowce naftowe, węglowodory, pochodzące najczęściej z zapoŜyczeń obcojęzycznych..


4

Termin „naftydy” (M.K. Kalinko, 1984) wprowadzony w ostatnich latach do literatury polskiej, obejmuje duŜą grupę naturalnych substancji organicznych (z wyłączeniem torfów, węgli brunatnych, węgli kamiennych i antracytów) występujących w warunkach naturalnych we wnętrzu Ziemi w stanie gazowym, ciekłym i stałym lub w postaci rozpuszczonej w płynach złoŜowych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.

• Najwcześniejsze „ślady” ropy naftowej na powierzchni ziemi znane były na Bliskim Wschodzie. Wśród nich występują wychodnie ropy naftowej i gazu ziemnego, jeziora asfaltowe, złoŜa stałego asfaltu (złoŜe asfaltu Hit w Iraku eksploatowane jest od staroŜytności).

• Od dawna znane były ślady ropy i gazu na Kaukazie oraz na Półwyspie Apszerońskim. Wiele z nich związanych jest z wulkanami błotnymi.

• W 1853 r.- Ignacy Łukasiewicz przeprowadził pierwszą w Polsce i na Świecie destylację i rafinację ropy naftowej i skonstruował lampę naftową - początek Przemysłu Naftowego.

• 31 lipca 1853 r. - lampą naftową Łukasiewicza oświetlono szpital we Lwowie.

• W 1856 r. - B. Silliman przeprowadził pierwszą destylację ropy naftowej w USA.

• W 1859 r. - E.L. Drake odwiercił pierwszy otwór naftowy w Pensylwanii (USA) – wg geologów amerykańskich stanowi to początek Przemysłu Naftowego.

Rys. 1. Wykorzystywanie produktów naftowych na tle „historii ludzko ści”:

a) Arka Noego uszczelniana smołą, b) świątynia w Ur-Nammu (Mezopotamia) – cegły spajane asfaltem, c) pierwsze lampy na olej skalny (Mezopotamia), d) smoła uŜywana do mumifikacji w Egipcie, e) „ogień grecki”, f) pierwsze retorty uŜywane do destylacji ropy, g) Mongołowie uŜywali lamp olejowych (do oświetlania smoka), h) wytapianie smoły z łupków bitumicznych (Agricola), i) odwiercenie przez Drake’a pierwszego otworu naftowego, k) pierwsza lampa naftowa Łukasiewicza, l) pierwsze samochody, m) pierwsze samoloty, n) cięŜarówki, o) statki napędzane silnikiem spalinowym, q) elektrownia na ropę i gaz, r) karmienie świń produktami pochodzącymi z ropy naftowej.


5

3. Teorie pochodzenia ropy naftowej i gazu ziemnego

Hipotezy pochodzenia ropy naftowej, gazów ziemnych i innych naftydów dzieli się na dwie grupy:

– nieorganiczne (abiogenne) - mające obecnie znaczenie teoretyczne i historyczne, które opierają swoje argumenty na moŜliwości zachodzenia we wnętrzu Ziemi róŜnych reakcji chemicznych;

– organiczne - stanowiące obecnie podstawę oceny ropo- i gazonośności basenów naftowych uzasadniane argumentami teoretycznymi i praktycznymi.

Hipotezy organicznego pochodzenia węglowodorów stanowią obecnie podstawę oceny ropo- i gazonośności basenów naftowych uzasadniane argumentami teoretycznymi i praktycznymi.

Do argumentów „teoretycznych” przemawiających za organicznym pochodzeniem ropy naftowej i gazu ziemnego naleŜy zaliczyć m.in.:

– powszechną obecność materii organicznej w seriach skał, w których występują złoŜa węglowodorów,

– optyczną czynność rop naftowych i ich frakcji,

– występowanie w ropach naftowych porfiryn i azotu,

– obecność w ropach naftowych biomarkerów.

Argumenty praktyczne wynikają z moŜliwości sporządzenia dla basenu naftowego bilansu generowania i akumulacji oraz ilościowego wyznaczenia wielu wskaźników określających jego potencjał naftowy.

Organiczna teoria pochodzenia węglowodorów: – Tworzenie się węglowodorów jest częścią naturalnych procesów sedymentacyjnych,

– Substancja organiczna jest wyjściowym materiałem ropotwórczym,

– Ropa naftowa powstaje w środowisku redukcyjnym (beztlenowym),

– Organizmy roślinne i zwierzęce tworzą w procesie metabolizmu związki węglowodorowe, w wyniku ich koncentracji powstaje ropa naftowa,

– Większa część ropy naftowej tworzyła się we wczesnym stadium rozwoju skały osadowej, a nie w późniejszym po jej petryfikacji. Węglowodory naftowe stwierdzono np we współczesnych iłach i mułach Zatoki Meksykańskiej. Najprawdopodobniej tworzą się one tam równieŜ obecnie.

– Źródłami energii warunkującej przemianę materii organicznej w węglowodory są:

• bakterie

• temperatura i ciśnienie

• rozpad promieniotwórczy powodujący napromieniowanie materiału organicznego


6

Warunki konieczne do powstania węglowodorów: – Osadzanie się substancji organicznych (macierzystych) w jeziorach, lagunach, basenach

epikontynentalnych i geosynklinalnych,

– Środowisko, w jakim tworzą się węglowodory (warunki beztlenowe),

– Dno zbiornika ma tendencję do szybkiego pogrąŜania się,

– Szybkie przykrycie osadu ze szczątkami organicznymi nieprzepuszczalnym nadkładem,

– Obecność substancji macierzystej (substancja macierzysta – szczątki roślinne lub zwierzęce rozproszone między cząstkami mineralnymi),

– Wysoka temperatura i ciśnienie.

4. Warunki wyst ępowania ropy naftowej i gazu ziemnego w obr ębie basenu naftowego

Występowanie złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie basenu naftowego uwarunkowane jest istnieniem w jego obrębie (rys. 2):

1. Skał macierzystych,

2. Warunków generowania węglowodorów ze skał macierzystych,

3. Skał zbiornikowych,

4. Migracji pierwotnej,

5. Migracji wtórnej,

6. Pułapki.

Rys. 2. System naftowy


7

5. Charakterystyka skał macierzystych, zbiornikowyc h i uszczelniaj ących

5.1. Skały macierzyste

Skały zawierające substancję organiczną, które posiadają zdolność do generowania i ekspulsji odpowiednio duŜej ilości węglowodorów do formowania akumulacji ropy naftowej i gazu ziemnego są nazywane skałami macierzystymi.

RozróŜnia się skały macierzyste potencjalne i efektywne.

Skałą macierzystą potencjalną nazywa się taką skałę, w której substancja organiczna nie osiągnęła poziomu dojrzałości do generowania węglowodorów w warunkach naturalnych, w których się znajdowała, lecz moŜe generować znaczące ilości węglowodorów podczas jej nagrzewania w laboratorium lub w procesie pogrąŜania w głąb Ziemi.

Natomiast skałą macierzystą efektywną nazywa się skałę, która posiadała lub w obecnych warunkach posiada zdolność do generowania i ekspulsji węglowodorów. Efektywne skały macierzyste mogą być aktywne (jeśli w aktualnych warunkach naturalnych generują i wydalają do zbiorników naturalnych węglowodory), i nieaktywne (zdolne w przeszłości do generowania węglowodorów, lecz w obecnych warunkach nie ujawniające tego procesu ze względu na ich ochłodzenia wynikające np. z uniesienie skał lub denudacji regionu.

O jakości skały macierzystej decydują następujące cechy:

– ilość substancji organicznej,

– typ materii organicznej,

– stopień dojrzałości materii organicznej.

W skałach macierzystych określa się:

– całkowitą ilość substancji organicznej (węgla organicznego) - Corg, TOC (total organic carbon),

– zawartość substancji organicznej nierozpuszczalnej w kwasach beztlenowych, zasadach i rozpuszczalnikach organicznych - kerogenu,

– zawartość substancji organicznej rozpuszczalnej w rozpuszczalnikach organicznych - bituminu.

Substancja organiczna zawarta w mułach świeŜych sedymentów jest w miarę gromadzenia nowych osadów stopniowo pogrzebana i przeobraŜana w łupki lub węglany mikrytowe.

Łupki zawierają średnio 1 % obj. substancji organicznej, z czego około 90% stanowi kerogen, a resztę bitumin.

W ocenach skał macierzystych najczęściej eksponuje się zawartość kerogenu, gdyŜ główna masa generowanych węglowodorów pochodzi z przetworzonego kerogenu.


8

Jakkolwiek z kaŜdej skały zawierającej substancję organiczną mogą być generowane węglowodory, to jednak za macierzyste przyjęto uwaŜać takie skały, które posiadają pewną progową zawartość kerogenu zapewniającą wygenerowanie dostatecznej ilości węglowodorów do zaistnienia ich ekspulsji czyli migracji pierwotnej.

Przyjmuje się, Ŝe progowymi zawartościami kerogenu kwalifikującymi uznanie skał za macierzyste jest: dla skał detrytycznych (ilastych) > 0,5%, a dla skał węglanowych > 0,3%.

W oparciu o badania pirolityczne Tissot B.P. i Welte D.H. (1984) zaproponowali w zaleŜności od moŜliwości generacyjnych skał macierzystych podział ich na trzy klasy:

– < 2 kg (węglowodorów) / t (skały): słabe skały macierzyste - brak potencjału dla generowania ropy, niewielki potencjał dla generowania gazu,

– 2 do 6 kg (węglowodorów) / t (skały): średnie skały macierzyste,

– > 6 kg (węglowodorów) / t (skały): dobre skały macierzyste.

W ocenie skał macierzystych uŜywa się róŜnych parametrów geochemicznych i informacji pirolitycznych prowadzących do określenia ich potencjału generacyjnego i typu produktów węglowodorowych

Spośród skał osadowych najlepsze cechy skał macierzystych generujących w sprzyjających warunkach węglowodory osiągają: łupki, skały węglanowe, anhydryty i węgle.

Łupki zawierające znaczna ilość substancji organicznej są najpowszechniejszymi skałami macierzystymi dla generowania węglowodorów.

Zawartość substancji organicznej (TOC) jest miarą ich potencjału macierzystości w procesach termalnego dojrzewania kerogenu. Badania eksperymentalne wykazały (P. Bitterli, 1962), Ŝe łupki w sekwencjach piaskowcowo-łupkowych, dla osiągnięcia potencjalnej moŜliwości produkowania istotnej ilości węglowodorów, muszą zawierać nie mniej niŜ 0,5 % węgla organicznego.

W procesach generowania węglowodorów w łupkach fundamentalną rolę odgrywa interakcja pomiędzy minerałami ilastymi i substancją organiczną. Minerały ilaste posiadają własności katalityczne zmieniające rozmiary reakcji ropo i gazotwórczych, a ponadto ich dehydracja podczas diagenezy wynikającej z pogrzebania, moŜe inicjować pierwotną migrację wygenerowanych węglowodorów.

Skały węglanowe prawdopodobnie ze względu na ich jasne barwy są uwaŜane zazwyczaj za nie mające cech macierzystych.

Czyste skały węglanowe rzeczywiście zawierają mało substancji organicznej, zwykle mniej niŜ 0,1 %. Jednak sekwencje skał węglanowych zawierają pewne ich odmiany takie jak margle lub wapienie margliste, które mogą być bogate w substancję organiczną. Zakwalifikowanie skał węglanowych do skał macierzystych wymaga obecności w ich składzie minimum 0,3 % węgla organicznego (B.P. Tissot, H.D.Welte, 1984).

Warunki generowania węglowodorów

Proces generowania węglowodorów z substancji organicznej zawartej w skałach macierzystych zachodzi od momentu depozycji, aŜ do wyczerpania moŜliwości generacyjnych. Proces ten zachodzi więc w róŜnych warunkach termodynamicznych, od intensywności których zaleŜy zarówno ilość jak i rodzaj generowanych produktów, a takŜe


9

szybkość przebiegu reakcji przeobraŜenia. Określenie stopnia dojrzałości kerogenu daje pogląd o stadium jego przeobraŜenia i rodzaju wytworzonych produktów, ale równieŜ identyfikuje warunki w jakich ten proces zachodził.

Na rys 3 przedstawiono schemat ewolucji kerogenu prezentowany na diagramie van Krevelena.

Rys. 3. Schemat ewolucji kerogenu prezentowany na diagramie van Krevelena (B.P. Tissot. D.H. Welte, 1984); zony generowania: 1- CO2, H2O, biogenicznego CH4, 2- ropy naftowej (główna faza generowania ropy), 3 – gazu ziemnego (główna faza generowania

gazu), 4 – rezidalna substancja organiczna (inertna), 5 – typy kerogenu

W termalnym przeobraŜeniu kerogenu wydziela się cztery główne stadia:

• Diageneza - Zachodzi od depozycji osadu do temperatury 50 °C. Substancja organiczna ulega kolejno: degradacji biochemicznej (próchnieniu, butwieniu, torfieniu i gniciu) i polikondensacji. Głównymi produktami są gazy biogenne: metan i dwutlenek węgla.

• Katageneza - Zachodzi w zakresie temperatur 50 °C do 200 °C. Kerogen ulega degradacji termicznej. Jest to główne stadium generowania ropy naftowej, ze strefą maksymalnego rozwoju procesu ropotwórczego tzw. „oknem ropnym”.

• Metageneza - Zachodzi w zakresie temperatur 200 °C do 250 °C. Kerogen ulega procesowi uwęglania. Głównym produktem jest metan termogeniczny, co daje podstawę do wydzielania tu tzw. „okna gazowego”.

• Metamorfizm - Zachodzi w temperaturach wyŜszych od 250 °C. Kerogen ulega rekrystalizacji.

MoŜliwe jest generowanie jeszcze metanu termogenicznego.


10

Na rysunku 4 przedstawiono schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrąŜania skał macierzystych.

Rys. 4. Schemat generowania węglowodorów w funkcji pogrąŜania skał macierzystych (B.P.Tissot, D.H.Welte, 1984)

Dla określenia stopnia przeobraŜenia kerogenu opracowano szereg metod chemicznych, fizykochemicznych i optycznych opartych na badaniu kerogenu i bitumów, a takŜe ropy i gazu. Najczęściej uŜywanymi wskaźnikami jest:

– refleksyjność witrynitu (Ro),

– barwa kerogenu (TAI – Thermal Alteration Index),

– barwa sporów (SCI – Spore ColorIndex),

– barwa konodontów (CAI – Conodont Alteration Index),

– barwa fluorescencyjna alginitu (CA – Color Alginit),

– temperatura maksymalnego wydzielania węglowodorów w pirolizie (Tmax.) i (PI – Production Index) ,

– CPI – (Carbon Preference Index),

oraz szereg innych opartych na badaniach elektronowego rezonansu spinowego (ESR), spektroskopii w podczerwieni, analizie termicznej, mikrodyfrakcji elektronowej i inne.

Spośród w/w metod najbardziej obiektywne wyniki oceny wielkości przeobraŜenia substancji organicznej daje badanie odbicia (refleksyjności) witrynitu. W metodzie tej wykorzystuje się właściwość macerałów węgla z grupy witrynitu, polegającą na dość równomiernym wzroście w miarę procesu uwęglania kondensacji kompleksów huminowych i


11

aromatyczności, a co najwaŜniejsze zdolności odbicia światła. Pomiary fotometryczne refleksyjności moŜna prowadzić w świetle spolaryzowanym (jeden nikol) lub zwyczajnym oraz przy zastosowaniu obiektywu suchego (Ra) lub imersyjnego (Ro). Dla praktyki waŜne są pomiary średniej zdolności odbicia światła w imersji określane na próbce o liczności co najmniej 100 ziaren. Maksymalną zdolność odbicia światła posiada grafit (Ro = 23 %).

Ogólnie przyjęto następujące graniczne wartości Ro dla poszczególnych stadiów generacyjnych:

– Ro < 0,5% - stadium diagenezy, skała macierzysta niedojrzała;

– 0,5% < Ro < 1,3% - stadium katagenezy, główna strefa generowania ropy,

– 1,3% < Ro< 2,0% (2,5%) - stadium katagenezy, strefa mokrego gazu i kondensatu,

– Ro > 2,0% (2,5%) - stadium metagenezy, strefa suchego gazu (metanowego).

5.2. Skały zbiornikowe

Skała zbiornikowa – skała, której naturalne właściwości (porowatość, szczelinowatość, kawernistość, własności sorpcyjne) umoŜliwiają nagromadzenie w niej ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Zasadniczym celem charakterystyki zbiornikowej badanego obiektu geologicznego (złoŜa) jest opis i konstrukcja modelu geologicznego i numerycznego tego obiektu (złoŜa) poprzez określenie jego geometrii, ciągłości i budowy wewnętrznej (miąŜszości, anizotropowości, własności filtracyjnych).

Zrozumienie natury złoŜa i charakterystyki skał zbiornikowych wymaga zgromadzenia w sposób kompleksowy duŜej ilości informacji, pochodzących z wielu źródeł. Niezbędne dane uzyskiwane są z analiz laboratoryjnych rdzeni wiertniczych oraz płynów złoŜowych, ponadto z pomiarów geofizycznych.

Wszystkie te dane wykorzystywane są następnie do konstrukcji wszelkiego rodzaju map: strukturalnych, izopachytowych, parametrów zbiornikowych skał oraz przekrojów geologiczno-złoŜowych.

Korelacja profilowań geofizycznych pozwala na wyznaczenie poziomów stratygraficznych i litologicznych oraz śledzenie zmian facjalnych.

Analiza rdzeni wiertniczych pozwala na określenie struktury i tekstury skał, składu mineralogicznego oraz określenie struktur sedymentacyjnych i w efekcie określenie środowiska sedymentacyjnego oraz trendów związanych z występowaniem skał zbiornikowych.

Dane laboratoryjne mogą być wykorzystane takŜe do kalibracji pomiarów geofizycznych i budowy modelu geofizycznego złoŜa.

Własności petrofizyczne skał, takie jak porowatość, przepuszczalność i nasycenie mogą być wyznaczone w oparciu o pomiary geofizyki wiertniczej.

Dane paleontologiczne, uzyskane w oparciu o badania rdzeni wietniczych, pozwalają na określenie środowiska powstania skał zbiornikowych oraz typ facji.


12

Wszystkie wymienione wyŜej badania powinny być prowadzone i interpretowane w sposób kompleksowy

Środowiska sedymentacyjne skał zbiornikowych

Potencjalne skały zbiornikowe wykazują zwykle niejednorodność i anizotropowość. WiąŜe się to ze środowiskiem sedymentacyjnym, w którym powstały. Środowisko sedymentacyjne decyduje o kształcie, litologii, miąŜszości, anizotropowości i parametrach petrofizycznych zbiornika. Kluczem do zrozumienia tych wszystkich czynników są badania sedymentologiczne.

Środowisko sedymentacyjne decyduje przede wszystkim o wykształceniu przestrzennym skał zbiornikowych (rozciągłości, miąŜszości) oraz o ich rozwoju facjalnym. Ponadto „jakość” skał zbiornikowych, np. piaskowców zaleŜy od wielkości ziaren, ich kształtu i stopnia wysortowania. Wszystkie te cechy zaleŜą od środowiska sedymentacyjnego, w którym dana skała powstała. W przypadku skał węglanowych, „jakość” skał zbiornikowych zaleŜy zwykle od zmian wtórnych (epigenetycznych) lub procesów diagenetycznych.

Badania środowisk sedymentacyjnych pozwalają na bardziej precyzyjne modelowanie pułapek, właściwą korelacje skał zbiornikowych oraz określanie (prognozowanie) rozwoju facjalnego skał zbiornikowych.

Do badań sedymentologicznych i facjalnych wykorzystuje się zwykle pomiary geofizyki wiertniczej, głównie pomiary oporności (elektro-facje) oraz pomiary upadomierzem.

Pojęcie środowisko sedymentacyjne obejmuje obszar akumulacji oraz charakterystyczne dla niego warunki fizyczne, chemiczne i biologiczne, które wpływają na zachodzące na tym obszarze procesy sedymentacyjne i gromadzone w ich wyniku osady.

Podział środowisk sedymentacyjnych:

– środowisko rzeczne,

– środowisko eoliczne,

– środowisko glacjalne,

– środowisko jeziorne,

– delty,

– środowiska sedymentacji klastycznej na wybrzeŜach morskich,

– środowiska morskie

Podział środowisk sedymentacyjnych, ze względu na powstawanie skał zbiornikowych:

1. środowiska sedymentacyjne piaskowcowych skał zbiornikowych:

� piaski aluwialne,

� pustynne piaski eoliczne,

� piaski fluwioglacjalne,

� piaski delt,

� wydmy, plaŜe, wały plaŜowe, bariery piaszczyste,

� stoŜki napływowe,


13

� piaski szelfów,

� piaski głębokomorskie.

2. środowiska sedymentacyjne węglanowych skał zbiornikowych:

� rafy,

� wapienie pelagiczne,

� dolomity.

Typy skał zbiornikowych

Prosta klasyfikacja skał zbiornikowych, opierająca się na pochodzeniu skał, dzieli wszystkie skały zbiornikowe na (Levorsen A.I., 1972):

1. okruchowe (klastyczne),

2. chemiczne lub biochemiczne,

3. złoŜone

Skały zbiornikowe, ze względu na ich charakterystykę petrofizyczną, moŜna podzielić na następujące typy (Levorsen A.I., 1972):

1. skały zbiornikowe piaskowcowe,

2. Skały zbiornikowe węglanowe,

3. skały zbiornikowe słabo przepuszczalne (tight-sand reservoir),

4. skały zbiornikowe szczelinowe.

Około 60% zasobów ropy i gazu w świecie znajduje się w skałach zbiornikowych piaskowcowych. Gdyby z tej statystyki wyłączyć występujące w utworach węglanowych złoŜa na Bliskim Wschodzie, wówczas liczba złóŜ występujących w utworach piaskowcowych wynosiłaby 80%.

Około 1/3 światowych zasobów ropy i gazu występuje w utworach węglanowych.

Podrzędne ilości ropy i gazu występują w spękanych i szczelinowatych łupkach (Kentucky – USA), w skałach ewaporatowych (Cotton Valley – złoŜe gazu, Pine Island Field w Louisianie – złoŜe ropy) oraz w skałach magmowych i metamorficznych (serpentynity w płd. Teksasie – złoŜe ropy i gazu).

Własności fizyczne skał zbiornikowych

Skałami zbiornikowymi nazywa się takie skały, które posiadają właściwość nasycania się płynami złoŜowymi (ropą naftową, gazem ziemnym i wodą) oraz oddawania ich w czasie eksploatacji.

Zdolność przewodzenia płynów złoŜowych mają skały, w których pory, szczeliny, kawerny, kanały itp. tworzą system przewodów i kanalików o odpowiednich wymiarach umoŜliwiających przepływ płynów w wyniku róŜnic ciśnienia hydrostatycznego.

Do podstawowych cech skał, kształtujących warunki występowania płynów złoŜowych, naleŜy zaliczyć: porowatość, szczelinowatość, krasowatość, strukturę i teksturę oraz skład


14

granulometryczny. Pod ich wpływem skały nabierają róŜnych własności zbiornikowych i filtracyjnych, takich jak:

– porowatość całkowita,

– porowatość efektywna,

– porowatość matrycowa,

– porowatość szczelinowa,

– porowatość podwójna,

– ściśliwość skał,

– przepuszczalność absolutna,

– zwilŜalność, ciśnienie kapilarne,

– nasycenie wodą związaną i wodą ruchomą oraz węglowodorami,

– przepuszczalności względne oraz przepuszczalności fazowe dla wody, ropy i gazu,

Obliczanie parametrów zbiornikowych skał

A. Badania laboratoryjne

B. Określanie parametrów zbiornikowych skał w oparciu o pomiary geofizyczne

Na rys. 5 przedstawiono przykład obliczania parametrów zbiornikowych skał w oparciu o pomiary geofizyczne w otworach wiertniczych.


15

Rys. 5. Wyniki kompleksowej interpretacji danych geofizyki wiertniczej z zastosowaniem modeli Zawiszy w poziomach zbiornikowych PMG Wierzchowice

5.3. Skały uszczelniaj ące

Skały uszczelniające spełniają podstawową rolę w zaistnieniu zbiornika naturalnego, a tym samym złoŜa. Ich podstawowymi cechami są: nieprzepuszczalność i plastyczność. Nieprzepuszczalność określona jest głównie przez ciśnienie porowe, które zawsze w nich jest większe niŜ w sąsiednich skałach zbiornikowych.

Głównymi grupami skał spełniającymi dobrze funkcję skał uszczelniających są:

– iły i łupki ilaste

– ewaporaty.

6. Fizyczne i chemiczne własno ści wód zło Ŝowych i w ęglowodorów

6.1. Własno ści fizyczne wód zło Ŝowych

• sciśliwość wody;

• cięŜar właściwy;

• lepkość;

• przewodnictwo elektryczne;

• temperatura;

• mętność i przeźroczystość;

• barwa wody;

• zapach wody;

• smak wody.

6.2. Występowanie gazów w wodach podziemnych

Wszystkie wody podziemne zawierają pewną ilość rozpuszczonych gazów. Najczęściej spotyka się w wodach podziemnych następujące gazy: dwutlenek węgla, tlen, siarkowodór i metan. Rozpuszczalność gazów w wodzie zaleŜy od wielu czynników, głównie od: temperatury, ciśnienia, mineralizacji wody oraz własności samych gazów. Największą


16

rozpuszczalnością cechuje się CO2 i H2S. Wzrost temperatury zmniejsza rozpuszczalność gazów, wzrost ciśnienia natomiast ją zwiększa.

6.3. Własno ści chemiczne wód podziemnych

• mineralizacja wody;

• główne składniki chemiczne;

• sposoby wyraŜania mineralizacji i składu chemicznego;

• najwaŜniejsze wskaźniki hydrochemiczne.

6.4. Klasyfikacja wód podziemnych

6.4.1. Klasyfikacja wg składu chemicznego

Istnieje ponad 30 klasyfikacji wód podziemnych według ich składu chemicznego. Opierają się one bądź na określaniu przewagi jonów głównych występujących w wodzie, bądź teŜ na zawartości składników charakterystycznych. W zaleŜności od celu prowadzonych badań przydatność poszczególnych schematów klasyfikacyjnych jest róŜna. Dla wód pitnych stosuje się najczęściej klasyfikację Ch. Palmera, S.A. Szczukariewa i O.A. Alekina, dla wód mineralnych - klasyfikację W.A. Aleksandrowa, zaś dla wód towarzyszących ropie - W.A. Sulina. O.A.

Ze względu na skład chemiczny oraz stopień metamorfizmu Sulin wydzielił następujące typy wód:

a) typ wodorowęglanowo-sodowy (HCO3- - Na+) obejmujący górną strefę basenu

zbiornikowego o intensywnej wymianie wód i niekorzystnych warunkach dla zachowania się ropy naftowej i gazu ziemnego. Wody określa się na podstawie stosunku:

1rSO

rClrNa

4

⟩−

1rCl

rNa⟩

b) typ siarczanowo-sodowy (SO42- - Na+):

1rSO

rClrNa

4

⟨−

1rCl

rNa⟩

Są to stosunkowo młode i niezbyt głębokie wody pochodzenia infiltracyjnego. Występują w strefie przejściowej, tj. pomiędzy strefą o intensywnej wymianie wód, a strefą dolną o utrudnionej wymianie wód.

c) typ chlorkowo-magnezowy (Cl - Mg), w którym:


17

1rMg

rNarCl⟨

−

1rCl

rNa⟨

określa strefę przejściową (j.w.). Są to stare reliktowe wody sedymentacyjne.

d) wody typu chlorkowo-wapniowego (Cl - Ca) przy:

1rMg

rNarCl⟩

−

1rCl

rNa⟨

obejmują strefę dolną najbardziej odizolowaną od wpływu wód infiltracyjnych. Są to równieŜ stare wody reliktowe, sedymentacyjne, o bardzo wysokiej mineralizacji. Zwykle zawierają one jod, brom, bar, bor i wiąŜą się ze złoŜami ropy naftowej.

Ze względu na zbyt małe zróŜnicowanie wód typu Cl - Ca, zostały one dodatkowo podzielone na 5 klas zaznaczających strefowość hydrodynamiczną zbiornika:

1. klasa Cl - Ca I przy rNa : rCl > 0,85 charakteryzuje strefą mało stabilną, o zaznaczającej się wymianie wód, co zalicza je do strefy mało perspektywicznej dla zachowania złóŜ węglowodorów;

2. klasa Cl - Ca II przy rNa : rCl = 0,85 - 0,75 charakteryzuje strefę graniczną pomiędzy strefą małostabilną a stabilną basenu zbiornikowego, co zalicza ją na ogół do strefy małoperspektywicznej;

3. klasa Cl - Ca III przy rNa : rCl = 0,75 - 0,65 charakteryzuje sprzyjające warunki dla zachowania się złóŜ węglowodorów i nazywa się strefą średnioperspektywiczną;

4. klasa Cl - Ca IV przy rNa : rCl = 0,65 - 0,50 charakteryzuje się całkowitym odizolowaniem poziomów zbiornikowych oraz istnieniem solanek reliktowych, co zalicza ją do strefy perspektywicznej;

5. klasa Cl - Ca V przy rNa : rCl < 0,50 charakteryzuje się obecnością solanek reliktowych o wysokim stopniu metamorfizmu, co zalicza tę strefę do bardzo perspektywicznych.

Przy dodatkowych wskaźnikach perspektywiczności:

a) Jod (J) powyŜej > 5 mg/l

b) Brom (Br) powyŜej > 350 mg/l

c) Stosunek Cl / Br < 300

d) 1rCl

100rSO4 ⟨⋅

6.4.2. Klasyfikacja wód podziemnych wg genezy (pochodzenia)

• wody infiltracyjne;

• wody kondensacyjne (zw. ze skraplaniem pary wodnej);


18

• wody juwenilne (zw. z procesami magmowymi);

• wody reliktowe (sedymentacyjne).

6.4.3. Klasyfikacja wód złoŜowych na podstawie warunków ich występowania (w stosunku do złoŜa węglowodorów)

• wody podścielające;

• wody okalające;

• wody górne (powyŜej złoŜa, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

• wody dolne (poniŜej złoŜa, oddzielone od niego warstwą nieprzepuszczalną);

• wody pośrednie = śródzłoŜowe (występujące pomiędzy warstwami roponośnymi).

Rys. 6. Klasyfikacja wód strefy złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego: 1 – gruntowa, 2 – wewnatrzzłoŜowa, 3 – podścielająca, 4 – okalająca (pozakonturowa), 5 – górna, 6 – dolna, 7 – brzeŜna górna, 8 – tektoniczna, 9 – technogeniczna (zrzutowa).

6.5. Naftydy

Naftydy - duŜa grupa naturalnych substancji organicznych (z wyłączeniem torfów, węgli brunatnych, węgli kamiennych i antracytów) występujących w warunkach naturalnych we wnętrzu Ziemi w stanie gazowym, ciekłym i stałym lub w postaci rozpuszczonej w płynach złoŜowych albo zaadsorbowanej przez substancję mineralną skał.


19

ZróŜnicowanie stanów fizycznych, w których występują naftydy wiąŜe się z odmiennością składów chemicznych ich poszczególnych form oraz ich własności fizycznych.

Naftydy składają się głównie z węgla i wodoru z małą domieszką siarki, azotu i tlenu oraz nieznacznej lub śladowej ilości innych pierwiastków takich hel, argon, ksenon, radon, chlor, fluor, krzem, Ŝelazo, wapń, magnez, mangan, miedź, chrom, glin, cynk, cyna, ołów, sód, tytan, bar, stront, kobalt, srebro, molibden, arsen, rtęć, nikiel, wanad, gal, german, beryl, złoto, lit, uran i inne.

W tabeli 1 przedstawiono podział i charakterystykę surowców naftydowych.

Tab. 1. Ogólny podział i charakterystyka surowców naftowych

Nazwa Stan skupienia Gęstość Uwagi

w złoŜach

w warunkach standardowych

w złoŜach w warunkach standardowych1)

1. Gazy węglowodorowe:

• wolne • w hydratach • w kondensatach

gazowy

stały

gazowy

gazowy

gazowy

ciekły

0,25

0,8 - 1,2

występują w postaci

rozpuszczonej

0,0007

hydraty rozkładają się

0,85

Rozpuszczają się w ropie i w wodzie, są adsorbowane przez substancję mineralną skał W określonej temperaturze i pod określonym ciśnieniem hydraty przechodzą w gaz i wodę

2. Ropy naftowe ciekły ciekły 0,7 - 0,9 0,8 - 0,97

3. Bitumy naturalne substancje półstałe i stałe 0,85 - 2,0 0,965 - 2,0

1) Przy: ciśnieniu p = 0,1 MPa i temperaturze t = 15 C

W skład naftydów wchodzą następujące związki oraz składniki:

– węglowodory,

– związki heteroorganiczne (nazywane niekiedy w skrócie związkami NSO)

– składniki nieorganiczne.

Węglowodory zawierają tylko węgiel i wodór. Związki heteroorganiczne stanowią pod względem strukturalnym węglowodór, w którym jeden lub więcej atomów wodoru zostało zastąpione atomem (atomami) innego pierwiastka (np. S, O, V) lub grupą atomów (np. -OH, -NO2).

Węglowodory są najwaŜniejszą częścią składową kaŜdej grupy naftydów. ChociaŜ ich zawartość w naftydach zmienia się w bardzo szerokich granicach, to jednak przykładowo w ropach ich średnia zawartość osiąga około 70 % wag. (przy zmienności od 30 do 100 % wag.)

Węglowodory dzieli się na szereg grup o wspólnych cechach strukturalnych i co za tym idzie - chemicznych.


20

Węglowodory tworzą szeregi homologiczne mające podobne wzory ogólne. Obejmują one związki:

– nasycone (od CnH2n + 2 do CnH2n - 10),

– alkilo-cykloalkano-aromatyczne(od CnH 2n - 8 do CnH2n-20),

– aromatyczne i alkiloaromatyczne(od CnH2n-6 do CnH2n-30)

7. Procesy migracji i akumulacji w ęglowodorów

Migracja węglowodorów jest procesem łączącym skałę macierzystą z pułapką dla ropy lub gazu. Praktycznie wszystkie pory w skałach są nasycone wodą, lub w niewielkim stopniu ropą albo gazem. Dlatego ruch ropy i gazu przez sieć kapilar, szczelin i porów przebiega przy udziale wodnych roztworów porowych. W jednych przypadkach ruch ten moŜe być związany z aktywnym płynięciem wody, a innych zachodzi niezaleŜnie od fazy wodnej, drogą konwekcji lub dyfuzji.

W procesie tym wydziela się dwa etapy:

– migrację pierwotną - zwaną niekiedy ekspulsją, obejmującą wydalenie wygenerowanych węglowodorów ze skały macierzystej do skały przepuszczalnej,

– migrację wtórną - zachodząca w skale przepuszczalnej (zbiornikowej) aŜ do pułapki, w której następuje akumulacja przemieszczających się węglowodorów.

Niekiedy wydziela się takŜe migrację akumulacyjną (J.M. Hunt, 1996) będącą procesem formowania się złoŜa w obrębie pułapki, natomiast wypływ węglowodorów z pułapki nazywa się dysmigracją.

Ponadto wyróŜniamy:

– migrację regionalną,

– migrację lokalną,

– migrację wewnątrz zbiornikową,

– migrację zewnątrz zbiornikową,

– migrację syngenetyczną,

– migrację epigenetyczną.

Migracja jest procesem złoŜonym, którego przyczyną mogą być róŜne czynniki. Głównymi czynnikami migracji mogą być:

– kompakcja,

– ciśnienie statyczne i dynamiczne,

– siła cięŜkości,

– czynnik hydrauliczny,

– zjawiska kapilarne,

– zmiany temperatury,

– dyfuzja,


21

– inne (rekrystalizacja minerałów, rozpuszczanie minerałów, zmniejszanie obciąŜenia warstwy itd.).

Inny zespół czynników wywołuje migrację pierwotną, a inny tworzy mechanizm migracji wtórnej. Migracja moŜe zachodzić wzdłuŜ uławicenia i wówczas określana jest jako migracja pozioma, bądź teŜ w poprzek uławicenia, co określa się mianem migracji pionowej.

Migracja pierwotna

Mechanizmami migracji pierwotnej węglowodorów zachodzącej wewnątrz wysokodyspersyjnych skał macierzystych są:

– migracja w stanie rozpuszczenia,

– migracja w fazie ciekłej (ropnej),

– migracja w fazie gazowej,

– dyfuzja.

Mechanizmy migracji pierwotnej nie zachodzą równocześnie, lecz w miarę subsydencji basenu rola ich zmienia się. Przewaga tego lub innego mechanizmu migracji pierwotnej zaleŜy od konkretnych warunków, określonych przede wszystkim głębokością pogrzebania osadów. W płytko pogrąŜonych osadach, praktycznie od powierzchni osadu w zbiorniku do 3500 m przewaŜającym mechanizmem migracji pierwotnej jest migracja w stanie rozpuszczenia w wodzie (w roztworze molekularnym lub micelarnym), wywołana procesem kompakcji mechanicznej, przy czym maksimum swojego rozwoju osiąga w interwale od 500 do 1500 m.

Dominującą i najbardziej efektywną forma migracji pierwotnej jest migracja w fazie węglowodorowej: początkowo ciekłej ropnej, a na duŜych głębokościach - w fazie gazowej. W interwale 1000 do 5000 główna rolę odgrywa migracja w fazie ciekłej (ropnej), przy maksymalnym jej rozwoju w zakresie 3000 - 4000 m, a od około 3000 m dominująca jest migracja w fazie gazowej, przy czym maksymalny jej rozwój przypada w zakresie 4000 do 6000 m.

Migracja w fazie węglowodorowej przebiega głównie mikroszczelinami powstającymi w skałach przy anomalnym wzroście ciśnienia porowego w rezultacie generacji termicznej z kerogenu węglowodorów niskomolekularnych. Dla tego typu migracji nie potrzebna jest woda, a wręcz woda bardziej przeszkadza migracji pierwotnej niŜ pomaga. UwaŜa się, Ŝe praktyczna rola dyfuzji w migracji pierwotnej jest niewielka.

Dystans migracji pierwotnej ocenia się powszechnie na rzędu od kilku do kilkudziesięciu metrów.

Migracja wtórna

W odróŜnieniu od migracji pierwotnej zachodzącej w skałach zbitych i źle przepuszczalnych, migracja wtórna ma miejsce w skałach lepiej przepuszczalnych i porowatych.

Migracja wtórna jest przemieszczaniem się ropy i gazu przez skały przewodzące kontrolowanym przez następujące czynniki:

– ciśnienie statyczne i dynamiczne,


22

– siła grawitacji,

– siły wyporu ropy lub gazu znajdujących się w wodzie nasycającej pory skały,

– czynnik dynamiczny płynów złoŜowych,

– ciśnienie kapilarne,

– inne czynniki: dyfuzja, zmiana objętości porów itp.

Do momentu, gdy wodne płyny porowe znajdują się w warunkach hydrostatycznych, jedynym czynnikiem wymuszającym ich ruch przy migracji wtórnej jest siła wyporu.

Przy obecności strumienia wodnego tj. w warunkach hydrodynamicznych, na siły wyporu ropy i gazy wpływa przepływ wody. Siły wyporu powodują migrację pionową, natomiast hydrodynamiczny napór wymusza ruch zgodny z kierunkiem gradientu hydrodynamicznego.

Rys. 7. Migracja pierwotna i wtórna węglowodorów (wg Tissota & Welte, 1984)

Rys. 8. Schemat migracji ropy naftowej wg modelu Gusowa


23

8. Rodzaje pułapek w ęglowodorów

Pułapką nazywa się część zbiornika naturalnego, w której moŜe ustalić się względna równowaga substancji ruchliwych, gdzie działa głównie czynnik grawitacji, skutkiem którego następuje rozdzielenie gazu, ropy i wody według ich cięŜaru właściwego.

Charakterystycznymi cechami pułapek jest ich forma wypukła ku górze oraz kombinacja skał zbiornikowych ze skałami uszczelniającymi, uniemoŜliwiającymi migrację płynów złoŜowych do innych zbiorników naturalnych lub ku powierzchni.

KaŜdą pułapkę określają cztery waŜne elementy (rys. 9):

– skała zbiornikowa,

– skała uszczelniająca,

– trójwymiarowe (przestrzenne ) zamknięcie,

– punkt przelewu (wypełnienia).

Rys. 9. Przekrój przez pułapkę antyklinalną

Zamknięcie musi być oceniane z dwóch punktów widzenia:

– geometrycznego,

– hydrodynamicznego.

Zamknięcie pułapki w aspekcie geometrycznym definiowane jest na mapach strukturalnych stropu zbiorników naturalnych zamykającą się poziomicą wokół wyniesionej części zbiornika naturalnego lub zamykającą się poziomica do powierzchni uskoku, niezgodności, strefy wyklinowania lub bariery przepuszczalności.

Warunkiem zamknięcia hydrodynamicznego jest stwierdzenie równowagi w najniŜszych częściach pułapki pomiędzy naporem wód płynących przez pułapkę, a wyporem wypełniających pułapkę węglowodorów. Dla istnienia efektywnego zamknięcia hydrodynamicznego wypór węglowodorów musi być większy niŜ napór wód.


24

Punkt przelewu (wypełnienia) pułapki jest to najniŜszy punkt zamknięcia, poniŜej którego węglowodory będą wypływać z pułapki. Punkt przelewu definiuje maksymalną pojemność pułapki.

Klasyfikacja pułapek węglowodorów wg. C. Selley’a (1998):

I. Pułapki strukturalne:

A. Pułapki fałdowe (antyklinalne),

B. Pułapki ekranowane tektonicznie (przez uskoki).

II. Pułapki diapirowe:

A. Diapiry solne,

B. Diapiry błotne.

III. Pułapki stratygraficzne (stratygraficzne i litologiczne).

IV. Pułapki hydrodynamiczne.

V. Pułapki kombinowane.

9. ZłoŜa węglowodorów, klasyfikacja złó Ŝ ropy naftowej i gazu ziemnego

Istnieje kilka definicji złoŜa, z których najwaŜniejsze to:

� definicja geologiczna: ZłoŜem ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych naftydów nazywa się pojedyncze, proste i naturalne ich nagromadzenie.

� definicja prawna (Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r., „Prawo geologiczne i górnicze”, Dz.U. Nr 27, poz. 96, Art. 6, ust. 1): ZłoŜem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie minerałów i skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których wydobywanie moŜe przynieść korzyść gospodarczą”.

� definicja KZK („Zasady Dokumentowania .. ”): ZłoŜe ropy naftowej lub gazu ziemnego – naturalne nagromadzenie tych kopalin w skałach zbiornikowych, w lokalnej strukturze geologicznej, które mogą być przedmiotem eksploatacji; w zaleŜności od składu kopaliny i parametrów termodynamicznych wyróŜnia się odpowiednio złoŜa: ropy naftowej, ropy naftowej z czapą gazową, gazowe, gazowo-kondensatowe.

Polem gazowym, ropnym lub ropno gazowym nazywa się obszar występowania złóŜ ropy naftowej lub/i gazu ziemnego w róŜnych poziomach lub miejscach jednej struktury geologicznej.

Stwierdzenie pułapki stwarza potencjalną moŜliwość odkrycia złoŜa, lecz dopiero pułapka o stwierdzonym wypełnieniu gazem, ropą lub gazem i ropą otrzymuje nazwę złoŜa.


25

Istotną cechą złóŜ ropy naftowe i gazu ziemnego jest obecność w nich ruchliwych płynów złoŜowych: gazu, ropy i wody.

KaŜdy z występujących w złoŜu płynów charakteryzuje się wyjątkową zmiennością cech fizycznych i chemicznych. Własności fizyczne i chemiczne, a takŜe względne nasycenie płynami skał zbiornikowych, stanowią składowe wszystkich problemów związanych z migracją i akumulacją ropy naftowej i gazu ziemnego w złoŜu, a takŜe efektywnym wydobyciem ropy i gazu ze złoŜa.

W złoŜach ropno-gazowych występuje:

– strefa gazowa zwana czapą gazową,

– strefa ropna,

– strefa wodna.

W złoŜach gazowych lub ropnych występują tylko strefy gazowa lub ropna oraz wodna.

ZłoŜe ropno-gazowe charakteryzuje się (rys. 9):

– wysokością strefy gazowej będącej odległością kontaktu ropa-gaz (woda-gaz) do szczytu pułapki,

– wysokością strefy ropnej będącej odległością kontaktu ropa -woda, a kontaktem ropa-gaz lub szczytem pułapki.

– wysokością, stanowiąca odległość od kontaktu ropa-woda (gaz-woda) do szczytu pułapki.

Forma złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – geometryczne ukształtowanie pułapki złoŜowej, to jest przestrzeni zajętej przez skały zbiornikow, która zawiera złoŜe ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Typy złoŜa ropy naftowej lub gazu ziemnego – główne cechy budowy złoŜa uwarunkowane geometrią i litologią ropo – lub gazonośnych skał zbiornikowych i skał izolujących (uszczelniających) oraz połoŜeniem powierzchni rozdziału ropy lub gazu ziemnego i wody; w zaleŜności od połoŜenia tej powierzchni wyróŜnia się typy: warstwowy gdy woda występuje wokół złoŜa (woda okalająca) oraz typ masywowy gdy woda występuje pod złoŜem (woda podścielająca).

Klasyfikacja złóŜ posiada charakter złoŜony, gdyŜ wymaga uwzględnienia wielu problemów, niekiedy niezupełnie jeszcze rozwiązanych. Najczęściej przyjmowanymi kryteriami klasyfikacyjnymi złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego są: genetyczne i morfologiczne cechy pułapek, typ zbiornika naturalnego, stopień wypełnienia pułapek węglowodorami, stan fazowy węglowodorów, wzajemny stosunek płynów złoŜowych, wielkość zasobów, powierzchnia, wydajność, ciśnienie i inne.

Klasyfikacja złóŜ węglowodorów wg (J.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1957):

I. ZłoŜa warstwowe:

A. Warstwowe antyklinalne (siodłowe);

B. Warstwowe ekranowane:

1. ekranowane tektonicznie,

2. ekranowane stratygraficznie,

3. ekranowane litologicznie;


26

II. ZłoŜa masywowe:

A. Masywowe w wyniosłościach:

1. strukturalnych,

2. erozyjnych,

3. biogenicznych.

B. W zbiornikach naturalnych:

1. jednorodnych,

2. niejednorodnych.

III. ZłoŜa ograniczone litologicznie ze wszystkich stron źle przepuszczalnymi skałami lub wodą:

1. złoŜa ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,

2. złoŜa ograniczone wodą,

3. złoŜa o nieregularnym kształcie ograniczone skałami uszczelniającymi i wodą.

10. Elementy in Ŝynierii naftowej

10.1. Parametry zło Ŝowe

NajwaŜniejszymi parametrami złoŜa są ciśnienie i temperatura.

Ciśnienie płynów złoŜowych w poziomach zbiornikowych mających więź hydrodynamiczną wzdłuŜ przekroju i rozciągłości przed rozpoczęciem eksploatacji nazywa się ciśnieniem złoŜowym pierwotnym.

Ciśnienie w górotworze wywołane cięŜarem skał nadkładu nosi nazwę ciśnienia geostatycznego, natomiast ciśnienie wywołane słupem płynów złoŜowych (wody) nazywa się ciśnieniem hydrostatycznym.

o Gradient ciśnienia hydrostatycznego wynosi 0,1 at/m (0,01MPa/m).

o Gradient ciśnienia geostatycznego wynosi 0,23 at/m (0,023MPa/m).

Znaczną część nacisku słupa skał nadkładu przejmuje na siebie szkielet mineralny. Dlatego ciśnienie złoŜowe najczęściej jest zbliŜone do ciśnienia hydrostatycznego.

Ciśnienie płynów złoŜowych niŜsze od ciśnienia hydrostatycznego oraz przewyŜszające ciśnienie hydrostatyczne wywołane słupem wody całkowicie wysyconej solą noszą nazwę ciśnień anomalnych.

Dla praktyki wiertniczej i złoŜowej istotne jest określanie zmian gradientu ciśnienia tj. przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości.

RozróŜnia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:

– anomalnie wysokie ciśnienie złoŜowe,

– anomalnie niskie ciśnienie złoŜowe.

Klasyfikacja złóŜ węglowodorów


27

Układy węglowodorowe występujące jako naturalne złoŜa kopalin mogą znajdować się w róŜnych warunkach równowagowych. W szczególności rozróŜnia się cztery typy złóŜ na:

– ropne,

– gazowe,

– gazowo-kondensatowe

– ropne z czapą gazową.

Układy te mogą znajdować się w złoŜu jako systemy jedno- i dwufazowe. W układzie jednofazowym występują zawsze złoŜa gazowe. ZłoŜa gazowo-kondensatowe oraz ropne występują jako jednofazowe powyŜej krzywej nasycenia

Rys. 10. Wykres zaleŜności ciśnienia od głębokości występowania skały zbiornikowej


28

Rys. 11. Wyznaczanie temperatury złoŜowej

10.2. Mechanizmy zło Ŝowe (typy energii zło Ŝowej)

Mechanizmy złoŜowe występujące w złoŜach ropy naftowej

Gdy ropa, gaz i woda są wydobywane ze złoŜa, miejsce po nich musi być czymś wypełnione. Mogą to być rozszerzające się substancje pozostałe w złoŜu (ropa, gaz, skała lub woda) lub substancje dopływające do złoŜa z zewnątrz. Charakter tych substancji określa podstawowy system energetyczny złoŜa.

Dla złóŜ ropy naftowej wyróŜnia się pięć rodzajów energii złoŜowej. Są to:

1. energia rozpuszczonego gazu,

2. energia gazu zawartego w czapie gazowej,

3. energia dostarczana poprzez wodę okalającą i podścielającą,

4. energia związana z rozpręŜaniem się skały porowatej i wody,

5. system związany z drenaŜem grawitacyjnym.

Poszczególne mechanizmy mogą występować pojedynczo ale równieŜ w koniunkcji kaŜdy z kaŜdym, a nawet mogą występować wszystkie razem.

ZłoŜe ropy naftowej moŜe występować w stanie dwufazowym w następujących przypadkach:

– razem z czapą gazową utworzoną w sposób sztuczny na drodze segregacji grawitacyjnej

– w stanie dwufazowym jeŜeli gaz wydzielił się z fazy ciekłej po obniŜeniu się ciśnienia złoŜowego

– został dostarczony poprzez operację zatłaczania.


29

System energetyczny złoŜa determinuje współczynnik jego odropienia. PoniŜej przedstawiono typowe współczynniki odropienia (sczerpania):

– system energetyczny rozpuszczonego gazu 12% – 37%

– system energetyczny gazu zawartego w czapie gazowej 15% – 50%

– system energetyczny wodnonaporowy 28% – 84%

Zastosowanie metod wtórnej eksploatacji zwiększa podane wyŜej wartości współczynnika odropienia o 10% do20%.

Mechanizmy złoŜowe występujące w złoŜach gazowych

Dla złóŜ gazu ziemnego charakterystyczne są mechanizmy związane z energią rozpręŜania się gazu w warunkach wolumetrycznych oraz w warunkach z naturalnym dopływem wody okalającej lub podścielającej do złoŜa.

System energetyczny złoŜa determinuje współczynnik sczerpania. PoniŜej przedstawiono typowe współczynniki sczerpania dla złóŜ gazu:

– system energetyczny wolumetryczny (ekspansyjny) 80% – 95%

– system energetyczny wodnonaporowy 40% – 75%

11. Metody poszukiwa ń złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego

W celu zidentyfikowania i opisania czynników warunkujących istnienie w obrębie basenu naftowego złóŜ węglowodorów stosuje się wiele metod, z których najwaŜniejsze to:

– metody geochemiczne,

– metody geofizyczne,

– metody wiertnicze,

– metody geologiczne,

– metody analityczne.

11.1. Metody geochemiczne

Metody geochemiczne stosowane są w dwóch formach:

1. polowe badania geochemiczne profilowe i powierzchniowe, prowadzone w celu wykrycia anomalii składu powietrza utworów przypowierzchniowych,

2. laboratoryjne, prowadzone w celu:

• identyfikacji skał macierzystych,

• oceny stopnia dojrzałości kerogenu,

• określenia potencjału generacyjnego,

• kierunków migracji,

• degradacji rop naftowych itp.


30

11.2. Metody geofizyczne

Metody geofizyczne są jedną z podstawowych grup metod stosowanych w poszukiwaniu, rozpoznaniu, a takŜe eksploatacji złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego. WyróŜnia się pięć głównych grup metod badań geofizycznych:

1. metody grawimetryczne ,

2. metody magnetyczne,

3. metody elektryczne,

4. metody sejsmiczne:

- refleksyjne,

- refrakcyjne,

5. metody geofizyki otworowej.

11.3. Metody wiertnicze

Metody wiertnicze stosowane są w celu bezpośrednich badań skał oraz rodzaju nasycenia zbiorników naturalnych w strefie udokumentowanej pułapki. Metody wiertnicze umoŜliwiają:

– pobranie prób skał (rdzeniowych i okruchowych) oraz płynów złoŜowych do badań laboratoryjnych oraz określenie ich parametrów fizycznych (w tym zbiornikowych) i geochemicznych (w tym cech macierzystych),

– charakterystykę profilu litologiczo-stratygraficznego oraz określenie rozwoju sedymentacyjnego i facjalnego przewierconych utworów,

– wykonanie badań geofizycznych w odwiercie stanowiących podstawę interpretacji i obliczeń szeregu parametrów fizycznych skał i płynów złoŜowych oraz wielopłaszczyznowych analiz litostratygraficznych,

– stwierdzenie istnienia lub udowodnienie braku akumulacji naftydów w badanej pułapce,

– połączenie odkrytego złoŜa z powierzchnią.

11.4. Metody geologiczne

Metody geologiczne unifikują badania mineralogiczno-petrograficzne, litologiczne, sedymentologiczne, stratygraficzne, tektoniczne, kartograficzne, hydrogeologiczne i inne, zmierzając do wyodrębnienia w profilu geologicznym badanej jednostki geologicznej: skał macierzystych, skał zbiornikowych i uszczelniających, zbiorników naturalnych i pułapek oraz określenia warunków generowania węglowodorów, charakteru, typu i zakresu ich migracji, a takŜe warunków akumulacji.

W badaniach geologicznych wyróŜnia się trzy etapy:

– badania polowe, których celem jest rozpoznanie profilu litologiczno-stratygraficznego, ułoŜenia przestrzennego skał oraz pobór prób do badań laboratoryjnych,


31

– badania laboratoryjne zmierzające do określenia cech wiekowych, fizykochemicznych, mineralogiczno-petrograficznych skał macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających oraz chemicznych kerogenu i ekstraktów bituminowych,

– synergiczna analiza wyników badań i konstrukcja modeli: stratygraficznego, sedymentacyjnego, tektonicznego, generacyjnego, pułapki, złoŜowego i innych.

11.5. Metody analityczne

Metody analityczne łączą wszystkie metody wykorzystywane w geologii naftowej, gdyŜ próby skał i płynów złoŜowych są analizowane w trakcie stosowania kaŜdej metody badań. Zakres problemów, jakie stawia geologia naftowa sprawia, Ŝe do ich rozwiązywania stosowany jest szeroki wachlarz metod analitycznych. Są to zarówno metody oznaczania podstawowych własności fizycznych skał, jak teŜ bardzo złoŜone techniki instrumentalne badania substancji organicznej zawartej w skałach.

Generalnie metody analityczne wykorzystywane w geologii naftowej dzieli się na dwie grupy:

– metody oznaczania fizycznych cech skał,

– metody oznaczania geochemicznych (głównie macierzystych) cech skał.

Rys. 12. Rozmieszczenie sond przy badaniach geochemicznych podstawowych


32

Rys. 13. Badania sejsmiczne


33

Rys. 14. Urządzenie wiertnicze

12. Hydrodynamiczne warunki akumulacji w ęglowodorów

Współczesna teoria akumulacji węglowodorów traktuje obowiązującą dotychczas powszechnie w poszukiwaniach naftowych tak zwaną teorię antyklinalną jako szczególny przypadek osiągnięcia równowagi płynów złoŜowych, która zachodzi w warunkach hydrostatycznych w wyniku działania wyłącznie sił grawitacji. Uogólnienie teorii akumulacji węglowodorów dotyczy osiągania stanu równowagi pomiędzy statyczną fazą skał zbiornikowych a dynamiczną fazą płynów złoŜowych w zróŜnicowanym systemie pułapek strukturalnych, stratygraficznych, litologicznych i mieszanych, przy załoŜeniu, Ŝe wody złoŜowe znajdują się w stanie regionalnego przepływu. Badania dotyczące ruchu wód wgłębnych oraz ich składu chemicznego wskazują na istnienie duŜego wpływu dynamiki wód na proces migracji i akumulacji węglowodorów. Przepływy wód umoŜliwiają wykrycie zjawisk rządzących powstaniem złóŜ oraz uchwycenie prawidłowości w ich rozmieszczeniu. Istotną rolę w lokalizowaniu potencjalnych pułapek złoŜowych odgrywa określenie miejsca, w którym węglowodory osiągnęły stan równowagi statycznej w stosunku do wód podziemnych przemieszczających się w ośrodku porowatych skał zbiornikowych.


34

JeŜeli woda złoŜowa znajduje się w spoczynku, to znaczy w stanie równowagi hydrostatycznej powierzchnie kontaktów odpowiednio: ropa-woda, ropa-gaz, gaz-woda układają się poziomo i złoŜe węglowodorów znajduje się w szczycie struktury, natomiast złoŜa ropy naftowej i gazu ziemnego powstałe w warunkach hydrodynamicznych wykazują zawsze nachylenie powierzchni międzyfazowej woda-węglowodór w kierunku przepływu, przy czym kąt nachylenia jest, jak wynika z równania (1), większy dla ropy i niewielki dla gazu (rys. 15):

Rys. 15. ZaleŜność pomiędzy nachyleniem powierzchni kontaktu woda-ropa a nachyleniem powierzchni potencjometrycznej (wg M.K. Hubberta. 1953)

( ) x

h.

x

ztg w

grw

w

∆∆

ρρρ

∆∆α ⋅

−== (1)

gdzie: xz

∆∆

- jest to nachylenie powierzchni rozdziału woda-węglowodór; bezwymiarowe

ρw - oznacza gęstość wody złoŜowej; kg/m3 ρr(g) - jest gęstością ropy (gazu) w warunkach złoŜowych; kg/m3

xhw

∆∆

- jest to nachylenie powierzchni piezometrycznej w kierunku x; bezwymiarowe

α - oznacza kąt nachylenia konturu złoŜowego; °.

Wynika stąd wniosek, Ŝe złoŜa ropy i gazu mogą istnieć nie tylko w antyklinach, ale takŜe w terasach, nosach strukturalnych i innych formach strukturalnych nie zamkniętych litologicznie.


35

12.1. Teoria migracji i akumulacji w ęglowodorów

Dla trójskładnikowego układu wody złoŜowej, ropy naftowej i gazu ziemnego w kaŜdym punkcie pola hydrodynamicznego będą istniały trzy róŜne wartości potencjału dla wody, ropy i gazu:

ww

Pgz

ρΦ += (2)

r

c

rr

PPzg

ρρΦ ++= (3)

∫∫ ++=cP

0 g

P

0 gg

dPdPzg

ρρΦ (4)

gdzie ρw, ρr, ρg oznaczają gęstość wody, ropy i gazu w warunkach złoŜowych, przy czym zakłada się, Ŝe gęstość gazu ρg jest wyłącznie funkcją ciśnienia; Pc jest to ciśnienie kapilarne.

Natomiast siły działające na jednostkę masy wody, ropy lub gazu będą określone przez równania:

Pgrad1

gFw

w ρ−= rr

(5)

Pgrad1

gFr

r ρ−= rr

(6)

Pgrad1

gFg

g ρ−= rr

(7)

Wypadkowe wektory sił wFr

, rFr

i gFr

będą róŜne dla poszczególnych składników

trójfazowego układu wody, ropy i gazu, jak to wynika ze wzorów (5 - 7), zarówno co do wielkości, jak i kierunku. W efekcie poszczególne płyny złoŜowe będą się przemieszczać w róŜnych kierunkach z róŜnymi prędkościami, prostopadle do swych powierzchni ekwipotencjalnych i będą skierowane w stronę swego malejącego potencjału. Zatem ropa i gaz migrują od stref o potencjałach wyŜszych do stref o potencjałach niŜszych i będą się gromadzić w pułapkach lub strefach, gdzie ich potencjały osiągają lokalne minimum. Pułapki dla ropy i gazu występują w miejscu niskich potencjałów pod nieprzepuszczalnym nadkładem.

12.2. Metodyka kartowania pułapek hydrodynamicznych dla ropy i gazu ziemnego

Do kartograficznego określania lokalizacji pułapek hydrodynamicznych dla ropy i gazu słuŜą następujące równania (L. Zawisza, 1986):

( ) ( ) ( ) ( ) ( )ws

rwwsr

y,xy,xy,xzy,xHy,xH

γγγ −

−= (8)


36

( ) ( ) ( ) ( ) ( )ws

gwwsg

y,xy,xy,xzy,xHy,xH

γγγ −

−= (9)

gdzie Hr(x,y) oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy naftowej, Hg(x,y) oznacza mapę potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla gazu ziemnego, Hws(x,y) oznacza mapę potencjałów dla wody złoŜowej wyraŜonych w metrach słupa wody słodkiej, z(x,y) oznacza mapę strukturalną stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego, γw(x,y) oznacza mapę cięŜaru właściwego wody złoŜowej, γr (x,y) oznacza mapę cięŜaru właściwego ropy w warunkach złoŜowych, a γg (x,y) oznacza mapę cięŜaru właściwego gazu w warunkach złoŜowych.

W celu wyznaczenia pułapek hydrodynamicznych naleŜy więc skonstruować mapy potencjometryczne dla wód złoŜowych (w metrach słupa wody słodkiej), mapy strukturalne stropu horyzontu wodo-ropo-gazonośnego, mapy cięŜaru właściwego wody złoŜowej oraz mapy cięŜaru właściwego ropy w warunkach złoŜowych (lub odpowiednio mapy cięŜaru właściwego gazu w warunkach złoŜowych), a następnie naleŜy postępować zgodnie z równaniami (8), (9). Cała procedura sprowadza się do wykonania kilku prostych operacji algebraicznych na mapach.

13. Hydrodynamiczne modelowanie basenów naftowych

Opierając się na danych dotyczących dynamiki płynów złoŜowych (rozkład ciśnień, rozkład naporów hydraulicznych oraz prędkości filtracji) i właściwości płynów złoŜowych (wielkość mineralizacji, chemizm wód), wydzielić moŜna trzy typy basenów: juwenilny (odśrodkowy), przejściowy (dośrodkowy) i dojrzały (statyczny). Zjawiska fizyczne oraz związki zachodzące pomiędzy nagromadzeniami węglowodorów, a towarzyszącymi im wodami złoŜowymi i ciśnieniami predysponują pierwszy typ, a praktycznie eliminują jako nieperspektywiczny dla występowania węglowodorów typ trzeci. Na podstawie klasyfikacji hydrodynamicznej moŜna stosunkowo wcześnie stwierdzić, czy basen jest perspektywiczny, czy teŜ nie.

Podstawą klasyfikacji hydrodynamicznej basenów naftowych są zjawiska róŜnicujące fazę płynną, a zwłaszcza zjawiska związane z ruchem płynów złoŜowych. Zdefiniowanie typu hydrodynamicznego basenu polega na określeniu, w jakim stadium rozwoju znajduje się on aktualnie: przed, w trakcie, czy po inwazji wód infiltracyjnych (rys. 16).


37

Rys. 16. Typy basenów sedymentacyjnych w zaleŜności od warunków hydrodynamicznych (wg Coustau et al., 1975)

1 - łupki ilaste; 2 - skały piaszczyste; 3 - przepływ wód podziemnych spowodowany kompakcją; 4 - przepływ wód podziemnych spowodowany siłą grawitacji; 5 - wykresy

ciśnień; 6 - ciśnienie hydrostatyczne; 7 - ciśnienie złoŜowe.

Basen juwenilny jest basenem o wysokiej perspektywiczności dla występowania złóŜ węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są odśrodkowe, gradienty hydrauliczne bardzo niskie, a lokalnie występują ciśnienia o anomalnie podwyŜszonych wartościach. Wody złoŜowe w tego typu basenie posiadają bardzo wysoką mineralizację. Skały osadowe poddane są bowiem działaniu kompakcji, diagenezy, wysokiego ciśnienia i temperatury, wywołanych subsydencją dna basenu. Przykładem tego typu basenu jest basen Zatoki Meksykańskiej, basen Morza Północnego, basen rzeki Kongo, basen Sahary Północnowschodniej.

Basen przejściowy jest równieŜ basenem aktywnym hydrodynamicznie, posiadającym wysoką, ale mniejszą perspektywiczność (rys. 16). WyróŜnia się w nim dwa podtypy: A i B.

Basen typu A jest basenem o wysokiej perspektywiczności. Występują w nim strefy o lokalnie podwyŜszonej koncentracji węglowodorów. Kierunki przepływu wód wgłębnych są dośrodkowe, a gradienty hydrauliczne podwyŜszone. Poszczególne kompleksy wodonośne wykazują róŜnice ciśnień oraz róŜnice naporów hydraulicznych. W obrębie basenu występują wody słodkie, wody o podwyŜszonej mineralizacji i wody mieszane. Lokalnie występują


38

strefy o podwyŜszonej koncentracji węglowodorów oraz złoŜa o nachylonych konturach. Zwykle są to obszary młodej orogonezy. Do przykładów tego typu basenu naleŜą: Zatoka Perska, Sahara Wschodnia oraz Basen Paryski w doggerze.

Basen przejściowy typu B jest basenem o mniejszej perspektywiczności. Obserwuje się postępujące rozformowywanie złóŜ węglowodorów i postępujący zanik perspektywiczności. Kierunki przepływu wód wgłębnych są równieŜ dośrodkowe, gradienty hydrauliczne niskie, a poszczególne kompleksy wodonośne wykazują róŜnice naporów hydraulicznych. Wody złoŜowe są znacznie wysłodzone, mogą teŜ występować strefy wód mieszanych. Występują tu pojedyncze złoŜa węglowodorów. Przykładem tego typu basenu jest Basen Paryski w dolnej kredzie (neokom) oraz wielki artezyjski nadsolny Basen Sahary.

Basen dojrzały (statyczny, zastoiskowy) cechuje się brakiem perspektywiczności. Posiada on warunki hydrostatyczne, zarówno w planie pionowym, jak i poziomym. Ma tutaj miejsce zupełna inwazja słodkich wód infiltracyjnych. Gradienty geotermiczne są niskie. Wśród rzadkich objawów obserwuje się najczęściej produkty utleniania węglowodorów. Do przykładów takich basenów zalicza się: NE część Basenu Akwitańskiego i Basen Paryski w trzeciorzędzie.

Dla potrzeb modelowania hydrodynamicznego basenów naftowych opracowano specjalną metodykę ilościowej oceny warunków migracji i akumulacji węglowodorów. Metodyka ta polega na wykonaniu kilkunastu map, które dają pełny komplet informacji niezbędnych dla prowadzenia prac poszukiwawczych i obejmują:

1. mapy strukturalne poziomów wodo-ropo-gazonośnych z(x,y);

2. mapy izopachytowe poziomów wodo-ropo-gazonośnych m(x,y);

3. mapy parametrów zbiornikowych poziomów wodo-ropo-gazonośnych, m.in. mapę współczynnika filtracji Kws(x,y) oraz mapę współczynnika przewodności hydraulicznej T(x,y).

4. mapy mineralizacji wód wgłębnych poziomów wodo-ropo-gazonośnych M(x,y);

5. mapy cięŜaru właściwego wód złoŜowych γw (x,y), ropy γr (x,y) i gazu γg (x,y);

6. mapy potencjometryczne wód złoŜowych w przeliczeniu na słup wody słodkiej Hws(x,y);

7. mapy wartości bezwzględnych gradientów naporów hydraulicznych wód złoŜowych )y,x(I

8. mapy wartości bezwzględnych równych prędkości filtracji wód złoŜowych v (x,y);

9. mapy wartości bezwzględnych równych przepływów jednostkowych wód złoŜowych q (x,y);

10. mapy potencjalnych pułapek hydrodynamicznych dla ropy Hr(x,y) i gazu ziemnego Hg(x,y).

14. Obliczanie zasobów złó Ŝ ropy naftowej i gazu ziemnego

Metody obliczania zasobów gazu ziemnego, ropy naftowej i kondensatu:

• szacowanie zasobów węglowodorów poprzez analogie do innych złóŜ (struktur),

• metody objętościowe,


39

• metody bilansu masowego,

• metody symulacji numerycznej,

• metody krzywych wydobycia.

Obliczanie (szacowanie) zasobów węglowodorów przez analogię do innych złóŜ (basenów) stosuje się dla nierozwierconych, chociaŜ częściowo rozpoznanych juŜ obszarów (w początkowym etapie rozpoznania złoŜa).

Metodyka opiera się na załoŜeniu, Ŝe analizowane pole naftowe, złoŜe czy otwór wiertniczy są porównywalne z analogicznym polem naftowym, złoŜem lub otworem w obszarze o udowodnionych i zbadanych zasobach. Słabością tego załoŜenia jest fakt, Ŝe moŜe ono być udowodnione dopiero po odkryciu i udokumentowaniu zasobów. Metoda obliczania zasobów przez analogie do innych złóŜ jest najmniej dokładną metodą szacowania zasobów.

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego i kondensatu moŜe być stosowana w całym okresie eksploatacji złoŜa, przy czym w miarę upływu czasu eksploatacji błąd popełniany przy ocenie zasobów tą metodą będzie coraz to mniejszy. Błąd oceny zasobów przy pomocy metody objętościowej wynika z dokładności oszacowania poszczególnych parametrów wchodzących do obliczeń.

Metoda objętościowa obliczania zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego polega na obliczeniu objętości skał zbiornikowych nasyconych węglowodorami.

Obliczenia wielkości zasobów geologicznych ropy naftowej metodą objętościową moŜna dokonać przy pomocy równania:

( ) oiwin B/S1FhR −= φ (10)

Natomiast obliczenia wielkości zasobów geologicznych gazu ziemnego metodą objętościową dokonuje się w oparciu o równanie:

( ) giwin B/S1FhG −= φ (11)

W powyŜszych wzorach (10 – 11): R - geologiczne zasoby ropy naftowej; m3 G - geologiczne zasoby gazu ziemnego; mn

3 F - powierzchnia złoŜa; m2 h - miąŜszość efektywna poziomu ropo- lub gazonośnego (nasycona ropą lub gazem); m φ - współczynnik porowatości; ułamek jedności Swin - współczynnik początkowego nasycenia skał wodą; ułamek jedności Bgi - współczynnik objętościowy gazu w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku

jedności Boi - współczynnik objętościowy ropy w warunkach początkowych (złoŜowych), w ułamku

jedności

Własności skał i płynów złoŜowych określa się w oparciu o pomiary geofizyczne, pomiary laboratoryjne rdzeni wiertniczych i płynów złoŜowych oraz wyniki testów hydrodynamicznych i produkcji potencjalnej.


40

Metodę objętościową moŜna stosować w przypadku prostych geometrycznie złóŜ, o jednakowej miąŜszości, bez uskoków i wyklinowań, posiadających zbliŜoną porowatość. Gdy złoŜe jest niejednorodne, naleŜy podzielić go na bloki, które cechują się jednorodnością; zasoby całkowite będą sumą zasobów w poszczególnych blokach.

Metoda bilansu masowego moŜe być stosowana dopiero po pewnym okresie eksploatacji złoŜa, kiedy zaznaczy się widoczny spadek ciśnienia na skutek wydobycia pewnej ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego.

Bilans masowy opiera się na prawie zachowania masy. Podstawa tej metody jest wykorzystanie zaleŜności:

początkowa objętość płynów złoŜowych = objętość płynów złoŜowych znajdująca się w porach złoŜa w chwili t1 + objętość płynów wydobytych ze złoŜa w czasie (t2 – t1) - objętość płynów zatłoczonych do złoŜa w tym samym

czasie.

Wiarygodność metody bilansu masowego zaleŜy od dokładnej oceny własności skał i płynów złoŜowych oraz uśrednionego ciśnienia złoŜowego. Obliczenia zasobów metoda bilansu masowego są dokładne, jeŜeli w przepływie gazu lub ropy bierze udział cała objętość złoŜa, tzn. w złoŜu ma miejsce stan semi-ustalony lub ustalony.

Zasoby obliczone metoda bilansu masowego stanowią tzw. efektywne zasoby gazu, tzn. zasoby eksploatowane z obszarów, które nie obejmują rejonów o bardzo niskiej przepuszczalności i ewentualnych odcięć uskokami wewnątrz złoŜa. NaleŜy mieć świadomość, Ŝe w przypadku złóŜ o niskiej przepuszczalności metoda bilansu masowego moŜe równieŜ wskazywać zaniŜone wartości spowodowane niejednorodnym spadkiem ciśnienia złoŜowego (D.A. Payne, 1996). RozbieŜności pomiędzy rzeczywistymi zasobami a zasobami obliczonymi metodą bilansu masowego mogą sięgać w ekstremalnych przypadkach 30%. Dokładne obliczenia bilansowe i prognozy zasobowe w takich złoŜach moŜliwe są dopiero po sczerpaniu 70% zasobów.

Metoda symulacji numerycznej opiera się o bilans masowy, odniesiony nie do całego złoŜa, ale do jego poszczególnych elementów połączonych ze sobą, między którymi występuje przepływ mediów opisany np. prawem Darcy’ego.

Metoda krzywych wydobycia oparta jest na analizie spadku wydobycia z odwiertu. Jest ona metodą prostą, dosyć powszechnie stosowaną, nie wymagająca dodatkowych pomiarów w odwiertach, lecz korzystającą z duŜej ilości materiału obserwacyjnego, zebranego w czasie eksploatacji złoŜa.

Metodę tą moŜna stosować w końcowym okresie eksploatacji złoŜa. Istota tej metody polega na wyznaczeniu zaleŜności wydobycia ropy lub gazu ze złoŜa od czasu trwania eksploatacji, zaleŜności wydajności od czasu oraz zaleŜności wydajności odwiertu od sumarycznego wydobycia. ZaleŜności te mogą być opisane funkcjami (krzywymi):

a) wykładniczymi,

b) hiperbolicznymi,


41

c) harmonicznymi.

Dokładność określania zasobów wszystkich omówionych metod zaleŜy od dokładności danych wejściowych.

Metoda symulacji komputerowej jest najdokładniejszą metoda obliczania zasobów pod warunkiem przyjęcia właściwych warunków brzegowych i początkowych. Błąd oszacowania zasobów tą metodą wynosi kilka procent (±5 do ±10%).

Metoda bilansu materiałowego daje wyniki obarczone błędem rzędu ±10% pod warunkiem, Ŝe stosuje się ją wówczas gdy ze złoŜa wydobyto co najmniej 10% zasobów.

Metoda krzywych wydobycia daje wyniki obarczone błędem rzędu ±15%. Trudność w stosowaniu tej metody polega na małej powtarzalności wyników.

Błąd popełniany przy określaniu zasobów metodą objętościową wahać się moŜe od waha się w przedziale ±15 do ±25% , przy załoŜeniu, Ŝe dysponuje się dokładnymi pomiarami (G. I. de Sorcy, 1979). W przypadku, gdy dysponuje się małą ilością danych lub dane wejściowe są niedokładne błąd moŜe osiągnąć wartość ±100% .

Najmniej dokładną metodą obliczania zasobów jest metoda szacowania zasobów poprzez analogię do innych złóŜ.

Literatura

1. Brod I.O., Jeremienko N.A., 1957 - Geologia złóŜ ropy naftowej i gazu ziemnego. Wyd. Geologiczne, Warszawa..

2. Dahlberg E.C., 1982 - Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration. Springer-Verlag.

3. Hunt J.M., 1996 - Petroleum Geochemistry and Geology. 2nd ed. W.H.Freeman and Company, New York.

4. Laudon R.C., 1996 - Principles of Petroleum Development Geology. PTR Prentice Hall, New Jersey.

5. Levorsen A.I., 1972 - Geologia ropy naftowej i gazu ziemnego. Wyd. Geologiczne, Warszawa.

6. Perrodon A., 1983 - Dynamics of Oil and Gas Accumulations. 2nd ed. Elf Aquitaine, Pau.

7. Selley R.C., 1998 - Elements of Petroleum Geology. 2nd ed. Academic Press SanDiego.

8. Tissot B. and Welte D.H., 1984 - Petroleum Formation and Occurrence. 2nd ed. Springer Verlag, Heidelberg.

9. Zawisza L., 1986 - Hydrodynamic condition of hydrocarbon accumulation exemplified by the Carboniferous formation in the Lublin Synclinorium, Poland. SPE Formation Evaluation.

10. Zawisza L., 2004 - Hydrodynamic condition of hydrocarbon accumulation exemplified by the Pomorsko and Czerwieńsk oil Fields in the Polish Lowland. SPE Paper 90586, SPE


42

Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, U.S.A., 26-29 September 2004.

naftowa2

Documents

Transcript of naftowa2