Scrigroup - Documente si articole

Username / Parola inexistente      

Home Documente Upload Resurse Alte limbi doc  

CATEGORII DOCUMENTE






DemografieEcologie mediuGeologieHidrologieMeteorologie

Structura Merisani-Draganu

geografie

+ Font mai mare | - Font mai mic






DOCUMENTE SIMILARE

Trimite pe Messenger
Laricetul de la Vidolm
Desertificarea - Sahara si Climatul subtropical uscat
ANALIZA REGIONALA SI SECVENTIALA - EUROPA
PORTALURI DIN CENTRUL VECHI AL BUCURESTIULUI
Barcelona
DELTA DUNARII
Notiuni fundamentale ale Fizicii
DUNAREA DE JOS
EFECTELE UMAN-GEOGRAFICE ALE ORGANIZARII SOCIAL ECONOMICE IN DIFERITELE ETAPE DE EVOLUTIE ALE OMENIRII
ASEZARI DE ALTITUDINE

TERMENI importanti pentru acest document

: sectiune geologica gorj : Structura Colibasi depresiunea getica : depresiunea getica : straturile geologice zona merisani :
  1. ASPECTE GENERALE PRIVIND INCADRAREA STRUCTURII IN DEPRESIUNEA GETICA

1.1.  LOCALIZAREA STRUCTURII

Structura Merisani-Draganu este situata in Judetul Arges, la aproximativ 15 kilometri nord-vest de orasul Pitesti, pe teritoriul comunelor Merisani si Draganu (fig.1). In cuprinsul structurii mai sunt cuprinse si satele Dumbravesti, Barlesti si Bacesti. Structura este strabatuta de drumul judetean 7C si de calea ferata Pitesti-Curtea de Arges.

    

Fig.1 SCHITA CU AMPLASAREA STRUCTURII MERISANI-DRAGANU

Sc. 1 : 500 000

1.2.  DATE OROHIDROGRAFICE

Din punct de vedere geografic, structura se gaseste in zona deluroasa a judetului Arges, care prezinta culminatii de aproximativ 450-650 metri inaltime, orientate nord-sud, separate de raul Arges. Structura este traversata de afluentii acestuia: Vaslanul NE , Bascovul N , Cotmeana E. Structura nu cuprinde pe suprafata ei nici paduri si nici lacuri de importanta majora. 

1.3 INCADRAREA STRUCTURII IN DEPRESIUNEA GETICA

Structura Merisani-Draganu este situata in zona centrala a Depresiunii Getice, fiind incadrata in zona structurala Valcele-Merisani-Zarnesti. Aliniamentul se prezinta sub forma unei cute anticlinale puternic compartimentata de falii (aproape verticale) orientata NE-SV, in prelungirea careia se intalneste structura Cotmeana la vest iar la est, prin intermediul zonei Poiana Marului structura Colibasi. In nord intalnim structura Valcele, iar la sud se dezvolta structura Slatioarele.

Formatiunile geologice cuprinse in aceasta structura apartin la trei cicluri de sedimentare, si anume Paleogen, Miocen si Pliocen.

In cadrul Paleogenului s-au intalnit formatiuni eocene (episodic in cateva sonde) si oligocene pana la adancimi foarte mari.

Miocenul este reprezentat de Burdigalian inferior, Burdigalian superior (Helvtian), Badenian, Sarmatian, Meotian si Pontian, in timp ce ultimului ciclu ii apartin formatiunile daciene si romaniene.

Acumularile industriale de petrol de pe structura Draganu se gasesc cantonate in complexele Burdigalianului inferior si Burdigalianului superior

(Helvetianului). Burdigalianul inferior este separat astfel:

Tabel 1

Burdigalian divizat

complex I

pachet Ic

pachet Ib

pachet Ia

 

complex II

pachet II d

pachet II c

pachet II b

pachet II a


2. CADRUL GEOLOGIC REGIONAL

2.1 Stratigrafia zonei centrale a Depresiunii Getice

Depresiunea Getica a functionat ca bazin de sedimentare incepand din Paleogen pana la sfarsitul Pliocenului. Depozítele acumulate au caractere preponderent de molasa, fiind depozite psefito-psamitice, la care se adauga calcare, carbuni, evaporite, depozite piroclastice. In suita acestora se inscriu doua discontinuitati stratigrafice majore: una in Miocenul timpuriu, determinata de miscarile eostirice si alta in Sarmatianul timpuriu ca urmare a miscarilor moldavice. Aceste discontinuitati delimiteaza, la scara regionala trei cicluri de sedimentare: ciclul Paleogen care se incheie in Burdigalianul inferior, ciclul Burdigalian-Sarmatian timpuriu si ciclul Sarmatian-Pliocen.

Ciclul Paleogen. Inceputul acestuia marcheaza transgresiunea majora, dupa crearea depresiunii, si se incheie in Miocenul timpuriu incluzand depozite ce revin Eocenului, Oligocenului si Eomiocenului. Depozítele Plaeogene ale Depresiunii Getice au caracter de molasa litorala, formata prin acumularea piemontana a materialului detritic provenit din erodarea cristalinului muntilor Fagaras dupa emersiunea corespunzatoare fazei orgene laramice.

Eocenul are o extindere regionala, insa la zi se intalneste numai in partea nord-estica, intre Valea Valsanului si Valea Otasau. In linii mari, Eocenul  este dezvoltat intr-un facies litoral, (de margine) preponderent conglomeratic si intr-un facies de larg, caracterizat prin predominanta gresiilor, argilelor si marnelor. Faciesul litoral se intalneste la zi intre Valea Otasau si Valea Valsanului, unde conglomeratele trec lateral la depozite preponderent marnoase care suporta o secventa grezoasa. Spre vest Eocenul se mai intalneste in zona axiala a anticlinalului de la Sacel Gorj, unde apar conglomerate. Depozítele Eocene sunt fosilifere, astfel incat varsta acestora este argumentata paleontologic (Numulites fabianii, Numulites chavannesi, Numulites pratti, Numulites distans, Numulites atacicus, Hyperamina elongata, Globigerina triloba). Prin foraje s-a stabilit ca eocenul in facies de margine s-ar intinde spre sud aproximativ pana la paralela localitatilor Ramnicu Valcea-Stoenesti-Maldarasti-Slatioara-Bumbesti-Targu Jiu. La sud de aliniamentul se dezvolta faciesul de larg caracterizat prin predominanta gresiilor, argilelor si marnelor.  Grosimea depozitelor atinge aproximativ 650-2000 metri si sunt fosilifere, bogate mai ales in foraminifere.

Oligocenul are aproape aceeasi arie de raspandire ca si Eocenul. Grosimea depozitelor variand intre 500-1500 metri. Spre zona de margine se dezvolta faciesul  litoral reprezentat prin conglomerate, urmate de marne si argile negricioase cu un episod conglomeratic. Spre est, in bazinul Argesului se dezvolta mult faciesul argilos-bituminos care aminteste de faciesul de Pucioasa. Acesta, in zona Suslanesti-Matau, contine o bogata fauna de pesti fosili.

Spre sud se trece la un facies intermediar grezos-nisipos in care pleitéele sunt subordonate. In general, depozitele oligocene sunt fosilifere ( Dentalium sanberge, Turritella turris, Cerithium plicatum, Globorotalia sp.)

Acvitanian-Burdigalianul timpuriu include depozitele cu care se incheie ciclul de sedimentare. Acestea au adesea un evident caracter regresiv si ating in general grosimi de 150-500 metri. Urmeaza peste depozítele oligocene si apar in partea nord estica a depresiunii din Valea Oltului spre est. In restul depresiunii au fost intalnite prin mai multe foraje. Succesiumea depozitelor incepe cu conglomerate, urmate de o alternanta de gresii calcaroase si marne cu intercalatii subtiri de anhidrite. Varsta acestor depozite (Acvitanian-Burdigalian timpuriu) nu este argumentata paleontologic. Insa pe baza criteriului superpozitiei stratigrafice si prin comparatie cu situatia din zona de molasa a Carpatilor Orientali, acestea sunt corelabile.

Ciclul Burdigalian superior-Sarmatian timpuriu. Primele depozite ale acestui ciclu indica o importanta transgresiune. Si in cazul acestui ciclu se disting doua faciesuri: unul de margine, mai grosier si altul de larg, preponderent pasmito-pelitic.

Burdigalianul superior in facies de margine debuteaza printr-un episod conglomeratic ce afloreaza intre Valea Argesului si Valea Olanesti. Acesta ar fi corelabil cu Conglomeratele de Brebu din mopasa est-carpatica si sunt urmate de nisipuri, marne nisipoase si tufite care amintesc de formatiunea vargata din molasa Carpatilor Orientali revenind Burdigalianului superior.

Faciesul de larg are o mare dezvoltare spre sud si debuteaza printr-o alternanta de gresii si conglomerate care trec pe verticala la marne si apoi la argile adesea rosiatice. Grosimea depozitelor este de 1000-2000 metri.

Badenianul include depozite preponderent marno-argiloase aflate in continuitate de sedimentare peste depozítele burdigaliene. In zona de margine Badenianul este reprezentat in principal prin depozite grosiere (conglomerate, gresii) Badenianul in facies grosier se intalneste sporadic din valea Oltului spre vest. Numai din Valea Cosustea pana la Dunare afloreaza pe o arie mai larga si este foarte fosilifer ( Spiratella andrussowei, Bulimia aculeata, Glomospira charoides, Cenosphaera pyriformis, Globigerinoides trilobus, Orbulina suturalis ). Badenianul cuprinde Formatiunea salifera superioara (marne cu gipsuri si sare) in care se incadreaza sarea de la ocnele mari. Formatiunea de varsta Badeniana atinge grosimi de 200-500 metri.

Sarmatianul timpuriu incheie cel de-al doilea ciclu de sedimentare din Depresiunea Getica. In general este reprezentat printr-o alternanta de gresii calcaroase si marnoase dand, in ansamblu, o suita grezo-marnoasa cu grosimea de maxim 1000 metri cu frecvente variatii laterale de facies. Depozitle sunt bogat fosilifere atfel incat varsta lor este argumentata ( Ervilia podolica, Cardium obsoletum, Trochus angulatus).

Ciclul Sarmatian-Pliocen. Formatiunile acestui ciclu s-au acumulat dupa individualizarea Depresiunii Getice ca unitate geostructurala. In continuare, evolutia Depresiunii Getice ca bazin de acumulare a fost comuna cu aceea a platformei Moesice. 

Sarmatianul mediu-superior este reprezentat prin depozite marnoase si grezoase-nisipoase a caror grosime variaza in limite foarte largi putand atinge 2500 metri. De la Horezu spre vest depozítele sarmatiene iau contact direct cu rama cristalina cand se dezvolta faciesuri grosiere si mai rar faciesuri calcaroase recifale. In restul ariei de raspandire spatiala, Sarmatianul include depozite pasmito-pelitice cu frecvente treceri laterale, acestea constand, in modificarea ponderii ungía sau altuia dintre litotipi. Depozítele in general sunt foarte fosilifere ( Mactra bulgarica, Mactra caspia, Cardium fittoni ).

           

Meotianul in general depozítele Meotianului se dispun transgresiv  peste diferitii termeni ai Sarmatianului. La vest de raul Olt ele au fost impartite in trei orizonturi:

Orizontul inferior (marnos nisipos) este constituit din nisipuri, marne si gresii caracterizat in general printr-o fauna de apa dulce ( Unio subatavus, Radix sp.)

Orizontul mediu (grezos) se caracterizeaza printr-o fauna de mediu salmastru ( Unio subrecurvus, Congeria panticapaeaI)

            Orizontul superior (argilo nisipos) caracterizat printr-o fauna de apa dulce ( Silunio subhoernesi , Dossinia maeotica, ). Acest orizont se mentine si la est de raul Olt, unde este reprezentat prin pietrisuri, nisipuri, argile verzi patate. Meotianul atinge o grosime de 300-350 metri.  

Pontianul  are caracter ingresiv dand golful de la Campulung. Este preponderent marnos in jumatatea inferioara si argilos-nisipos in jumatatea superioara. Depozitele pontiene afloreza de-a lungul depresiunii. La vest de Valea Oltului Pontianul este reprezentat doar de orizontul sau superior. La est de raul Olt depozítele Pontianului stau transgresiv peste depozítele Sarmatianului sau in continuitate de sedimentare peste Meotian. La vest de raul Olt Pontianul, este constituit din nisipuri si pietrisuri marunte cu Phyllocardium planum rumanum. Depozítele pontiene sunt bogate fosilifer ( Congeria rhomboidea, Valenciennius ellipticus ). Grosimile depozitelor pontiene sunt cuprinse intre 400-450 metri.

           

Dacianul depozítele acestui etaj se dispun peste cele pontiene concordant si in continuitate de sedimentare. Ele nu au o mare raspandire in suprafata. Dacianul este dezvoltat in facies argilos-nisipos in care se intalnesc si intercalatii de strate de lignit. Afloreaza pe o arie intinsa din valea Dambovitti pana in valea Dunarii. In suita depozitelor daciene se disting stratele cu Pachydacna (inferioare) si stratele cu Psilodon (superioare). Grosimea depozitelor daciene atinge 400-450 metri.

           

Romanianul incheie suita pliocena. Include depozite argilo-nisipoase adesea rosiatice uneori cu intercalatii de carbuni. Acestea contin primii unionizi sculptati, ca Unio lenticularis, si resturi de mamifere, printre care Anancus arvernensis. Depozítele de aceasta varsta se intalnesc in zonele externe ale depresiunii.

2.2 Tectonica zonei centrale a Depresiunii Getice

            Desavarsirea aranjamentului tectonic al zonei montane a Carpatilor Meridionali si ridicarea ei in urma miscarilor laramice (Cretacic superior) au determinat aparitia unei zone depresionare situata in fata. Aparitia acestei depresiuni s-a produs, de fapt ca urmare a afundarii si innaintarii spre nord a marginii Platformei Moesice prin subsariere fata de Autohtonul Danubian. Afundarea si subducerea marginii platformei a antrenat coborarea in trepte a marginii blocului danubian. In felul acesta s-a format o depresiune asimetrica, cu fundament mixt, tipic premontana, care a preluat functia e bazin de sedimentare.    

 De la formarea ei la inceputul Paleogenului, Depresiunea Getica a suferit efectele a doua faze de miscari importante:  eostrica si moldavica. Daca efectele eostrice se recunosc in transgresiunea intraburdigaliana, consecintele paroxismului moldavic constau in cutarea larga a depozitelor presarmatiene. Drept urmare din punct de vedere tectonic, Depresiunea Getica nu prezinta complicatii deosebite.

Structura cutata a Depresiunii Getice nu poate fi observata la zi decat intre Valea Oltului si Oltet. Aici se urmareste structura anticlinala Govora-Slatioara in a carei zona axiala apar depozite burdigaliaene. Tectonica plicativa se mai remarca si prin sinclinalul Ramnicu Valcea situat la nord-est de anticlinalul Govora-Slatioara.

Efectul major al miscarilor moldavice a fost incalecarea formatiunilor Depresiunii Getice peste formatiunile Platformei Moesice. Incalecarea s-a produs in lungul faliei pericarpatice care se continua din fata Carpatilor Orientali.

Dupa paroxismul moldavic, intrasarmatian, miscarile care au afectat Depresiunea Getica nu au mai determinat deformari semnificative. Depozitele sarmato-pliocene sunt practic orizontale insa se recunosc mai multe discontinuitati stratigrafice de amploare diferita, mai frecvente in apropierea marginii carpatice.

In Pliocenul tarziu o data cu ridicarea mai activa a Carpatilor s-a produs si restrangerea lacului iar in Cuaternar miscarile neotectonice au contribuit la realizarea morfostructurii actuale.   

3.CARACTERELE PETROLIFER GAZEIFERE DIN ZONA CENTRALA A DEPRESIUNII GETICE

3.1 Rocile sursa de hidrocarburi

            Rocile sursa sau generatoare de hidrocarburi sunt roci care s-au format din sedimentele minerale depuse odata cu materia organica in bazinul de sedimentare si din a carei transformare au rezultat bitumenele naturale libere si fixe. Acestea sunt roci fine, pelitice, care au un continut in materie organica mult mai mare decat cel al rocilor adiacente.

            In Depresiunea Getica intercalatiile pelitice din Senonian, Eocen, Oligocen, Burdigalian, Badenian, Sarmatian si Meoian sunt considerate roci sursa potentiale de hidrocarburi. Sisturile cu radiolari din badenian si sisturile argiloase bituminoase din oligocen sunt considerate roci sursa tipice.

            Oligocenul este principala formatiune de interes pentru rocile sursa de hidrocarburi din Depresiunea Getica. Stratele de Pucioasa sunt formate din intercalatii de secvente ritmice de argile si marne grezoase uneori negriciose bituminoase (continut in bitumene de pana la 14%). Intre pachetele de gresie, rocile argiloase si marnoase sunt dese si devin tot mai fine.

            Faciesul de Pucioasa este prezent la vest de raul Prahova in urmatoarea succesiune: Strate de Pucioasa inferiore (50m), sisturi disodilice inferioare (40-50m), Strate de Pucioasa superioare (1100m) cu intercalatii grezoase de Fusaru, strate de Vinetisu-Izvoarele (70-300m) si disodilele superioare (100-200m).

            Rocile sursa de hidrocarburi din Depresiunea Getica se caracterizeaza printr-un continut de carbon organic cuprins intre 0.67-3.12% in medie 1.7% si printr-un continut de hidrocarburi de 74.5-572 p.p.m.

           

3.2 Rocile colectoare de hidrocarburi

            Rocile colectoare sunt roci poroase si permeabile capabile sa inmagazineze cantitati insemnate de hidrocarburi si sa le cedeze cand se trece la exploatarea lor. Capacitatea lor de inmagazinare depinde de caracterele fizico-geologice ale lor exprimate prin coeficiente de porozitate, saturatie si permeabilitate.

            In formatiunile geologice din Depresiunea Getica rocile colectoare sunt reprezentate prin gresii (Eocen-Oligocen) nisipuri grosiere conglomerate, microconglomerate si gresii (Burdigalian), nisipuri si gresii (Badenian), nisipuri, nisipuri grosiere si gresii (Sarmatian) nisipuri si gresii (Meotian).

            In Oligocen gresiile prezinta porozitati cuprinse  intre 2% si 17.6% in schimb permeabilitatea nu depaseste 1 mD capacitatea de cedare fiind asigurata prin permeabilitatea fisurala. La Botesti in gresii s-au intalnit porozitati de 30% si o permeabilitate de 215 mD.

            Burdigalianul are o dezvoltare pronutata a rocilor granulare cu proprietati de rezervor. Parametrii fizici ai rezervoarelor burdigaliene sunt caracterizati prin valori reduse in estul Depresiunii Getice si din ce in ce mai ridicate spre vest. Microconglomeratele au porozitati de 6.3-22.5%, in timp ce gresiile si nisipurile au valori ale porozitatii cuprinse intre 5-30% si o permeabilitate  de 0-2600 mD.

            Rocile colectoare din Sarmatian reprezentate prin nisipuri si gresii au proprietati fizice bune si grosimi ce variaza intre 2-3 metri si ajung pana la 105 metri in functie de conditiile de depunere. Porozitatea si permeabilitatea se amelioreaza de la est la vest astfel ca in partea estica a depresiunii avem o porozitate de 10% si o permeabilitate de 16 mD iar in vest porozitatea ajunge la 30% iar permeabilitatea la 668 mD.

            Rocile colectoare din Meotian sunt formate din nisipuri si gresii care formeaza un numar de 27 de strate cu o grosime totala de 700 metri in partea estica a depresiunii; mergand spre vest Meotianul isi reduce progresiv grosimea astfel ca in zona de maxima elevatie a anticlinorului Pitesti-Slatioarele el nu se mai intalneste fiind semnalat insa pe flancurile anticlinorului; apoi spre vest meotianul incepe sa se dezvolte iarasi ajungand pana la o grosime de 400 metri. Porozitatile rezervoarelor meotianului au valori cuprinse intre 8-40% iar permeabilitatea este cuprinsa intre 2-3500 mD.

3.3 Rocile protectoare

            Rocile protectoare sunt roci fine, pelitice, greu permeabile, de tipul marnelor si argilelor, (sisturi argiloase, silicioase, gresii si calcare compacte, lipsite de fisuri si intalnite pe intinderi mari)  care nu permit curgerea fluidelor (hidrocarburilor) decat la rate mici de difuzie. Deasemenea rocile evaporitice (sare, gips, anhidrit) sunt considerate roci protectoare.

            Rezervoarele oligocene sunt incadrate de orizonturi alcatuite din roci compacte (marne, argile) care pot constitui ecrane protectoare.

Microconglomeratele burdigaliene sunt incadrate de orizonturile pelitice al aceleiasi formatiuni. In lipsa acestor formatiuni ecranarea este asigurata de evaporitele badeniene sau de marnele meotiene.

In Badenian si Sarmatian se intalnesc orizonturi marnoase cu dezvoltare locala sau regionala ce servesc drept roci protectoare.

            Rezervoarele din baza Pliocenului sunt protejate de seria marnoasa a meotianului precum si de Pontianul exclusiv pelitic.

3.4 Capcanele

Capcanele sunt aranjamente tectonice, stratigrafice sau litologice in care hidrocarburile sunt conservate intr-un echilibru stabil. Factorii tectonici (structurali), stratigrafici si litologici, in general, actioneaza simultan si influenta predominanta, in timp, a uneia dintre acesti factori, determina tipul capcanei.

In Depresiunea Getica diapirismul caracteristic regiunii dintre Dambovita si Buzau a avut un rol nesemnificativ in tectogeneza sectorului de la vest de valea Dambovitei; in aceasta zona se intalnesc cute diapire numai in partea de sud-est a Depresiunii Getice, pe aliniamentele Suta Seaca-Slatioarele, si Dragomiresti. Consecinta acestui fapt consta in caracterul mai calm, mai putin fragmentat, al anticlinalelor de interes.

Zacamintele intalnite sunt stratiforme, ecranate tectonic, stratigrafic sau litologic; delimitate litologic.

3.5 Migratia si acumularea hidrocarburilor

          Migratia este reprezentata de deplasarea hidrocarburilor prin rocile colectoare pana cand este intalnita capcana si are loc acumularea hidrocarburilor. Migratia este de doua feluri:

 - migratie secundara

 - migratie primara.

Migratia secundara are loc prin supracapilarele rocilor colectoare; migratia primara se desfasoara prin capilarele mici sau subcapilarele rocilor non colectoare.

            Procesul de acumulare al hidrocarburilor in rocile colectoare este un proces de lunga durata ce se intinde pe cateva milioane de ani. Acumularea se face in zonele mai ridicate ale capcanelor, unde energia cinetica este nula iar energia potentiala minima.

3.6 Acumulari petrolifer gazeifere ale Depresiunii Getice

            Structurile descoperite cu zacaminte de hidrocarburi, sunt dispuse paralel cu directia Carpatilor. In estul Dambovitei zacamintele de hidrocarburi sunt dispuse zonal astfel: in sectorul nordic (mai ridicat decat celelalte sectoare) se afla numai zacaminte de petrol; inspre sud se gasesc zacaminte de petrol cu cap primar de gaze iar in sectorul mai afundat (pe marginea sudica) se gasesc numai zacaminte de gaze. In Depresiunea Getica regularitatea din zona estica a Dambovitei nu se mai regasec numeroase zacaminte de gaze fiind prezente si pe bordura de nord, mai ridicata a regiunii. Segmentul dintre Dambovita si Dunare este caracterizat printr-o pondere mai mare a zacamintelor de gaze decat segmentul dintre Dambovita si Buzau. Anticlinalele productive din Depresiunea Getica sunt dispuse pe opt aliniamente structurale astfel:

1.   Aliniamentul compus din structurile: anticlinalul Tg. Jiu, zona gazeifera Tamasesti si structura Bala. Este cel mai nordic aliniament din Depresiunea Getica cu zacaminte predominant gazeifere.                                

2.        Aliniamentul structural alcatuit din anticlinalele: Folesti, Alunu, Colibasi si Stramba.

3.        Aliniamentul constituit din structurile: Botesti, Valcele si    Cazanesti.

4.        Aliniamentul format din cele mai importante anticlinale productive din Depresiunea Getica: Botesti, Valcele si Cazanesti.

5.        Aliniamentul structural, format din anticlinalele Colibasi (de Arges), Merisani, Tutana, Sapunari, Babeni, Gradistea.

6.        Aliniamentul format din structurile: Garlicea si Romanesti.

7.        Aliniamentul ce contine zacamintele: Suta Seaca, Glambocelu, Caslinesti-Oarja si Mosoaia

8.        Din dreptul anticlinalului Slatioarele-Pitesti se desprinde o noua linie structurala, formata din ondulatiile Vata, Otesti si Draganu-Calina. Aceasta linie sructurala sugereaza ca se suprapune unui fundament de platforma.

Potentialul petrolifer-gazeifer al zonei Merisani-Draganu este dovedit si de acumularile petrolifer-gazeifere situate in apropierea ei. Aceste acumulari vor fi descrise in mod concis in paragrafele urmatoare.

           

Stuctura Alunu  reprezinta un anticlinal faliat ce se dezvolta la vest de valea Oltetului. Aici s-au descoperit acumulari de hidrocarburi in Burdigalian si Meotian. Burdigalianul contine petrol, cap primar de gaze si orizonturi de gaze libere. Meotianul are numai gaze libere. Zacamantul de petrol se caracterizeaza prin debite mici de fluid, cu ratie mare de gaze.

Fig.2  Sectiune geologica prin strucutra Alunu

                                   

Structura Valcele reprezinta un anticlinal de Paleogen, acoperit de dep0ozite burdigaliene (helvetiene), local badeniene si sarmatiene, precum si de formatiuni pliocene, toate muland si imprumutand in linii mari, forma structurala a Oligocenului. Structura Valcele este afectata de numeroase falii orientate longitudinal si transversal.

            La Valcele s-au gasit hidrocarburi in Oligocen si Burdigalian (helvetian); principalii parametri ai zacamintelor de la Valcele sunt:

                                                                 Burdigalian           Oligocen

Porozitate (%)                                                  17-27                           24.5-25.6

Permeabilitate (mD)                                                      14.5-225                      510

Saturatie in apa interstitiala (%)                         30-40                           18.5-26.4

Factorii micsorarii de volum                              1.33-1.34                     1.29

Greutatea specifica a petrolului (kgf/dmc)          0.805-0.840    0.875

Gradient de presiune atm./100)                         10                                15       

Treapta geotermica m/oC                                              33                                33

           

Fig. 3 Sectiune Geologica transversala prin structura Valcele

Structura Bogati se suprapune unui detaliu structural de pe flancul nordic al anticlinoriului Slatioarele-Pitesti-Golesti. Acumularile de hidrocarburi au fost puse in evidenta in gresiile si in nisipurile Burdigaliene (Helvetiene) si Meotiene. Formatiunea productiva principala este Meotianul, alcatuita din marne cu intercalatii de nisipuri. Burdigalianul este productiv cu petrol la Bogati S iar Meotianul cu acumulari de petrol si cap primar de gaze la Bogati N-Priboieni. Capcanele din Meotian sunt de tip combinat, si anume structural-stratigrafic.  

Strucutra Slatioarele este un anticlinal faliat in a carui zona axiala apare la suprafata un masiv de sare. Sub pliocen, reprezentat prin Romanian, Dacian si Pontian, Meotianul lipsind,datorita efilarii, urmeaza Eocenul in facies de Sotrile, flancat de Oligocen in facies de Pucioasa, si acesta flncat si el de depozite miocene. Zacamintele de petrol sunt cantonate in Burdigalian, Sarmatian si Meotian.a

Fig. 4 Sectiune geologica prin structura Slatioarele

Sructura Calinesti – Oarja acorespunde flancului sudic al anticlinorului Pitesti – Golesti (anticlinorul Pitesti –Golesti reprezinta reprezinta o ridicare de Plaeogen care se afunda spre sud si se acopera, progresiv, cu depozite din ce in ce mai groase apartinand Burdigalianului, Badenianului si Sarmatianului). Pe aceasta sturctura stratele au o dispozitie monoclinala; principala formatiune productiva este Meotianul. Principalii parametri ai zacamantului prezinta urmtoarele valori medii: porozitate 24%, saturatie in apa ireductibila 25%, factorul de volum al titeiului 1,144, geutatea specifica a titeiului 0,873 kgf/dm3.

Fig. 5 Sectiune geologica prin structura Calinesti - Oarja

Structura Glambocelu  reprzinta o continuare a anticlinalului Suta Seaca. Sondele sapate aici au intalnit Pliocenul, Burdigalianul si Oligocenul. In ceea ce le priveste, depozitele Burdigaliene apar in mod discontinuu, pe flancuri si in zonele de paleorelief negativ, astfel ca cea mai mare parte a Meotianului se dispune direct peste Oligocen.  Meotianul este alcatuit dintr-un strat de nisip, acoperit uneori de un pachet de marne. Catre sud Meotianul are grosimi de la 6 – 10 metri pana la 60 – 80 metri si, odata odata cu cresterea grosimii se mareste si numarul de strate nisipoase. Hidrocarburile se gasesc in Meotian si in peticele izolate ale Burdigalianului, si constau din acumulari de petrol, mai rar cu cap primar de gaze si gaze libere; Meotianul se caracterizeaza printr-un regim hidrodinamic foarte activ. Capcanele din Meotian sunt structurale si stratigrafice; zacamintele pot fi incadrate la tipuri stratiforme si masive.

Fig. 6 Sectiune geologica prin structura Glambocelu

4. GEOLOGIA STRUCTURII MERISANI DRAGANU

4.1 Stratigrafia si litologia

Structura Merisani – Draganu este situata in zona centrala a Depresiunii Getice si cuprinde formatiuni geologice ce apartin la trei cicluri de sedimentare , si anume Paleogen, Miocen si Pliocen.

In cadrul Paleogenului, s-au intalnit formatiuni eocene si oligoccene pana la adincimi foarte mari.

Miocenul este reprezentat de Burdigalian inferior, Burdigalian superior (Helvetian), si Sarmatian, in timp ce ultimului ciclu de sedimentare ii apartin formatiunile pontiene, daciene si romaniene.

Eocenul a fost intalnit numai episodic, sub forma unor alternante de gresii calcaroase si marne cenusii verzui, in strate subtiri.

Oligocenul are in baza un orizont inferior nisipos, local conglomeratic, format din roci claste, cristaline, calcare jurasice si fragmente de calcare, care poate atinge 200 metri grosime. Oligocenul este alcatuit in continuare din mai multe complexe de roci grezoase si argiloase si a fost subdivizat in doua segmente litologice distincete, si anume Oligocen „b” si Oligocen”a”, segmente prezente in toata Depresiunea Getica.

Oligocenul ”b” este format dintr-o alternanta de pachete de nisipuri, gresii, uneori conglomerate, cu pachete de marne si argile cenusii.

Oligocenul „a” este format din alternante de argile si marne cenusii sau negricioase cu intercalatii subtiri de nisipuri si gresii marnoase dezvoltate lenticular.

Peste paleorelieful Oligocenului s-au dispus transgresiv si discordant   formatiunile Burdigalianului inferior si ale Burdigalianului superior (Helvetianului), sau numai formatiuni ale Burdigalianului superior in zonele nordice.

Burdigalianul inferior separat in doua complexe si in sapte pachete (Bd Ic, Bd Ib, Bd Ia, Bd IId, Bd IIc, Bd IIb si Bd IIa)  este constituit din alternate de marna cenusie si cenusiu inchisa, consolidata, cu oglinzi de frictiune, si gresii galbui, nisipoase, bine cimentate, precum si argila si argila grezoasa.

Pachetul Bd. IIa are o grosime mare, depasind 115 metri si este constituit din gresii marnoase care local devin local conglomeratice, in altenanta cu strate subtiri de marne si argile negricioase.

Pachetul Bd. IIb are grosimi ce variaza intre 15 si 30 metri si este format din alternante de gresii cu marne si argile negricioase.

Pachetul Bd IIc are grosimi ce variaza intre 3 – 30 metri, fiind alcatuit din alternante de gresii, argile si, rareori nisipuri.

Pachetul Bd IId este bine definit atat pe atat pe curbele de rezistivitate cat si pe



cele de potential spontan  astfel reprezentand un reper pentru corelarea

formatiunilor Burdigalianului divizat. Avand o grosime cuprinsa intre 10 metri si

23 metri, acest pachet este alcatuit din gresii, cu rare intercalatii de marne.

Burdigalianul Ic  reprezinta pentru zona Merisani – Draganu intrarea in

formatiunile Burdigalianului inferior. Grosimea lui este mica 7 – 14 metri si este

alcatuit predominant din argile cu intercalatii de gresii.

Burdigalianul Ib  are grosimi ce ajung aproape de 30 metri ti este alcatuit din

alternante de marna cenusie, cu oglinzi de frictiune cu marna nisipoasa.

Burdigalianul Ia are grosimi mic, 5 – 12 metri, este greu de evidentiat pe

majoritatea diagrafiilor geofizice. Totusi conttine zacaminte de hidrocarburi in

unele strate nisipoase.

Brudigalianul superior (Helvetianul) prezinta variatii mari de facies atat pe orizontala cat si pe verticala, iar grosimea totala oscileaza intre 500 – 700 metri. Pe structura Merisani – Draganu formatiunile Burdigalianului superior s-au intalnit in doua tipuri de facies: pelitic si psamitic. Partea inferioara a Burdigalianului superior este dezvoltata in facies predominant pelitic cu intercalatii de strate de nisipuri si nisipuri marnoase. Odata cu subzidenta acestei parti, s-a depus un orizont marno – argilos, impermeabil, cu grosimi variabile de 20 – 40 metri. Partea superioara este dezvoltata predominant in facies psamitic alcatuita din alternante de nisipuri si strate subtiri de marne.

Badenianul a fost intalnit sub forma unor marne si argile cu intercalatii subtiri de nisipuri si uneori gipsuri. Grosimile variaza de la 50 metri la 200 metri.

Sarmatianul este prezent pe arii reduse, sub forma unor marne cenusii, cu intercaltii fine calcaroase si nisipoase. Sarmatianul incheie seria miocena.

Pliocenul acopera discordant si transgresiv relieful de eroziune miocen, fiind reprezentat prin Pontian, Dacian si Romanian.

Depozitele pontiene se dezvolta intr-un facies pelitic cu grosimi de pana la 300 metri, in baza avand un complex nisipos caracteristic.

Depozitele daciene si romaniene sunt alcatuite din bancuri groase de nisipuri si pietrisuri, separate de intercalatii subtiri de marne, grosimea totala atingand aproximativ 1000 metri.

4.2 Tectonica

            Situata in partea centrala a Depresiunii Getice, structura Merisani – Draganu  se prezinta sub forma unui anticlinal faliat orientat pe directia SV – NE.  Pe structura s-a pus in evidenta un anticlinal, avand o directie ENE – VSV, cu flancul nordic bine dezvoltat si faliat de accidentul tectonic F3 , etans, care-l imparte in doua unitati hidrodinamice distincte, Ia si Ia1. Falia F2 delimiteaza la sud blocul Ia de blocul I1, in prtea vestica suprafata productiva este marginita de falia majora F1. Spre nord suprafata productiva este delimitata de falia F4 iar spre sud de falia F7; aceste doua falii sunt afecte la randul lor impreuna cu falia F3 de catre o alta falie majora, etansa, ce separa in est blocurile Ia de blocurile Ib, falia F5. Blocurile Ib1, Ib2  si Ib3; aceste blocuri sunt separate tot de faliile  F2 si F3.

            Evolutia de ansamblu a Depresiunii Getice si-a pus amprenta asupra aranjamentului structural din zona. Astfel, numeroase exondari au dus la disparitia totala sau partiala a unor termeni ai Burdigalianului, cat si la aparitia paleoreliefului si a discordantelor interformationale ( apritia orizontului marno – argilos din Burdigalianul superior ). Inclinarea generala a stratelor este in general mica, de 5o – 10o, exceptie facand zonele de intalnire a faliilor, unde poate atinge valori mari.

5. MODELUL FIZICO-GEOLOGIC DE ZACAMANT

5.1 Presiunea si temperatura de zacamant

            In cuprinsul structurii Merisani-Draganu s-au efectuat masuratori de presiune si temperatura la un numar de 84 de sonde, la nivelul complexelor productive din Burdigalianul inferior si superior. Valorile initiale de temperatura si presiune pentru Burdigalianul inferior au fost apreciate astfel:

-         presiunea initiala de zacamant a fost estimata la 275 atmosfere (26.9 Mpa) rezultand astfel un gradient de presiune de 1.33 atmosfere/10 metri. In sonda X642 la adancimea de 1664 metri la nivelul orizontului II c masurandu-se presiunea statica sa obtinut o valoare de 245.65 atmosfere inregistrandu-se un gradient de presiune anormal de 1.476 atmosfere/10 metri.

-         la adancimea medie de 1950 metri temperatura de zacamant masurata a fost de 60OC ( 333O K ) rezultand un gradient de temperatura de 2.9O C/100 metri. In sonda X642 treapta geotermica era de 2.77O C/100 metri.

Presiunea medie actuala pentru Burdigalianul inferior variaza de la un complex la altul si este estimata a fi cuprinsa intre 50-150 atmosfere.

5.2 Rocile sursa potentiale si efective

            In cuprinsul structurii Merisani-Draganu forajele executate pana in prezent s-a constatat ca rocile sursa de hidrocarburi sunt cantonate in Oligocen, ce a fost separat in doua segmente litologice Oligocenul “b” si Oligocenul “a”, segmente prezente in toata Depresiunea Getica. 

Oligocenul “b”, echivalent cu Oligocenul inferior, este format dintr-o alternanta de pachete de nisipuri, gresii, uneori conglomerate, cenusii cu grosimi cuprinse de la 2 la 20 metri, neproductive in sondele incercate.

Oligocenul “a” corespunde Oligocenului mediu-superior, are grosimi variabile, si este format din intercalatii de secvente ritmice de argile si marne grezoase uneori negriciose bituminoase (Stratele de Pucioasa) considerate principalele roci sursa de hidrocarburi. Continutul lor de bitumene este de aproximativ 14%, un continut de carbon organic (TOC) de 1.9%  iar continutul de hidrocarburi se estimeaza a fi cuprins intre 150-420 p.p.m.

Oligocenul a fost atins in putine sonde din structura Draganu, intalnindu-se la adancimi destul de mari, 2630 metri in zona centrala a structurii iar spre estul ei oligocenul se intalneste la adancimi din ce in ce mai mari ajungand la circa 3200 metri.

5.3 Calcularea maturizarii termice a rocilor sursa

Pentru calcularea maturizarii termice vom folosi modelul Lopatin. In aceasta metoda se utilizeaza ca indicator al maturizarii termice indicele timp-temperatura (TTI) care reprezinta suma produselor dintre timpul de reactie si un factor denumit “factor termic”, produse care se calculeaza pentru fiecare interval termic de 10o C in care a subzistat roca.

            Modelul Lopatin are la baza reconstituirea evolutiei ingroparii formatiunilor organoclastice in corelatie cu temperatura la care au ajuns rocile incepand din momentul depunerii si pana in prezent. Evolutia ingroparii se reprezinta printr-o linie franta prin care se configureaza scufundarile formatiunilor; linia franta reprezinta baza formatiunii geologice care contine roci sursa si se traseaza intr-un sistem de coordonate care are in ordonata tempratura (OC) iar in abscisa timpul geologic ( milioane de ani). Cu ajutorul acestei linii frante se determina succesiv maturizarea termica partiala pe fiecare interval termic de 10oC de crestere a temperaturii pe masura ce se mareste adancimea de ingropare. Maturizarea termica totala pe fiecare etaj stratigrafic sau secventa litologica se obtine prin insumarea tuturor valorilor de maturizare partiala calculate pentru acel etaj sau secventa litologica.

Maturizarea termica se calculeaza prin urmatoarele relatii matematice:

∆TTIi =  ∆Ti x rin

TTI = ∑∆TTIi

unde:

-         TTI reprezinta maturizarea termica totala pentru un interval stratigrafic;

-         ∆TTIi reprezinta maturizarea termica partiala intr-un interval de temperatura

-         ∆Ti reprezinta timpul in care roca a subzistat in intervalul termic

-         rin este factorul termic al intervalului de temperatura. Acest factor termic are valoarea 20 pentru intervalul 100-110OC si scade cu o unitate la fiecare interval de 10oC de reducere a temperaturii sau creste cu o unitate la fiecare interval de 10oC de ridicare a temperaturii.

Cu ajutorul valorilor calculate al indicelui timp-temperatura se pot delimita domeniile de maturizare ale formatiunilor geologice cercetate astfel:
-  la valori pana la 15 ale TTI roca este imatura, nu a generat petrol

-  la valori cuprinse intre 16 si 160 ale TTI roca este matura, a generat petrol

- la valori de peste 160 TTI roca este hipermatura si a generat gaz metan termogen.

Pentru zacamantul Merisani-Draganu calculul maturizarii termice totale si partiale al rocilor sursa a dus la valorile prezentate in tabelul 2. Se observa ca formatiunile ce apartin Pliocenului, Sarmatianului, Badenianului si Burdigalianului nu au atins valori ale maturizarii termice totale sau partiale care sa le permita generarea petrolului; in toate aceste formatiuni rocile au fost imature.

In formatiunile ce apartin Oligocenului se observa o crestere a maturizarii termice partiale in intervalul de temperatura 80 – 140oC pentru ca, in intervalul de temperatura 120 – 140oC maturizarea termica totala sa atinga valori care sa permita generarea petrolului;  fereastra de petrol se  afla in intervalul termic 120 – 140 o intr-un interval de timp cuprins intre 3,75 – 0 milioane ani. Maturizarea termica totala pentru Oligocen este de 27,9.

In Eocen se observa ca fereastra de petrol se  afla tot in intervalul termic 120 – 140 o intr-un interval de timp cuprins intre 3,75 – 0 milioane ani dar, maturizarea termica totala este de 30,6 ceea ce indica o posibilitate mai mare de generare a petrolului.

Tabelul 2

Interval termic

Interval de timp

(milioane ani)

∆Ti

TTIi

TTI

PLIOCEN

10-20

6,00

4,35

1,65

0,003223

0,030762

20-30

4,35

2,7

1,65

0,006445

30-40

2,7

0

2,70

0,021094

SARMATIAN

10-20

10,00

5,1

4,9

0,00957

0,058203

20-30

5,10

3,15

1,95

0,007617

30-40

3,15

2,1

1,05

0,008203

40-50

2,10

0

2,1

0,032813

BADENIAN

10-20

15,00

5,55

9,45

0,018457

0,075879

20-30

5,55

3,75

1,8

0,007031

30-40

3,75

2,7

1,05

0,008203

40-50

2,70

0

2,7

0,042188

BURDIGALIAN

10-20

23,00

19,50

3,5

0,006836

0,908008

20-30

19,50

16,20

3,3

0,012891

30-40

16,20

10,50

5,7

0,044531

40-50

10,50

5,40

5,1

0,079688

50-60

5,40

4,35

1,05

0,032813

60-70

4,35

3,15

1,2

0,075

70-80

3,15

2,10

1,05

0,13125

80-90

2,10

0,00

2,1

0,525

OLIGOCEN

10-20

34,00

30,60

3,4

0,006641

27,90371

20-30

30,60

27,15

3,45

0,013477

30-40

27,15

24,75

2,4

0,01875

40-50

24,75

22,50

2,25

0,035156

50-60

22,50

20,25

2,25

0,070313

60-70

20,25

18,00

2,25

0,140625

70-80

18,00

15,75

2,25

0,28125

80-90

15,75

9,00

6,75

1,6875

90-100

9,00

5,10

3,9

1,95

100-110

5,10

3,90




1,2

1,2

110-120

3,90

3,75

0,15

0,3

120-130

3,75

1,80

1,95

7,8

130-140

1,80

0,00

1,8

14,4

EOCEN

10-20

52,50

31,50

21

0,041016

30,60117

20-30

31,50

27,90

3,6

0,014063

30-40

27,90

25,50

2,4

0,01875

40-50

25,50

23,25

2,25

0,035156

50-60

23,25

21,00

2,25

0,070313

60-70

21,00

18,75

2,25

0,140625

70-80

18,75

16,50

2,25

0,28125

80-90

16,50

12,60

3,9

0,975

90-100

12,60

5,55

7,05

3,525

100-110

5,55

4,35

1,2

1,2

110-120

4,35

3,30

1,05

2,1

120-130

3,30

2,25

1,05

4,2

130-140

2,25

0,00

2,25

18

6. CONDITIILE DE ACUMULARE A HIDROCARBURILOR PE STRUCTURA MERISANI-DRAGANU

6.1 Proprietatile rocilor colectoare

            Burdigalianul se dispune discordant si transgresiv peste Oligocen si este costituit din alternante de marna cenusie si cenusiu inchis, consolidata, cu oglinzi de frictiune si gresii galbui, bine cimentate, micacee, fin granulare, precum si argila calcaroasa, grezoasa, verzuie, bine conolidata, fin micacee.

            In cadrul blocului I Burdigalianul este divizat in doua complexe Burdigalian I si Burdigalian II.

            Burdigalianul II are grosimi cuprinse intre 110-200 metri iar zacamintele de hidrocarburi sunt cantonate in gresii marnoase cenusii, grosiere, care local devin conglomeratice, gresii cenusiu-brun deschis, cu granulatie medie spre fina. Majoritatea sondelor din zona Draganu raman cu talpa in acest pachet care s-a dovedit prductiv numai in blocul I a.

            Burdigalianul I are grosimi de pana in 100 metri zacamintele de hidrocarburi fiind cantonate in gresiile marnoase din partea inferioara a complexului, marnele nisipoase, cenusii fin micafere si gresiile marnoase cenusii fin micafere din partea mediana si superioara.

            Pentru estimarea valorilor medii de porozitate, permeabilitate si saturatie in apa interstitiala s-au avut in vedere analizele de carote de la sondele X600, X644, X690.

Asa cum s-a vazut, rocile colectoare sunt reprezentate pentru Burdigalian prin gresii marnoase grosiere, care local devin conglomeratice. Proprietatile acestor roci colectoare sunt prezentate in tabelul urmator. In acest tabel permeabilitatea determinata statistic are doua valori; 295 mD pentru permeabilitatea paralela cu stratificatia si 175 mD pentru cea perpendiculara pe stratificatie. De obicei, pentru calculul rezervelor si pentru proiectarea exploatarii se utilizeaza valori determinate statistic, in cazul de fata 210 mD. Porozitatea are valori determinate statistic de 29.2% si de 28.7% masurate pe carote, iar pentru calcule se utilizeaza valoarea de 28%. Saturatia in apa ireductibila are valori determinate statistic de 28.1% iar valoile masurate pe carote sunt de 29.3 %; pentru calculul rezervelor se utilizeaza valoarea de 30%.

 Tabelul 3

Modul de determinare

Permeabilitatea absoluta, mD

Valoarea porozitatii, %

Saturatia in apa interstitiala, %

Valori determinate statistic

210

29.2

28.1

Valori determinate analitic

Paralela

295

28.7

29.03

Perpendiculara

173

Valoarea admisa pentru calculul resurselor

210

28

30

6.2 Varsta si caracterul capcanelor.

            Acumularile de hidrocarburi de pe structura Merisani-Draganu cantonate in depozitele burdigaliene, sunt sub forma unor zacaminte de titei cu gaze dizolvate, zacaminte de titei cu cap de gaze si foarte rar zacaminte de gaze libere. Acumularile din Burdigalian din blocul I prezinta caracteristicile unor zacaminte stratiforme ecranate tectonic, in anticlinale de cutare faliate .

            Capcanele sunt de tip structural si partial, litostratigrafic foarte rar litologice. Rocile cu caracteristici poros-permeabile, de varsta burdigaliana, ce alcatuiesc capcanele din zona Merisani-Draganu, favorizeaza acumulari de fluide. Aceste fluide, alcatuite dintr-un amestec de titei, gaze si apa, se separa in cadrul capcanei, dand nastere zacamintelor de hidrocarburi. Fluidele existente in spatiul poros al rocii rezervor, constituie impreuna un sistem dependent de caracteristicile, atat ale rocii si fluidelor continute, cat si de fortele de atractie ce apar intre acestea.

            Varsta capcanei se stabileste dupa perioada de formare a celui mai nou element care afecteaza structura. Dupa cum se observa din harta structurala si din sectiunile geologice, faliile care afecteaza structura sunt mai noi decat Burdigalianul, astfel ca, putem presupune ca varsta structurii este postburdigaliana. Ea s-a cutat sub forma de anticlinal si apoi a fost faliata in urma miscarilor tectonice intraburdigaliene ( faza Stirica veche), badeniene ( faza Stirica noua), intrasarmatiene (faza Moldavica) si intrapleistocena (faza Valaha).

           

            7. EVALUAREA REZERVELOR DE PETROL SI GAZE NATURALE DIN BURDIGALIANUL STRUCTURII MERISANI – DRAGANU

7.1 Categorii de rezerve de hidrocarburi

            In Romania dupa legea petrolului din 28 – XII – 1995 rezervele de petrol si gaze naturale se clasifica astfel:

REZERVE DOVEDITE        dezvoltate       (A)

                                                nedezvoltate (B)

REZERVE PROBABILE                              (C1)                             

REZERVE POSIBILE                                  (C2)

REZERVE DE PROGNOZA                        (D)

            Rezervele dovedite sunt rezervele care au fost dovedite cu cel putin o sonda sapataa pe o structura geologica.

Rezervele dovedite dezvoltate sunt conturate sunt calculate (la sfarsitul explorarii) si sunt oferite exploatarii.

Rezervele dovedite nedezvoltate au fost descoperite cu una cel mult doua sonde dintre care cel putin o sonda are productie industriala la probele de productie, iar cealalta a avut indicatii de petrol.

            Rezervele probabile sunt rezervele sunt rezervele situate in extinderea rezervelor dovedite. Aceste tipuri de rezerve se calculeaza la sfarsitul etapei de prospectiune de detaliu.

            Rezervele posibile sunt rezerve nedescoperite inca; ele se calculeaza pentru structurile geologice identificate in etapa de prospectiune preliminara.

            Rezervele de prognoza se calculeaza la sfarsitul cercetarii fundamentale a bazinului de sedimentare. Aceste rezerve se calculeaza pentru fiecare formatiune geologica care contine roci colectoare si in plus care s-au dovedit petrolifer – gazeifere in alte bazine cu geologie asemanatoare.

Rezervele de bilant si in afara de bilant

Rezervele de bilant sunt rezervele care se pot exploata in conditiile tehnologice actuale si care au profit.

Rezerva inafara de bilant reprezinta volumul de petrol sau gaze naturale care nu poate fi exploatat in conditiile tehnologice actuale si nu este rentabil.

7.2 Calculul resursei si rezervei de  petrol si gaze naturale

Pentru calculul resurselor geologice de titei din Burdigalianul divizat din structura Merisani-Draganu s-a utilizat metoda volumetrica:

            A x 104 x hef x Ø(1-Sai) x  γt

N =                                                                  unde:

                               bt

N         - resursa de petrol

A         - aria suprafetei efectiv saturata cu petrol

hef       - grosimea efectiva saturata cu petrol

Ø         - porozitatea efectiva

Sai       - saturatia in apa ireductibila

1-Sai   - saturatia in titei

γt         - densitatea petrolului 

bt         - factorul de volum al titeiului

            Aria suprafetelor efectiv saturate cu petrol a fost calculata tinandu-se seama de contactele titei apa pentru fiecare pachet. Contactele titei apa au fost estimate la urmatoarele adancimi :

Pentru Burdigalianul IIa in blocul Ia s-a estimat un contact titei apa la 1310 m.s.n.m. In celelalte blocuri sondele incercate au debitat numai apa sarata. Suprafata efectiva saturata cu petrol este de 17 ha.

In  Burdigalianul IIb s-a gasit titei numai in blocul Ia contactul titei- apa estimat fiind la 1305 m.s.n.m. In celelalte blocuri sondele au prezentat lipsa de aflux. Suprafata efectiva saturata  cu petrol este de 32,05 ha.

Pentru Burdigalianul IIc in blocul Ia limita de saturatie apa titei a fost estimata la 1275 m.s.n.m., iar in blocul Ib la 1217 m.s.n.m.  Suprafata efectiva saturata  cu petrol pentru blocul Ia este de 28,45 ha iar pentru blocul Ib de 12,675 ha.

Burdigalianul IId este cel mai important obiectiv din complexul II. Pentru acest obiectiv s-a estimat o limita de saturatie apa titei la 1280 m.s.n.m. In blocul Ia iar in blocul Ib1 la 1279 m.s.n.m. Suprafata efectiva saturata  cu petrol pentru blocul Ia este de 38,3 ha iar pentru blocul Ib1 de 7,2 ha.

Pentru Burdigalianul Ia s-a estimat in blocul Ia o limita de saturatie in titei la la 1250 m.s.n.m. Restul blocurilor nu au fost incercate la acest obiectiv. Suprafata efectiva saturata  cu petrol pentru blocul Ia este de 27,35 ha.

In Burdigalian Ib s-a estimat o limita de saturatie in titei, pentru blocul Ia, la 1245 m.s.n.m. In restul blocurilor acest obiectiv fie nu a fost incercat fie a debitat numai apa sarata. Suprafata efectiva saturata  cu petrol pentru blocul Ia este de 39,56 ha.

Burdigalianul Ic reprezinta cel mai important obiectiv din complexul I si a fost gasit productiv in blocurile Ia (limita de saturatie 1235 m.s.n.m.), Ia1 (limita de saturatie 1250 m.s.n.m), Ib si Ib1 (limita de saturatie 1338 m.s.n.m). Suprafata efectiva saturata cu petrol pentru blocul Ia este de 43,72 ha pentru blocul Ia1 este de 7,85 ha iar pentru blocurile Ib+Ib1 este de 44,63 ha.

            In urma calculelor efectuate folosindu-se datele din tabelul 4 a rezultat o resursa de titei cumulata pe ambele complexe de 2916 x 103 tone. Resursa de titei pentru fiecare pachet din comlexele I si II este prezentata in detaliu in tabelul 5. S-a observat ca cel mai important bloc pe structura este Ia toate pe cuprinsul sau gasindu-se formatiuni productive in fiecare pachet al Burdigalianului divizat.

Tabelul 4

 

Pachet

Bloc

A (ha)

hef (m)

Ø (%)

Sai (%)

γt (kg/m3)

bt

Complex I

Bd Ic

Ia

43,72

4

28

30

840

1,412

Ia1

7,85

2

28

30

840

1,412

Ib+Ib1

44,63

4

28

30

840

1,412

Bd Ib

Ia

39,56

9

28

30

840

1,412

Bd Ia

Ia

27,35

10

28

30

840



1,412

Complex II

Bd IId

Ia

38,3

11

28

30

840

1,412

Ib1

7,2

10

28

30

840

1,412

Bd IIc

Ia

28,45

12

28

30

840

1,412

Ib

12,675

14

28

30

840

1,412

Bd IIb

Ia

32,05

10

28

30

840

1,412

Bd IIa

Ia

17

10

28

30

840

1,412

Tabelul 5                                                        

 

Pachet

Bloc

Resursa titei (t)

Resursa titei cumulata (t)

Complex I

Bd Ic

Ia

203911

2916513

Ia1

18306

Ib+Ib1

208155

Bd Ib

Ia

415144

Bd Ia

Ia

318902

Complex II

Bd IId

Ia

491238

Ib1

83952

Bd IIc

Ia

398074

Ib

206907

Bd IIb

Ia

373704

Bd IIa

Ia

198220

Tabelul 6

Complex

Pachet

Bloc

Limita saturatie titei m.s.n.m.

I

Ic

Ia

1235

Ia1

1250

Ib1

1338

Ib

Ia

1245

Ia1

1275

Ia

Ia

1250

II

IId

Ia

1280

Ib2

1279

Ib1

1279

IIc

Ia

1275

Ib

1217

IIb

Ia

1305

IIa

Ia

1310

Nr. Crt

Specificatia, U.M

Formatia Productiva

Burdigalian

1

Inclinare strate, grade

1-30

2

Presiunea initiala, atm. (MPa)

275 (26.9)

3

Temperatura, OC (K)

60 (333)

4

Adancime medie, metri

1950

        TITEI

5

Presiunea de saturatie atm (MPa)

85-275 (8.2-26.9)

6

Ratia initiala de solutie, Sm3/m3

65-143

7

Factorul de volum:

 

7.a.

La presiunea initiala

1.15-1.412

7.b.

La presiunea de saturatie

1.177-1.412

8

Vascozitatea, mPa.s (cP)

 

8.a.

In conditii de zacamant

1.4-0.7

8.b.

In conditii standard

3

9

Densitatea, kg/dm3

 

9.a.

In conditii de zacamant

0.7-0.79

9.b.

IIn conditii standard

0.84

10

Tipul titeiului

semiparafinos

        GAZE

11

Factorul de volum in conditii initiale de zacamant

0.1-0.004

12

Continutul de metan, % volum

90

        APA DE ZACAMANT

13

Tipul

clorura de calciu, grupa cloruri, subgrupa sodiu, clasa S1

14

Salinitate, kg/vagon

1040-1170

        ROCA REZERVOR

15

Porozitate, %

25-28

16

Permeabilitatea absoluta, mD

210

17

Litologia

gresii galbui, cenusii-negricioase

18

Saturatia in apa interstitiala

25-30

19

Grosimea medie efectiva, m

34-40








Politica de confidentialitate

DISTRIBUIE DOCUMENTUL

Comentarii


Vizualizari: 2672
Importanta: rank

Comenteaza documentul:

Te rugam sa te autentifici sau sa iti faci cont pentru a putea comenta

Creaza cont nou

Termeni si conditii de utilizare | Contact
© SCRIGROUP 2018 . All rights reserved

Distribuie URL

Adauga cod HTML in site