Złoża ropy naftowej

From Wiki

Jump to: navigation, search
(Rys. 1) Złoże ropy naftowej i gazu ziemnego. 1 – zbiornik ropy naftowej, 2 – skały źle przepuszczalne, 3 – ropa naftowa, 4 – gaz ziemny, 5 – woda.

Contents

Geneza złóż ropy naftowej i gazu ziemnego

Zasadniczym warunkiem do powstania złoża ropy naftowej czy gazu ziemnego jest istnienie substancji bitumicznych, a więc istnienie gdzieś źródła (skała macierzysta), skąd substancje te pochodzą. Muszą istnieć drogi migracji, którymi substancje przemieszczały się pod wpływem jakichś sił aż trafiły do skał o cechach zbiornikowych (migracja pierwotna). W skałach zbiornikowych powstałe substancje migrują aż zostaną zatrzymane przez przeszkodę lub ograniczenie (migracja wtórna).

Rozmieszczenie węglowodorów w złożu

Złożem ropy naftowej lub złożem gazu ziemnego, lub ogólnie złożem ropno-gazowym nazywamy warstwę lub zespół warstw porowatych lub szczelinowatych nasyconych ropą naftową i gazem ziemnym. Skałę nasyconą gazem lub ropą nazywa się skałą zbiornikową. W złożu ropno-gazowym rozmieszczenie węglowodorów różnicuje się według ciężaru właściwego.

  1. w górnej części złoża występuje gaz ziemny – czapa gazowa,
  2. poniżej gazu ropa naftowa,
  3. w dolnej części, pod ropą występują wody złożowe, zazwyczaj zmineralizowane.

Charakterystyka skał zbiornikowych

Ośrodek skalny zawierający ropę naftową i gaz ziemny nazywa się w geologii naturalnym zbiornikiem. Skałami zbiornikowymi są skały charakteryzujące się znaczną porowatością i przepuszczalnością. Właściwości te wynikają z istnienia w nich szczelin i kawern oraz porów międzyziarnowych, nie wypełnionych spoiwem i wodą reliktową. Takie puste przestrzenie występują w słabo zwięzłych piaskowcach, wapieniach kawernistych czy dolomitach. Własności zbiornikowe skał zostają zatarte wskutek silnej diagenezy (katagenezy) skał, a zwłaszcza metamorfizmu czyli procesu przeobrażania się skał pod wpływem wysokiego ciśnienia i temperatury.


Prawie wszystkie podziemne zbiorniki ropy naftowej i gazu ziemnego znajdują się w skałach osadowych, takich jak: piaski, piaskowce, wapienie i dolomity. W skałach magmowych i metamorficznych ropa i gaz ziemny gromadzą się tylko w wyjątkowych warunkach w obrębie stref dyslokacji tektonicznych. Najbardziej rozpowszechnione w przyrodzie są zbiorniki piaskowo-piaskowcowe. Piaski przeważają w osadach młodszych, piaskowce zaś w formacjach starszych. Osady te zbudowane są z ziaren i okruchów w ogromnej przewadze kwarcowych, scementowanych przeważnie lepiszczem ilastym, wapiennym i krzemionkowym.


Oprócz piaskowców skałami zbiornikowymi są wapienie i dolomity (skały wapienne składają się z ziaren kalcytu o różnej wielkości, scementowanych często pelitowym materiałem wapiennym submikroskopijnej wielkości). Dolomity zbudowane są z węglanu wapnia i magnezu. Pod względem strukturalnym tworzą różne odmiany, lecz w porównaniu z wapieniami wykazują większą gruboziarnistość i są bardziej porowate. W skałach węglanowych występuje prawie połowa wszystkich znanych zasobów ropy naftowej. Duża ilość złóż ropy naftowej w wapieniach i dolomitach zlokalizowana jest na Bliskim Wschodzie, w zachodnim Teksasie w USA i w zachodniej Kanadzie.

Niekiedy skałami zbiornikowymi są margle i kreda. Zbiorniki mieszane trafiają się rzadko. Mogą to być różnorodne skały wzajemnie przeławicowane.

Własności skał zbiornikowych

Porowatość skał jest głównym parametrem określającym właściwości zbiornikowe skały. Wyraża ona stosunek objętości pustych przestrzeni w skale do całej objętości skały. Porowatość wyraża się zwykle w procentach.

Wyróżnia się dwa typy porowatości: międzyziarnową i szczelinową:

  1. Porowatość miedzyziarnowa jest charakterystyczna dla skał klastycznych (piaskowce, mułowce).
  2. Porowatość szczelinowa, jako zjawisko wtórne występuje najczęściej w skałach węglanowych (wapienie, dolomity). Porowatość szczelinowa powstaje w czasie przerw sedymentacyjnych, a erozyjne powierzchnie nieciągłości są najbardziej sprzyjającym warunkiem do powstawania szczelinowatości. Szczelinowatość może zanikać wskutek różnych późniejszych zjawisk, między innymi takich jak diageneza.


Tabela 1. Współczynnik porowatości skał (według Z. Pazdry)
Rodzaj skał Współczynnik porowatości w %
Gleba 43 - 65
Torf 76 - 89
Iły plastyczne 35 - 70
Iły zwarte 18 - 35
Lessy 40 - 60
Piaski 20 - 48
Piaskowce 0,9 - 28
Żwiry 20 - 55
Kreda pisząca 3,0 - 55
Wapienie i dolomity 0,2 - 7,0
Marmury 0,1 - 6,0
Gnejsy 0,1 - 2,5
Bazalty 0,2 - 2,2
Granity 0,2 - 3,0


Porowatość większości skał zbiornikowych (tab. 2) waha się w granicach 5–45%, na ogół wynosi 10–20%. Węglanowe skały zbiornikowe mają zwykle mniejszą porowatość w porównaniu z piaskowcami, lecz ich przepuszczalność może być większa. Skały zbiornikowe, które mają porowatość mniejszą niż 5% uważa się za nieproduktywne.

W geologii ropy naftowej i gazu ziemnego wyróżnia się porowatość:

  • minimalną: 0–5%,
  • słabą: 6–10%,
  • dostateczną: 11–15%,
  • dobrą: 16–20%,
  • bardzo dobrą: 20–25%.

Budowa i rodzaje złóż węglowodorów

Zbiorniki i pułapki ropy i gazu

Zbiornikiem naturalnym nazywamy porowatą i przepuszczalną skałę, w której gromadzi się ropa naftowa, gaz ziemny i woda złożowa. Kształt zbiornika naturalnego zależy od jego usytuowania w stosunku do otaczających go skał o niskiej przepuszczalności (warstw izolujących).


Ze względu kształtu wyróżnia się zbiorniki:

  • Warstwowe
Zbiorniki warstwowe (rys. 2) są ograniczone na znacznej powierzchni od spągu i od stropu skałami o niskiej przepuszczlności. Warstwy w zbiorniku mają stosunkowo stałą grubość i stałe wykształcenie litologiczne. Warstwy te tworzą piaski, piaskowce, mułowce i wapnie kawerniste. Złoża mogą zawierać nawet kilka zbiorników warstwowych, rozdzielnych skałami izolującymi. Miejsce nagromadzenia się węglowodorów nazywa się pułapką, która stanowi rodzaj zamknięcia zbiornika. W zbiornikach warstwowych pułapki występują w przegubach siodeł lub też między warstwami izolującymi.
Rys. 2. Zespół zbiorników warstwowych ropy naftowej oraz główne rodzaje pułapek. 1 – skała zbiornikowa, 2 – skała o niskiej przepuszczalności, 3 – ropa naftowa i gaz ziemny, a – c – rodzaje pułapek: a – tektoniczna (uskok), b – stratygraficzna (wyklinowanie i niezgodność kątowa), c – litologiczna (zmiana porowatości skały)
  • Masywowe
Zbiorniki masywowe (rys. 3) zawierają szereg warstw przypuszczalnych, które są rozdzielone przez skały izolujące. Skały zbiornikowe są zwykle zróżnicowane litologiczne i stratygraficzne. Najczęściej zbiorniki masywowe tworzą skały węglanowe (wapienno-dolomitowe). W zbiornikach masywowych nie ma zgodności ułożenia warstw z granicą wód, kierunkiem ruchu cieczy oraz przebiegiem granicy wody z ropą i ropy z gazem. Ze względu na rodzaj pułapek wyróżnia się zbiorniki masywowe: strukturalne, erozyjne, biologiczne.
Rys. 3 Zbiornik masywowy (niejednorodny litologicznie) oraz główne rodzaje pułapek. 1 – wapienie, 2 – piaskowce, 3 – skały o niskiej przepuszczalności, 4 – gaz ziemny, 5 – ropa naftowa, a – c – rodzaje pułapek: a – strukturalna, b – erozyjna, c – biogeniczna (rafowa)


  • O kształtach nieregularnych
Zbiorniki o kształtach nieregularnych występują w skałach o zwiększonej porowatości i przepuszczalności, gdy następuje lokalna zmiana tych własności. Zbiorniki te mogą być ograniczone albo skałami o niskiej przepuszczalności, albo też skałami wodonośnymi. Strukturę zbiorników o kształtach nieregularnych, ograniczonych ze wszystkich stron skałami izolującymi, przedstawiono na rys. 4.
Rys. 4 Zbiorniki o kształcie nieregularnym. 1 – skała o niskiej przepuszczalności, 2 – ropa naftowa

Rodzaje złuż

  • Złoża platformowe
Zajmują powierzchnię kilku tysięcy kilometrów kwadratowych. Ropa występuje zwykle w skałach węglanowych. Złoża są zlokalizowane w brzeżnych częściach pokryw i ich obniżeniach, gdzie wzrasta grubość skał osadowych. Mają nieostre kontury, poziome ułożenie warstw z zaznaczającymi się fałdami wielkopromieniowymi. Złoża geosynklinalne-fałdowe związane są z kompleksami skał ilasto-klastycznych.
  • Złoża geosynklinalne-fałdowe
Związane są z kompleksami skał ilasto-klastycznych o znacznej miąższości, silnie zaburzonych tektonicznie. Tektonikę fałdową komplikują struktury dysjunktywne. Fałdy mają duże i zmienne upady, znaczne wydłużenie niekiedy do dziesiątek kilometrów. Złoża skupiają się w brzeżnych partiach pasm górskich, w zapadliskach przedgórskich, nieckach molasowych i zapadliskach śródgórskich.
  • Złoża subgeosynklinalne
Mają niektóre cechy złóż platformowych (litologia, grubość warstw, tektonika), pozostałe cechy złóż geosynklinalno-fałdowych.

Typy złóż

Złoża węglowodorów mogą być:

  • jednofazowe (ropne, gazowe, kondensatowe),
  • dwufazowe (ropno-gazowe, gazowo-ropne, gazowo-wodne, gazowo-kondensatowe),
  • trójfazowe (ropno-kondensatowo-gazowe).


Tabela 2. Typy złóż węglowodorów według ich składu jakościowego
Typy złoża Podstawoy skład stosunek fazowy Produkty eksploatacji
Ropny ropa ropa z rozpuszczonym gazem ropa i gaz kondensatowy
Ropno-gazowy gaz podścielony ropą gazu więcej niż ropy gaz kondensatowy i ropa
Gazowo-ropny ropa z czapą gazową ropy więcej niż gazu gaz kondensatowy i ropa
Ropno-kondensatowo-gazowy gaz zawierający rozpuszczone lekkie frakcje ropy i podścielony ropą gazu więcej niż ropy gaz kondensatowy, kondensat i ropa
Gazowo-kondensatowy gaz zawierający rozpuszczone lekkie frakcje ropy - gaz kondensatowy i kondensat
Kondensatowy lekkie frakcje ropy - kondensat
Gazowy gaz kondensadowy i gaz suchy - gaz kondensatowy i gaz suchy
Gazowo-wodny tzw. twardy gaz - gaz kondensatowy

Źródła

Personal tools