Analiza Conditiilor Geologice, Geochimice Si Geofizice Pentru Evaluarea Generarii, Migratiei Si Acumularii Petrolului Si Gazelor Naturale

CUPRINS

Pag.

INTRODUCERE……………………………………………………………………………………………. 3

ASPECTE GENERALE PRIVIND ÎNCADRAREA

STRUCTURII ÎN DEPRESIUNEA GETICĂ……………………………………………………………. 4

LOCALIZAREA STRUCTURII……………………………………………………………. … 4

DATE OROHIDROGRAFICE…………………………………………………………….. … 5

ÎNCADRAREA STRUCTURII ÎN DEPRESIUNEA GETICĂ………………………. 5

2. CADRUL GEOLOGIC REGIONAL………………………………………………………………. … 7

Stratigrafia zonei centrale a Depresiunii Getice…………………………………. … 7

Tectonica zonei centrale a Depresiunii Getice…………………………………… … 11

CARACTERELE PETROLIFER GAZEIFERE

DIN ZONA CENTRALĂ A DEPRESIUNII GETICE……………………………………………. … 13

3.1. Rocile sursă de hidrocarburi………………………………………………………………. 13

3.2. Rocile colectoare de hidrocarburi……………………………………………………….. 14

3.3. Rocile protectoare ……………………………………………………………………………… 15

3.4. Capcanele …………………………………………………………………………………………. 15

3.5. Migrația și acumularea hidrocarburilor……………………………………………….. 16

3.6. Procese fizico – chimice de formare a petrolului………………………………….. 18 3.7. Acumulări petrolifer gazeifere ale Depresiunii Getice…………………………… 18

4. GEOLOGIA STRUCTURII MERIȘANI DRĂGANU…………………………………………. 24

4.1. Stratigrafia și litologia………………………………………………………………………… 24

4.2. Tectonica…………………………………………………………………………………………… 26

5. MODELUL FIZICO-GEOLOGIC DE ZĂCĂMÂNT…………………………………………….. 30

5.1 Presiunea și temperatura de zăcământ………………………………………………… 30

5.2 Rocile sursa potențiale și efective……………………………………………………….. 30

5.3 Calcularea maturizării termice a rocilor sursă………………………………………. 31

6. CONDIȚIILE DE ACUMULARE A HIDROCARBURILOR

PE STRUCTURA MERIȘANI-DRĂGANU…………………………………………………….. 35

Proprietațile rocilor colectoare……………………………………………………………. 35

Vârsta și caracterul capcanelor…………………………………………………………… 36

EVALUAREA REZERVELOR DE PETROL ȘI GAZE NATURALE

DIN BURDIGALIANUL STRUCTURII MERIȘANI – DRĂGANU………………………… 37

Categorii de rezerve de hidrocarburi……………………………………………………. 37

Calculul resursei și rezervei de petrol și gaze naturale………………………… 38

CONCLUZII………………………………………………………………………………………………. 42

INTRODUCERE

Prezenta lucrare, intitulată : “ANALIZA CONDIȚIILOR GEOLOGICE, GEOCHIMICE ȘI GEOFIZICE PENTRU EVALUAREA GENERĂRII, MIGRAȚIEI ȘI ACUMULĂRII PETROLULUI ȘI GAZELOR NATURALE ÎN BURDIGALIANUL STRUCTURII MERIȘANI – DRĂGANU “ are ca scop studiul condițiilor geologice de formare a zăcămintelor de hidrocarburi precum și evaluarea resurselor și rezervelor de hidrocarburi din structură.

Documentația folosită pentru întocmirea acestei lucrări o constituie studiile geologice din arhiva Petrom – OMV Pitești, elaborate între anii 1997 – 2001.

Partea de geologie a zonei și a regiunii este tratată pe larg, folosindu-se un bogat material bibliografic; sunt abordate probleme de incadrare geologică, stratigrafie detaliata a zonei și regiunii, tectonică, evoluție geologică a regiunii, evaluarea condițiilor de geneză și de acumulare a petrolului. Materialul grafic ce insoțește lucrarea este reprezentat prin hărți și secțiuni geologice la diferite scări, coloane stratigrafice, hărți structurale.

Cu această ocazie doresc sa mulțumesc cordonatorului meu de proiect, prof. dr. ing. Constantin Pene de la facultatea de Geologie si Geofizică, care a avut un rol deosebit în pregătirea mea profesională, pentru îndrumarea și sprijinul acordat și colectivului de ingineri geologi de la Petrom – OMV Pitești pentru indicațiile acordate în studiul materialului și pentru tot spijinul acordat în elaborarea proiectului de licență. Totodată, mulțumesc tuturor profesorilor facultații.

ASPECTE GENERALE PRIVIND ÎNCADRAREA STRUCTURII IN DEPRESIUNEA GETICĂ

LOCALIZAREA STRUCTURII

Structura Merișani-Drăganu este situată în Județul Argeș, la aproximativ 15 kilometri nord-vest de orașul Pitești, pe teritoriul comunelor Merișani și Drăganu (fig.1). În cuprinsul structurii mai sunt cuprinse și satele Dumbrăvești, Bârlești și Băcești. Structura este străbătută de drumul județean 7C și de calea ferată Pitești-Curtea de Argeș.

Fig.1 SCHIȚA CU AMPLASAREA STRUCTURII MERIȘANI-DRĂGANU

Sc. 1 : 500 000

DATE OROHIDROGRAFICE

Din punct de vedere geografic, structura se găsește în zona deluroasă a județului Argeș, care prezintă culminații de aproximativ 450-650 metri înăltime, orientate nord-sud, separate de râul Argeș. Structura este traversată de afluenții acestuia: Vâslanul NE , Bâscovul N , Cotmeana E. Structura nu cuprinde pe suprafața ei nici păduri și nici lacuri de importanță majoră.

1.3 ÎNCADRAREA STRUCTURII ÎN DEPRESIUNEA GETICĂ

Structura Merișani-Drăganu este situată în zona centrală a Depresiunii Getice, fiind încadrată în zona structurală Vâlcele-Merișani-Zărnești. Aliniamentul se prezintă sub forma unei cute anticlinale puternic compartimentată de falii (aproape verticale) orientată NE-SV, în prelungirea căreia se întâlnește structura Cotmeana la vest iar la est, prin intermediul zonei Poiana Mărului structura Colibași. În nord întalnim structura Vâlcele, iar la sud se dezvoltă structura Slătioarele.

Formațiunile geologice cuprinse în această structură aparțin la trei cicluri de sedimentare, și anume Paleogen, Miocen și Pliocen.

În cadrul Paleogenului s-au întâlnit formațiuni eocene (episodic în câteva sonde) și oligocene până la adâncimi foarte mari.

Miocenul este reprezentat de Burdigalian inferior, Burdigalian superior (Helvțian), Badenian, Sarmațian, Meoțian și Ponțian, în timp ce ultimului ciclu îi aparțin formațiunile daciene și romaniene.

Acumulările industriale de petrol de pe structura Drăganu se găsesc cantonate în complexele Burdigalianului inferior și Burdigalianului superior (Helvețianului). Burdigalianul inferior este separat astfel:

Tabel 1

2. CADRUL GEOLOGIC REGIONAL

2.1 Stratigrafia zonei centrale a Depresiunii Getice

Depresiunea Getică a funcționat ca bazin de sedimentare începând din Paleogen până la sfârșitul Pliocenului. Depozítele acumulate au caractere preponderent de molasă, fiind depozite psefito-psamitice, la care se adaugă calcare, cărbuni, evaporite, depozite piroclastice. În suita acestora se înscriu două discontinuități stratigrafice majore: una în Miocenul timpuriu, determinată de miscarile eostirice și alta în Sarmațianul timpuriu ca urmare a mișcarilor moldavice. Aceste discontinuități delimitează, la scară regională trei cicluri de sedimentare: ciclul Paleogen care se încheie în Burdigalianul inferior, ciclul Burdigalian-Sarmațian timpuriu și ciclul Sarmațian-Pliocen.

Ciclul Paleogen. Începutul acestuia marchează transgresiunea majoră, după crearea depresiunii, și se încheie în Miocenul timpuriu încluzând depozite ce revin Eocenului, Oligocenului și Eomiocenului. Depozítele Plaeogene ale Depresiunii Getice au caracter de molasă litorală, formată prin acumularea piemontană a materialului detritic provenit din erodarea cristalinului munților Făgăraș după emersiunea corespunzătoare fazei orgene laramice.

Eocenul are o extindere regională, însă la zi se întâlnește numai în partea nord-estică, între Valea Vâlsanului și Valea Otasău. În linii mari, Eocenul este dezvoltat într-un facies litoral, (de margine) preponderent conglomeratic și într-un facies de larg, caracterizat prin predominanța gresiilor, argilelor și marnelor. Faciesul litoral se întâlnește la zi între Valea Otasău și Valea Vâlsanului, unde conglomeratele trec lateral la depozite preponderent marnoase care suportă o secvența grezoasă. Spre vest Eocenul se mai întalnește în zona axială a anticlinalului de la Sacel Gorj, unde apar conglomerate. Depozítele Eocene sunt fosilifere, astfel încât vârsta acestora este argumentată paleontologic (Numulites fabianii, Numulites chavannesi, Numulites pratti, Numulites distans, Numulites atacicus, Hyperamina elongata, Globigerina triloba). Prin foraje s-a stabilit că eocenul în facies de margine s-ar întinde spre sud aproximativ până la paralela localităților Râmnicu Vâlcea-Stoenești-Măldăraști-Slătioara-Bumbești-Târgu Jiu. La sud de aliniamentul se dezvoltă faciesul de larg caracterizat prin predominanța gresiilor, argilelor și marnelor. Grosimea depozitelor atinge aproximativ 650-2000 metri și sunt fosilifere, bogate mai ales în foraminifere.

Oligocenul are aproape aceeași arie de răspândire ca și Eocenul. Grosimea depozitelor variând între 500-1500 metri. Spre zona de margine se dezvoltă faciesul litoral reprezentat prin conglomerate, urmate de marne și argile negricioase cu un episod conglomeratic. Spre est, în bazinul Argeșului se dezvoltă mult faciesul argilos-bituminos care amintește de faciesul de Pucioasa. Acesta, în zona Suslănesti-Matau, conține o bogata faună de pești fosili.

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

Acvitanian-Burdigalianul timpuriu include depozitele cu care se încheie ciclul de sedimentare. Acestea au adesea un evident caracter regresiv și ating în general grosimi de 150-500 metri. Urmează peste depozítele oligocene și apar in partea nord estică a depresiunii din Valea Oltului spre est. În restul depresiunii au fost întalnite prin mai multe foraje. Succesiumea depozitelor începe cu conglomerate, urmate de o alternanță de gresii calcaroase și marne cu intercalații subțiri de anhidrite. Vârsta acestor depozite (Acvitanian-Burdigalian timpuriu) nu este argumentată paleontologic. Însă pe baza criteriului superpoziției stratigrafice și prin comparație cu situația din zona de molasă a Carpaților Orientali, acestea sunt corelabile.

Ciclul Burdigalian superior-Sarmatian timpuriu. Primele depozite ale acestui ciclu indică o importantă transgresiune. Și în cazul acestui ciclu se disting două faciesuri: unul de margine, mai grosier și altul de larg, preponderent pasmito-pelitic.

Burdigalianul superior în facies de margine debutează printr-un episod conglomeratic ce aflorează între Valea Argeșului și Valea Olănești. Acesta ar fi corelabil cu Conglomeratele de Brebu din mopasa est-carpatică și sunt urmate de nisipuri, marne nisipoase și tufite care amintesc de formatiunea vărgată din molasa Carpatilor Orientali revenind Burdigalianului superior.

Faciesul de larg are o mare dezvoltare spre sud și debutează printr-o alternanță de gresii și conglomerate care trec pe verticală la marne și apoi la argile adesea roșiatice. Grosimea depozitelor este de 1000-2000 metri.

Badenianul include depozite preponderent marno-argiloase aflate in continuitate de sedimentare peste depozítele burdigaliene. În zona de margine Badenianul este reprezentat în principal prin depozite grosiere (conglomerate, gresii) Badenianul în facies grosier se întâlnește sporadic din valea Oe întâlnește sporadic din valea Oltului spre vest. Numai din Valea Cosustea până la Dunăre aflorează pe o arie mai largă și este foarte fosilifer ( Spiratella andrussowei, Bulimia aculeata, Glomospira charoides, Cenosphaera pyriformis, Globigerinoides trilobus, Orbulina suturalis ). Badenianul cuprinde Formațiunea saliferă superioară (marne cu gipsuri și sare) în care se încadrează sarea de la ocnele mari. Formațiunea de vârstă Badeniană atinge grosimi de 200-500 metri.

Sarmatianul iferior încheie cel de-al doilea ciclu de sedimentare din Depresiunea Getică. În general este reprezentat printr-o alternanță de gresii calcaroase și marnoase dând, în ansamblu, o suită grezo-marnoasă cu grosimea de maxim 1000 metri cu frecvente variații laterale de facies. Depozitle sunt bogat fosilifere atfel încât vârsta lor este argumentată ( Ervilia podolica, Cardium obsoletum, Trochus angulatus).

Ciclul Sarmatian-Pliocen. Formațiunile acestui ciclu s-au acumulat după individualizarea Depresiunii Getice ca unitate geostructurală. În continuare, evoluția Depresiunii Getice ca bazin de acumulare a fost comună cu aceea a platformei Moesice.

Sarmațianul mediu-superior este reprezentat prin depozite marnoase și grezoase-nisipoase a căror grosime variază în limite foarte largi putând atinge 2500 metri. De la Horezu spre vest depozítele sarmațiene iau contact direct cu rama cristalină când se dezvoltă faciesuri grosiere și mai rar faciesuri calcaroase recifale. În restul ariei de răspandire spatială, Sarmatianul include depozite pasmito-pelitice cu frecvente treceri laterale, acestea constând, în modificarea ponderii ungía sau altuia dintre litotipi. Depozítele în general sunt foarte fosilifere ( Mactra bulgarica, Mactra caspia, Cardium fittoni ).

Meoțianul în general depozítele Meotianului se dispun transgresiv peste diferiții termeni ai Sarmațianului. La vest de râul Olt ele au fost împărtițe în trei orizonturi:

Orizontul inferior (marnos nisipos) este constituit din nisipuri, marne și gresii caracterizat în general printr-o faună de apă dulce ( Unio subatavus, Radix sp.)

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

Orizontul superior (argilo nisipos) caracterizat printr-o faună de apă dulce ( Silunio subhoernesi , Dossinia maeotica, ). Acest orizont se menține și la est de râul Olt, unde este reprezentat prin pietrișuri, nisipuri, argile verzi pătate. Meoțianul atinge o grosime de 300-350 metri.

Pontianul are caracter ingresiv dând golful de la Campulung. Este preponderent marnos în jumătatea inferioară și argilos-nisipos în jumătatea superioară. Depozitele pontiene afloreză de-a lungul depresiunii. La vest de Valea Oltului Ponțianul este reprezentat doar de orizontul său superior. La est de râul Olt depozítele Ponțianului stau transgresiv peste depozítele Sarmațianului sau în continuitate de sedimentare peste Meoțian. La vest de râul Olt Ponțianul, este constituit din nisipuri și pietrișuri mărunte cu Phyllocardium planum rumanum. Depozítele ponțiene sunt bogate fosilifer ( Congeria rhomboidea, Valenciennius ellipticus ). Grosimile depozitelor pontiene sunt cuprinse între 400-450 metri.

Dacianul depozítele acestui etaj se dispun peste cele ponțiene concordant și în continuitate de sedimentare. Ele nu au o mare răspândire în suprafața. Dacianul este dezvoltat în facies argilos-nisipos în care se întâlnesc și intercalații de strate de lignit. Aflorează pe o arie întinsă din valea Dâmbovitți până în valea Dunării. În suita depozitelor daciene se disting stratele cu Pachydacna (inferioare) și stratele cu Psilodon (superioare). Grosimea depozitelor daciene atinge 400-450 metri.

Romanianul încheie suita pliocena. Include depozite argilo-nisipoase adesea roșiatice uneori cu intercalații de cărbuni. Acestea conțin primii unionizi sculptați, ca Unio lenticularis, și resturi de mamifere, printre care Anancus arvernensis. Depozítele de această vârstă se întâlnesc în zonele externe ale depresiunii.

Coloana litostratigrafică generalizată pentru Depresiunea Getică este prezentată în anexa 1 iar în anexa 2 este prezentată harta geologică regională.

2.2 Tectonica zonei centrale a Depresiunii Getice

Desăvârșirea aranjamentului tectonic al zonei montane a Carpaților Meridionali și ridicarea ei în urma mișcărilor laramice (Cretacic superior) au determinat apariția unei zone depresionare situată în față. Apariția acestei depresiuni s-a produs, de fapt ca urmare a afundării și înnaintării spre nord a marginii Platformei Moesice prin subșariere față de Autohtonul Danubian. Afundarea și subducerea marginii platformei a antrenat coborârea în trepte a marginii blocului danubian. În felul acesta s-a format o depresiune asimetrică, cu fundament mixt, tipic premontană, care a preluat funcția e bazin de sedimentare.

De la formarea ei la începutul Paleogenului, Depresiunea Getică a suferit efectele a două faze de miscări importante: eostrică și moldavică. Dacă efectele eostrice se recunosc în transgresiunea intraburdigaliana, consecințele paroxismului moldavic constau în cutarea largă a depozitelor presarmațiene. Drept urmare din punct de vedere tectonic, Depresiunea Getică nu prezintă complicații deosebite.

Structura cutată a Depresiunii Getice nu poate fi observată la zi decât între Valea Oltului și Olteț. Aici se urmărește structura anticlinală Govora-Slătioara în a cărei zonă axială apar depozite burdigaliaene. Tectonica plicativă se mai remarcă și prin sinclinalul Râmnicu Vâlcea situat la nord-est de anticlinalul Govora-Slătioara.

Efectul major al mișcărilor moldavice a fost incălecarea formațiunilor Depresiunii Getice peste formațiunile Platformei Moesice. Încălecarea s-a produs în lungul faliei pericarpatice care se continuă din fața Carpaților Orientali.

După paroxismul moldavic, intrasarmațian, miscările care au afectat Depresiunea Getică nu au mai determinat deformări semnificative. Depozitele sarmato-pliocene sunt practic orizontale însă se recunosc mai multe discontinuități stratigrafice de amploare diferită, mai frecvente în apropierea marginii carpatice.

În Pliocenul târziu o dată cu ridicarea mai activă a Carpaților s-a produs și restrângerea lacului iar în Cuaternar mișcările neotectonice au contribuit la realizarea morfostructurii actuale.

3.CARACTERELE PETROLIFER GAZEIFERE DIN ZONA CENTRALĂ A DEPRESIUNII GETICE

3.1 Rocile sursă de hidrocarburi

Rocile sursă sau generatoare de hidrocarburi sunt roci care s-au format din sedimentele minerale depuse odată cu materia organică în bazinul de sedimentare și din a cărei transformare au rezultat bitumenele naturale libere și fixe. Acestea sunt roci fine, pelitice, care au un conținut în materie organică mult mai mare decât cel al rocilor adiacente.

În Depresiunea Getică intercalațiile pelitice din Senonian, Eocen, Oligocen, Burdigalian, Badenian, Sarmațian și Meoian sunt considerate roci sursă potențiale de hidrocarburi. Șisturile cu radiolari din badenian și sisturile argiloase bituminoase din oligocen sunt considerate roci sursă tipice.

Oligocenul este principala formațiune de interes pentru rocile sursă de hidrocarburi din Depresiunea Getică. Stratele de Pucioasa sunt formate din intercalații de secvente ritmice de argile și marne grezoase uneori negriciose bituminoase (conținut în bitumene de până la 14%). Între pachetele de gresie, rocile argiloase și marnoase sunt dese și devin tot mai fine.

Faciesul de Pucioasa este prezent la vest de râul Prahova în următoarea succesiune: Strate de Pucioasa inferiore (50m), șisturi disodilice inferioare (40-50m), Strate de Pucioasa superioare (1100m) cu intercalații grezoase de Fusaru, strate de Vinețișu-Izvoarele (70-300m) și disodilele superioare (100-200m).

Rocile sursă de hidrocarburi din Depresiunea Getică se caracterizează printr-un conținut de carbon organic cuprins între 0.67-3.12% în medie 1.7% și printr-un conținut de hidrocarburi de 74.5-572 p.p.m.

3.2 Rocile colectoare de hidrocarburi

Rocile colectoare sunt roci poroase și permeabile capabile să inmagazineze cantități însemnate de hidrocarburi și să le cedeze când se trece la exploatarea lor. Capacitatea lor de inmagazinare depinde de caracterele fizico-geologice ale lor exprimate prin coeficiente de porozitate, saturatie si permeabilitate.

În formațiunile geologice din Depresiunea Getică rocile colectoare sunt reprezentate prin gresii (Eocen-Oligocen) nisipuri grosiere conglomerate, microconglomerate și gresii (Burdigalian), nisipuri și gresii (Badenian), nisipuri, nisipuri grosiere și gresii (Sarmatian) nisipuri și gresii (Meotian).

În Oligocen gresiile prezintă porozitați cuprinse între 2% și 17.6% în schimb permeabilitatea nu depășește 1 mD capacitatea de cedare fiind asigurată prin permeabilitatea fisurală. La Botești în gresii s-au întâlnit porozitați de 30% și o permeabilitate de 215 mD.

Burdigalianul are o dezvoltare pronuțată a rocilor granulare cu proprietăți de rezervor. Parametrii fizici ai rezervoarelor burdigaliene sunt caracterizați prin valori reduse în estul Depresiunii Getice și din ce în ce mai ridicate spre vest. Microconglomeratele au porozități de 6.3-22.5%, în timp ce gresiile și nisipurile au valori ale porozității cuprinse între 5-30% si o permeabilitate de 0-2600 mD.

Rocile colectoare din Sarmațian reprezentate prin nisipuri și gresii au proprietăti fizice bune și grosimi ce variază între 2-3 metri și ajung până la 105 metri în funcție de condițiile de depunere. Porozitatea și permeabilitatea se ameliorează de la est la vest astfel că în partea estică a depresiunii avem o porozitate de 10% și o permeabilitate de 16 mD iar în vest porozitatea ajunge la 30% iar permeabilitatea la 668 mD.

Rocile colectoare din Meoțian sunt formate din nisipuri și gresii care formează un numar de 27 de strate cu o grosime totală de 700 metri în partea estică a depresiunii; mergând spre vest Meoțianul iși reduce progresiv grosimea astfel că în zona de maximă elevație a anticlinorului Pitești-Slătioarele el nu se mai întâlnește fiind semnalat însă pe flancurile anticlinorului; apoi spre vest meotianul începe să se dezvolte iarăși ajungând până la o grosime de 400 metri. Porozitățile rezervoarelor meoțianului au valori cuprinse între 8-40% iar permeabilitatea este cuprinsă între 2-3500 mD.

3.3 Rocile protectoare

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

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

Microconglomeratele burdigaliene sunt încadrate de orizonturile pelitice al aceleiași formațiuni. În lipsa acestor formațiuni ecranarea este asigurată de evaporitele badeniene sau de marnele meoțiene.

În Badenian și Sarmațian se întâlnesc orizonturi marnoase cu dezvoltare locală sau regională ce servesc drept roci protectoare.

Rezervoarele din baza Pliocenului sunt protejate de seria marnoasă a meoțianului precum și de Pontianul exclusiv pelitic.

3.4 Capcanele

Capcanele sunt aranjamente tectonice, stratigrafice sau litologice in care hidrocarburile sunt conservate într-un echilibru stabil. Factorii tectonici (structurali), stratigrafici și litologici, în general, acționează simultan și influența predominantă, în timp, a uneia dintre acești factori, determină tipul capcanei.

În Depresiunea Getică diapirismul caracteristic regiunii dintre Dâmbovița și Buzău a avut un rol nesemnificativ în tectogeneza sectorului de la vest de valea Dâmboviței; în această zonă se întâlnesc cute diapire numai în partea de sud-est a Depresiunii Getice, pe aliniamentele Șuta Seaca-Slătioarele, și Dragomirești. Consecința acestui fapt constă în caracterul mai calm, mai puțin fragmentat, al anticlinalelor de interes.

Zăcămintele întâlnite sunt stratiforme, ecranate tectonic, stratigrafic sau litologic; delimitate litologic.

3.5 Migrația și acumularea hidrocarburilor

Migrația este reprezentată de deplasarea hidrocarburilor prin rocile colectoare până când este întâlnită capcana și are loc acumularea hidrocarburilor. Migrația este de două feluri:

– migrație secundară

– migrație primară.

Migrația secundară are loc prin supracapilarele rocilor colectoare; migrația primară se desfășoară prin capilarele mici sau subcapilarele rocilor non colectoare.

Procesul de acumulare al hidrocarburilor în rocile colectoare este un proces de lungă durată ce se întinde pe câteva milioane de ani. Acumularea se face în zonele mai ridicate ale capcanelor, unde energia cinetică este nulă iar energia potențială minimă.

3.6. Procese fizico – chimice de formare a petrolului

Etapele de transformare a mat organice în Hidrocarburi se împart in 2 mari grupe :

1 ) etapa de transformare înainte de încorporarea in sedimenele minerale

Materia organică dupa devitalizare, fie ea animală fie vegetală incepe să fie atacată de agenți externi : apă, aer, bacterii aerobe. Această degradare se produce în toate mediile de sedimentare

2 ) etapa de după amestecul cu sedimentul mineral

În această etapă se formează întîi kerogenul si apoi prin transformări succesive se form petrolul și gazele naturale. În această etapa există trei subetape denumite diageneză, catageneză și metageneză. Acești termeni se aplică numai pentru evoluția materiei organice și nu pentru evoluția rocilor.

Diageneza repreza stadiul imatur al materiei organice; se desfășoară până la temperaturi de 55- 65 OC corespunde unei adâncimi de 1500-2000 metri pentru un gradient geotermic normal. Poate fi împărțită în două subetape: diageneza timpurie si diageneza târzie. Diageneza timpurie se desfășoară pâna la 25- 30 oC. În această etapă activitatea bacterială în special anaerobă este încă foarte intensă și transformă materia organică în gaze biogene de generația întâi prin CH4 , CO2 si H2O. În cadrul diagenezei timpurii are loc litificarea si consolidarea sedimentelor și încep sa intervină catalizatorii naturali în reacții chimice de transformare a materiei organice. Diageneza târzie se realizează la 30 – 65 OC și este etapa principală de formare a kerogenului. În această subetapă acționează bacteriile anaerobe și mineralele, în special, argiloase pe post de catalizatori. Reacțiile chimice sunt complicate și sunt reprezentate prin reacții de dehidrogenare, de alchilare și de deformilare. La sfârșitul diagenezei pe lângă kerogen se poate forma și o mică cantitate de petrol și apoi se trece în etapa de catageneza.

Catageneza ( 55 – 150 OC ) reprezintă etapa în care au loc reacții chimice în totalitate sub influența temperaturii. Bacteriile aerobe și anaerobe își încetează total activitatea. La început se formeaza petrolul greu si pe masura ce temp crește, adâncimea crește se formează petrolul normal ( densitate de 0.9 g / cm³ ) mai jos se formează petrolul ușor ( densitate de 0,8 – 0,82 g / cm³ ) în final se formează gaze umede si condensate. Pe lânga aceste hidrocarburi lichide se formeaza o mare cantitate de gaze termogene.Sunt gaze bogate si întâlnite în zacămintele de petrol sub formă de gaze dizolvate fie gaze din capul primar de gaze.

Metageneza reprezintă etapa în care se formează gaze termogene de generația a III-a. Sunt reprezentate prin CH4 termogen la care se adaugă cantitați foarte mici de CO2 si de H2S. Se formează un cocs de petrol asemanător cu un gudron de petrol. Se desfășoară la temperaturi de peste 150 OC si adâncimi de peste 4500-5000 metri. Se transformă toate hidrocarburile lichide în gaze, tot kerogenul solid în gaze și din el ramâne un cocs de petrol. In materia organică există uneori unii compusi asemănători cu asfaltenele și rășinile care ramân în stare solidă până la 3000 – 4000 metri apoi se descompun și ei in gaze și se numesc compusi nonhidrocarburici.

Factorii transformării materiei organice și ai generării petrolului și a gazelor naturale sunt următorii : termic, temporal , bacterial , geochimic , catalitic și rata de sedimentare.

3.7. Acumulări petrolifer gazeifere ale Depresiunii Getice

Structurile descoperite cu zăcăminte de hidrocarburi, sunt dispuse paralel cu direcția Carpaților. În estul Dâmboviței zăcămintele de hidrocarburi sunt dispuse zonal astfel: în sectorul nordic (mai ridicat decât celelalte sectoare) se află numai zăcăminte de petrol; înspre sud se găsesc zăcăminte de petrol cu cap primar de gaze iar în sectorul mai afundat (pe marginea sudică) se găsesc numai zăcăminte de gaze. În Depresiunea Getică regularitatea din zona estică a Dâmboviței nu se mai regăsec numeroase zăcăminte de gaze fiind prezente și pe bordura de nord, mai ridicată a regiunii. Segmentul dintre Dâmbovița și Dunăre este caracterizat printr-o pondere mai mare a zăcămintelor de gaze decât segmentul dintre Dâmbovița și Buzău. Anticlinalele productive din Depresiunea Getica sunt dispuse pe opt aliniamente structurale astfel:

1. Aliniamentul compus din structurile: anticlinalul Tg. Jiu, zona gazeiferă Tămășești și structura Bala. Este cel mai nordic aliniament din Depresiunea Getică cu zăcăminte predominant gazeifere.

Aliniamentul structural alcătuit din anticlinalele: Folești, Alunu, Colibași și Strâmba.

Aliniamentul constituit din structurile: Botești, Vâlcele și Căzănești.

Aliniamentul format din cele mai importante anticlinale productive din Depresiunea Getică: Botești, Vâlcele și Căzănești.

Aliniamentul structural, format din anticlinalele Colibași (de Argeș), Merișani, Tutana, Săpunari, Băbeni, Grădiștea.

Aliniamentul format din structurile: Garlicea și Romanești.

Aliniamentul ce conține zăcămintele: Șuta Seacă, Glambocelu, Cășlinești-Oarja și Moșoaia

Din dreptul anticlinalului Slătioarele-Pitești se desprinde o noua linie structurală, formată din ondulațiile Vâta, Otești și Drăganu-Călina. Aceasta linie sructurală sugerează că se suprapune unui fundament de platformă.

Potențialul petrolifer-gazeifer al zonei Merișani-Drăganu este dovedit și de acumulările petrolifer-gazeifere situate în apropierea ei. Aceste acumulări vor fi descrise în mod concis în paragrafele următoare.

Stuctura Alunu reprezintă un anticlinal faliat ce se dezvoltă la vest de valea Oltețului. Aici s-au descoperit acumulări de hidrocarburi în Burdigalian și Meoțian. Burdigalianul conține petrol, cap primar de gaze și orizonturi de gaze libere. Meoțianul are numai gaze libere. Zăcământul de petrol se caracterizează prin debite mici de fluid, cu rație mare de gaze.

Fig.2 Secțiune geologică prin strucutra Alunu

Structura Vâlcele reprezintă un anticlinal de Paleogen, acoperit de dep0ozite burdigaliene (helvețiene), local badeniene și sarmațiene, precum și de formațiuni pliocene, toate mulând și împrumutând în linii mari, forma structurală a Oligocenului. Structura Vâlcele este afectată de numeroase falii orientate longitudinal și transversal.

La Vâlcele s-au găsit hidrocarburi în Oligocen și Burdigalian (helvețian); principalii parametri ai zăcămintelor de la Vâlcele sunt:

Burdigalian Oligocen

Porozitate (%) 17-27 24.5-25.6

Permeabilitate (mD) 14.5-225 510

Saturație în apa interstițială (%) 30-40 18.5-26.4

Factorii micșorării de volum 1.33-1.34 1.29

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

Gradient de presiune atm./100) 10 15

Treaptă geotermică m/oC 33 33

Fig. 3 Sectiune Geologică transversală prin structura Vâlcele

Structura Bogati se suprapune unui detaliu structural de pe flancul nordic al anticlinoriului Slătioarele-Pitești-Golești. Acumulările de hidrocarburi au fost puse în evidentă în gresiile și în nisipurile Burdigaliene (Helvețiene) și Meoțiene. Formațiunea productivă principală este Meoțianul, alcatuită din marne cu intercalații de nisipuri. Burdigalianul este productiv cu petrol la Bogati S iar Meoțianul cu acumulări de petrol și cap primar de gaze la Bogati N-Priboieni. Capcanele din Meoțian sunt de tip combinat, și anume structural-stratigrafic.

Strucutra Slătioarele este un anticlinal faliat în a cărui zonă axială apare la suprafață un masiv de sare. Sub pliocen, reprezentat prin Romanian, Dacian și Ponțian, Meoțianul lipsind,datorită efilării, urmează Eocenul în facies de Șotrile, flancat de Oligocen în facies de Pucioasa, și acesta flncat și el de depozite miocene. Zăcămintele de petrol sunt cantonate în Burdigalian, Sarmațian și Meoțian.

Fig. 4 Secțiune geologică prin structura Slătioarele

Sructura Călinești – Oarja acorespunde flancului sudic al anticlinorului Pitești – Golești (anticlinorul Pitești –Golești reprezintă reprezintă o ridicare de Plaeogen care se afundă spre sud și se acoperă, progresiv, cu depozite din ce în ce mai groase aparținând Burdigalianului, Badenianului și Sarmațianului). Pe această sturctură stratele au o dispoziție monoclinală; principala formațiune productivă este Meoțianul. Principalii parametri ai zăcământului prezintă urmtoarele valori medii: porozitate 24%, saturație în apă ireductibilă 25%, factorul de volum al țițeiului 1,144, geutatea specifică a țițeiului 0,873 kgf/dm3.

Fig. 5 Secțiune geologică prin structura Călinești – Oarja

Structura Glâmbocelu reprzintă o continuare a anticlinalului Șuța Seacă. Sondele săpate aici au întâlnit Pliocenul, Burdigalianul și Oligocenul. În ceea ce le privește, depozitele Burdigaliene apar în mod discontinuu, pe flancuri și în zonele de paleorelief negativ, astfel că cea mai mare parte a Meoțianului se dispune direct peste Oligocen. Meoțianul este alcătuit dintr-un strat de nisip, acoperit uneori de un pachet de marne. Catre sud Meoțianul are grosimi de la 6 – 10 metri pâna la 60 – 80 metri și, odată odată cu creșterea grosimii se mărește și numărul de strate nisipoase. Hidrocarburile se găsesc în Meoțian și în peticele izolate ale Burdigalianului, și constau din acumulări de petrol, mai rar cu cap primar de gaze și gaze libere; Meoțianul se caracterizează printr-un regim hidrodinamic foarte activ. Capcanele din Meoțian sunt structurale și stratigrafice; zăcămintele pot fi încadrate la tipuri stratiforme și masive.

Fig. 6 Secțiune geologică prin structura Glâmbocelu

4. GEOLOGIA STRUCTURII MERIȘANI DRĂGANU

4.1 Stratigrafia și litologia

Structura Merișani – Drăganu este situată în zona centrală a Depresiunii Getice și cuprinde formațiuni geologice ce aparțin la trei cicluri de sedimentare , și anume Paleogen, Miocen și Pliocen.

În cadrul Paleogenului, s-au întâlnit formațiuni eocene și oligoccene până la adîncimi foarte mari.

Miocenul este reprezentat de Burdigalian inferior, Burdigalian superior (Helvețian), și Sarmațian, în timp ce ultimului ciclu de sedimentare îi aparțin formațiunile ponțiene, daciene și romaniene.

Eocenul a fost întâlnit numai episodic, sub forma unor alternanțe de gresii calcaroase și marne cenușii verzui, în strate subțiri.

Oligocenul are în bază un orizont inferior nisipos, local conglomeratic, format din roci claste, cristaline, calcare jurasice și fragmente de calcare, care poate atinge 200 metri grosime. Oligocenul este alcatuit în continuare din mai multe complexe de roci grezoase și argiloase și a fost subdivizat în două segmente litologice distincete, și anume Oligocen „b” și Oligocen”a”, segmente prezente în toată Depresiunea Getică.

Oligocenul ”b” este format dintr-o alternanță de pachete de nisipuri, gresii, uneori conglomerate, cu pachete de marne și argile cenușii.

Oligocenul „a” este format din alternanțe de argile și marne cenușii sau negricioase cu intercalații subțiri de nisipuri și gresii marnoase dezvoltate lenticular.

Peste paleorelieful Oligocenului s-au dispus transgresiv și discordant formațiunile Burdigalianului inferior și ale Burdigalianului superior (Helvețianului), sau numai formațiuni ale Burdigalianului superior în zonele nordice.

Burdigalianul inferior separat în doua complexe și în șapte pachete (Bd Ic, Bd Ib, Bd Ia, Bd IId, Bd IIc, Bd IIb și Bd IIa) este constituit din alternațe de marnă cenușie și cenușiu închisă, consolidată, cu oglinzi de fricțiune, și gresii gălbui, nisipoase, bine cimentate, precum și argilă și argila grezoasă.

Pachetul Bd. IIa are o grosime mare, depășind 115 metri și este constituit din gresii marnoase care local devin local conglomeratice, în altenanță cu strate subțiri de marne și argile negricioase.

Pachetul Bd. IIb are grosimi ce variază între 15 și 30 metri și este format din alternanțe de gresii cu marne și argile negricioase.

Pachetul Bd IIc are grosimi ce variază între 3 – 30 metri, fiind alcatuit din alternanțe de gresii, argile și, rareori nisipuri.

Pachetul Bd IId este bine definit atât pe atât pe curbele de rezistivitate cât și pe

cele de potențial spontan astfel reprezentând un reper pentru corelarea

formațiunilor Burdigalianului divizat. Având o grosime cuprinsă între 10 metri și

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

Burdigalianul Ic reprezinta pentru zona Merișani – Drăganu intrarea în

formațiunile Burdigalianului inferior. Grosimea lui este mică 7 – 14 metri și este

alcatuit predominant din argile cu intercalații de gresii.

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

alternanțe de marnă cenușie, cu oglinzi de fricțiune cu marnă nisipoasă.

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

majoritatea diagrafiilor geofizice. Totuși conțtine zăcăminte de hidrocarburi în

unele strate nisipoase.

Brudigalianul superior (Helvețianul) prezintă variații mari de facies atât pe orizontală cât și pe verticală, iar grosimea totală oscilează între 500 – 700 metri. Pe structura Merișani – Drăganu formațiunile Burdigalianului superior s-au întâlnit în două tipuri de facies: pelitic și psamitic. Partea inferioară a Burdigalianului superior este dezvoltată în facies predominant pelitic cu intercalații de strate de nisipuri și nisipuri marnoase. Odata cu subzidența acestei părți, s-a depus un orizont marno – argilos, impermeabil, cu grosimi variabile de 20 – 40 metri. Partea superioară este dezvoltată predominant în facies psamitic alcatuită din alternanțe de nisipuri și strate subțiri de marne.

Badenianul a fost întâlnit sub forma unor marne și argile cu intercalații subțiri de nisipuri și uneori gipsuri. Grosimile variază de la 50 metri la 200 metri.

Sarmațianul este prezent pe arii reduse, sub forma unor marne cenușii, cu intercalții fine calcaroase și nisipoase. Sarmațianul încheie seria miocenă.

Pliocenul acoperă discordant și transgresiv relieful de eroziune miocen, fiind reprezentat prin Ponțian, Dacian și Romanian.

Depozitele ponțiene se dezvoltă într-un facies pelitic cu grosimi de până la 300 metri, în bază având un complex nisipos caracteristic.

Depozitele daciene și romaniene sunt alcatuite din bancuri groase de nisipuri și pietrișuri, separate de intercalații subțiri de marne, grosimea totală atingand aproximativ 1000 metri.

4.2 Tectonica

Situată în partea centrală a Depresiunii Getice, structura Merișani – Drăganu se prezintă sub forma unui anticlinal faliat orientat pe direcția SV – NE. Pe structură s-a pus în evidență un anticlinal, având o direcție ENE – VSV, cu flancul nordic bine dezvoltat și faliat de accidentul tectonic F3 , etanș, care-l împarte în două unități hidrodinamice distincte, Ia și Ia1. Falia F2 delimitează la sud blocul Ia de blocul I1, în prtea vestica suprafața productivă este marginita de falia majora F1. Spre nord suprafața productivă este delimitata de falia F4 iar spre sud de falia F7; aceste două falii sunt afecte la rândul lor împreuna cu falia F3 de către o altă falie majoră, etanșa, ce separa în est blocurile Ia de blocurile Ib, falia F5. Blocurile Ib1, Ib2 și Ib3; aceste blocuri sunt separate tot de faliile F2 și F3. Falia F2 apare numai la nivelul orizontului IId.

Evoluția de ansamblu a Depresiunii Getice și-a pus amprenta asupra aranjamentului structural din zonă. Astfel, numeroase exondări au dus la dispariția totală sau parțială a unor termeni ai Burdigalianului, cât și la apariția paleoreliefului și a discordanțelor interformaționale ( apriția orizontului marno – argilos din Burdigalianul superior ). Înclinarea generală a stratelor este în general mică, de 5o – 10o, excepție facând zonele de întâlnire a faliilor, unde poate atinge valori mari.

Fig. 7

Fig.8

Fig. 9

5. MODELUL FIZICO-GEOLOGIC DE ZĂCĂMÂNT

5.1 Presiunea și temperatura de zăcământ

În cuprinsul structurii Merișani-Drăganu s-au efectuat măsurători de presiune și temperatură la un numar de 84 de sonde, la nivelul complexelor productive din Burdigalianul inferior și superior. Valorile inițiale de temperatură și presiune pentru Burdigalianul inferior au fost apreciate astfel:

presiunea inițială de zăcământ a fost estimată la 275 atmosfere (26.9 Mpa) rezultând astfel un gradient de presiune de 1.33 atmosfere/10 metri. În sonda X642 la adâncimea de 1664 metri la nivelul orizontului II c măsurându-se presiunea statică sa obținut o valoare de 245.65 atmosfere înregistrându-se un gradient de presiune anormal de 1.476 atmosfere/10 metri.

la adâncimea medie de 1950 metri temperatura de zăcământ măsurată a fost de 60OC ( 333O K ) rezultând un gradient de temperatura de 2.9O C/100 metri. În sonda X642 treapta geotermică era de 2.77O C/100 metri.

Presiunea medie actuală pentru Burdigalianul inferior variază de la un complex la altul și este estimată a fi cuprinsă între 50-150 atmosfere.

5.2 Rocile sursa potențiale și efective

În cuprinsul structurii Merișani-Drăganu forajele executate până în prezent s-a constatat că rocile sursă de hidrocarburi sunt cantonate în Oligocen, ce a fost separat în două segmente litologice Oligocenul “b” și Oligocenul “a”, segmente prezente în toată Depresiunea Getică.

Oligocenul “b”, echivalent cu Oligocenul inferior, este format dintr-o alternanță de pachete de nisipuri, gresii, uneori conglomerate, cenușii cu grosimi cuprinse de la 2 la 20 metri, neproductive în sondele încercate.

Oligocenul “a” corespunde Oligocenului mediu-superior, are grosimi variabile, și este format din intercalații de secvențe ritmice de argile și marne grezoase uneori negriciose bituminoase (Stratele de Pucioasa) considerate principalele roci sursa de hidrocarburi. Conținutul lor de bitumene este de aproximativ 14%, un conținut de carbon organic (TOC) de 1.9% iar conținutul de hidrocarburi se estimează a fi cuprins între 150-420 p.p.m.

Oligocenul a fost atins în puține sonde din structura Drăganu, întâlnindu-se la adâncimi destul de mari, 2630 metri în zona centrală a structurii iar spre estul ei oligocenul se întâlnește la adâncimi din ce in ce mai mari ajungând la circa 3200 metri.

5.3 Calcularea maturizării termice a rocilor sursă

Pentru calcularea maturizării termice vom folosi modelul Lopatin. În această metoda se utilizează ca indicator al maturizării termice indicele timp-temperatura (TTI) care reprezintă suma produselor dintre timpul de reacție și un factor denumit “factor termic”, produse care se calculează pentru fiecare interval termic de 10o C în care a subzistat roca.

Modelul Lopatin are la bază reconstituirea evoluției îngropării formațiunilor organoclastice în corelație cu temperatura la care au ajuns rocile începând din momentul depunerii și până în prezent. Evoluția îngropării se reprezintă printr-o linie frântă prin care se configurează scufundările formațiunilor; linia frântă reprezintă baza formațiunii geologice care conține roci sursa și se trasează intr-un sistem de coordonate care are în ordonată tempratura (OC) iar în abscisă timpul geologic ( milioane de ani). Cu ajutorul acestei linii frânte se determină succesiv maturizarea termica parțială pe fiecare interval termic de 10oC de creștere a temperaturii pe măsură ce se mărește adâncimea de îngropare. Maturizarea termică totală pe fiecare etaj stratigrafic sau secvență litologica se obține prin însumarea tuturor valorilor de maturizare parțială calculate pentru acel etaj sau secvență litologică.

Maturizarea termică se calculează prin următoarele relații matematice:

∆TTIi = ∆Ti x rin

TTI = ∑∆TTIi

unde:

TTI reprezintă maturizarea termică totală pentru un interval stratigrafic;

∆TTIi reprezintă maturizarea termică parțială într-un interval de temperatură

∆Ti reprezintă timpul în care roca a subzistat în intervalul termic

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

Cu ajutorul valorilor calculate al indicelui timp-temperatură se pot delimita domeniile de maturizare ale formațiunilor geologice cercetate astfel:
– la valori pâna la 15 ale TTI roca este imatură, nu a generat petrol

– la valori cuprinse între 16 și 160 ale TTI roca este matură, a generat petrol

– la valori de peste 160 TTI roca este hipermatură și a generat gaz metan termogen.

Pentru zăcamântul Merișani-Drăganu calculul maturizării termice totale și parțiale al rocilor sursă a dus la valorile prezentate în tabelul 2. Se observă că formațiunile ce aparțin Pliocenului, Sarmațianului, Badenianului și Burdigalianului nu au atins valori ale maturizării termice totale sau parțiale care sa le permită generarea petrolului; în toate aceste formațiuni rocile au fost imature.

În formațiunile ce aparțin Oligocenului se observă o creștere a maturizării termice parțiale în intervalul de temperatură 80 – 140oC pentru ca, în intervalul de temperatură 120 – 140oC maturizarea termică totala să atingă valori care să permită generarea petrolului; fereastra de petrol se află în intervalul termic 120 – 140 o într-un interval de timp cuprins între 3,75 – 0 milioane ani. Maturizarea termică totală pentru Oligocen este de 27,9.

În Eocen se observă ca fereastra de petrol se află tot în intervalul termic 120 – 140 o într-un interval de timp cuprins între 3,75 – 0 milioane ani dar, maturizarea termica totală este de 30,6 ceea ce indica o posibilitate mai mare de generare a petrolului. Diagrama de ingropare este prezentată în anexa 3.

Tabelul 2

6. CONDIȚIILE DE ACUMULARE A HIDROCARBURILOR PE STRUCTURA MERIȘANI-DRĂGANU

6.1 Proprietațile rocilor colectoare

Burdigalianul se dispune discordant și transgresiv peste Oligocen și este costituit din alternanțe de marna cenușie și cenușiu închis, consolidată, cu oglinzi de fricțiune și gresii gălbui, bine cimentate, micacee, fin granulare, precum și argilă calcaroasă, grezoasă, verzuie, bine conolidată, fin micacee.

În cadrul blocului I Burdigalianul este divizat în două complexe Burdigalian I și Burdigalian II.

Burdigalianul II are grosimi cuprinse între 110-200 metri iar zăcămintele de hidrocarburi sunt cantonate în gresii marnoase cenușii, grosiere, care local devin conglomeratice, gresii cenușiu-brun deschis, cu granulație medie spre fina. Majoritatea sondelor din zona Drăganu rămân cu talpa în acest pachet care s-a dovedit prductiv numai în blocul I a.

Burdigalianul I are grosimi de până în 100 metri zăcămintele de hidrocarburi fiind cantonate în gresiile marnoase din partea inferioară a complexului, marnele nisipoase, cenușii fin micafere și gresiile marnoase cenușii fin micafere din partea mediană și superioară.

Pentru estimarea valorilor medii de porozitate, permeabilitate și saturație în apa interstițială s-au avut în vedere analizele de carote de la sondele X600, X644, X690.

Așa cum s-a văzut, rocile colectoare sunt reprezentate pentru Burdigalian prin gresii marnoase grosiere, care local devin conglomeratice. Proprietățile acestor roci colectoare sunt prezentate in tabelul urmator. În acest tabel permeabilitatea determinata statistic are două valori; 295 mD pentru permeabilitatea paralelă cu stratificația și 175 mD pentru cea perpendiculară pe stratificație. De obicei, pentru calculul rezervelor și pentru proiectarea exploatării se utilizează valori determinate statistic, in cazul de față 210 mD. Porozitatea are valori determinate statistic de 29.2% și de 28.7% măsurate pe carote, iar pentru calcule se utilizează valoarea de 28%. Saturația in apă ireductibilă are valori determinate statistic de 28.1% iar valoile măsurate pe carote sunt de 29.3 %; pentru calculul rezervelor se utilizează valoarea de 30%.

Tabelul 3

Vârsta și caracterul capcanelor

Acumulările de hidrocarburi de pe structura Merișani-Drăganu cantonate în depozitele burdigaliene, sunt sub forma unor zăcăminte de țiței cu gaze dizolvate, zăcăminte de țiței cu cap de gaze și foarte rar zăcăminte de gaze libere. Acumulările din Burdigalian prezintă caracteristicile unor zăcăminte stratiforme ecranate tectonic, în anticlinale de cutare faliate .

Capcanele sunt de tip structural și parțial, litostratigrafic foarte rar litologice. Rocile cu caracteristici poros-permeabile, de vârstă burdigaliana, ce alcătuiesc capcanele din zona Merișani-Drăganu, favorizează acumulări de fluide. Aceste fluide, alcătuite dintr-un amestec de țiței, gaze și apă, se separă în cadrul capcanei, dând naștere zăcămintelor de hidrocarburi. Fluidele existente in spațiul poros al rocii rezervor, constituie împreună un sistem dependent de caracteristicile, atât ale rocii si fluidelor conținute, cât și de forțele de atracție ce apar între acestea.

Vârsta capcanei se stabilește după perioada de formare a celui mai nou element care afectează structura. După cum se observă din harta structurala și din secțiunile geologice, faliile care afectează structura sunt mai noi decât Burdigalianul, astfel că, putem presupune că vârsta structurii este postburdigaliană. Ea s-a cutat sub formă de anticlinal și apoi a fost faliată în urma mișcărilor tectonice intraburdigaliene ( faza Stirică veche), badeniene ( faza Stirică nouă), intrasarmațiene (faza Moldavică) și intrapleistocenă (faza Valahă).

7. EVALUAREA REZERVELOR DE PETROL ȘI GAZE NATURALE DIN BURDIGALIANUL STRUCTURII MERIȘANI – DRĂGANU

7.1 Categorii de rezerve de hidrocarburi

În România după legea petrolului din 28 – XII – 1995 rezervele de petrol și gaze naturale se clasifică astfel:

REZERVE DOVEDITE dezvoltate (A)

nedezvoltate (B)

REZERVE PROBABILE (C1)

REZERVE POSIBILE (C2)

REZERVE DE PROGNOZĂ (D)

Rezervele dovedite sunt rezervele care au fost dovedite cu cel puțin o sonda săpataă pe o structură geologică.

Rezervele dovedite dezvoltate sunt conturate sunt calculate (la sfârșitul explorării) și sunt oferite exploatării.

Rezervele dovedite nedezvoltate au fost descoperite cu una cel mult două sonde dintre care cel puțin o sondă are producție industrială la probele de producție, iar cealaltă a avut indicații de petrol.

Rezervele probabile sunt rezervele sunt rezervele situate în extinderea rezervelor dovedite. Aceste tipuri de rezerve se calculează la sfârșitul etapei de prospecțiune de detaliu.

Rezervele posibile sunt rezerve nedescoperite încă; ele se calculează pentru structurile geologice identificate în etapa de prospecțiune preliminară.

Rezervele de prognoză se calculează la sfârșitul cercetării fundamentale a bazinului de sedimentare. Aceste rezerve se calculează pentru fiecare formațiune geologică care conține roci colectoare și în plus care s-au dovedit petrolifer – gazeifere în alte bazine cu geologie asemănătoare.

Rezervele de bilanț și în afară de bilanț

Rezervele de bilanț sunt rezervele care se pot exploata în condițiile tehnologice actuale și care au profit.

Rezerva înafară de bilanț reprezintă volumul de petrol sau gaze naturale care nu poate fi exploatat în condițiile tehnologice actuale și nu este rentabil.

7.2 Calculul resursei și rezervei de petrol și gaze naturale

Pentru calculul resurselor geologice de țiței din Burdigalianul divizat din structura Merișani-Drăganu s-a utilizat metoda volumetrică:

A x 104 x hef x Ø(1-Sai) x γt

N = unde:

bt

N – resursa de petrol

A – aria suprafeței efectiv saturată cu petrol

hef – grosimea efectivă saturată cu petrol

Ø – porozitatea efectivă

Sai – saturația în apă ireductibilă

1-Sai – saturația în țiței

γt – densitatea petrolului

bt – factorul de volum al țițeiului

Aria suprafețelor efectiv saturate cu petrol a fost calculată ținându-se seama de contactele țiței apă pentru fiecare pachet. Contactele țiței apă au fost estimate la următoarele adâncimi :

Pentru Burdigalianul IIa în blocul Ia s-a estimat un contact țiței apă la 1310 m.s.n.m. În celelalte blocuri sondele încercate au debitat numai apă sărată. Suprafața efectiva saturată cu petrol este de 17 ha.

În Burdigalianul IIb s-a găsit țiței numai în blocul Ia contactul țiței- apă estimat fiind la 1305 m.s.n.m. În celelalte blocuri sondele au prezentat lipsă de aflux. Suprafața efectivă saturată cu petrol este de 32,05 ha.

Pentru Burdigalianul IIc în blocul Ia limita de saturație apa țiței a fost estimată la 1275 m.s.n.m., iar în blocul Ib la 1217 m.s.n.m. Suprafața efectivă saturată cu petrol pentru blocul Ia este de 28,45 ha iar pentru blocul Ib de 12,675 ha.

Burdigalianul IId este cel mai important obiectiv din complexul II. Pentru acest obiectiv s-a estimat o limită de saturație apă țiței la 1280 m.s.n.m. În blocul Ia iar în blocul Ib1 la 1279 m.s.n.m. Suprafața efectivă saturată cu petrol pentru blocul Ia este de 38,3 ha iar pentru blocul Ib1 de 7,2 ha.

Pentru Burdigalianul Ia s-a estimat în blocul Ia o limită de saturație în țiței la la 1250 m.s.n.m. Restul blocurilor nu au fost încercate la acest obiectiv. Suprafața efectivă saturată cu petrol pentru blocul Ia este de 27,35 ha.

În Burdigalian Ib s-a estimat o limită de saturație în țiței, pentru blocul Ia, la 1245 m.s.n.m. În restul blocurilor acest obiectiv fie nu a fost încercat fie a debitat numai apă sărată. Suprafața efectivă saturată cu petrol pentru blocul Ia este de 39,56 ha.

Burdigalianul Ic reprezintă cel mai important obiectiv din complexul I și a fost găsit productiv în blocurile Ia (limita de saturație 1235 m.s.n.m.), Ia1 (limita de saturație 1250 m.s.n.m), Ib și Ib1 (limita de saturație 1338 m.s.n.m). Suprafața efectivă saturată cu petrol pentru blocul Ia este de 43,72 ha pentru blocul Ia1 este de 7,85 ha iar pentru blocurile Ib+Ib1 este de 44,63 ha.

În urma calculelor efectuate folosindu-se datele din tabelul 4 a rezultat o resursă de țiței cumulată pe ambele complexe de 2916 x 103 tone. Resursa de țiței pentru fiecare pachet din comlexele I și II este prezentată în detaliu în tabelul 5. S-a observat că cel mai important bloc pe structură este Ia toate pe cuprinsul sau găsindu-se formațiuni productive în fiecare pachet al Burdigalianului divizat.

Tabelul 4

Tabelul 5

Tabelul 6

Tabelul 7

CONCLUZII ȘI PROPUNERI

Structura Merișani-Drăganu este situată în zona centrală a Depresiunii Getice fiind încadrată în zona structurală Vâlcele-Merișani-Zărnești. Acumulările de hidrocarburi se găsesc în Burdigalianul superior (Helvețian) și Burdigalianul inferior, care a facut obiectul acestei lucrari. Parametrii fizici ai zăcamântului sunt prezentați în detaliu în tabelul 7.

Hidrocarburile sunt cantonate în zacăminte sratiforme, ecranate tectonic.

În urma cerecetării acestui obiectiv și prin calcularea resurselor de țiței s-a estimat o resursă de țiței de 2916 miii tone. Gazele cantonate în acest obiectiv un au prezentat interes din punct de vedere economic și de aceea un s-a facut nici o referire în această lucrare la resursa de gaze.

Având în vedere că blocul tectonic Ib nu a fost cercetat prin multe sonde dar, cele încercate au produs țiței în pachetele Bd Ilc, Bd IId și Bd Ia, s-ar mai putea încerca (dacă condițiile economice o permit) forarea unor sonde de evaluare pentru conturarea cât mai precisă a limitei de saturație cu țiței, precum și încercarea celorlalte obiective.

LISTA FIGURI

Fig.1 SCHIȚA CU AMPLASAREA STRUCTURII MERIȘANI-DRĂGANU Sc. 1 : 500 000

Fig.2 Secțiune geologică prin strucutra Alunu

Fig.3 Sectiune Geologică transversală prin structura Vâlcele

Fig.4 Secțiune geologică prin structura Slătioarele

Fig.5 Secțiune geologică prin structura Călinești – Oarja

Fig.6 Secțiune geologică prin structura Glâmbocelu

Fig.7 Harta structurală la orizontul IId

Fig.8 Sectiune geologică NNE – SSW

Fig.9 Secțiune geologica NE – SW

LISTA TABELE

Tabelul 1 Separarea Burdigalianului în pachete

Tabelul 2 Calculul maturizării termice pentru zăcământul Merișani – Drăganu

Tabelul 3 Proprietățile fizice ale rocilor colectoare

Tabelul 4 Proprietățile fizice utilizate pentru calculu resursei de țiței

Tabelul 5 Resursa de țiței

Tabelul 6 Limitele de saturație cu țiței

Tabelul 7 Parametrii fizici ai zăcămâtului

LISTA ANEXE

ANEXA 1 Coloana litostratigrafică generalizată pentru Depresiunea Getică

ANEXA 2 Harta geologică a zonei centrale a Depresiunii Getice

ANEXA 3 Diagrama de îngropare

ANEXA 4 Harta structurală și cu suprafețe productive la orizontul IIc

ANEXA 5 Harta structurală și cu suprafețe productive la orizontul IIb

ANEXA 6 Diagrafia electrică și stratigrafia generalizată a Burdigalianului din zăcământul Merișani – Drăganu