1. Podać warunki, które muszą być spełnione aby na danym obszarze mogły występować zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego?

Występowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, a także innych naftydów w strefie prowincji lub pojedynczego basenu naftowego uwarunkowane jest istnieniem w ich obrębie:

- skał macierzystych,

- warunków generowania węglowodorów,

- skał zbiornikowych,

- migracji pierwotnej,

- zbiornika naturalnego,

- migracji wtórnej,

- pułapki.

Każdy z wymienionych czynników powinien być zidentyfikowany i opisany przy zastosowaniu odpowiedniej metodyki i aparatury badawczej.

2. Definicja złoża geologicznego ropy naftowej bądź gazu ziemnego?

Złożem ropy naftowej, gazu ziemnego lub innych naftydów nazywa się pojedyncze, proste i naturalne ich nagromadzenie.

3. Definicja prawna złoża?

Złożem kopaliny jest takie naturalne nagromadzenie minerałów, skał oraz innych substancji stałych, gazowych i ciekłych, których wydobywanie może przynieść korzyść gospodarczą.

4. Co nazywamy polem roponośnym albo gazonośnym?

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

5. Co to jest pułapka?

Pułapką nazywa się część zbiornika naturalnego, w której może ustalić się względna równowaga substancji ruchliwych , gdzie działa głównie czynnik grawitacji, skutkiem którego następuje rozdzielenie gazu, ropy i wody według ich ciężaru właściwego. Charakterystycznymi cechami pułapek jest ich forma wypukła ku górze oraz kombinacja skał zbiornikowych ze skałami uszczelniającymi, uniemożliwiającymi migrację płynów złożowych do innych zbiorników naturalnych lub ku powierzchni.

Każdą pułapkę określają cztery ważne elementy:

- skała zbiornikowa,

- skała uszczelniająca,

- trójwymiarowe (przestrzenne) zamknięcie,

- punkt przelewu (wypełnienia).

Pułapki charakteryzują się:

- typem zbiornika naturalnego,

- warunkami powstania,

- formą,

- pojemnością,

- warunkami hydrodynamicznymi.

6. Narysować schemat złoża ropno - gazowego z określeniem zewnętrznego konturu gazonośności?

7. Co to jest ciśnienie złożowe, porowe, geostatyczne, hydrostatyczne?

Ważnymi cechami złoża są ciśnienie i temperatura.

Ciśnienie płynów złożowych w poziomach zbiornikowych mających więź hydrodynamiczną wzdłuż przekroju i rozciągłości przed rozpoczęciem eksploatacji nazywa się ciśnieniem złożowym pierwotnym.

Ciśnienie panujące w szkielecie mineralnym skał nosi nazwę ciśnienia górotworu. Różnica pomiędzy ciśnieniem górotworu i ciśnieniem złożowym nosi nazwę ciśnienia efektywnego.

Dla skał o niskiej przepuszczalności, takich jak skały ilaste, które nie mają łączności hydrodynamicznej, przyjmuje się pojęcie ciśnienia porowego, które wyraża wartość ciśnienia płynów wypełniających zamknięte pory iłów. Ciśnienia te są wynikiem nacisku słupa skał i płynów złożowych na złoże, a ponadto na wielkość ciśnień złożowych wpływa temperatura, procesy chemiczne i biochemiczne, cementacja skał itd.

Ciśnienie w górotworze wywołane słupem skał nosi nazwę ciśnienia geostatycznego, natomiast ciśnienie wywołane słupem płynów złożowych nazywa się ciśnieniem hydrostatycznym.

8. Co nazywamy anomalnym ciśnieniem złożowym?

Ciśnienie płynów złożowych przewyższające ciśnienie hydrostatyczne wywołane słupem wody całkowicie wysyconej solą nosi nazwę ciśnienia anomalnego.

Rozróżnia się dwa rodzaje ciśnień anomalnych:

- anomalnie wysokie ciśnienie złożowe,

- anomalnie wysokie ciśnienie porowe.

9. Co to jest gradient ciśnienia?

Gradient ciśnienia tj. przyrostu ciśnienia na jednostkę głębokości. Wartość gradientu ciśnienia w profilu złożowym wyższa niż 1,17 თ 10-2 MPa/m oznacza występowanie anomalnie wysokiego ciśnienia złożowego

10. Podać podział, klasyfikację genetyczną złóż gazu ziamnego i ropy naftowej?

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

Klasyfikacja wg formy i typu zbiornika naturalnego wydziela złoża (J.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1957):

I/ warstwowe:

A/ siodłowe;

B/ ekranowane:

1. tektonicznie,

2. stratygraficznie,

3. litologicznie;

II/ masywowe:

A/ w wyniosłościach:

1. strukturalnych,

2. erozyjnych,

3. biogenicznych;

B/ w zbiornikach naturalnych:

1. jednorodnych,

2. niejednorodnych;

III/ złoża ograniczone litologicznie ze wszystkich stron źle przepuszczalnymi skałami lub wodą:

1. złoża ograniczone nieprzepuszczalnymi skałami,

2. złoża ograniczone wodą,

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

Według składu złoża dzieli się na (M.K. Kalinko, 1987):

- gazowe;

- gazohydratowe;

- gazokondensatowe;

- gazokondensatowe z otoczką ropy;

- ropo- gazokondensatowe;

- gazokondensatowo-ropne;

- ropne (zwykłe);

- ropne o wysokiej lepkości;

- ropno-bitumiczne;

- bituminów naturalnych.

Według stopnia wypełnienia pułapki wydziela się złoża:

• pełnowarstwowe;

• niepełnowarstwowe;

• masywowe;

• masywowo-warstwowe.

Z punktu widzenia wielkości zasobów geologicznych złoża ropy i gazu podzielono na (M.K. Kalinko, 1987):

- bardzo małe - do 5 mln ton ropy (do 5 mld m3 gazu);

- małe - od 5 do 10 mln ton ropy (od 5 do 10 mld m3 gazu);

- średnie - od 10 do 50 mln ton ropy (od 10 do 50 mld m3 gazu);

- duże - od 50 do 100 mln ton ropy (od 50 do 100 mld m3 gazu);

- bardzo duże - od 100 do 500 mln ton ropy (od 100 do 500 mld m3 gazu);

- giganty - od 500 do 1000 mln ton ropy (od 500 do 1000 mld m3 gazu);

- unikalne - ponad 1000 mln ton ropy (ponad 1000 mld m3 gazu);

Biorąc pod uwagę wielkość początkowego ciśnienia złożowego podzielono złoża gazowe i gazokondensatowe na:

- złoża o niskim ciśnieniu ြ 6MPa;

- złoża o średnim ciśnieniu od 6 do 10 MPa;

- złoża o wysokim ciśnieniu od 10 do 30 MPa;

- złoża o bardzo wysokim ciśnieniu złożowym - ှ30 MPa.

11. Co to jest kerogen?

Kerogen jest mieszaniną o zróżnicowanej proporcji bardzo wielu molekuł, znanych jako geopolimery, syntetyzowanych z molekuł wytwarzanych przez obumarłe organizmy, których resztki są odporniejsze na przeobrażenia, takie jak spory, pyłki, kutikule, membrany bakterii oraz uwęglonej substancji organicznej pochodzącej z erodowanych osadów kopalnych.

Skład kerogenu jest bardzo zróżnicowany, lecz obserwuje się dość ścisłe relacje pomiędzy oryginalną biomasą i środowiskiem sedymentacyjnym, prowadzące do wydzielenia odmiennych typów kerogenu.

12. Wymienić środowiska wchodzące w skład złóż gazu ziemnego i ropy naftowej?

- środowisko rop naftowych,

- środowisko gazów ziemnych,

- środowisko wód złożowych

- środowisko skał (macierzystych, zbiornikowych i uszczelniających).

13. Co nazywa się bituminem?

Bituminem nazywa się te część Substancji Organicznej w Osadach, która jest

rozpuszczalna w następujących rozpuszczalnikach organicznych:

- dichlorometan - CH2Cl2,

- chloroform -CHCl3,

- albo mieszaniny tych rozpuszczalników z etanolem -C2H5OH lub metanolem - CH3OH.

Bituminy składają się z tych samych rodzajów molekuł jak ropa naftowa, lecz w odmiennej proporcji.

14. Wymienić typy kerogenu i podać najważniejsze cechy?

Typy kerogenu

Oryginalna substancja organiczna składa się z różnych elementów roślinnych lub zwierzęcych, których charakterystyczne cechy przedstawiają stosunki atomowe trzech pierwiastków: C, H i O.

- typ I - względnie rzadki, pochodzi ze szczątków planktonu jeziornego intensywnie przetworzonego przez bakterie, posiada wysoki stosunek H : C (>1,5 : 1) i niski stosunek O : C (< 0,1 : 1);

- typ II - reprezentuje utwór powstały ze szczątków planktonu morskiego osadzonego w środowisku beztlenowym; typ II-s jest wysoko zasiarczoną odmianą typu II, posiada średni stosunek H : C (1,5 - 1,0 : 1) i O : C (0,2 : 1);

- typ III - reprezentuje utwór powstały głównie ze szczątków roślin lądowych osadzonych w środowiskach: morskim, jezior deltowych, stanowiący element osadów paralicznych, fliszowych, molasowych itd., posiada niski stosunek H : C (0,5 - 1,0 : 1) i wysoki stosunek O : C (>0,2 : 1);

- typ IV - inertny i nieuwzględniany w rozważaniach generacyjnych (substancja węglista ze spalonych roślin), posiada bardzo niski stosunek H : C (<0,5 : 1) i wysoki stosunek O : C (> 0,25 : 1)

15. Wymienić stadia termalnego przeobrażenia kerogenu i podać graniczne wartości RO dla poszczególnych stadiów generacyjnych?

W termalnym przeobrażeniu kerogenu wydziela się cztery główne stadia:

- Diageneza - Zachodzi od depozycji osadu do temperatury 50 ႰC. 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 ႰC do 200 ႰC. 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 ႰC do 250 ႰC. Kerogen ulega procesowi uwęglania. Głównym produktem jest metan termogeniczny, co daje podstawę do wydzielania tu tzw. „okna gazowego”.

- Metamorfizm - Zachodzi w temperaturach wyższych od 250 ႰC. Kerogen ulega rekrystalizacji.

Możliwe jest generowanie jeszcze metanu termogenicznego.

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% ြ Roြ 2,0% (2,5%) - stadium katagenezy, strefa mokrego gazu i kondensatu,

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

16. Podać podział surowców naftowych wg. Kalinki?

17. Wymienić główne grupy składników występujących w naftydach?

Termin „naftydy” (M.K. Kalinko, 1984) wprowadzony w ostatnich latach do literatury polskiej, obejmuje dużą grupę naturalnych substancji organicznych (z wyłączeniem torfów,

węgli brunatnych, węgli kamiennych i antracytów)

- węglowodory,

- związki heteroorganiczne (nazywane niekiedy w skrócie związkami NSO)

- składniki nieorganiczne.

18. Wymienić główne składniki naftydów występujące w postaci węglowodorowej?

Głównymi składnikami naftydów są węglowodory:

- nasycone łańcuchowe(alkany),

- pierścieniowe (cykloalkany, nafteny),

- alkilo-cykloalkano-aromatyczne

Są to:

- Alkany

- Cykloalkany monocykliczne

- Cykloalkany policykliczne

- Areny monocykliczne

- Areny policykliczne

- Cykloalkano-areny

19. Wyróżnić grupy związków wchodzących w skład związków heteroorganicznych (NSO)

Związki heteroorganiczne (NSO)

Związki heteroorganiczne stanowią główną grupę niewęglowodorowych składników naftydów (w szczególności bituminów naturalnych i ropy naftowej) obejmujących najwyżej cząsteczkowe związki, o najbardziej złożonej budowie chemicznej. Tworzą się one przez podstawienie atomów węgla w pierścieniach lub mostkach alifatycznych przez atomy siarki, azotu i tlenu, a rzadziej metali (V, Ni, Fe, Mg, Ca, Cu, Mn, Cr, Ti, Co i innych). W ich budowie decydującą role odgrywają skondensowane struktury pierścieniowe: aromatyczne, aromatyczno- naftenowe, i aromatyczno-naftenowo-heterocykliczne.

Rozróżnia się wśród nich:

- żywice naftowe i asfalteny (będące składnikami rop naftowych),

- oraz karbeny i karboidy (wchodzące ponadto w skład bituminów naturalnych np. asfaltów).

20. Co to są biomarkery?

Biomarkery

Składniki organiczne w osadach, skałach i ropachnaftowych, których struktury (szkielety węglowe) mogą być prześledzone wstecz do żywych organizmów są nazywane markerami biologicznymi, skamieniałościami chemicznymi (chemofossile) lub biomarkerami. Są one „mikroskamieniałościami” generalnie o średnicy mniejszej niż 30 nm i cechuje je wysoka różnorodność z punktu widzenia stereochemii, czyli przestrzennego ułożenia atomów i grup atomów w ich cząsteczkach. Z powodu tej różnorodności biomarkery mogą być bezpośrednio połączone ze specyficzną grupą roślin, zwierząt lub bakterii, z których powstały.

Biomarkery zawierają najczęściej:

- porfiryny i izoprenoidy, z których pristan i fitan szeroko rozprzestrzenionymi produktami wyprowadzonymi z chlorofilu, a także z lipidów bakteryjnych,

- długołańcuchowe n-alkany, wyprowadzonymi z kutikul, wosków roślin lądowych lub kwasów tłuszczowych planktonu morskiego i jeziornego,

- steroidy i triterpenoidy wyprowadzonych najczęściej z membran komórkowych mikroorganizmów,

- karotenoidy wyprowadzone z alg i szczątków materii bakterialnej.

21. Co to jest gaz ziemny?

Gazami ziemnymi nazywa się takie gazy, które zostały wygenerowane i zakumulowane w warunkach naturalnych we wnętrzu Ziemi. W zależności od miejsca i warunków powstawania dzieli się je na 8 typów (W.A. Sokołow, 1970):

- gazy atmosfery,

- gazy powierzchni Ziemi (w tym gazy: gleby, błotne i torfowe, osadów morskich),

- gazy skał osadowych ( w tym gazy złóż ropy naftowej, gazu, węgla i rozproszone),

- gazy mórz i oceanów,

- gazy skał metamorficznych,

- gazy skał magmowych,

- gazy wulkaniczne,

- gazy kosmosu.

Powszechnie gazami ziemnymi nazywa się gazy węglowodorowe występujące w złożach ropy naftowej lub złożach gazu, choć niekiedy zawartość w nich gazów węglowodorowych jest znikoma, a nawet tylko śladowa. Takie zwyczajowe nazywanie „węglowodorowych gazów ziemnych” - „gazami ziemnymi” wynika z konieczności odróżnienia go od „gazu koksowniczego” stosowanego w przeszłości.

22. Co to są kondensaty gazowe?

Kondensaty gazowe to mieszanina węglowodorów, które są gazami w złożu, przechodzącymi po wydobyciu na powierzchnię (w wyniku kondensacji) w stan ciekły. Mogą one przechodzić w stan ciekły już w złożu, jeżeli odpowiednio obniży się ciśnienie i temperatura złożowa.

Gazokondensaty w warunkach standardowych są cieczami bezbarwnymi lub żółtawymi, niekiedy z odcieniami jasno brązowymi lub zielonymi.

Składają się głównie (>90%) z węglowodorów, często z domieszka silikażelowych żywic
(do 3,7%), a bardzo rzadko asfaltenów ( wyjątkowo do 0,3%). W niektórych kondensatach występuje parafina ( do 4%).

23. Co to jest ropa naftowa?

Ropami naftowymi nazywa się naturalne palne ciecze hydrofobowe, będące mieszaniną węglowodorów i heteroorganicznych związków niewęglowodorowych, a także składników nieorganicznych, o bardzo zmiennych cechach zarówno chemicznych jak i fizycznych.

Ropy mają zmienne barwy (od prawie bezbarwnych, przez żółte, pomarańczowe, zielonkawe i brązowe do czarnych), zróżnicowaną przejrzystość i charakterystyczny, ale odmienny zapach.

Ropy różnią się takimi własnościami fizycznymi jak: gęstość, lepkość, rozpuszczalność, własności powierzchniowe, aktywność optyczna, luminescencja, rozszerzalność cieplna, temperatura wrzenia oraz krzepnięcia i topnienia, temperatura zapłonu, zapalenia i samozapłonu, własności cieplne, wartość kaloryczna, własności elektryczne, własności akustyczne i in.

W zależności od gęstości dzieli się ropy naftowe na 3 (wg K. Liszki, 1982) lub 4 klasy (wg M.K. Kalinko, 1987):

- lekkie ( < 0,810 g/cm3 ) ,

- średniej gęstości ( 0,810 ÷ 0,870 g/cm3 ),

- ciężkie (0,870 - 0,900 g/cm3 ),

- bardzo ciężkie ( > 900 g/cm3 ).

24. Podać granice gęstości w stopniach API?

Gęstość rop naftowych waha się pomiędzy przyjętymi umownie wartościami: górną granicą gęstości gazokondensatów tj. 0,73 g/cm3 (ok.60oAPI), a dolną granicą gęstości bitumów naturalnych tj. 1g/cm3 (10oAPI).

25. Podział bituminów naturalnych?

26. Podać klasyfikację wód złożowych wg. Przestrzennego stosunku do złoża ropy lub gazu?

27. Co to są skały macierzyste?

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

Rozróżnia się skały macierzyste potencjalne i efektywne.

O jakości skały macierzystej decydują następujące cechy:

- ilość substancji organicznej,

- typ materii organicznej,

- stopień dojrzałości materii organicznej.

28. Genetyczne typy metanu w gazach ziemnych

29. Co nazywamy skałami zbiornikowymi?

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

Skały te charakteryzują się:

1. typem litologicznym skały:

2. typem petrograficznym skały (składem mineralnym, strukturą, teksturą, składem granulometrycznym itd.);

3. porowatością opisywaną:

30. Co nazywa się zbiornikiem naturalnym?

Zbiornikiem naturalnym nazywa się naturalną przestrzeń ograniczoną skałami uszczelniającymi (nieprzepuszczalnymi lub słabo przepuszczalnymi albo wodą), wypełnioną skałami zbiornikowymi mogącymi gromadzić ropę naftową, gaz ziemny i wodę, w których możliwy jest ruch tych mediów płynnych.

Każdy zbiornik naturalny musi więc składać się ze:

- skał zbiornikowych - umożliwiających gromadzenie i przepływ mediów,

- skał uszczelniających - uniemożliwiających przepływ mediów do sąsiednich skał zbiornikowych lub na powierzchnię.

Z punktu widzenia formy i genezy zbiorniki naturalne dzieli się na (I.O. Brod, N.A. Jeremienko, 1951):

- zbiorniki warstwowe - składające się ze skał zbiornikowych mających postać warstwy ograniczonej od stropu i spągu skałami uszczelniającymi. Cecha tego typu zbiorników jest zachowanie miąższości i składu litologicznego na dużym obszarze;

- zbiorniki masywowe - składające się z dużych masywów skał zbiornikowych, ograniczone jedynie od góry i z boków skałami uszczelniającymi. Ze względu na skład litologiczny skał zbiornikowych dzieli się je na: jednorodne i niejednorodne;

- zbiorniki o kształcie nieprawidłowym ograniczone ze wszystkich stron skałami uszczelniającymi lub wodą.

W literaturze i praktyce zachodniej nie wydziela się pojęcia zbiornika naturalnego, lecz skałom zbiornikowym nadaje się znaczenie zbiornika ropy naftowej lub gazu ziemnego.

31. Czym się charakteryzują zbiorniki naturalne?

Zbiorniki naturalne charakteryzują się:

- typem skały zbiornikowej,

- formą i warunkami zalegania,

- stosunkiem skał zbiornikowych do skał uszczelniających,

- pojemnością,

- warunkami hydrodynamicznymi,

- energią złożową.

32. Wymienić czynniki migracji?

Migracja węglowodorów jest procesem łączącym skałę macierzystą ze zbiornikiem naturalnym i pułapką.

Migracja jest procesem złożonym, którego przyczyną mogą być różne czynniki. Głównymi czynnikami migracji mogą być:

- kompakcja,

- ciśnienie statyczne i dynamiczne,

- siła ciężkości,

- czynnik hydrauliczny,

- zjawiska kapilarne,

- zmiany temperatury,

- dyfuzja,

- inne (rekrystalizacja minerałów, rozpuszczanie minerałów, zmniejszanie obciążenia warstwy itd.).

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

33, Skład naftydów

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, żelazo, 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.

---