Petrolul Si Gazele Naturale

PARTEA INTÎl

PETROLUL Șl GAZELE NATURALE

1. BITUMENELE NATURALE

Prin bitumen natural se definește un amestec complex și variabil de hidrocarburi gazoase, lichide și solide, și după gradul de predominare a unei faze bitumenele naturale pot fi lichide, gazoase sau solide.

1.1. ORIGINEA BITUMENELOR

Bitumenele naturale sînt foarte răspîndite în scoarța terestră, în special in rocile sedimentare și, în acest caz, sînt considerate că au origine organică (externă). Mai rar, bitumenele sînt întîlnite și în rocile metamorfice și eruptive și în acest caz s-a considerat că au origine anorganica sau minerală (internă); prezența lor în aceste roci pune problema existenței unei legături genetice cu acestea. L. Mrazec, prin analogie cu concepția asupra provenienței apelor din scoarța terestră, a numit bitumenele din prima categorie hidrocarburi vadoase și pe cele din categoria a doua hidrocarburi juvenile.

1.1.1. BITUMENE DE ORIGINE ANORGANICĂ (MINERALA SAU INTERNA)

Toate bitumenele din această categorie, fie ele în stare gazoasă, lichidă sau solidă, sînt legate de activitatea vulcanică și trebuie considerate ca un produs de degazeificare a magmei. Se menționează, spre exemplificare, că fumerolele vulcanilor Vezuviu și Etna conțin 2,93% metan.

In magma în curs de consolidare sau în magma consolidată sînt mari cantități de substanțe volatile în soluții și, adeseori, se găsesc și hidrocarburi. Cînd magma se răcește repede, ea conține o mare cantitate de gaze care n-au putut fi eliminate complet, spre deosebire de cazul cînd magma se consolidează lent, în adîncime, și gazele eliminate se dizolvă treptat în soluțiile apoase care se ridică spre suprafață, prin fisuri, și ajung chiar la suprafață sub formă de izvoare termo-minerale. în cursul ascensiunii soluțiilor apoase, din acestea se depune o parte din substanțele minerale conținute formîndu-se filoane, dar odată cu mineralele se separă și hidrocarburile conținute. L. Mrazec, plecînd de la această observație, a ajuns la concluzia că există hidrocarburi în zăcămintele filoniene. Produsele de degazeificare a magmei pot ajunge la suprafață sub formă de gaz carbonic asociat cu o cantitate mică de metan formînd mofetele. Cînd consolidarea magmei are loc la suprafață, produsul degazeificării se degajă sub formă de fumerole.

1.1.2. BITUMENE DE ORIGINE ORGANICA (EXTERNA)

In anumite condiții, substanța organică din rocile sedimentare se transformă în hidrocarburi care impregnează aceste roci.

In lipsa oxigenului, materia organică, prin bituminizare se transformă în bitumen și prin incarbonizare, în cărbune. Procesul de incarbonizare are loc în trei faze: turbificare, humificare și incarbonizare propriu-zisă. în prima fază, de turbificare, celuloza, sub acțiunea bacteriilor anaerobe, se descompune în bioxid de carbon, metan, apă și acizi solubili în apă. în această fază, substanța vegetală, parțial transformată, reacționează cu acizii și dă naștere la turbă. în cea de a doua fază, de humificare, lignina este atacată de acizi și transformată în acizi humici, care apoi trec în bitumene, iar în ultima fază, de incarbonizare, prin eliminarea apei și a gazelor din humină, se ajunge la formarea cărbunilor humici. Uleiurile, cerurile și rășinile care rămîn, se transformă în bitumene, din care se degajează cele volatile, iar cele fixe, rămîn în masa huminei și astfel rezultă cărbuni mai mult sau mai puțin bituminoși.

1.2. BITUMINIZAREA

Pe fundul apelor stătătoare dulci, sălcii sau sărate, în lipsa oxigenului, are loc descompunerea materiei organice, în special a grăsimilor, din care rezultă, în afară de metan, și alte hidrocarburi, amoniac, hidrogen sulfurat etc. în procesul de bituminizare, soluțiile saline contribuie la saponificarea grăsimilor, iar silicea coloidală, argilele, etc, au rol de
catalizator și rețin produsele obținute din descompunerea grăsimilor, ferindu-le de contactul cu oxigenul. Primul produs de transformare a materiei organice, depus pe fundul apelor sălcii sau sărate, este, după Polonie (1903), sapropelul, caracterizat ca un mîl unsuros, cu miros greu, format din materia organică în putrefacție și mîl mineral.

1.3. CLASIFICAREA BITUMENELOR NATURALE

O clasificare a bitumenelor naturale trebuie să țină seama fie de legătura genetică de derivare naturală a diferiților compuși și materia primă din care rezultă, fie de starea fizică a lor, fie de legăturile fizico-chimice dintre bitumene și roci. Cele mai cunoscute clasificări, după
principiile enumerate sint cele întocmite de Ch. Engler, H. Hoefer și L. Mrazec.

Clasificarea Ch. Engler. în această clasificare, chimică-genetică, autorul pleacă de la anabitumene, considerate ca primul produs de transformare a materiei organice, în urma unui proces de fermentație anaerobă, și deosebește cinci clase de bitumene și anume:

Anabitumene — amestec de materie organică în diferite stadii de transformare și de materie organică netransformată. în compoziția ana- bitumenelor intră grăsimi, acizi grași, parafine fosile, ozocherită, asfalt etc.

Polibitumene — produse de polimerizare și de oxidare a anabitumenelor, insolubile la rece în solvenții hidrocarburilor.

Catabitumene — produse rezultate din depolimerizarea anabitumenelor. Catabitumenele sînt reprezentate prin bitumenelo mobile ale șisturilor bituminoase și sînt solubile în solvenții hidrocarburilor.

Ecgonobitumene — care rezultă din depolimerizarea ana-poli-ca-tabitumenelor, sînt solubile în solvenții hidrocarburilor și reprezentate prin bitumenele din petrolul brut și gazele naturale.

Oxibitumene — produși de oxidare a petrolului (asfaltul, ozocherita etc).

Clasificarea Hoefer. Autorul, după starea fizică a bitumenelor, a deosebit trei grupe: — bitumene gazoase (gazele naturale), — bitumene lichide (petrolul), — bitumene solide (asfaltul, ozocherita, parafina etc).

Clasificarea L. Mrazec ține seama de legăturile fizico-chimice dintre bitumene și roci și consideră două grupe de bitumene: libere și fixe. Din grupa bitumenelor libere fac parte hidrocarburile gazoase, lichide și solide care ocupă porii rocilor fără să fie legate de sedimentul mineral. Ele sînt solubile în solvenții hidrocarburilor, la rece, și pot fi extrase prin încălzire și presiune. Din grupa bitumenelor fixe sau nelibere fac parte hidrocarburile care sînt intim legate de sedimentul mineral. Ele sînt insolubile în solvenții hidrocarburilor și nu pot fi extrase decît prin distilare la temperaturi de peste 300°C.

1.4. RELATIA DINTRE BITUMENE Șl CĂRBUNI

Intre incarbonizare — procesul de formare al cărbunilor — care se face pe seama materiei vegetale — și bituminizare, la care iau parte atît grăsimile organismelor animale cît și ale organismelor vegetale, este greu să se traseze o limită. Datorită faptului că, în natură, materia supusă procesului de transformare nu este complet diferențiată, între bitumene și cărbuni sînt termeni intermediari. Ca mod de geneză, cărbunii bituminoși fac trecerea între incarbonizare și bituminizare, prin aceea că bitumenele din acești cărbuni își au originea în uleiurile, cerurile și rășinile materiei vegetale. Pentru bitumene se poate admite că materia vegetală a luat parte la formarea lor, dar nu în exclusivitate, spre deosebire de cărbuni, unde teoria originii vegetale este valabilă, în mod exclusiv.

1.5. TIPURI PRINCIPALE DE BITUMENE NATURALE

Petrolul (țițeiul) este un amestec natural, lichid și inflamabil, de hidro- carburi gazoase, lichide și solide, în care hidrocarburile gazoase și solide sînt dizolvate în hidrocarburile lichide, formînd soluții sau suspensii coloidale. în studiul zăcămintelor de petrol prezintă o deosebită importanță, din punct de vedere teoretic și practic, cunoașterea tipurilor de
petrol și în această direcție se cunosc o serie de clasificări, dintre care se menționează clasificarea „Carpatică" a prof. C. Creangă (1961), care caracterizează țițeiurile prin două trăsături chimice de bază:

Compoziția fondului de hidrocarburi.

Proporția componenților: ceară, compuși de natură asfaltică, compuși cu sulf și distilat pînă la 200°C.

Compoziția fondului de hidrocarburi, respectiv totalitatea hidrocar- burilor conținute în țiței este dată de indicii structurali

o/ rt o/ rt o/ rt
/ov-Jp> /o*-1 a-» /o'" a'

care exprimă distribuția carbonului în structuri (%CP — «/o carbon parafinic, VfcCjf — Vo carbon naftenic, VoQ — °/o carbon aromatic).

Caracterizarea calității țițeiului prin însușirile de interes practic se face prin indicii de calitate: c(o/0 ceară), r(o/0 rășini+ °/o asfaltene), s(°/0 sulf), d(o/0 distilat în greutate pînă la 200°C).

După compoziția fondului de hidrocarburi au fost separate șapte clase de țițeiuri, definite și delimitate pe baza variației valorilor indicilor structurali, ținîndu-se seama de modul cum influențează caracterul chimic general componentele generale cunoscute cantitativ prin acești indici:

Clasa de țițeiuri parafinice o/0C'p>72.

Clasa de țițeiuri parafin-najtneice °/0Cp>50; Cp +C'v>-90.

Clasa de țițeiuri parafin-aromatice %Cp>50; % CP-H/0C'4 >90.

Clasa de țițeiuri parafin-najten-aromatice %CP>50; CN>Cl4;

o/0c;4>io.

V. Clasa de țițeiuri parafin-aromato-naftenice °/oCp >50; %C|4 >C|V;
o/0c;v>10.

VI. Clasa de țițeiuri naften-aromatice o/0Cp<50; VoC^ >%C^.

VII. Clasa de țițeiuri aromato-najtenice o/0C'p<50; o/o C*A >% CJ^.

Clasa I — țițeiuri parafinice — a fost definită numai prin caracterul parafinic, care predomină cu mult față de celelalte (o/0Cp>72). In clasele II și III, pe lîngă caracterul parafinic, predominant, este important și caracterul naftenic sau cel aromatic și țițeiurile sînt denumite parafin-naftenice sau parafin-aromatice.

Clasele IV și V sînt definite prin toate cele trei caractere, cel parafinic fiind predominant. Indicii °/o C.v și o/0 C', sînt ambii mai mari ca 10. Țițeiurile sînt parafin-naften-aromatice sau parafin-aromato-naftenice, după cum primul indice este mai mare sau mai mic decît ultimul.

Clasele VI și VII conțin țițeiuri în care carbonul parafinic este com-
parativ mult scăzut (°/0Cp<50), scăderea fiind marcată în denumirile claselor; țițeiurile se numesc naften-aromatice sau aromato-naftenice, după raportul de mărime al indicilor structurali corespunzători.

In aceeași clasă, țițeiurile se deosebesc prin valorile indicilor de calitate, pe baza cărora au fost delimitate caracterele: neceros c<2; ceros c>2;. puțin rușinos r<10; rășinos 10>r<25 (r= o/0 rășini + o/o asfaltene); asfaltos ?*>25; nesulfuros s<0,5; sulfuros s>0,5. Un țiței întrunește nu- mai trei din cele șapte caractere menționate, ceea ce a dus la definirea a 12 grupe de țițeiuri:

ceroase — puțin rășinoase — nesulfuroase;

ceroase — puțin rășinoase — sulfuroase;

ceroase — rășinoase — sulfuroase;

ceroase — rășinoase — nesulfuroase;

ceroase — asfaltoase nesulfuroase;

ceroase — asfaltoase — sulfuroase;

neceroase — puțin rășinoase — nesulfuroase;

neceroase — puțin rășinoase — sulfuroase;

neceroase — rășinoase — nesulfuroase;

neceroase — rășinoase — sulfuroase;

neceroase — asfaltoase — nesulfuroase;

neceroase — asfaltoase — sulfuroase.

Rezultatele analizei de clasificare se exprimă prin formula de clasi-
ficare care conține clasa, indicii structurali, grupa și indicii de calitate,
în exemplul dat se menționează indicii structurali pentru țițeiurile din
oligocenul de la Geamăna și anume: Cp 63; C^ 20; C^ 17, respectiv,

fac parte din clasa parafin-naften-aromatice, iar după indicii de calitate
c=3,5%; r=5,6%; s=0,12%; d=42,3«/0; face parte din grupa ceroase-pu-
țin rășinoase-nesulfuroase.

neceroase — rășinoase — nesulfuroase;

neceroase — rășinoase — sulfuroase;

neceroase — asfaltoase — nesulfuroase;

neceroase — asfaltoase — sulfuroase.

Rezultatele analizei de clasificare se exprimă prin formula de clasi-
ficare care conține clasa, indicii structurali, grupa și indicii de calitate,
în exemplul dat se menționează indicii structurali pentru țițeiurile din
oligocenul de la Geamăna și anume: Cp 63; C^ 20; C^ 17, respectiv,

fac parte din clasa parafin-naften-aromatice, iar după indicii de calitate
c=3,5%; r=5,6%; s=0,12%; d=42,3«/0; face parte din grupa ceroase-pu-
țin rășinoase-nesulfuroase.

Gazele naturale sînt produse ale descompunerii materiei organice în
absența oxigenului și în afară de metan ele conțin și alte gaze. în de-
pozitele sedimentare din „formațiunea cu gaze" din Bazinul Transilva-
niei, zăcămintele de gaze conțin în general: CH4 (98—99%); N (0,2—
0,8%); 02 (0,8–0,9o/0); He (0,001%).

Unele zăcăminte de gaze din Bazinul Transilvaniei au concentrații
în metan pînâ la 99,9% și sînt însoțite de cantități mici de etan, butan,
propan, care nu depășesc ordinul zecimilor de procente și de hidrocar-
buri lichide ușoare (pentani, hexani, heptani) a căror concentrație va-
riază în jurul miimilor de procente. De regulă, în cantități de ordinul
zecimilor sau sutimilor de procente se întîlnește dioxidul de carbon și
azotul, dar se cunosc și zăcăminte cu conținut ridicat de dioxid de car-
bon, cum sînt unele zăcăminte situate în partea de est a Bazinului Tran-
silvaniei (Cușmed, Bențid, Tărcești, Firtuș) și în Bazinul Panonian (Piș-
colt, Ciocaia—Diosig), în ambele cazuri zăcămintele sînt situate în apro-
pierea eruptivului neogen. Metanul în cantități foarte mici se găsește
și în rocile eruptive sticloase și în gazele produse de activitatea vulca-
nică și post-vulcanică. Un conținut ridicat de C02 se întîlnește în țara
noastră și în zăcămintele de gaze sub care sînt orizonturi de lignit în
curs de degazeificare (ca, de exemplu, zăcămintele din dacian din De-
presiunea Precarpatică).

Gazele naturale se împart în:

gaze neasociate, care se găsesc ca gaze libere în condiții inițiale
ale unui zăcămînt ce nu conține petrol;

gaze dizolvate, care în condiții inițiale de zăcămînt se găsesc di-
zolvate în petrol;

gaze asociate care se găsesc sub formă de gaze libere fie în ace-
lași strat cu petrolul, dar formînd un cap de gaze (gaz-cap), fie că se
găsesc în orizonturile superioare ale unei formațiuni geologice și sub
ele sînt zăcăminte de petrol și în acest caz ele formează „cupole de gaze"
(boite de gaze).

Gazele libere din zăcămintele de gaze sînt „gaze sărace", spre deo-
sebire de gazele asociate cu petrolul și care conțin între 30 și 200 g ga-
zolină/m3 și se numesc „gaze bogate", care se dezbenz'mează înainte de
a fi folosite prin ardere.

Gazele care sînt asociate zăcămintelor de petrol pe lîngă metan (70—
90%), mai conțin etan (2—7%), propan (2—4%), butan (5o/„), C02 (0,5%),
H2S pînă la 3% și azot 2o/0.

Smoala este produs rezultat din oxidarea și rășinificarea petrolului
naftenic și uneori formează lacuri (Lacul Brea din Insulele Trinidad și
Lacul Bermudez din Venezuela).

11

Asfaltul este un amestec de hidrocarburi grele și petrol oxidat. Se
întîlnește ca impregnații în gresii, calcare fisurate, nisipuri și, uneori,
sub formă de dop de asfalt care are rolul de rocă protectoare pentru
zăcămîntul de petrol (cum este cazul zăcămîntului de petrol de la So-
lonț din subzona externă a flișului). Asfalt se mai găsește în țara noas-
tră în nisipurile panoniene de la Derna (Bihor) și în nisipurile daciene
și ponțiene de la Matița (Prahova).

Asfaltitul este un bitumen mai compact decît asfaltul, cu varietățile:
bitumenul de Judeea, gilsonitul, grahamitul, albertitul, manjacul și wurt-
zelitul.

Elateritul este o varietate de asfaltit ce are proprietatea de a fi
elastic.

Parafinele fosile sînt produse ce provin din petrolurile parafinoase și
sint mai importante două varietăți: hatchetita și ozocherita (ceara de pă-
mînt); ultima se găsește în țara noastră pe Pîrîul lui Tudorache, afluent
al Văii Slănicului de Moldova.

Șisturile bituminoase (piroșisturile) sînt roci pelitice ce conțin poli-
bitumene. Aceste roci, în afară de substanțele bituminoase cu care sînt
impregnate și care sînt solubile la cald în solvenții petrolului, conțin, în
procent mai mare, și o materie organică, insolubilă, numită kerogen,
considerată prin compoziția ei ca un produs al unei bituminizări incom-
plete a materiei organice.

După natura sedimentului mineral șisturile bituminoase pot fi:

argiloase, ca, de exemplu, șisturile disodilice din oligocenul Car-
paților Orientali;

silicioase, în general de culoare neagră-brună, cum sînt șisturile
menilitice din oligocenul Carpaților Orientali;

calcaroase, de culoare roșcată sau brună-ncagră și din această ca-
tegorie fac parte Kukersitele din calcarele ordoviciene din R.S.S. Estonă;

marnoase, din care fac parte și marnele albe bituminoase din oli-
gocenul Carpaților Orientali;

cărbunoase, care prezintă caractere ca ale cărbunilor bituminoși.

Șisturile bituminoase, în general, prin distilare la temperaturi de
550—600°C dau un procent de peste 30% substanțe volatile, care prin
condensare trec în ulei de șist și ape amoniacale. Uleiul de șist conține
peste 70% hidrocarburi nesaturate grele și are o densitate cuprinsă în-
tre 0,875—0,950. Șisturile bituminoase prezintă importanță prin aceea
că ele formează obiectul unor explorări și exploatări, în vederea obți-
nerii uleiului de șist, folosit drept combustibil energetic. în țara noas-
tră prezintă interes, în această privință, în special șisturile liasice de la
Anina care conțin între 2 și 20% ulei de șist și a căror valorificare ca
sursă de hidrocarburi este luată în considerare. Conținuturi mai mici de
ulei de șist, respectiv de 2—5%, au șisturile disodilice din oligocen care,
de asemenea, vor fi valorificate.

Șisturile bituminoase sînt exploatate ca surse de ulei de șist în
U.R.S.S., R. P. Chineză și R. F. Germania și sînt zăcăminte de astfel de
șisturi și în alte țări.

O atenție deosebită trebuie acordată valorificării șisturilor bitumi-
noase și nisipurilor bituminoase. Șisturile bituminoase ocupă locul al
doilea, în categoria resurselor energetice, primul loc fiind deținut de
cărbuni, așa după cum reiese în cele menționate mai jos.

12

Estimări asupra structurii rezervelor și resurselor de combustibili

Rezerve1 (%) Resurse2 (%)

Cărbuni 47,3 79,5

Petrol 12,4 8,4

Gaze naturale 6,1 2,5

Șisturi bituminoase 34,2 9,6

Se apreciază că hidrocarburile conținute în resursele posibil exploa-
tabile de șisturi bituminoase și nisipuri bituminoase reprezintă 500 mi-
liarde tone petrol, respectiv de peste 2,5 ori mai mari sînt resursele po-
sibil a fi exploatate pentru petrol. Cele mai mari resurse se găsesc în
America de Nord (șisturi bituminoase în S.U.A. și nisipuri bituminoase
i-. Canada, unde se estimează că numai zăcămîntul de la Athabasca con-
ține mai mult petrol decît toate structurile petrolifere cunoscute pînă în
prezent, pe glob). în tabelul 1 se prezintă estimațiile făcute asupra re-

Tabelul 1

Estimații asupra resurselor mondiale de șisturi bituminoase și nisipuri bituminoase

(conținut util)* miliarde tone

* Sînt avute în vedere atit resursele considerate în prezent exploatabile eco-
nomic cît și cele considerate în prezent neexploatabile economic.

** Resurse neidentificate, dar posibile din punct de vedere geologic, în zone în
care s-au făcut prospecțiuni geofizice.

cantități reduse;

nu există estimații.

I — randament în petrol: 0,4—0,1 l/kg;

II — randament în petrol: 0,1—0,04 l/kg.

surselor mondiale ce ar putea fi obținute din șisturile și nisipurile bitu-
minoase. Cu toate că exploatarea șisturilor bituminoase este costisitoare,
iar procesul de prelucrare a acestora este destul de poluant, trecerea la
valorificarea potențialului energetic al șisturilor bituminoase ca și a nisi-
purilor bituminoase este de foarte mare importanță, în prezent.

1.6. ORIGINEA PETROLULUI Șl A GAZELOR NATURALE

Originea petrolului și a gazelor naturale a preocupat oamenii de
știință încă de la jumătatea secolului trecut. Problema care s-a pus ul-
terior, a fost aceea de a se explica originea hidrocarburilor din acumu-
lările industriale și nu ivirile de hidrocarburi din rocile eruptive și me-
tamorfice. în general, chimiștii au susținut originea anorganică (mine-
rală) a hidrocarburilor, iar geologii, originea organică. Cunoașterea ori-
ginii hidrocarburilor are importanță practică deoarece permite dirijarea
lucrărilor de prospecțiuni și explorări în regiunile în subsolul cărora ar
fi zăcăminte industriale de hidrocarburi.

în cazul originii organice, aceste lucrări sint legate de regiuni cu de-
pozite sedimentare și nu de regiunile unde apar la suprafață roci erup-
tive sau metamorfice.

1.6.1. IPOTEZA ORIGINII ANORGANICE (MINERALE)

Această ipoteză se bazează, în general, pe rezultatele obținute în la-
borator, admițîndu-se ca hidrocarburile s-au format în scoarța terestră
ca urmare a unor reacții chimice asemănătoare cu cele din laborator.

Berthelot (1866) a obținut hidrocarburi de tipul celor din petrol, în
urma acțiunii acidului carbonic asupra metalelor alcaline, la tempera-
turi înalte, în prezența vaporilor de apă.

în urma rezultatelor obținute prin cercetări de laborator D. I. Men-
deleev (1877) a formulat o ipoteză, după care petrolul este de origină
pur minerală, el formîndu-se în regiunile profunde ale scoarței terestre,
în urma reacției vaporilor de apă supraîncălziți cu carburi metalice.

Din reacția dintre acizi sau apă cu carburi metalice fierbinți au fost,
de asemenea, obținute hidrocarburi lichide (C. V. Haricikov și H. Mois-
san). H. Moissan (1896), prin acțiunea acetilenei asupra metalelor reduse
(Fe, Co, Ni etc.) a obținut hidrocarburi lichide bogate în benzină.

Prin hidrogenarea la rece a acetilenei, în prezența Fe și Ni redus,
Sabatier și Sanderens (1901) au obținut hidrocarburi forminice, la tem-
peraturi de 200°C au obținut hidrocarburi naftenice, iar la temperaturi
de circa 300°C au obținut hidrocarburi ciclice nesaturate. Autorii au con-
siderat că se pot obține toate tipurile de hidrocarburi, funcție de na-
tura catalizatorului.

în urma rezultatelor obținute în laborator, au considerat și ei că în
scoarța terestră există condiții de a se forma hidrocarburi. Acetilena și
hidrogenul din scoarța terestră provin în urma acțiunii apei asupra car-
burilor metalice sau asupra metalelor alcaline.

încălzind etilena, sub presiune, în prezența unor catalizatori, Ipatiev
a obținut petrol, iar Tropsch și Fr. Fischer au obținut hidrocarburi, de

14

la cele mai ușoare, pînă la cele cu masă moleculară mare, din oxid de
carbon și hidrogen chimic pur, la presiuni înalte și în prezența unor ca-
talizatori (Fe, Co). De asemenea și acești autori au considerat că există
condiții în scoarța terestră să se formeze hidrocarburi.

Boutigny și V. A. Sokolov au considerat că petrol se poate obține
prin acțiunea emanațiilor radioactive asupra metanului, în mediu fără
aer. Ei au estimat că 1 km3 de rocă poroasă, cu un conținut mediu de
elemente radioactive, impregnată cu CH4, sub o presiune de 1 000 daN/m2,
ar putea da în 100 milioane de ani, circa 1 milion tone hidrocarburi li-
chide.

Primul geolog român care s-a ocupat de originea petrolului, Gr. Co-
bălcescu (1827), plecînd de la prezența dovedită, că fumerolele conțin
metan, a admis ipoteza originii vulcanice a acumulărilor de hidrocar-
buri, concepție la care s-a alăturat un alt geolog român, G. Munteanu-
Murgoci (1926). Această concepție a fost susținută în ultimii ani și de
alți cercetători, ca: La Coste, Lent și Phyălla. Cu toate că ipoteza ori-
ginii organice a petrolului și gazelor a fost acceptată de geologii din
toate țările cu o industrie petroliferă dezvoltată și cu o mare experiență
in lucrările de prospecțiuni și explorare, inclusiv de marea majoritate
a geologilor din U.R.S.S., totuși ipoteza originii anorganice a fost re-
luată în discuție între 1955—1959 și apoi în 1967 mi U.R.S.S. de către
N. A. Kudreavțev, P. N. Kropotkin și V. P. Porfiriev care consideră că
petrolul s-a format din compușii carbonului și hidrogenului de origine
magmatică.

P. N. Kropotkin subliniază prezența, în corpurile cosmice și în ga-
zele emanate de vulcani, a compușilor de carbon și hidrogen. După N. A.
Kudreavțev și P. N. Kropotkin, acumulările de petrol și gaze sînt can-
tonate în zonele marilor dislocații din fundament și în zonele fracturi-
lor de adîncime. V. P. Porfiriev, care inițial a susținut originea orga-
nică, ulterior a acceptat ipoteza după care hidrocarburile din petrol își
au sursa în masele magmatice, de unde, de-a lungul zonelor de frac-
turi, ajung pînă în depozitele sedimentare unde, în rocile poros-per-
meabile, formează zăcăminte de hidrocarburi. Acești troi geologi mai
aduc ca argument în sprijinul originii anorganice, prezența hidrocar-
burilor în învelișul extern al altor planete.

După cum va reieși din cele ce urmează, ipoteza originii anorganice
(minerale) nu are argumente puternice care s-o impună și, totodată, nu
poate răspunde obiecțiunilor care i se aduc.

în concluzie se poate considera că ipoteza originii anorganice, con-
siderată în sens larg, cuprinde următoarele ipoteze: a carburilor, a ra-
dioactivității, a vulcanismului magmatic și cosmică.

Argumente și contraargumente privind originea anorganică. în spri-
jinul originii anorganice (minerale) se aduc următoarele argumente:

prezența unor zăcăminte industriale de hidrocarburi, cantonate în
rocile eruptive și metamorfice fisurate;

posibilitățile de migrare a hidrocarburilor, produse de magmă,
de-a lungul unor mari fracturi și de care sînt legate zone de acumulare;

prezența Va, Ni, Co, considerate a fi de origine internă, în com-
poziția petrolului;

15

— emanațiile de gaze ale vulcanilor noroioși, considerați de unii cer-
cetători, că au legături cu vulcanismul magmatic.

Contraargumente:

zăcămintele industriale din rocile eruptive sau metamorfice fisu-
rate s-au format întotdeauna în urma unui proces de migrație din în-
velișul sedimentar;

se cunosc fracturi de mare anvergură de-a lungul cărora s-a de-
plasat magma și s-au format lanțuri vulcanice, dar de care nu sînt le-
gate zăcăminte de petrol, ca, de exemplu, în țara noastră, Lanțul Hăr-
ghita-Căliman;

prezența vanadiului, nichelului și altor metale în cenușa țițeiu-
rilor nu este un argument în sprijinul originii minerale, deoarece sînt
plante care au proprietatea de a concentra unele metale, ca de exem-
plu vanadiu;

vulcanii noroioși sînt semne ale degradării zăcămintelor de hi-
drocarburi și emanațiile de gaze ale acestora n-au legătură cu vulcanis-
mul magmatic;

pînă în prezent, prin foraje, n-au fost întîlnite carburi ale meta-
lelor alcaline sau alcalino-teroase care au fost folosite în laborator pen-
tru obținerea de hidrocarburi sintetice la temperaturi mai mari de 250°C,
ce nu sînt însă compatibile cu prezența dovedită a porfirinelor.

1.6.2. IPOTEZA ORIGINII ORGANICE

încă din secolul al XVIII-lea au fost emise ipoteze privind originea
organică a petrolului, care accepta formarea acestuia pe seama plante-
lor sau a animalelor.

Sestapalov (1794) era adeptul originii animale, iar Iienkel (1725) și
Hacke (1794) susțineau originea mixtă (animală și vegetală). M. V. Lo-
monosov (1757—1763) și Berlondingen (1778) au căutat să explice for-
marea petrolului prin distilarea naturală a cărbunilor.

în secolul al XlX-lea, aceste ipoteze au fost completate pe bază de
noi date de laborator. Astfel, Laurent (1863) a obținut hidrocarburi for-
menice prin distilarea acizilor grași într-un curent de vapori de apă
supraîncălziți, iar Warren și Storber (1865), prin distilarea săpunului din
ulei de ficat de morun au obținut, un amestec de hidrocarburi asemănă-
tor țițeiurilor formenice. Ch. Engler și H. Hoefer (1888), distilînd ulei
de ficat de morun și alte substanțe grase, animale și vegetale, la o pre-
siune de 200—250 N/m- și la o temperatură de 360—420°C, au obținut
hidrocarburi gazoase și hidrocarburi lichide de tipul petrolurilor for-
menice, naftenice și benzenice. Prin distilarea unui sapropel din alge
monocelulare luat dintr-o lagună de pe țărmul Mării Baltice, Ch. Engler
a obținut 24,4% hidrocarburi lichide parafinoase și 14,6o/0 hidrocarburi
gazoase. Rezultate identice cu ale lui Ch. Engler au obținut și Lahman,
Day și Marcusson prin distilarea uleiului din ficat de morun, ulei de
măsline, ulei de rapițâ și ceară de albine. Sthal (1899) a obținut hidro-
carburi din mîluri cu diatomee, iar Kalițki (1916), în urma experiențe-
lor făcute în laborator, a considerat că algele marine reprezintă materia
primă exclusivă pentru obținerea petrolului. De asemenea, Mailhe (1922),
prin hidrogenarea uleiurilor animale sau vegetale, sub acțiunea unui ca-

16

talizator hidrogenat și deshidratării a obținut diferite tipuri de țițeiuri.
Din albuminoide, la presiuni de 3 000 N/m2 și temperaturi de 150°C,
în prezența silicaților de aluminiu, V. P. Baturin a obținut hidrocarburi.
H. Hoefer, N. D. Zelinski, R. Zuber, Hoppe Seyler și Fr. Fischer au ară-
tat, prin experiențe de laborator că, ceara, grăsimile și rășinile din planc-
tonul marin, formează materia primă pentru petrol, iar celuloza și 'io-
mi celuloza pot genera numai metan și dioxid de carbon.

Unii cercetători, ca: Pctonie (1903), G. M. Mihailovski (1906), H Hoe-
fer (1907), N. I. Andrusov (1908), I. M. Gubkin (1916—1932) au susți-
nut originea mixtă (animală și vegetală), iar L. Mrazec (1922) a arătat
importanța planctonului marin ca materie primă pentru petrol.

în concluzie se poate considera că toți componenții substanțelor or-
ganice, ca: grăsimi, celuloză, hemiceluloză, proteine etc, contribuie la
formarea hidrocarburilor naturale. Grăsimile vegetale și animale repre-
zintă materia primă pentru formarea petrolului, celuloza și lignina sînt
la baza formării cărbunilor, iar albuminele și hidrații de carbon au rol
secundar, contribuind, prin produsele lor, la formarea hidrocarburilor.

în prezent se cunosc o serie de argumente de ordin fizico-chimic și
geologic în sprijinul originii organice a petrolului, admisă de marea ma-
joritate a cercetătorilor din secolul XX.

Argumente de ordin fizico-chimic. în compoziția chimică a țițeiului
intră o serie de elemente și combinații care confirmă originea lor or-
ganică și anume:

azotul este prezent fie liber, ca amoniac, fie sub formă de com-
puși organici complecși, din grupa piridinei și a chinoleinei. Azotul poate
proveni și din emanațiile vulcanice, dar numai ca gaz liber sau sub
formă de compuși binari și nu în combinații complexe, care sînt pro-
prii numai compușilor organici;

sulful este întîlnit în petrol, fie liber, fie sub formă de H2S, tio-
fene sau mercaptani și provine din descompunerea unor albuminoide;

oxigenul este întîlnit în componența compușilor organici ca acizi
naftenici, acizi grași și aromatici, derivați ai colesterinei și fitosterinei,
o substanță echivalentă colesterinei, caracteristica regnului vegetal;

colesterina se întîlnește în regnul animal (în ficat, creier și nervi
uscați, în pește, carne). Colesterina și fitosterina determină activitatea
optică a petrolului;

fosforul, pus în evidență în unele petroluri, ca, de exemplu, în
cele din California, unde este în proporție de 0,01%, provine din ma-
teria primă organică din care s-a format petrolul.

porfirinele, descoperite de A. Treibs în 1934, sînt substanțe cu o
structură complexă cu patru nuclee de piroli în moleculă și conțin Fe
și Va. Au fost puse în evidență, în petrol, patru tipuri de porfir ine,
denumite 1, 2, 3 și 4. Porfirinele 1 și 2 sînt de origine vegetală și pro-
vin din transformarea clorofilei, iar 3 și 4 sînt de origine animală și
provin din hemină și au următoarele denumiri:

desoxofileritro-etioporfirină;

desoxofileritrina;

mesoetioporfirina;

mesoporfirina.

2 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

17

A Treibs, care a studiat petrolurile din toate regiunile de pe glob,
cunoscute la timpul respectiv, a găsit că aproape jumătate din cele ana-
lizate conțin între 0,004 și 0,2 mg porfirine la 100 g petrol, iar cealaltă
jumătate conține de la 0,4 la 4 mg/100 g petrol. N-au fost găsite petro-
luri cu un singur tip de porfirine, dar cele de origine vegetală sînt în
cantitate mai mare decît cele de origine animală, cu toate că sînt mai
puțin rezistente la oxidare și la descompunere sub acțiunea căldurii,
fapt ce atestă contribuția mai mare a materiei vegetale, față de cea ani-
mală, la formarea petrolului. Ele nu sînt stabile la temperaturi mai mari
de 250°C, ceea ce arată că petrolul s-a format la temperaturi mai mici
de 250°C. Dacă se ia în considerare faptul că timpul geologic poate mic-
șora temperatura necesară de reacție, se poate admite că temperatura
la care au avut loc procesele de formare a petrolului n-a depășit 250CC.

în țara noastră, studii asupra porfirinelor din țițeiurile românești au
fost făcute de Ana Șerbănescu (1968), care a constatat o scădere a con-
ținutului de porfirine la țițeiurile din pliocen față de cele din oligocen.
Au fost puși în evidență derivați ai clorofilei din grupa porfirinelor din
unele șisturi bituminoase ca și în unele asfalturi.

în mîlul din Marea Neagră, luat de la adîncimca de 900 m, I. Kins-
burg-Karaghiceva și K. Rodionova (1936) au pus în evidență substanțe
organice în proporție de 35%, din care circa 10o/0 erau solubile în ben-
zină, dînd culoarea verde, ca a clorofilei.

Porfirine au fost puse în evidență de Weber (1951—1955) în substan-
țele bituminoase din sedimentele recente ale Mării de Azov. Prezența
porfirinelor în petrol atestă că mediul în care a avut loc bituminizarea
a fost reducător și nu oxidant, deoarece ele sînt sensibile la oxidare și
în prezența oxigenului s-ar fi distrus;

hormonii, în petrol, s-au găsit în cantități mici, și ca exemplu se
menționează dextronele-hormoni separați din uleiul de palmier și flori
de salcie;

resturi de organisme ca cele de alge, spori, cărbuni etc, sau pro-
duse din transformarea substanței organice, sînt, de asemenea, argu-
mente în sprijinul originii organice a materiei prime de petrol.

Argumente de ordin geologic: — lipsa unei legături genetice între
zăcămintele de petrol și rocile eruptive și metamorfice. Din studiul ză-
cămintelor de petrol reiese că între ariile de răspîndire ale zăcăminte-
lor de petrol și ale dezvoltării rocilor eruptive și metamorfice nu sînt
raporturi geologice care să ateste că ele sînt legate din punct de ve-
dere genetic. Se cunosc în scoarța terestră roci eruptive și metamorfice
fisurate în care sînt acumulări de petrol, dar în acest caz petrolul este
în zăcămînt secundar, el a migrat din cuvertura sedimentară, după ce
fundamentul eruptiv sau metamorfic a căpătat însușiri de rocă-rezervor;

— originea apelor de zăcămînt care, după L. Mrazec, reprezintă res-
turi ale apelor bazinelor sedimentare în care au avut loc procesele de
bituminizare. Apele sărate din zăcămintele de petrol conțin clorură de
sodiu, precum și brom și iod. Iodul provine d;n materia organică din
care a rezultat petrolul, iar bromul și clorura de sodiu arată originea
marină a acestor ape. G. Macovei consideră că apele de zăcămînt pre-
vin din apa de constituție a organismelor vii și sînt un argument pen-
tru originea organică a petrolului.

18

2. FORMAREA PETROLULUI Șl A GAZELOR NATURALE

Admițîndu-se că petrolul și gazele naturale sînt de origine organică
se pune problema cunoașterii următoarelor principale probleme: 1) ma-
teria primă organică din a cărei transformare s-au format hidrocarbu-
rile; 2) condițiile geologice în care au avut loc acumularea și conser-
varea materiei organice; 3) procesele de transformare a materiei orga-
nice în hidrocarburi naturale.

2.1. MATERIA PRIMA

Materia primă organică din a cărei transformare au rezultat bitu-
menele își are principala sursă în fito și zooplanctonul marin și sal-
mastru, la care se mai adaugă contribuția, mai redusă, adusă de orga-
nismele superioare marine și cea de a treia sursă, de valoare mai mică,
reprezentată de domeniul continental, prin produsele provenite din des-
compunerea substanțelor vegetale.

2.1.1. MATERIA PRIMA ORGANICA FURNIZATA DE FITOPLANCTON

Fitoplanctonul, sursa cea mai importantă de materie primă organică este reprezentată prin alge unicelulare, cum sînt diatomeele, prin fla-
gelate.

în planctonul unor mări se dezvoltă cantități foarte mari de alge
ceea ce face ca apa să ia culoarea algelor respective. Se cunosc zone
cu un fitoplancton bogat, ca de exemplu în Marea Roșie, unde se dez-
voltă peridineele și chromaceele. Arhipelagul Indiilor unde se dezvoltă
oscilăriile, iar în unele mări, diatomeele cunosc o foarte mare dezvol-
tare. S-a estimat că o diatomee, dacă ar avea condiții favorabile de
dezvoltare, ar putea să se înmulțească atît de repede încît în opt zile
să formeze o masă egală ca volum cu planeta noastră. Diatomeele con-
țin, în pustulele lor, ulei sub formă de globule și s-a estimat că circa
50o/0 din volumul diatomeelor este format din globule de ulei. în ca-
zul cînd ele ajung în apă dulce, din cauza presiunii osmotice din pus-
tule, acestea se sparg, punînd în libertate globulele de ulei. Unii geologi
americani consideră că diatomeele au format materia primă organică
pentru o mare parte din zăcămintele de petrol din California. în pe-
reții celulelor algei Elaeophyton s-a observat o cantitate de ulei sau sub-
stanță uleioasă. Mase gelatinoase de diatomee, din care se degajă oxi-
gen, rezultat prin fotosinteză, formează „Mare Sporco" din Adriatica.

Datorită dezvoltării fitoplanctonului, acesta produce, prin fotosinteză,
cantități foarte mari de substanță organică și oxigenul degajat în urma
acestui proces, folosește dezvoltării vieții animale și vegetale.

După S. A. Zernov, fitoplanctonul din zona eufotică, care are o gro-
sime de circa 80 m, poate da anual 60 miliarde tone de carbon organic.

Planctonul, după P. V. Smith, produce anual pe platformele conti-
nentale între 1 și 2,5 kg substanță organică deshidratată pe metru pă-
trat.

2.1.2. MATERIA PRIMA ORGANICA FURNIZATA DE ZOOPLANCTON

Ca sursă de materie primă, în afară de plancton este nectonul care furnizează în special pești. Ca exemplu care să ilustreze contribuția nectonului, prin pești, la formarea materiei prime organice, se menționează că în anul 1892, în zona de întîlnire a curentului Labradorului
cu curentul Golfstream, în apropierea insulei Terra Nova, s-a produs moartea, în masă, a peștilor și stratul de cadavre de pești se întindea pe o lungime de 500 km, o lățime de 100 km și avea o grosime de 1,80 m. De asemenea, organismele bentonice, ca: moluște, corali etc. Formează o sursă de materie organică dar mai puțin importantă, din punct de vedere cantitativ, comparativ cu fitoplanctonul și nectonul.

Unul din principalele argumente că regnul animal din mediul marin a fost sursa materiei prime organice din care s-a format petrolul este asocierea hidrocarburilor cu depozitele sedimentare, bogate în fosile. Se consideră că o parte din țesuturile organismelor au fost descompuse și transformate în hidrocarburi, rămînînd numai scheletele sub formă
de fosile. In sprijinul acestei concepții este faptul că s-au găsit fosile pline cu lichide ce au o compoziție asemănătoare petrolului.

Un argument deosebit de important în sprijinul concepției că materia organică din a cărei transformare s-a format petrolul este furnizată de regnul animal din mediu marin este bogăția vieții din acest mediu.

2.1.3. MATERIA ORGANICA NEMARINA

Sursa de materie organică nemarină, cea mai însemnată, se consideră că o formează substanțele de humus, ca: acidul humic (C^H^Og), acidul geic (C20H,2O7) și acidul ulmic (C2oH14Of)), care rezultă din des- compunerea lentă a ligninei. în regiunile de mlaștină, mai ales în mlaștinile de la tropice se formează cantități mari de acid humic, care sînt
aduse, de către apele curgătoare, în oceane, sub formă de soluții sau de dispersii coloidale.

Schimbarea de temperatură și amestecul de apă dulce cu apă sărată pot cauza precipitarea materialului organic.

Hasemann a demonstrat relația din punct de vedere genetic dintre petrol și humus. El a descompus asfalt și hidrocarburi din unele zăcă- minte situate de-a lungul Floridei și a stabilit că hidrocarburile din aceste zăcăminte conțin acid humic.

Analizele de laborator au stabilit că în formarea hidrocarburilor naturale, un rol important îl au, în primul rînd, lipoidele, reprezentate prin grăsimi, ceruri, rășini și albuminele, reprezentate prin proteine și proteide, după care urmează hidrații de carbon, prin celuloză, hemiceluloză și lignină. Lipoidele și albuminele au un rol primordial în formarea hidrocarburilor, datorită atît cantității cît și ușurinței de a se transforma în hidrocarburi.

Studiile diferitelor sedimente au furnizat informații asupra conținutului lor în organisme și în special asupra compoziției materiei organice pe care aceste sedimente le conțin.

2.2. CONDIȚIILE GEOLOGICE DE ACUMULARE
A MATERIEI ORGANICE

Condițiile geologice de acumulare a materiei organice, din a cărei
transformare au rezultat hidrocarburile, au fost și sînt realizate în re-
giuni lipsite de oxigen. Aceste regiuni sînt întîlnite în lagune, fiorduri,
golfuri, unele delte și, în general, în mările interne, separate de ocean
prin praguri înalte submarine. în aceste regiuni are loc o stratificare a
apei și păturile de apă de la fund sînt lipsite de oxigen.

Fulda a reprezentat secțiunea schematică a unei lagune care întrunește condițiile de acumulare, conservare și transformare a materiei organice, în schema respectivă, în mare, sînt separate două pături de apă. In pătura de apă superioară, aerată, bogată în plancton și necton, și cu o salinitate normală, are loc o intensă și selecționată viață planctonică (fig. 1). Laguna este în legătură cu oceanul sau marea deschisă prin
strîmtori și cînd pragul submarin este scufundat, datorită mișcărilor de oscilație, pătura superioară de apa a lagunei primește un aport de apă bogată în placton și necton din marea deschisă sau din ocean. Pragul submarin poate fi exondat, tot datorită mișcărilor de oscilație, ceea ce duce la întreruperea temporară a legăturii cu marea deschisă sau cu oceanul. în acest caz, datorită evaporării intense a apei, salinitatea crește
și organismele mor în masă. Cadavrele organismelor din plancton cad în cea de a doua pătură de apă, lipsită de oxigen, cu salinitate mărită, saturată cu HoS produs de bacteriile desulfurante și care asigură caracterul reducător al mediului. în această pătură în care sînt bacterii anaerobe, organismele planctonice moarte intră în descompunere, în special sub acțiunea acestor bacterii, punîndu-se în libertate C02 și H2S care se dizolvă în apele de pe fund. Prin coborirea pragului submarin
se reia legătura cu marea deschisă sau cu oceanul de unde vine un nou aport de apă odată cu organisme vii și acest proces se poate repeta, ceea ce duce la o acumulare intensă de materie organică. Odată cu materia organică, în lagună se depun și sedimente minerale fine care ajung pe fundul ei. Sedimentul trebuie să fie abundent și să asigure protecția și îngroparea rapidă a substanței organice. Sedimentele formează mîluri care pot fi argiloase, marnoase. silicioase, calcaroase și, mai rar, cărbunoase. Aceste mîluri bogate în substanță organică, parțial descompusă, numite sapropeluri, în urma unor procese de diageneză devin roci generatoare de hidrocarburi. In perioadele cînd laguna este închisă, datorită unei salinizări puternice, ca urmare a unei intense evaporări, peste sapropel poate fi întîlnită sare.

Fig. 1. Secțiunea schematică a unei lagune în care poate avea loc for-
marea bitumenelor:

1 — apă bogată în plancton, cu salinitate normală; 2 — apă lipsită de oxigen,
cu salinitate ridicată, cu H^S, în care nu trăiesc viețuitoare; 3 — sapropel.

21

De asemenea, în lagune se observă o asociere a depozitelor sedimentare în care este materie organică, cu evaporite reprezentate prin dolomite sau anhidrite sau cu formațiuni de recife.

Trebuie menționat că numai o foarte mică parte din cantitatea de materie organică din lagună ajunge să se depună pe fundul ei în sedimentele minerale care formează mîluri. în mările deschise resturile organismelor sînt descompuse chiar de la suprafață și pînă la adîncimea unde este prezent oxigenul.

In zonele de șelf, distanța parcursă de cadavrele organismelor pînă la fund este mai mică și, de aceea, ele ajung în proporție mult mai mare în sediment. Dacă în largul oceanelor, de la adîncimi de peste 1 000 m, după estimările făcute, ajung la fund numai 0,02—0,05% din totalul materiei organice provenită din plancton, în zona seifului continental
se depune între 2 și 5o/0 din cantitatea totală de materie organică din plancton, respectiv de circa 100 ori mai multă materie organică. Un factor important în determinarea condițiilor de acumulare și conservare a materiei organice îl constituie forma bazinului și relieful fundului bazinului.

Condiții optime de acumulare și de conservare a materiei organice pot avea loc în ape de mică adîncime și în lipsa curenților, într-un mediu reducător de sedimentare a unui material abundent care, în general, poate să compenseze scufundarea fundului bazinului, sediment ce protejează de oxigen materia organică supusă transformării. Marea
Neagră, pe fundul căreia A. D. Arhanghelski a găsit mîluri cu pînă la 35% substanță organică, întrunește condițiile unui bazin în care pot să aibă loc acumularea, conservarea și transformarea materiei organice în hidrocarburi.

2.3. PROCESELE DE TRANSFORMARE
A MATERIEI ORGANICE

Procesele de transformare a materiei organice trebuie studiate în legătură cu condițiile geochimice de transformare a acesteia, cu rolul bacteriilor, cu rolul sedimentului mineral și al radioactivității rocilor în transformarea materiei organice.

2.3.1. CONDIȚIILE GEOCHIMICE DE TRANSFORMARE
A MATERIEI ORGANICE ÎN BAZINELE DE SEDIMENTARE

Transformarea materiei organice, în bazinele de sedimentare, se poate face în următoarele condiții geochimice: 1) în prezența oxigenului; 2) cu acces limitat de oxigen; 3) în lipsa totală a oxigenului.

2.3.2. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE IN PREZENȚA OXIGENULUI

Această transformare are loc în cazul depunerii materiei organice în bazine nu prea adînci și în care, datorită unei circulații active, are loc aerarea apei. în aceste condiții are loc oxidarea materiei organice, care trece în produse gazoase ce se pierd fie în atmosferă fie în apele de circulație.

2.3.3. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE
IN CONDIȚIILE ACCESULUI LIMITAT DE OXIGEN

Aceste condiții sînt întîlnite în lacuri, lagune și mlaștini nu prea adanci, cînd lipsește o circulație activă a apei. în afară de oxigenul conținut de materia organică, acesta mai este adus fie de particulele minerale, fie datorită aerării stratului de apă. Oxigenul transformă produsele cele mai puțin stabile ale materiei organice întîlnite la suprafața sedimentului care au rezultat datorită acțiunii bacteriilor anaerobe. în
sedimentul fin, situat în adîncime, unde nu este aflux de oxigen, transformarea materiei organice se face în condiții anaerobe. Produsele lichide și gazoase se pot pierde în lipsa unui înveliș protector, iar produsele solide formează roci fine, solide, care mai tîrziu devin șisturi bituminoase.

2.3.4. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE
IN CONDIȚIILE UNEI LIPSE TOTALE A OXIGENULUI

Aceste condiții sînt întîlnite în bazinele care se adîncesc destul de repede și, uneori, și în bazinele care se scufundă mai lent. în primul caz, descompunerea materiei, într-un mediu anaerob reducător este mult mai activă la început, iar lichidele și gazele care rezultă din acest proces migrează în rocile permeabile din complexele sedimentare, unde se vor forma acumulări de hidrocarburi. Celelalte bitumene vor fi reținute de sedimentele fine, care în timp devin șisturi bituminoase.

Cînd scufundarea bazinului este lentă sau în cazul cînd au loc ridicări și scufundări ale acestuia și lipsește un înveliș protector, bituminizarea materiei organice este încetinită și se pot pierde produsele gazoase și lichide.

2.3.5. ROLUL BACTERIILOR

In procesul de transformare a materiilor organice se disting două stadii și anume: biochimic și geochimic.

In primul stadiu, biochimic, transformarea materiei organice se face sub influența bacteriilor anaerobe care reduc sulfații și descompun albuminele, celuloza și acidul lactic. Ca rezultat al acestui proces de trans- formare se degajă CH,, C02, NH3, H și N liber.

Cercetările lui Zo Bell pe o carotă mecanică, luată din depozite se-
dimentare marine care imediat după ce a fost extrasă conținea 20 mg de hi-
drocarburi lichide la 100 g probă, pentru ca ele să dispară, în cea mai
mare parte, după cîteva zile, atestă capacitatea unor bacterii de a des-
compune hidrocarburile.

In cel de al doilea stadiu, geochimic, care este de durată mult mai mare decît primul stadiu, transformarea materiei organice se face sub influența presiunii, temperaturii și timpului și acest stadiu corespunde fazei de distilare a produselor rezultate din stadiul biochimic, bacterial.

In general, s-ar putea admite rolul bacteriilor în procesul de transformare a materiei organice în produși mai apropiați de petrol (stadiu biochimic) și producerea de hidrocarburi de petrol, prin procese de hidrogenare, la presiuni de cîteva sute de atmosfere și la temperaturi corespunzătoare adîncimilor respective, dar în general sub 200°C (stadiu geochimic).

23

S-ar putea afirma că procesul de formare a petrolului este un proces biochimic în stadiul inițial de transformare a materiei organice, care în timp, trece într-un proces-stadiu mai îndelungat, geochimic, cînd se formează hidrocarburi de petrol, în urma unor procese de hidrogenare ce au loc la temperaturi sub 200°C.

Procesele de transformare care au loc în stadiul biochimic ușurează transformările din stadiul geochimic.

G. L. Stadnikov și V. P. Baturin, plecînd de la diferiți componenți de bază ai materiei organice, au întocmit scheme de transformare biochimice și geochimice ale acestora în hidrocarburi de petrol. După G. L. Stadnikov,lipoidele, prin grăsimi, care reprezintă sursa principală a materiei organice din care rezultă hidrocarburi de petrol, prin saponificare trec în acizi grași, care, mai departe, trec în cetone, iar acestea prin hidrogenare dau hidrocarburi de petrol (tab. 2). După Baturin, albu-
minele, prin proteine, reprezintă sursa principală. Acestea prin hidroliză se separă în aminoacizi inferiori, ușor solubili în apă și aminoacizi superiori, greu solubili. Aminoacizii superiori cu lignina ar da un produs care se poate transforma în hidrocarburi parafinice, naftenice, aromatice, printr-un proces de distilare la temperaturi nu prea mari (100-150°C) (tab. 2) și la presiuni de cîteva sute atmosfere.

O altă schemă biochimică a fost întocmită de Kinsburg-Karaghiceva, după care rolul principal în formarea hidrocarburilor de petrol îl au grăsimile. După această schemă hidrații de carbon și albuminele, prin acizii grași inferiori, trec în gaze, iar grăsimile, prin acizii grași superiori și acizii naftenici trec în hidrocarburi de petrol (tab. 3).

Tabelul 3
Schema de transformare a materiilor organice după Kinsburg-Karaghiceva

Materia organică

Hidrați de carbon

Grăsimi

Albumine

4-

Apă

l

Gaze

Gaze

Apă

Aminoacizi
superiori
greu solubili
in apă

Acizi grași
inferiori

Acizi grași
superiori

Acizi grași
inferiori

Gaze

Gaze

Hidrocarburi
de petrol

25

In problema genezei petrolului trebuie menționat că după unii cercetători tipurile de petrol diferă după compoziția chimică a materiei organice din care s-au format. S-a considerat că, inițial, toate petrolurile au avut un caracter parafinic din care s-au diferențiat toate celelalte tipuri. Dar s-a emis și ipoteza că, inițial, ele au avut un caracter parafino-naftenic, iar după alți cercetători, un caracter pregnant nafteno-aromatic.

După A. F. Dobrianski (1963) care a dat o schemă de transformare a petrolului în zona de catageneză, petrolul naftenic-aromatic trece evolutiv la tipul parafinic, exclusiv datorită temperaturii. Problema transformării petrolului primar nu este încă elucidată și în continuare este în atenția cercetătorilor. După C. Beca, V. Lazarovici, D. Prodan (1983), cauza principală care a conclus la prezența diferitelor tipuri de țițeiuri constă în proprietatea de adsorbție selectivă a unor zeoliți care au reținut într-un anumit procent unele tipuri de hidrocarburi.

2.3.6. ROLUL SEDIMENTULUI MINERAL

Odată cu substanța organică, în bazinul de sedimentare, se depune și sedimentul mineral, ce formează mîluri, care protejează această sub- stanță de accesul oxigenului. Substanța organică astfel protejată suferă, sub influența bacteriilor procesul de descompunere.

M. K. Taylor a arătat importanța pe care o au mîlurile argiloase în procesele de transformare biochimice anaerobe. El a considerat că argila calcică adusă de către fluvii în mări, trece în argilă sodică prin înlocuirea calciului cu sodiu și, în continuare, argila sodică, în contact cu apele dulci, se transformă în argilă hidrolizată, devenind impermea-
bilă, în acest fel argilele se transformă în roci protectoare care opresc accesul oxigenului, favorizînd astfel procesul de descompunere a substanței organice în condiții anaerobe și produsele de transformare se acumulează în sedimente, în cazul cînd în apele bazinului nu sînt curenți, respectiv sedimentul nu este deranjat. Dar teoria lui M. K. Tay- lor a fost criticată deoarece nu explică în ce mod argila sodică din apa mării ajunge din nou în contact cu apa dulce.

Sedimentul mineral, de asemenea, în procesele do transformare geochimică a materiei organice are rolul de catalizator. B. Tissot (1966) consideră că argilele pe lîngă rolul de catalizator au și rolul de a absorbi materia organică, încetinind astfel procesul de oxidare a acesteia.

2.3.7. INFLUENȚA RADIOACTIVITĂȚII ROCILOR ÎN TRANSFORMAREA
MATERIEI ORGANICE IN PROCESUL DE FORMARE A HIDROCARBURILOR

Cercetările întreprinse în direcția cunoașterii fenomenelor radioactive care influențează transformarea materiei organice în procesul de formare a hidrocarburilor a format încă cu zeci de ani în urmă o preocupare a oamenilor de știință și în această direcție se cunosc rezultatele obținute de Kohlhorster (1924), Mund și Koch (1924), Lind, Bardwell, Glocker (1926-1930), Rogers (1930), Sokolov (1936), C. W. Shepard (1946), Hess (1947) și alții.

Cercetările privind rolul radioactivității în transformarea compușilor organici în hidrocarburi au avut la bază constatarea că rocile generatoare și unele roci rezervor prezintă radioactivitate. După cum este cunoscut, în general, argilele și marnele, datorită cantității mari de materii organice conținute, sînt considerate ca roci generatoare de hidro

carburi și, în plus, ele au dovedit o radioactivitate mult mai mare, comparativ cu nisipurile, gresiile și calcarele argiloase sau marnoase și această constatare trebuie luată în considerare.

In urma analizelor făcute din punct de vedere al proprietăților radioactive, Russell (1945) a constatat că marnele din paleozoic au, în medie, o radioactivitate mai mare decît marnele din terțiar și că, în general, astfel de diferențe există între formațiunile mai vechi și mai noi.

In urma cercetărilor făcute în laborator de Lind și alții asupra reacțiilor care au loc între particulele a, (i și razele y emise în timpul dezintegrării spontane a elementelor radioactive și materiile organice, s-a ajuns la concluzia că dezintegrările radioactive care au loc pot provoca descompunerea compușilor organici în hidrocarburi. în argile, marne,
calcare impure, nisipuri și gresii (asociate cu minerale grele), substanțe organice, ape de zăcămînt, se găsesc elementele radioactive principale (uraniu, thoriu, potasiu), sub formă de izotopi activi ai K40, ale căror viteze de dezintegrare și energie, pe care o emite, sub forma de particule p și raze 7 este mai mică decît a particulelor ot emise de uraniu și thoriu.

In urma bombardării cu particule a a acizilor grași, ca de exemplu
acidul palmitic (C15H3iCOOH), s-au obținut hidrocarburi parafinice, iar prin bombardarea acidului naftenic cu particule a, a rezultat o hidrocarbură ciclică (ciclohexan). Rezultatele obținute sînt semnificative, deoarece anumiți acizi grași au fost identificați în materiile organice din depozitele sedimentare. Dar, avînd în vedere că eficacitatea acestui proces este redusă și viteza de transformare a materiei organice este foarte mică, este necesar un timp geologic destul de îndelungat pentru a se forma pe această cale zăcăminte de hidrocarburi. Prin bombardarea metanului și a altor hidrocarburi gazoase cu particule a, a rezultat un mare procent de hidrogen și de hidrocarburi nesaturate. Aceleași studii făcute asupra hidrocarburilor lichide au arătat procente similare de hidrogen și o cantitate ceva mai mare de hidrocarburi nesaturate, cu toate că acestea nu sînt întîlnite în petrolurile brute decît în cantități neînsemnate.

După Lind, la presiunile și temperaturile din zona superioară a scoarței terestre și în prezența unei cantități mici de energie chimică, orice compus din seria parafinelor poate fi transformat în hidrocarburi complexe, întîlnite în petrol. Autorul consideră că în afară de energia chimică pot interveni și alte energii, cum ar fi descărcările electrice, radiațiile a și radiațiile ultraviolete.

Dar posibilităților de transformare a materiilor organice sub influența radioactivității s-au adus obiecțiuni și una din obiecțiuni constă în aceea că sub influența radiațiilor g are loc spargerea atomului de hidrogen din petrol ceea ce ar fi însemnat ca în cursul erelor geologice, sub acțiunea acestor radiații, conținutul de hidrogen sa fi crescut și respectiv să se fi format țițeiuri din ce în ce mai grele, cu un raport mare între hidrogen și carbon. în realitate, la transformarea materiilor organice, a avut loc o creștere progresivă a acestui raport. O a doua obiecțiune care se aduce posibilității de transformare a materiilor organice sub influența radioactivității constă în aceea că sînt unele marne negre, foarte radioactive aparținînd unor formațiuni geologice vechi, care conțin și resturi organice. Ca exemplu sînt date marnele de Autrim-Chattanooga-Woodford din mississippianul și devonianul superior din S.U.A., care au un conținut ridicat de materii organice, cu excepția cîtorva zone în care sînt acumulate gaze naturale iar conținutul de petrol este minim sau nul. Dacă procesele de transformare a materiilor organice sub influența radioactivității ar fi avut loc încă din devonian, ar fi fost de așteptat ca astfel de marne să nu mai conțină de loc materii organice sau să fie în cantitate foarte mică.

Fără însă a se exclude posibilitatea ca zonele în care sînt acumulări de gaze naturale s-ar datora unor procese radioactive, neregularitatea acestor acumulări, care nu sînt în concordanță cu uniformitatea radioactivității și cu conținutul ridicat în materii organice ale marnelor respective, sînt indicii însă că aceste acumulări de gaze s-ar putea datora și altor cauze.

In procesul de transformare a materiei organice, trebuie de menționat că, dacă inițial rolul temperaturii era acceptat, în timp s-a considerat că temperaturile mai mari de 200°C nu sînt compatibile cu prezența porfirinelor în petrol, care ar fi fost distruse.

3. FORMAREA ZĂCĂMINTELOR DE PETROL Șl DE GAZE

Formarea zăcămintelor de petrol și de gaze este condiționata de: 1) existența rocilor mame (generatoare) de hidrocarburi; 2) posibilitățile de migrare a hidrocarburilor de la roca mamă la roca rezervor (magazin); 3) existența rocilor rezervor, care să aibă capacitatea de acumulare a hidrocarburilor; 4) existența rocilor protectoare care determină și protejează închiderea acumulărilor de petrol sau de gaze în cuprinsul rezervoarelor; 5) existența unui aranjament structural (tectonic), stratigrafie sau litologic, care să mențină hidrocarburile lichide sau gazoase într-un echilibru stabil.

Lipsa uneia din aceste cinci condiții împiedică formarea unui zăcă- mînt de hidrocarburi. Existența unora din aceste cinci condiții poate fi pusă în evidență încă din etapa de prospecțiune a unei suprafețe în subsolul căreia este probabil sau posibil să existe zăcăminte de hidrocarburi. Toate cele cinci condiții sînt bine cunoscute în etapa de ex-
plorare și, mai ales, în etapa de exploatare.

3.1. ROCI-MAMĂ (GENERATOARE)

Prezența acestor roci dă indicații asupra existenței unui facies de care ar fi posibil sau probabil să fie legate zăcăminte de hidrocarburi într-o regiune. Prin roci mamă de hidrocarburi se definesc rocile care s-au format din sedimentul mineral depus odată ca materie organică, în bazinul de sedimentare, și din a cărei transformare au rezultat bitumene naturale libere și fixe. Rocile-mamă se caracterizează prin aceea că sînt fine, uneori șistoase, de regulă de culoare închisă, cafenie-brună, din cauza bitumenelor fixe, sînt lipsite de schelete calcaroase, care au fost dizolvate de acidul carbonic rezultat din procesul de descompunere a ma- teriei organice. Unele roci-mamâ conțin schelete de microorganisme si- licioase și prezintă eflorescente de sulfați și cristale mici de pirită. În zonele de afloriment, adesea, rocile-mamă sînt însoțite de izvoare sulfuroase, feruginoase, sărate.

Aceste roci se mai caracterizează prin: conținutul în substanțe organice și bitumene, compoziția granulometrică, culoarea, volatibilitatea (V), cantitatea de substanță volatilă ce se extrage din rocă. Conținutul în carbon, coeficientul de reductibilitate, conținutul de CaC03, raportul între conținutul de carbon și conținutul de azot, raportul între conținutul de azot și coeficientul de reductibilitate, raportul între conținutul de carbon și coeficientul de reductibilitate, raportul între volatilitate și coeficientul de reductibilitate. Aceste caractere uneori sînt destul de greu de precizat.

Rocile-mamă de hidrocarburi, uneori, sînt foarte greu de identificat
și această problemă a format și formează obiectul unor cercetări.

Pentru identificarea rocilor-mamă au fost elaborate o serie de metode, dintre care unele par să conducă, uneori, la unele concluzii mai puțin sigure.

P. D. Trask și H. W. Patnode (1942), pentru identificarea rocilor- mamă au propus folosirea unui indice numeric „numărul lui Trask și Patnode", reprezentat prin raportul 100 N : R, în care: N reprezintă conținutul în azot al rocii; R — puterea reducătoare a rocii, exprimată prin numărul de cm3 de acid cromic cu concentrație de 4%, neutralizat de 100 g rocă. Cînd „numărul lui Trask și Patnode" este mai mic de 5, rocile analizate sînt roci-mamă, sînt posibil roci-mamă rocile pentru care acest număr este de 6—7 și nu sînt roci mame, acele roci pentru care „numărul Trask și Patnode" este mai mare de 8. Trebuie făcută
mențiunea că „numărul Trask și Patnode" variază atît cu faciesul geochimic al rocii, cît și cu litofaciesul și structura rocii. De asemenea, azotul nu este caracteristic pentru bitumene, în general, ceea ce a condus pe A. Perrodon să considere că metoda „Trask și Patnode", nu are
un domeniu mare de aplicabilitate.

Alte metode de identificare a rocilor-mamă sînt prezentate succint, menționîndu-se numai concepția de la care s-a plecat.

Metoda Louis-Khalifeh (1958) are la bază puterea reducătoare R a rocii raportată la proporția de carbon organic din rocă. în timp, autorii au completat metoda, luînd în considerare corelația dintre raportul menționat și procentul de carbon neoxidat din rocă. Din această corelație reiese că rocile-mamă se deosebesc de cele ce n-au această calitate prin valori mai mari ale raportului R/C organic, estimate între 1 și 1,2, valori care cresc cu cît scade procentul de carbon neoxidat.

Metoda Bray-Evans (1961), pornind de la analiza hidrocarburilor din mîlurile marine actuale și a hidrocarburilor din petrol, consideră că o rocă-mamă se caracterizează printr-un raport parafine impar/n-para- fine par, aproape de 1, cum este în petrol. Aceeași autt»ri, mai tîrziu (1965), au în vedere „indicele de preferință al carbonului", care exprimă gradul de convertire a materiei organice în hidrocarburi și care variază invers proporțional cu raportul dintre materia organică solubilă și totalul materiei organice din roca studiată. în cazul cînd la rocile studiate, acest indice are valori mari, se consideră că materia organică din roca respectivă s-a transformat în proporție mare în hidrocarburi. După această metodă, ca de altfel și după altele, se poate face o etalonare a rocilor considerate a fi roci-mamâ, pe anumite profile litostratigrafice, pe bazine.

Metoda G. T. Phillippi (1956—1965) pleacă de la observația că rocile mamă au un conținut, în general, redus de hidrocarburi, în cele trei stări fizice, și acestea sînt reprezentate în cantitate proporțională cu conținutul de kerogen.

Metoda L. A. Gulianova (1962) consideră ca roci-mamă, acele roci care se caracterizează printr-o culoare neagră, cenușie sau verzuie, cu un conținut de peste 0,5% carbon organic, de peste 0,5% sulf, de 0,2— 0,3% clor, de 1—2% fier solubil în acid clorhidric, lipsite de sulfați sau dacă se găsesc, sînt în proporții foarte mici, conțin fracțiuni de procent în substanțe bituminoase și raportul C/N are valori cuprinse între 15 și 40.

După metoda V. Simanek (1962) rocile-mamă se caracterizează prin valori mari ale „coeficientului de bituminozitate", care reprezintă gradul de transformare a bitumenelor reziduale și hidrocarburi.

Metoda H. R. Gaertner — H. H. Schmitz (1963) a luat în considerare analiza termică diferențiată a rocilor care au un conținut mare de materie organică, atît solubilă, cît și insolubilă. Prin arderea a diferite roci organice ca, roci bituminoase, petrol, din depozite sedimentare de diferite vîrste și cărbuni, în absența oxigenului, au obținut curbe caracteristice pentru aceste roci. Curbele termice obținute pentru rocile bituminoase, care sînt roci-mamă, sînt asemănătoare curbelor termice ale petrolului, iar cele ale rocilor bituminoase care nu sînt roci mamă, sînt asemănătoare cu cele ale cărbunilor humici.

Majoritatea metodelor presupune analize de mare detaliu, spre deosebire de metoda H. R. Gaertner și H. H. Schmitz (1963), care considerăm că este mult mai simplă, iar rezultatele ei interesante, în special cînd se bazează pe un număr foarte mare de analize.

O atenție deosebită a fost acordată și în țara noastră posibilităților de identificare a rocilor mamă, inițial de L. Mrazec, G. Macovei, I. Popescu-Voitești și alții, iar în ultimii ani de V. Cerchez și S. Anton(1967), M. Filipescu care au studiat un număr mare de carote mecanice formate din șisturi negre cretacice, șisturi menilitice și disodilice oligocene, roci considerate, în unanimitate, ca roci generatoare de hdrocarburi. S-au determinat „numărul Trask și Patnode", conținutul în carbon organic, în materie organică, în asfaltene, în sulf piritic și în sulf total, în fier, în azot, valoarea pH, puterea reducătoare a materiei organice și a materiei minerale etc.

In concluzie, pînă în prezent nu s-a reușit să se conceapă o metodă care să se fi impus, prin rezultate general valabile, în identificarea rocilor-mamă.

Exemple de roci-mama. După natura sedimentului mineral, rocile-mamă pot fi argiloase, silicioase, calcaroase, marnoase și, într-o mai mică măsură, cărbunoase.

Roci-mamă argiloase. Acestea sînt dezvoltate, în grosimi apreciabile și sînt întîlnite în aproape toate subdiviziunile stratigrafice, clin paleozoic pînă în neozoic. Ca exemple de roci-mamă argiloase de care sînt legate zăcăminte de hidrocarburi se menționează slratele de Ohio, din devonianul cîmpurilor Appalachiene, stratele de Koi-Kara din jurasicul superior, din regiunea Kirghiză, stratele de Kopa din cretacicul mediu al regiunii Ural-Emba, șisturile argiloase din formațiunea „La Luna’’, din cretacicul din Venezuela, șisturile argiloase bituminoase din cretacicul Bazinului Munților Stîncoși, șisturile argiioase bituminoase din cretacicul din Maroc, stratele de Maikop, din oligocen superior — miocen inferior, din regiunea Kubanului și a Mării Negre (U.R.S.S.) și altele.

Se cunosc, de asemenea, roci-mamă argiloase care nu au putut genera acumulări industriale de hidrocarburi, deoarece n-au existat condițiile de formare a zăcămintelor și ca exemple se menționează: stratele de Kukers din silurianul Platformei Ruse, șisturile bituminoase di carboniferul din Scoția, șisturile bituminoase din permianul de la Autun (Franța), șisturile bituminoase din triasicul din Tirol (Austria), șis- turile bituminoase din liasicul de la Anina.

Roci mamă-silicioase. Aceste roci au o răspîndire mult mai redusă decît rocile-mamă argiloase, dar sînt întîlnite pe grosimi mari și, ca exemplu, se menționează stratele de Monterey din miocenul mediu din California; șisturile menilitice din oligocenul din țara noastră.

Roci-mamă calcaroase. Reprezentate prin calcare și dolomite, acestea, în foarte multe cazuri, datorită cavernelor și fisurilor pe care le au la partea superioară, prezintă și calitatea de roci rezervor. Aceste tipuri de roci sînt întîlnite mai ales în regiunile de platformă, în paleozoic și mezozoic. Ca exemple, dintre cele mai cunoscute roci-mamă calcaroase se menționează calcarele de Trenton și Niagara (S.U.A.) din ordovician, calcarul de Spindletop din permianul superior, întîlnit în cap rock-ul domurilor de sare din bazinul golfului Mexic, în regiunile Texas și Louisiana,calcarele din Ontario și Onondago din devonian (Canada), calcarul de Tamasopo din cretacicul inferior și mediu, tot din bazinul golfului Mexic,calcarul de Asmari din oligocenul și miocenul inferior din bazinul Golfu-
lui Persic, calcarul recifal din miocenul bazinului Mării Roșii și altele.

Roci-mamă cărbunoase. Sînt mai puțin răspîndite și sînt reprezentate prin cărbuni bituminoși, avînd în vedere că între cărbuni și petrol sînt legături genetice, legate de amestecul materiilor prime în bazinul de sedimentare, ceea ce lasă să se întrevadă posibilitatea că și cărbunii bituminoși pot fi considerați ca roci-mamă, de petrol. Sînt cunoscute astfel de roci-mamă în carboniferul din Anglia, în oligocenul și miocenul din regiunea Assam (India), în Birmania, în Indonezia. Sînt zăcăminte de petrol în care sînt și strate de cărbuni (lignit) și care n-au nici o legătură genetică cu acumulările de petrol, care se află în zăcămînt secundar, cum este cazul zăcămintelor de petrol din dacianul Zonei Cutelor Diapire (R.S.R.).

In zăcămintele de petrol și gaze din țara noastră, ca exemple de roci generatoare de hidrocarburi, se menționează în Platforma Moesică, în ordovician, silurian și devonian inferior, argilele negre sau cenușii, în devonianul superior dolomitele bituminoase cu piritizări, și în triasicul mediu, intercalațiile de dolomite din anisian ca și dolomitele și argilele negre din ladinian, șisturile cu Posidonia din jurasic, argilele, calcarele bituminoase și dolomitice din cretacic. De asemenea, se consideră roci- mamă, intercalațiile pelitice din sarmațian, meoțian, ponțian și dacian de pe unele structuri. în Platforma Moldovenească sînt cunoscute ca roci- mamă argilele din silurian, argilele negre și marnele din tortonian și marnele din sarmațian. în Depresiunea Bîrladului și Promontoriul Nord-Dobrogean sînt considerate roci generatoare calcarele negre din triasic, argilele din dogger, intercalațiile pelitice din tortonian, sarmațian, meoțian. Pentru zăcămintele de gaze din Bazinul Transilvaniei sînt considerate ca roci generatoare argilele, marnele din tortonian, buglovian, sarmațian și sporadic din panonian și în special șisturile cu radiolari din tortonian.
în Bazinul Panonian sînt considerate ca roci-mamă, calcarele bituminoase,

marnele și argilele din triasic, șisturile marno-argiloase din cretacic, argilele și marnele de culoare închisă din tortonian, sarmațian și pliocenul inferior. în Bazinul Maramureșului sînt considerate roci-mamă, șisturile menilitice, șisturile disodilice, marnele și argilele bituminoase din seriile bituminoase inferioară și superioară din oligocen. In subzona Flișului paleogen sînt considerate roci-mamă șisturile menilitice și disodilice oligocene, iar din aceeași unitate, în Moldova, și marnele albe bituminoase. În Zona Miocenă din Moldova, pe lîngă șisturile menilitice și disodilice din oligocen, sînt considerate ca roci-mamă, intercalațiile pelitice din helvetian, buglovian, sarmațian și, în special, marnele cu radiolari din tortonian. In Zona Cutelor Diapire, pe lîngă șisturile bituminoase din helvețian, buglovian, sarmațian, șisturile cu radiolari din tortonian, sînt considerate ca posibil roci generatoare și intercalațiile pelitice din meoțian,
ponțian, dacian și levantin.

Toate intercalațiile pelitice din formațiunile geologice în care au fost puse în evidență zăcăminte de hidrocarburi, în Depresiunea Getică, sînt considerate ca roci generatoare de hidrocarburi.

In concepția nouă însă se admite de majoritatea geologilor prezența rocilor generatoare în toate formațiunile geologice în care sînt zăcăminte, respectiv se admite autohtonia zăcămintelor din depozitele sedimentare. Aceasta conduce, în general, la prezența numai a formațiunilor petrolifere și nu și a seriilor petrolifere (care s-au format în urma unor procese de migrație, ele fiind lipsite de roci generatoare, cum de altfel pînă în ultimii ani se admitea, în special pentru zăcămintele din pliocen).

3.2. MIGRAȚI PETROLULUI Șl A GAZELOR

Majoritatea ipotezelor referitoare la formarea zăcămintelor de hidrocarburi atribuie un rol important migrației petrolului și gazelor, definită ca procesul de deplasare a hidrocarburilor din roca generatoare în care s-au format pînă în rezervoarele naturale unde se acumulează și formează zăcăminte. Divergențele care există între unele ipoteze se referă la originea rocilor mamă, la existența unei migrații a hidrocarburilor în interiorul rezervoarelor și la cauzele care determină acest proces de deplasare.

Concepția privind existența unui proces de migrație a hidrocarburilor se bazează pe observații asupra ivirilor naturale, care de altfel reprezintă faza finală a acestuia și duce la degradarea zăcămintelor. Cunoașterea procesului de migrație a hidrocarburilor impune, în primul rînd, cunoașterea factorilor datorită cărora are loc acest proces.

3.2.1. FACTORII MIGRAȚIEI

Greutatea sedimentelor. Datorită greutății sedimentelor, rocile se compactizează și, ca urmare, fluidele din porii rocilor caută să se deplaseze și acest proces începe încă din faza de sedimentare și se continuă și după ce sedimentele s-au transformat în rocă. încă din faza lui de formare, mîlul bituminos este stors și componenții fluizi din acesta caută să se deplaseze spre periferia bazinului, unde atit greutatea sedimentelor, cît și presiunea sînt mai mici.

32

Creșterea temperaturii. Datorită scufundării bazinului, ca urmare a greutății sedimentelor, are loc o creștere a temperaturii care produce o dilatare atît a rocilor cît și a gazelor, petrolului și a apei conținute în acestea. Fluidele, dilatîndu-se mai mult decît rocile, tind să se deplaseze spre regiuni cu temperaturi mai joase. Petrolul, datorită temperaturilor mari, poate să treacă în stare gazoasă, iar la circa 400°C să treacă în stare de va- pori și astfel el poate migra mai ușor, ajungînd în scoarță la nivele superioare unde se condensează. Datorită temperaturilor înalte, presiunea crește, atracția capilară descrește, viscozitatea se micșorează și petrolul
poate migra și în stare lichidă, spre regiuni cu presiuni mai mici.

Acțiunea apelor de circulație. Datorită forțelor orogenice are loc atît cutarea stratelor, cît și deplasarea apelor subterane din regiunile de sinclinal spre flancurile cutelor anticlinale sau bolțile acestora și care, în mișcările lor, antrenează și hidrocarburile. în anumite condiții de tem-
peratură și presiune, apa poate dizolva o cantitate mai mare sau mai mică de hidrocarburi pe care le poate transporta în soluție.

La temperaturi mai joase apa eliberează din nou hidrocarburile, care se separă după greutățile lor specifice și plutesc deasupra apei, formînd picături mari, care, prin contopire, dau naștere la mase de petrol și gaze și acestea, sub presiunea apei, pot fi împinse și dacă în drumul lor întîlnesc o capcană se poate forma o acumulare de petrol și de gaze.

Munn, Rich și alți geologi au căutat să demonstreze rolul exclusiv al factorului hidraulic în deplasarea hidrocarburilor. în realitate acesta este însoțit de factorul gravitațional, care determină separarea și flotarea petrolului și a gazelor deasupra apei, după greutatea lor specifică.

Factorul gravitațional nu poate fi însă considerat ca un factor unic al migrației, numai dacă deplasarea hidrocarburilor se face într-un rezervor lipsit de apă și, în acest caz, în virtutea greutății lor specifice, petrolul ocupă flancurile cutei anticlinale, iar gazele, bolțile acesteia, dar astfel de cazuri sînt mai rare. Deplasării gazelor și petrolului sub acțiunea gravitației i se opune forța de frecare și aceea a atracției capilare, în cazul cînd mișcarea se face sub formă de picături izolate. Forța de frecare este neînsemnată în cazul unor viteze de deplasare mici și poate fi neglijată.
Atracția capilară este cu atît mai mare cu cît porii rocilor sînt mai mici. Deci, migrația liberă este condiționată de factorul hidraulic, separarea, de factorul gravitațional, iar forța de frecare și atracția capilară nu fac decît să însoțească atît mișcarea fluidelor, cît și redistribuirea lor în cuprinsul rezervoarelor naturale. Datorită deplasării apelor în rezervoarele naturale,
zăcămintele de hidrocarburi pot fi deformate sau chiar deplasate în direcția curgerii apelor, funcție de panta hidraulică. în cazul unei pante hidraulice slabe are loc numai o slabă înclinare a suprafeței contactului apă-petrol, pentru ca în cazul unei pante hidraulice accentuate, să aibă
loc atît înclinarea suprafeței contactului apă-petrol cît și deplasarea parțială a acumulărilor de petrol. Cînd panta hidraulică este mare are loc deplasarea suprafeței contactului gaze-apă și deplasarea petrolului și acumularea lui pe flanc, în legătură cu o deformare structurală a rezervorului, care servește drept capcană.

Efectele curgerii apelor în rezervoarele naturale sînt totdeauna prezente în zăcămintele legate de capcane structurale cu înclinări mici (fig. 2).

3 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

33

Gaze

na/ural _. Apă

Rezervor
naiural

Fig. 2. Efectele deplasării apelor în rezervoarele naturale:

a — în cazul unei pante hidraulice slabe; b — în cazul unei pante hi-
draulice accentuate; c — în cazul unei pante hidraulice mari.

In cazul unui rezervor uniform permeabil, care se prezintă sub forma unui monoclin ondulat în trepte antticlinale de altitudini crescînde, care se succedă din centrul bazinului către marginile acestuia, și deplasarea apei împreună cu gazele și petrolul se face în sus pe înclinarea stratelor, este
posibilă acumularea diferențiată a gazelor și a petrolului în aceste cap- cane, în acest caz, gazele și petrolul se pot acumula în capcanele profun- de, care sînt primele întîlnite sau în capcanele intermediare, ca poziție structurală, iar în capcanele cele mai ridicate structural să fie reținută
numai apa (fig. 3).

W. C. Gussow (1954) a explicat această acumulare diferențiată ca urmare a unui proces de migratie lentă a fluidelor din centrul bazinului spre bordura lui, în care are loc separarea gravitațională a gazelor în capcana situată spre centrul bazinului și, după ce acesta a fost saturat cu gaze. În următoarea capcană se separă petrolul și gazele care au mai rămas, apoi numai petrol, iar în ultimele ajunge numai apa. In figura 3 se prezintă trei stadii succesive ale acumulării diferențiate a petrolului și gazelor. Această acumulare diferențiată care contravine regulei de repartizare a
hidrocarburilor conform teoriei anticlinale, are importanță în explorări prin faptul că acestea nu trebuie limitate numai la capcanele ridicate structural și fiind necesară cercetarea prin foraje și a capcanelor profunde. Acestei teorii i se aduce critica în sensul că, apa prezentă în cap-
canele cele mai ridicate structural și-ar avea originea în apele meteorice.

3.2.2. CAILE DE MIGRATIE

Fig. 3. Acumularea diferențiată a țițeiului

și a gazelor (W. C. Gussow 1954):

1 — gaze; 3 — petrol; 3 — apă.

Căile de migratie a petrolului și gazelor în scoarța terestră sînt porii și fisurile din roci, zonele de
fisuri ce apar în rocile compacte din bolțile cutelor anticlinale,zonele de zdrobire ce apar datorită fracturilor,suprafețele de discordanță, faliile și fracturile.

In cazul migrației prin porii rocilor se pot deosebi două cazuri:

34

migrația prin porii subcapilari (cazul rocilor fine, pelitice, greu permeabile), care are loc prin difuziune moleculară sau capilară;

migrația prin porii supracapilari (cazul rocilor ușor permeabile), care are loc liber, nleexistînd forțe capilare care să se opună mișcării.

Migrația este mai ușoară prin fisurile rocilor, care în general formează spații supracapilare. în fisurile unor roci se cunosc depuneri de asfalt, smoală sau ozocherită, ceea ce dovedește migrația prin fisuri. Fracturile și faliile care de regulă sînt însoțite de o rețea de fisuri, care ușurează deplasarea hidrocarburilor, sînt căi foarte bune în migrație. Faliile, cînd sînt etanșe, pot împiedica migrația hidrocarburilor.

Migrația în afara rezervorului natural începe încă din faza de depunere si acumulare a sedimentelor și se continuă în mîlul bituminos și în sedimentele fine ce acoperă acest mîl, pe direcțiile de cea mai slabă rezistență. Migrația în afara rezervorului, prin rocile pelitice, se face prin difuziune moleculară și capilară. în procesul de migrație în afara rezervorului se produc și transformări în compoziția hidrocarburilor, datorită fracționării fizico-mecanice; hidrocarburile mai grele formează acumulări în partea inferioară a seriilor petrolifere, iar hidrocarburile mai ușoare formează acumulări în partea superioară a acestor serii.

Migrația hidrocarburilor în interiorul rezervorului natural se face datorită factorului hidraulic, iar separarea lor în interiorul capcanei se face gravitațional.

In rezervoarele cu permeabilitate mare, separarea se face datorită factorului gravitațional, spre deosebire de rezervoarele puțin permeabile, unde, din cauza permeabilității diferite, separația fluidului se face sub acțiunea forțelor capilare. Apa se concentrează în părțile greu permeabile ale rezervorului.

3.2.3. STAREA FIZICA A HIDROCARBURILOR IN TIMPUL MIGRAȚIE!

In timpul migrației, hidrocarburile se pot deplasa sub mai multe forme:

petrol cu gaze în soluție;

vapori. Hidrocarburile în stare de vapori migrează prin difuziune prin porii fini ai rocilor nesaturați cu apă și, ridieîndu-se la nivele superioare în scoarța terestră, ajung la zone cu presiuni mai mici, unde se condensează;

molecule sau pelicule moleculare, cînd hidrocarburile se pot deplasa.In masa apei din roci sau a rocilor prin difuziune. Peliculele de petrol pot înveli peliculele de apă' și migrează împreună prin fisurile sau porii rocilor;

emulsii, deplasare ce poate avea loc atît timp cît tensiunile superficiale ale componentelor respective sînt apropiate ca să poată forma emulsii la temperaturi ridicate. Atît în interiorul cît și în afara rezervorului, în procesul de migrație, emulsiile se pot desface, iar gazele, petrolul și apa se acumulează în strate diferite, dînd naștere la acumulări separate de apă, petrol și gaze sau la amestecuri ale acestora.

In procesul de migrație pot avea loc modificări în compoziția petrolului datorită atît unor procese fizice de filtrare, cît și unor procese chimice, cauzate de acțiunea rocilor prin care filtrează. In cazul unui proces de filtrare prin roci greu permeabile are loc o fracționare fizică a petrolului, datorită reținerii de către mineralele argiloase a fracțiunilor grele, care se acumulează în orizonturile inferioare, spre deosebire de fracțiunile mai ușoare, care, deplasîndu-se mai repede, se acumulează în orizonturile superioare ale profilului lito stratigrafic al unui zăcămînt. Un exemplu clasic de fracționare, citat într-o serie de lucrări de specialitate, se cunoaște în helvețianul structurii Tescani, din Zona Miocenă clin Moldova, unde de la 900 m adîncime în jos, țițeiul are culoarea neagră și o greutate specifică mare, pentru ca între 900 și 1 000 m adîncime, țițeiul să fie de culoare brun-verzuie, iar greutatea specifică crește cu adîncimea, în schimb de la suprafață pînă la 100 m adîncime, țițeiul are o greutate specifică mai mică, are culoare glben-deschis și este benzinos.

De asemenea, compoziția petrolului se poate schimba și după punerea lui în loc, în urma unor procese chimice legate de reacția de. polimerizare, de hidrogenare și de desulfurare a apelor de zăcămînt. Predominarea parafinelor — hidrocarburi mai bogate în hidrogen — în tițeiurile cantonate în formațiuni geologice vechi (paleozoice), s-ar explica prin existența unui proces de hidrogenare determinat de unele procese radioactive și se deosebesc de tițeiurile din formațiunile mezozoice și neozoice unde parafinele sînt în procente mai scăzute.

Datorită reacției de desulfurare, în care intervin bacteriile anaerobe, tițeiurile mai ușoare, prin oxidare, devin mai grele. Unele procese fizice (filtrarea) și unele procese chimice (desulfurarea) au tendința să îmbogățească tițeiurile cantonate în formațiuni mai vechi și la adîncimi mari, în hidrocarburi mai grele, spre deosebire de alte procese chimice, ca hidrogenarea, care îmbogățesc tițeiurile în hidrocarburi mai ușoare.

3.2.4. FORMELE DE MIȘCARE A HIDROCARBURILOR ÎN PROCESUL DE MIGRAȚIE

După formele de mișcare a hidrocarburilor, migrația poate fi prin difuziune moleculară, capilară și liberă și în cele ce urmează se face caracterizarea acestor forme.

Criterii de clasificare a proceselor de migrație a hidrocarburilor.

In vederea unui studiu sistematic al proceselor de migrație a hidrocarburilor, s-a pus oportunitatea unei clasificări a materialelor cunoscute în legătură cu această problemă. Dintre cele mai cunoscute clasificări se menționează cele întocmite de K. Krejci Graf (1933), V. I. Illing (1933), F. Lehy (1936), R. Zuber (1937), „Asociația americană a geologilor petroliști" (1938) și I. O. Brod (1947). Ultimul a elaborat o clasificare pe următoarele criterii:

1) forma de mișcare și scara la care se face deplasarea fluidelor (tab. 4);

Tabelul 4

Clasificarea proceselor de migrație după scara migrației, funcție de factorii structurali și stratigrafie! locali și regionali

2) complexul rocilor în care se face deplasarea, căile și direcția mișcării fluidelor (tab. 5).

Spre deosebire de celelalte clasificări ale proceselor de migrație, clasificarea întocmită de I. O. Brod are avantajul că folosește termeni adecvați acestor procese. Această clasificare poate servi ca material de bază pentru studiu și comparația proceselor de migrație a hidrocarburilor, în vederea, pe cît posibil, a cunoașterii fenomenelor care au condus la formarea fiecărui zăcămînt, cercetat în parte.

Tabelul 5

Clasificarea proceselor de migrație după căile și direcția mișcării

3.3. ROCI REZERVOR (MAGAZIN)

Rocile care pot să înmagazineze cantități însemnate de hidrocarburi și pe care, cel puțin în parte, le pot ceda, se numesc roci rezervor, magazin sau colectoare.

Capacitatea de înmagazinare a acestor roci depinde de caracterele fizico-geologice ale lor, exprimate prin coeficienți de porozitate, de permeabilitate, de saturație. Gradul de saturație cu gaze, petrol sau apă, este condiționat de porozitate și de permeabilitate. Caracterele fizico-geologice ale rocilor formează obiectul de studiu al displinei „Fizico-chimia zăcămintelor de hidrocarburi", astfel că în cele ce urmează se vor prezenta, în special, tipuri de roci rezervor. Legat de porozitate, se reamintește că orice
rocă sedimentară elastică prezintă pori, chiar marnele și argilele au un volum total de spații goale, chiar mai mare decît al nisipurilor și pietrișurilor, în unele cazuri. Rocile compacte, cînd sînt fisurate sau cînd prezintă cavități pot îndeplini rolul de rocă rezervor.

Funcția de rocă rezervor este condiționată de posibilitatea de circulație a fluidelor în masa rocii și nu orice rocă cu un volum mare de pori poate avea această funcție; ea depinde de diametrul porilor care pot fi principali (singenetici) sau secundari (epigenetici).

Porii principali (singenetici) sînt formați odată cu roca și sînt reprezentați prin spațiile dintre granulele de nisip, de intervalele dintre planele de stratificație sau în cazul rocilor eruptive, de golurile care au rezultat în urma eliberării gazelor.

Porii secundari (epigenetici) apar după ce roca s-a format și ei pot fi reprezentați prin caverne, fisuri, ce au rezultat datorită acțiunii apelor de circulație, cristalizării, mișcărilor tectonice, eroziunii sau contracției rocilor.

Ca exemple tipice de roci rezervor se menționează nisipurile și gresiile mai slab cimentate și, mai rar, microconglomeratele, conglomeratele și pietrișurile. Calcarele și dolomitele, cînd sînt fisurate, vacuolare, au porozitate și permeabilitate mari și, uneori, în roca respectivă se formează zone de mare porozitate și permeabilitate. Nisipurile bine sortate au porozități mai mari față de cele nesortate.

Porozitatea variază în afară de structură și în funcție de gradul de cimentare și compactizare, după cum reiese din cele ce urmează:

roci eruptive 0,05—1,30%;

șisturi marnoase și argiloase 0,50—1,50%;

calcare și dolomite 0,50—33,0%;

nisipuri 1,2—50o/0;

gresii 3,5—29,0%;

argile și marne circa 8%;

nisipuri din dacian (R.S.R.) circa 35%;

nisipuri din moțian (R.S.R.) circa 25%;

Dar, nu orice rocă care are un volum mare de pori poate fi rocă rezervor, ea trebuie să fie și permeabilă. Permeabilitatea rocilor rezervor variază în limite foarte mari, după cum urmează: roci cu permeabilitate foarte bună (100—1 000 mD), cu permeabilitate bună (10—100 m D), cu permeabilitate slabă (1—10 m D).

Valorile porozității și permeabilității rocilor magazin pot fi mărite datorită recristalizării, dizolvării cimentului, brecifierii sau pot fi micșorate datorită cimentării și compactizării. Permeabilitatea perpendiculară pe stratificație este mai mică, iar paralelă cu stratificația este mai mare. Permeabilitatea se poate micșora și în funcție de natura fluidului care curge prin strat, ca, de exemplu, în cazul gazelor, ca urmare a fenomenului de absorbție în spațiile dintre granulele rocii. în cazul țițeiului are loc o micșorare a permeabilității, datorită depunerii hidrocarburilor grele sub formă de corpuri solide, iar apa pură poate hidrata rocile politice din roca rezervor, contribuind astfel la micșorarea permeabilității. Saturația în țiței scade în rocile rezervor cu granule nesortate și cu un conținut de argile.

Exemple de roci rezervor din unitățile structurale din țara noastră, în
care sînt zăcăminte de hidrocarburi:

Subzona Externă a Flișului paleogen din Moldova: gresia de Lucăcești, gresia de Kliwa, gresia de Kliwa din orizontul de tranziție, din orizontul Suprakliwa, ca și intercalațiile de gresie de Kliwa din orizontul marnelor albe bituminoase, al menilitelor inferioare și superioare și al disodilelor inferioare și superioare, din oligocen, gresia de Tarcăn din eocen, gresiile din sarmațianul Bazinului Comănești.

Zona Flișului din Muntenia: în eocenul Pintenului de Homorîciu, gresia de Tarcău și tot gresii în eocenul Pintenului de Văleni, în oligocen, în Pintenul de Homorîciu, gresia de Fusaru, iar în pintenJul de Văleni, gresia de Kliwa inferioară și superioară; nisipurile și gresiile lenticulare din stratele de Podul Morii.

Zona Miocenă din Moldova: gresia de Kliwa din oligocen, nisipuri și gresii în helvețian (stratele de Tescani), nisipuri și gresii în buglovian (stratele de Andreiașu), nisipuri și gresii în sarmațian.

Zona Cutelor Diapire: pe structurile din partea de nord, la contactul cu
Pintenul de Văleni, rezervoarele sînt formate din nisipuri și gresii (meo-
țian, helvețian și oligocen), în Zona Cutelor Diapire propriu-zisă, în hel-
vețian, buglovian, sarmațian, meoțian, dacian și levantin, din nisipuri și
gresii; nisipuri și nisipuri marnoase în ponțian, microconglomerate în sar-
mațian (Boldești), nisipuri grosiere în levantin.

Depresiunea Getică: gresii în eocen și oligocen, nisipuri grosiere și mi-
croglomerate în burdigalian, nisipuri și gresii conglomeratice în helvețian,
nisipuri și gresii în tortonian, nisipuri, nisipuri grosiere și gresii în sarma-
țian și nisipuri și gresii în meoțian.

Bazinul Panonian: zonele alterate ale fundamentului cristalin, conglo-
meratele și gresiile din helvețian și tortonian, pietrișurile, gresiile și nisi-
purile din pliocen.

Bazinul Maramureșidui: gresia de Borșa.

Bazinul Transilvaniei: nisipuri, nisipuri marnoase, marne nisipoase și
gresii în tortonian, buglovian, sarmațian și, uneori, și în panonian.

Platforma Moldovenească: gresii în tortonian, nisipuri în buglovian și
nisipuri și gresii în sarmațian.

Depresiunea Bîrladului: calcare în triasic, gresii în jurasic (dogger) și
gresii și nisipuri în sarmațian.

Promontoriul Nord-Dobrogean: gresii în paleozoic, gresii și nisipuri în
tortonian, sarmațian și meoțian.

Platforma Moesică: calcare fisurate și poroase în devonian, conglome-
rate, gresii în permo-triasic inferior, gresii silicioase în triasicul inferior,
dolomite, dolomite microgranulare, gresii dolomitice în triasicul mediu,
calcare, dolomite, gresii în triasicul superior, gresii, nisipuri în liasic-dog-
ger, gresii silicioase în dogger, calcare, calcare fisurate, dolomite în
malm-neocomian, calcare microcristaline fisurate, calcare cretoase, cal-
care microcristaline fisurate și vacuolare, gresii glauconitice în neoco-
mian, calcare și marnocalcare fisurate, calcare fisurate, calcare micro-
cristaline, calcare oolitice, grezoase, cretoase, microcristaline fisurate și
vacuolare, pseudoolitice, calcarenite, gresii glauconitice în cretacicul in-
ferior; calcare în apțian, calcare fisurate, grezoase, pseudoolitice, gresii
marnoase, gresii silicioase, calcaroase, glauconitice, nisipuri, nisipuri glau-
conitice în albian; calcare cretoase în tortonian, gresii calcaroase, nisi-
puri, nisipuri marnoase, marne grezoase, calcare cretoase, calcare gre-
zoase, calcare microcristaline în sarmațian. Gresii, nisipuri, nisipuri
marnoase, gresii oolitice în meoțian; nisipuri, marne nisipoase și marne
grezoase în ponțian și nisipuri în dacian.

După cum reiese din cele de mai sus, chiar pentru un același tip de
rezervor granular sau carbonatat sînt mai multe varietăți de roci. Rocile
rezervor formează rezervoare care pot avea forma de strate, de unde și
denumirea acestora de rezervoare stratiforme, delimitate în acoperiș și
culcuș de roci impermeabile. Aceste rezervoare, din punct de vedere lito-
logic, în general, sînt omogene. De asemenea, rezervoarele se pot prezenta
ca formațiuni de roci masive, formate de cele mai multe ori din calcare
vacuolare, fisurate sau din nisipuri sau gresii și a căror grosime este mare
în raport cu întinderea și au în acoperiș roci impermeabile, iar în culcuș,
apă tabulară. Aceste rezervoare, din punct de vedere litologic, pot fi omo-
gene și neomogene. Rezervoarele pot fi și sub formă de lentile de roci po-
rospermeabile delimitate din toate părțile de roci impermeabile sau de
roci slab acvifere sau parțial de roci impermeabile, parțial de roci sub-

40

acvifere. Aceste rezervoare pot avea și forme neregulate, ca zone fisurate,
în roci compacte și delimitate din toate părțile de roci compacte sau fin
fisurate, cu apă.

3.4. ROCI FROTECTOARE

Rocile protectoare sînt rocile care au rolul de a proteja zăcămintele de
hidrocarburi de degradare. Ele sînt impermeabile, suficient de groase,
plastice și rezistente la deformări.

Aceste roci închid rezervoarele în mod diferit, funcție de tipul aces-
tora, în cazul rezervoarelor stratîforme boltite, închiderea lor de către
rocile protectoare are loc atît în acoperișul, cît și culcușul (patul) acestora,
iar în cazul rezervoarelor ecranate închiderea lor are loc pe suprafețele
de discontinuitate tectonică, stratigrafică sau litologică, spre deosebire de
rezervoarele delimitate litologic, care sînt închise de jur împrejur.

Ca exemple tipice de roci protectoare se cunosc argilele și marnele, în
special argilele hidrolizate, șisturile argiloase, silicioase, gresiile și calca-
rele compacte, lipsite de fisuri și întîlnite pe întinderi mari. Depozitele
halogene, prin sare, anhidrit, gips, de grosimi și întinderi suficient de mari
pot fi, de asemenea, roci protectoare pentru acumulările de hidrocarburi.

Uneori stratele productive sînt erodate și petrolul din zona de aflori-
ment se asfaltizează, formîndu-se un dop de asfalt care are rol de rocă
protectoare pentru zăcămîntul de petrol cantonat în aceleași strate, dar
situate mai jos structural.

în țara noastră, rocile protectoare, în general, sînt reprezentate prin
argile și marne, miocenul cu sare sau printr-un dop de asfalt, cum este ca-
zul zăcămintelor de petrol din oligocenul structurii Solonț.

De asemenea, datorită rocilor protectoare, o formațiune geologică în
care sînt cantonate zăcăminte de hidrocarburi poate fi împărțită pe com-
plexe, iar acestea, pe orizonturi sau straturi. Intercalațiile de roci protec-
toare, groase de 4—5 m pot să realizeze o izolare etanșă a stratelor pro-
ductive, cu presiuni diferite și dau posibilitatea unei exploatări separate și
selective. Intercalațiile de roci impermeabile dintre complexe și, uneori,
chiar cele dintre straturile acestora, dau posibilitatea unor corelări a dia-
grafiilor profilelor sondelor pe întinderi mari, respectiv dau posibilitatea
punerii în evidență, destul de ușor, a unor obiective de exploatare.

3.5. CAPCANE

Cea de a cincea condiție pentru formarea zăcămintelor de petrol și de
gaze este impusă de existența unui aranjament tectonic, stratigrafie sau
litologic în care sînt prinse hidrocarburile într-un echilibru stabil, de unde
și numele acestui aranjament de capcană.

Factorii tectonici (structurali), stratigrafici și litologici, în general, ac-
ționează simultan și influența predominantă, în timp, a unuia dintre aceș-
tia, determină tipul capcanei. Influențele factorilor orogenetici și epiro-
genetici în formarea capcanelor sînt sintetizate în tabelul 6.

41

Tabelul 6

Influența factorilor orogenetici și epirogcnctici in formarea capcanelor

Capcanele litologice pot fi singetice sau epigenetice. Primele pot să se
formeze în timpul acumulării depozitelor sedimentare, ca urmare a varia-
țiilor de facies. Capcanele epigenetice se formează în timpul transformării
depozitelor sedimentare în rocă, datorită diagenezei.

4. FACTORII Șl SEMNELE DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELOR
DE PETROL Șl GAZE

4.1. FACTORII DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELOR DE PETROL Șl GAZE

Formarea ca, de altfel, și degradarea zăcămintelor de petrol și gaze nu sînt, de cele mai multe ori, decît rezultatele unor procese de migrație a hidrocarburilor în scoarța terestră. Cînd în scoarța terestră are loc o circulație intensă a apelor, procesele de migrație a hidrocarburilor pot duce
chiar la o distrugere a zăcămintelor, dacă învelișul protector a fost erodat. Spre deosebire de petrol, gazele sînt deplasate mult mai greu, aceasta datorită densității lor care este mult mai mică. Gazele sînt antrenate de apă numai în cazul cînd sînt dizolvate în aceasta.

Din cele cunoscute pînă în prezent, se consideră că factorii care duc la degradarea zăcămintelor de hidrocarburi pot fi: mecanici, geochimici, biochimici și industriali.

Factorii mecanici. Acești factori sînt rezultatul acțiunilor forțelor orogenice și epirogenice care pot, în anumite condiții, să provoace distrugerea aranjamentelor structurale în care sînt cantonate zăcămintele de hidrocarburi. Formațiunile geologice cutate și exondate ajungînd la suprafață sînt supuse unor procese de eroziune care, uneori, pot fi atît de mari încît, în afară de învelișul protector al zăcămintelor, sînt erodate și rocile rezervor și chiar rocile generatoare de hidrocarburi, în parte. Un astfel de exemplu de distrugere a zăcămintelor este cunoscut în țara noastră, în
partea de nord a subzonei interne a flișului din Moldova, unde eroziunea a ajuns pînă la șisturile negre bituminoase, considerate ca roci generatoare de hidrocarburi. în unele cazuri datorită forțelor epirogenice, zăcămintele pot ajunge pînă la adîncimi mari, unde, la temperaturi mari, sînt supuse metamorfismului și sînt distruse.

Factorii mecanici s-au manifestat în special în regiunile cutate vechi și sînt în curs de dezvoltare în regiunile mai tinere.

Spre deosebire de regiunile cutate, în regiunile de platformă, din cauza lipsei, în general, a aflorimentelor, a accidentelor tectonice de mare anvengură, care sînt rare și înclinărilor mici ale stratelor, care fac ca deplasarea apelor subterane să fie lentă, procesele de distrugere ale zăcămintelor sînt încetinite. în aceste regiuni, zăcămintele de hidrocarburi sînt bine conservate, ceea ce a dat posibilitatea existenței acestora din cambrian pînă în depozitele sedimentare tinere.

Factorii geochimici. Datorită acțiunilor sulfaților din apele de circulație
subterane, zăcămintele de hidrocarburi pot fi distruse. Țițeiul din diferitele orizonturi ale unui zăcămînt, alimentat de aceeași sursă, poate diferi din punctul de vedere al compoziției chimice și al greutății specifice. Sînt structuri ale căror orizonturi superioare conțin un țiței cu o greutate specifică mare și în care sînt compuși ai sulfului, iar orizonturile inferioare conțin un țiței ușor, respectiv au o greutate specifică mică. Dacă procesele de oxidare a hidrocarburilor au loc la limita dintre petrol și apă, este posibil ca, în timp, zona de petrol cuprinsă între apă și capul de gaze să fie distrusă sau mult micșorată și, uneori, întreruptă datorită unui proces de degradare datorat sulfaților din zăcămîntul de petrol.

Factorii biochimici. în procesele chimice de degradare a zăcămintelor de petrol intervin și bacteriile anaerobe desulfurante, care dau naștere la procese ce duc la asfaltizarea petrolului.

Factorii industriali ai degradării zăcămintelor sînt determinați de erori tehnice ce pot avea loc atît în forajul sondelor cît și în exploatarea zăcămintelor de hidrocarburi. In timpul forajului sondelor, dintre erorile ce pot apărea și care pot duce la degradarea prematură a zăcămintelor se menționează:

— blocarea stratelor productive datorită folosirii unor fluide de foraj neadecvate sau unor imperfecțiuni în cimentarea coloanelor, ceea ce poate duce la inundarea prematură a unor orizonturi productive.

In exploatarea zăcămintelor pot avea loc erori care să ducă la degradarea prematură a zăcămintelor, datorită perforării eronate a unui interval, în sensul că s-a luat în considerare, în intervalul fixat și porțiuni din stratele inundate și stratele cu gaze, adiacente.

In cazul cînd au loc adiționări de strate cu presiuni foarte diferite, țițeiul din stratul cu presiune mare invadează stratul cu presiune mică.

Degradarea zăcămintelor are loc, uneori, și datorită exploatării stratelor cu rație gaze-țiței foarte mare și a stratelor din cupola de gaze a unui zăcămînt de petrol.

4.2. SEMNELE DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELOR DE PETROL Șl GAZE

Semnele degradării zăcămintelor de hidrocarburi pot fi active și în acest caz denumite indici activi sau pot fi inactive, și se numesc indici fosili de degradare. Indicii activi arată că procesul de degradare a zăcămintelor are loc și în prezent și aceste semne (indici) se pot repeta, spre deosebire de indicii inactivi a căror activitate nu se reînnoiește, ea a avut loc în trecut și a lăsat semne la suprafața scoarței terestre.

Cunoașterea acestor semne (indici) la suprafața scoarței terestre poate pune problema cercetării zăcămintelor de hidrocarburi din adîncime, în vederea stabilirii unei legături a acestora cu semnele de la suprafață. În cazul cînd nu este o comunicație între zăcămîntul din adîncime, și semnele de la suprafață datorită, de exemplu, unei falii etanșe care separă mare parte din zăcămînt, pot avea loc activități de explorare sau de exploatare. Toate semnele de degradare sînt luate în considerare în lucrările de prospecțiuni și explorare și interpretate cît mai corect posibil în ceea ce privește legătura lor cu zăcămintele din adîncime și, respectiv, perspectivele subsolului suprafeței cercetate.

Inidicii activi de degradare sînt: emanațiile de gaze, vulcanii noroioși, ivirile de țiței.

Emanațiile de gaze, reprezentate, în general, prin metan, se manifestă la suprafața scoarței terestre fie violent, cînd gazele filtrează cu intermitență prin fisuri sau falii, fie lent, cînd filtrează prin porii rocilor. în afară de metan, cînd provin din zăcămintele de petrol, gazele conțin în cantități mici și hidrocarburi superioare. Gazele pot ieși și de sub apă, manifestîndu-se sub formă de bule și, în acest caz, metanul provine din putrezirea unor substanțe organice, pe fundul mlaștinilor și este cunoscut sub numele de „gaz de baltă", fără însă să fie un semn de degradare. Locurile unde apar emanațiile de gaze sînt lipsite de vegetale, iar emanațiile sînt cunoscute sub numele de „focuri nestinse*' sau „focurii vii". în țara noastră se cunosc focuri nestinse la Lopătari, pe "Valea Slănicului de Buzău, la Andreiașu, pe Valea Milcovului, la Hîrja, pe Valea Oituzului. Manifestări puternice de gaze se cunosc în Iran, Irak, în sud-estul Turciei și în regiunea Mării Caspice.

Vulcanii noroioși se formează, în general, de-a lungul faliilor, liniilor de încălecare sau axelor cutelor anticlinale, cînd gazele din adîncime se află sub un nivel hidrostatic și în mișcarea lor ascensională antrenează apa care înmoaie rocile pelitice ce ajung la suprafețe sub forma unui noroi de foraj. La suprafață gazele se eliberează iar materialul adus se depune sub forma unor conuri în jurul craterului format, de unde, prin asemănare cu vulcanii și numele de vulcani noroioși dat acestor aglomerări de material ce seamănă cu fluidul de foraj. Conurile acestor vulcani pot avea înălțimi de la cîțiva centimetri pînă la peste 700 m (Peninsula Apșeron —
LT.R.S.S.). în țara noastră se cunosc vulcani noroioși la Pîcle (Buzău). Studiul materialului adus la suprafață prezintă interes deoarece dă informații asupra formațiunilor geologice atinse de degradare. Faptul că în unele regiuni unde apar vulcani noroioși sînt și zăcăminte de hidrocarburi, cum este cazul și la noi în țară (zona Pîcle), se explică prin aceea că structurile
respective sînt formate din mai multe blocuri separate de falii etanșe astfel că zăcămintele sînt conservate, nefiind afectate de degradare.

Ivirile de țiței. Aceste iviri apar fie în legătură cu faliile sau cu liniile de încălecare, fie cu zonele de fisuri, cum este cazul unora dintre aceste zone situate în bolțile cutelor anticlinale. Aceste iviri au debite, în general, foarte mici, dar se cunosc în America de Nord iviri care au debite de sute de litri pe zi.

Țițeiurile parafinoase se cunosc unieori și după irizațiile pe care le formează cu apa. Irizațiile formate de țițeiurile parafinoase se caracterizează prin aceea că lovite, ele se desfac în fîșii cu marginile rotunde, spre deosebire de irizațiile produse de humații ferici, care se întîlnesc în
ochiurile de apă de prin păduri și care lovite, se desfac în fragmente colțuroase.

Indicii inactivi, fosili, de degradare sînt: ivirile de asfalt și de ozocherita.

Asfaltul provine din oxidarea țițeiurilor naftenice și cînd ivirile de tițeiuri naftenice sînt mari și condițiile topografice permit, se formează adevărate lacuri de asfalt (Lacul Sahalin — U.R.S.S., Lacul Brea — Insula Trinidad). Se cunosc impregnații de asfalt în nisipuri, gresii și cal-
care care fac obiectul unor exploatări, cum sînt zăcămintele de asfalt în calcare la Val de Travers (Elveția) și la Seyssel (Franța), iar la noi în țară sunt zăcăminte de asfalt în nisipurile și gresiile pliocene la Matița (Prahova) și Derna (Bihor).

Ozocherita și alte parafine fosile se formează prin degradarea țițeiurilor parafinoase. Apariții de ozocherita la noi în țară se cunosc pe Pîrîul lui Tudorache, afluent al Văii Slănic-Moldova. Importante zăcăminte de ozocherite se cunosc în U.R.S.S. la Starunia și Boryslaw, precum și în S.U.A., in Pensylvania.

In afară de indici activi și fosili mai sînt și indici indirecți de degradare și anume: izvoarele de ape sărate și izvoarele de ape sulfuroase.

Izvoarele de apă sărate, spre deosebire de celelalte ape sărate, conțin iod, brom și acizi naftenici. Izvoarele de ape sulfuroase își au originea în oxidarea sulfurilor din roci sau provin în urma reducerii sulfaților sub acțiunea hidrocarburilor. Hidrogenul sulfurat rezultat este luat în soluție de apele de circulație care alimentează izvoarele sulfuroase de la suprafață. Prezența hidrocarburilor în acest proces indică legătura izvoarelor sulfuroase cu procesele de distrugere a hidrocarburilor, fie ele diseminate sau acumulate în roci.

5. LEGILE GEOLOGICE ALE ACUMULĂRII PETROLULUI Șl GAZELOR NATURALE.

BAZINELE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE

Problema legilor care guvernează răspîndirea zăcămintelor de petrol și gaze în scoarța terestră a format și formează o preocupare a geologilor petroliști. Ca urmare a acestei preocupări a apărut și necesitatea raionării teritoriilor scoarței terestre în subsolul cărora au fost descoperite sau sînt probabile sau posibile zăcăminte de petrol și de gaze.

Zăcămintele de petrol și de gaze sînt situate în subsolul acelor regiuni din scoarța terestră care au funcționat, un timp geologic destul de îndelungat, ca depresiuni. Pentru formarea, acumularea și conservarea petrolului și a gazelor, condiția fundamentală este scufundarea prelungită a regiunii în care a avut loc o astfel de acumulare, regiune în care tendința de scufundare și îngropare a sedimentelor predomina atît în timpul mișcărilor de oscilații mici, cit și în timpul mișcărilor de mare anvergură ale scoarței. Scufundarea este favorabilă formării hidrocarburilor atîta timp cît zăcămintele nu se vor afla în condiții de temperatură și presiuni înalte, care să distrugă și sa disperseze hidrocarburile.

Incercări de raionare a teritoriilor petrolifere și gazeifere sigure, probabile sau posibile, care au funcționat ca depresiuni, au fost făcute încă din cea de-a doua jumătate a secolului trecut, inițial pe criterii geografice și, ulterior, pe criterii geologice.

In anul 1902 L. Mrazec a demonstrat rațiunea raionării zăcăminte-
lor de hidrocarburi din țara noastră pe criterii geologice. Cunoscîndu-se unele particularități din punct de vedere geologic ale răspîndirii zăcămintelor de hidrocarburi s-au schițat legi după care să se poată considera că a avut loc răspîndirea zăcămintelor în scoarța terestră în legătură cu zonele geotectonice.

Inițial, în raionarea geotectonică a apăru: termenul de provincie petroliferă și gazeijeră ce definea regiunea in subsolul căreia erau zăcăminte. în timp, s-a pus în evidență gruparea constantă a acumulărilor de hidrocarburi în legătură cu zonele structurale sau cu zonele de discordanțe stratigrafice sau de efilare regională a complexelor sedimentare în profilul cărora sînt roci rezervor și a apărut termenul de zonă de acumulare. Răspîndirea zonelor de acumulare în diferite regiuni de scufundare intensă în structura actuală a scoarței a servit drept criteriu pentru a considera acest fel de regiuni drept bazin petrolifer și gazeifer (I. O. Brod, 1953).

Pentru a se putea stabili răspîndirea acumulărilor de petrol și gaze în scoarța terestră este necesar să se cunoască proporția și trăsăturile caracteristice ale bazinelor petrolifere și gazeifere. Răspîndirea constanta în orice bazin a zăcămintelor de hidrocarburi este determinată atît de structura actuală a acestuia, cît și de delimitarea lui geomorfologica.

I. O. Brod a pus la baza clasificării bazinelor petrolifere și gazeifere criterii geotectonice și geomorfologice. Autorul a definit prin bazin petrolifer și gazeifer o regiune închisă do intensă scufundare și de lungi durată a scoarței terestre de care sînt legate zone de acumulare de pe-
trol și gaze. Pe baza criteriilor menționate, toate regiunile închise și scufundate ale scoarței terestre pot fi împărțite în trei grupe principale de bazine.

Din prima grupă fac parte bazinele din depresiunile de platforma, care, din punct de vedere tectonic, sînt legate de acele sectoare ale scoarței terestre care se află în faza de dezvoltare platformică. De cele mai multe ori aceste bazine sînt mărginite de versanții ridicărilor bol-
tite platformice sau de zonele de ridicare, îngropate și dispuse liniar, în unele cazuri, delimitarea bazinului, pe porțiuni relativ mici, este făcută de edificii muntoase preterțiare, nivelate.

In grupa a doua de bazine sînt cuprinse regiunile premuntoase, de scufundare a scoarței terestre și, în acest caz, bazinele sînt mărginite de o parte de- edificii muntoase, respectiv de un versant cutat, iar de cealaltă parte, de un versant de platformă.

In a treia grupă de bazine sînt cuprinse bazinele intramuntoase, variate atît din punctul de vedere al pozițiilor lor geotectonice, cit și din punctul de vedere al dezvoltărilor geologice în timp.

Cunoașterea trăsăturilor caracteristice ale tipurilor de bazine petrolifere și gazeifere trebuie să servească drept criteriu principal în aprecierea perspectivelor petrolifere și gazeifere a teritoriilor scoarței terestre și raionarea acestora pe baza sistematizării datelor geologice să dea posibilitatea cunoașterii legilor care dirijează distribuția zăcămintelor de hidrocarburi, problemă studiată încă din primele stadii ale dezvoltării geologiei petrolului.

5.1. BAZINELE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE DE PLATFORMA

Aceste bazine prezintă o serie de caractere care le deosebesc de celelalte două grupe principale de bazine și anume:

depozitele sedimentare ale acestor bazine, care în general sînt de dimensiuni foarte mari, au înclinări mici, pe întinderi regionale;

din profilul geologic al depozitelor sedimentare, numai o foarte mică parte apare la zi, din care cauză suprafețele de pătrundere a apei de la suprafață, în adîncime, sînt foarte reduse ca dimensiuni;

zăcămintele de hidrocarburi sînt legate genetic de complexele de roci sedimentare formate în stadiul platformic de dezvoltare a sectoarelor considerate ale scoarței terestre;

zăcăminte de hidrocarburi în rocile metamorfice sau cristaline fisurate ale fundamentului platformei pot fi întîlnite numai în cazul cînd gazele și petrolul au migrat în acestea din rocile sedimentare care formează cuvertura fundamentului;

formarea zonelor structurale, caracterizate, în general, de cute largi sau de alte ridicări ale depozitelor sedimentare, este legată, de regulă, de mișcările diferențiale ale fundamentului platformei. Bazinele petrolifere și gazeifere de platformă cuprind două subgrupe:

o) bazine legate de depresiunile din părțile centrale ale platformelor;
6) bazine legate de depresiunile marginale ale platformelor.

Bazinele legate de depresiunile din părțile centrale ale platformelor se caracterizează prin:

complexele de roci sedimentare din depresiunile platformice situate în zonele centrale ale platformelor s-au format, de regulă, în bazine epicontinentale;

acumularea depozitelor sedimentare, a căror grosime este relativ redusă are loc, de regulă, relativ încet, iar presiunea și temperatura cresc odată cu adîncimea și această creștere, care depinde în mod strict de grosimea depozitelor sedimentare, este relativ mică;

procesul de descompunere a materiilor organice îngropate, însoțite de formarea de bitumene, are loc relativ încet, ca urmare a celor menționate mai sus;

oscilațiile fundului depresiunii ca și a nivelului de eroziune, în părțile centrale ale platformelor au loc încet, iar faciesul de același tip acoperă zone mari și prezintă slabe variații atît în timp cît și în spațiu, ceea ce face ca diferențierea suprafețelor de care sînt legate acumulări de hidrocarburi să aibă loc într-un interval de timp mai îndelungat:

greutatea relativ mică a depozitelor sedimentare, care în general sînt de grosimi mici, limitează deplasarea hidrocarburilor prin p subcapilari ai rocilor slab permeabile;

procesele tectonice sînt de intensitate slabă și, ca urmare, posibilitățile de dezvoltare a fisurilor și fracturilor deschise sînt puțin favorabile, ceea ce limitează migrația liberă a hidrocarburilor, dar aceasta contribuie la conservarea acumulărilor de hidrocarburi formate;

zonele de acumulare, clin părțile centrale ale depresiunilor, – de cele mai multe ori legate de boltiri platformice sau de alte rid' care complică nivelele structurale, precum și de suprafețele de discordanțe stratigrafice și de zonele de efilare a colectorilor;

fundamentul acestor depresiuni, din părțile centrale ale platformelor, este format adeseori din roci cristaline de vîrstă cambrianâ sa din roci metamorfozate în timpul mișcărilor paleozoice și, ca urmare, hidrocarburile sînt întîlnite în roci de vîrstă paleozoică, groase de 2 00 3 000 m, uneori atingînd 4 000 m și care formează cuvertura fundametului.

Bazinele Michian și Illinois, clin platforma nord-americană se citează ca exemple tipice de astfel de bazine.

Bazinele legate de depresiunile marginale ale platformelor se caracterizează prin:

sînt legate de regiuni mari, formate din elemente geotectonice variate;

fundamentul lor are o constituție complexă și, în limitele regiur.ii principale a bazinului, este scufundat pînă la peste 10 000 m, iar diferitele zone ale bazinului este de vîrstă diferită;

grosimea depozitelor sedimentare care umplu bazinul este foarte mare și intervalul stratigrafie de care sînt legate acumulările de hidrocarburi diferă de la un sector la altul al bazinului;

zonele de acumulare sînt variate și se cunosc și zone legate de domuri de sare.

Ca exemple tipice de astfel de bazine se menționează Bazinul Nord
Marea Caspică și Bazinul Golfului Mexic.

Ca o varietate a bazinelor marginale de platformă pot fi considerate bazinele cu fundament vechi, relativ slab scufundat, ca în cazul bazinelor situate de-a lungul Golfului Guineei și în Madagascar.

5.2. BAZINELE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE PREMUNTOASE

(DE AVANFOSE)

Aceste bazine prezintă următoarele caracteristici:

sînt asimetrice, de o parte fiind delimitate de un versant îngust, de regulă puternic înclinat și reprezentat de cele mai multe ori prin cutele frontale ale unui edificiu muntos, iar de cealaltă parte de un versant slab înclinat care reprezintă deseori un vast monoelin de platformă, complicat de cute anticlinale slab înclinate;

formarea și conservarea acumulărilor de hidrocarburi de pe versantul de platformă au fost determinate de aceleași condiții ca și in depresiunile de la periferia bazinelor de platformă;

formarea zonelor de acumulare de petrol și gaze pe versantul cutat al bazinului a avut loc fie în etapa dezvoltării geosinclinaiulu in sectorul respectiv al scoarței terestre, fie ulterior după ce s-a terminat formarea acestui sector.

In etapa dezvoltării geosinclinalului din sectorul respectiv, îngroparea și transportarea materiilor organice a avut loc în condițiile unei cumulări rapide a unor complexe groase de sedimente, în care predomină componenții terigeni. Adîncimile mari de scufundare a complexelor sedimentare de grosimi mari provoacă o creștere foarte mare a temperaturii și presiunii care contribuie la accelerarea descompunerii
materiilor organice, respectiv la formarea bitumenelor;

— procesele tectonice intense și presiunea litostatică mare determină migrația hidrocarburilor;

— oscilațiile frecvente ale fundului bazinului și ale nivelului de eroziune duc la schimbări de transformare a materiilor organice și de acumulare a bitumenelor rezultate;

— deplasarea continuă a regiunilor de maximă scufundare, apariția unor noi pante structurale și a noi depresiuni duc la deplasarea zonelor de acumulare;

— zonele de acumulare de petrol și gaze de pe versantul cutat al bazinului sînt legate de forme structurale, reprezentate prin zonele anticlinale frontale mari ale edificiilor cutate cît și prin zonele de acumulare legate de suprafețe de discordanțe și de efilare a colectorilor.

După vîrstă depunerilor de care sînt legate, în. aceste bazine s-au separat două subgrupe și anume:

Subgrupa bazinelor terțiare, formate în legătură cu apariția edificiilor terțiare, — la care se disting două varietăți. Depozitele sedimentare care umplu aceste bazine sînt, mai ales, de vîrstă mezozoică și terțiară. Ca exemple de astfel de bazine se menționează bazinele Aquitanian, Azov-Cuban, Golful Arabic (Persic) etc. O varietate de bazine este reprezentată prin bazinele localizate în cele mai mobile sectoare ale scoarței care pot fi considerate ca geosinclinale actuale, și ca exemplu,
se citează Bazinul Mediteraneean de est.

Subgrupa bazinelor preterțiare, formate în legătură cu apariția edificiilor preterțiare și care cuprinde un număr relativ mic de bazine datorită faptului că marea majoritate a avanfoselor edificiilor preterțiare intrat, în timp, în componența teritoriilor de platformă care se caracterizează_printr-un relief de cîmpie. în această subgrupă se studiază acele avanfose preterțiare la care s-a păstrat delimitarea muntoasă, ex- primată în relief, și printre acestea se pot deosebi varietăți care se diferențiază după vîrsta depunerilor.

Cea mai mare răspîndire o au avanfosele edificiilor cutate în mezozoic. Ca exemplu se citează Bazinul Vest Canadian. Mai rar s-au păstrat bazinele premuntoase ale edificiilor paleozoice, din cauză că, înmarea lor majoritate, edificiile paleozoice au fost aproape complet nivelate și respectiv au intrat în componența platformelor. Ca exemple se pot cita bazinele Mezen-Kamsk, Appalașian și altele.

5.3. BAZINELE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE INTRAMUNTOASE

Caracterele generale ale acestor bazine sînt:

delimitate din toate părțile de munți de vîrstă și origine diferită;

în părțile marginale ale acestor bazine, condițiile de sedimentare, de formare a bitumenelor și zăcămintelor de hidrocarburi sînt ade seori asemănătoare cu cele din versantul cutat al bazinelor premuntoase, iar condițiile din părțile centrale sînt de cele mai multe ori asemănătoare cu condițiile întîlnite în bazinele de platformă.

După vîrsta edificiilor muntoase care le mărginesc, bazinele din această grupă se subdivid în:

Bazine ale căror limite muntoase sînt formate din edificii de cutări tinere. Această subgrupă, după caracterele geotectonice ale depunerilor, cuprinde două tipuri de bazine și anume: un tip din care fac parte bazinele legate de sinclinale și grabene relativ mici și un tip care se referă la vastele depresiuni interne, plate, sau la sectoare ale acestora. Fiecare tip are două varietăți: prima varietate se referă la bazinele intramuntoase legate de sectoarele actualelor geosinclinale sau de sectoarele mobile ale scoarței terestre, iar a doua varietate privește depresiunile intramuntoase delimitate de edificiile cutate în terțiar.

Bazinele intramuntoase ale edificiilor de cutări tinere sînt umplute în special cu depozite sedimentare care au adesea o grosime de 8 000— 10 000 m și sînt mai ales de vîrstă terțiară și în mai mică măsură mezozoice. Zonele de acumulare din părțile interioare ale bazinului se asea- mănă cu zonele bazinelor de platformă și cu cele de pe marginile plat- formice ale bazinelor de avanfose, iar zonele de acumulare de pe versantul cutat seamănă, de regulă, cu zonele de pe marginea cutată a bazinelor de avanfosă. Ca exemplu de astfel de bazine se menționează Bazinele Los Angeles, Ventura, din partea de vest a Californiei.

Ca exemple de depresiuni intramuntoase ale edificiilor cutate în terțiar și formate ca efect al diverselor grabene sau depresiuni și de care sînt legate bazine intramuntoase, se poate menționa Bazinul Columbian, Bazinul Vienez — Morav etc. Drept exemplu de bazin intramuntos, mărginit de edificii cutate tinere și format prin efectul unui masiv median într-un sector mobil al scoarței terestre, se poate da Bazinul Sud Marea Caspică;

Bazine ale căror limite muntoase sînt formate de elemente structurale și ca exemplu de depresiuni delimitate de elemente structurale mezozoice se menționează Bazinele Munților Stîncoși.

Tot din această subgrupă sînt considerate că fac parte, uneori, și bazinele insuficient studiate.

Bazinele petrolifere și gazeifere, din toate cele trei grupe, după structură pot fi cu structură relativ simplă sau cu structură relativ complexă, iar după încadrare, aceasta poate fi la suprafață, mai mult la suprafață, în mare parte îngropată, parțial subacvatică și în mare parte subacvatică.

Exemple de bazine de platformă:

cu structură relativ simplă și încadrate la suprafață — Rin;

cu structură relativ simplă și încadrare mai mult la suprafață — Kîzîl-Kum;

cu structură relativ simplă și încadrare parțial subacvatică — Taiwan;

cu structură relativ simplă și încadrare în mare parte subacvatică — Vestul Australiei;

— Golful Guineea;

cu structură relativ complexă și încadrare mai
mult la suprafață

cu structură relativ complexă și încadrare în
mare parte îngropată

cu structură relativ complexă și încadrare în
mare parte subacvatică

Exemple de bazine pe avanfose (premuntoase):

cu structură relativ simplă și încadrare mai mult
la suprafață

cu structură relativ complexă și încadrare mai
mult la suprafață

cu structură relativ simplă și încadrare în mare
parte îngropată

cu structură relativ complexă și încadrare în
mare parte subacvatică

Exemple de bazine intramuntoase:

— cu structură relativ simplă și încadrare la su-
prafață

— cu structură relativ simplă și încadrare parțial
subacvatică

cu structură relativ complexă și încadrare la su-
prafață

cu structură complexă și încadrare parțial sub-
acvatică

Nord Euro-
pean;

Nord Caspic;

Bahia;

Sergipe-Ala-
goas.

Nord Precar-
patic;

Timan-Pecio-
ra;

Preandin
Central;

Bengal;

Alaska de
Nord.

Thuringian;

Transilvaniei;

Mendoza;

Vest Englez,
Sud Austra-
lian, Alaska
de Sud;

Panonian,
Ordos;

Est Marea
Neagră;

Marocan.

I. O. Brod prin clasificarea întocmită a căutat că delimiteze bazinele
petrolifere și gazeifere cunoscute și probabile și, pe măsură ce se vor
obține noi date, în special din zonele subacvatice, desigur că se vor
pune în evidență noi caracteristici ale bazinelor și vor fi probabil și
cazuri cînd unele bazine mai puțin cercetate în prezent vor fi reconsi-
derate ca poziție în clasificarea întocmită. Raionarea făcută permite schi-
țarea principalelor legi care dirijează răspîndirea acumulărilor de pe-
trol și gaze în scoarța terestră.

4- 51

Pentru o cît mai bună cunoaștere a principalelor caractere ale bazi-
nelor petro-gazeifere, în special în ceea ce privește delimitarea lor, ti-
purile de zone de acumulare și răspîndirea acestora în cadrul unui ba-
zin ca și varietatea obiectivelor de exploatare, în cele ce urmează, se
prezintă într-o formă succintă exemple de bazine de platformă, pre-
muntoase și intramuntoase.

5.4. EXEMPLE DE BAZINE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE PE GLOB

Bazine de platformă.

Bazinul Nord Marea Caspică. Acest bazin, situat la marginea sud-estică a platformei ruse, este, atît din punct de vedere stratigrafie, cît și tectonic, un bazin petro-gazeifer complex.

In partea de nord și de nord-vest bazinul este mărginit de bombamentul Volga-Ural al platformei ruse și fundamentul în această parte a bazinului este precambrian, acoperit de un înveliș format din depozite devoniene, carbonifere și în parte permiene, depozite în care sînt zăcăminte de petrol și de gaze. Bazinul este împărțit de catena Uzenii-Icikinsk, care se consideră a fi prelungirea vestică a zonei anticlinalelor din regiunea Reazan — Ohlebininsk, în două. Partea de nord a bazinului este cunoscută sub numele de Depresiunea Uzenii-Irghiz (sau
Buzuluk), iar cea de-a doua parte, la sud de catena Uzenii-Icikinsk, reprezintă o altă depresiune de întindere foarte mare. în Depresiunea Uzenii-Irghiz, cea mai mare importanță, în ceea ce privește capacitatea petro-gazeiferă, o au depozitele carbonifere și permiene. în depresiunea sudică, învelișul sedimentar are o grosime ele circa 12 000 m și în depozitele permiene ale acestuia sînt numeroase domuri de sare de unde și numele acestei depresiuni de regiunea Caspică cu domuri de
sare. Această regiune are o ramificație, care nu este decît avanfosa bașkiră a Uralului, care delimitează în est și sud-est acest bazin și în ale cărei depozite permiene sînt zăcăminte de petrol și gaze. în partea de sud, Bazinul Nord Marea Caspică este delimitat de o barieră îngropată, reprezentată prin zone formate din depozite paleozoice cutate, dispuse liniar.

Mari zone de acumulare de petrol și de gaze cu zăcăminte foarte
bogate sînt situate pe marginile de nord, nord-vest și nord-est ale ba-
zinului, aici fiind situate marile zăcăminte din Bașkiria, Tataria, din
regiunile Kuibișev, Saratov și altele. în profilul lito-stratigrafic al acestor regiuni, rocile-mamă din devonian, carbonifer și permian sînt reprezentate printr-o serie de complexe pelitice de culoare cenușie. În partea de nord a bazinului cele mai bogate zăcăminte sînt cantonate în devonian și care formează zone de acumulare legate de efilarea regională a colectorilor nisipoși, de mare grosime. Alte zone de acumu-
lare sînt legate de ridicări platformice, de foarte mari întinderi, care complică versanții bombamentului Volga-Ural, cunoscut în unele lucrări și sub numele de bombamentul Tătar și ale căror zăcăminte sînt cantonate și în carbonifer și uneori și în permian. Pe marginea de vest a bazinului, în regiunile Saratov și Volvograd, zonele de acumulare au bogate zăcăminte de petrol și gaze în devonian și carbonifer. Dar, zăcăminte de petrol și gaze, mult mai mari, se găsesc în partea de sud a regiunii Kuibîșev, în zone de acumulare care complică marginea nord-

52

vestică a Depresiunii Uzenii-Irglliz. De asemenea, pe toată întinderea
:ei periferice a depresiunii Uzenii-Irghiz sint zone de acumulare de
.rol și gaze, formate din brachianticlinale și care au ca obiective de
xploatare devonianul, carboniferul și permianul. Numeroase zăcăminte
petrol și gaze sînt legate de domurile de sare din această depre-
siune, în ceea ce privește depozitele mezozoice, acestea s-au dovedit
roductive, în special, în partea de sud-est a bazinului, în regiunea
7'mba, între fluviile Ural și Emba și pe marginea de vest a bazinului.
Se consideră că, condițiile de acumulare a petrolului și gazelor din
". ;:zinul Nord Marea Caspică seamănă cu cele din Bazinul Golfului Mo-
rile, ca de altfel și în cazul altor bazine, ceea ce a impus și impune, în
Mitinuare, obligativitatea sistematizării datelor geologice care caracte-
zează legile geologice generale ale răspîndirii zăcămintelor de petrol
_aze în scoarța terestră.

Bazinul Taiwan. Partea terestră a acestui bazin se întinde în vestul

sulei Taiwan și este delimitată de lanțuri muntoase. Bazinul este um-

lut cu depozite paleogene și neogene cu o grosime (estimată) de

I 000 m. Aceste depozite formează o serie de cute anticlinale dispuse

:^.iar și de oare sînt legate zăcăminte de petrol și gaze. Cele mai multe

-tructuri au fost descoperite în partea de nord-vest a bazinului. Roci-

.^-mamă sînt reprezentate prin argile, prezente atît în miocen cît și în

rliocen, iar rocile rezervor sînt, în general, reprezentate prin gresii.

Bazinul Vest Australian (Carnarvon), situat pe litoralul de vest al

V.istraliei, se deschide în Oceanul Indian și este delimitat terestru, la

)rd, sud și est de zone de apariție la suprafață a Scutului Australian.

Din punct de vedere stratigrafie sînt întîlnite depozite de roci sedimen-

:are aparținînd intervalului stratigrafie ce ține de la paleozoic pînă la

mezozoic inclusiv. Rezultate de producție se cunosc în special în cre-

tacic, cu zăcăminte cantonate în gresii, și în jurasic, unde obiectivul de

exploatare îl formează argilele fisurate.

Bazinul Golfului Guineea se întinde de-a lungul litoralului Oceanu-
lui Atlantic, în care de altfel se deschide și este delimitat la est și nord
ie lanțuri muntoase. Peste fundamentul compartimentat al bazinelor
.rmează învelișul sedimentar aparținînd intervalului stratigrafie mezo-
zoic-neozoic. Din punct de vedere tectonic, bazinul se caracterizează prin-
:r-o tectonică foarte complicată. Au fost descoperite structuri atît pe
iscat cît și sub apele Oceanului Atlantic, precum și regiunile deltelor
Xiger, Zair, Cuanza. Cele mai multe structuri și de mare capacitate pe-
*.ro-gazeiferă au fost descoperite în Delta Nigerului și în zona alăturată
cestuia, în Oceanul Atlantic și care are ca obiectiv de exploatare rocile
_;ranulare ale depozitelor miocene.

Bazinul Michigan se situează pe teritoriul statului Michigan, întin-
indu-se pe aproape tot teritoriul lui. El este delimitat la nord de ver-
tul sudic al Scutului Canadian, la SSV de versanții bolții Cincinnatti
?i de ramificațiile acesteia' (Bolta Findlay, Bolta Kankakee și Bolta
"essamin), iar la nord-vest de Bolta Wisconsin. Fundamentul acestui
;azin, format din șisturi cristaline, în partea cea mai scufundată a ba-
cului este situat la o adîncime de circa 4 000 m și este acoperit de un
velit sedimentar format din depozite cambriene, ordoviciene, silurie-
e, devoniene și carbonifere deasupra cărora urmează depozite cua-
■ mare. Rocile-mamă din profilul lito-stratigrafic al bazinului sînt con-
;derate argilele negre din ordovician, silurian, devonian superior și car-

53

bonifer inferior, iar rocile rezervor sînt formate din calcarele ordoviciene
și devoniene și gresiile carbonifere. Din punct de vedere tectonic, acest
bazin, mai mult sau mai puțin simetric, nu este complicat. Zonele de
acumulare, formate în general din brachianticlinale, lungi de circa
8 km și late de 1—3 km, se situează atît în partea centrală a bazinului,
cît și pe marginea lui, fiind legate de monoclinale. Zăcămintele sînt în
general de tip masiv, în proeminențe structurale și biogene, formate din
calcare recifale și delimitate litologic, în lentile care nu depășesc 10 m.
Obiectivele de exploatare, pentru petrol și gaze, sînt cantonate în calca-
rele din ordovician, devonian mediu și în gresiile din carbonifer.

Bazinul Illinois (intern de est) este delimitat la nord de Bolta Wis-
consin, la nord-est de Bolta Kankakee, la nord-est de Bolta Mississippi,
la sud de scufundarea estică a Bolții Ozark, la sud-est și vest de Bol-
țile Lincoln și Ozark, la est de Bolta Cincinnati, iar la sud-est de anti-
clinalul Nash viile, precum și de o serie de fracturi din zona de confluen-
ță a fluviilor Ohio și Mississippi. Peste fundamentul precambrian ur-
mează depozite paleozoice, de la cambrian pînă la carbonifer inclusiv,
care însumează o grosime de circa 2 700 m. Intervalul stratigrafie de
la cambrian pînă la devonian inclusiv se caracterizează prin depozite
carbonatate, iar carboniferul, prin nisipuri și argile, cu intercalații de
cărbuni. Roci-mamă sînt considerate complexele argiloase negre și com-
plexele de calcare bituminoase, iar rocile rezervor sînt formate din calcare,
gresii și nisipuri de vîrstă carboniferă și calcare de vîrstă devoniană și,
mai rar, se întîlnesc roci rezervor carbonatate și în paleozoicul inferior.
De aceste roci rezervor sînt legate zăcămintele de petrol și gaze din
acest bazin. în partea de nord a bazinului au fost puse în evidență o
serie de ridicări îngropate de care sînt legate cute anticlinale care for-
mează zone de acumulare, cum este marea zonă La Salle, cu zăcăminte
de tip masiv, în proeminențe structurale, de eroziune și biogene, iar în
partea de sud-est a bazinului, zăcămintele sînt legate de lentile de ni-
sip, lungi și înguste, care s-au format în legătură cu vechile albii ale
rîurilor.

Bazinul Golfului Mexic. Acest bazin se situează în partea de sud-est
a S.U.A., pe teritoriul statelor Texas, Louisiana, Arkansas, Mississippi,
Alabama, pe teritoriul Mexicului și în parte al Cubei și o mare parte
a lui este situată sub apele Golfului Mexic. în partea de nord-vest este
mărginit de sistemul cutat Wakita, la nord de versantul sudic al bomba-
mentului Ozark, în spre est de o serie de fracturi și intruziuni care-1 des-
part de bazinul Illinois. în vest, în extremitatea de nord, bazinul este
delimitat de bombamentul Bând, iar în extremitatea sudică, de zonele
de ridicare Concho-Llano și Marathon care-1 separă de Bazinul Permian.
în continuare, spre sud, în Mexic, limita vestică a bazinului este formată
de sistemul cutat Sierra Madre Oriental, iar la sud, în regiunea sistemu-
lui Tehuantepek și a Peninsulei Yukatan, este mărginit de Sierrele din
America Centrală. La sud-est delimitarea este făcută în zona de adîn-
cimi mici dintre peninsula Yukatan și Cuba care închide versantul sud-
estic al depresiunii Golfului Mexic. Partea de nord a limitei vestice este
formată de boltirile Floridei și prelungirea îngropată în lanțul hercinic
al Appalașilor. Ca limită nord-estică este considerat versantul sudic
al bombamentului Cincinati. Zonele de acumulare de petrol și gaze din
acest bazin sînt legate atît de unele mari accidente tectonice, cît și de
efilarea regională și acoperirea discordantă a colectorilor de pe margi-
nile marilor ridicări. Capacitatea petro-gazeiferă este legată de interva-

54

Iul stratigrafie jurasic-cuaternar. Pe coasta de vest a Golfului Mexic sînt

ne de acumulare legate de diapirismul sării, iar în Mexic, este zona de

acumulare ,.Centura do aur", legată de o ridicare îngropată, întinsă și

..^ustă, formată din calcare recifale cretacice. Pe teritoriul Mexicului de
la nord la sud sînt cunoscute depresiunile Burgos, Tampico-Tuxpan, Ve-
racruz, Macuspana-Campeche și Salina cu zăcăminte cantonate în cre-
tacic, pleogen și miocen.

Bazinul Bahia, situat în nord-estul Braziliei, este legat de un graben
:".-? pe marginea de est a scutului brazilian. La vest este delimitat de fa-
lia Marajo, în est de falia Salvador, în nord de ridicări ale depozitelor
cretacice, iar în sud se prelungește în Golful Todos os Santos și, prin
acesta, în Oceanul Atlantic. în ansamblu, din punct de vedere tectonic,
se prezintă sub forma unui monoclin înclinat spre sud-est și care este
: arte compartimentat. Zonele de acumulare de pe uscat și cele sub-
acvatice sînt legate fie de cute anticlinale, fie de monoclinale și au ca

oiectiv de exploatare cretacicul.
Bazine premuntoase. Bazinul Aquitanian, din vestul Franței, este de-
limitat la nord, nord-est și est de Masivul Armorican, Masivul Central și
Masivul Montagne Noir, iar în sud, de Munții Pirinei. Fundamentul cu-
tat al bazinului, format din depozite ale paleozoicului inferior, are un
Înveliș din depozite carbonifere, permiene, mezozoice, neozoice și cuater-
nare. Versantul nordic al bazinului, cu înclinări mici, are caracter de plat-
: rmă și este lat de 200—250 km, iar versantul sudic, cutat, lat de cîțiva
zeci de kilometri, este complicat, în adîncime, din punct de vedere tecto-
nic, de diapirismul sării. Zăcămintele de petrol și gaze sînt cantonate, în
special, în jurasic și cretacic, în rezervoare formate din calcare, dolomite,
nisipuri și gresii și subordonat în paleogen, în rezervoare nisipoase.

Bazinul Azov-Cuban este delimitat la nord de masivul cristalin ucrai-
nian și de prelungirea lui scufundată, la est, de marginea vestică a ri-
dicării Stavropol, delimitare care se continuă pînă spre versantul sudic
al Caucazului, iar la vest, în limitele Crimeii, se învecinează cu bazinul
din nordul Mării Negre. în acest bazin, pronunțat asimetric, se distinge o
margine nordică, de platformă, slab înclinată, o zonă axială, scufundată,
umplută cu depozite terțiare și cuaternare și o margine sudică puternic
înclinată. Pe versantul sudic sînt o serie de cute anticlinale cu o tecto-
nică complicată, dispuse linear și care formează zone de acumulare. Fun-
damentul bazinului este format din depozite precambriene și paleozoice
deasupra cărora urmează pe versantul nordic depozite mezozoice a căror
grosime este estimată la 13 000 m și, în continuare, depozite neozoice,
pentru ca pe versantul sudic, platformic, învelișul mezozoic să aibă o
jrosime de numai 1 000 m. în limitele părții caucaziene al Bazinului
Azov-Cuban sînt următoarele regiuni petro-gazeifere: Cubanul de Vest,
Cubanul de Est, Eisk-Rasșevat și Rostov-Salsk, iar în zona conjugării
edificiilor muntoase ale Crimeei și ale Caucazului este regiunea petro-
^azeiferă Kerci. în regiunea Cubanului de Vest, zăcămintele de petrol și
gaze sînt cantonate în intervalul stratigrafie cretacic-pliocen, principalele

icăminte fiind în intervalul paleogen-neogen. Structurile formează zone
de acumulare structurale dar sînt și zone de acumulare legate de efilarea
regională a colectoarelor. Zăcămintele sînt, în general, stratiforme bol-
tite și stratiforme ecranate litologic. în regiunea Cubanului de Est, ză-
lămintele de petrol și gaze sînt cantonate în jurasic, cretacic și eocen și,
in afară de zone de acumulare stratigrafice legate de discordanțe, sînt și
."zone de acumulare legate de efilarea regională a colectoarelor, zăcămin-

55

tele fiind de tip stratiform boltit, ecranat litologic și delimitat litoli șfic.
în celelalte regiuni obiectivul principal de exploatare îl formează cre-
tacicul și majoritatea zăcămintelor sînt stratiforme boltite. în regiunea
Kerci, zăcămintele legate de structuri diapire, cantonate în principal în
depozitele miocene, sînt de mai mică importanță.

Bazinul Golfului Arab (Persie), pronunțat asimetric, este delimitat
la nord și nord-est de edificiul muntos Taurus, spre est și sud, de edi-
ficiul muntos Zagros, la vest de versantul de est al scutului Arab, la
sud de o proeminență a fundamentului platformei Arabe, iar la sud-est
se scufundă în spre partea de sud a Irakului și pe litoralul și sub apele
golfului. în acest bazin, unul din cele mai bogate clin lume, se deose-
besc două mari regiuni: una pe marginea cutată și una pe marginea
de platformă. De întindere foarte mare, ocupă partea de nord-vest a
Turciei și Siriei, și în continuare spre sud, este situat în Iran, Irak, Ara-
bia Saudită, Kuweit, Zona Neutră, Qatar, Insula Bahrein, Emiratele
Arabe. Pe marginea cutată a bazinului sînt zone de acumulare, legate
de cute asimetrice, în Turcia, Siria, Irakul de nord, și în partea de sud-
vest a Iranului. în Turcia obiectivele de exploatare sînt cantonate în
paleozoic, triasic, cretacic, în Siria, în calcarele cretacicului superior,
jurasicului și triasicului, iar în Irak, în calcarele cretacicului și oligo-
cenului. Cea mai mare structură din Irakul de nord este structura Kir-
kuk, lungă de circa 110 km și lată de 3,7 km, ai cărui colectori sînt re-
prezentați printr-o serie de calcare, puternic fisurate, groasă de 304 m.
în Iran obiectivul de exploatare îl formează calcarul de Asmari (oli-
gocen superior — miocen inferior), care are o grosime de circa 300 m.
Pe marginea de platformă a bazinului sînt structuri legate de ridicări
ale platformei, în Irakul de sud, Kuweit, Zona Neutră, Bahrein, Qatar,
Arabia Saudită, Emiratele Arabe și sub apele golfului și au ca principal
obiectiv de exploatare calcarele și nisipurile jurasicului și cretacicului.
Unele structuri au zăcăminte de petrol și în paleozoic. în Arabia Sau-
dită este marea zonă de acumulare Ghawar, care are o lungime de circa
225 km și este formată din cute anticlinale dispuse liniar.

Bazinul Bengal. Situat pe cursul inferior al fluviilor Gange și Brah-
maputra, se deschide, în partea lui de sud, în Golful Bengal, iar la nord,
est și vest este delimitat de edificii muntoase. Pe marginea cutată a
bazinului, în special, au fost puse în evidență, în neogen, o serie de
cute anticlinale, dispuse liniar și de care sînt legate zăcăminte de pe-
trol și gaze în oligocen și miocen.

Bazinul Appalașian, situat în partea de nord a Platformei Nord-
Americană, este delimitat la nord-vest de versantul bombamentului Cin-
cinatti, la nord și nord-est de elemente structurale ale Scutului Cana-
dian, la sud de un mare element structural, iar la sud-est de sistemul
cutat Appalachian. Peste fundamentul precambrian urmează depozite
paleozoice {cambrian, silurian, devonian, carbonifer, permian) care în-
sumează o grosime de circa 6 800 m și în profilul lito-stratigrafic al aces-
tor depozite rocile-mamă sînt reprezentate prin calcare bituminoase în
silurian și devonianul superior și prin șisturi argiloase-bituminoase în
devonianul inferior și mediu. Intervalul stratigrafie cambrian-devonian
inferior se caracterizează prin calcare și gresii, iar restul intervalului,
prin gresii, nisipuri și argile. Zonele de acumulare de pe marginea cu-
tată a bazinului sînt legate de cute anticlinale înguste, ca de altfel si
în zona axială a bazinului, unde se consideră că sînt legate de dislo-
cațiile fundamentului. Pe marginea platformică a bazinului, zonele de

56

..cumulare sînt legate de efilarea regională a colectoarelor. în general,
zăcămintele de petrol sînt localizate în zona axială a bazinului, iar ză-
cămintele de gaze, de-a lungul marginii cutate a bazinului și în partea
de nord-vest a marginii platformice.

Bazinul Vest-Canadian este situat între versantul vestic al Scutu-
lui Canadian și edificiul cutat, în mezozoic, al Munților Stîncoși. Peste
fundamentul precambrian urmează depozite paleozoice și mezozoice care
însumează o grosime de circa 4 000m, din care 1 500 m au depozitele
cretacice. Obiectivele principale de exploatare sînt colectorii carbonatați
c'.:n devonian și colectorii nisipoși din cretacicul superior și, de impor-
ta subordonată, cei calcaroși din carbonifer. Pe versantul platfor-
m:c al- bazinului sînt zone de acumulare legate de efilarea rezervoare-
lor nisipoase ale cretacicul ui superior, în sus, pe înclinarea regională a
stratelor de pe versantul Scutului Canadian și zone de acumulare legate
de boltiri formate din calcare recifale. Pe versantul vestic, cutat, al ba-
zinului, structurile petrolifere sînt legate de cutele frontale din sistemul
Munților Stîncoși. Zăcămintele de pe versantul cutat al bazinului sînt
cantonate în calcarele carbonifere dintr-o serie de structuri răsturnate
și încălecate, de tectonică complexă.

Bazinul Alaska de Nord, situat în nordul Peninsulei Alaska are ocu-
pată partea nordică de marginea Platformei Arctice. Peste fundamen-
tul cristalin urmează depozite mezozoice care descriu o serie de cute
Ltnticlinale îngropate de care sînt legate zăcăminte de petrol, cantonate
in cretacic.

Bazine intramuntoase. Bazinul Vienez-Morav este legat de un gra-
ben de direcție nord-est—sud-est. Părțile centrale, scufundate, ca și su-
dică, ale acestui bazin ocupă partea de est a Austriei, iar prelungirea
lui nordică se întinde în partea de vest a R. S. Cehoslovacia. Este în-
cadrat la nord-est de Carpații Apuseni, la est de Carpații Mici, la vest
de Alpii Calcaroși și de zona flișului și la sud-est de lanțurile muntoase
Leitha și Rosalien. Peste fundamentul cristalin urmează învelișul sedi-
mentar format din depozite mezozoice si ale flișului cretacic superior
și paleogen, puternic compartimentate, acoperite de depozite neogene,
«.are prezintă variații de grosime și de facies. Aceste depozite sedimen-
tare au cea mai mare grosime în partea centrală, scufundată, a bazi-
nului și sînt de grosime mai mică pe marginile acestuia. în afară de
faliile care determină grabenul, de care este legat acest bazin, mai sînt
o serie de falii care compartimentează bazinul în zone cu condiții dife-
rite în ceea ce privește posibilitățile de formare a zăcămintelor de hi-
drocarburi. Zăcămintele de petrol și gaze din bazinul Vienez-Morav de
pe teritoriul Austriei sînt legate de depozite ce aparțin mezozoicului,
paieogenului, miocenului și pliocenului. Rocile rezervor, în mezozoic,
sînt formate din dolomite, dolomite brecifiate, calcare, în paleogen, din
gresii glauconitice fisurate, iar în miocen și pliocen, din gresii și nisi-
puri. Zăcămintele sînt stratiforme boltite, stratiforme ecranate strati-
grafie și litologic, delimitate litologic și de tip masiv, legate de cute an-
ticlinale, brachianticlinale și monoclinale care formează mai multe zone
::? acumulare. Pe teritoriul R. S. Cehoslovacia, în acest bazin, au fost
• în evidență structuri petrolifere și gazeifere legate în special de
brachianticlinale și au ca obiectiv de exploatare flișul paleogen, helve-
tianul, tortonianul și sarmațianul. Zăcămintele, în general, sînt strati-
: rme boltite, ecranate tectonic, iar pe unele structuri sînt delimitate
I logic.

57

Bazinul Vest Englez, situat în centrul părții de vest a Marii Britanii
este umplut cu depozite paleozoice de care este legată capacitatea pe-
tro-gazeiferă. Se consideră drept rocă-mamă cărbunii bituminoși din
carbonifer, care au o mare răspîndire în acest bazin compartimentat.

Bazinul Est Marea Neagră, situat pe litoralul Mării Negre din regiu-
nea Gruziei de Vest, se întinde în mare parte sub apele mării, iar par-
tea centrală a acestuia este delimitată de edificiile cutate ale Crimeei,
Caucazului Mare, Caucaznlui Mic și ale Sistemului Pontic.

în acest bazin umplut cu depozite mezozoice, obiectivele de exploa-
tare sînt legate de miocen.

Bazinul Sud Marea Caspică este delimitat la nord și nord-vest de
edificiile cutate de Caucazului Mare și de pragul structural Apșeron,
la sud și sud-est, de edificiile cutate ale Caucazului Mic, Elburs și Ko-
pet-Dagh, la vest de horstul Suram, în care apar la suprafață șisturi
metamorfice și intruziuni de granit, iar la est este delimitat de zona de
îmbinare a edificiilor cutate ale Marelui Balhan și Kopet-Dagh. Bazi-
nul ocupă cea mai mare parte din estul Transcaucaziei, depresiunea su-
dică a Caspicii, în întregime, și suprafețe foarte mari ale Cîmpiei Turk-
meniei de vest. Pe marginea de nord-est a bazinului, unde au fost des-
coperite bogate zăcăminte de petrol și gaze, profilul lito-stratigrafic ce
urmează fundamentului precambrian este format din depozite mezozoice
ce au grosimea estimată la 15 000 m și în care predomină nisipurile și
argilele și parțial calcarele, întîlnite în special în cretacic și paleogen.
Acumulări bogate de petrol și gaze sînt legate de complexul nisipos-ar-
gilos al pliocenului. în partea sud-estică, scufundată, a Caucazului Mare,
sînt zone de acumulare formate din brachianticlinale complicate de frac-
turi, diapirism și vulcani noroioși care se răsfiră ca un evantai și sînt,
în parte, situate în apele Mării Caspice. Un număr mare de structuri
au fost descoperite în regiunea Peninsulei Apșeron. De asemenea în
afară de zonele de acumulare structurale, sînt zone legate de efilarea
regională a colectoarelor din complexul productiv.

Bazinul Marocan (Atlasul de Vest) este încadrat la est de edificiul
muntos al Atlasului Mijlociu, în nord de cel al Rifului, la sud de cel al
Atlasului înalt, iar la vest se deschide în Oceanul Atlantic. Peste fun-
damentul precambrian urmează depozitele mezozoicului și neozoicului,
care, în general, au grosimi mai mici în partea centrală a bazinului, în
Meseta Marocană, unde fundamentul paleozoic-precambrian este mai ri-
dicat, între Meseta Marocană și delimitarea muntoasă sînt depresiunile
Marrakech, Tadla și Rharb. în depresiunea Marrakech, situată în par-
tea de sud a bazinului, acumulările sînt legate de cute anticlinale ca-
racterizate printr-o tectonică complicată și cantonate în jurasic. Depre-
siunea Tadla este situată în partea de est a bazinului și posibilitățile de
formare a zăcămintelor de hidrocarburi ca și de descoperire a acestora
formează încă o problemă. Depresiunea Rharb, situată între Rif, Atlasul
Mijlociu și Meseta este umplută cu depozite sedimentare ce aparțin in-
tervalului stratigrafie mezozoic-pliocen și care ajung la o grosime de
circa 3 000 m. Zăcămintele descoperite în această depresiune au colec-
tori din fundament pînă în miocen și diferit reprezentați ca, de exem-
plu: granițe fisurate și fracturate, gresii și șisturi cloritoase fine, frac-
turate și fisurate-cavernoase, dolomite și brecii dolomitice, gresii și cal-
care, calcare și marne fisurate, nisipuri și marne nisipoase. Se cunosc
zone de acumulare legate de ridicarea fundamentului paleozoic-precam-

58

brian sau de falii. Structurile se caracterizează printr-o tectonică foarte
complicată.

Bazinul Sud-Australi an se întinde pe litoralul de sud-est al Austra-
liei și se deschide în sud și sud-est în Marea Tasmaniei. Este umplut
cu depozite paleozoice, mezozoice și neozoice, iar capacitatea petrogazei-
feră este legată de neozoic și mezozoic.

Bazinele Munților Stîncoși, cunoscute sub numele de Big Horn, Pow-
der River, Wind River, Green River, Hanna, Laramie, North Park,
Uinta, Piceance Creek, Paradox, San Luis, San Juan, Black Mesa și
Kaiparowits, se situează total sau parțial pe teritoriul statelor Mon-
tana, Dakota de Nord și de Sud, Wyoming, Uthah, Colorado, Arizona
și New Mexico. Aceste bazine sînt separate atît de ridicări muntoase,
cît și de mari elemente structurale. Majoritatea bazinelor Munților Stîn-
coși sînt asimetrice, axele lor sînt deplasate către marginea de nord sau
către cea de vest. în aceste bazine, umplute cu depozite paleozoice, me-
zozoice și neozoice care, uneori, au o grosime de circa 10 000 m, au fost
puse în evidență o serie de zone de acumulare dintre care unele legate
de cute anticlinale și brachianticlinale, altele de efilarea colectoarelor,
pe marginile bazinelor, altele de linii de șariaje, de masive de recifi sau
de o zonă sinclinală cum este cazul zonei de acumulare din zona sin-
clinală a bazinului San Juan. Capacitatea petro-gazeiferă a acestor ba-
zine este legată de aproape întreg intervalul stratigrafie de la cambrian
pînă la terțiar inclusiv și, în unele cazuri, și de rocile fisurate ale fun-
damentului.

Bazinele Los Angeles și Ventura s-au format ca urmare a efectului
diferitelor scufundări sau grabene, în sectoarele actualelor geosinclinale
sau în sectoarele extrem de mobile ale scoarței terestre. Aceste bazine
sînt situate pe litoralul Oceanului Pacific al Americii de Nord, în par-
tea de nord a Californiei și sînt încadrate la nord-est, nord și sud de
catenele cutate californiene, iar în partea de vest se întind în zona Ocea-
nului Pacific. Partea terestră a bazinelor, respectiv partea estică a aces-
tora, este umplută cu depozite de vîrstă cretacică și terțiară, ce au o
grosime, estimată, de 15 000 m, din care cea mai mare parte aparțin
celor terțiare și, în special, celor neogene, predominant nisipoase și ar-
giloase. Obiectivele principale de exploatare sînt cantonate în neogen
în al cărui profil lito-stratigrafic rocile-mamă de petrol sînt formate
din șisturi argiloase bituminoase, iar rocile rezervor, din gresii și, în
parte, din diferite varietăți de argilete și șisturi silicioase fisurate. Pe
unele structuri sînt acumulări de petrol și în rocile fisurate ale fun-
damentului. Structurile sînt legate de brachianticlinale dispuse linear
și linear în culise, formînd zone de acumulare. De asemenea, sînt zone
de acumulare formate dintr-o serie de cute anticlinale legate de marile
fracturi de pe marginile bazinelor, precum și zone de acumulare legate
de efilarea regională și acoperirea discordantă a colectoarelor, de-a lun-
gul marginilor bazinelor. Cu toate că aceste bazine nu sînt de dimen-
siuni prea mari, datorită potențialului lor petro-gazeifer, fac parte din
categoria marilor bazine ale globului.

Bazinele din Alaska de Sud — Saint Elias și al Golfului Cook Inlet,
situate de-a lungul litoralului de sud al Peninsulei Alaska, sînt înca-
drate parțial de edificii cutate. în regiunea Katalla din Bazinul Saint
Elias, a cărui încadrare muntoasă se situează sub apele Golfului Alaska,
s-a exploatat petrol din gresiile și argilele fisurate din oligocenul me-
cY.w — miocenul mediu. în bazinul Golfului Cook Inlet sînt zone de acu-

59

mulare formate din cute anticlinale dispuse liniar în culise, sub apele
golfului, altele sînt parțial terestre, parțial subacvatice și au ca obiec-
tiv de exploatare formațiunile geologice din baza mezozoicului.

Bazinul Columbian (Magdalena) este situat într-o depresiune îngustă,
cuprinsă între Cordilierele estică și centrală ale Anzilor, din partea
nord-vestică a Americii de Sud și se întinde pe cursul mijlociu al rîu-
lui Magdalena. Fundamentul estimat la o adîncime de peste 10 000 m
este format din depozitele mezozoice calcaroase, groase de circa 4 000 m
și din depozite terțiare, groase de circa 8 000 m și formate, în special,
din complexe argilo-nisipoase și conglomerate. Rocile-mamă sînt repre-
zentate, în cretacic, prin argile și marnocalcare bituminoase, iar în pa-
leogen, prin argile negricioase. Acumulările de hidrocarburi sînt can-
tonate în calcarele cretacice și, în special, în gresiile paleogene. Struc-
turile, reprezentate prin cute anticlinale faliate, dispuse liniar și liniar
în culise, formează zone de acumulare pe marginea de est și pe mono-
clinalul de pe marginea de vest a bazinului.

6. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Clasificarea zăcămintelor de hidrocarburi este absolut necesară pen-
tru tratarea științifică a problemelor ce privesc proiectarea explorării și
în special a exploatării zăcămintelor.

Inițial, încă din a doua jumătate a secolului trecut, la baza clasificării
zăcămintelor de hidrocarburi au stat criterii genetice. Pe baza acestor cri-
terii, în anul 1888, Hoefer a împărțit zăcămintele de hidrocarburi în pri-
mare și secundare.

Prin zăcămînt primar Hoefer definea zăcămîntul cantonat în rezervoa-
rele din cuprinsul unei formațiuni în care sînt și roci generatoare de
hidrocarburi, iar prin zăcămînt secundar, zăcămîntul care s-a format în
urma unui proces de migrație, din afara formațiunilor cu roci-mamă, res-
pectiv hidrocarburile sînt cantonate în rezervoarele din formațiuni lip-
site de roci-mamă.

Clasificarea genetică a fost preluată de M. I. Abramovici (1908),
N. Vassoievici (1930), G. Macovei (1938).

în prezent clasificările genetice, nu pot fi folosite, deoarece încă nu
se cunoaște o metodă cu ajutorul căreia să poată fi identificate cu toată
siguranța rocile generatoare de hidrocarburi.

în schimb, criteriul structural (tectonic), s-a dovedit adecvat scopului
urmărit și el stă la baza a numeroase clasificări structurale.

în 1902 L. Mrazec clasifică zăcămintele de hidrocarburi în două mari
categorii:

zăcăminte legate de regiuni puțin dislocate;

zăcăminte legate de regiuni puternic dislocate.

în perioada 1920—1932, pe lîngă criteriul structural, în noile clasifi-
cări este întîlnit și criteriul stratigrafie și se dezvoltă clasificarea structu-
ral-stratigrafică. în aceeași perioadă, Mc. Collough introduce și noțiunea

60

de „capcană". în timp, au fost elaborate un număr apreciabil de clasifi-
cări ale zăcămintelor de hidrocarburi, ceea ce denotă importanța teore-
tică și în special practică a acestei probleme. Mai cunoscute sînt clasifi-
cările întocmite de: Clapp (1929); Abramovici (1930, 1938); Gubkin (1932,
1937); Wilsonn (1934,1941,1942); Jdanov și Vîsoțki (1940, 1941); Heald
(1940); Kudreavțev (1941); Heroy (1941); Kornfeld (1943); Monet (1941);
Sanders (1943); Lovely (1943); Wilhelm (1945); Leverson (1936, 1941. 1954,
1966); Brod (1936, 1951); Mircink (1953); Uspenskaia (1955, 1951); Flan-
drin (1955); Martin (1964, 1961); Guillemont (1964); Osadko (1968); Gabri-
eleant (1970); Alexin și alții (1971); Rittenhouse și alții (1972).

Aceste clasificări au fost posibile numai după ce au fost precizate no-
țiunile de rezervor, colector, capcană, zăcămînt, structură și zonă de acu-
mulare.

Prin rezervor natural se definește un recipient natural de a cărui
structură depinde capacitatea de acumulare a hidrocarburilor și posibili-
tatea de a le ceda, în parte.

Prin colector se definește partea cea mai ridicată structural a rezer-
vorului, în care sînt acumulate hidrocarburile, iar aranjamentul structu-
ral (tectonic), stratigrafie sau litologic în care hidrocarburile sînt „prinse"'
într-un echilibru stabil, definește noțiunea de capcană.

Prin zăcămînt, în sens restrîns, se înțelege o acumulare elementară de
petrol sau de gaze, închisă și izolată, care are o extindere limitată la mă-
rimea și forma colectorului, exploatată în condiții tehnice și de eficiență
economică actuală sau de perspectivă. în cuprinsul unui complex petro-
lifer sau gazeifer, fiecare colector reprezintă o acumulare elementară dacă
este izolat de acumulările din imediata lui apropiere.

De asemenea, mai multe colectoare care comunică între ele, au același
contur acvifer și aceeași delimitare litologică, tectonică sau stratigrafică,
care le izolează de acumulările vecine, reprezintă o acumulare elementară.

în sens larg, un zăcămînt poate cuprinde mai multe acumulări izolate
de petrol sau de gaze, care au aceeași geneză, raportată la aceeași sursă
de alimentare cu hidrocarburi. Ca exemplu de zăcămînt în sens larg se
poate menționa orice formațiune geologică în care sînt acumulări de hi-
drocarburi și care poate cuprinde unul sau mai multe complexe.

Prin structură gazeiferă, petroliferă sau gazo-petroliferă se definește
orice structură geologică care cuprinde într-o formațiune sau în mai multe
formațiuni geologice, zăcăminte de hidrocarburi legate de același tip sau
de diferite tipuri de capcane. Ca exemple de structuri din țara noastră
se poate menționa structura gazeiferă Ernei din Bazinul Transilvaniei,
-tructura Aricești din zona cutelor diapire, structura Ciurești din Plat-
forma Moesică etc. Zona de acumulare se referă la mai multe structuri
^azeifere, petrolifere sau gazo-petrolifere, vecine între ele și legate fie
de un factor structural regional, fie de efilarea la scara regională a forma-
țiunilor geologice, în general, pe marginea bazinelor, fie de discordanțe
stratigrafice regionale. Zona de acumulare reprezintă cel mai mare ele-
ment din cuprinsul unui bazin de care sînt legate zăcăminte de hidro-
carburi.

în țara noastră, ca de altfel și în alte țări, este folosită, în special, cla-
sificarea întocmită de I. O. Brod care, după forma rezervoarelor naturale,
a deosebit trei grupe de zăcăminte, zăcăminte stratiforme, zăcăminte ma-
sive și zăcăminte delimitate litologic și după tipul capcanei a stabilit sub-
grupele de zăcăminte, genurile după particularitățile capcanei, iar speciile
sau varietățile, după modul de închidere a colectoarelor. De asemenea,

61

s-a mai considerat încă o grupă de zăcăminte intermediare, combinate,
mixte, sau de trecere de la o grupă la alta de zăcăminte.

I. O. Brod, după raporturile dintre gaze, petrol și apă din cuprinsul
rezervoarelor naturale, a mai întocmit o clasificare a zăcămintelor de
hidrocarburi în categorii și clase.

După clasificarea lui A. I. Leverson, zăcămintele se împart în struc-
turale, stratigrafice și combinate.

în ultimii ani se discută tot mai mult despre noi tipuri de zăcăminte,
care sînt puse destul de greu în evidență, de unde și numele acestor ză-
căminte de discrete, subtile sau ascunse.

6.1. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DUPĂ FORMA REZERVORULUI

Șl TIPUL CAPCANEI

6.1.1. GRUPA ZĂCĂMINTELOR STRATIFORME

Aceste zăcăminte sînt cantonate în rezervoare naturale ce au formă
de strat și grosimea și litologia de întinderi mari, în raport cu par-
tea ocupată de hidrocarburi și sînt limitate în acoperiș și culcuș de roci
impermeabile. Zăcămintele stratiforme, după condițiile de apariție și ti-
purile capcanelor care condiționează formarea acumulărilor de hidro-
carburi, se împart în două subgrupe: zăcăminte stratiforme boltite și ză-
căminte stratiforme ecranate.

6.1.1.1. Zăcămintele stratiforme boltite

Apariția capcanei în cuprinsul acestor rezervoare este determinată
de cutarea stratelor.

Formarea zăcămintelor este determinată de presiunea apei în susul
stratului care împinge și închide hidrocarburile în capcană.

Caractere generale ale zăcămintelor stratiforme boltite:

sînt cuprinse în rezervoare naturale ce au forma de strat și sînt
delimitate în culcuș și acoperiș de roci greu permeabile și păstrează ca-
racterul de strat, grosimea și litologia pe întinderi mari, față de partea
ocupată de hidrocarburi, care formează colectorul;

cînd sînt compartimentate de falii în blocuri, între forma boitei și
conturul zăcămîntului există o asemănare care face ca forma zăcămîntu-
lui în plan să fie, în general, o elipsă, iar în secțiune verticală să apară
ca o acumulare de boltă în care hidrocarburile și apa s-au separat după
greutățile specifice, apa marginală închizînd conturul zăcămîntului, mai
mult sau mai puțin, după izobata stratului;

într-un zăcămînt boltit cu o permeabilitate bună și uniformă, li-
mita apă-petrol urmărește în general izobata stratului, devierile de la
izobata stratului fiind influențate de înclinarea, grosimea stratelor și de
gradul de variație a permeabilității rezervorului. Apa poate avea un rol
activ, deplasîndu-se în sus pe înclinarea stratului sau uneori, are un rol
pasiv. Cînd se sprijină atît pe acoperișul, cît și pe culcușul rezervorului,
apa este marginală. Cînd rezervorul are o grosime mare și o înclinare
mică, apa se sprijină numai pe acoperiș și, în acest caz este tabulară.

62

Fig. 4. închiderea și conturul

zăcămîntului stratiform de

boltă:

a — în secțiune; b — în plan;
i — închiderea efectivă; g — gro-
simea rezervorului; C , — conturul
interior; Ct — conturul exterior;

1 — suprafața petroliferă fără
apă; 2 — suprafața petroliferă cu
apă de talpă; 3 — apă marginală.

Fig. 5. închiderea și contu-
rul zăcămîntului masiv de
boltă:

l — suprafața petroliferă fără
apă; 2 — suprafața petroliferă
cu apă tabulară; i — închi-
derea efectivă; g — grosimea
rezervorului.

Cînd închiderea efectivă a zăcămintelor este mai mare decît grosimea re-
zervorului limita petrol-apă sau gaze-apă poate să aibă contur dublu,
unul la acoperișul zăcămîntului și altul la culcușul zăcămîntului. în acest
ultim caz, în plan orizontal se proiectează un contur interior și un con-
tur exterior (fig. 4), sau un singur contur cînd se proiectează limita res-
pectivă la jumătatea distanței dintre acoperiș și culcuș. în cazul cînd în-
chiderea efectivă a zăcămîntului este egală sau mai mică decît grosimea
rezervorului, conturul interior nu mai apare și zăcămîntul are apă tabu-
lară (fig. 5). închiderea efectivă a zăcămîntului se referă la intervalul din-
tre axa colectorului și izobata conturului acvifer, iar închiderea teo-
retică a zăcămîntului se definește prin distanța dintre axa colectorului
și izobata cea mai joasă care se închide în jurul axului, pe boltă, pe falii,
pe discordanțe sau pe linia de efilare a rezervorului. La zăcămintele stra-
tiforme boltite, puternic accidentate, cînd săritura faliei este mai mare
decît grosimea stratelor, limita apă-petrol diferă de la un bloc la altul.
Dacă în fiecare bloc există cîte un cap de gaze, fiecare bloc este indepen-
dent din punct de vedere hidrodinamic, dar din punct de vedere struc-
tural face parte din zăcămîntul respectiv;

zăcămîntul stratiform boltit neaccidentat, cu intercalații dese de
roci impermeabile, prezintă pentru fiecare strat o limită apă-petrol sau
apă-gaze și, în secțiunea verticală, această limită se prezintă pentru tot
zăcămîntul sub forma unei linii în zigzag;

zăcămintele stratiforme boltite din cuprinsul unui anticlinal dintr-o
regiune cutată sînt pronunțat boltite și, adeseori, compartimentate de fa-
lii, spre deosebire de cele din regiunile de platformă unde bolțile cutelor
au înclinări mici și în general nu sînt faliate. Cînd sînt compartimentate
de falii, acestea sînt, uneori, de mare anvergură, ajungînd chiar pînă la
fundament;

în regiuni cu o tectonică legată de diapirismul sării, zăcămintele
stratiforme boltite pot fi afectate de falii. în cazul unei cute anticlinale
legate de diapirismul profund se pot forma zăcăminte stratiforme boltite
ne(sau) accidentate de falii;

în cazul unei diapirism exagerat, zăcămintele sînt ecranate pe
flancurile sării, iar în cazul cînd rezervorul se efilează în sus, pe flancu-
rile masivului de sare, zăcămintele sînt ecranate litologic.

63

Fig. 4. închiderea și conturul

zăcămîntului stratiform de

boltă:

a — în secțiune; b — în plan;
i — închiderea efectivă; g — gro-
simea rezervorului; C(— conturul
interior; Cf — conturul exterior;

1 — suprafața petroliferă fără
apă; 2 — suprafața petroliferă cu
apă de talpă; 3 — apă marginală.

Fig. 5. închiderea și contu-
rul zăcămîntului masiv de
boltă:

l — suprafața petroliferă fără
apă; 2 — suprafața petroliferă
cu apă tabulară; i — închi-
derea efectivă; g — grosimea
rezervorului.

Cînd închiderea efectivă a zăcămintelor este mai mare decît grosimea re-
zervorului limita petrol-apă sau gaze-apă poate să aibă contur dublu,
unul la acoperișul zăcămîntului și altul la culcușul zăcămîntului. în acest
ultim caz, în plan orizontal se proiectează un contur interior și un con-
tur exterior (fig. 4), sau un singur contur cînd se proiectează limita res-
pectivă la jumătatea distanței dintre acoperiș și culcuș. în cazul cînd în-
chiderea efectivă a zăcămîntului este egală sau mai mică decît grosimea
rezervorului, conturul interior nu mai apare și zăcămîntul are apă tabu-
lară (fig. 5). închiderea efectivă a zăcămîntului se referă la intervalul din-
tre axa colectorului și izobata conturului acvifer, iar închiderea teo-
retică a zăcămîntului se definește prin distanța dintre axa colectorului
și izobata cea mai joasă care se închide în jurul axului, pe boltă, pe falii,
pe discordanțe sau pe linia de efilare a rezervorului. La zăcămintele stra-
tiforme boltite, puternic accidentate, cînd săritura faliei este mai mare
decît grosimea stratelor, limita apă-petrol diferă de la un bloc la altul.
Dacă în fiecare bloc există cîte un cap de gaze, fiecare bloc este indepen-
dent din punct de vedere hidrodinamic, dar din punct de vedere struc-
tural face parte din zăcămîntul respectiv;

zăcămîntul stratiform boltit neaccidentat, cu intercalații dese de
roci impermeabile, prezintă pentru fiecare strat o limită apă-petrol sau
apă-gaze și, în secțiunea verticală, această limită se prezintă pentru tot
zăcămîntul sub forma unei linii în zigzag;

zăcămintele stratiforme boltite din cuprinsul unui anticlinal dintr-o
regiune cutată sînt pronunțat boltite și, adeseori, compartimentate de fa-
lii, spre deosebire de cele din regiunile de platformă unde bolțile cutelor
au înclinări mici și în general nu sînt faliate. Cînd sînt compartimentate
de falii, acestea sînt, uneori, de mare anvergură, ajungînd chiar pînă la
fundament;

în regiuni cu o tectonică legată de diapirismul sării, zăcămintele
stratiforme boltite pot fi afectate de falii. în cazul unei cute anticlinale
legate de diapirismul profund se pot forma zăcăminte stratiforme boltite
ne(sau) accidentate de falii;

în cazul unei diapirism exagerat, zăcămintele sînt ecranate pe
flancurile sării, iar în cazul cînd rezervorul se efilează în sus, pe flancu-
rile masivului de sare, zăcămintele sînt ecranate litologic.

63

Clasificarea zăcămintelor stra-
tiforme boltite. în subgrupa zăcă-
mintelor stratiformc boltite, inde-
pendent de regiunile geologice din
care fac parte, au fost separate
trei genuri de zăcăminte și
anume:

Fig. 6. Zăcămint stratiform slab boltit:

1 — gaze; 2 — petrol; 3 — apă; 4 — roci im-
permeabile.

Zăcăminte stratijorme neacci-
dentate, care au două specii:

— zăcăminte stratiforme bolti-
te cu bolta slab pronunțată (fig 6);

— zăcăminte stratiforme boltite cu bolta bine pronunțată (fig. 7).
Zăcăminte stratijorme boltite slab accidentate, necompartimentate în

blocuri tectonice separate. La acest gen de zăcăminte au fost distinse
două specii:

zăcăminte compartimentate de falii epianticlinale care au bolțile
afectate de falii ce nu depășesc limitele zăcămîntului. Săritura faliei este
mai mică decît grosimea stratului și nu provoacă, în plan, deplasarea
limitei apă-petrol;

zăcăminte stratiforme boltite slab accidentate, compartimentate de
falii ce depășesc limitele zăcămîntului. în cazul cînd stratele din blocurile
compartimentate nu mai sînt în contact între ele, datorită intercalațiilor
impermeabile, rezervoarele respective se comportă ca rezervoare inde-
pendente.

Zăcămintele stratiforme boltite compartimentate de falii în blocuri
tectonice separate. La acest gen de zăcăminte au fost separate două specii:

zăcăminte stratiforme boltite, puternic accidentate, cu bolți com-
partimentate de falii epianticlinale. Rezervoarele din compartimentele de-
terminate de falii epianticlinale, chiar cînd decalajul este numai cu puțin
mai mare decît grosimea stratului productiv, se comportă, în procesul
exploatării, ca rezervoare separate. Faliile depășind limitele rezervoare-
lor separate de intercalații marnoase se comportă ca falii etanșe;

zăcăminte puternic accidentate, cu bolți compartimentate de falii
care depășesc limitele zăcămîntului. Aceste zăcăminte sînt compartimen-

64

Fig. 7. Zăcămint stratiform puternic boltit:

a — reprezentarea în sec'iune transversală a unul zăcămint stratiform
puternic boltit; b — reprezentarea în plan orizontal; l—l' — direcția sec-
țiunii; i — izobate construite la acoperișul rezervorului; A — apă;
P — petrol; l.a.p. — limita apă/petrol.

Fig.

a —

i—r

8. Zâcămînt stratii'orm boltit puternic compartimentat de o falie

normală:

reprezentarea în sec'iune transversală; b — reprezentarea în plan orizontal;
— direcția secțiunii; i — izobate construite la acoperișul rezervorului; A — apă;
P— petrol; l.a.p. — limita apă/petrol; F — falie normală.

Fig. 9. Zâcămînt stratiform boltit puternic compartimentat de o

falie inversă:

a — reprezentarea în secțiune transversală: b — reprezentarea în plan

orizontal; I—I — direcția sec"iunii: i — izobate construite la acoperișul

rezervorului; A — apă; P — petrol; l.a.p. — limita apă/petrol.

tate de falii în blocuri independente care se comportă diferit în timpul
exploatării (fig. 8, fig. 9, fig. 10).

Problemele explorării zăcămintelor stratiforme boltite. Problemele ex-
plorării preliminare a zăcămintelor stratiforme boltite se referă la:

— stabilirea poziției axului cutei anticlinale la adîncimea zăcămîn-
tului, avînd în vedere că asimetria mai mult sau mai puțin accentuată
a cutei face ca zăcămîntul să fie deplasat față de verticala axului de la
suprafață. în regiunile cutate, zăcămîntul este deplasat spre flancul mai
puțin înclinat al cutei, iar în regiunile de platformă, frecvent, zăcămîn-
tul este deplasat spre flancul mai înclinat al cutei. Pentru explorarea pre-
liminară a acestor zăcăminte se proiectează cîte trei sonde pe fiecare pro-
fil transversal. în cazul structurilor neaccidentate (de exemplu cazul do-
murilor), se proiectează cele două profile de sonde încrucișate, respec-
tiv o sondă pe axul cutei pus în evidență prin prospecțiuni, cîte o sondă

5 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi £5

Fig. 10. Zăcămînt stra-
tii'orm boltit puternic
compartimentat de o fa-
lie normală și de o fa-
lie inversă:

a — reprezentarea în sec-
țiune transversală; b — re-
prezentarea în plan; I—I'
— direcția secțiunii; i —
izobate construite la aco-
perișul rezervorului; A —
apă; P — petrol; l.a.p. —
limita apă/petrol; Pi — fa-
lie normală; F2 — falie in-
versă.

pe fiecare flanc și cîte o sondă pe fiecare periclin. în cazul cînd sînt falii,
discordanțe sau efilări ale stratelor productive, numărul sondelor de ex-
plorare preliminară este, în general, mai mare;

cunoașterea variației grosimii stratelor din cuvertura zăcămîntului,
în special pe baza datelor de foraj, cît și a variației grosimii și litofaciesu-
lui rezervoarelor;

caracteristicile colectoarelor și fluidelor pe întreg zăcămîntul (pe
boltă, flancuri, pe pericline).

Condiționat de rezultatul obținut de la sonda amplasată pe ax, se fo-
rează locațiile de pe flancuri și pericline. De asemenea forarea locații-
lor pe un profil este condiționată de rezultatele obținute de la sondele
de pe profilul precedent, în cazul cînd nu sînt, între aceste profile de son-
de, falii etanșe. Dacă s-au găsit gaze în boltă și apă pe un flanc nu se ex-
clude existența țițeiului pe periclinele cutei. Funcție de rezultatele obți-
nute prin forajul de explorare preliminară se proiectează forajul de con-
turare.

6.1.1.2. Zăcămintele stratiforme ecranate

Apariția capcanei este determinată de existența ecranului, care poate
fi tectonic, stratigrafie sau litologic. în cazul zăcămintelor stratiforme
ecranate tectonic, ecranul taie și închide rezervorul în sus pe înclinarea
lui prin o rocă impermeabilă. Partea faliată a formațiunii productive ia
contact cu o rocă impermeabilă. Pentru zăcămintele stratiforme ecranate
stratigrafie, mișcările epirogenice combinate cu cele orogenice sînt facto-
rii principali ai ecranului stratigrafie care acoperă discordant, prin roci
puțin impermeabile, stratele retezate de eroziune ale rezervoarelor în care
își face apariția capcana. în ceea ce privește zăcămintele stratiforme ecra-

66

nate litologic, factorul litologic duce la formarea capcanei, prin trecerea
gradată de la un facies grosier la vin facies pelitic. în depunerile legate
de zonele de luptă dintre uscat și apă, în vecinătatea liniei de țărm, are
loc o schimbare de litofacies, care poate fi locală sau regională. Schimbă-
rile liniei de țărm, influențate de mișcările pe verticală, sînt însoțite nu
numai de o variație de litofacies, dar și de o efilare a rezervoarelor.

Formarea zăcămintelor este determinată de presiunea apei în susul
stratului, care împinge și închide hidrocarburile în capcană, iar punerea
în loc a zăcămintelor are loc după apariția ecranului. Dacă, în timp, în
urma reluării mișcărilor tectonice, au apărut falii, într-o acumulare de
boltă sau monoclinală, zăcămîntul ecranat tectonic se poate forma după
producerea faliei, ca rezultat al redistribuirii hidrocarburilor în interio-
rul rezervoarelor.

Caractere generale ale zăcămintelor stratiforme ecranate:

cuprind zăcămintele de hidrocarburi formate într-un rezervor stra-
tiform care, în afară de pat și acoperiș, formate din roci impermeabile au,
în partea superioară, un ecran care determină apariția capcanei;

în partea inferioară a rezervorului, închiderea zăcămîntului este
făcută de apă, care se sprijină

pe acoperișul și patul rezervo- -/'

rului.

Clasificarea zăcămintelor
stratiforme ecranate. Corespun-
zător celor trei tipuri de zăcă-
minte, se deosebesc trei genuri
de zăcăminte și anume:

Zăcăminte stratiforme ecra-
nate tectonic, care au două spe-
cii:

zăcăminte ecranate de o
falie simplă (fig. 11 și fig. 12);

zăcăminte ecranate de o
falie cu structură complexă, ca-
zul zăcămintelor ecranate de
roci intrusive sau de masive de
sare (fig. 13).

Fig. 12. a — reprezentarea în secțiune a unui
rezervor stratiform ecranat tectonic, de o fa-
lie simplă; b — reprezentarea în plan orizon-
tal; /—V — direcția secțiunii; i — izobate
construite la acoperișul rezervorului; i.f —
izobatele faliei; i.f.r. — intersecția faliei cu
acoperișul rezervorului; F — falie.

Fig. 11. Zăcămînt strati-

form ecranat tectonic de o

falie simplă:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci
impermeabile; F — falie.

Zăcăminte stratiforme ecra-
nate stratigrafie, la care au fost
deosebite, de asemenea două
specii:

5'

67

Fig. 13. Zăcămînt strati form ecra-
nat de o falie cu structură com-
plexă datorită rocilor intrusive
(regiunea Tampico-Tuxpan, Me-
xic).

Fig. 14. Zăcămînt stratiform
ecranat de o suprafață de dis-
cordanță plană d:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci
impermeabile.

Fig. 15. Rezervor stratiform ecranat stra-
tigrafie:

a — reprezentarea în secțiune: I—r — direcția
secțiunii; b — reprezentarea în plan orizontal;
i — izobate construite la acoperișul rezervo-
rului; i.d. — izobatele discordanței; i.d.r. — in-
tersecția discordantei cu acoperișul rezervoru-
lui.

zăcăminte ecranate de o suprafață de discordantă plană (fig. 14 și
fig. 15);

zăcăminte ecranate de o suprafață de discordanță complexă, la" care
suprafața de discordanță taie fie capete de strat, fie zăcăminte stratiforme
boltite în zona lor de boltă (fig. 16);

Zăcăminte stratiforme ecranate litologice, la care, după modul de efi-
lare a rezervoarelor, se deosebesc două specii;

zăcăminte stratiforme ecranate prin efilarea rectilinie a rezervoare-
lor (fig. 17 și fig. 18);

zăcăminte stratiforme ecranate prin efilarea curbilinie a rezer-
voarelor, în formă de feston (fig. 19). Din această categorie fac parte și
zăcămintele ecranate de dopuri de asfalt.

Ca exemple de zăcăminte stratiforme ecranate tectonic se pot men-
ționa zăcămintele din monoclinalele din zona cutelor diapire și Depresiu-
nea Getică, iar ca exemple de zăcăminte stratiforme ecranate stratigrafie,
se citează zăcămintele din prepliocenul unităților mai sus menționate.

Ca exemplu de zăcămînt ecranat litologic prin efilarea rectilinie a
rezervorului se citează zăcămîntul din complexul sarmațian VIII de pe
flancul de nord al structurii Țicleni din Depresiunea Getică.

68

Fig. 16. Zăcămînt strati-
form ecranat de o supra-
față de discordanță com-
plexă (structura Hauskir-
chen, bazinul Vienez-Mo-
rav):
1 — petrol; 2 — gaze.

Fig. 17. Zăcăminte
strati forme ecranate
litologic prin efilarea
rectilinie a rezervo-
rului :
1 — petrol; 2 — apă.

Problemele explorării zăcămintelor stratiforme ecranate. Principala
problemă a explorării zăcămintelor stratiforme ecranate constă în pune-
rea în evidență a zacamîntului, în partea cea mai ridicată structural a
capcanei, în apropierea ecranului tectonic, stratigrafie sau litologic cît
și mai jos pe flanc, pentru cunoașterea conturului acvifer.

Pe baza informațiilor obținute prin prospecțiunile geofizice, cartarea
geologică și, dacă este cazul, și după datele forajului structural de pros-
pecțiune, se dă o reprezentare aproximativă a formei rezervorului cît și
a ecranelor și se amplasează sonde, în general, în număr de trei, pe pro-
file transversale care au ca obiective precizarea ecranului, a grosimii și
formei rezervorului, iar în faza de explorare preliminară au ca obiectiv
descoperirea zacamîntului. Unele sonde amplasate mai jos structural vor

Fig. 18. Rezervor ecranat litologic:

a — reprezentarea în secțiune; b — re-
prezentarea in plan orizontal; I—r — di-
recția secțiunii; i — izobate Ia acoperi-
șul rezervorului; i.p. — izopachite; e.l. —
ecran litologic.

Fig. 19. Zăcăminte stratiforme

ecranate litologic prin efilarea

curbilinie (în formă de feston) a

rezervorului:

1 — pe.rol; 2 — apă.

69

putea pune în evidență conturul acvifer sau vor cădea în zona de apă,
sau alte sonde amplasate mai sus structural vor putoa găsi partea infe-
rioară a rezervorului sau vor depăși linia ecranului, ceea ce face ca ce-
lelalte foraje să fie condiționate de primele rezultate obținute. Funcție de
rezultatele explorării preliminare urmează explorarea de conturare, etapă
în care ordinea de săpare a sondelor este condiționată de rezultatele ob-
ținute în explorarea preliminară.

6.1.2. GRUPA ZĂCĂMINTELOR MASIVE

Aceste zăcăminte studiate inițial ca zăcăminte cu formă neregulată,
au fost separate de I. O. Brod (1940) ca o grupă aparte, în urma cercetă-
rilor făcute asupra zăcămintelor din Platforma Rusă legate de proeminen-
țele unor serii groase de roci neseparate de roci impermeabile.

Apariția capcanei în cazul acestor zăcăminte este legată de cauzele
ce determină formarea proeminențelor și care pot fi tectonice, de eroziune
sau biogene. Proeminențele tectonice se formează în urma boltirii roci-
lor masive, boltiri însoțite de fisurarea rocilor care capătă însușiri de
rezervor natural și care permit deplasarea liberă a fluidelor. Capcana,
în cazul proeminențelor de eroziune, se formează în condițiile supunerii
rocilor compacte, acțiunii agenților de eroziune ce dau naștere unui relief
de eroziune ale cărui proeminențe, datorită agenților externi de distru-
gere, capătă însușiri de rezervor natural, prin formarea unor zone de
permeabilitate și porozitate mărită. în ceea ce privește formarea capca-
nei în proeminențe de calcare biogene, aceasta are loc cînd calcarele bio-
gene, supuse mult timp acțiunii agenților externi și procesului de circu-
lație și de spălare a apelor capătă însușiri de rezervor natural prin for-
marea unor zone de permeabilitate și porozitate mărită.

în toate cele trei cazuri, rocile respective după ce au căpătat însu-
șiri de rezervor natural, datorită mișcărilor epirogenice sînt îngropate și
acoperite de roci impermeabile.

Formarea zăcămintelor are loc după scufundarea proeminențelor și
acoperirea lor de roci impermeabile, datorită împingerii pe verticală a
hidrocarburilor de către apă în capcană. Forma zăcămîntului este dată
de forma stratelor impermeabile din acoperiș.

Caracterele generale ale acestor zăcăminte pot fi rezumate astfel:

sînt cantonate în rezervoare naturale groase, omogene din punct
de vedere litologic, formate fie din roci de tip granular, compacte, fisu-
rate, fie din roci de tipul calcarelor și dolomitelor, fie de tipul rocilor me-
tamorfice sau eruptive ce au zone de porozitate și permeabilitate mărite
în urma unor procese de diageneză;

pot fi cantonate și în rezervoare alcătuite din roci stratificate ne-
omogene, de natură litologică diferită — gresii, calcare fisurate, conglo-
merate slab cimentate, gipsuri fisurate și dolomite (în cazul zăcămintelor
în preeminențe de eroziune), în care, în urma unor procese tectonice sau
de eroziune, s-au format zone de permeabilitate și porozitate mărite, ne-
separate de roci impermeabile ca de altfel și la rezervoarele omogene.

apa, petrolul și gazele sînt separate după suprafețe plane, care taie
întreaga masă a rezervorului, indiferent de natura litologică a rocilor:

în timpul exploatării, rezervorul masiv se comportă ca un rezer-
vor unic, avînd aceleași suprafețe de contact apă-pctrol și gaze-petrol pe
toată întinderea proeminențelor izolate sau grupate;

70

Fig. 20. Zăcămînt masiv în proemi-
nență tectonică nelaliată, în rezer-
vor omogen:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci im-
permeabile.

în rezervoarele omogene din
punct de vedere litologic, ca și în
cele neomogene, sînt zone de mare
și mică permeabilitate, funcție de ca-
re și debitele sondelor sînt diferite;

apa se deplasează pe vertica-
lă, de la talpă spre acoperișul rezer-
vorului și avansarea limitei apă-pe-
trol poate varia uneori pentru unele
zone ale rezervorului de la orizon-
tală, datorită variației permeabilității.

Clasificarea zăcămintelor masive. După cauzele care determină for-
marea proeminențelor, zăcămintele masive se împart în trei subgrupe:

Zăcăminte masive în proeminențe tectonice, subgrupă la care s-au deo-
sebit două genuri de zăcăminte:

zăcăminte masive în proeminente nefaliate, cu rezervor omogen
(fig. 20 și fig. 21);

zăcăminte masive în proeminențe separate de falii, cu rezervor
omogen (fig. 22).

Fiecare gen din aceste zăcăminte, fie ele faliate sau nefaliate, cu-
prinde, după structura rezervorului, care poate fi omogenă sau neomo-
genă, cîte două specii.

Ca exemple de zăcăminte masive în proeminențe tectonice din regiuni
cutate se menționează zăcămintele din seria calcarelor de Asmari (Iran),

Fig. 21. Zăcămînt masiv, în rezervor omogen:
a — reprezentarea în secțiune; b — reprezentarea in plan ori-
zontal; /—/' — direcția secțiunii; i — izobate la acoperișul zâ-
câmîntului; P — petrol; A — apă; l.a.p. — limita apă/petrol

tabulară.

Fig. 22. Zăcămînt masiv în proemi-
nență tectonică, în rezervor omogen fa-
liat:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-
bile; l.a.p. — limită apă-petrol tubulară.

71

iar din regiuni de platformă, zăcă-
mintele din calcarele namuriene din
Platforma Rusă.

Fig. 23. Zăcămînt masiv în proemi-
nentă de eroziune (structura Rober-
son — S.U.A.):
1 — petrol; 2 — apă.

Zăcăminte masive în proemi-
nențe de eroziune, ca de exemplu ză-
cămîntul din structura Roberson
— S.U.A. (fig. 23 și fig. 24).

Zăcăminte masive în proeminențe
de calcare biogene, la care se deose-
besc două genuri:
– zăcăminte masive în proeminențe izolate (fig. 25);
— zăcăminte masive în proeminențe grupate, ca de exemplu zăcămin-
tele din masivele de calcare biogene din Bașkiria (U.R.S.S.) (fig. 26).

Zăcămintele masive se întîlnesc în regiunile cutate, dar predomină
în regiunile de platformă.

în țara noastră se cunosc zăcăminte de tip masiv în Platforma Moe-
sică și de trecere de la stratiforme boltite la zăcăminte de tip masiv, —
ca de exemplu în oligocenul subzonei externe a flișului paleogen din
Moldova, unde limita apă—petrol este tabulară din cauza discontinuității
intercalațiilor impermeabile.

Problemele explorării zăcămintelor masive. Aceste probleme se re-
feră la litologia rezervorului, la lipsa intercalațiilor impermeabile, la va-
riația porozității și permeabilității rezervorului, la condițiile de zăcă-
mînt ale țițeiului și gazelor, și la adîncimea la care este întîlnîtâ limita
apă—petrol tabulară, pusă în evidență prin 2—3 sonde și caracteristică
pentru aceste zăcăminte.

Dacă în cazul proeminențelor tectonice, conturul zăcămîntului este,
în general, de formă ovală, în cazul zăcămintelor legate de proeminențele
de eroziune și, uneori, și în cazul zăcămintelor legate de proeminențe
biogene, forma conturului zăcămîntului este sinuoasă, datorită neregula-

72

Fig. 24. Rezervor masiv în proeminență de eroziune:
a — reprezentarea în secțiune; b — reprezentarea în plan;
I—f — direcția secțiunii; 1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-
bile; i — izobate la acoperișul zăcămîntului; l.a.p. — limita
apâ-petrol tabulară.

Fifir. 25. Zăcămînt masiv în proemi-
nență izolată formată din calcare
biogene:
1 — petrol; 2 — apă.

Fig. 26. Zăcămînt masiv în proeminențe

de calcare biogene grupate, cu același

acvifer:

a — reprezentarea în secțiune; b — repre-
zentarea în plan; l—I' — direcția secțiunii;
1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-
bile; l.a.p. — limita apă-petrol tabulara.

Fig. 26. Zăcămînt masiv în proeminențe
de calcare biogene grupate, cu același

acvif ci-
ti — reprezentarea în secțiune; b — repre-
zentarea în plan; l—l' — direcția secțiunii;
1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-
bile; l.a.p. — limita apă-petrol tabulara.

ritaților formelor rezervoarelor din relieful de eroziune, acoperite de
roei impermeabile. Pentru un zăcămînt masiv, de gaze, presiunea inițială
poate să rezulte din primele cîteva sonde, iar debitele de gaze ale son-
delor variază mai puțin de la o zonă la alta a rezervorului masiv decît
debitul de țiței, funcție și de porozitatea efectivă. Explorarea acestor ză-
căminte pune problema forării cîtorva sonde, în vederea cunoașterii li-
mitei gaze—apă tabulară, a formei rezervorului, precum și a valorii me-
dii a porozității efective și a presiunii zăcămîntului.

Spre deosebire de zăcămintele de gaze, debitul sondelor pentru zăcă-
mintele de țiței care depinde și de porozitatea efectivă și permeabilita-
tea colectorului variază mult în cazul rezervoarelor omogene și foarte
mult în cazul rezervoarelor neomogene. Rezervoarele neomogene ridică
dificultăți în conturarea zonelor diferit productive ale zăcămîntului și
impune săparea unui număr mare de sonde, ceea ce face ca explorarea
să însoțească adesea exploatarea.

6.1.3. GRUPA ZĂCĂMINTELOR DELIMITATE LITOLOGIC

Apariția capcanei este determinată fie de prezența lentilelor și cor-
doanelor de nisipuri macrogranulare sau gresiilor slab consolidate, deli-
mitate litologic de roci impermeabile sau de nisipuri cu porii fini, dato-
rită variației de litofacies din cuprinsul stratului respectiv, fie de pre-
zența zonelor de porozitate și permeabilitate mărite ale rocilor compacte.

Formarea zăcămintelor de petrol sau de gaze din rezervoarele delimi-
tate litologic, care de regulă se găsesc închise în formațiunea mamă de
petrol,^ ca zăcăminte primare, poate fi explicată prin trecerea hidrocarbu-
rilor, în urma tasării, clin rocile politice în intercalațiile macrogranulare,
unde se acumulează. Trecerea hidrocarburilor din porii fini în zone cu
permeabilitate și porozitate mărite și acumularea lor în aceste zone se
face sub acțiunea apei.

Caracterele generale ale acestor zăcăminte pot fi rezumate astfel:
— au o răspîndire locală și sînt legate de zone izolate de forme ne-
regulate formate din nisipuri și gresii, zone de mare permeabilitate și
porozitate ale rocilor metamorfice, sau uneori, ale rocilor eruptive fi-
surate, ale masivelor de calcare și dolomite înconjurate de roci nesatu-

73

rate cu hidrocarburi sau în cazul calcarelor înconjurate de roci mai pu-
țin saturate cu petrol, iar uneori cu apă;

fiecare rezervor reprezintă cîte o acumulare izolată;

apa din aceste zăcăminte, atunci cînd există, servește ca pat zăcă-
mîntului, ea fiind inactivă și nivelul ei diferă de la un rezervor la altul;

rezervoarele, de regulă, sînt situate în părțile mai ridicate struc-
tural ale formațiunii în care sînt cuprinse, fie acestea zonele bolților an-
ticlinale, fie părțile ridicate structural ale monoclinalelor.

Zăcămintele delimitate litologic sînt întîlnite atît în acumulările de
petrol și gaze de tip stratiform boltit, în ale căror rezervoare nisipoase,
datorită unei variații de litofacies, sînt lentile de nisip grosier, fie în
zăcămintele de tip masiv, formate din calcare și dolomite, în zonele de
mare permeabilitate ale acestora.

Clasificarea zăcămintelor delimitate litologic. Zăcămintele delimitate
litologic, după raportul dintre rezervoare și rocile care le delimitează, sînt
împărțite în următoarele trei subgrupe:

zăcăminte delimitate de roci acvifere (fig. 27);

zăcăminte delimitate de roci impermeabile (fig. 28);

zăcăminte delimitate parțial de roci acvifere, parțial de roci im-
permeabile (fig. 29).

Fiecare din primele două subgrupe au cîte două genuri, după carac-
terul colectorului (nisipos sau calcaros) și după originea lui (de exem-
plu: lentile de nisipuri cu granulație mare, delimitate de nisipuri fine
sau argile, zone de mare porozitate și permeabilitate din calcare, dolo-
mite și roci metamorfice sau eruptive, sau acumulările din rocile poros-
permeabile, formate pe seama unui relief erodat. Ca exemplu din prima
subgrupă, din regiunea de platformă, se poate menționa zăcămîntul din
lentilele cu granulație mare incluse în gresia acviferă de „o sută de pi-
cioare" din Pensylvania (S.U.A.) (fig. 27).

Ca exemplu de zăcăminte din subgrupa a doua, din regiunea cutată,
se menționează zăcămîntul din zona de porozitate mărită a serpentine-
lor din structura Kurokawa (Japonia) (fig. 30);

Din subgrupa a treia, ca exemplu se menționează zăcămîntul din ori-
zontul A—4 din microrelieful gresiilor namuriene din Platforma Rusă.

Tot din grupa zăcămintelor cu forme neregulate mai fac parte și ză-
cămintele în formă de șiret sau cordon, ele tipul cordoanelor litorale, a
celor din pragurile deltice sau aluvionare, din paleovăi, umplute cu roci
poros-permeabile.

Fig. 27. Zăcăminte delimitate li- Fig. 28. Zăcăminte delimitate li-
tologic de roci acvifere: tologic de roci impermeabile:

1 — gaze; 2 — petrol; 3 — nisip ac- 1 — gaze; 2 — petrol; 3 — argilă;
vifer; 4 — roci impermeabile. 4 — apă.

74

Ca exemple de zăcăminte delimitate litologic din structurile petroli-
fere și gazeifere din țara noastră se menționează zăcămintele lentiliforme

Fig. 29. Zăcăminte delimitate
litologic parțial de roci acvi-
ferc, parțial de roci imper-
meabile:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci
impermeabile.

Fig. 30. Zăcăminte delimitate litolo-
gic, structura Kurokawa (Japonia):

1 — în lentile de nisip; 2 — în zonele

de porozitate mărită ale serpentinelor;

3 — roci impermeabile.

din sarmațianul și tortonianul structurii Urși, din Depresiunea Getică și
zăcămintele lentiliforme din sarmațianul structurii Roman-Secuieni din
Platforma Moldovenească.

Probleme puse în explorarea zăcămintelor delimitate litologic. Deter-
minarea tipului de zăcămînt se face pe baza datelor de producție ce ca-
racterizează raportul dintre petrol, gaze și apă, cît și pe baza datelor ce
caracterizează litologia rocilor ce înconjoară rezervorul.

Pentru o cît mai bună delimitare a rezervorului se impune executarea
de microcarotaj sau de carotaj amplificat și un studiu de detaliu al ca-
rotelor mecanice extrase din zona respectivă.

în general, aceste zăcăminte din punct de vedere industrial rar au o
importanță mare. Ele produc datorită energiei gazelor din petrol și în
ultima fază produc în regim gravitațional.

Datorită faptului că aceste zăcăminte nu se pot identifica, uneori,
prea ușor, multe dintre ele au fost descrise destul de sumar, ceea ce a
făcut să se creadă că sînt rare, deși ele sînt întîlnite atît în regiuni cu-
tate, cît și în regiuni de platformă. Aceste zăcăminte pot fi considerate ca
făcînd parte din așa-numita categorie a zăcămintelor subtile (ascunse,
discrete).

Avînd în vedere că zăcămintele delimitate litologic se caracterizează
printr-o mare neregularitate a repartiției lor atît în suprafață, cît și în
adîncime, este destul de greu să se dea criterii pentru explorarea lor.

In general, orientarea lucrărilor de explorare ține seama de zonele de
ridicare structurală ale cutelor anticlinale, monoclinalelor, discordanțelor
și efilărilor rezervoarelor din diferite etaje structurale. în prima
etapă, sondele de referință sînt amplasate într-o rețea largă și după ce
s-au descoperit colectoarele delimitate litologic se sapă sonde amplasate
la distanțe mici, care încadrează zona productivă. Suprafețele explorate
trec în exploatare, pe măsură ce s-a descoperit zăcămîntul, fără o prea-
labilă conturare a lor.

6.1.4. ZĂCĂMINTE COMBINATE (INTERMEDIARE, DE TRECERE, MIXTE)

Aceste zăcăminte prezintă caractere mixte, de trecere, de la o grupă
sau subgrupă (de zăcăminte stratiforme), la alta.

în clasificarea zăcămintelor combinate (C. Beca, 1975) s-a ținut seama
de caracterele de grupă pentru zăcămintele masive și delimitate litologic
și de caracterele de grupă și de subgrupă, în cazul zăcămintelor strati-
forme (fig. 31). în această clasificare zăcămîntul a fost considerat în ge-

75

neral, în sens larg, format din mai multe colectoare și numai rar în sens
restrîns (exemple date în figurile 31, 6, 25, a, 26, b și 27, b).

Zăcămintele combinate se cunosc în aproape toate regiunile gazei-
fere și petrolifere din țara noastră.

6.1.5. ZĂCĂMINTE SUBTILE (DISCRETE, ASCUNSE)

Din această grupă fac parte (C. Beca, 1983) zăcămintele lentiliforme,
zonele de mare permeabilitate și porozitate ale rocilor sedimentare com-
pacte, zonele de alterare și de fisurare ale reliefurilor eruptive îngro-
pate și metamorfice și altele. O altă problemă care formează preocupă-
rile geologilor petroliști, ca și în cazul zăcămintelor subtile, este aceea a
structurilor. Atît pentru zăcămintele subtile cît și pentru structurile
ascunse s-a întocmit cîte o clasificare a acestora (C. Bcca, 1983) cu
exemplificări din țară și străinătate.

6.2. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DUPĂ RELAȚIA DINTRE GAZE,
PETROL Șl APĂ IN INTERIORUL REZERVOARELOR NATURALE

Relațiile dintre gaze, petrol și apă în interiorul rezervoarelor naturale
sînt în funcție de permeabilitatea rezervorului, de starea fizică a fluide-
lor în condițiile de zăcămînt, de formele inițiale și finale de energie ale
zăcămîntului. I. O. Brod a împărțit zăcămintele, după conținutul de gaze,
în categorii și acestea, la rîndul lor, au fost împărțite în clase, după ro-
lul apei. După conținutul de gaze s-au stabilit patru categorii de zăcă-
minte și anume:

zăcăminte pur gazeifere;

zăcăminte de petrol cu cap de gaze primar;

zăcăminte de petrol bogate în gaze dizolvate;

zăcăminte de petrol sărace în gaze dizolvate.

După rolul apei, fiecare categorie s-a împărțit în trei clase de zăcă-
minte și anume:

zăcăminte cu apă activă, cantonate, în general in rezervoare ușor
permeabile;

zăcăminte cu apă inactivă, cantonate în rezervoare cu permeabili-
tate mai slabă, aceasta datorită fie unei schimbări primare de litofacies,
fie unei schimbări secundare, prin cimentare;

— zăcăminte lipsite de apă liberă (zăcămintele delimitate litologic).
Forma inițială de energie pentru zăcămintele de gaze este dată de

gaze și împingerea de apă, în cazul zăcămintelor cu apă activă, iar pen-
tru zăcămintele cu apă inactivă și lipsite de apă liberă, este dată de
gaze. Forma finală de energie pentru toate cele trei clase este dată de
gaze.

Pentru zăcămintele de petrol cu cap de gaze primar, forma inițială de
energie la cele cu apă activă este dată de gaze și împingere de apă, iar
la celelalte două clase este dată de gaze. Forma finală de energie este
gravitațională pentru toate cele trei clase de zăcăminte.

Pentru zăcămintele de petrol bogate în gaze dizolvate, prima clasă are
forma inițială de energie dată de gazele dizolvate și împingere de apă,
iar pentru celelalte două clase, este dată de gazele dizolvate. Forma fi-
nală de energie pentru toate clasele este gravitațională.

Pentru categoria zăcămintelor de petrol sărace în gaze dizolvate, forma
inițială de energie, pentru clasa zăcămintelor cu apă activă, este dată de

76

F/c,'. 31. ZăcăminU1 combinate (clasilicare C. Bcca, 197o):
G — gaze; P — petrol; A — apă.

împingerea de apă, iar pentru celelalte două clase, cît și forma finală
de energie, pentru toate clasele, este gravitațională.

în ceea ce privește corelația dintre clase și grupele de zăcămînt, la
zăcămintele stratiforme, masive și de trecere de la stratiforme la masive,
apa poate să fie activă sau inactivă, și sînt lipsite de apă liberă zăcă-
mintele delimitate litologic.

Această clasificare a zăcămintelor este necesară pentru evaluarea ză-
cămintelor nou descoperite, pentru modul de exploatare a sondelor și a
zăcămîntului în totalitatea lui.

7. ZONELE DE ACUMULARE

Așa după cum au fost definite, zonele de acumulare reprezintă ele-
mentele cele mai mari din cadrul unui bazin gazeifer, petrogazeifer sau
petrolifer. I. O. Brod (1947, 1960), V. E. Hain (1954) și N. Y. Uspenskaia
(1967) au acordat atenție structurii zonelor de acumulare și ținînd seama
și de clasificările făcute de autorii menționați, C. Beca (1974) a deosebit
cinci tipuri de zone de acumulare și anume: structurale, stratigrafice,
litologice, exostructurale și astructurale.

Zonele de acumulare exostructurale sînt legate de masivele recifale,
iar cele astructurale, de zone de alterare diagenetică și epigenetică a ro-
cilor. Cele mai numeroase zone de acumulare sînt cele de tip structural,
care pot fi formate, în cea mai mare parte, din structuri de același tip,
respectiv din anticlinale, brachianticlinale, domuri etc, sau pot fi com-
binate (mixte), formate din structuri de diferite tipuri (domuri și anti-
clinale; anticlinale și monoclinale; anticlinale, brachianticlinale și do-
muri etc).

De asemenea sînt zone de acumulare legate de suprafețe de discor-
danțe stratigrafice regionale și zone de acumulare legate de efilarea re-
gională a rocilor colectoare.

O deosebită importanță pentru amplasarea cît mai bună a forajelor
de mare adîncime este cunoașterea zonelor de acumulare suprapuse și
aici s-au separat șase tipuri (C. Beca-1976) și anume: stratigrafică,
structurală-litologică, structurală-astructurală, litologică-structurală, lito-
logică-stratigrafică, litologică-astructurală. Dar, sînt cazuri cînd pot fi
întîlnite mai multe zone de acumulare suprapuse, în special cele de tip
stratigrafie, uneori în număr de patru și chiar cinci.

în vederea unei cît mai bune orientări a lucrărilor de prospecțiuni și
explorare prezintă o deosebită importanță modul de distribuție în plan
orizontal a structurilor, care formează zone de acumulare.

Din acest punct de vedere se cunosc 10 grupe de zone de acumulare
și anume: lineare; lineare (în culise); sub formă de arc; de evantai; cerc
întrerupt; terestre-subacvatice lineare; subacvatice lineare (în culise);
subacvatice lineare; subacvatice în evantai și terestre-subacvatice în
evantai.

Cunoașterea distribuției zonelor de acumulare ca și a zonelor de acu-
mulare suprapuse, sînt de o deosebită importanță în estimarea, după
primele rezultate, a perspectivelor bazinelor respective, atît în extin-
dere, pe orizontală cît și în adîncime, pe verticală.

78

PARTEA A DOUA

URMĂRIREA FORAJELOR
DIN PUNCT DE VEDERE GEOLOGIC

8. CAROTAJUL MECANIC. REPERE STRATIGRAFICE

8.1. SCOPUL CAROTAJULUI MECANIC.

CAROTELE MECANICE NEORIENTATE, ORIENTATE,

LATERALE, PROBELE DE DETRITUS

Urmărirea forajelor din punct de vedere geologic se face prin execu-
tarea unor lucrări speciale în gaura de sondă și una din aceste lucrări
constă în extragerea de carote mecanice. Cu ajutorul carotelor mecanice
în special ca și al probelor de detritus se poate cunoaște profilul lito-stra-
tigrafic al structurii, în zona unui foraj, iar, în timp, în urma forajului
mai multor sonde, al structurii în totalitatea ei. Tot cu ajutorul carotelor
mecanice se obțin informații care stau la baza interpretării tectonicii
structurii, precum și informații privind existența zăcămintelor de hidro-
carburi, așa după cum se va vedea din cele ce urmează.

Carotele mecanice pot fi neorientate, orientate și laterale. Dintre aces-
tea, numai primele și ultimele carote menționate se extrag în prezent,
deoarece carotele mecanice orientate au fost înlocuite cu lucrări de pan-
dajmetrie. în interpretarea tectonicii unei structuri sau a unui zăcămînt,
carotele mecanice dau informații despre înclinarea stratelor, spre deose-
bire de operația de pandajmetrie care dă și direcția orientării înclinării
stratelor, informație obținută și prin carotele mecanice orientate. Se impune
ca descrierea unei carote mecanice să fie judicios și corect făcută, pentru
a se putea face, în final, corelări ale diferitelor profile lito-stratigrafice
ale sondelor de pe aceeași structură. Fiecare porțiune dintr-o carotă se
descrie separat dacă diferă din punct de vedere litologic sau al culorii,
se menționează înclinarea stratelor și se analizează din punct de vedere
paleontologic, în vederea determinării vîrstei geologice. De asemenea, se
menționează dacă rocile poros-permeabile din carota respectivă după
reacțiile pe care le dau cu solvenții hidrocarburilor indică prezența sau
lipsa acestora. Uneori, dacă este cazul, se menționează prezența oglinzilor
(fețelor) de fricțiune. După o analiză sumară a carotelor, făcută uneori
chiar imediat după ce au fost extrase, ea este detailată în laborator, din
punct de vedere litologic, paleotologic, petrografic și petrofizic.

Carotele mecanice se extrag funcție de gradul de documentare care
este determinat de categoriile și sarcinile sondelor. La sondele de pros-
pecțiuni ca și la cele de explorare, datorită problemelor ce urmează să fie
rezolvate prin aceste sonde, carotele mecanice sînt în număr mai mare,
spre deosebire de sondele de exploatare, cînd zăcămîntul se consideră

cunoscut. La fixarea numărului de carote ce trebuie extrase de la sondele
de prospecțiuni sau de explorare, trebuie să se țină seama și de valorile
înclinării stratelor obținute de la primele carote extrase dintr-o forma-
țiune. Astfel, la înclinări pînă la circa 50° se iau carote, din formațiunile
probabile sau posibile productive, din 50 în 50 de m și în cazul cînd
valoarea înclinării stratelor depășește 60—70°, se iau carote din circa
100 în 100 m. In cazul cînd la o sondă de prospecțiune sau de explorare,
în baza unei carote extrase sînt raci poros-permeabile cu hidrocarburi
se va carota în continuare în mod obligatoriu, pe toată grosimea inter-
valului de roci poros-permeabile cu hidrocarburi.

Spre deosebire de carotele neorientate care, uneori, pot fi extrase în
număr mare, numai din roci impermeabile, carotele laterale dau posibili-
tatea de a obține informații asupra intervalelor poros-permeabile, după
diagrafia geofizică de sondă, care n-au fost carotate. Intervalele de unde
vor fi luate, din peretele găurii de sondă, aceste carote, sînt fixate după
diagrafia geofizică de sondă. Aceste carote, a căror lungime este de circa
3 cm și diametrul de circa 1 cm, dau informații asupra litologiei rocilor
și, după caz, dacă acestea sînt purtătoare de hidrocarburi. Uneori prin
această metodă nu se obțin informațiile scontate, fie datorită faptului că
turta formată de fluidul de foraj este destul de groasă și carota nu aduce
deloc rocă, fie datorită faptului că roca este dură și, de asemenea, nu se
poate extrage nimic.

Documentarea privind profilul lito-stratigrafic al unei sonde se mai
poate obține și cu ajutorul probelor de detritus, care la sondele de pros-
pecțiuni și explorare pot fi luate din 2 în 2 m sau chiar continui. Uneori
în probele de detritus sînt și macrofosile de talie mică, bine conservate și
care pot da informații prețioase asupra vîrstei geologice a formațiunii
traversate de un foraj. Urmărindu-se și analizîndu-se cu atenție aceste
probe se pot obține, uneori, informații prețioase, ca de exemplu prezența
pentru prima dată a unor fragmente de gresii îmbibate cu hidrocarburi,
ceea ce pune problema extragerii imediate a unei carote mecanice. De
asemenea, cu ajutorul lor putem să luăm cunoștință de monotonia din
punct de vedere litologic a unei formațiuni geologice, de exemplu, a unei
formațiuni exclusiv marnoase. Tot cu ajutorul lor pot fi urmărite prin
foraje de explorare și în special prin forajele de exploatare, reperele stra-
tigrafice, caracteristice unui zăcămînt, și care prezintă o deosebită impor-
tanță în corelarea profilelor lito-stratigrafice ale forajelor. La descrierea
probelor de detritus se menționează procentual, fragmentele de roci de-
scrise din punct de vedere litologic.

Dacă la sondele de prospecțiuni și explorare numărul carotelor meca-
nice și al operațiilor de pandajmetrie trebuie să fie suficient de mare
pentru ca documentarea geologică să fie cît mai completă, la sondele de
exploatare, în general, nu se extrag carote mecanice, iar probele de detri-
tus se iau numai pe intervale limitate la circa 20 m, înainte de fiecare
limită stratigrafică estimată, pentru verificarea acesteia, operație care
dă rezultate foarte bune, avînd în vedere că pe o structură cunoscută,
cu un număr suficient de sonde sînt și repere stratigrafice care dau posi-
bilitatea urmăririi forajelor.

în ultimii ani, instalațiile de foraj pentru sondele de prospecțiuni sau
de explorare sînt dotate cu „Stații geoservices" care au aparatură pentru
controlul și urmărirea procesului de foraj și pentru determinarea carac-
teristicilor geologo-fizice ale formațiunilor geologice traversate. Astfel se
pot cunoaște, în orice moment, parametrii de foraj (apăsarea pe sapă,

80

turația, debitul și presiunea pompelor, viteza de avansare a sapei, adîn-
cimea sondei etc), caracteristicile fluidului de foraj (greutatea specifică,
viscozitatea, filtratul, turta, gelația, tixotropia etc), conținutul în hidro-
carburi al fluidului de foraj, temperatura și rezistivitatea fluidului de
foraj. Pe baza analizelor carotelor mecanice în timpul forajului se sta-
bilesc caracteristicile geologo-fizice ale formațiunilor geologice traver-
sate se pot face determinări privind litologia rocilor, conținutul de car-
bonați, porozitatea, permeabilitatea, saturația în apă interstițială și con-
ținutul în hidrocarburi.

Stațiile geoservices au calculatoare electronice pentru prelucrarea ra-
pidă și interpretarea cantitativă a datelor obținute. în urma prelucrărilor,
toți parametrii de foraj și caracteristicile fizico-geologice ale rocilor forate
sînt reprezentate grafic, în funcție de adîncime.

8.2. GRADUL DE DOCUMENTARE PRIN CAROTE MECANICE
FUNCȚIE DE CATEGORIILE Șl SARCINILE FORAJULUI

Forajele care intervin în etapa a doua a prospecțiunilor, în așa numita
prospecțiune detailată, sînt foraje structurale (în suprafață) și foraje de
referință (în adîncime). Aceste foraje, care, uneori, după caz, sînt folosite
și în prima etapă a prospecțiunilor sînt absolut necesare pentru lămuri-
rea posibilităților de existență a zăcămintelor de hidrocarburi legate de zona
de acumulare dintr-un sector al unui bazin probabil sau posibil petrolifer
sau gazeifer.

Sarcinile forajului structural, extins în suprafață, constau în a cerceta
particularitățile stratigrafice (discordanțe), litologice (variații de facies,
efilări) și tectonice (cute, falii) ca elemente geologice de care sînt legate
posibilitățile de existență a capcanelor și care nu sînt suficient cunoscute
după cercetările geologice și geofizice din etapa de prospecțiune
prealabilă.

Forajul de referință are sarcina de a da informații atît asupra profi-
lului lito-stratigrafic în adîncime, cît și asupra condițiilor de geneză și
de acumulare a hidrocarburilor, respectiv de a se obține informații pri-
vind rocile-mamă, rocile rezervor, rocile protectoare, lacunele stratigra-
fice, discordanțele, efilările, accidentele tectonice, structurile în pînză,
structurile îngropate, problemele de hidrogeologie etc. Aceste foraje dau
informații și asupra raporturilor dintre unitățile tectonice mari și care
interesează structura cercetată, în ansamblul ei.

Pe baza informațiilor obținute prin aceste foraje se poate proiecta
forajul de explorare și se pot delimita în adîncime și, uneori, în supra-
față, obiectivele sondelor de explorare și, totodată, numărul sondelor de
explorare preliminară.

Forajele de explorare a structurilor prospectate au sarcina de a des-
coperi zăcăminte de petrol și gaze industriale și de a contura suprafețele
productive. Sondele de explorare forate în prima etapă sînt sonde de
explorare preliminară și au sarcina de a descoperi zăcăminte industriale,
iar sondele forate în etapa a doua sînt sonde de explorare de conturare
a zăcămintelor industriale. Informațiile obținute prin forajele de explorare
stau la baza proiectării exploatării zăcămintelor, respectiv a sondelor de
exploatare. Etapele explorării se pot, uneori, suprapune în timp, pentru
unele zone ale unei structuri geologice. Toate aceste sarcini nu pot fi duse

Q — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

81

la îndeplinire fără executarea riguroasă a programului de documentare
geologică bazat pe executarea a o serie de operații speciale și, în mod
deosebit, prin extragerea de carote mecanice. Este cunoscut faptul că în
regiuni noi, diagrafiile geofizice de sondă sînt subordonate carotajului
mecanic, care stă la baza interpretării corecte a acestora.

8.3. METODE DE CERCETARE A CAROTELOR MECANICE

Metodele de cercetare a carotelor mecanice și a probelor de detritus
pot fi macroscopice și microscopice.

Carotele mecanice sînt analizate din punct de vedere litologic, paleon-
tologic, petrografic, geochimic și petrofizic (tab. 7). Sînt cazuri cînd

Tabelul 7

BULETIN DE ANALIZA

Sonda X de explorare

Carota mecanică, marșul 800—805 m=5m, recuperat=3,80 m.

Vîrsta formațiunii: limita meoțian — miocen

Meoțian
1. Analiza litologică

1,50 m — marnă cenușie, fină, cu rare filme de nisip marnos cenușiu deschis, cu

bobul fin, slab micafer.
1,40 m — marnă cenușie, fină, slab micaferă, cu filme de nisip marnos brun, cu

bobul fin.
'0,10 m — gresie fină cu ciment calcitic-argilos, fosiliferă.
0,15 m — marnă cenușie, fină, cu filme de nisip marnos, brun închis.

Reacție bună la LQ, CC14, CH0COCH3 — filmele de nisip brune.

înclinare nedeterminabilă.

2. Analiza paleontologică

a. Macrofaunistică:
Lamelibranchiate
Gasteropode.
Talie mică

Congeria novorossica Sinz.
Theodoxus sp. — fragment
Hydrobia vitrella — Stef.
Hydrobia sp.

Pseudomnicola sarmatica Hek.
Valvata simplex Fucks.

b. Microfaunistică:

Cyprideis heterostigma sublitoralis Pok. 20 ex.

Lexoconcha sp. 4.

Leptocytere praebaquana frequentis Stancieva. 5 ex.

Candona parallela pannonica Zal.

Gasteropode, fragmente

Oase de pești

32

Concrețiuni ovoidale calcaroase
Concrețiuni neregulate de pirită.
Asociația cu Cyprideis

Miocen

1. Analiza litologică

0,05 m — marnă cenușie cu treceri spre brună, fină, compactă, fin micaferă.
înclinare nedeterminabilă.

2. Analiza paleontologică

a. Macrofaunistică: steril.

b. Microfaunistică:

Globotruncana linnaeana (d'Orb) 6 ex.

Globotruncana arca Cush. 3 ex.

Praeglobotruncana ordinaria (Subb) 3 ex.

Heterohelix globulosa (Ehrenberg) 5 ex.

Globigerina bulloides d'Orb 10 ex.

Globigerina insequispira Subb 5 ex.

Globigerina ciperoensis Bolii 3 ex.

Globotrotalia crassata (Cush) 2 ex.

Globigerinoides trilobus (Reuss) 3 ex.

Eponides schreigersi (d'Orb) 2 ex.

Cenosphaera vesparia Haeckel 5 ex.
Prisme din cochilii de Inocerami — frecvent

3. Analiza petrografică

Secțiunea 1: marnă microgrezoasă. Fondul rocii este constituit dintr-o masă de
calcit microcristalin în amestec intim cu argila în care sînt prinse granule detri-
tice de cuarț aleuritic și fin psamitic. Roca prezintă pigmentații rare cu aglomerate
fine de pirită și substanță organică însoțită parțial de pirită. Conținutul în
CaC03: 45o/o.

Secțiunea 2: gresie fină fosiliferă cu ciment calcitic-argilos. Detritusul mineral
al rocii este reprezentat în general prin granule fin psamitice de cuarț la care se
asociază subordonat lamele fine de muscovit, clorit, biotit, mai rar feldspați pla-
gioclazi. în masa rocii se remarcă frecvente resturi de microorganisme calcaroase
diagenizate. Consolidarea detritusului mineral se realizează printr-un ciment de tip
bazai alcătuit din calcit microcristalin impurificat cu argilă. Roca este pigmentată
CU limonit și hematit.

4. Analiza geochimica

Roca: marnă microgrezoasă

Substanță organică solubilă în cloroform, "/o n.074

Substanță organică solubilă în alcool benzenic, °/<* 0,138

rtoca: gresie fină cu ciment calcitic-argilos

Substanța organică solubilă în cloroform, °/o 0,038

Substanță organică solubilă în alcool benzenic, % 0,075

6*

83

5. Analiza petrofizică

Roca: marnă microgrezoasă

Densitate: 2,10

Susceptibilitate magnetică de masă = 5 (uemx 10-G)

Roca: gresie fină cu ciment calcitic-argilos

Densitate: 2,33

Susceptibilitate magnetică de masă = 3 (u-emx 10-fi)

analiza paleontologică este numai palinologică, lipsind macro și micro-
fosilele (tab. 8). Cînd carota respectivă este sterilă și din punct de vedere
palinologic, ea este studiată microscopic pentru identificarea așa-numi-
telor minerale grele (monazit, disten, granați etc.) cu ajutorul cărora pot
fi puse în evidență orizonturi reper, necesare în corelarea profilelor lito-
stratigrafice ale forajelor.

I.C.P.P.G

Secții de cercetare București

Tabelul 8

BULETIN DE ANALIZA Nr. 2
Sonda nr. 5020 Finta — Trustul Petrol Ploiești

Carota mecanică. Adîncime 6 250—6 255 = 5 m Eș = 0,90 m
Virsta formațiunii: namurian (palinologic)

1. Analiza litologică

Microgresie cu ciment argilo-silicios, cenușie cu slabe reflexe verzui închise cu
fine paiete de muscovit și biotit, frecvente resturi cărbunoase, fine concrețiuni de
pirită și rare intercalații de gresie cu ciment silicios-cloritic, cenușie cu bobul fin,
cu paiete de muscovit, biotit și clorit și rare și foarte mici fragmente cărbunoase,
bine cimentată.

Rare oglinzi în fricțiune.

Reacție negativă la LQ și cu CCL, și CH:,COOH3

înclinarea 3° (stratificație ondulată în gresie).

2. Analiza paleontologică

a. macrofaunistică: steril

b. microfaunistică: steril

2 secțiuni subițiri — sterile

1 preparat dezagregare chimică: steril

c. palinologică:

Cingulizonates sp. Convolutispora usitata Playford.

Tripartites vetustus Schemei. Varrucosisporites sp.

Tripartites ianthina Butt & Will. Calamospora sp.

Pollisporcs nitidus (Horst) Sull, Punctatisporites sp.

Savitrisporites nux (Butt. & Will) Sull. Leiosphaeridis sp.

3. Analiza petrografică

Microgresie cu ciment argilo-silicios

Materialul detritic — subangular și de dimensiuni aleuritice — este alcătuit
predominent din granule de cuarț, paiete de muscovit și biotit iar sporadic, frag-
mente de cuarțite. Cimentul rocii este reprezentat prin argilă și subordonat silice.

Se menționează frecvente agregate de substanță cărbunoasă — organică.

Gresie fină eu eiment silicios-cloritic

Materialul detritic — in majoritate fin psamitic .și subangular este alcătuit din
granule de cuarț, lamele de muscovit, biotit și clorit, rare granule de feldspați si
sporadice fragmente litice.

Cimentul rocii este silicios-cloritic, cu totul local observindu-se agregate argi-
loase și sericit.

Se menționează, de asemenea, cuburi de substanță cărbunoasă — organică.

4. Analiza geochimică

Substanță organică solubilă în cloroform: % urme.
Substanță organică solubilă în ale. benzen: % urme.

5. Analiza petrofizică
Roca: gresie argilo-silicioasă.

Densitate: 2,63.

Susceptibilitate magnetică de masă: =14,0 (uem-x 10—r>).

8.4. REPERE STRATIGRAFICE, IMPORTANTA LOR IN DOCUMENTAREA

GEOLOGICĂ IN TIMPUL Șl DUPĂ TERMINAREA

FORAJULUI SONDELOR

Reperele stratigrafice (litologice și paleontologice) prezintă o deosebită
importanță în studiul unui zăcămînt, în totalitatea lui și, respectiv, al
unei structuri, începînd de la documentarea geologică din timpul forajului
sondelor.

Prin reper lltologic se înțelege, în general, orice intercalație de rocă
avînd o poziție stratigrafică constantă în cuprinsul unei formațiuni geolo-
gice, delimitată în acoperiș și culcuș de roci diferite din punct de vedere
litologic, sau al culorii rocii, cînd litologia este aceeași. Reperul litologic
cînd se pune în evidență numai prin caracterul litologic și nu al culorii
rocii are caracterul de reper geologo-geofizic deoarece are modul lui
caracteristic și constant de înregistrare pe curbele diverșilor parametri
fizici, în condiții similare de înregistrare.

în afară de repere litologice mai sînt și repere paleontologice repre-
zentate fie prin macrofosile caracteristice (conducătoare), fie prin asociații
microfaunistice caracteristice, fie prin microfloră caracteristică repre-
zentată, în general, prin spori și polen fosili, constante ca poziție stra-
tigrafică.

Din literatura de specialitate, mai puțin bogată în această problemă
și în special din observațiile obținute din studiul a numeroase profile
lito-stratigrafice și geofizice de pe un mare număr de zăcăminte clin țara
noastră, considerăm (D. Prodan) că reperele stratigrafice aparțin la trei
categorii și pot fi clasificate în:

repere geologo-geofizice (litologice și geofizice);

repere paleontologice (macro și micropaleontologice (micro-faună
și microfloră);

repere complexe (geologo-geofizice și paleontologice).

Dintre aplicațiile reperelor stratigrafice în studiul zăcămintelor de
hidrocarburi se menționează:

fixarea limitelor dintre etajele geologice, în cazul cînd reperele
respective marchează aceste limite;

punerea în evidență a părții superioare, respectiv a capacului unor
complexe dintr-o formațiune productivă;

fixarea adîncimii finale a unor sonde, în special de exploatare;

fixarea, în cuprinsul unei formațiuni geologice, a adîncimilor de
unde pot fi extrase carote mecanice, cînd în profilul sondei se cunosc
cîteva repere;

tratarea fluidului de foraj, în timp util, dacă este cazul, după apa-
riția unor repere situate în apropierea unei formațiuni productive;

punerea în evidență a accidentelor tectonice, în special în cazul
cînd un reper a fost tubat și este din nou întîlnit în carotele mecanice
sau în detritus;

identificarea reperelor litologice pe diagrafia de sondă;

corelări ale profilelor de sondă în totalitatea zăcămîntului;

folosirea reperelor, după corelarea profilelor de sondă, în construc-
ția secțiunilor geologice, pe care în general se trec acestea. Prezintă im-
portanță dacă se menționează și categoria din care fac parte reperele res-
pective, ceea ce dă posibilitatea urmăririi lor în corelările regionale;

punerea în evidență uneori, în cuprinsul unui zăcămînt, a variații-
lor de litofacies;

într-un stadiu avansat al exploatării unui zăcămînt, pe care s-au
identificat un număr mare de repere geologo-geofizice, diagrafia de sondă
standard poate să înlocuiască cu succes extragerea de carote sau analiza
detritusuliii pentru documentare privind prezența reperelor, cu condiția
să nu existe o mare variație de litofacies, care să aducă la modificări
importante în litologia formațiunilor geologice;

corelări pe distanțe mari, în cadrul unor zone de acumulare, res-
pectiv a unor corelări regionale, aceasta numai în cazul unor repere
constante la scară regională, deoarece sînt și unele repere, în general
geologo-geofizice, care pot fi întîlnite numai local, nu depășesc cadrul
unei structuri, datorită variației de litofacies.

în cele ce urmează se prezintă exemple de repere stratigrafice, dintre
care unele sînt menționate pentru prima dată, din fiecare din cele trei
categorii citate, dintre care desigur sînt de dorit reperele complexe (geo-
logo-geofizice și paleontologice), care chiar în cazul unor înregistrări mai
puțin clare pe carotagul electric standard, din motive tehnice sau în
cazul unei variații de litofacies, reperul respectiv poate fi identificat
paleontologic.

8.4.1. REPERE GEOLOGO-GEOFIZICE (LITOLOGICE Șl GEOFIZICE)

Dintre acestea se menționează:

capacul complexului M.II din meoțianul structurilor Țintea-Băicoi-
Florești, format de o gresie oolitică, bine individualizat pe diagrafia de
carotaj electric;

capacul complexului M.III o din meoțianul structurii Mărgineni
din Zona Cutelor Diapire, caracterizat printr-un orizont de gresie oolitică
bine individualizat pe diagrafia carotajului electric standard;

tuful de Hădăreni din buglovianul Bazinului Transilvaniei, bine
pus în evidență pe diagrafia de sondă, pe ambele curbe ale carotajului
electric, prin rezistivitate aparentă mică și P.S. electropozitiv (fig. 32).
Acest reper este întîlnit la scară regională, în întregul bazin;

orizontul marnelor albe bituminoase din Subzona Externă a Flisului
Paleogen din Moldova, prezent pe structurile Geamăna (fig. 33), Piatra
Crăpată (fig. 34), Mihoc (fig. 35), Solonț (fig. 36), Stănești, Modîrzău
(fig. 37), Zemeș (fig. 38) și altele din această subzonă;

86

Fifif. 32. Tuful de Hădăreni.

Fig. 33. Orizontul mar-
nelor albe — structura
Geamăna.

Fig. 34. Orizontul

marnelor albe —

structura Piatra

Crăpată.

Fig. 35. Orizontul

marnelor albe —

structura Mihoc.

Fig. 36. Orizontul mar-
nelor albe — struc-
tura Solonț.

Fig. 37. Orizontul marne-
lor albe — structura Mo-
dîrzău.

Fig. 38. Orizontul

marnelor albe —

structura Zemeș

orizontul calcarelor brun-roșcate cu pete gălbui și verzui ce carac-
terizează malmul de pe structurile lancu Jianu, Spineni, Ciurești (fig. 39)
și altele din Platforma Moesică;

orizontul de gips din tortonianul structurii Mărgineni din zona
Roman-Secuieni din Platforma Moldovenească (fig. 40);

reperul scaun de la limita cenomanian-turonian din Platforma
Moesică. Acest reper se identifică printr-o rezistivitate mai mică decît
a zonelor adiacente cu o inflexiune caracteristică (fig. 41), de unde și
numele.

De asemenea în practica de șantier, prin corelări, în profilul lito-stra-
tigrafic al unui zăcămînt pot fi puse în evidență repere reprezentate prin:

87

Fig. 39. Orizontul calcarelor brun-roșcate din malmul de pe struc-
turile Spineni, Iancu Jianu, Ciurcști:
R — reper din malm.

Fig. 40. Orizontul de gips din tortonianul-structurii-Mărgincni (zona-Roman-Secueni):

R — reper.

orizonturi sau pachete de strate de diferite grosimi, de roci poros-
permeabile delimitate de roci impermeabile în culcuș și acoperiș;

pachete de roci impermeabile, constante și ele ca grosime și pozi-
ție stratigrafică, și delimitate în acest caz de roci cu rezistivitați mari;

repere situate la limita dintre două etaje geologice diferite ca lito-
logie.

Ca exemple de astfel de repere litologice se pot menționa:

Fig. 41. Reperul scaun de la limita cenomanian-turonian din
Platforma Moesică.

orizonturi de roci poros-permeabile delimitate în culcuș și acoperiș
de roci impermeabile (fig. 42);

orizonturi de argile, marne sau alte roci impermeabile, de grosimi
constante, delimitate de asemenea în culcuș și acoperiș de roci poros-per-
meabile;

orizonturi de gipsuri, anhidrite sau cărbuni, delimitate de pachete
de roci cu înscrieri diferite pe diagrama carotajului electric standard;

limita dacian-ponțian (fig. 43).

88

Fig. 42. Orizonturi de roci poros-permeabile delimitate în acoperiș și
culcuș de roci impermeabile.

Pe unele structuri, în prezent însă foarte puține la număr, au fost
puse în evidență repere după diagrafia de radioactivitate. Astfel, se recu-
noaște reperul de radioactivitate gamma natural de la partea superioară
a unui pachet de roci colectoare din albianul unor structuri din Platforma
Moesicâ (fig. 44).

Sînt repere litologice care nu pot fi identificate decît prin analiza
carotelor mecanice sau a probelor de detritus, deoarece se caracterizează
prin criteriul „culoare", fiind delimitate în acoperiș și culcuș de roci cu
aceeași litologie, ca de exemplu:

intercalația de marnă galbenă dintre complexele M.III a și M.III b
de pe structura Mărgineni (Zona Cutelor Diapire), delimitată în culcuș și
acoperiș de marne vineții;

intercalația de marnă verzuie din complexul M.II de pe structura
Boldești, întîlnită la circa 310 m de limita P/M și delimitată în culcuș și
acoperiș de marne vineții.

Astfel de repere pot fi bine urmărite prin studiul detritusului, după
forarea unui număr de sonde și, respectiv, după o mai bună estimare a
intervalului unde ar putea fi întîlnite.

Fig. 43. Limita dacian-ponțian.

8.4.2. REPERE PALEONTOLOGICE

Repere macropăleontologice:

— orizontul marno-nisipos cu foarte multe Hydrobii, din complexul
M.II al meoțianului de pe structura Boldești, situat la circa 270 m de
limita P/M;

89

— în ponțianul din Zona Miopliocenă dintre Va-
lea Buzăului și Valea Dîmboviței, care este în gene-
ral marnos, pe unele structuri avînd însă și inter-
calații de nisipuri, orizonturile superior și mijlociu
ale ponțianului pot fi bine identificate prin macro-
fosile și anume: orizontul superior se caracterizează
prin Valenciennius anullatus, Phyllicardium planum,
iar orizontul mijlociu prin Congeria rumana și Con-
geria rhomboidaea.

Orizontul inferior după cum s-a menționat, se
caracterizează prin Paradacna (Cardium) abichi și
Paradacna (Cardium) lenzi.

Repere micropaleontologice:

— zona micropaleontologică corespunzătoare
complexului marnotufaceu al tortonianului inferior
din Zona Miopliocenă de la vest de Valea Buzăului.
Asociația caracteristică acestei zone este formată din
Condorbulina universa Jedlitschka, Globigerina bul-
loides d'Orbigny (Reuss), Globigerinoides rubrus
(d'Orbigny), Globigerinoides conglobatus (Reuss),
Globorotalia scitula (Brady), Orbulina universa
(d'Orbigny).

în Bazinul Transilvaniei limita sarmațian-pano-
nian este făcută de zona cu Elphidium crespinae. Zo-
nele adiacente din acoperiș și culcuș sînt formate din
asociații diferite, ceea ce conferă zonei menționate
calitatea de reper. Astfel de repere sînt numeroase
în special în miocen, paleogen și în unele depozite
geologice mai vechi decît acestea.

8.4.3. REPERE COMPLEXE (GEOLOGO-GEOFIZICE
Șl PALEONTOLOGICE)

în această categorie de repere sînt incluse:

reperul de P.S. electropozitiv al marnelor pi-
ritizate cu Paradacna (Cardium) abichi și Paradacna
(Cardium) lenzi, situat la circa 15—20 m de limita
P-M (fig. 45), din Zona Miopliocenă dintre Valea
Buzăului și Valea Dîmboviței.

orizontul gresiei cu Congeria novorossica care
marchează limita P-M, în special pe unele structuri
din Zona Miopliocenă dintre Valea Buzăului și Valea
Dîmboviței.

Fig. 45. Reperul de pe curba de
P.S. la orizontul marnelor piritizate.

90

Avînd în vedere importanța deosebită pe care o prezintă reperele
stratigrafice în urmărirea forajului unei sonde și în descifrarea stratigra-
fiei și tectonicii unei structuri și ținînd seama de valoarea lor regională,
problema acestor repere rămîne deschisă. Prin urmărirea și cercetarea
atentă a carotelor mecanice și a detristului pot fi puse în evidență pe
noile structuri petrolifere și gazeifere noi repere.

9. FACTORII GEOLOGI CARE DETERMINĂ
PROGRAMUL DE CONSTRUCȚIE AL SONDELOR

în faza de proiectare a unei sonde, respectiv înainte de începerea
forajului, se stabilește programul de construcție al sondei, funcție de difi-
cultățile ce se consideră a fi întîlnite în timpul forajului; se stabilesc
numărul de coloane și diametrul acestora, adîncimile la care se introduc
și înălțimea de cimentare a fiecărei coloane, precum și diametrul sapelor.
Avînd în vedere că din costul total al unei sonde, cheltuielile care pri-
vesc programul de construcție reprezintă circa 25%, este recomandabil,
pe cît posibil, ca numărul de coloane prevăzute să fie bine motivat. în
cazul sondelor de prospecțiune sau de explorare, de mare adîncime, pro-
gramul de construcție poate avea mai multe coloane, dar în timp, cînd
structura respectivă trece în etapa de exploatare, numărul de coloane
poate fi redus, avînd în vedere că se cunosc o serie de posibilități de a
remedia unele dificultăți, fără să mai fie nevoie de tubarea unei sau chiar
a unor coloane.

Frecvent, factorii geologici care determină programul de construcție
sînt:

prezența unor zone de mari dificultăți, ca: strîngeri de gaură frec-
vente și pe intervale mari, dărîmări de strate și pierderi totale de circu-
lație, întîlnite nu de rare ori, în legătură cu unele mari accidente tec-
tonice;

prezența unui masiv de sare sau prezența unei intercalații groase
de sare în profilul lito-stratigrafic al sondei;

formațiuni geologice ce conțin fluide cu presiuni mari;

formațiuni geologice formate din roci slab consolidate, foarte în-
clinate și deschise pe intervale mari;

pachete de roci, de grosimi mari, în care au loc pierderi totale
ale fluidului de foraj (ca în cazul calcarelor vacuolare și puternic
fisurate).

Funcție de factorii geologici și de gradienții de presiune și de fisurare,
se cunosc mai multe programe de construcție, dintre care se dau cîteva
exemple.

Dacă pentru forajul de apă se poate tuba o singură coloană, pentru
sondele de petrol sau de gaze, programul de construcție cuprinde cel

91

puțin două coloane și anume: o coloană de ancoraj și o coloană de ex-
ploatare. Acest program de construcție este cunoscut și sub numele de
program cu coloană unică. Sînt cazuri, mai rare însă, cînd pentru son-
dele de petrol, de mică adîncime, se tubează numai o coloană de ex-
ploatare.

Coloana de ancoraj, după caz, închide pînzele de ape freatice, conso-
lidează zona de la suprafață sau închide sarea, dacă sonda este ampla-
sată pe sare și se estimează că la adîncimi nu prea mari, se iese din
sare. Această coloană se cimentează pînă la suprafață și se fixează la
adîncimi care pot fi de la cîteva zeci de metri, pînă la 600—700 m sau
peste, funcție de adîncimea finală a sondei.

Funcție de dificultățile ce se estimează, de gradienții de presiune și
de fisurare ce urmează a fi întîlniți, între coloana de ancoraj și coloana
de exploatare pot fi tubate una, două sau trei coloane intermediare.
Tubarea unor coloane intermediare sau a celor de exploatare, se poate
face și sub forma de coloane pierdute care pot fi întregite pînă la supra-
față. Coloanele pierdute simplifică programul de construcție al unei sonde
și ele sînt folosite în cazul sondelor de adîncime medie care prezintă
dificultăți în foraj sau în cazul sondelor de mare adîncime.

în exemplul de la figura 46 se arată un program de construcție care
are coloana de ancoraj de 219,075 mm (8 5/8 in) tubată la adîncimea de
520 m și care închide dacianul cu presiune scăzută, aceasta în vederea
prevenirii eventualelor pierderi de fluide de foraj și coloana de 139,7 mm
(5 1/2 in) de exploatare, care se tubează la talpa sondei și este cimentată
pe aproape toată lungimea.

Un program de construcție cu o coloană intermediară este dat în figu-
ra 47. Coloana de ancoraj de 374,65 mm (13 3/4 in) este tubată la limita
oligocen-miocen cu sare, coloana intermediară de 219,075 mm (8 5/8 in)
închide miocenul cu sare, iar o coloană pierdută de 146,05 mm (5 3/4 in)
închide obiectivul de exploatare al sondei.

în figura 48 se dă un exemplu de construcție al unei sonde cu două
sau trei coloane intermediare și pentru care inițial au fost făcute trei
variante. în prima variantă, programul de construcție al sondei are o

Fig. 46. Program de con-
strucție al unei sonde cu
o coloană unică.

Fig. 47. Program de con-
strucție al unei sonde
cu o coloană interme-
diară.

Fie?. 45. Program de construcție al unei sonde cu două coloane intermediare (în trei

variante).

coloană de ancoraj de 473,075 mm (18 5/8 in) cimentată la zi, o primă
coloană intermediară de 339,7 mm (13 3/8 in) care închide ponțianul, meo-
țianul și jumătatea superioară a intervalului stratigrafie helvețian-burdi-
galian, ceea ce asigură continuarea forajului. Această coloană este cimen-
tată, de asemenea, la zi. A doua coloană intermediară cie 244,5 mm
(9 5/8 in) cimentată la zi închide jumătatea inferioară a intervalului stra-
tigrafie helvețian-burdigalian. Cu o coloană pierdută de 177,8 mm (7 in)
cimentată pe toată lungimea se închide sarea, după care se prevede o
coloană de exploatare combinată de 114,3 mm X 139,7 mm (4 1/2 in X
5 1/2 in) cimentată pînă la limita helvețian-meoțian.

Varianta a doua este asemănătoare cu prima cu deosebirea că sarea
este închisă de o coloană pierdută de 193,67 mm (7 5/8 in), iar coloana
de exploatare este de 139,7 mm (5 1/2 in).

Varianta a treia are numai două coloane intermediare, prima de
244,5 mm (9 5/8 in) și a doua de 177,8 mm (7 in) care închide atît partea
inferioară a intervalului stratigrafie helvețian-burdigalian și sarea, iar
coloana de exploatare este de 177,8 mm (7 in). Varianta a treia a fost
luată în considerare la proiectarea programului de construcție al sondei
respective care este o sondă de referință și care are ca obiectiv oligocenul
și o parte din eocen. S-a considerat că prin folosirea celor mai adecvate
măsuri tehnologice se pot folosi numai două coloane intermediare, renun-
țîndu-se la coloana pierdută prevăzută de cele două variante.

10. METODELE DE CORELARE ALE PROFILELOR
LITO-STRATIGRAFICE ALE FORAJELOR

Pentru a cunoaște cît mai bine profilul lito-stratigrafic al unui zăcă-
mînt, în totalitatea lui, respectiv al unei structuri, se pune problema co-
relării, pe cît posibil, a tuturor profilelor lito-stratigrafice ale forajelor
și aceasta poate să se facă mai ușor în cazul cînd se cunosc o serie de
repere stratigrafice. Aceste corelări stau la baza paralelizării stratelor
traversate de foraje, dar cu condiția ca eventualele variații de facies să
fie în mică măsură prezente.

Sînt cazuri cînd formațiunile geologice traversate de foraje, pînă la
intrarea în complexele poros-permeabile, care fac obiectivul sondei, să fie
în întregime formate din argile și lipsite de orice fel de repere, chiar și
de repere geofizice bine evidențiate. în aceste cazuri se poate recurge
la calcinarea carotelor care, în urma acestei operații, își schimbă culoarea,
funcție de compoziția lor. Comparînd curbele de variație a culorilor se
pot face corelări pe anumite intervale, deci corelarea acestora se face după
culoare. De asemenea, profilele lito-stratigrafice ale forajelor pot fi core-
late și după diagrama vitezei mecanice, cu condiția ca sondele să fie forate
absolut în aceleași condiții. Variațiile vitezei mecanice legate de litologie
pot fi luate în considerare, în mare, pe intervale ale profilelor lito-stra-
tigrafice ale forajelor. Cu această metodă se pot obține corelări în special
în zone de platformă, slab înclinate și neaccidentate.

94

k

Fig. 49. Exemplu de falie inversă (cu repetiție) pusă în evidență prin corelarea carotajelor electrice standard.

Fig. 50. Exemplu de falie normală (cu lipsa) pusă în evidență prin corelarea carotajelor electrice standard.

Corelarea profilelor lito-stratigrafice ale forajelor, se face în mod cu-
rent cu diagrafia geofizică de sondă și în special cu diagamele carotajelor
electrice standard. Pentru o cît mai bună corelare a profilelor este absolut
necesar ca inițial să se coreleze profilul mecanic tip al zăcămîntului cu
diagrama carotajului electric și, după ce au fost identificate pe această
diagramă modurile de înscriere a stratelor, pot fi corelate cu mult succes
diagramele de carotaj electric, fără să se mai țină seama de profilul me-
canic. Identificînd pe diagrama electrică o serie de repere litologice cărora
le corespund repere geofizice și ținînd seama de reperele paleontologice,
cu ajutorul diagrafiei geofizice de sondă se pot face corelări și paraleli-
zări de formațiuni geologice. De asemenea, cu ajutorul diagrafiei geofi-
zice de sondă, o formațiune geologică poate fi împărțită pe complexe și
strate (orizonturi) poros-permeabile, probabil sau posibil productive, se
pot pune în evidență accidentele tectonice, variațiile de facies, tipurile de
capcană.

în figura 49 se prezintă corelarea diagrafiilor carotajelor electrice a
trei sonde situate pe aceeași secțiune, împărțirea complexului bazai din
sarmațian pe strate (orizonturi) și punerea în evidență a unei falii in-
verse (cu repetiție) în sonda 3, care a găsit stratul (orizontul) a de două
ori. în figura 50 este evidențiată în sonda 3, o falie normală (cu lipsă)
care n-a întîlnit stratul (orizontul) b.

De asemenea, cu diagrafiile geofizice se pot face corelări pe distanțe
mari cu condiția ca în succesiunea stratelor respective să fie pe cît posibil
unele repere geofizice constante ca poziție în profilele lito-stratigrafice
ale forajelor și bineînțeles ca mod de înscriere.

11. SECJIUNI GEOLOGICE Șl HÂRJI

11.1. ÎNTOCMIREA SECȚIUNILOR GEOLOGICE

Printr-o secțiune geologică construită după datele obținute prin foraje
se redă în plan vertical succesiunea formațiunilor geologice ale unei struc-
turi. Pentru a întocmi o secțiune geologică cît mai aproape de situația
reală pe baza datelor obținute prin foraje se impune a se ține seama de
următoarele:

amplasarea sondelor pe hartă să corespundă întocmai situației de pe
teren;

altitudinea (elevația) sondelor să fie măsurată exact;

limitele geologice dintre formațiuni sau orizonturile reper să fie
luate după diagrafiile geofizice de sondă, după ce acestea au fost bine
fixate și corelate între ele, să fie constante, pe întreaga structură. în
cazul cînd aceste limite stratigrafice sau orizonturi reper sînt fixate ero-
nat în cel puțin o sondă, apar interpretări eronate. Cînd limitele strati-
grafice sau orizonturile reper sînt luate din profilele mecanice, în cazul
cînd în secțiunea ce urmează să fie construită sînt și sonde vechi, lipsite
de diagrafii geofizice, limitele sau reperele trebuie să fie identificate și

7 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

97

pe diagrafiile geofizice ale sondelor vecine, din punct de vedere calitativ,
respectiv după modul de înscriere. în general însă, această situație, la noi
în țară este întîlnită din ce în ce mai rar;

se recomandă să fie folosite în construcția unei secțiuni geologice
un număr de 10—12 sonde sau chiar mai mare, funcție de mărimea struc-
turii, deoarece în acest caz se poate obține o imagine cît mai aproape de
realitate a tectonicii structurii pe direcția pe care ea se construiește. în
cazul cînd numărul de sonde dintr-o secțiune geologică este mic și dis-
tanța între sonde este foarte mare, prin construcție se va obține numai o
schiță a structurii respective pe direcția profilului unde a fost construită
și numai, în timp, prin forarea de noi sonde, pentru același interval de
adîncime, imaginea tectonicii este mai aproape de realitate;

dacă unele sonde sînt deviate, deviațiile acestora în plan vertical și
orizontal să fie bine redate, respectiv pe secțiune și pe hartă;

pe harta pe care sînt trecute sondele se trasează direcțiile secțiuni-
lor ce vor fi construite și ele vor fi, în general, perpendiculare pe direcția
structurii, paralele între ele, mai puțin oblice și, de regulă, se construiesc
mai multe secțiuni transversale decît longitudinale sau oblice, deoarece
secțiunile transversale pun mai bine în evidență stilul tectonic al struc-
turii în totalitatea ei;

stabilirea scărilor verticale și longitudinale la care vor fi construite
secțiunile geologice. Aceste scări se aleg egale, pentru a nu se obține o
imagine deformată a structurii. în cazul în care distanța dintre sonde
este relativ mică în raport cu adîncimile sondelor, ca și în cazul în care
secțiunea cuprinde grupuri de sonde foarte distanțate între ele, iar încli-
nările stratelor sînt foarte mari, cele două scări se diferențiază și acest
lucru se indică în legenda secțiunii respective;

se recomandă ca direcțiile secțiunilor geologice să treacă prin cît
mai multe sonde, iar sondele care nu se situează pe linia de secțiune, se
proiectează paralel cu direcția stratelor, dar cu condiția ca aceste sonde
să nu se situeze la distanțe foarte mari. Eronat se proiectează sondele
perpendicular pe direcția secțiunii (fig. 51);

cînd sondele sînt deviate se ține seama și de deviația sondelor în
plan orizontal marcîndu-se pe direcția secțiunii, proiecția amplasamen-
tului sondei, proiecția reperului și talpa sondei (fig. 52).

Secțiunile geologice se construiesc, în general, pe hîrtie milimetrică,
pe care se reprezintă nivelul de referință, în general acesta fiind consi-
derat nivelul mării, printr-o linie orizontală trasată pe toată lungimea
secțiunii și pe această linie se marchează, prin puncte, poziția în care
sondele intersectează direcția secțiunii.

Din aceste puncte, de pe linia de referință, se măsoară, la scara sec-
țiunii, altitudinea sau elevația fiecărei sonde și din unirea punctelor care
reprezintă altitudinile sondelor se obține profilul morfologic, care, funcție
de numărul sondelor și de distanța dintre ele, este cît mai aproape de
profilul morfologic real. Măsurătorile făcute deasupra liniei de referință
au valori pozitive, iar măsurătorile făcute sub linia de referință sînt adîn-
cimi, cu valori negative. Din punctele în care sondele intersectează linia
de referință se duc verticale, dacă sondele sînt săpate vertical, iar dacă
sondele sînt deviate, traseul sondelor se abate de la verticală cu atît mai
mult cu cît valoarea unghiului de deviație este mai mare. Se impune ca
traseele găurilor de sonde deviate să fie corect trecute pe secțiune, astfel

98

Fig. 51. Proiectarea son-
delor pe linia de sec-
țiune.

I—I' — linie de secțiune;
1, 2, 3, 4, 5 — sonde să-
pate vertical; at — proiec-
ție eronată a sondei 2 pe
direcția secțiunii; a> — pro-
iecție corectă a sondei 2 pe
direcția secțiunii; bi — pro-
iecție eronată a sondei 3
pe direcția secțiunii; b2 —
proiecția corectă a sondei
3 pe direcția secțiunii.

Fig. 52. Proiecția son-
delor deviate pe linia
de secțiune:

I—I' — linie de secțiune;
A, B, C, D, E, — sonde;
R — reper; r — proiecția
reperului pe linia de sec-
țiune; T — talpa sondei;
t — proiecția tălpii pe li-
nia de secțiune.

încît la stabilirea limitelor dintre etajele geologice să se aibă în vedere
pierderile de înălțime (fig. 53).

Pe traseele găurilor de sondă se trec limitele dintre etajele geologice,
reperul sau reperele fixate în urma corelărilor făcute, după diagrafiile
geofizice de sondă, înclinarea stratelor obținută din carotele mecanice

Fig. 53. Trasarea profilului sondelor

deviate pe linia de secțiune:

A, B, C, D, E ~ sonde; T — talpa son-
dei; t — proiecția tălpii pe linia de
secțiune; r — poziția reperului în plan
orizontal; r' — poziția reperului în plan
vertical.

neorientate și din pandajmetrie, la
adîncimile unde au fost executate
aceste operațiuni speciale. De asemenea,
se marchează adîncimile unde au fost
puse în evidență accidente tectonice,
cunoscute în urma corelării diagrafiilor
geofizice de sondă. Toate adîncimile
privind atît limitele dintre etajele geo-
logice, carotele mecanice și oricare alte
rezultate obținute prin orice operații
speciale se măsoară de la suprafață,
respectiv se ia în considerare și alti-
tudinea. Sînt structuri pe care se în-
tîlnesc limitele dintre formațiunile geo-
logice deasupra nivelului de referință.
Interpretarea datelor trecute pe trasee-
le sondelor începe prin unirea limite-
lor geologice întîlnite de acestea și care
au aceeași valoare stratigrafică.

în cazul unor cute neaccidentate,
interpretarea datelor este mai ușor

7*

99

de făcut, deoarece se admite că limitele dintre etajele geologice sînt pa-
ralele și respectivele etaje geologice au aceeași grosime.

Dar sînt cazuri, destul de frecvente, cînd grosimile formațiunilor
geologice variază, fie datorită unor accidente tectonice, fie datorită unor
cauze stratigrafice determinate de nedepunerea unor pachete de strate,
ca și în cazul unei structuri legate de o paleovale. în acest ultim caz,
interpretarea datelor după primele sonde este mai dificilă și impune o
experiență în interpretare.

Cu cît numărul informațiilor marcate pe traseele sondelor este mai
mare, cu atît interpretarea este mai aproape de realitate. în cazul unor
accidente tectonice acestea sînt urmărite de-a lungul tuturor formațiu-
nilor geologice traversate de foraje și identificate în fiecare sondă. Sînt
și cazuri cînd pot fi întîlnite accidente tectonice numai pe anumite inter-
vale fără să fie identificate de-a lungul tuturor formațiunilor geologice,
dar orice accident tectonic trebuie interpretat, indiferent de întinderea lui.

în cazul sondelor de prospecțiune sau de explorare preliminară, cînd
numărul sondelor de cele mai multe ori se reduce la una singură, se pot
da două sau chiar trei alternative de interpretare, urmînd ca informațiile
ulterioare ce se vor obține de la viitoarele sonde, să confirme una din ele
sau să se ajungă la o altă interpretare.

în cazul construcției secțiunilor geologice pentru o structură în ex-
ploatare se recomandă ca să fie trecute pentru fiecare sondă și diagrafiile
geofizice, perforaturile și rezultatele obținute, dopurile de ciment, limitele
de apă-petrol și petrol-gaze dacă este cazul. De asemenea, trebuie puse
în evidență tipurile de capcane. în cazul sondelor de prospecțiune sau de
explorare preliminară pe diagrafiile geofizice se trec, de asemenea, per-
foraturile, rezultatele de producție obțiunte, dopurile de ciment.

Cu ajutorul secțiunilor geologice se poate cunoaște tectonica unei
structuri, se pot estima pentru sondele ce urmează să fie forate adînci-
mile la care vor fi întîlnite formațiunile geologice, respectiv limitele din-
tre acestea, grosimea lor, adîncimea unde vor fi întîlnite accidente tec-
tonice sau eventual un masiv sau o lamă de sare, precum și intervalele
de mari dificultăți în foraj.

în cazul cînd sînt trecute și diagrafiile geofizice și rezultatele de pro-
ducție sub forma formulelor de producție, secțiunile geologice sînt de un
real folos în cunoașterea cît mai bună a posibilităților fiecărei sonde, în
ceea ce privește operațiile de adiționări sau de retrageri la alte strate sau
complexe. De asemenea, dacă într-o secțiune geologică este inclusă și o
sondă care n-a atins adîncimea finală și, din motive tehnice, a fost aban-
donată și dacă sondele vecine au descoperit un zăcămînt, se poate pune
problema resăpării sau adîncirii ei — dacă starea tehnică a sondei per-
mite executarea acestor lucrări.

11.2. HARȚI STRUCTURALE

Hărțile structurale numite și hărți cu izobate reprezintă proiecția în
plan orizontal a intersecțiilor dintre suprafața unui reper bine definit pe
diagrafiile geofizice, pe întreg zăcămîntul, cu plane orizontale echidis-
tante și ele sînt absolut necesare în studiul unui zăcămînt în totalitatea
lui sau chiar numai pentru un sector al acestuia.

100

Fig. 55. Hartă cu izobate, în cazul unei Fig. 57. Hartă cu izobate în cazul unei
cute anticlinale faliată de o falie normală cute simetrice,

(cu lipsă).

pe hartă urma buzei superioare și urma buzei inferioare și între proiecția
urmelor celor două buze, reperul, cum este normal, nu va apărea, el fiind
faliat. Urmele faliilor de pe fiecare secțiune se unesc între ele pe hartă
și se obține direcția faliei în plan orizontal (fig. 55). în acest caz urma
buzei superioare prezintă niște liniuțe îndreptate în direcția blocului
scufundat.

102

Fig. 58. Hartă cu izobate pentru o structură compartimentată de
falii transversale și longitudinale.

Distanța în proiecție orizontală a urmelor celor două buze este cu atît
mai mică, cu cît înclinarea faliei este mai mare, ajungînd, uneori, la tra-
sarea în plan orizontal a unei singure urme, ceea ce presupune prezența
unei falii ce se apropie de verticală.

în exemplul dat în figura 56 se prezintă o hartă cu izobate construită
la limita P/M, pentru o cută anticlinală faliată pe ambele flancuri, res-
pectiv pe flancul vestic de o falie normală, iar pe flancul estic, de o falie
inversă.

Cînd stratul reper la care se construiesc izobatele își modifică încli-
narea datorită, de exemplu, unui sîmbure de sare, distanțele dintre izo-
bate nu mai sînt aceleași. în apropierea sării, distanța dintre izobate este
mai mică, stratul reper are înclinare mare, datorită ridicării lui pe flancul
sârii și cu cît ne depărtăm de sare, distanța dintre izobate este mai mare,
datorită micșorării înclinării stratelor.

Structurile, de asemenea, pot fi nefaliate și simetrice — cazul unui
dom — (fig. 57), respectiv izobatele se închid și au aceeași echidistanță
pe ambele flancuri sau uneori structurile pot fi vecine și separate de o șa,
caz mai rar, dar întîlnit la unele domuri din Bazinul Transilvaniei (do-
murile Ulieș-Vest și Ulieș-Est).

Structurile pot fi și asimetrice, cu un flanc mai înclinat și cu echi-
distanța dintre izobate mai mică și cu un flanc mai puțin înclinat și cu
echidistanța mai mare. Structurile pot fi uneori compartimentate atît de
falii transversale, cît și de falii longitudinale (fig. 58).

La construcția unei hărți cu izobate trebuie să se țină seama de devia-
ția găurii de sondă, reprezentată în plan orizontal și pe hartă. Pe proiec-
ția deviației, în plan orizontal, a sondei respective, se marchează adîn-
dmea la care se află reperul pentru care s-au construit izobatele (fig. 59).

Cunoscînd elevația sondelor, pe baza hărților structurale (cu izobate)
pot fi construite secțiuni geologice la stratul reper la care a fost întocmită
harta respectivă. în figura 60 se prezintă o hartă cu izobate la limita
LD pe baza căreia s-au construit două secțiuni geologice transversale
și o secțiune geologică longitudinală. Sondele au fost proiectate pe direc-
țiile secțiunilor geologice, paralel cu izobatele.

103

Fig. 59. Hartă cu izobate, cu sonde deviate la care s-a marcat
adîncimea reperului pentru care s-au construit izobate.

11.3. HARȚI DE PRODUCȚIE

Hărțile de producție sînt hărți structurale pe care sînt trecute re-
zultatele de producție obținute dintr-o formațiune productivă, dintr-un
complex, sau dintr-un strat. în cazul unei formațiuni geologice pro-
ductive care nu are decît un singur complex sau strat productiv, se în-
tocmesc hărți de producție pentru acest complex sau strat. De aseme-
nea, se întocmesc hărți de producție pentru o formațiune care are mai
multe complexe productive, exploatate separat sau simultan.

Sînt cazuri cînd pe harta respectivă sînt trecute și rezultatele de
producție obținute de la alte obiective, din diferite formațiuni produc-
tive.

104

în general, se obișnuiește ca pentru fiecare formațiune geologică pro-
ductivă să se întocmească cîte o hartă de producție (fig. 61). Pe harta
respectivă, la data întocmirii ei, se trec toate sondele, indiferent de sta-
diul în care se află, inclusiv locațiile de sonde necondiționate și con-
diționate, în dreptul fiecărei sonde care produce sau a produs se trece
un simbol care indică stadiul sondei respective (vezi legenda) și rezul-
tatele de producție redate sub forma așa-numitei „formule de produc-
ție" atît pentru sondele care produc țiței, cit și pentru cele care pro-
duc gaze. Formulele de producție trecute pe hartă, pentru sondele în
exploatare, se referă la data întocmirii hărții respective, iar rezulta-
tele de producție obținute de la perforaturile anterioare sînt trecute pe
hartă la „Istoricul de producție al sondelor". O sondă suspendată sau
abandonată, la data întocmirii hărții, are trecut în dreptul ei ultima
formulă de producție, respectiv stadiul în care ea continuă să fie. Pe
hartă se trec limitele gaze-petrol, dacă este cazul, și petrol-apă, la data
întocmirii hărții. De asemenea, în afară de legenda respectivă, se trece
profilul electric tip al zăcămîntului pentru care a fost întocmită harta
și o secțiune geologică caracteristică. Sînt hărți pe care se trec și date
privind parametrii fizico-geologici, obiectivele de exploatare, precum și
numărul de sonde în producție, suspendate, abandonate și producția cu-
mulativă pe zăcămînt etc.

Aceste hărți de producție, ținute la zi în ceea ce privește orice re-
zultate noi obținute, sînt de o deosebită importanță în urmărirea evo-
luției exploatării unui zăcămînt. Pe baza acestor hărți se pot amplasa
noi sonde, se pot face programe de adiționări de strate sau retrageri la
alte strate sau complexe, după cum, în final, se poate ști dacă o sondă
mai are posibilități de a mai produce sau urmează să fie abandonată.
Toate aceste operații trebuie făcute ținîndu-se seama de poziția sondei
analizate, pe structură, de istoricul de producție al acesteia în core-
lare cu cel al sondelor vecine și bineînțeles de valoarea izobatică a li-
mitei țiței-gaze, țiței-apă sau gaze-apă, pentru orizontul care intere-
sează, în figura 62 se prezintă proiecția limitei apă-țiței, la jumătatea
distanței dintre culcușul și acoperișul stratului productiv pe harta cu
izobate, respectiv pe harta de producție. Proiecția acestor limite se poate
face și la culcușul și acoperișul stratului și, în acest caz, pe hartă sînt
reprezentate două proiecții.

în afară de hărțile de producție întocmite pentru o formațiune geo-
logică, sînt situații cind interesează în mod deosebit atît posibilitățile
de producție, cît și posibilitățile de amplasare de noi sonde pentru unele
strate din cuprinsul unui complex și, în acest caz, pot fi întocmite hărți
de producție pe strate. De exemplu, pentru complexul Drăder din da-
cian, se pot întocmi hărți de producție pentru fiecare orizont (strat)
pr ductiv, respectiv pentru Drăder I, II și III. Pe baza acestor hărți de-
tailate pot fi amplasate noi sonde, se pot face operații de retrageri, adi-
ționări și cimentări, după caz, și, dacă situația tehnică a sondei per-
mite, adînciri ale unor sonde pentru un alt obiectiv considerat ca pro-
ductiv.

Formulele de producție, cu simbolurile respective se trec și pe fie-
:are diagramă de carotaj electric în dreptul perforaturilor respective
'fig. 63), după cum ele se trec și pe „armonicile de carotaj electric", (co-
relări ale diagramelor de carotaj electric, la un reper ales). Dar sînt de
preferat, așa după cum s-a menționat la construcția secțiunilor geolo-
gice, secțiunile geologice-armonice de carotaje, pe care sînt trecute for-

105

106

Fig. 63. Istoricul de producție al unei sonde, pe diagrama de carotaj

electric.

mulele de producție, limitele gaze-petrol și petrol-apă, tipurile de cap-
cane. Aceste secțiuni-armonice pun în evidentă și variațiile de facies
(fig. 64).

11.4. ALTE HÂRjI CARE CARACTERIZEAZĂ UN ZACAMÎNT

Pentru a pune în evidență variația diferitelor mărimi fizice ale ză-
cămîntului se construiesc o serie de hărți prin metoda interpolării de-
oarece, uneori, numărul de informații este redus. în dreptul fiecărei
sonde se trece valoarea parametrului care interesează și se unesc prin
linii punctele de aceeași valoare (izolinii). Dintre hărțile caracteristice
care se întocmesc se menționează cîteva.

107

Fig. 64. Armonică de carotaje electrice cu formule de producție.

Harta cu izopachite (izopace) reprezintă variația grosimii unui strat
productiv de la o sondă la alta. Se poate lua în considerare fie grosi-
mea totală, fie grosimea efectivă sau grosimea saturată cu țiței sau cu
gaze a unui complex sau a unui strat. în figura 65 se prezintă un frag-
ment de hartă cu izopachite, care a fost întocmită luînd în considerare
grosimea efectivă a stratului, măsurată pe verticală, pe curba de P.S.,
la jumătatea distanței de la linia marnelor. Pentru stratele poros-per-
meabile subțiri se ia în considerare 1/3 de la linia marnelor. în exem-
plul dat se pune în evidență direcția de efilare a stratului respectiv.
Cind se construiesc izopachite pentru un complex, se însumează grosi-
mile, pe verticală, ale tuturor stratelor poros-permeabile din complexul
respectiv.

Harta cu izobare. Cu ajutorul acestei hărți se pune în evidență va-
riația presiunii zăcămîntului (a presiunii statice) și pentru a fi întoc-
mită este necesar ca presiunea zăcămîntului să fie măsurată în sondele
de exploatare în aceeași perioadă, pentru ca valorile să corespundă la
aceeași dată de referință. Prin compararea hărților cu izobare întocmite
la diferite date se poate constata cum s-au produs schimbările de pre-
siune de la o etapă la alta de exploatare, pe zăcămîntul respectiv.

Pentru un strat poros-permeabil se mai pot întocmi hărți cu izoperme,
care indică variațiile permeabilității stratului respectiv sau se întocmesc
harți cu izoporozități care indică schimbările de porozitate.

11.5. FIȘE GEOLOGO-TEHNICE

Fișele geologice-tehnice sînt programe de lucru care se întocmesc
fie pentru sondele în foraj, caz în care sînt cunoscute sub numele de
comenzi geologo-tehnice, fie pentru sondele în exploatare, la care ur-
mează să se execute adiționări de strate sau retrageri la alte strate, re-
săparea sondei de la o anumită adincime sau alte operații capitale, pro-
grame care, în acest caz, sînt cunoscute sub numele de fișe de reparație.

De asemenea, se întocmesc fișe (memorii) în cazul abandonării unei
sonde din foraj sau din exploatare.

Aceste fișe (programe) de lucru au o parte geologică și una tehnică
și cu cît sînt mai complete, respectiv cuprind toate operațiile ce tre-
buie executate și care sînt necesare unui program de lucru adecvat sco-
pului pentru care au fost întocmite, cu atît eficiența lor este mai mare.

11.5.1. COMANDA GEOLOGO-TEHNICĂ

Comanda geologo-tehnică cuprinde două părți și anume: partea geo-
logică și partea tehnică (fig. 66). în partea geologică sînt prevăzute ope-
rațiile ce stau la baza unei cît mai bune documentații, absolut necesare
în studiul zăcămîntului respectiv, în totalitatea lui, și care fundamen-
tează o serie de lucrări menționate la partea tehnică. Aceste operații se
referă la colectarea probelor de detritus, extragerea de carote meca-
nice, carotajul mecanic continuu, dacă este cazul, pandajmetria, mă-
surătorile electrometrice, măsurătorile de deviație a găurii de sondă,
cavernometria, termometria, precum și eventualele dificultăți ce ar pu-
tea fi întîlnite in timpul forajului. Tot la partea geologică este trecut
și programul de construcție. Aceste operațiuni sînt detailate la rubrica
„Operațiuni și observații" privind intervalele pe care se execută.

Spre deosebire de comanda geologo-tehnică comentată, care se re-
feră la o sondă de referință și la care numărul de operații speciale este
mare, comanda geologo-tehnică pentru o sondă de exploatare prevede
un număr mai mic de operații speciale, în special în ceea ce privește
carotajul mecanic și măsurătorile electrometrice, avînd în vedere că,
în general, structura este destul de bine cunoscută.

în cazul unei sonde de exploatare, limitele dintre formațiunile geo-
logice, de cele mai multe ori, sînt destul de exacte, spre deosebire de
cele estimate la o sondă de referință sau de exploatare unde pot in-
terveni neconcordanțe, uneori, destul de mari. Este posibil ca, uneori,
din coloana lito-stratigrafică să lipsească o formațiune geologică esti-
mată a fi întîlnită pe grosimi foarte mari sau pot interveni alte necon-
cordanțe, ca: prezența unui masiv de sare, a unui accident tectonic sau
a unor formațiuni în care au loc pierderi masive de fluid de foraj și
care să ducă la schimbarea programului de construcție al sondei.

Cînd pe o structură are loc o activitate mare de foraj de exploatare,
pentru o cît mai bună urmărire a executării operațiilor prevăzute, se
poate întocmi pentru fiecare sondă așa-numitul minîprogram (fig. 67)
care nu este decît comanda geologo-tehnică în format mic. Pe acest pro-
gram de lucru se trec toate informațiile obținute, la zi (adîncimea son-
dei, intervalele de unde au fost extrase carote mecanice, înclinarea stra-
telor, adîncimile unde eventual au avut loc manifestări ale sondei, even-
tuale dificultăți în foraj, adîncimea unde s-a tubat și cimentat o coloană

110

te operații ca și pentru retragerea
sau revenirea la un orizont productiv, cimentarea parțială a unui inter-
val și altele, se întocmesc așa-numitele fișe de reparație.
O fișă de reparație, în general, cuprinde:

istoricul de producție al sondei respective, de la prima perfora-
tură și pînă la stadiul cînd se face reparația respectivă;

posibilitățile de producție, care se prevăd a fi obținute în urma
programului de reparație propus;

estimarea producției care se consideră că va fi obținută în urma
efectuării programului propus;

4) programul de lucru ce urmează să fie executat;
5 echipamentul necesar operației propuse.

în fișa de reparație se trece și programul de construcție al sondei,
înălțimea de cimentare a fiecărei coloane, intervalele perforate, dopu-
rile de ciment și, dacă este cazul, adîncimea unde coloana sau coloanele

Probe de sită: din 2m în 2m de Ia 1830m
pină la talpa sondei
Corole mecanice. Se va luo o corolă me –
conica in bazo levantinului, una în boz a
dacianului șt uno Ia intrarea în meofion.
Limitele L/D și D/P vor fi urmărite
prin probele de sită
Carotaj electric. Carotaj electric stan-
dard la adîncimea fina/ă. ORR pentru
helvețian si meoiian.
Măsurători de deviație. Se va măsura
deviat io orientată din WOm in 100 m. Se va
urmări ca sonda să realizeze o deviație
de *2/n pe direcția de 308'
Dificultăți. Str îngeri de gaură in pan han.

sint turtite.

Fig. 67. Comanda geologo-tehnică pen-
tru o sondă de exploatare (format mic).

etc). Acest miniprogram poate fi în-
tocmit și pentru sondele de referință
sau de explorare, in special cînd ele
sînt în subordinea aceluiași inginer
de foraj.

11.5.2. FIȘE DE REPARAȚIE

Deseori sondele sînt oprite din
producție pe o durată de timp mai
mică sau mai mare. Sînt unele opriri
de durată mai mică, cunoscute sub
numele de intervenții la sonde, ca-
re fac parte din așa-numita catego-
rie a operațiilor curente (de exem-
plu: lucrări de schimbare a instala-
țiilor de fund, uzate, curățirea per-
foraturilor de depuneri de nisip, pa-
rafină, fluid de foraj, cimentarea
unui interval perforat total sau par-
țial în vederea izolării sursei de apă
etc). Opririle de durată mai mare
fac parte din categoria așa-numite-
lor lucrări capitale ca, de exemplu:
resăparea găurii de sondă, de la o
anumită adîncime, datorită unor cau-
ze tehnice care nu mai dau posibili-
tatea ca sonda respectivă să producă
în bune condiții, sau adîncirea unei
sonde, dacă situația tehnică a aces-
teia permite, pentru unele obiective
ce prezintă interes etc. Pentru aces-

111

Pentru întocmirea unei fișe de reparație trebuie să se cunoască po-
ziția izobatică pe structură a sondei respective față de sondele vecine
în producție și debitul acestora de la intervalul sau intervalele pentru
care se execută reparația. Pentru o cît mai bună documentare privind
posibilitățile de producție ce se estimează a fi obținute prin operațiuni
de cimentare parțială a intervalului sau prin operațiuni de adiționări,
retrageri sau adîncire se impune a se construi o secțiune geologică — ar-
monică de carotaje electrice prin zona sondei respective, și în care să
fie inclusă și sonda respectivă. Pe diagramele carotajelor electrice ale
sondelor incluse în secțiunea respectivă se trec perforaturile tuturor
sondelor și rezultatele de producție obținute, redate sub forma formu-
lelor de producție.

Este recomandabil să fie întocmită o secțiune geologieă-armonică
deoarece astfel se pot pune bine în evidență, limitele apă/petrol și
petrol/gaze, sau gaze/apă pentru orizonturile sau complexele care ne in-
teresează, tipurile de zăcămînt, eventualele accidente tectonice, precum
și variațiile de facies, dacă este cazul.

Datorită unei cît mai bune interpretări a posibilităților pe care le
prezintă zăcămîntul respectiv, prin sonda studiată, operațiile care se exe-
cută pe baza programului de reparație prezintă o deosebită importanță
pentru exploatarea zăcămintelor de hidrocarburi. în unele cazuri, în spe-
cial pentru zăcămintele vechi, lucrările de reparații capitale pot duce la
descoperirea de zăcăminte de hidrocarburi cantonate în orizonturi ne-
perforate și încă neinundate, și care n-au fost luate în considerare la
timpul respectiv.

O atenție deosebită trebuie acordată tipurilor de capcane, în legătură
cu posibilitățile de a se descoperi noi orizonturi productive, în formațiu-
nile zăcămintelor vechi.

Pentru exemplificări se dau cîteva exemple de fișe de reparație, care
privesc diferite cazuri:

noi posibilități de producție prin efectuarea unei operații de retra-
gere la un alt complex (anexa 1);

repunerea în producție a unor orizonturi și, în funcție de rezul-
tatele obținute, propuneri de adiționări sau retragerii la alte orizonturi
(anexa 2);

izolarea apei sau reducerea procentului de apă cu care produce o
sondă, prin cimentarea parțială a intervalului perforat (anexa 3);

cimentarea sub presiune a perforaturilor, în vederea izolării vii-
turilor de apă sărată, urmată de reperforarea restului de interval, prin
efectuări de probe selective și repunerea sondei în producție (anexa 4);

resăparea unei sonde care are coloana deteriorată și este situată
într-o zonă productivă (anexa 5);

adîncirea unei sonde a cărei situație tehnică permite, pentru un
obiectiv care în zona sondei n-a fost încercat, dar s-a dovedit productiv
în zone adiacente, ceea ce impune a fi cunoscute posibilitățile obiectivu-
lui respectiv și în zona sondei studiate. în urma unor rezultate bune de

112

producție se pune în valoare o suprafață ce trebuie luată în considerare
fie prin săpare de noi sonde, fie, dacă este cazul, prin resăpări sau adîn-
ciri de sonde vechi (anexa 6).

11.5.3. FIȘA (MEMORIU) DE ABANDONARE
A UNEI SONDE DIN FORAJ SAU DIN EXPLOATARE

Sondele de prospecțiune, explorare sau exploatare pot fi abandonate
din foraj sau din exploatare din cauze de ordin geologic sau tehnic. în
general, sînt abandonate din foraj sondele de prospecțiune și de explo-
rare. Cauzele geologice care pot duce la astfel de decizii constau, în ge-
neral, în neconcordanța dintre profilul lito-stratigrafic estimat și infor-
mațiile obținute prin documentarea geologică din forajul sondelor res-
pective. Ca exemple de astfel de neconcordanțe, care duc la abandona-
rea unei sonde din foraj, se menționează:

prezența unui masiv de sare, sau a unui orizont de sare, de gro-
sime foarte mare, care în profilul lito-stratigrafic estimat al sondei nu
era prevăzut sau, dacă era, avea grosimea mult mai mică. Această situa-
ție schimbă nefavorabil posibilitățile de a fi întîlnit obiectivul pentru
care urma să se foreze sonda;

prezența fundamentului cristalin la adîncimi mici, față de estimă-
rile făcute, ceea ce face ca formațiunile în care ar fi fost posibil sau
probabil să se fi întîlnit zăcăminte de hidrocarburi, să lipsească;

lipsa din profilul lito-stratigrafic al sondei forate a rocilor-colec-
toare cu hidrocarburi.

Funcție de factorii geologici pot interveni și unele cazuri tehnice care
să conducă la abandonarea unei sonde din foraj ca, de exemplu: pier-
deri catastrofale ale fluidului de foraj, pe intervale foarte mari, și im-
posibilitatea de a fi înlăturate aceste dificultăți. în prezent însă, numă-
rul sondelor abandonate din cauza tehnice, din foraj, este din ce în ce
mai mic, datorită progresului tehnic în forajul sondelor, ca de altfel și
al sondelor oprite din cauze geologice, datorită amplasării acestora nu-
mai după o judicioasă interpretare a lucrărilor de prospecțiune. în ceea
ce privește sondele de exploatare, numărul acestora abandonate din
foraj, este foarte mic și el se datorește fie unei variații pronunțate de
facies și, ca urmare, nu mai sînt întîlnite rocile colectoare în formațiu-
nea sau formațiunile geologice care formează obiectul sondei, fie unui
accident tectonic nesesizat inițial, caz mai rar întîlnit și care a plasat
sonda într-un bloc tectonic inundat.

în toate cazurile se impune ca, după abandonarea sondelor din foraj,
să se întocmească o fișă (memoriu) în care să se arate toată documenta-
ția obținută în timpul forajului și interpretarea dată pe baza acesteia.
In cazul amplasării de noi locații, memoriul respectiv, însoțit de descrie-
rea tuturor carotelor mecanice, diagrafiile geofizice executate, a secțiu-
nilor geologice cu deviația sondei sau sondelor respective și de un frag-
ment de hartă structurală, în situația unui zăcămînt în exploatare, se
impune, în vederea reinterpretării zonei respective și nu puține au fost
situațiile cînd următoarele foraje de prospecțiune, explorare sau de
exploatare au dat rezultatele scontate.

O sondă poate fi abandonată din exploatare, în cazul cînd nu mai
sînt posibilități de adiționări sau de retrageri la alte orizonturi produc-

3 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

113

tive. înainte de a se hotărî aceasta, se impune întocmirea de secțiuni
geologico-armonice de carotaje electrice pe direcția mai multor sonde,
în care să fie cuprinsă și sonda respectivă cu formulele de producție,
limitele apă/petrol sau petrol/gaze, dacă este cazul, pe complexe sau ori-
zonturi, tipurile de zăcământ și un fragment de hartă de producție.
Această parte grafică poate să scoată uneori în evidență, în special în
cazul zăcămintelor vechi, prezența unor intervale neperforate în totali-
tatea lor sau chiar a unor strate neluate în considerare, după diagrafia
geofizică și care, în alte sonde, mai jos pe structură, să fie productive.

în cazul cînd nu mai este absolut nici o posibilitate de a fi exploatată
o sondă, se întocmește o fișă (memoriu) de abandonare, în care se arată
lipsa oricărei posibilități de exploatare și se anexează partea grafică
menționată.

PARTEA A TREIA

REGIUNILE PETROLIFERE Șl GAZEIFERE
DIN ROMÂNIA

Potențialul de rezerve de petrol, posibil de pus în evidență și de va-
lorificat are două componente de bază: prima componentă o formează
rezervele posibile de descoperit în urma lucrărilor de foraj, amplasate
pe baza rezultatelor prospecțiunilor geofizice și, în special, ale celor seis-
mice; a doua componentă este reprezentată de rezervele ce urmează a fi
obținute prin tehnologii de exploatare perfecționate, care să ducă la
creșterea factorului de recuperare.

în legătură cu prima componentă a potențialului de rezerve de petrol
trebuie menționat că subsolul regiunilor noastre petrolifere este inegal
cunoscut la adîncimi mai mari decît 3 500 m și, ca urmare, în prezent sînt
programate sonde pentru adîncimi de peste 3 500 m, iar unele chiar
pentru adîncimi de peste 6 000—7 000 m (într-un viitor nu prea înde-
părtat vor fi programate foraje pentru adîncimi de 10 000 m).

Principala sarcină de creștere a rezervelor de petrol și de gaze în
cincinalul actual se fundamentează pe executarea unui foarte mare vo-
lum de lucrări de prospecțiuni seismice și foraje la adîncimi din ce
în ce mai mari și în condiții geologice complicate.

Cea de-a doua componentă a potențialului de petrol impune ca, în
afară de metodele convenționale îmbunătățite (injecția de apă cu schim-
barea liniilor de curgere, splălarea cu apă după injecție de gaze, injecția
ciclică de apă), metode în curs de aplicare la 53o/0 din zăcămintele din
țara noastră, cu rezultate satisfăcătoare, să se aplice și metode noi,
dintre care se menționează:

injecția cu abur, aplicată la zăcăminte cu țiței vîscos, situate la
circa 850 m adîncime, metodă care a dat rezultate bune pe structurile
Moreni, Videle și Suplacu de Barcău;

combustia subterană, în curs de extindere în zonele Vidcle-Bălăria
și Suplacu de Barcău;

injecția de apă cu polimeri care a dat rezultate bune la zăcămîn-
tul din meoțianul structurii Drăgăești;

dezlocuirea miscibilă cu soluții micelare, prevăzută a fi aplicată
la un număr mare de zăcăminte;

injecția de C02, aplicată în prezent numai la cîteva zăcăminte și
prevăzută a fi extinsă;

injecția de substanțe alcaline, tensioactive sau alți agenți activi
cu care s-au obținut rezultate încurajatoare pe structura Băi coi;

metodele petrominiere, care se bazează pe drenajul gravitațional
prin galerii și sonde subterane ascendente și descendente, în curs de
experimentare la meoțianul de la mina Sărata Monteoru, la un orizont

115

inferior celui exploatat încă din anul 1925. De asemenea, s-au făcut stu-
dii în vederea aplicării acestor metode și la alte zăcăminte vechi, situate
la mică adîncime (Moreni, Ochiuri, Buștenari, Berea, Solonț).

în prezent, metodele de mărire a factorului de recuperare a țițeiului
se aplică industrial și experimental la circa 200 zăcăminte, astfel că s-a obținut, pe baza aplicării lor, o producție suplimentara anuala de 1,5 milioane tone
țiței.

De asemenea, o atenție deosebită se va acorda reactivării unor sonde
suspendate sau chiar abandonate, de pe structurile vechi, în urma re-
interpretărilor posibilităților acestora pe baza informațiilor obținute prin
forarea unor noi sonde.

Pe o serie de structuri, unele sonde, datorită stării lor tehnice, vor
fi înlocuite. O atenție deosebită se va acorda utilizării intensive a fon-
dului de sonde existent și îmbunătățirii regimului lor de exploatare. în
vederea unei cît mai eficiente proiectări a exploatării zăcămintelor, se
va acorda toată atenția studiului tipurilor de capcane și în special a
capcanelor subtile. Pentru o amplasare judicioasă a forajelor de mare
adîncime, o atenție deosebită se va acorda studiului zonelor de acumulare
suprapuse prezente în unele unități structurate din țara noastră în care
s-au descoperit zăcăminte de hidrocarburi și a caracterisiticlor acestora.

Din cele prezentate anterior reiese importanța cunoașterii repartizării
marilor unități structurale de care sînt legate zăcăminte de hidrocarburi.

Teritoriul țării noastre se împarte, din punct de vedere geologic, în
două domenii de unități structurale majore și anume: domeniul cutat
și domeniul platformic (fig. 68).

Din domeniul cutat fac parte: Carpații Orientali, Carpații Meridionali,
Munții Apuseni și depresiunile aferente: Depresiunea Precarpatică,
Depresiunea (Bazinul) Panonian, Depresiunea (Bazinul) Maramureșului
și Depresiunea (Bazinul) Transilvaniei.

Din domeniul platformic fac parte: Platforma Moldovenească, Depre-
siunea Bîrladului, Promotoriul Nord-Dobrogean, Platforma Moesică și
Dobrogea.

Regiunile petrolifere și gazeifere legate de domeniul cutat sînt si-
tuate în: Depresiunea Precarpatică, Bazinul Panonian, Bazinul Maramu-
reșului (numai petrol) și Bazinul Transilvaniei, unde pînă în prezent
sînt numai gaze.

în domeniul platformic regiunile petrolifere și gazeifere sînt situate
în: Platforma Moldovenească, Depresiunea Bîrladului, Promotoriul
Nord-Dobrogean și Platforma Moesică.

De dată recentă (1979) a fost descoperit primul zăcămînt de hidro-
carburi pe platforma continentală românească a Mării Negre.

12. DEPRESIUNEA PRECARPATICĂ

Depresiunea Precarpatică este cuprinsă între zona cristalino-mezozoică
a lanțului carpatic și platformele din față și este delimitată la exte-
rior de falia pericarpatică de-a lungul căreia formațiunile cutate ale
depresiunii încalecă peste cele de platformă.

116

Fig. 68. Unitățile structurale din Romania. cu zăcăminte de hidrocarburi:

C.O. — Carpații Orientali; E — Eruptiv; CM. — Carpații Meridionali; M.A. — Munții Apu-
seni; S.Z.F.C. — Subzona Flișului Cretacic; S.Z.F.P. — Subzona Flișului Paleogen; Z.M. —
Zona Miocenă din Moldova; Z.C.D. — Zona Cutelor Diapire; D.G. — Depresiunea Getică;
B.P. — Bazinul Panonian; B.T. — Bazinul Transilvaniei; D.M. — Depresiunea Maramure-
șului; P.Mo. — Platforma Moldovenească; D.B. — Depresiunea Birladului; P.N.D. — Pro-
montoriul Nord-Dobrogean; P.M. — Platforma Moesică.

Drept limită internă a depresiunii este considerată, în Carpații Orien-
tali, o linie de încălecare de-a lungul căreia flișul carpatic se afundă
sub zona cristalino-mezozoică, iar în Carpații Meridionali contactul de-
vine normal (formațiunile depresiunii transgradează peste marginea
zonei cristalino-mezozoice).

Depresiunea Precarpatică este cunoscută, în unele lucrări, și sub
numele de „Avanfosă Carpatică" cu cele două flancuri ale ei, unul intern
și altul extern. în fundamentul flancului extern depozitele molasei su-
perioare stau peste depozitele mezozoice și paleozoice de platformă.
Se consideră că cele două flancuri sînt delimitate de falia pericarpatică.

Depresiunea Precarpatică cuprinde Zona Flișului (Intern și Extern)
și Zona Neogenă, ultima incluzînd Zona Miocenă din Moldova, Zona Cu-
telor Diapire și Depresiunea Getică (fig. 68).

12.1. ZONA FLIȘULUI

Zona Flișului situată la est de Zona Cristalino-Mezozoică a Carpați-
lor Orientali, este formată din depozite cretacice și paleogene și are o
lățime de circa 25 km la sud de Valea Moldovei și de circa 70 km în
zona Vrancea.

După vîrsta depozitelor din care este formată și după facies, această
zonă se împarte în două subzone: Subzona Flișului Cretatic (Intern) și
Subzona Flișului Paleogen (Extern).

117

12.1.1. SUBZONA FUSULUI CRETACIC
(INTERN)

Această subzonă este forma-
tă din trei unități (vest-internă,
est-internă și medio-internă),
din care se consideră că ar pre-
zenta unele perspective pentru
acumulări de hidrocarburi nu-
mai unitatea medio-internă, de-
limitată în vest de o mare frac-
tură și în est de linia tectonică
Audia.

Depozitele cretacicului infe-
rior ale acestei unități sînt for-
mate din marnocalcare, gresii
Fig. 69. Indicații de petrol din Subzona Fii- grosiere, șisturi negre bitumi-
șul.ui Intern. noase și gresii glauconitice, iar

cele ale cretacicului superior,
din marne și gresii cenușii și marne roșii și albicioase.

Indicațiile de petrol din această unitate, numită și pînza șisturilor
negre, care încalecă peste depozitele din față, sînt legate de șisturile
negre bituminoase.

Dintre aceste indicații de petrol se menționează cele de la Sadova,
Breaza, Pojorîta, Slătioara, Stulpicani, unde au avut loc și încercări de
exploatări dar cu rezultate foarte slabe (fig. 69).

12.1.2. SUBZONA FUSULUI PALEOGEN (EXTERN)

Această subzonă este formată din depozite ce aparțin cretacicului,
paleogenului și miocenului.

Cretacicul formează fundamentul acestei subzone și este alcătuit, în
bază, din șisturi negre și gresii cu intercalații de conglomerate, deasupra
urmînd o alternanță de marnocalcare, gresii, calcare și calcare grezoase
cu intercalații de marne vineții-cenușii.

Paleogenul este format din paleocen, eocen și oligocen, care prezintă
mari variații de litofacies, atît pe direcție longitudinală, cît și laterală.

Paleocenul este întîlnit fie printr-o alternanță de gresii cafenii, fie
prin marne vineții-cenușii, uneori bituminoase.

Eocenul este, în general, format din două complexe care, de aseme-
nea, prezintă mari variații de litofacies și, în special, complexul inferior.
De la interior spre exterior, de-a lungul Carpaților Orientali, pînă
la Valea Buzăului, s-au separat cinci unități (sau subunități) stratigrafice:

unitatea internă sau a gresiei de Tarcău;

unitatea intermediară sau a gresiei de Tazlău;

unitatea marginală internă;

unitatea marginală externă;

unitatea submarginală.

în unitatea internă, complexul inferior al eocenului, cunoscut și sub
numele de orizontul gresiei de Tarcău, format din bancuri groase de circa
3 m de gresii calcaroase cenușii-albăstrui, prezintă, spre interiorul unită-
ții, intercalații de marne roșii, iar spre exteriorul unității, intercalații de
orizonturi de conglomerate.

118

-:<

în unitatea intermediară, complexul inferior este format dintr-o alter-
nanță de bancuri de gresie de Tarcău cu gresii calcaroase, marne cenu-
șii-albicioase, calcare cenușii și marne cu fucoide. în unitățile marginal
internă și externă, gresia de Tarcău este înlocuită de calcare și marno-
calcare pentru ca în unitatea submarginală acest complex să conțină și
intercalații de conglomerate cu elemente verzi.

Complexul superior al eocenului, în toate cele cinci unități, este for-
mat din marne verzi și roșii cu intercalații de gresii fin micacee, succe-
siune cunoscută sub numele de stratele de Plopu. La partea superioară a
acestui complex urmează stratele de Bisericani, complex de marne negre
șistoase, micacee, slab nisipoase cu intercalații de gresii silicioase.

Oligocenul. în succesiunea oligocenului, de jos în sus, se întîlnesc
următoarele orizonturi:

gresia de Lucăcești, de culoare alb-galbenă, uneori marnoasă;

orizontul șisturilor menilitice inferioare format, în ba/ă, din șis-
turi marnoase, slab bituminoase, foioase, pe care sînt schelete și solzi de
pește (Meletta crenata), iar în spre partea superioară se intercalează me-
nilite (roci silicioase, bituminoase, brun-negricioase);

orizontul marnelor albe bituminoase, de culoare cafenie pe spăr-
tură proaspătă și albă pe suprafețele de alterare;

orizontul șisturilor disodilice inferioare, format din șisturi argi-
loase-marnoase, negricioase, foarte subțiri, cu rozete de gips, eflorescente
de sulfați și schelete și solzi de pești și intercalații de gresie de Kliwa.
Acest orizont este întîlnit peste orizontul marnelor albe în primele patru
unități stratigrafice.

în unitatea submarginală, orizontul șisturilor disodilice este invadat
de conglomerate cu elemente verzi:

orizontul gresiei de Kliwa, silicioasă, albicioasă, uneori slab găl-
buie, în care sînt intercalații de șisturi disodilice, care predomină în par-
tea inferioară a orizontului;

orizontul Suprakliwa;

orizontul șisturilor disodilice superioare;

orizontul șisturilor menilitice superioare;

orizontul de tranziție.

începînd din orizontul menilitelor inferioare și superioare, al marne-
lor albe bituminoase, al disodilelor inferioare și superioare, ca și în ori-
yontul de tranziție sînt orizonturi de gresie. Aceste toate orizonturi nu
sînt întîlnite pe toate structurile.

O succesiune a acestor orizonturi, aproape completă, este întîlnită pe
structura Modîrzău (fig. 70).

Grosimea acestor orizonturi variază chiar pe aceeași structură, cum
este cazul structurii Gropile lui Zaharache, unde grosimea gresiei de
Lucăcești este de 25—30 m, grosimea orizonturilor marnelor albe bitu-
minoase și a menilitelor inferioare variază între 20 și 80 m, grosimea
orizontului șisturilor disodilice inferioare variază între 30 și 100 m, iar
cea a orizontului gresiei de Kliwa, cu cele trei complexe (KI( Kn și Km),
între 200 și 350 m. Orizonturile șisturilor disodilice și menilitice supe-
rioare însumează o grosime de circa 70 m, care pe unele structuri atinge
chiar 120 m.

în ceea ce privește orizontul Suprakliwa, pe structurile unde este în-
tîlnit, are o grosime ce variază între 40 și 80 m, iar orizontul de tranziție,
o grosime de circa 50 m.

119

Sînt structuri, așa cum s-a menționat, pe
care lipsesc unele orizonturi ca, de exemplu:
pe structura Toporu-Chilii orizontul gresiei
de Lucăcești, al marnelor albe bituminoase,
al disodilelor inferioare și, parțial, orizontul
de tranziție.

Miocenul este întîlnit sub forma de de-
pozite cu sare, marne, argile, gresii, anhidrit
și, uneori, gipsuri.

Ini Subzona Flișului Paleogen, din punct
de vedere tectonic, se separă două unități:
unitatea (pînza) de Tarcău sau medio-margi-
nală, de care sînt legate zăcăminte de hidro-
carburi și care, de-a lungul unei linii tecto-
nice, încalecă peste cea de-a doua unitate,
unitatea (pînza) marginală (externă) sau au-
tohton, de care aparțin cele mai importante
zăcăminte de hidrocarburi și aceasta, la rîn-
dul ei, ia contact cu depresiunea din fața
Carpaților Orientali, tot de-a lungul unei li-
nii de încălecare.

în pînza medio-marginală se întîlnesc
toate tipurile de cute: cute anticlinale sime-
trice, cute anticlinale asimetrice, cute falii.

în ansamblul ei, unitatea marginală se
prezintă ca un anticlinorium, format din cute
anticlinale și cute-solzi, deversate de la vest
către est.

12.1.2.1. Condițiile de formare a zăcămintelor
de hidrocarburi

Scor o 1 5 000

Fig. 70. Profilul electric tip oli-
gocen — Modîrzău.

Rocile-mamă sînt reprezentate prin șistu-
rile menilitice, șisturile disodilice și marnele
albe bituminoase.

Rocile rezervor sînt reprezentate prin gresia de Lucăcești, gresia de
Kliwa, gresia din orizontul de tranziție, Suprakliwa, gresiile intercalate
în orizontul marnelor albe bituminoase, al menilitelor inferioare și supe-
rioare și al disodilelor inferioare și superioare. în afară de oligocen, pe
unele structuri (Leorda, Comănești-Podei, Dărmănești, Păcurița) s-au do-
vedit bune roci rezervor și gresia de Tarcău din eocen și nisipurile și
gresiile din sarmațianul bazinului post-tectonic Comănești.

Rocile protectoare sînt reprezentate fie de depozitele din pînza me-
dio-marginală, care protejează zăcămintele din oligocenul unității externe,
fie, pe unele structuri, de miocenul cu sare sau de zona asfaltizată a gre-
siei de Kliwa ce apare la suprafață, ca la Solonț—Stănești. Zăcămintele
din oligocen sînt, în general, stratiforme boltite cu trecere spre masive,
limita petrol-apă fiind tabulară.

în general structurile sînt legate de cute solzi (Ghelința, Lepșa, Slă-
nic-Băi, Dofteana-Bogata, Doftenița, Cerdac, Geamăna, Zemeș-Cilioaia și

120

altele), dar sînt și unele structuri legate de cute anticlinale simetrice
(Uture-Moinești oraș, Cucuieți, Mihoc și altele), de cute anticlinale asi-
metrice (Gropile lui Zaharache, Chilii-Vest, Arșița, Frumoasa, Slănic-Fe-
răstrău, sau de brachianticlinale (Tazlăul Mare).

12.1.2.2. Aliniamente structurale (zone de acumulare)

Structurile se pot grupa pe o serie de aliniamente, dispuse în general.
pe direcția N—S (fig. 71), și de care sînt legate zone de acumulare. în
cadrul acestor aliniamente sînt caracterizate o serie de structuri.

Fig. 71, Structurile gazeifere și petro-gazeifere din Subzona Flișului

Paleogen și Zona Miocenă din Moldova:

121

l — Geamăna; 2 — Gropile lui Zaharache; 3 — Chilii-Vest; 4 — Tașbuga;
5 — Tașbuga-Sud; 6 — Chilii-Est; 7 — Cilioaia-Vest: 8 — Zemeș; 9 — Moi-
neștl-Vest; 10 — Leorda; 11 — Comănești; 12 — Arșița; 13 — Foaie—Tazlău—Mo-
dirzău—Piatra-Crăpată—Moinești; 14 — Văsiești- Vest; 15 — Dărmânești; 16 — Fru-
moasa; 17 — Solonț—Uture-Moinești—Oraș; ÎS — Vășiesti-Est; 19 — Tazlăul Mare;
20 — Mihoc; 21 — Cucuieți; 22 — Doftenița; 23 — Slânic Băi; 24 — Nineasa;
25 — Păcurița; 26 — Cerdac-Vest; 27 — Cerdac-Centru; 28 — Lepșa; 29 — Cer-
dac-Est; 30 — Larga; 31 — Doftana; 22 — Slănic: 33 — Fierăstrău; 34 — Ghe-
lința; 35 — Cîmpeni-Vest; 36 — Cîmpeni; 37 — Tescani; 38 — Cașin; 39 — Cîmpuri.

Aliniamentul I: Geamăna.

Structura Geamăna (fig. 72) este o cută-solz, foarte compartimentată.
Unele sonde amplasate pe unitatea medio-marginală traversează mioce-
nul cu sare, apoi oligocenul, după care intră în eocenul unității externe.
Zăcămintele de petrol sînt cantonate în eocen, gresia de Kliwa, complexul
Suprakliwa și orizontul de tranziție.

Aliniamentul II: Chelința

Aliniamentul III: Gropile lui Zaharache — Chilii Vest-Tașbuga.

Structura Chilii-Vest este un anticlinal foarte compartimentat, care,
de-a lungul unui accident tectonic longitudinal, încalecă cuta Toporu.
Acumulările de petrol sînt în gresia de Lucăcești, în gresiile intercalate
în orizontul marnelor albe bituminoase, în gresia de Kliwa și în orizontul
de tranziție (fig. 73).

Structura Tașbuga pare a fi legată de cute solzi suprapuse cu o tec-
tonică foarte complicată și care încalecă oligocenul de la Cilioaia-Vest și
oligocenul de la Zemeș. Sînt zăcăminte de petrol în gresia de Kliwa și în
orizontul de tranziție (fig. 74).

& Bis

Fig. 72. Secțiune geologică prin structura Geamăna.

122

Fig. 73. Secțiune geologică prin structura Chilii-Vest.

Fig. 74. Secțiune geologică prin structura Tasbuga

Aliniamentul IV: Chilii—Toporu—Cilioaia-Vest—Doftănița—Slănic-
Băi.

Aliniamentul V: Fruntea Comanului—Zemeș—Moinești-Vest—Leor-
da—Comănești.

Structura Zemeș. Deasupra orizontului breciei tectonice s-a pus în
evidență un solz care corespunde cutei solz faliate Cilioaia Est și sub ori-
zontul brecciei tectonice s-a pus în evidență un alt solz faliat care cores-
punde structurii Zemeș. Zăcăminte de petrol sînt în gresia de Kliwa și
orizontul de tranziție (fig. 75).

Aliniamentul VI: Arșița—Foaie—Tazlău—Modîrzău—Moinești—Văsi-
ești-Vest — Dărmănești — Nineasa.

Structura Arșița este o cută asimetrică, cu flancul estic foarte com-
partimentat, iar flancul vestic încălecat, de-a lungul brecciei, de struc-
tura Chillii. Se exploatează gresia de Kliwa, complexul Suprakliwa și ori-
zontul de tranziție, în care sînt zăcăminte de petrol (fig. 76).

Structura Tazlău este legată de o cută solz, faliată, deversată spre est
și se exploatează, ca și la Moinești, gresia de Lucăcești, gresiile din ori-
zontul menilitclor inferioare, al marnelor albe bituminoase, gresia de
Kliwa, complexul Suprakliwa și orizontul de tranziție (v. fig. 75).

Structura Moinești, de asemenea, este legată de o cută solz deversată
de la vest la est, iar acumularea de la Moinești-Oraș, de o cută anticli-
nală faliată, cu flancul vestic scufundat (fig. 77).

La Moinești sînt zăcăminte de petrol în gresia de Lucăcești, gresia de
Kliwa, gresia de tranziție și sarmațian.

Structura Dărmănești. Peste eocenul de Tarcău, faliat și flancat de
stratele de Plopu, gresia de Lucăcești, marnele albe bituminoase, disodi-
lele inferioare si gresia de Kliwa, urmează discordant sarmațianul (fig. 78).
Sînt zăcăminte de petrol în sarmațian, eocen și gresia de Kliwa.

Structura Nineasa este o cută solz, slab deversată spre est cu zăcă-
minte de petrol în orizontul de tranziție (fig. 79).

Aliniamentul VII: Frumoasa—Solonț—Uture—Piatra Crăpată—Moi-
nești-Oraș — Văsiești-Est — Păcurița — Cerdac-Vest — Cerdac-Cen-
tru — Lcpșa.

Structura Frumoasa este un anticlinal asimetric faliat, cu flancul estic
mult mai scufundat. Orizonturile Kliwa și Suprakliwa formează un sin-
gur complex din care se exploatează petrol, ca și din orizontul de tran-
ziție (fig. 80).

Aliniamentul VIII: Tazlăul Mare.

Structura Tazlăul Mare se prezintă sub forma unui brachianticlinal
larg, faliat pe ambele flancuri. Pe această structură sînt zăcăminte de
gaze în toate complexele de pe intervalul stratigrafie care cuprinde gre-
sia de Lucăcești, gresia de Kliwa și gresiile din orizonturile disociilelor
superioare și din orizontul de tranziție (fig. 81).

Aliniamentul IX: Mihoc—Cucuieți.

Structura Mihoc este legată de o cută anticlinală cu flancul estic mult
mai scufundat de-a lungul unui accident tectonic. Zăcăminte de petrol
sînt în gresia de Kliwa și gaze în orizontul de tranziție (fig. 82).

Aliniamentul X: Cerdac-Est.

Aliniamentul XI: Larga—Dofteana—Slănic—Fierăstrău.

Structura Larga se caracterizează printr-o serie de solzi deversați de
la vest către est. Zăcămintele de petrol sînt cantonate în gresia de Kliwa
și Suprakliwa (fig. 83).

124

125

Fig. 76. Secțiune geologică prin structura Arșița.

127

Fig. 78. Secțiune geologică prin structura Dărmănești.

Eo Bis

Fig. 79. Secțiunea geologică prin structura Nineasa.
\1NV est

Fig. 80. Secțiune geologică prin structura Frumoasa.

129

Fig. 81. Secțiune geologică prin structura
Tazlăul Mare.

Fig. 82. Secțiune geologică prin structura Mihoc.

Fig. 83. Secțiune geologică prin structura Larga.

Fig. 84. Secțiune geologică prin structura Dofteana.

131

Fig. 85. Secțiune geologică prin
structura Slănic.

Structura Dofteana este o cută anticli-
nală cu flancul vestic foarte faliat de falii
transversale și longitudinale și care în-
calecă peste solzul Bogata. Zăcăminte de
petrol sint în intervalul stratigrafie care
cuprinde orizontul gresiei de Lucăcești,
orizontul gresiei de Kliwa și orizontul de
tranziție (fig. 84).

Structura Slănic este o cută-solz, cu
flancul estic încălecat de cel vestic, și în
care n-au fost traversate toate orizontu-
rile oligocenului. Zăcămintele de petrol
sînt cantonate în orizontul de tranziție
(fig. 85).

Structura Fierăstrău este o cută anti-
clinală faliată pe ambele flancuri și cu
orizonturile oligocenului într-o succesiune

Fig. 86. Secțiune geologică prin structura Fierăstrău.
132

aproape completă. Zăcăminte de petrol sînt în gresia de Kliwa și Supra-
kliwa, care formează un singur orizont și în orizontul de tranziție
(fig. 86).

Structuri petrolifere au fost descoperite și în bazinul post-tectonic
Comănești unde, peste paleogen, format din orizontul gresiei de Tarcău,
în bază, și din orizontul stratelor de Plopu, la partea superioară, ur-
mează oligocenul și, discordant, sarmațianul și meoțianul. în afară de
eocen și oligocen sînt zăcăminte de petrol și în sarmațian pe structurile:
Moinești, Leorda, Comănești, Podeiu, Dărmănești.

12.1.2.3. Dificultăți în foraj

Dintre dificultățile care pot fi întîlnite în forajul sondelor atît în
unitatea medio-marginală, cit și în unitatea marginală se menționează:

pierderi de circulație la suprafață, care au loc în eocen și oligo-
cen cînd acestea sînt formate din gresii fisurate. Pierderile sînt combă-
tute cu materiale de blocare și cimentări repetate cu ciment ușor, după
care intervalul respectiv se închide prin tubarea unei coloane de ancoraj;

strîngeri și dărîmări de găuri de sondă în eocen și senonian, în
dreptul zonelor argiloase (de multe ori brecifiate), precum și contaminări
ale fluidului de foraj cu calcit. Aceste dificultăți pot fi înlăturate prin
mărirea densității fluidului de foraj și prin tratamente pentru anihilarea
ionului de calciu;

. — pierderi de fluid de foraj în gresia de Tarcău (Tașbuga, Chilii-Vest)
sau viituri de apă dulce (Geamăna-Nord);

dărîmări și ocniri ale pereților găurii de sondă, pe unele structuri,
la traversarea miocenuiui cu sare. Fluidele de foraj se mineralizează pro-
vocînd dificultăți în formațiunile geologice ce urmează a fi traversate
(strîngeri de gaură, prinderi de garnitură). în general, aceste dificul-
tăți sînt eliminate prin închiderea miocenuiui cu sare cu o coloană in-
termediară și înlocuirea fluidului de foraj mineralizat cu fluide nemino-
ralizate, după care se continuă forajul;

oligocenul provoacă dificultăți la traversare, prin pierderi do fluid
de foraj (mai ales pe structurile depletate) și prin gazeificări ale aces-
tuia, în zonele cu gresii ale oligocenului există pericolul prinderii gar-
niturii de foraj prin lipire, atunci cînd densitatea fluidului de foraj de-
pășește 1,25 kg/dm3. Cînd se interceptează oligocenul în zonă inundată,
sub presiune, au loc viituri de apă sărată;

la traversarea eocenului, în calcarele de Doamna se produc difi-
cultăți în timpul forajului, datorită viiturilor de apă sărată, gazeificării
fluidului de foraj, precum și eventualelor pierderi ale fluidului de fo-
raj. Pentru traversarea eocenului se utilizează fluide grele, cu densitatea
pînă la 1,8 kg/dm3, în funcție de structură.

De asemenea, una din dificultățile de foraj care se întîlneșto, în spe-
cial, în zona flișului, este aceea a necesității forajului dirijat, impusă de
două cauze principale și anume:

— tendința normală de deviere a găurii de sondă, ca urmare a al-
ternanței mari a stratelor și a înclinării mari a acestora, ajungînd une-
ori pînă la 60—70°. Tendința de înclinare a acestora are un pronunțat
caracter de direcție nord-est;

133

— morfologia terenului fiind foarte complicată, este imposibil să se
amplaseze locațiile în poziții sud-vestice, față de poziția de talpă, pen-
tru a se fora pe tendința naturală de deviere.

Deoarece poziția de talpă a sondelor este impusă de gabaritul de fund,
majoritatea sondelor se forează dirijat cu turbina, cu restricții de apăsare,
fapt care conduce la micșorarea vitezelor de foraj, respectiv la mărirea
timpului de săpare a sondelor.

12.1.2.4. Dificultăți în extracție

Dintre dificultățile ce pot fi întîlnite în timpul extracției se mențio-
nează:

ruperea prăjinilor de pompare datorită înclinării mari a găurilor
de sondă, cu schimbări de azimut (situație întîlnită pe majoritatea
structurilor);

depuneri de nisip (Zemeș, Moinești-Oraș, Dărmănești);

blocarea stratelor după fisurare (Gropile lui Zaharache, Chilii-Vest,
Zemeș, Mihoc);

punerea în producție a multor sonde se face greu, datorită blo-
cării stratului productiv cu fluid de foraj.

12.1.2.5. Perspective de noi zăcăminte

Zcna de prim interes este Ghelința—Comandau și, de asemenea, pre-
zintă interes zona Asău unde s-a descoperit și pus în exploatare recent
un zăcămînt la adîncimea de 5 300 m, cît și investigarea în continuare
a paleogenului și eventual a altor formațiuni mai vechi din toată sub-
zona externă.

în tabelul 9 se dau structurile și formațiunile geologice productive
din subzona externă a flișului din Moldova.

12.1.3. ZONA FLIȘULUI DIN MUNTENIA

De la Valea Buzăului spre vest, cretacicul subzonei interne a flișu-
lui prezintă variații de litofacies, el fiind caracterizat printr-o alternanță
de marnocalcare, marne cenușii, care în mare parte sînt înlocuite de
marne roșii, iar subzona externă a flișului se fragmentează în două mari
anticlinale ce formează Pintenul de Homorîciu, situat la interior, și Pin-
tenul de Văleni, situat la exterior. Acești pinteni se afundă sub cuver-
tura neogenă și prin cîteva apariții sporadice mai pot fi urmăriți pînă
la vest de Valea Dîmboviței.

Depozitele neogene pătrund și între aceste două anticlinale formînd
sinclinalul (cuveta) de Slănic, la nord de Pintenul de Homorîciu, și sin-
clinalul (cuveta) de Drajna, între cei doi pinteni.

De la Valea Buzăului spre vest, din cele cinci unități stratigrafice
separate de-a lungul Carpaților Orientali din Moldova, din eocen este
întîlnită numai unitatea internă, a gresiei de Tarcău, eu trei faciesuri:

faciesul de nord (faciesul de Șotrile), format dintr-o alternanță
de marne albicioase cu gresii calcaroase și calcare;

faciesul median (din Pintenul de Homorîciu), format din bancuri
groase de gresie de Tarcău cu intercalații de argile negricioase și
marne cenușii;

134

Tabelul 9

Structurile și formațiunile geologice productive din subzona externă a flișului

din Moldova

135

— faciesul de sud (din Pintenul de Văleni) format dintr-o alternanță
de gresii, marne și argile negricioase.

Oligocenul de la "Valea Buzăului spre est este întîlnit sub două facie-
suri și anume: faciesul de Pucioasa, în Pintenul de Homorîciu și facie-
sul gresiei de Kliwa, în Pintenul de Văleni.

Oligocenul din Pintenul de Homorîciu este format, de jos în sus, din
următoarele orizonturi:

orizontul menilitelor inferioare;

orizontul șisturilor disodilice inferioare;

orizontul stratelor de Pucioasa, cel mai dezvoltat, format din-
tr-o alternanță de marne, argile cenușii și gresii calcaroase grosiere (gre-
sia de Fusaru) în care sînt și intercalații de marne și calcare sideritice;

orizontul stratelor de Vinețișu, format dintr-o alternanță de mar-
ne și gresii calcaroase compacte;

orizontul menilitelor și disodilelor superioare.

Oligocenul din Pintenul de Văleni este format de jos în sus din:

orizontul menilitelor inferioare;

orizontul șisturilor disodilice inferioare;

orizontul gresiei de Kliwa inferioară (alternanță de gresii de Kli-
wa și șisturi disodilice cu marne argiloase de tip Pucioasa);

orizontul gresiei de Kliwa superioară (gresia de Buștenari), for-
mat din strate de gresie de Kliwa, slab cimentată și șisturi disodilice;

orizontul șisturilor menilitice superioare și al diatomitelor, for-
mat din șisturi disodilice, diatomite și intercalații de menilite.

Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi sînt:

Pentru cretacic aceste condiții sînt realizate de prezența rocilor-mamă,
rezervor și protectoare ca și a unei capcane.

Roca-mamă este reprezentată prin șisturile argiloase negre.

Roca-rezervor este alcătută din gresii calcaroase și calcare grezoase.

Roca-protectoare este reprezentată prin intercalațiile de marne ce-
nușii.

Pentru eocenul din Pintenul de Homorîciu, prezent prin facies me-
dian, aceste condiții sînt realizate de:

roca-mamă, reprezentată de argilele negricioase:

roca-rezervor, reprezentată prin gresia de Tarcău;

roca-protectoare reprezentată prin toate intercalațiile de marne
cenușii.

Pentru eocenul din Pintenul de Văleni condițiile de formarea zăcă-
mintelor de hidrocarburi sînt realizate de:

roca-mamă, prin argilele negricioase;

roca-rezervor, prin gresii;

roca protectoare, prin marne.

Pentru oligocenul din Pintenul de Homorîciu:

roca-mamă este reprezentată prin șisturile menilitice și disodilice
superioare și inferioare;

roca-rezervor este reprezentată prin gresia de Fusaru;

roca-protectoare este reprezentată prin orizontul stratelor de Vi-
nețișu și prin marnele din stratele de Pucioasa.

Pentru oligocenul din Pintenul de Văleni:

— rocile-mamă sînt reprezentate prin șisturile menilitice și disodi-
lice inferioare și superioare;

136

Fig. 87. Structurile petro-gazeifere și gazeifere din pintenul de Homo-
rîciu, de Văleni, Cuveta de Drajna și de la contactul zonei miopliocene

cu Pintenul de Văleni:

1 — Izvoarele; 2 — Posești; 3 — Cărbunești; 4 — Surani; 5 — Predeal—Sărari;

6 — Opăriți; 7 — Copăceni; 8 — Cosminele; 9 — Buștenari; 10 — Vîrful Dră-

gănesei; 11, 12 — Vîrfuri-Vișinești; 13 — Vulcana; 14 — Stîrmini.

rocile rezervor sînt reprezentate prin gresia de Kliwa inferioară
și superioară precum și prin nisipurile și gresiile lenticulare din stra-
tele de Podul Morii;

rocile protectoare sînt reprezentate prin marnele din stratele de
Podul Morii și prin orizontul de diatomite.

Fig. 88. Secțiune geologică prin structura Posești.

S-au obținut unele rezultate de producție de gaze și petrol din cîteva
structuri de dimensiuni mici (fig. 87), atît din eocenul Pintenului de Homo-
rîciu, cît și din oligocenul Pintenului de Văleni. De asemenea, s-au dove-
dit productive și helvețianul și meoțianul din cuvertura neogenă. în afară
de rezultatele obținute din zona celor doi pinteni, s-au obținut rezultate
de producție de petrol din meoțian pe structura Posești, care este un mo-
noclin faliat, format din pliocenul cuvetei de Drajna (fig. 88). Structurile
Cosminele Stîrmini, Vîrfuri-Vișinești și Cătiașu se prezintă sub forma unor

137

Om ±

m -i

Fig. 89. Secțiune geologică prin
structura Cosminele.

Fig. 90. Secțiune geolo-
gică prin structura Iz-
voarele.

cute anticlinale faliate (fig. 89), iar structura Izvoarele se prezintă ca un
monclin (fig. 90).

în tabelul 10 se dau structurile și formațiunile geologice productive
din Pintenul de Homorîciu, Cuveta de Drajna și Pintenul de Văleni.

Tabelul 10

Structurile și formațiunile geologice productive din Pintenul de Homorîciu,
Cuveta de Drajna și Pintenul de Văleni

12.2. ZONA MIOCENÂ DIN MOLDOVA

Această zonă este situată între zona flișului Carpaților Orientali și falia
pericarpatică. Peste fundamentul acestei zone, format în oligocen, ur-
mează miocenul, iar de la Valea Trotușului se adaugă și pliocenul, re-
prezentat prin toate cele patru etaje și avînd, în general, aceleași ca-
ractere litologice ca și depozitele pliocene din Zona Cutelor Diapire.

în tabelul 11 se prezintă profilul lito-stratigrafic sumar al depozitelor
miocene din această zonă.

138

Tabelul 11

Profilul lito-stratigrafic al depozitelor miocene din Zona Miocenâ din Moldova

Fundamentul este format din oligocen, care se cunoaște în unele zone
ca de exemplu: anticlinalui Pleșu, unde este prezent prin marnele albe bi-
tuminoase, anticlinalui Pietricica, unde apar menilitele, la Ciortea unde
apare gresia de Kliwa invadată de conglomerate cu elemente verzi.

între marginea externă a flișului (în vest) și falia pericarpatică (în est),
în depozitele miocene au fost puse în evidență o serie de cute anticlinale
faliate, brachianticlinale, monoclinale, separate de sinclinale largi.

12.2.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă sînt prezente prin șisturile menilitice și disodilice din oli-
gocen, intercalațiile pelitice din helvețian, buglovian și sarmațian și șistu-
rile cu radiolari din tortonian.

Rocile-rezervor sînt întîlnite în oligocen (gresia de Kliwa) în helve-
țian (nisipuri și gresii — stratele de Tescani), în buglovian (nisipuri și
gresii — stratele de Andreiașu) și sarmațian (nisipuri și gresii).

139

Fig. 91. Secțiune geologică prin structura Cîmpeni.

Rocile protectoare sînt formate de toate intercalațiile impermeabile din
oligocen, helvețian, buglovian și sarmațian.

Tipul zăcămintelor: stratiforme, boltite, compartimentate, stratiforme
ecranate tectonic și stratigrafie.

Pînă în prezent au fost puse în evi-
dență zăcăminte de hidrocarburi (în oli-
gocen, helvețian, buglovian și sarmațian)
la nord de Valea Trotușului, pe cutele an-
ticlinale faliate Cîmpeni (fig. 91) și Cîm-
peni-Vest, și pe branchianticlinalul faliat
Tescani (fig. 92), iar la sud de Valea Tro-
tușului, pe monoclinalul Cașin și pe cuta
faliată Cîmpuri-Vizantea.

în tabelul 12 se dau structurile și for-
mațiunile geologice productive din zona
miocenă din Moldova.

12.2 2. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

In helvețian au loc strîngeri și dărîmări
de gaură, iar în zonele depletate au loc
pierderi de fluid de foraj.

Fig. 92. Secțiune geologică prin
structura Tescani.

în burdigalian au loc lipiri ale garni-
turii de foraj în dreptul zonelor grezoase
la densități ale fluidelor de foraj mai mari
decît 1,23 kg/dm3 și din cauza forabili-
tății reduse ce are loc în acest etaj se pro-
duce îmbătrînirea găurii de sondă.

140

Tabelul 12

Structurile și formațiunile geologice productive din Zona Miocenă

12.2.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Prim interes prezintă de a fi investigate, în continuare, depozitele mio-
cene (helvetian, buglovian, sarmațian) în perspectiva descoperirii de noi
zăcăminte, cît și oligocenul.

12.3. ZONA CUTELOR DIAPIRE

Această zonă, situată în fața Carpaților Orientali și cunoscută și sub
numele de Zona Miopliocenă, este cuprinsă între Valea Slănicului de
Buzău și Valea Dîmboviței și după datele obținute prin foraje, ea încalecă
de-a lungul faliei pericarpatice Platforma Moesică, din față, datorită ac-
țiunii de subîmpingere spre nord a acesteia. Această zonă se reazemă cu
flancul nordic pe Zona Flișului Paleogen și cu flancul sudic pe Platforma
Moesică. Intre Valea Slănicului de Buzău și Valea Cricovului Sărat, res-
pectiv în partea de est a zonei miopliocene, sînt cute-falii deversate spre
sud sau chiar spre nord și în axul lor apar lame de sare sau diapire, dar
numai în zona de la vest de Cricovul Sărat se întîlnesc cute diapire tipice.

în sens strict, Zona Cutelor Diapire este cuprinsă între Valea Crico-
vul Sărat, în est, Valea Dîmboviței, în vest, cei doi pinteni, de Văleni și
Homorîciu, în nord, și falia pericarpatică, de pe direcția Mizil, Gura Șuții,
Nord-Găiești în sud. Diapirismul a fost denumit, explicat și definit pentru
prima dată în țara noastră de L. Mrazec (1915). Această zonă este umplu-
tă cu depozite miocene și pliocene ce au ca substrat depozite paleogene
(:ab. 13). Ca urmare a subîmpingerii Platformei Moesice sub Zona Mio-
pliocenă, sondele din apropierea contactului Platformei Moesice cu Zona
M:o-Pliocenă au întîlnit și depozite mai vechi, mezozoice și paleozoice,
de platformă.

141

Tabelul 13

Profilul lito-stratigrafic din Zona Cutelor Diapire

Seria,
etaj

Scurta caracterizare din punct
de vedere litologic

Observații

Levantin

Pietrișuri, nisipuri și gresii
slab cimentate cu intercalații
de marne.

Dacian

Nisipuri, gresii slab cimenta-
te cu intercalații de marne ce-
nușii-vineții, albăstrui, nisi-
poase, fin micacee, argile slab
nisipoase și orizonturi de lig-
nit, variabile ca număr și gro-
sime. La partea superioară
sînt prezente intercalații de
nisipuri grosiere, iar la partea
inferioară predomină nisipuri
fine.

S-a dovedit, în general, pro-
ductiv de petrol, pe structurile
unde a fost străbătut de sare
(Țintea—Băicoi, Moreni—Gura
Ocniței, Ochiuri), în timp ce
pe structurile unde sarea a
rămas la nivele inferioare, sub
meoțian (Aricești, Mărgineni,
Grăjdana, Finta, Mănești-Vlă-
deni, Gheboaia ș.a.) s-a do-
vedit productiv de gaze, ex-
cepție făcînd de la aceasta
dacianul din blocul central
al structurii Bucșani unde
produce petrol. Pe unele
structuri, unde dacianul a fost
găsit productiv, a fost sepa-
rat, în bază, complexul Dră-
der, deasupra acestuia comple-
xul Moreni, iar restul com-
plexelor productive au fost
cuprinse în așa-numitul com-
plex „Dacian nedivizat" (Țin-
tea-Băicoi). In dacianul struc-
turii Moreni, dovedit foarte
bun productiv, s-au separat de
jos în sus următoarele com-
plexe: Drăder, Moreni, Dacian
Intermediar, Gross și Dacian
superior.

Drăderul de pe flancul sudic
al structurii Moreni a fost
împărțit în trei orizonturi.

Ponțian

Marne argiloase, marne vine-
ții-albăstrui, aschioase și une-
ori intercalații de nisipuri.

Se cunosc intercalații de ni-
sipuri pe linia diapirismul re-
vărsat și pe linia diapirismul
profund (criptodiapir), (Păcu-
reți, Măgurele, Plopeasa, Băr-
buncesti, Podenii Vechi).

Meoțian

Orizontul superior este format
din marne fin nisipoase, fin
micacee, nisipuri și gresii cal-
caroase, fin micacee, uneori
gresii slab conglomeratice. Ori-

Acest etaj geologic ca și de
altfel dacianul a format și
formează un obiectiv impor-
tant în exploatare în această
zonă. Meoțianul în partea de
est, la Berea, are o grosime
de circa 700 m și cuprinde
două complexe M I și M II.
iar mai spre vest, la Boldești,
ajunge la circa 350 m gro-

142

Tabelul 13 (continuare)

Seria,
etaj

Scurtă caracterizare
din punct de vedere litologic

Operații

Meoțian

zontul inferior se caracteri-
zează prin marne cenușii-al-
bâstrui, marne cenușii nisi-
poase, gresii calcaroase și gre-
sii calcaroase colitice.

sime și cuprinde trei comple-
xe productive cunoscute de
sus în jos sub numele de: M I,
M-intermediar și M II. In con-
tinuare, spre vest, cele trei
complexe productive se întîl-
nesc pînă în regiunea Văii
Prahova, pentru ca la vest de
această vale, deși grosimea
meoțianului scade, ajungînd la
150 m, se mai separă încă
un complex, respectiv se deo-
sebesc patru complexe: M I,
M II, M-intermediar și M III.
Pe unele structuri intercala-
țiile de marnă separă com-
plexul bazai în alte complexe,
acesta fiind cazul complexului
M III în care s-au separat
complexele M III-a și M IlI-b
(Mărgineni) și M III-c (Buc-
șani). Grosimea meoțianului
ajunge în continuare, spre
vest, la Teiș, la circa 100 m
și numărul complexelor se re-
duce la trei, deoarece M II
este depus sub un facies mar-
nos, deși pe unele diagrame
ale carotajelor electrice con-
tinuă să fie marcat

Sarmațian

Marne vineții-verzui, în alter-
nanță cu nisipuri și gresii cal-
caroase, slab verzui, de-asu-
pra cărora urmează marne
calcaroase verzui, calcare ver-
zui, gresii slab conglomeratice,
nisipuri și calcare colitice cu
intercalații de marnă verzuie
și șisturi calcaroase bitumi-
noase.

Buglovian

Marne vineții, albăstrui, fin
micacee, fin nisipoase cu in-
tercalații subțiri de argile și
nisipuri, gresii calcaroase, slab
cimentate, bancuri de nisipuri
și orizonturi de gips fibros.
Se întîlnesc și șisturi calca-
roase bituminoase, cu aspect
disodiliform.

Tabelul 13 (continuare)

144

Tabelul 13 (continuare)

12.3.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă din Zona Cutelor Diapire sînt reprezentate prin șistu-
rile menilitice și disodilice oligocene, șisturile argiloase din stratele de
Podul Morii, șisturile bituminoase cu aspect disodiliform din acvitanian,
șisturile calcaroase bituminoase din helvețian, șisturile cu radiolari din
tortonion, șisturile calcaroase bituminoase din buglovian și sarmațian.

De asemenea, sînt considerate roci-mamă, pe unele structuri, rocile pe-
litice din meoțian, ponțian, dacian și levantin.

Rocile rezervor sînt de tip granulai*, respectiv sînt reprezentate prin
nisipuri, nisipuri marnoase și gresii. în sarmațianul structurii Boldești sînt
roci rezervor și microconglomeratele.

Rocile protectoare. Rocile pelitice care au avut rolul de roci-mamă de
hidrocarburi, după ce au îndeplinit acest rol, s-au tasat și au devenit roci
protectoare.

Admițîndu-se prezența rocilor generatoare de hidrocarburi în toate
etajele geologice în care sînt zăcăminte, respectiv admițîndu-se că petro-
lul este în zăcămînt primar și acesta s-a format în urma migrației la-
terale a hidrocarburilor, nu este nici o legătură între sare și formarea
zăcămintelor. Sarea fiind impermeabilă, nu sînt argumente pentru a se
considera că hidrocarburile au migrat pe verticală, pe lîngă pereții sării,
dintr-o formațiune geologică mai veche în una mai nouă, ca, de exem-
plu, din oligocen în meoțian sau dacian.

Legătura dintre zăcămintele de hidrocarburi și diapirismul sării este
de natură mecanică; sîmburii de sare au contribuit la formarea capcane-
lor fie prin formarea cutelor anticlinale, mai mult sau mai puțin compar-
timentate, fie prin formarea ecranelor pe flancurile cutelor anticlinale
străpunse de sare.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele din pliocen sînt stratiforme boltite,
compartimentate sau ecranate tectonic; zăcămintele din oligocen, helve-
țian, buglovian și sarmațian sînt de tip stratiform, ecranate stratigrafie. în
această zonă, în urma prospecțiunilor geologice, geofizice și în special al
rezultatelor obținute prin foraje, au fost puse în evidență o serie de struc-
turi diapire dispuse linear, în culise, care formează zone structurale ma-
jore, paralele cu lanțul carpatic și de care sînt legate zone de acumulare
pentru petrol și gaze.

10 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

145

Fig. 93. Structurile petro-gazeifere și gazeifere din Zona Miopliocenă:

1 — Cărbunești; 2 — Surani; 3 — Predeal—Sărari: 4 — Opări'i: 5 —Copăceni; 6 — Cimpina—Runcu: 7 — Buștcnari; 8 — virful Drăgăne-
sei; 9 —Colibași; 10— Ocnița; 11 — Valea Reșca: 12 — Glodeni; 13 — Doicești—Șotinga: 14 — Dolani: 15 — Apostolaehe; 16 — Păcurett;
17 — Măgurele; 18 — Țintea; 19 — Băicoi; 20 — Florești; 21 — Căiinești; 22 — Siliștea—Maqureni: 23 — Filipești: 24 — Moreni;
25 — Gura Ocniței; 26 — Răzvad; 27 — Viforîța; 28 — Ochiuri; 29 — Teiș; 30.— Dragomirești: 31 ~ Drăgăești (Depresiunea Getică);
32 — Ludești (Depresiunea Getică): 33 — Podenii Vechi; 34 — Boldești: 35 — Aricești; 36 — Mărgineni; 37 — Bucșani: 38 — Brătești;
39 — Șuta Seacă (Depresiunea Getică); 40 — Cobia (Depresiune GetUâ): 41 — Arbânași: 42 — Beciu: 43 — Pk-U>: 44 — Plopeasa;
45 — Berea; 46 — Bărbunccști; 47 — Grăjdana: 48 — Sărata Monteoru; 49 — Malu Roșu: 50 — Ceptura: 51 — Tătaru: 52 — Chițorani;
53 — Vlădeni—Mftnești; 54 — Brazi; 5.r> — Marcești – Ghcbuaia: r,(i — Finfa: "i7 — Gura Șuții (Depresiuni- Getică); 58 — Bilciurești

(Platforma M ,icâ).

Dacă în partea de nord a zonei, structurile sînt complicate, cu sîmburi
de sare și, deseori, în formă de cute diapire revărsate, in spre sud struc-
turile au sîmburi de sare ieșiți pînă sub depozitele cuaternare, cute dia-
pire exagerate, pentru ca, mai spre sud, structurile să aibă o formă, în
general, domală, cu sarea rămasă sub nivelul meoțianului sau ceva mai jo*,
cute diapire atenuate, iar la sud de acestea, respectiv în spre platformă,
sarea să fie situată la adîncimi mult mai mari decît la nivelul meoțianului,
cute diapire profunde sau criptodiapire.

După gradul de influență a mișcărilor tangențiale care au acționat de
la nord spre sud și după adîncimea la care se găsește sarea, cutele diapire
au fost grupate pe patru aliniamente, ce formează, după cum s-a men-
ționat, patru zone structurale majore, separate de sinclinale largi și adinei
(fig. 93).

12.3.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

Primul aliniament este format din structuri în care sarea este la
suprafață (Ocnița), din structuri de tipul cutelor-falii, cu depozitele mio-
cene ale flancului nordic mai ridicate și mai erodate, încălecate peste cele
pliocene din flancul sudic, precum și din structuri legate de monoclinale
și mai puțin de cute aniclinale. Acestui aliniament îi corespunde zona de
acumulare a cutelor diapire revărsate și cuprinde structurile: Apostolache,
Matița, Podenii-Noi, Păcureți, Măgurele, Runcu-Sud, Cîmpina, Gura-Dră-
gănesei, Vîrful Drăgănesei, Vîlcănești, Scăioși, Colibași, Ocnița, Reșca-
Doicești-Șotînga-Glodeni-Aninoasa.

Structura Păcureți (fig. 94) este o cută anticlinală faliată cu zăcăminte
de petrol în meoțian și ponțian, în general însă, cu debite mici.

Structura Măgurele (fig. 95) este un monoclin faliat, cu zăcăminte în
dacian, ponțian și meoțian. In ultimii ani, rezultate mai bune de produc-
ție s-au obținut în sectorul Mălăiești al acestei structuri (fig. 96).

NNV SSF

Fig. 94. Secțiune geologică prin Fig. 95. Secțiune geologică prin struc-

structura Păcureți. tura Măgurele.

10*

147

O 200m Fig. 96. Secțiune geologică prin struc-
tura Măgurele, sectorul Mălăiești.

Structura Cimpina (fig. 97) se prezintă sub forma unui monoclin faliat
cu zăcăminte de petrol în oligocen, helvețian și meoțian.

Structura Gura Drăgănesei (fig. 98) este reprezentată tot printr-un mo-
noclin faliat, foarte înclinat, cu zăcăminte de petrol în oligocen, helvețian
și meoțian.

Structura Virjul Drăgănesei (fig. 99) este tot un monoclin, în al cărui
meoțian este cantonat un mic zăcămînt de petrol.

Fig. 97. Secțiune geologică prin structura Cimpina.

Structura Scăioși (fig. 100) este legată de o cută falie cu un zăcămînt
de mică importanță în meoțian.

148

Fig. 98. Secțiune geologică prin struc- Fig. 100. Secțiune geologică prin struc-

tura Gura Drăgănesei. tura Scăioși.

Structura Colibași (fig. 101) este un monoclin faliat cu zăcăminte de
petrol în meoțianul flancului sudic și în meoțianul flancului nordic, de
mică adîncime.

Structura Ocnița (fig. 102) este o structură tipică, legată de dispirismul
revărsat. Sarea în ridicare a adus la suprafață depozite mioplocene întîl-
nite pe flancul de sud al structurii.

Structura Aninoasa (fig. 103) se prezintă ca o slabă boltire, pe fondul
unui sinclinal prins între cuta de la Teiș-Viforîta, la sud, și cuta de
la Șotînga, la nord. în meoțian este cantonat un zăcămînt de petrol.

149

Fig. 104. Secțiune geologică prin structura Fig. 105. Secțiune geologică prin

Țintea (meoțian)* structura Băicoi (meoțian).

Cel de-al doilea aliniament, situat la sud de primul, este aliniamentul
unde pe unele structuri sarea este sub cuaternar și el corespunde zonei
de acumulare a cutelor diapire exagerate.

Din această zonă de acumulare fac parte structurile: Țintea, Băicoi,
Florești, Călinești, Filipești-Siliștea Dealului-Filipeștii de Pădure, Moreni,
Gura Ocniței, Răzvad, Ochiuri, Teiș-Viforîta, Dragomirești.

Structurile Țintea-Băicoi (fig. 104—107). Pe aceste structuri zăcăminte
de petrol au fost puse în evidență în meoțian și dacian. Sarmațianul s-a
dovedit, de asemenea, productiv de petrol, pe o zonă mai restrînsă, la
Țintea.

Structura Florești (fig. 108). Pe această structură s-a dovedit productiv
numai meoțianul în care sînt cantonate zăcăminte de petrol și gaze pe
flancul sudic.

Structura Filipești-Siliștea Dealului — Filipeștii de Pădure (fig. 109).
In sectorul Filipeștii de Pădure s-au pus în evidență zăcăminte de petrol
în helvețian, meoțian și dacian, iar în sectorul Filipești-Siliștea, numai
in meoțian.

Structura Moreni (fig. 110). Pe această structură sînt zăcăminte de
petrol în helvețian, meoțian, dacian și levantin.

Structura Gura-Ocniței (fig. 111), ca și structurile Băicoi, Moreni,
Ochiuri, este un alt exemplu de diapirism exagerat, cu zăcăminte de pe-
trol cantonate în aceleași etaje geologice ca și la Moreni.

Structura Răzvad (fig. 112) cuprinsă între falia Valea Morții în est, și
falia Mahalaua, în vest, are zăcăminte de petrol în meoțian și de mai
mică importanță în dacian. De asemenea, în zonele de periclin s-a dove-
dit productiv de petrol și helvețianul.

151

Fig. 106. Secțiune geologică prin structura Fig. 107. Secțiune geologică prin struc-
Băicoi (dacian). tura Băicoi-Vest (dacian).

0 m 4

Fig. 109. Secțiune geologică prin structu-
rile Filipești-Sili^toa-Filipeștii de Pădure.

Fig. 108. Secțiune geologică prin
structura Florești.

Fig. 110. Secțiune geologică prin
structura Moreni.

152

Fig. 111. Secțiune geologică prin structura Gura Ocniței.

0 200m
i 1

Fig. 112. Secțiune geologică prin structura Răz- Fig. 113. Secțiune geologică prin

vad. structura Ochiuri.

Structura Ochiuri (fig. 113) este o cută anticlinală străpunsă de sare,
pînă la suprafață, cu zăcăminte de petrol în helvetian, meoțian, dacian și
levantin.

Structura Teiș-Viforîta (v. fig. 103), cuprinsă între falia Teiș și falia
Mahalaua, este o cută anticlinală cu flancul nordic mai scufundat și cel su-
dic dezvoltat și compartimentat; zăcăminte de petrol sînt cantonate în hel-
vetian și meoțian, iar de gaze, în dacian.

Aliniamentul al treilea, mai la sud, este aliniamentul pe care în unele
structuri sarea este sub nivelul meoțianului și el corespunde zonei de acu-
mulare a cutelor diapire atenuate. Din această zonă fac parte structurile:
Aricești, Mărgineni, Bucșani și Brătești.

Structura Aricești (fig. 114) este un brahianticlinal faliat cu zăcăminte
de petrol în buglovian, de petrol și gaze în meoțian și de gaze în dacian și
levantin.

153

Fig. 114. Secțiune geologică prin
structura Aricești.

Fig. 115. Secțiune geologică prin struc-
tura Mărgineni.

Structura Mărgineni (fig. 115) este un anticlinal faliat, cu flancul sudic
mai scufundat, cu zăcăminte de hidrocarburi cantonate în buglovian (pe-
trol), în meoțian (petrol și gaze) și în dacian (gaze).

Structura Bucșani (fig. 116) este un brachianticlinal faliat, cu zăcă-
minte de petrol și gaze în meoțian și dacian.

Structura Brătești (fig. 117) se prezintă ca o slabă boltire, faliată, cu
mici acumulări de gaze în dacian. Forajul de mare adîncime a întîlnit de-
pozitele de platformă.

Fig. 116. Secțiune geologică prin structura Bucșani.

Aliniamentul al patrulea, cel mai sudic, este format din structuri cu
sarea rămasă la adîncimi mai mari și el corespunde zonei de acumulare a
diapirismului profund (criptodiapir).

154

C – -r

Fip. 127. Secțiune geologică prin structura Brătești.

Fig. 118. Secțiune geologică
prin structura Pîcle.

Din această zonă, de la est la vest, fac parte structurile: Arbănași, Pîcle,
Beciu, Berea, Plopeasa, Bărbuncești, Grăjdana, Sărata Monteoru, Tătaru,
Malu Roșu, Ceptura-Urlați, Chițorani, Boldești, Podenii Vechi, Mănești-
Vlădeni, Brazi, Gheboaia-Finta-Bilciurești.

Structura Pîcle (fig. 118) este o cută anticlinală pe care, de-a lungul
unei falii longitudinale, flancul estic încalecă peste cel vestic, cu zăcă-
minte de petrol și gaze în meoțian.

Structura Berea (fig. 119) este o cută anticlinală foarte compartimen-
tată cu zăcăminte de petrol și gaze în meoțian.

Structura Bărbuncești (fig. 120) se prezintă sub forma unei boltiri cu
zăcăminte de petrol și gaze în meoțian și de gaze în ponțian.

S£ Fig. 121. Secțiune geologică prin structura Grăjdana.

Fig. 122. Secțiune geologică prin structura Tătaru.

Structura Grăjdana (fig. 121) este o cută anticlinalâ foarte compartimentată, cu zăcăminte de petrol și gaze în mcoțian și de gaze, în dacian.

Structura Tătaru (fig. 122) este o cută faliată, cu zăcăminte de petrol in meoțian, în general, cu rezultate modeste, limitată la periclinul vestic al structurii.

Structura Malu-Roșu (fig. 123) reprezintă extinderea estică a structurii Ceptura-Urlați unde ponțianul conține gaze și petrol.

Structura Ceptura-Urlați (fig. 124) este un anticlinal asimetric, foarte compartimentat, cu zăcăminte de petrol și gaze în meoțian.

Structura Chițorani (fig. 125) reprezintă extinderea vestică a structurii Ceptura-Urlați cu zăcăminte de petrol și gaze în meoțian.

Fig. 123. Secțiune geologică prin structura Malu Roșu.

Fig. 124. Secțiune geologică prin structura Urlați-Ceptura.

156

Fig. 125. Secțiune geologică prin structura Chițorani.

Fig. 126. Secțiune geologică prin structura Boldești.

Structura Boldești (fig. 126) este o cută anticlinală faliată, cu flancul nordic mai căzut și ușor încălecat de flancul sudic; zăcămintele sînt cantonate în sarmațian și meoțian (petrol) și în dacian și levantin (gaze).

Structura Podenii Vechi (fig. 127) are un stil tectonic asemănător cu al structurii Boldești; în meoțian sînt zăcăminte de petrol și gaze, iar în ponțian, de gaze.

Structura Finta (fig. 128) se prezintă sub forma unei slabe boltiri cu zăcăminte de gaze în dacian și meoțian. Forajul de mare adîncime executat la Finta a întîlnit depozite de platformă, rămînînd cu talpa în carbonifer.

Structura Gheboaia (fig. 129) prezintă același stil tectonic ca și structura Finta și are zăcăminte de gaze în dacian și meoțian.

Din cele prezentate rezultă că, în Zona Cutelor Diapire, în afară de structuri legate de diapirismul sării, sînt și cute anticlinale faliate (Pă-cureți, Filipești, Arbănași, Berea, Ceptura-Urlați, Chițorani, Boldești, Podenii-Vechi, Mărgineni, Mănești, Vlădeni ș.a.)., monocline (Cîmpina, Gura-Drăgănesei, Vîrful Drăgănesei ș.a.), cute-falii (Apostolache, Scâioșj

Fig. 121. Secțiune geologică prin structura Podenii-Vechi.

Fig. 128. Secțiune geologică prin structura Finta.

157

Fig. 129. Secțiune geologică prin structurile Gheboaia-Fin-

ta-Bilciurești.

ș.a.). De asemenea, se întîlnesc slabe boltiri pe fondul unor sinclinale, cum este cazul structurilor Grăjdana și Aninoasa, care se prezintă ca o slabă boltire în cadrul unui sinclinal cuprins între cuta Teiș-Viforîta în sud și cuta Valea Roșca-Doicești-Șotînga, în nord.

Structura Matița, de asemenea, se prezintă ca un sinclinal tectonizat, care se ridică și se îngustează de la vest la est. în ceea ce privește repartizarea în suprafață a zăcămintelor de hidrocarburi se constată: pe aliniamentul de nord, al diapirismului revărsat (Cîmpina, Gura Drăgănesei, Colibași, Glodeni) sînt numai zăcăminte de petrol, pe aliniamentul diapirismului exagerat (Țintea-Băicoi, Moreni, Gura-Ocniței) sînt zăcăminte de petrol cu cap de gaze, iar pe al treilea aliniament, al diapirismului atenuat (Aricești, Mărgineni, Bucșani) au fost puse în evidență zăcăminte de petrol de dimensiuni reduse și cu cupole mari de gaze, precum și strate cu gaze.

Pe ultimul aliniament, al diapirismului profund, s-au pus în evidență, în general, zăcăminte de gaze (Mănești, Vlădeni, Brazi, Frasin, Finta, Gheboaia).

în partea de nord a Zonei Miopliocene, în apropierea contactului acesteia cu Pintenul de Văleni, mai este un aliniament de structuri care în general, se caracterizează prin cute anticlinale faliate, ce au flancul sudic înclinat și încălecat și au ca obiectiv principal de exploatare oligocenul Pintenului de Văleni.

Fig. 130. Secțiune geologică prin structura Cărbunești-Sud-Surani.

Structura Cărbunești-Surani (fig. 130) este la nivelul oligocenului o cută anticlinală faliată, deasupra căreia miopliocenul formează un sin-

158

Fig. 131. Secțiune geologică prin structura Predeal-Sărari.

Fig. 132. Secțiune geologică prin structura Copăceni.

Fig. 133. Secțiune geologică prin structura Opăriți.

Fig. 134. Secțiune geologică prin structurile Buște-

nari-Runcu.

clinal faliat și flancat de sare. Zăcămintele sînt cantonate în oligoeen, helvețian și meoțian.

Structura Predeal-Sărari (fig. 131) este o cută falie cu zăcăminte în orizonturile Kliwa superioară și Podul Morii.

Structura Copăceni (fig. 132) este tot o cută falie cu zăcăminte în oli-gocenul flancului nordic și în oligocenul și meoțian ui flancului sudic încălecat.

Structura Opăriți (fig. 133). Pe această cută anticlinală faliată sînt zăcăminte în orizonturile Kliwa inferioară, Podul Morii și Kliwa superioară.

Structura Buștenari-Runcu. Se exploatează meoțianul, helvețianul și oligocenul (fig. 134). Această cută anticlinală este străpunsă de sare și se consideră că Runcu Sud face parte din zona cutelor diapire.

12.3.3. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

în levantin și dacian, pe unele structuri, au loc pierderi ale fluidului de foraj în partea superioară a acestor etaje. Pentru prevenirea și remedierea acestor dificultăți se utilizează un fluid de foraj ușor, cu filtrat redus, în dreptul zonelor exploatabile.

în ponțian au loc strîngeri de gaură, tendințe de manșonare sau prindere a garniturii de foraj. Pentru combaterea se utilizează, în general, fluide de foraj tratate în mod special, pentru evitarea umflării marnelor. Tot în ponțian, pe unele structuri, se menționează gazeificări ale fluidului de foraj și se întîlnesc, ca de exemplu, pe structura Măgurele, gra-dienți mari de presiune și temperatură. Pentru remedierea acestor dificultăți se recomandă îngreuierea fluidelor de foraj sau folosirea fluidelor tip „inhibitiv cu humat de calciu", cu greutăți specifice mari, și stabile la temperaturi ridicate, precum și folosirea unor burlane supradimensionate în grosime. De asemenea, în ponțian, se întîlnesc și tendințe naturale de deviere a găurii de sondă, pentru combaterea cărora se folosesc ansambluri de fund cu stabilizatori.

în meoțian se menționează pierderi ale fluidelor de foraj, mai ales în cazul zăcămintelor de mică adîncime, depletate, precum și în unele zone noi (de exemplu structura Brătești). Pentru combaterea acestor dificultăți se utilizează fluide de foraj ușoare, cu filtrate reduse, sau emulsie inversă, precum și materiale de blocare.

160

Variațiile dese de facies, în special tendințele de marnizare întîlnite în meoțian, ca și înclinările mari ale stratelor, conduc la strîngeri de gaură.

Datorită faptului că zăcămintele de țiței și gaze din pliocen sînt, în general, în faza de exploatare avansată, iar traversarea miooenului impune folosirea fluidelor de foraj grele, pe multe structuri pliocenul este închis cu o coloană intermediară.

în sarmațian s-au întîlnit gradienți de presiune diferiți (Bucșani), frecvente manifestări de ape sărate și gazeificări. Este necesară folosirea fluidelor de foraj cu greutate specifică ridicată și tratate pentru evitarea blocării stratelor productive. Tot în sarmațian au loc strîngeri de gaură în zonele de marnizare datorită variațiilor de facies.

în tortonianul cu sare se produc strîngeri de gaură, dărîmări ale pereților găurii de sondă și contaminarea fluidului de foraj, ceea ce impune folosirea de fluide de foraj suprasaturate, cu greutăți specifice ridicate, eventual emulsie inversă.

în helvețian se întîlnesc frecvente variații ale gradientului de presiune și temperatură și se recomandă folosirea unor fluide de foraj cu greutăți specifice mari sau tratate în vederea evitării blocării stratelor productive. Datorită variațiilor de facies (marnizărilor), au loc strîngeri de gaură și tendințe de prindere a garniturii de foraj. Pe unele structuri, tot în helvețian, se produc pierderi ale fluidelor de foraj.

în oligocen, la adîncimi mici și medii, se produc strîngeri de gaură în funcție de înclinările stratelor și se utilizează un fluid de foraj tratat, cu filtrat redus sau fluide de foraj tip emulsie inversă. La adîncimi mari apar dificultăți datorită gradienților mari de presiune și de temperatură și aceasta impune folosirea de fluide tip emulsie inversă, cu greutăți specifice mari.

în oligocen se mai întîlnesc și manifestări de ape sărate, precum și ușoare gazeificări.

12.3.4. DIFICULTĂȚI ÎN EXPLOATARE

In helvețian și dacian, în zăcămintele depletate și cu țiței asfaltos, exploatarea se face prin combustie sau injecție cu abur.

în cazul viiturilor de nisip și a inundărilor premature, care duc la defectarea coloanei de exploatare, se aplică consolidări, se folosesc filtre de nisip, coloane de exploatare șlițuite. în timpul exploatării, poate avea loc turtirea coloanelor în dreptul ponțianului și pentru prevenirea acestor dificultăți se indică folosirea unor coloane cu grosimi mari de perete, cimentate pe toată lungimea lor.

în ponțianul productiv, poate avea loc blocarea stratelor productive, ceea ce impune executarea de acidizări, fisurări și uneori reperforări.

Pe unele structuri, în meoțian, apar dificultăți legate de viituri de nisip, ce pot fi prevenite prin consolidarea stratelor, folosirea de filtre sau de noi coloane de exploatare. în cazul blocării stratelor se aplică acidizări sau se fac reperforări.

Sarmațianul prezintă dificultăți în exploatare cauzate de permeabilități ridicate, conținut mare de C03Ca și inundări premature și în aceste cazuri se aplică tratamente și acidizări.

Helvețianul cu înclinări mari, cu viituri de nisip și zone de marnizare, obligă la tratamente și acidizări în vederea deblocării stratelor.

161

12.3.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Cu posibilități de a se descoperi noi zăcăminte de petrol este considerată de prim interes, pentru oligocen, zona Moron i-Piscuri ca și extinderea ei spre est și spre sud, pe cel de-al treilea aliniament structural din Zona Cutelor Diapire. De asemenea, prezintă interes de a fi investigată, în continuare, capacitatea petro-gazeiferă a depozitelor miocene, pe o serie de structuri vechi.

In tabelul 14 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Zona Cutelor Diapire, iar în tabelul 15 structurile și formațiunile geologice productive de la contactul Zonei Miopliocene cu Pintenul de Văleni.

Tabelul 14

Structurile și formațiunile geologice productive din zona cutelor diapire

162

Zona de acumulare de pe aliniamentul cutelor diapire revărsate

Tabelul 14 (continuare) Zona de acumulare de pe aliniamentul cutelor diapire exagerate

163

Tabelul 15

Structurile și formațiunile geologice productive de la contactul Zonei Miopliocene cu Pintenul de Văleni

12.4. DEPRESIUNEA GETICA

Depresiunea Getică este situată în fața Carpaților Meridionali și se întinde de la Valea Dîmboviței pînă la Dunăre, iar în sud, pînă la falia pericarpatică, de pe direcția Gura-Șutii — Bibești — Drobeta-Turnu Se-verin și depozitele geologice care umple această unitate, atît cit se cunoaște pînă în prezent, aparțin intervalului stratigrafie cretacic-pliocen (tab. 16).

în urma lucrărilor de prospecțiuni geofizice prin foraje au fost puse în evidență o serie de elemente structurale reprezentate prin cute anti-clinale care predomină (ca, de exemplu: Tg. Jiu (Iași), Alunu, Colibași, Strîmba-Rogojelu, Bustuchini, Socu, Țicleni, Bîlteni, Merișani, Băbeni, Zătreni, Hurezani-Piscu Stejarului, Șuta Seacă, Siliștea, Cireșu), prin brachianticlinale (ca, de exemplu: Folești, Boțești, Colibași, Săpun ari, Grădiștea, Românești-Roșiile), prin hemianticlinale (Tămășești) sau mo-noclinale (ca, de exemplu: Bala, Căzănești). Sînt și unele elemente structurale deosebite, respectiv mai rar întîlnite și dintre acestea se menționează structura Dobrești ce se prezintă ca o slabă boltire pe fondul unui sinclinal care separă anticlinalul de la Suța-Seacă-Glîmbocelul de brachianticlinalul Boțești. Se întîlnesc și cute diapire numai în sud-estul depresiunii pe linia Slătioarele dar fără ca diapirismul să aibă un rol important în tectonica structurilor din această depresiune.

12.4.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ACUMULĂRILOR DE HIDROCARBURI

Roci-mamă. Intercalațiile pelitice din senonian, eocen, oligocen, bur-digalian, helvețian, tortonian, sarmațian și meoțian sînt considerate roci-mamă. Dintre acestea roci-mamă tipice, se menționează șisturile cu ra-diolari din tortonian și șisturile argiloase bituminoase din sarmațian.

Roci rezervor. în formațiunile geologice cunoscute pînă în prezent productive, rocile rezervor sînt prezente prin gresii (eocen și oligocen), nisipuri grosiere și microconglomerate (burdigalian), nisipuri și gresii

164

Tabelul 16 Profilul lito-stratigrafic din Depresiunea Getieă

165

Fig. 135. Structurile pctro-gazoifcre și gazeifere clin Depresiunea Getică:

I — Bala; 2 — Tămășești; 3 — Tîrgu Jiu (Iași); 4 — Strlmba—Rogojelu; 5 — Co-
libași; 6 — Alunu: 7 — Vilcele; 8 — Boțești; 9 — Biiteni; 10 — Țicleni;

II — Socu; 12 — Bustuchini; 13 — Căzănești: 14 — Grădiștea; 15 — Băbeni;
16 bis — Urși: 16 — Sâpunari; 27 — Merișani; 18 — Colibași; 19 — Dobrești;
20 — Drăgăești: 21 — Românești: 22 — Galicea; 23 — Hurezani; 24 — Zâtreni;
25 — Cocu—Slâtioarele; 26 — Câlinești—Oarja: 21 — Glîmbocelu; 28 — Bogați;
29 — Ludești: 30 bis — Strimbu; 30 — Drăganu—Călina: 31 — Otești; 32 — Vata;
33 — Leordeni; 34 — Cobia: 35 — Șuța-Seacâ; 36 — Bibești—Bulbuceni: 37 — Si
liștea Cireșu; 38 — Gura Șuții: 39 — Spineni (Platforma Moesicâ) ; 40 — Cosești;

41 — Baiculești; 42 — Tutana.

conglomerate (helvețian), nisipuri și gresii (tortonian), nisipuri, nisipuri grosiere și gresii (sarmațian) și nisipuri și gresii (meoțian). Se pot considera ca roci rezervor și unele intercalații de calcare din senonian care însă la probele de producție au dat, pînă în prezent, rezultate negative. Roci protectoare. Acestea sînt prezente prin toate intercalațiile impermeabile din profilul lito-stratigrafic al depresiunii.

Tipul zăcămintelor. Sînt întîlnite zăcăminte stratiforme boltite compartimentate, ecranate tectonic, stratigrafie și litologic, delimitate litologic și zăcăminte de trecere (intermediare), puse în evidență în unele secțiuni geologice.

Structurile descoperite pînă în prezent, cu zăcăminte de hidrocarburi, sînt dispuse linear, linear în culise, pe aliniamente de direcție est-vest și formează zone de acumulare, dintre care unele prezintă ramificații, care pot fi însă discutabile (fig. 135).

De la nord la sud se cunosc șase aliniamente structurale de care sînt legate tot atîtea zone de acumulare și pentru fiecare aliniament se prezintă una sau mai multe secțiuni geologice.

12.4.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

12.4.2.1. Aliniamentul Bala – Tâmâșești – Tîrgu Jiu (lași)

Structura Tîrgu Jiu (Iași) este o cută anticlinală faliată (fig. 136) cu înclinări mici în pliocen și mai mari în sarmațian, helvețian și oligocen.

în helvețian forajele traversează o succesiune de conglomerate, care în zona de boltă este mai groasă, după care urmează o serie grezoasă în care, subordonat, sînt nisipuri. în helvețian și sarmațian sînt zăcăminte de petrol.

166

167

12.4.2.2. Aliniamentul Strîmba – Rogojelu – Colibași –

Alunu – Folești spre Vîlcele – Boțești cu ramificația vestica

Bîlteni – Țicleni – Socu – Bustuchini spre Câzânești

Structura Colibași (fig. 137) este un anticlinal compartimentat de o serie de falii și în a cărui boltă pînă la limita dacian/ponțian se schițează un mic sinclinal.

în helvețian sondele traversează un orizont nisipos după care urmează un orizont de conglomerate. Pe această structură, helvețianul și sarmațianul sînt productive de gaze și petrol, iar meoțianul este productiv de gaze.

Structura Alunu este tot o cută anticlinală (fig. 138), pe care sondele au traversat depozite ce aparțin pliocenului, sarmațianului și helvețianu-lui. în helvețianul roșu (inferior) se întîlnesc două orizonturi de conglomerate, respectiv orizontul conglomeratelor superioare (Hv. IV) și orizontul conglomeratelor inferioare (Hv. VI), separate de orizonturi nisipoase și marno-nisipoase.

Helvețianul s-a dovedit productiv de gaze și petrol, iar meoțianul numai de gaze.

Structura Vîlcele (fig. 139 și 140) este o cută anticlinală la nivelul depozitelor paleogene deasupra cărora urmează depozite helvețiene, torto-niene și pliocene ce iau toate, forma dată de oligocen, formînd însă un mic sinclinal ce flanchează cuta de paleogen, și punînd în evidență paleo-relieful postoligocen, generat de existența unei văi, la timpul respectiv. Oligocenul produce petrol, iar helvețianul produce petrol și gaze.

Fig. 137. Secțiune geologică prin structura Colibași.

Structura Bilteni (fig. 141) și structura Țicleni (fig. 142) sînt cute anti-clinale faliate, separate între ele de o șa și care prezintă în pliocen un mic

Om-±

Fig. 138. Secțiune geologică prin structura Alunu.

Fig.139 Secțiune geologică prin structura Vîlcele.

Fig. 140. Secțiune geologică prin structura Vîl-cele-Est.

sinclinal ce maschează, în adîncime, bolta din sarmațian și helvețian. Pe aceste structuri s-au dovedit productive de petrol sarmațianul și helve-țianul și de gaze și petrol, meoțianul.

Structura Bustuchini este tot o cută anticlinală compartimentată de falii transversale și longitudinale în mai multe blocuri tectonice (fig. 143). în burdigalian sînt zăcăminte de petrol, iar în helvețian și sarmațian sînt zăcămimte de petrol și gaze.

Structura Urși. Pe această cută slab înclinată, depozitele sarmațianului și tortonianului prezintă mari variații de litofacies și ca urmare rezervoarele sînt lentiliforme (fig. 144). în sarmațian și tortonian sînt zăcăminte de petrol, iar în meoțian, de gaze.

170

Fig. 141. Secțiune geologică prin structura Bîlteni.

I

Fig. 142. Secțiune geologică prin structura Țicleni.

Fig. 143. Secțiune geologică prin structura Bustuchini.

^1

Om

Fig. 144. Secțiune geologică prin structura Urși.

Structura Băbeni (fig. 145). în helvețianul de pe această cută anticlinală faliată, care reprezintă obiectivul principal de exploatare, au fost separate trei orizonturi: orizontul inferior care este în general grezos și subordonat microconglomc-ratic, cu intercalații de marne roșii, orizontul superior, gre-zos-nisipos cu intercalații de marne cenușii și trecerea de la orizontul inferior la cel superior se face gradat litologic, zonă ce corespunde și caracterizează orizontul intermediar, în helvețianul intermediar și în cel inferior sînt zăcăminte de petrol, iar în helvețianul superior de gaze.

0 100m

Fig. 145. Secțiune geologică prin structura Băbeni.

Structura Săpunari (fig. 146) se prezintă sub forma unui brachianticlinal, la nivelul oli-gocenului, care-i flancat de hel-vețian, deasupra căruia urmează cuvertura de pliocen, din care lipsește meoțianul. Oligocenul este productiv de gaze și petrol, iar eocenul, de petrol.

Structura Merișani-Drăganu (fig. 147) este o cută anticlinală puternic compartimentată de falii, care în general sînt aproape verticale. Datorită variației mari de litofacies a helvețianului, separarea acestuia pe complexe este destul de greu de făcut. în oligocen și helvețian sînt zăcăminte de petrol.

Fig. 146. Secțiune geologică prin structura Săpunari.

175

Fig. 141. Secțiune geologică prin structura Merișani-Drăganu.

Fig. 148. Secțiune geologică prin structura Drăgăcști.

Omt

Fig. 149. Secțiune geologică prin structura Galicea-Est.

Structura Drăgăești (fig. 148) este situată la limita dintre Zona Mio-pliocenă și Depreziunea Getică. în unele lucrări este considerată ca făcînd parte din Zona Miopliocenă și reprezintă, după unele interpretări, un mo-noclin faliat, după alte interpretări, un sinclinal faliat ce are tendința de ridicare spre nord. Pe această structură meoțianul este productiv de petrol și gaze.

Structura Galicea (fig. 149). în zona Galicea-Est, ponțianul este depus direct peste sarmațian și helvețian și este productiv de gaze ponțianul și helvețianul.

12.4.2.3. Aliniamentul Hurezani – Zâtreni – Slâtioarele -Câlinești — Oarja — Glîmbocelu — Bogați – Ludești

Structura Zătreni (fig. 150) este un brachianticlinal compartimentat de falii longitudinale și transversale într-o serie de blocuri tectonice, cu zăcăminte de gaze în meoțian și sarmațian.

Zona Cocu (fig. 151) face parte din anticlinoriul Slătioarele-Golești-Glîmbocelu-Strîmbu, sectorul Slătioarele. Pe flancul nordic produce helvețianul care prezintă zone de marnizări, iar pe flancul sudic produc meoțianul, sarmațianul și helvețianul.

Fig. 151. Secțiune geologică prin structura Cocu.

177

Fig. 152. Secțiune geologică prin structura Slătioarele.

Fig. 153. Secțiune geologică prin structura Călinești-Oarja.

Fig. 154. Secțiune geologică prin structura Glîmbocelu.

178

Structura Slătioarele (fig. 152) este un anticlinal faliat în a cărui zonă axială apare la suprafață un masiv de sare. Sub pliocen, reprezentat prin levantin, dacian și ponțian, meoțianul lipsind, datorită efilării, urmează eocenul în facies de Șotrile, flancat de oligocen, în facies de Pucioasa și acesta flancat și el de depozite miocene. Zăcămintele de petrol sînt cantonate în helvețian, sarmațian și meoțian.

NNE SS\J

Fig. 155. Secțiune geologică prin structura Strîmbu.

Zona Călinești-Oarja (fig. 153) reprezintă flancul sudic al anticlinoriului de pe direcția Pitești-Golești și se prezintă ca un monoclin faliat cu zăcăminte în meoțian (gaze și petrol) și în helvețian (petrol).

Structura Glîmbocelu (fig. 154). Meoțianul acestei cute anticlinale în zona de apex și pe flancul nordic are o grosime de cîțiva metri, el fiind format numai dintr-un strat de nisip cu grosimea de circa 7 m, pentru ca pe flancul sudic să ajungă la o grosime de circa 70 m și numărul stratelor nisipoase să crească. în helvețian, care prezintă zone de marnizare, sînt zăcăminte de petrol.

Zona Strîmbu (fig. 155) este un detaliu al anticlinoriului de pe direcția Slătioarele-Glîmbocelu-Bogați cu zăcăminte de petrol în helvețian.

12.4.2.4. Aliniamentul Drăganu – Calina – Otești – Vata -Leordeni — Cobia – Șuța-Seacâ

Structura Otești-Poboru (fig. 156) este o cută anticlinală slab boltită și puțin compartimentată, cu zăcăminte de petrol în meoțian.

Fig. 156. Secțiune geologică prin structura Otești-Poboru.

12* 179

Structura Vata (fig. 157). în zona de apex a acestei structuri care este un brachianticlinal faliat, helvețianul suportă meoțianul, iar pe flancuri se interpune sarmațianul și tortonianul. în meoțian, care formează obiec-

Fig. 157. Secțiune geologică prin structura Vata.

tivul de exploatare și care se îngroașă pe flancuri ajungînd la o grosime de circa 120 m, s-au identificat complexe nisipoase separate între ele de intercalații marnoase și numerotate din bază de la 1 la 6. Complexele 2 la 5 se interpun, în general, între 1 și 6 pe flancul sudic și pe pericline și, de regulă, se efilează în spre apex, iar în unele blocuri nu sînt identificate. Din punct de vedere al producției aceste complexe se caracterizează prin: complexele 1 și 2 au petrol și cap de gaze, complexul 3 are numai petrol, cu excepția unui singur bloc unde are și cap de gaze, iar complexele 5 și 6 conțin gaze libere. Sînt însă și blocuri tectonice unde complexele 1, 5 și 6 au petrol și cap de gaze, complexele 2 și 3 se efilează, iar complexul 4 nu se identifică, iar într-un bloc tectonic, complexele 1, 5 și 6 sînt numai cu gaze, iar celelalte complexe nu sînt identificate.

Fig. 158. Secțiune geologică prin structura Co-bia-Sud.

Structura Cobia (fig. 158). Pe acest anticlinal faliat de pe direcția Leor-deni-Cobia-Șuța Seaca s-au dovedit productive de petrol helvețianul, sar-mațianul și meoțianul.

180

12.4.2.5. Aliniamentul Bibești – Bulbuceni — Siliștea -Cireșu — Gura Șuții

Structura Siliștea-Clreșu (fig. 159), situată aproape de limita dintre Depresiunea Getică și platformă, este o cută anticlinală foarte slab boltită cu zăcăminte de petrol și gaze în meoțian.

Structura Gura Șuții (fig. 160) este un brachianticlinal faliat, situat la vest de rîul Dîmbovița și considerată de unii geologi ca făcînd parte din Zona Miopliocenă dar fără să fie aduse argumente în sprijinul acestei încadrări. Ea se situează pe marginea de sud a depresiunii și sub depozitele miocene urmează depozite ale cretacicului superior din platformă. Pe această structură, în meoțian, sînt zăcăminte de gaze.

Fig. 159. Secțiune geologică prin structura Siliștea-Cireșu.

Fig. 160. Secțiune geologică prin structura Gura Șuții.

181

De dată recentă, au mai fost descoperite zăcăminte pe structura Dră-ganu-Călina, în partea de sud a depresiunii, în apropiere de falia peri-carpatică, în doggerul din platformă (gaze și condensat). De asemenea au fost puse în evidență la Cosești, gaze în eocen, la Baiculești petrol și gaze în helvețian și petrol în helvețian, la Tutana.

12.4.3. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

Pe unele structuri din Depresiunea Getică sînt întîlnite următoarele dificultăți:

pierderi ale fluidelor din foraj și viituri de apă în levantin și dacian (Bîlteni, Țicleni);

dărîmări de gaură în dacian (Vîlcele, Merișani);

formarea de găuri cheie și strîngeri de gaură în ponțian (Țicleni);

eventuale manifestări de gaze în meoțian și sarmațian (Colibași, Bîlteni, Țicleni, Tîrgu-Jiu), în sarmațian și helvețian (Bustuchini);

pierderi ale fluidelor de foraj și strîngeri de gaură în helvețian (Țicleni, Bîlteni), manifestări de gaze, ape sărate și dărîmări de gaură în helvețian (Tg. Jiu, Țicleni, Vîlcele, Merișani);

strîngeri de gaură în helvețian (Bustuchini);

exfolierea argilelor și strîngeri de gaură în oligocen (Vîlcele).

Pentru preîntîmpinarea dificultăților menționate se recomandă folosirea unor fluide de foraj adecvate, uneori aceste dificultăți fiind evitate prin tubarea zonelor respective.

12.4.4. DIFICULTĂȚI IN EXPLOATARE

Dintre aceste dificultăți se menționează: viituri de nisip în helvețian, sarmațian, meoțian (de exemplu pe structurile Bîlteni, Țicleni). Pentru remedierea acestor dificultăți se aplică consolidări cu nisip (pentru meoțian și sarmațian) sau filtre mecanice (pentru helvețian).

în intervalele mari productive de gaze sau țiței, din cauza imperfecțiunii cimentărilor primare ale coloanelor de exploatare, apar presiuni în spatele coloanelor de exploatare (Bustuchini, Țicleni).

12.4.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este Călina-Drăganu-Palei, pentru zăcămintele din jurasicul Platformei Moesice. De asemenea, prezintă interes, structurile din aliniamentul de nord al depresiunii, pentru investigarea în continuare a capacității petro-gazeifere a miocenului și paleogenului.

în tabelul 17 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Depresiunea Getică.

Tabelul 17

Structurile și formațiunile geologice productive din Depresiunea Getică

I. Aliniamentul Bala—Tămășești—Tîrgu Jiu (Iași)

182

Tabelul 7 (continuare)

II. Aliniamentul Strîmbu—Rogojelu—Colibași—Alunu—Folești spre Yîlcele—Boțești cu ramificația vestică Bîlteni— Țicleni—Socu—

Bustuchini spre Căzănești

III. Aliniamentul Grădiștea—Urși—Băbeni—Săpunari—Merișani—Colibași—Dobrești—Drăgăești cu ramificația Românești—Galicoa

Tabelul 17 (continuare)

i

IV. Aliniamentul Hurezani—Zătreni—Cocu—Slătioarele—Călinești Oarja—Glîmbooelu—Bogați—Strîmbu—Ludești

V. Aliniamentul Drăganu—Călina—Otești Poboru—Vata—Leordeni—Cobia—Șuța—Seacă

VI. Aliniamentul Bibești—Bulbuceni—Siliștea—Cireșu—Gura Șuții

13. BAZINUL PANONIAN

Acest bazin intramuntos reprezintă, pe teritoriul țării noastre, partea de est a marelui Bazin Panonian ce ocupă aproape întreaga suprafață a R.P. Ungaria și partea de nord a R.S.F. Iugoslavia.

Pe teritoriul țării noastre se întinde pînă la Carpații Meridionali ai Banatului și Munții Apuseni.

Peste fundamentul cristalin, care reprezintă un relief de eroziune ce coboară în trepte de la est la vest, formînd o serie de creste îngropate, urmează depozite sedimentare, care nu sînt aceleași pe toată întinderea bazinului de pe teritoriul țării noastre și legat de aceasta s-au separat trei mari zone:

zona de sud, unde peste fundamentul cristalin străpuns local de mase eruptive urmează depozite de vîrstă miocenă și pliocenă. Izolat, sub depozitele miocene, au fost întîlnite și depozite ce aparțin cretacicu-lui superior și eocenului;

zona centrală, delimitată de ridicarea cristalinului Icland-Salonta și de prelungirea spre vest a Munților Plopiș, unde fundamentul cristalin este acoperit sporadic de depozite ce aparțin permianului și mezozoicului, miocenului (tortonian, sarmațian) și pliocenului;

zona de nord, situată la nord de prelungirea Munților Plopiș, unde peste depozitele cretacice și paleogene urmează depozite miocene și plio.-cene.

Prin foraje s-au obținut informații asupra litologiei și stratigrafiei depozitelor sedimentare și asupra fundamentului cristalin (țab^-i-8)r

Tabelul 18

Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Panonian

185

Tabelul 18 (continuare)

186

Fig. 161. Structurile petro-gazeifere și gazeifere din Bazinul

Panonian:

1 — Sînmartin; 2 — Calacea; 3 — Satchinez; 4 — Șandra; 5 — Variaș; 6 — Tomnatec; 7 — Teremia Mare; 8 — Cherestur-Sud; 9 — Cherestur; 10 — Cherestur-Nord; 11 — Pordeanu; 12 — Turnu; 13 — Sîntana; 14 — Borș; 15 — Mihai Bravu; 16 — Ciocaia; 17 — Sîniob; 18 — Su-placu de Barcău; 19 — Săcuieni; 20 — Abrămuț; 21 — Curtuiușeni; 22 — Pișcolt; 23 — Moftinu Mare; 24 — Mădăraș; 25 — Cărei; 26 — Viișoara; 27 — Biled; 28 — Nădlac; 29 — Salonta; 30 — Alioș; 31 — Sar-văzel; 32 — Sînpetru German; 33 — Pecica; 34 — Dumbrăvița; 35 — Șei-

tin.

187

In urma prospecțiunilor geofizice, au fost puse în evidență, prin foraje o serie de structuri (fig. 161) legate de:

structura Ciocaia.

cute anticlinale faliate: Abrămut, Ciocaia (fig. 162), Curtuiușeni (fig. 163);

de domuri: Sînmartin, Secuieni, Pișcolț (fig. 164);

de monocline: Suplacu de Barcău (fig. 165);

.

Structura Curtuiușeni. Structura Pișcolț.

Fig. 166. Secțiune geologică prin structura Variaș.

de ridicări majore: structura Turnu (care reprezintă o ridicare majoră separată de două sinclinalo în trei boltiri) sau ridicarea majoră Teremia-Cherestur, formată din patru boltiri: (Teremia, Cherestur-Sud, Cherestur și Cherestur-Nord);

de blocuri tectonice (Moftinu, Borș);

de zone de boltiri: Calacea-Satchinez, Sandra și Variaș (fig. 166), ultima fiind o apofiză care se desprinde din bolta anticlinală Calacea;

de pericline: Teremia (care de fapt este periclinul de nord al ridicării Mokrin din R.S.F. Iugoslavia).

13.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Roci-mama sînt considerate calcarele bituminoase, marnele și argilele de culoare închisă din triasic, șisturile marno-argiloase din cretacic, argilele și marnele de culoare închisă din tortonian, sarmațian și pliocen inferior.

Roci rezervor. Zonele alterate ale fundamentului cristalin (Șandra, Satchinez, Variaș, Turnu, Cherestur, Pordeanu, Ciocaia), conglomeratele și gresiile din helvețian și tortonian (Calacea, Șandra, Satchinez, Variaș, Cherestur, Abrămuț, Borș), pietrișurile, gresiile și nisipurile din pliocenul (panonianul) inferior (Calacea, Satchinez, Turnu, Teremia, Suplacu de Barcău).

Roci protectoare. Toate intercalațiile impermeabile din coloana lito-stratigrafică.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele sînt stratiforme de boltă, stratiforme ecranate tectonic, stratigrafie sau litologic, delimitate litologic sau de tip masiv, ultimul ca în cazul zăcămintelor din fundamentul alterat, care de cele mai multe ori formează aceeași unitate din punct de vedere hidrodi-namic cu miocenul sau pliocenul din cuvertura sedimentară. Zăcămintele de hidrocarburi descoperite pînă în prezent sînt cantonate în zonele alterate ale fundamentului, în tortonian, sarmațian, miocen și pliocenul (panonianul) inferior, iar pentru unele structuri se menționează ca obiect de exploatare miocenul datorită faptului că există o continuitate de sedimentare între tortonian și sarmațian și deliminarea acestor două etaje geologice este greu de făcut. Pe unele structuri, atît în fundament, cît și în pliocen, s-au găsit acumulări de C02, care are origine internă și care se exploatează odată cu gazele. Adîncimea sondelor din Bazinul Panonian variază de la 80 la 150 m (Suplacu de Barcău), pînă la peste 3 000 m.

189

190

Tabelul 19

Structurile și formațiunile geologice productive din Bazinul Panonian

13.2. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

în timpul forajului pe unele structuri, au loc pierderi de circulație, mai frecvente în fundamentul cristalin fracturat, sau gazeificări ale fluidului de foraj.

La cercetarea sondelor care exploateză fundamentul și panonianul inferior s-a constatat, pe unele structuri, o creștere a temperaturii, care poate să ajungă pînă la 140°C, după un timp de închidere a sondei de 24 h.

13.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zonele de prim interes sînt la Ciumeghiu, Vest Mihai Bravu, Șeitin-Nădlac, Pecica, Turnu-Est legate de capacitatea petro-gazeiferă a depozitelor pliocene, miocene și a fundamentului cristalin alterat. De asemenea, prezintă interes de a fi investigate și depozitele paleogene și me-zozoice.

în tabelul 19 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Bazinul Panonian.

14. BAZINUL MARAMUREȘULUI

Acest bazin, considerat ca o ramificație a Bazinului Panonian, este situat între zona cristalino-mezozoică a Carpaților Orientali și lanțul eruptiv Gutîi-Oaș. El este delimitat la sud de lanțul Munților Rodnei și Lăpușului, iar la nord-est de lanțul Munților Maramureșului. Peste fundamentul cristalin urmează seria depozitelor sedimentare ce aparțin jurasicului, cretacicului, paleogenului și neogenului.

Din punct de vedere tectonic, Bazinul Maramureșului este foarte compartimentat de o serie de falii în mai multe blocuri tectonice. Prin prospecțiuni geologice și foraje de cercetare geologică s-au obținut informații atît în ceea ce privește strati-grafia, cit și tectonica (tab. 20).

în acest bazin au fost identificate o
serie de cute anticlinate între Valea Vi-
șeului și Valea Botizei, în general de di
recția E-V, foarte compartimentate de
falii transversale care, în general, depla- FJ9 U7 structuri petrolifere
sează axul cutelor spre sud (fig. 167). din Depresiunea Maramureș.

191

192

Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Maramureșului

Tabelul 20

Tabelul 20. (continuare)

14.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Interesează din acest punct de vedere oligocenul în care este cuprinsă atît roca rezervor cît și roca mamă.

Roca-mamă este reprezentată prin șisturile menilitice, disodilice, marnele și argilele bituminoase din seria bituminoasă inferioară și superioară.

Roca rezervor. Pînă în prezent, în acest bazin, s-a dovedit productiv numai oligocenul, roca-rezervor fiind gresia de Borșa.

Roci protectoare. Toate intercalațiile de marne și argile din gresia de Borșa.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele de petrol sînt stratiforme boltite, compartimentate și stratiforme ecranate tectonic.

Indicații de existența petrolului în Bazinul Maramureșului se cunosc de multă vreme pe Valea Izei și prima mențiune asupra unui izvor sărat, iodurat, care conține și petrol, datează din anul 1839. în anul 1870, localnicii extrăgeau, prin puțuri, pînă la circa 300 kg petrol, iar între anii 1893—1900 s-au săpat primele sonde la Săcel, adînci de 155—655 m. Ulterior, sondele forate pe această structură (fig. 168) au atins adîncimi de peste 1 800 m.

O activitate de explorare mai susținută
a avut loc după anul 1950, dar rezultatele
de producție obținute au fost slabe, datorită
permeabilității foarte mici a gresiei de Bor
șa, cape formează singurul obiectiv de ex
ploatare din acest bazin. în afară de struc
tura Săcel mai sînt cunoscute și structurile pig
Săliște, Dragomirești, Ieud. prin structura Săcel.

13 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

193

14.2. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

în timpul forajului se întîlnesc dificultăți în argilele tectonizate din seria de Valea Carelor care, uneori, prind garnitura de foraj.

14.3. DIFICULTĂȚI IN EXPLOATARE

Aceste dificultăți se datoresc permeabilității foarte mici a gresiei de Borșa, ceea ce a impus executarea unor operații de acidizări și fisurări hidraulice.

14.4. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Perspective de a se descoperi noi zăcăminte sînt legate de investigarea, în continuare, a oligocenului, precum și cunoașterea capacității petro-ga-zeifere a celorlalte depozite sedimentare.

15. BAZINUL TRANSILVANIEI

Bazinul Transilvaniei este un bazin intramuntos, încadrat de Carpații Orientali, Carpații Meridionali, Munții Apuseni, Munții Lăpușului și Rodnei. Peste fundamentul cristalin al bazinului, care formează o serie de zone ridicate și scufundate, urmează discordant și discontinuu depozite permotriasice, jurasice, cretacice, paleogene și miocene inferioare, după care în continuare urmează depozite ce aparțin tortonianului, buglovia-nului, sarmațianului și panonianului (pliocenului).

în zonele scufundate, grosimea sedimentarului este de peste 6 000 m, în timp ce pe zonele ridicate grosimea lui nu atinge 200 m.

în tabelul 21 este dat profilul lito-stratigrafic al depozitelor sedimentare din Bazinul Transilvaniei.

în ceea ce privește tectonica bazinului aceasta este diferită și de la exteriorul la interiorul bazinului se deosebesc trei zone:

zona externă formată din strate neogene care se reazemă pe cadrul muntos al bazinului și înclină ușor către interiorul bazinului. Aceste strate se prezintă, în ansamblu, ca o bordură necutată sau slab cutată ce a fost pusă în evidență în părțile de sud, de vest și de nord ale bazinului;

zona cutelor diapire care se situează la interiorul primei zone, formată din cute diapire, dispuse pe direcția Ocna Mureșului — Ocna Sibiului — Mercheașa — Lueta — Praid — Sovata — Beclean — Dej.

194

Tabelul 21

Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Transilvaniei

196

Tabelul 2] (continuare)

Tabelul 21 (continuare)

197

Tabelul 21 (continuare)

198

— zona centrală, formată din domuri (Fîntînele, Sărmășel, Șincai, Ulieș, Luduș, Delenii, Cetatea de Baltă, Păingeni, Tg. Mureș, Nadeș, Copșa Mică și altele), anticlinale (Beudiu, Enciu, Grebeniș, Cucerdea și altele) și brachianticlinale (Zăul de Cîmpie, Sînger, Dumbrăvioara și altele).

Elementele structurale din zona centrală sînt rezultatul acțiunii sării din tortonian.

în general, stratele acestor forme structurale, înconjurate din toate părțile de sinclinale, au înclinări mici (1—9°). De exemplu, pe domul Puini, înclinările sînt de 1—4°, pe domul Sărmășel de 1° 3'—6°, pe domul Luduș de 2—4°, pe domul Șincai de 4—7°, pe domul Păingeni de 5—6°, pe domul Chedia de 3—9°. Se cunosc și cazuri cînd înclinările stratelor au valori mai mari și variabile. Astfel, pe brachianticlinalul Sînger, înclinările au valori între 8 și 45°, iar pe domul Cetatea de Baltă se întîlnesc înclinări de 1° 30'—5°, dar uneori și de 7—15°. Pe domul Bunești-Criț se întîlnesc valori de 4—17°, iar în adîncime de 15—32°. în afară de forme structurale simetrice sînt și forme structurale asimetrice ce au un flanc mai înclinat (Șincai, Zăul de Cîmpie și altele). Pînă în prezent se cunoaște cu certitudine, că numai anticlinalul Ruși, ale cărui strate au înclinări de 10—40°, este faliat, celelalte forme structurale de care sînt legate zăcăminte de gaze nu prezintă accidente tectonice.

15.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE GAZE

Aceste condiții sînt legate de prezența rocilor-mamă, rocilor rezervor, rocilor protectoare și a capcanelor.

Rocile-mamă. Acestea sînt reprezentate prin argilele și marnele din tortonian, buglovian, sarmațian și panonian și în special prin șisturile cu radiolari (tortonian). De asemenea, trebuie luate în considerare și șisturile bituminoase ale stratelor de Ileanda Mare (oligocen).

Rocile rezervor sînt reprezentate de nisipurile, nisipurile marnoase, marnele nisipoase și gresiile din tortonian, buglovian, sarmațian și local și din panonian. Dar în afară de acestea, calitatea de roci rezervor a mai fost pusă în evidență, prin probe de producție, și pentru alte etaje geologice și anume: în burdigalian și helvețian (microconglomerate, nisipuri și gresii), în oligocen (nisipuri și gresii) și în eocen (gresii, nisipuri și calcare) deși au avut rezultate negative.

Rocile protectoare: toate intercalațiile impermeabile care separă și protejează complexele și stratele purtătoare de gaze.

în formațiuni mai vechi, în care se cunosc roci rezervor, dar care pînă acum au dat apă sărată la probele de producție sînt, de asemenea, roci protectoare. Astfel, în baza tortonianului este sarea și stiva de strate argiloase, în miocenul inferior intercalațiile de marne și argile care se mai întîlnesc și în oligocen și eocen, unde pot fi luate în considerație și bancurile de gips, în ceea ce privește această calitate.

199

Fig. 169. Secțiune geologică prin Bazinul Transilvaniei.

Tipul zăcămintelor. în afară de zăcăminte stratifor-me boltite se întîlnesc și zăcăminte stratiforme ecranate litologic, delimitate litologic și zăcăminte combinate (zăcăminte stratiforme boltite cu trecere spre zăcăminte masive) foarte rar ecranate stratigrafie (Corunca-Nord în buglovian superior) și tectonic (?) pe domul Iernuț. Structurile gazeifere din Bazinul Transilvaniei (fig. 169), în funcție de gradul de eroziune al panonianului și al formațiunii cu gaze au fost împărțite în trei grupuri pe care le prezentăm în cele ce urmează. După unii autori, după același criteriu structurile gazeifere au fost împărțite în cinci grupuri.

15.2. GRUPURILE DE STRUCTURI GAZEIFERE

Grupul de nord cuprinde structuri gazeifere de mare altitudine și eroziune care, în general, au axa orientată pe direcția NV-SE. Ca exemplu de structuri gazeifere din acest grup se menționează: Beudiu, Enciu, Puini, Buza, Strugureni, Fîntînele, Zăul de Cîmpie (fig. 170), Sînger, Bogata de Mureș, Sînmartin, Bozed și altele.

Din cauza eroziunii din seria gazeiferă a structurilor din acest grup lipsesc 500—1 000 m.

Grupul central, de medie altitudine și eroziune din care, din seria gazeiferă lipsesc 100—250 m, cuprinde structuri ce au axa orientată, aproximativ, pe direcția E-V (Cetatea de Baltă, Bazna).

Apă ■&* "^v Apa

Fig. 170. Secțiune geologică prin structura Zău-Șăulia.

200

Grupul sud-estic, de mică altitudine și eroziune, unde seria ga-zeiferă are un înveliș de pano-nian pe alocuri parțial erodat (Er-nei, Corunca, Filitelnic și altele)

Fig. 171. Secțiune geologică prin structura Dumbrăvioara.

în partea de sud și de est a cuvetei, structurile au, în general, axa orientată pe direcția N—S și prezintă, unele dintre ele, dezar-monii intraformaționale, care au determinat o deplasare a axului structurilor, de la verticală, cu adîncimea. După o nouă concepție (D. Prodan) structurile gazei-

fere sînt dispuse pe aliniamente lineare, lineare în culise, unele aliniamente prezentînd, probabil, ramificații. Dezarmoniile intraformaționale, in partea de est a bazinului se întîlnesc în special la limitele dintre etajele geologice ce aparțin formațiunii cu gaze. Dacă în grupul de nord dezar-monii vizibile se cunosc numai pe patru structuri (Puini, Șincai, Bogata de Mureș și Vaidei), în grupul central, numai pe domul Bazna, în schimb în grupul sud-estic, se întîlnesc pe nouă structuri (Dumbrăvioara, fig. 171), Filitelnic, Nadeș, Copșa Mică, Noul Săsesc, Firtușu, Sîngeorgiu de Pădure (fig. 172), Ghinești-Trei Sate, Gălățeni). Pe domul Bogata de Mureș (fig. 173) axa se deplasează la orizonturile inferioare, de la vest către est. La Filitelnic care în sarmațian este un brachianticlinal de direcție ENE-VSV, cu două culminații, în buglovian și tortonian se configurează trei culminații, datorită dezarmoniei intraformaționale. Pe domul Bazna, orientat est-vest, apexul se deplasează, în adîncime, către sud, tot datorită dezarmoniei intraformaționale. Domul Noul Săsesc la suprafață este orientat

Om 4

Fig. 172. Secțiune geologică prin structura Sîngeorgiu de Pădure.

201

Fig. 173. Harta structurală Fig. 174. Secțiune geologică prin

pentru domul Bogata de structura Tăuni.

Mureș la complexul I și la complexul VII.

N-S, pentru ca în adîncime odată cu deplasarea axei spre vest, față de axa de la suprafață, să ia forma unui brachianticlinal. Dezarmonii care corespund limitelor etajelor geologice ce aparțin formațiunii cu gaze au fost bine puse în evidență pe cuta anticlinală Gălățeni.

Grupurile de domuri sînt separate între ele de sinclinale majore, iar în cadrul fiecărui grup, sinclinale minore înconjoară cupolele de gaze ale fiecărei structuri. Limitele gaze-apă, marginale, ale stratelor productive, din cuprinsul unui complex, în plan vertical, au forma unei linii în zigzag (Tăuni și alte structuri, fig. 174).

în general, numărul orizonturilor care produc gaze, în afară de faptul că este în strînsă legătură cu gradul de eroziune, depinde și de variațiile de litofacies. Nisipurile din partea inferioară a tortonianului inferior, din structurile grupului de nord, trec treptat în marne în domurile din grupul central, pentru ca din nou să treacă în nisipuri cu intercalațiuni marnoase în structurile din grupul sud-estic.

La unele structuri din cel de-al treilea grup și în special la cele din partea de est, se constată și prezența unor colectoare cu COa care este de origine internă și al cărui proces de migrație a fost ușurat de prezența unor accidente tectonice.

Primul zăcămînt de gaze a fost descoperit în Bazinul Transilvaniei în anul 1909, de sonda nr. 2 Sărmășel, pentru ca pînă în prezent să fie descoperite peste 70 structuri, dintre care cea mai mare parte după anul 1948 (fig. 175). Structurile au fost puse în evidență atît prin prospecțiuni geologice, cît și prin prospecțiuni geofizice.

Zăcămintele de gaze, formate în general din 99<y0 metan, asociat cu dioxid de carbon și oxigen, sînt cantonate în afară de tortonian, buglo-vian, sarmațian și în panonianul inferior, adîncimea sondelor de exploatare, pe unele structuri, fiind de peste 3 200 m.

202

Fig. 175. Structurile gazeifere din Bazinul Transilvaniei :

1 — Beudiu; 2 — Enciu; 3 — Strugureni; 4 — Puini; 5 — Buza; 6 — Flntînele; 7 — Sărmășel; 8 — Crăiești—Er-cea; 9 — Bozed; 10 — Sînmartin; 11 — Ulieș; 12 — Șin-cai; 13 — Grebeniș; 14 — Zăul de Cîmpie; 15 — Săulia; 16 — Dobra; 17 — Luduș; 18 — Sîngcr; 19 — Iclănzel; 20 — Vaidei; 21 — Săușa; 22 — Bogata; 23 — Lechința—Iernuț; 24 — Cucerdea; 25 — Delenii (Saroș); 26 — Cetatea de Baltă: 27 — Bazna; 28 — Tăuni; 29 — Lunca; 30 — Pă-ingeni; 31 — Voivodeni; 32 — Ibănești; 33 — Dumbră-vioara; 34 — Teleae; 35 — Ernei; 36 — Tîrgu Mureș; 37 — Corunca; 38 — Acățari; 39 — Miercurea Nirajului; 40 — Dămieni; 41 — Măgherani: 42 — Ghinești—Trei Sate; 43 — Găl5'cni; 44 — Suveica; 45 — Sîngeorgiu de Pădure; 46 — Cușmed; 47 — Filitelnic; 48 — Laslăul Mare; 49 — Prod-Seleuș; 50 — Șoimuș; 51 — Nadeș; 52 — Firtușu; 53 — Tărcești; 54 — Bențid; 55 — Chedia; 56 — Eliseni: 57 — Cristuru; 53 — Brădești; 59 — Beia; 60 — Bunești— Criț; 61 — Daia—Telina; 62 — Noul Săsesc; 63 — Copșa Mică; 64 — Petiș: 65 — Vîrghiș: 66 — Ruși; 67 — Ilim-bav; 68 — Pipea; 69 — Porumbenii Mici; 70 — Chedia-Est; 71 — Simionești; 72 — Medișor.

15.3. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

Dintre dificultățile întîlnite în timpul forajului se menționează:

Tendințe accentuate de deviere (care pot duce la formarea de găuri-cheie), datorită înclinărilor mari ale stratelor în special în cazul structurilor asimetrice, situații întîlnite pe structurile Grebeniș și Vaidei. în astfel de cazuri se aplică un regim de foraj restrictiv, cu apăsări mici și se folosesc ansambluri de fund rigidizate.

Excavări exagerate ale pachetelor de strate mânioase din tortonian. Astfel de situații au fost întîlnite la Voivodeni, Fîntînelc și altele.

Aceste excavări exagerate ale pereților găurii de sondă duc la o calitate slabă a operațiilor de cimentare. în aceste zone nu se poate realiza o viteză ascensională de cimentare corespunzătoare unui regim de curgere laminar și din această cauză nu se poate dezlocui fluidul de foraj astfel ca laptele de ciment să vină în contact direct cu peretele găurii de sondă.

203

Calitatea slabă a cimentării are efecte negative la punerea în producție a sondei c'ind apar gaze în spatele coloanelor sau apar comunicații între orizonturile productive. Pentru prevenirea acestor fenomene se utilizează un fluid de foraj special cu lignosulfonat de calciu, care împiedică formarea cavernelor.

Lipsa unui strat protector deasupra complexelor gazeifere de la suprafață, din sarmațian, duc la complicații în foraj, la cimentări primare nereușite, la folosirea unor fluide grele, la un program de construcție cu 3—4 coloane la o adîncime a sondelor de 1 800—2 000 m (zona Ernei-Dumbrăvioara).

Prinderea și lipirea garniturii în pachetele de strate nisipoase din sarmațian și bnglovian.

Aceste fenomene întîlnite în special în partea centrală și de est a bazinului (structurile Filitelnic, Laslău) sînt favorizate de folosirea unor fluide de foraj cu filtrat mare.

Pierderi de circulație, în special la cimentarea coloanelor intermediare și de exploatare în zone slab consolidate, în sarmațian (structura Măghe-rani-Sud). Fluidul de foraj folosit, cu densitatea de 1,30—1,40 kg/dm3, nu se pierde în timpul forajului, în schimb la operația de cimentare se pierde total circulația cu lapte de ciment ușor, de 1,60—1,65 kg/dm3.

La traversarea formațiunilor ce conțin hidrocarburi și CO2, în cazul structurilor Bențid, Tărcești, Cușmed, Firtușu, au loc dificultăți care se datoresc folosirii unui fluid de foraj puțin rezistent la contaminarea cu C02. Se pare că, la traversarea tortonianului, C02 în stare lichidă pătrunde în masa fluidului de foraj, îl contaminează și orizonturile de gaze de deasupra nu mai pot fi ținute în respect. De aceea se recomandă folosirea unui fluid de foraj mai rezistent la acțiunea dioxidului de carbon.

15.4. DIFICULTĂȚI IN EXPLOATARE

La punerea în producție a sondelor apar o serie de dificultăți datorate, în general, folosirii unor fluide de foraj cu proprietăți necorespunzătoare la traversarea orizonturilor productive.

15.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE'

Sînt posibilități de descoperire de noi structuri gazeifere în formațiunea cu gaze, prin intensificarea lucrărilor de prospecțiuni și de foraje și prin reinterpretarea distribuției structurilor pe aliniamente lineare și lineare în culise. De asemenea, prezintă interes investigarea depozitelor preneogene.

16. PLATFORMA MOLDOVENEASCA

Platforma Moldovenească, cuprinsă între falia pericarpatică și Valea Prutului, reprezintă extinderea vestică pe teritoriul țării noastre a Platformei Est-Europene și se întinde în sud pînă la un sistem de falii de pe

204

Profilul lito-stratigrafic din Platforma Moldovenească

Tabelul 22

205

Tabelul 22 (continuare)

direcția sud-Bacău—Găiceana—Glăvănești—Negulești—Bîrlad—Murgeni, unde ia contact cu Depresiunea Bîrladului, la sudul căreia se află Promontoriul Nord-Dobrogean. Peste fundamentul acestei platforme urmează învelișul sedimentar format din depozite precambriene, siluriene, devoniene, carbonifere, jurasice, cretacice, eocene, miocene și pliocene (tab. 22).

Fundamentul platformei este diferit: în partea de nord-vest este format din micașisturi, paragnaise, granițe (granitul roșu întîlnit prin forajul de la Todireni), iar în partea de sud-est, din șisturi verzi care s-ar părea că încalecă fundamentul metamorfozat.

Platforma Moldovenească se prezintă, în ansamblu, ca un monoclin ce coboară în trepte de-a lungul unor falii, spre vest și sud, fiind încălecat de depozitele sarmato-pliocene ale Avanfosei Carpatice. Pe fondul acestui monoclin, prin prospecțiuni geofizice, au fost puse în evidență o serie de slabe boltiri, mai numeroase în eocen și mai puțin numeroase în mezozoic și de care sînt legate structuri gazeifere, petrolifere și gazo-petrolifere (fig. 176).

206

Fig. 176. Structurile pctro-gazeifere și gazeifere din

Promontoriul Nord-Dobrogean, Depresiunea Bîrladului

și Platforma Moldovenească:

a — Promontoriul Nord-Dobrogean; 1 — Independența: 2 — Frumușița; 3 — Suraia; 4 — Matca; 5 — Țepu; b — Depresiunea Bîrladului: 1 — Homocea; 2 — Huruiești; 3 — Ne-gulești; 4 — Glâvănești: 5 — Găiceana; 6 — Contești; c — Platforma Moldovenească: 1 — Roman—Secuieni; 2 — Mărgineni; 3 — Cuejdiu; 4 — Mălini; 5 — Valea Seacă; 6 —

Frasini.

16.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ACUMULĂRILOR DE HIDROCARBURI

Roci-mamă. Pot fi considerate roci-mamă șisturile bituminoase pre-siluriene, argilele bituminoase siluriene, argilele și marnele tortoniene și marnele sarmațiene.

Rocile rezervor. Acestea sînt formate de gresiile tortoniene, nisipurile bugloviene și nisipurile și gresiile din baza sarmațianului.

207

Fig. 177. Secțiunea geologică prin structura Roman—Secuieni.

Fig. 178. Secțiunea geologică prin struc- Fig. 179. Secțiune geologică prin

tura Frasin. structura Mărgineni.

Ca roci rezervor se mai întîlnesc, în Platforma Moldovenească, gresii in cambrian, silurian, devonian și carbonifer, precum și gresii și calcare in mezozoic.

Roci protectoare. Au calitatea de roci protectoare toate intercalațiile impermeabile din coloana lito-stratigrafică a platformei.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele sînt stratiforme ecranate tectonic sau delimitate litologic ca în cazul zăcămintelor de gaze din sarmațianul structurii Roman-Secuieni (fig. 177).

Structurile descoperite pînă în prezent sînt, în general, de tip mono-clinal, ca cele de la Frasin (fig. 178), Mălin, Valea Seacă, Roman-Secuieni, Mărgineni (fig. 179). La Frasin și Mălin, în afară de gaze, s-au descoperit și zăcăminte de condensat.

16.2. DIFICULTĂȚI ÎN FORAJ

în Platforma Moldovenească se întîlnesc dificultăți de foraj în sarma-țian, tortonian și cretacic.

în sarmațian au loc strîngeri și dărîmări ale pereților găurilor de sondă, precum și gazeificări ale fluidului de foraj. în dreptul zonelor purtătoare de gaze se forează cu fluide de foraj cu densități de 1,6—2 kg/dm3.

In tortonian are loc contaminarea fluidului de foraj cu anhidrit și pentru diminuarea efectului anhidritului se forează cu fluide pe bază de var. De asemenea, în tortonianul grezos au loc pierderi de fluide de foraj la densități ale fluidului mai mari de 1,25 kg/dm3. Pentru traversarea tor-.. .v.lui se tubează sarmațianul cu gaze și buglovianul, în baza căruia este anhidritul, cu o coloană pierdută de 177,8 mm (7 in).

In cretacic, în partea superioară a acestuia, în zona marnocalcarelor cenușii, fisurate, au loc pierderi ale fluidelor de foraj, la densități mai mari de 1,25 kg/dm3.

•4 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

209

16.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este investigarea în continuare a tortonianului încălecat de depozitele de fliș (Zona Frasin-Cuejdiu). De asemenea, se va putea pune problema investigării depozitelor mezozoice.

în tabelul 23 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Platforma Moldovenească.

Tabelul 23

Structurile și formațiunile geologice productive din Platforma Moldovenească

17. DEPRESIUNEA BIRLADULUI Șl PROMONTORIUL NORD-DOBROGEAN

Depresiunea Bîrladului este cuprinsă între Promontoriul Nord-Dobro-gean, îngropat la NNV de Galați, și Platforma Moldovenească, de care este delimitată de un sistem de falii de pe direcția sud Bacău—Găicea-na—Corbeasca—Glăvănești—Negulești—Bârlad—Murgeni (fig. 176).

Depresiunea Bîrladului reprezintă prelungirea pe teritoriul țării noastre a Depresiunii Predobrogene din sudul R.S.S. Moldovenești de care este separată de o ridicare transversală situată de-a lungul Văii Prutului,

210

Tabelul 24

Profilul li to-stra tigratic din Depresiunea Bir Iad ui ui și Promontoriul

Nord-Dobrogean

14»

211

Tabelul 24 (continuare)

coboară înspre Depresiunea Precarpatică și se ridică către Valea Prutului. Promontoriul Nord-Dobrogean corespunde prelungirii spre NV a Do-brogei de Nord, între cursurile inferioare ale Șiretului și Prutului, pe sub depozitele neogene și mai vechi, și reprezintă Orogenul Nord-Dobrogean. Zona de afundare a Promontoriului Nord-Dobrogean are loc între structurile Țepu, la nord, și Adjud la sud, și respectiv între aceste două structuri se poate considera delimitarea dintre Depresiunea Bîrladului și Promontoriul Nord-Dobrogean. în zona Promontoriului Nord-Dobrogean fundamentul cristalin întâlnit la Frumușița, la circa 700 m adîncime, este acoperit de pliocen și local se interpune și sarmațianul iar în Depresiunea Bîrladului, peste fundament urmează depozite paleozoice, puțin mai bine cunoscute, mezozoice, paleogene, miocene și pliocenc (tab. 24).

17.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă sînt reprezentate prin calcarele negre din triasiac, argilele din dogger, intercalațiile pelitice din tortonian, sarmațian și meoțian.

Rocile rezervor sînt formate din calcare (triasic), gresii (dogger), gresii și nisipuri (tortonian, sarmațian și meoțian).

Rocile protectoare sînt prezente prin toate intercalațiile impermeabile din profilul lito-stratigrafic.

Tipuri de zăcăminte: stratiforme boltite și ecranate tectonic (Independența), lentiliforme (Glăvănești) sau combinate.

Structurile descoperite pînă în prezent sînt legate fie de slabe boltiri puse în evidență pe fondul Promontoriului Nord-Dobrogean (Independența, Matca), fie de anticlinale foarte slab boltite: Glăvănești (fig. 180), Găiceana (fig. 181), de monocline (Suraia), de pinteni structurali (Țepu, fig. 182) sau de blocuri tectonice (Negulești). Pe cele mai multe structuri au fost întîlnite zăcăminte de hidrocarburi în sarmațian, pe un număr mai

212

Fig. 180. Secțiune geologică prin structura Glăvănești.

Fig. 181. Secțiune geologică prin structura Găiceana.

SE

Fig. 182. Secțiune geologică prin structura Țepu.

redus în tortonian și meoțian și numai pe una în jurasic și triasic. Sondele au adîncimi cuprinse între 650 m (Independența) și peste 2 200 m (Matca) sau chiar peste 4 000 m (Contești).

17.2. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

Dificultăți în foraj se întîlnesc în tortonian, unde fluidul de foraj este contaminat de anhidrit, iar în tortonianul grezos au loc pierderi de circulație la densități ale fluidelor de foraj de peste 1,2 kg/dm3. Sarmația-nul dă mai puține dificultăți și ele constau în strîngeri de gaură. în plio-cen, dificultățile constau, pe uncie structuri, în dărîmări ale pereților găurilor de sondă.

17.3. DIFICULTĂȚI ÎN EXPLOATARE

Pe unele structuri au loc, în timpul deschiderii stratelor, blocarea acestora cu fluide de foraj.

17.4. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este Contești, pentru posibilitățile petrolifere ale depozitelor mezozoice, iar în depresiunea Promontoriului Nord-Dobrogean prezintă interes investigarea, în continuare, a depoitelor paleozoice și ale miocenului.

în tabelele 25 și 26 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Depresiunea Bîrladului și Promontoriul Nord-Dobrogean.

Tabelul 25

Structurile și formațiunile

geologice productive din

Depresiunea Bîrladului

Tabelul 26

Structurile și formațiunile geologice

productive din Promontoriul

Nord-Dobrogean

214

18. PLATFORMA MOESICA

Platforma Moesică cuprinde zone ce se întind de o parte și de alta a cursului inferior al Dunării, între Depresiunea Precarpatică, la nord, Depresiunea Prebalcanică, la sud, și Orogenul Nord-Dobrogean la nord-est. Delimitarea în partea de nord se face de~a lungul unei linii tectonice, considerată ca prelungirea faliei pericarpatice de pe direcția Mizil—Ti-nosu—Gura Șuții—Spineni—Bibești—Drobeta—Turnu-Severin, iar în partea de sud, pe teritoriul țării noastre, delimitarea este făcută de Dunăre, iar în nord-est de falia Peceneaga-Camena (fig. 183).

Platforma Moesică are două mari sectoare: unul vestic, cu o poziție mai coborîtă și o succesiune de sedimente aproape completă și un sector estic cu o poziție mai ridicată și cu multe lacune stratigrafice (tab. 27). Delimitarea celor două sectoare este făcută de falia Tîrgu Fierbinți— Belciugatele, de-a lungul căreia depozitele triasice din sectorul estic vin în contact cu cele carbonifere din sectorul vestic.

Principalele elemente structurale majore, care se prezintă sub forma unor creste și caracterizează tectonica platformei sînt: Nord Craiova — Balș — Optași, în vest și Bordei Verde, în est. Prima reprezintă o creastă •a fundamentului cristalin, iar a doua, a șisturilor verzi.

Structura formațiunilor paleozoice este un rezultat al formelor pozitive și negative ale fundamentului, iar formațiunile mezozoice și mai noi au o structură în blocuri, pe un fond, în general, de monoclin. în ceea ce privește structura de detaliu a platformei, care pe marginea nordică se afundă sub Depresiunea Precarpatică, se caracterizează printr-un sistem pronunțat de falii care o compartimentează.

La nivelul formațiunilor paleozoice și triasice sînt următoarele zone majore de ridicare: Dîrvari— Strehaia, Leu — Balș — Optași, Nord Bulgară, Bordei Verde și Central Dobrogeană.

Ridicarea Dîrvari—Strehaia se prelungește în R. P. Bulgaria pe la Vidin, iar ridicarea Leu — Balș — Optași se prelungește și se afundă și ea în R. P. Bulgaria pînă la Ghighen, iar pe direcția ost — Optași ea se prezintă ca o cordilieră ce se afundă pînă la Periș. Do această ridicare sînt legate o serie de elemente structurale sub formă de boltiri (Iancu Jianu, Oporelu).

Ridicarea Nord-Bulgară se prelungește în țara noastră între Oltenița și Giurgiu, pînă la Videle.

Ridicarea Bordei-Verde reprezintă o afundare spre nord-vest a ridicării Central — Dobrogene, delimitată de cele două falii Peceneaga — Camena și Capidava — Ovidiu.

Principalele ridicări sînt separate de zone depresionare, astfel, între ridicările Strehaia — Dîrvari — Vidin și Optași — Balș — Leu este zona depresionară Craiova — Băilești care se prelungește în R. P. Bulgaria la Lom, iar spre nord, sub forma unui culoar face legătura cu Depresiunea Getică.

Ridicările Leu — Balș — Optași și Nord-Bulgară sînt separate de Depresiunea Roșiori — Alexandria.

Depresiunea Călărași — Tg. Fierbinți separă ridicarea Central — Dobrogeană de ridicarea Nord — Bulgară și Balș — Optași — Periș.

Unele accidente tectonice care compartimentează platforma au un caracter regional, ele afectînd întreaga succesiune a depozitelor sedimen-

215

Tabelul 27

Profilul lito-stratigrafic din Platforma Moesică

217

Tabelul 27 (continuare)

218

Tabelul 21 (continuare)

219

Tabelul 27 (continuare)

220

Tabelul 21 (continuare)

221

Tabelul 27 (continuare)

222

Fig. 184. Structurile petro-gazeifere din Platforma Moesică:

1 — Bibești—Bulbuceni; 2 — Vîrteju—Stoenița; 3 — Melinești; 4 — Brădești; 5 — Sfîrcea; 6 — Pitula'i; 7 — Făurești; 5 — Iancu Jianu; 9 — Siminic; (a) — Gnercești; (b) — Malu Mare (c). 10 — Strejești: 11 — Deleni; 12 — Oporelu; 13 — Constantinești; 14 — spineni; 15 — Negreni; 16 — Ciești; 17 — Ciurești-Nord; 18 — Birla Căldâraru; 19 — Ciurești-Sud—Tufeni; 20 — Calin-deru; 21 — Rîca; 22 — Siliștea—Gumcști: 23 — Ciolănești; 24 — Gliganu; 25 — Humele; 26 — Recea; 27 — Vultureanca; 28 — Drăghineasa; 29 — Dumbrava-Nord; 30 — Dumbrăveni; 31 — Ștefan cel Mare—Izvoru; 32 — Popești—Palanga; 33 — Tătărești; 34 — Șclaru; 35 — Glavacioc; 36 — Broșteni; 37 — Glogogoveanu; 38 — Preajba; 39 — Șopîrlcști—Bacea; 40 — Hîrlești; 41 — Brătâșani; 42 — Talpa; 43 — Cosmești; 44 — Blejești; 45 — Coșoaia; 46 — Videle (a); — Bălăria; (t>) ; 47 — Cartojani; 48 — Mîrșa; 49 — Croitori; 50 — Brîncoveanu; 51 — Titu; 52 — Serdanu; 53 — Corni; 54 — Bilciurești; 55 — Corbii-Mari— Petrești; 56 — Sud-Corbii-Mari; 57 — Stoenești—Căscioarele; 58— Bolintin Deal; 59 — Grădinari: 60 — Buturugeni: 61 — Brftga-

diru; 62 — Gorneni; 63 — Novaci Dumitrana; 64 — Copâceni: 65 — Popești: 66 — Berceni; 67 — Periș; 68 — MoaraVlăsia: 6.9 — pasărea: 70 — Cozieni; 71 — Bălăceanca; 72 — Postăvari; 73 — Cățelu; 74 — Ileana; 75 — Tîrgu-Fierbinți: 76 — Urdcenl; 77 — Manasia; 78 — Malu; 79 — Orezu; 80 — Bărăitaru; 81 — Sinaia; 82 — Gîrbovi; 83 — Lipănești; 84 — Brăgareasa: 85 — Co-lelia-Nord; 86 — Colelia-Sud; 87 — Nicolești; 88 — Amara; 89 — Padina: 90 — Jugureanu-Grigorescu-Cireșu; 91 — Filiu; 92 — Victoria; 93 — Bertești; 94 — Stancuța; 95 — Scheiu: 95 — Bordei-Vcrde-Lișoteanca: 97 — Plopu; 98 — Oprișenești; 99 — Bobocu; 100 — Roșioru; 101 — Boldu; 102 — Ghergheasa: 103 — Balta-Albă; 104 — Mitrofan; 105 — Mamu; 106 — Vișina.

tare și sînt, în general, de direcția est-vest și de-a lungul lor platforma se scufundă în trepte pe direcția sud-nord.

în afară de falia pericarpatică, de-a lungul căreia depozitele miocene inferioare sau chiar cele paleogene ale Depresiunii Pericarpatice încalecă peste depozitele sarmațianului inferior sau ale tortonianului Platformei Moesice, sînt numeroase falii de direcție est-vest, întîlnite la diferite nivele în succesiunea depozitelor sedimentare și au format, în general, ecrane în procesul de migrație a hidrocarburilor, de ele fiind legate multe structuri.

Dintre aceste falii se menționează cele de pe direcțiile:

Brădești, Negreni—Brîncoveanu—Serdanu—Periș;

Ciurești Nord-Căldăraru;

Ciurești Sud-Ciolănești—Bragadiru—Cozieni;

Ciolănești Sud-Videle—Bălăria;

Copăceni—Postăvari;

Bărăitaru—Sinaia;

Fierbinți—Urziceni—Jugureanu;

Ileana—Colelia—Nicolești;

Bobocii—Boldu;

Roșiorii—Ghergheasa—Balta Albă.

De asemenea, mai sînt falii de direcție nord-sud (falia Plenița, falia Oltului, falia Tîrgu Fierbinți—Belciugatele) sau de direcție nord vest-sud — est (Peceneaga—Camena, Capidava—Ovidiu). în urma lucrărilor de prospecțiuni geofozice, în special a celor seismice, au fost executate foraje și în anul 1956 s-a descoperit primul zăcămînt de petrol din platformă, pe structura Ciurești, pentru ca numărul structurilor descoperite pînă în prezent să depășească 100 (fig. 184).

18.1. CONDIȚIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă. în ordovician, silurian și devonian inferior sînt considerate ca roci generatoare, argilitele negre sau cenușii, în devonianul superior, dolomitele bituminoase cu piritizări, în triasicul mediu (muschel-kalk), intercalațiunile de dolomite din anisian, ca și intercalațiile de do-lomite și argile din ladinian sînt de asemenea considerate ca roci-mamă de hidrocarburi.

Șisturile cu Posidonia din jurasic și intercalațiile de argile, calcare argiloase și calcarele dolomitice din cretacic au aceeași calitate ca de altfel și intercalațiile de pelite din tortonian, sarmațian, meoțian, ponțian și dacian din structurile unde s-au descoperit zăcăminte de hidrocarburi.

Rocile rezervor sînt date în tabelul 28.

Roci-protectoare. Rolul de roci protectoare îl au, în general, toate intercalațiile de roci pelitice impermeabile, reprezentate prin argilite, argile și marne. De asemenea, sînt considerate ca roci protectoare și intercalațiile de anhidrit (devonian superior, permian, triasic mediu).

Tipuri de zăcăminte. în afară de zăcăminte combinate, sînt întîlnite toate celelalte tipuri de zăcăminte, dintre care se dau numai cîteva exemple:

— zăcăminte stratiforme boltite: ponțian — structurile Ghergheasa Boldu, Roșioru;

224

Tabelul 28

Roci rezervor (exemple)

15 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

225

Tabelul 28 (continuare)

zăcăminte stratiforme ecranate tectonic: sarmațian — structurile Petrești, Corbii Mari — Poiana, Stoenești — Căscioarele, Glavacioc, Car-tojani, Baciu, Dumitrana;

zăcăminte stratiforme ecranate litologic: sarmațian — structurile Videle, ponțian — structurile Ghergheasa, Boldu;

zăcăminte delimitate litologic: ponțian — structurile Ghergheasa, Boldu, meoțian Bordei Verde — Oprișenești;

— zăcăminte- masive: devonian — structura Bibești, triasic — structurile Brădești, Ciești, albian — structurile Dumbrava-Sud, Siliștea-Nord — Ciolănești. Sînt cazuri cînd două zăcăminte suprapuse de-a lungul unei discordanțe stratigrafice formează un zăcămînt comun ca, de exemplu, devonianul și triasicul pe structura Bibești, doggerul și triasicul pe structura Oporelu.

18.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

în Platforma Moesică se pot considera o serie de zone structurale, în general lineare, în culise, de direcție est-vest, unele eșalonate de-a lungul unor accidente tectonice și de care sînt legate zone de acumulare, dintre care unele pare să prezinte ramificații. Sînt și structuri care în stadiul actual al lucrărilor de explorare sînt în afara zonelor menționate mai jos. De asemenea, unele din zonele enumerate (I—XIV) pot fi discutabile.

în cele ce urmează, în cadrul celor mai multe zone se face o succintă caracterizare a unor structuri dar vor fi caracterizate și unele structuri care în prezent nu fac parte încă dintr-o zonă de acumulare bine definită.

Structura Bibești — Bulbuceni (fig. 185) cunoscută în unele lucrări și sub numele de structura Bibești — Turburea sau Bibești — Turburea — Bulbuceni este situată la contactul dintre Platforma Moesică și Depresiunea Getică. Discordant în această structură peste devonian urmează permo-triasicul și, în continuare, de asemenea, discordant, tortonianul, în continuare sarmațianul și pliocenul în succesiune normală. în afară de zăcămintele de petrol din devonian, permotriasic din depozitele de platformă sînt și zăcăminte în sarmațianul și meoțianul din depresiune.

I. Zona structurală Brădești Melinești—Făurești cu ramificație pe di
recția structurilor Iancu-Jianu—Deleni.

Structura Brădești (fig. 186) este legată de o paleovale (paleojiul), cu zăcăminte în triasicul inferior, mediu și superior.

Structura Iancu Jianu (fig. 187) este o cută anticlinală foarte compartimentată de falii, puse în evidență, unele pînă la partea superioară a al-bianului, altele pînă la limita meoțian-ponțian.

Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în triasic mediu (gaze, petrol), în dogger (gaze, condesat, petrol), în sarmațian și meoțian (gaze).

II. La sud-est de prima zonă structurală se poate considera zona Opo
relu—Constantinești—Ciești, care s-ar continua spre Gliganu și are o
ramificație din care fac parte structurile Vultureanca (fig. 188) Drăghi-
msa (fig. 189) și Vișinești — Croitori (fig. 190).

Pe aceste cute anticlinale, foarte slab înclinate și faliate, sînt zăcăminte de petrol în malm-neocomian, în albian și în sarmațian la Vultureanca și Drâghineasa și de petrol, în albian, la Croitori.

."

221

Fig. 185. Secțiune geologică prin structura Bibești-Bulbuceni.

Fig. 186. Secțiune geologică prin structura Brădești.

0/n4-

200-.

400-

600-

800–1000–1200-

-1400–1600–1800–2000–2200–2 400–2600-

228

Fig. 187. Secțiune geologică prin structura Iancu Jianu.

Fig. 188. Secțiune geologică prin structura Vultureanca.

Fig. 189. Secțiune geologică prin structura Drăghineasa.

229

O 500m

i 1

Fig. 190. Secțiune geologică prin structura Croitori.

III. O altă zonă structurală s-ar întinde de la vest de Brădești și s-ar

continua pînă la falia Fierbinți-Belciugatele, zonă din care fac parte structurile: Sfîrcea — Pitulați — Simnic — Cîrcea — Malu Mare — Gher-cești — Slatina — Negreni — Recea — Dumbrava — Broșteni — Brîn-coveanu — Serdanu — spre Periș.

Structurile Simnic (fig. 191), Cîrcea (fig. 192) și Malu Mare (fig. 193) se prezintă sub forma unor slabe boltiri faliate și se pare să lipsa unor depozite ale cretacicului superior s-ar datora unei paleovai. Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în dogger (petrol) și în ponțian (gaze).

Structura Dumbrava (fig. 194) este o cută anticlinală compartimentată de falii longitudinale și transversale, cu zăcăminte de petrol în cretacic inferior, albian și sarmațian.

Fig. 191. Secțiune geologică prin structura Simnic.

Fig. 192. Secțiune geologică prin structura Cîrcea.

Fig. 193. Secțiune geologică prin structura Malu Mare.

Fig. 194. Secțiune geologică prin structura Dumbrava-Sud.

231

Fig. 195. Secțiune geologică prin structura Brîncoveanu.

Structurile Brîncoveanu (fig. 195) și Serdanu (196) sînt două cute anti-clinale slab înclinate, cu zăcăminte de petrol în albian, în prima structură și tot de petrol, în apțian, în a doua.

Structura Periș (fig. 197) este un monoclin faliat, slab înclinat, cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior și de gaze în sarmațian și meoțian.

IV. Zona Petrești—Corbii Mari—Poiana cu ramificație spre sud Corbii Mari—Stoenești—Căscioarele—Bolintin Deal.

Fig. 196. Secțiune geologică prin structura Serdanu.

Structura Petrești — Corbii Mari — Poiana (fig. 198) este formată din trei cute anticlinale, slab schițate, cunoscute sub numele de la vest la est: Petrești, Corbii Mari și Poiana. în ansamblu, structura se prezintă la nivelul pliocenului ca un monoclin faliat. Sînt zăcăminte de petrol în cretacicul inferior și de petrol și gaze în sarmațian, atît la Petrești, cît și la Corbii Mari și Poiana.

Fig. 197. Secțiune geologică prin structura Periș.

Fig. 198. Secțiune geologică prin structurile Petrești-Corbii Mari-Poiana.

233

Fig. 199. Secțiune geologică prin structura Stoenești-Căscioarele.

Structura Stoenești — Căscioarele (fig. 199). este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în sarmațian.

V. Zona Strîmbeni—Ștefan cel Mare—Izvoru—Selaru cu ramificații
spre Glogoveanu (în nord) și Glavacioc, în sud.

Structura Ștefan cel Mare — Izvoru (fig. 200) este un monoclin faliat cu două mari blocuri tectonice, unul nordic (Ștefan cel Mare) și unul sudic (Izvoru), cu zăcăminte de petrol în neocomian, albian și sarmațian.

Structura Glavacioc (fig. 201) este un monoclin slab înclinat, compartimentat de falii longitudinale și transversale într-o serie de blocuri tectonice.

Zăcămintele de petrol sînt cantonate în gresiile și calcarele albianului.

VI. Zona de pe direcția Ciurești Nord—Bîrla—Căldăraru—Rîca—Po
pești — Falanga—Tătărești—Negreni—Preajba—Cartojani—Mîrșa — Gră
dinari.

Structura Ciurești-Nord (fig. 202) este o cută anticlinală faliată cu zăcăminte de petrol în triasicul superior, în malm-neocomian și în sarmațian și de gaze în cretacicul inferior și senonian.

Structura Cartojani (fig. 203) este legată de un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în sarmațian și de gaze în meoțian.

VII. Zona Bacea—Ciurești Sud—Surdulcști—Siliștea—Gumcști—Ciolă-
nești—Preajba-Sud—Baciu—Buturugenî—Bragadiru—Cozieni.

Structura Siliștea-Nord — Ciolănești (fig. 204) este o cută anticlinală cu două mari sectoare, unul nordic (Siliștea-Nord) cu zăcăminte de petrol in albian și unul sudic (Ciolănești), cu zăcămintt de petrol în albian și de gaze în sarmațian și meoțian.

Fig. 200. Secțiune geologică prin structura Ștefan cel Mare -Izvora.

Fig. 201. Secțiune geologică prin structura Glavacioc.

Fig. 202. Secțiune geologică prir structura Ciuresti-Nord.

Fig. 203. Secțiune geologică prin structura Cartojani-Est

Fig. 204. Secțiune geologică prin structura Siliștea Nord-Ciolănești.

Fig. 205. Secțiune geologică prin structura Preajba.

Fig. 206. Secțiune geologică prin structura Baciu.

Structura Preajba-Sud (fig. 205) este legată de o paleovale falială (pa-leoargeșul). Pe structura Preajba-Sud sînt zăcăminte de petrol în sarmațian, la Prejba-Nord-Centru sînt zăcăminte de petrol în senonian și sar-mațian, iar la Negreni—Preajba, zăcăminte de gaze în albian.

Structura Baciu (fig. 206) este un monoclin compartimentat cu zăcăminte de petrol în sarmațian.

VIII. Zona Ciolănești Sud—Hîrlești—Brătășani—Talpa—Cosmești—
Blejești—Coșoaia—Videle—Bălăria—Gorneni—Novaci—Dumitrana — Ji
lava.

Structura Blejești (fig. 207) este tot un monoclin foarte puțin înclinat, faliat, cu zăcăminte de petrol în neocomian și sarmațian și de gaze în meoțian.

Structura Videle (fig. 208) este un monoclin faliat, puțin înclinat, cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior și sarmațian și cu zăcăminte de gaze în meoțian.

Structura Dumitrana (fig. 209) este un monoclin faliat, puțin înclinat, cu zăcăminte de petrol în sarmațian — bazai, care are grosimi ce variază de la 5 m, în sus pe structură, pînă la 30 m, jos pe structură.

Fig. 207. Secțiune geologică prin structura Blejești.

IX. Zona Copâceni—Berceni—Postăvari.

Fig. 208. Secțiune geologică prin structura Videle.

Fig. 209. Secțiune geologică prin structura Dumitrana.

Fig. 210. Secțiune geologică prin Fig. 211. Secțiune geologică prin structura
structura Bărăitaru. Urziceni.

Fig. 212. Secțiune geologică prii struc tura Padina.

Fig. 213. Secțiune geologică prin structura Jugureanu.

Fig. 214. Secțiune geologică prin structura Ghergeasa.

Fig. 215. Secțiune geologică prin structura Oprișenești.

Fig. 216. Secțiune geologică prin structura Bordei Verde. 16 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi

Structura Bărăitaru (fig. 210) este legată de un monoclin cu zăcăminte de gaze în sarmațian și meoțian.

XI. Zona Fierbinți—Urziceni—Gîrbovi—Brăgăreasa—Padina—Jugureanu—Filiu.

Structura Urziceni (fig. 211) se prezintă sub forma unui monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior și sarmațian și de gaze în meoțian.

Structura Padina (fig. 212) este legată de o cută slab exprimată la nivelul sarmațianului, faliată în zona axială și care are forma de monoclin în pliocen. Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în albian și seno-nian (petrol) și în tortonian, sarmațian și meoțian (gaze).

Structura Jugureanu (fig. 213) este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol și gaze în albian, de petrol în senonian și sarmațian și de gaze în meoțian.

XII. Zona Ileana—Malu—Colelia—Nicolești.

Zona Bobocu—Boldu.

Zona Roșioru—Ghergheasa—Balta Albă.

Structura Ghergheasa (fig. 214) este un brachianticlinal cu zăcăminte de gaze cantonate în cinci complexe din ponțian.

între faliile Peceneaga—Camena și Capidava—Ovidiu au fost puse în evidență o serie de structuri. Dintre acestea se menționează structurile Oprișenești și Bordei Verde.

Structura Oprișenești (fig. 215) este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior, sarmațian și meoțian și de gaze în meoțian.

Structura Bordei Verde (fig. 216) este o cută anticlinală foarte compartimentată, cu zăcăminte de petrol și gaze în meoțian și care prezintă o accentuată variație de litofacies.

18.3. DIFICULTĂȚI IN FORAJ

Ponțianul din partea nord-estică a Platformei Moesice, dezvoltat în facies nisipos, cu acumulări de gaze, se traversează cu fluide de foraj cu filtrate reduse dar cu densități mari deoarece gradientul de presiune normal este depășit.

In meoțian au loc gazeificări ale fluidelor de foraj pe unele structuri, ca: Periș, Urziceni, Gîrbovi, Brăgăreasa, Sinaia, Bărăitaru și se folosesc fluide de foraj, tratate, cu densități de 1,300—1,400 kg/dm3. Tot în meoțian se semnalează și pierderi de circulație cum este cazul structurii Bălăria la adîncimea de 400—500 m. Pentru continuarea forajului se închide meoțianul prin tubare.

Sarmațianul, în facies marnos-nisipos, prezintă dificultăți prin reducerea greutății specifice a fluidului de foraj, iar în facies nisipos, grezos calcaros, prezintă un gradient mare de presiune și aceasta impune folosirea unor fluide de foraj cu densități mari. în sarmațianul bazai de pe structura Talpa au loc pierderi de circulație și se forează, în acest caz, cu circulație pierdută. După traversarea sarmațianului, pe unele structuri se tubează o coloană intermediară.

In cretacic, în faciesul calcaros, pe structurile Corbii-Mari și altele, au loc pierderi de circulație și se forează cu circulație pierdută pînă la adîncimea finală.

In albian, pe structura Hîrlești, se întâlnesc țineri de gaură în jurul adîncimilor de 1000-1100 m și în acest caz se tratează fluidul de foraj și se corectează gaura pe intervalul respectiv.

Pe structura Oporelu au loc pierderi lente de fluid de foraj în senonian.

18.4. DIFICULTĂȚI ÎN EXPLOATARE

In poțianul productiv din cauza zonelor de marnizare se aplică tratamente sau se execută reperforări în vederea deblocării stratelor.

Pe unele structuri, în ponțian, sînt posibile viituri de nisip cu ape sărate cu caracter eruptiv. în cretacicul superior (senonian), pe structura Brăgăreasa, la punerea în producție, avînd în vedere caracterul calcaros al colectorului, se impune aplicarea de tratamente.

In cretacicul inferior, rocile colectoare au caracter nisipos-glauconitic, grezos calcaros, compact sau fisurat și se întîlnesc dificultăți în exploatare datorită viiturilor de nisip sau compactității colectoarelor, ceea ce impune consolidări, spălări, acidizări și tratamente.

In cazul colectoarelor calcaroase fisurate, apar dificultăți din cauza inundărilor premature, impunîndu-se deseori izolări în baza perfora-turilor.

18.5. POSIBILITĂȚI DE NOI ZĂCĂMINTE

Zonele de prim interes sînt Vîrteju – Stoenița, Bibești — Bulbuceni. De asemenea, ar prezenta interes zona Bertești -Stăncuța prin formațiunile geologice dovedite productive.

In alte zone investigațiile vor fi făcute în vederea cunoașterii în continuare a capacității depozitelor paleozoice și mezozoice ca și a posibilităților sarmațianului și meoțianului.

Zăcămîntul de petrol descoperit în anul 1979 în platforma continentală românească a Mării Negre îndreptățește continuarea lucrărilor de explorare.

In tabelul 29 se dau structurile și formațiunile geologice productive din Platformă Moesică.