Introducere … [614309]

CUPRINS

Introducere ……………………………………………………………………………………………
Capitolul 1. Date generale…………………………………………………………………………………
Capitolul 2. Date morfologice ……………………………………………………………………………
Capitolul 3 . Istoricul cercet ărilor……………………………………………………………………………..
Capitolul 4 Cadrul geologic general………………………………………………………………………………….
4.1 Stratigrafia regiunii…………………………………………………………………………………………
4.1.1 Fundamentul………………………………………………………………………………….
4.1.2 Cuvertura sedimentar ă…………………………………………………………………………………..
4.2.Tectonica …………………………………………………………………………………………………..
Capitolul 5. Cadrul geologic de detaliu…………………………………………………………………………………….
5.1 Stratigrafia zăcămintelor ……………………………………………………………………………………….
5.2 Tectonica………………………………………………………………………………………………………….
Capitolul 6 . Condițiile de formare a zãcãmintelor de hidrocarburi
Capitolul 7. Proprietãți fizice ale mediului poros permeabi l ……………………………..
Capitolul 8. Clasificarea rezervelor și resurselor de gaze naturale……………………………….
Capitolul 9 .Studiu de caz -Metode de estimare a resurselo r

2

Introducere

În prezenta lucrare intitulată “Studiul acumulărilor de gaze din structura Glăvăne܈ti ܈i
calculul resurselor si a rezervelor ” , îmi propun sa abordeaztematica deosebit de importantă și de
vastă a zăcămintelor de hidrocarburi și în special a celor de gaze naturale din România , structura
Glăvăne܈ti ,܈i de asemenea metode le de estimare a resurselor de gaze naturale .

Sunt prezentate metodele de estimare a resurselor de gaze naturale și anume metoda
volumetricã și metoda declinului de presiune.Se abordeazã un exemplu de calcul pentru o structurã
gazeiferã cunoscutã.

CAPITOLUL 1. DATE GENERALE

3

Glăvăne܈ti (în trecut Muncelu) este o comună în județul Bacău , Moldova , Rom ânia ,
format din satele Frumu܈elu , Glăvăne܈ti ( re܈edința) , Muncelu , Putredeni ܈i Răze܈u.
Figura 1. Localizare pe hart ă- Glăvănești

Comuna se află în sud -estul județului , în Colinele Tutovei , pe valea r âului Zeletin
.Coordonate : 46°14'35''N 27°23'49 ”E/46.24306° N 27.39694°E.
Este traversată de ܈oseaua județeană DJ241 , care o leagă spre nord de Moto܈eni ,
Răchitoasa , Colone܈ti ܈i Izvoru Berheciului ܈i spre sud de Podu Turcului ( unde se intersectează cu
DN1 IA ) , mai departe în județul Vrancea de Boghe܈ti ܈i Tănăsoaia ܈i mai departe în județul Galați
de Gohor ( unde se termină in DN24 ) .

4
Conform recensăm ântului efectuat în 2011 , populația comunei Glăvăne܈ti se ridică la 3321
de locuitori , în scădere față de recensăm ântul anterior din 2002 , câ nd se înregistraseră 3788 de
locuitori . Majoritatea locuitorilor sunt româ ni ( 95,87% ) . Pentru 3,55 % din populație , aparența
etnică nu este cunoscută . Din punct de vedere confesional , majoritatea locuitorilor sunt ortodoc܈i (
96,3 % ). Pentru 3,58% din populație , nu este cunoscută apartenența confesională. [ͳ]

CAPITOLUL 2 . DATE MORFOLOGICE

5
RELIEF
Municipiul Bacău, re܈edința județului cu acela܈i nume, se află în Nord -Estul țării, în partea
central- vestică a Moldovei, la doar 9,6 Km în amonte de confluența Siret -Bistrița.
Județul Bacău ocupă suprafața de 662.052 hectare, adică 2,8 % din teritoriul Rom âniei.
Județul este acoperit în proporție de 48,5% de teren arabil ܈i 39,8% de păduri (fag, stejar, pin,
molid, brad). Variația reliefului arată distribuția egală a munților, dealurilor, platourilor ܈i
câmpiilor, scăzând în altitudine de la 1.664 m în vest (Munții Tarcăului) la 100 m în est (Valea
Siretului). Variat ܈i pitoresc este format din versanț ii Carpa ților Orientali ܈i colinele sc ăldate de
râurile Bistri ța, Trotu ܈ ,Siret, Tazl ău, Ca ܈in si Sl ănic care curg de-a lungul v ăilor cu o vegeta ție
abundent ă, formând un autentic traseu turistic, numeroase sta țiuni balneare, monumente istorice ܈i
de art ă, case muzeu.
Exista 3 zone geografice distincte:
– zona de dealuri în propor ție de 48 %,
– zona de munte în propor ție de 36 %,
– zona de lunc ă ܈i teras ă care ocup ă 16 % din suprafa ță.
Spre S , între Prut si Bârlad , unde regiunea este alcătuită din depozite noi – Pliocen mediu ܈i
superior – aspect ul reliefului se schimbă. Intrefluviile se prezintă sub forma unor culmi înguste
orientate N-S , cu un grad de fragmentare avansat al versanților ܈i cu eroziune lineară puternică .
Acest caracter de tinerețe al reliefului , manifestat prin predominarea proceselor de eroziune , c are
favorizează formarea de tăieturi verticale adânci, se înt âlne܈te ܈i l a E de Valea Bârladului , în
bazinele văilor Chineja ܈i Horincea.
Caracter de tinerețe prezintă ܈i relieful de pe dreapta văii Siret , deorece eroziunea râului se
exercită evident asupra malulu i stâng al acestuia , lipsit complet aproape de terase.
La sud de linia Bacău – Costuleni (SE județului Ia܈i) urmează formațiunile meoțiene: argile ,
nisipuri cu intercalații de cinerite andezitice. În extremitatea sudică, peste acestea urmează depozite
ponțiene ܈i daciene.
Deosebit de caracteristice pentru Podi܈ul Bârladului sunt platourile structurale ܈i
cuestele,condiționate de orizonturile de gresii ܈i calcare sarmațiene. Ele sunt specifice mai ales
părții nordice a acestui podi ,܈cunoscută sub denumirea de Podi܈ul Centra l Moldovenesc.
Relieful de acumulare (lunci, glacisuri, conuri de dejecție) ocupă circa 20% din suprafața
podi܈ului ܈i are răspândirea cea mai mare în lungul văilor Prutului ܈i Bârladului . Lunca Prutului pe
malul românesc are lățimi de 4 – 8 km, o constituție argilo – nisipoasă ܈i un microrelief specific de
albii părăsite (numite local „Prutețe” ), microdepresiuni de tasare, grinduri etc. Ea evoluează de

6
câțiva ani în regim amenajat, din care cauză, în fizionomia actuală, alături de microformele naturale
(în mare parte nivelate) apar elemente de origine antropică (diguri, canale) care au rolul de a-i spori
utilitatea agricolă.

HIDROGRAFIE SI HIDROGEOLOGIE

Rețeaua hidrografică este reprezentată de cele două râuri, Siret ܈i Bistrița, ܈i de afluenții
acestora: Bahna, Izvoarele, Valea Mare Cleja- pentru Siret, respectiv Trebe܈ul cu afluenții săi
Bârnat ܈i Negel – pentru Bistrița. Datorită influenței antropice regimul hidrologic al celor două râu ri
a fost complet modificat, amenajările hidroenergetice contribuind la regularizarea scurgerii. Pe
Bistrița au fost create lacurile de acumulare Lilieci, ܇erbăne܈ti cu rol complex: asigurarea energiei
electrice, combaterea inundațiilor, alimentarea cu apă potabilă ܈i industrială, practicarea sporturilor
nautice.

Valea comună a celor două râuri are aspectul unui vast uluc depresionar cu orientare nord –
sud, cu o deschidere laterală spre vest, spre valea Bistrței, ܈i o îngustare spre sud, "poarta Siretului",
suprapunându- se contactului dintre Colinele Tutovei ܈i culmile subcarpatice Pitricica -Barboiu.
Sub raport hidrogeologic , zona studiată dispune de importante rezerve ce apar sub formă de
izvoare la baza versanților. În Podisul Moldovei , resursele de ape freatice se diminuează de la
V‐ de Carpați spre Prut.Marile acumulări se mențin in cazul marilor culuoare de vale , cum este
cazul culuoarului Siretului cele mai bogate ape freatice sunt in ariile de confluență ale
Siretului cu principalele râuri carpatice în medie).
În spatiul dintre Siret ܈i Prut scad din rez. de apă freatică cât ܈i calitatea acestora .Astfel
în Câmpia Colinară a Moldovei , dar ܈i în subunități mai joase ale Podisului Bârladului apele
freatice au debite specific mai mici ,iar calitatea apelor scade înregistrându ‐se o minerlizare ceva
mai mare , fiind vorba de ape calcice ܈i magneziene sau cu un conținut ridicat de carbonat de
calciu.Pot să apară ܈i mineralizări slabe de natur ܈sulfatică datorită prezenței stratelo r cu gips (lunca
din Câmpia Moldovei,Bahluiului, Bârladului, ܈i lunca Prutului.)

CLIMA

7
Clima jude țului este temperat continental ă, cu numeroase nuan țe locale.
Temperatura medie anual ă a aerului variaz ă între 4 – 6 grade în zona muntoas ă din vest si 8
– 9 grade în est. Schimbarile rapide de fronturi atmosferice în tranzi ție favorizeaz ăproducerea
brumelor timpurii de toamn ă ܈i a celor târzii de primavar ă, cu consecin țe mai ales la cultura
legumelor ܈i a pomilor.
Temperaturile extreme se situeaz ă iarna pâna la – 29șC ܈i vara pân ă la + 39șC.
Precipita țiile medii anuale dep ă܈esc 500 / 550 mm/mp.
Precipita țiile variaz ă între 500 ܈i 1100 mm/an.
Direc ția predominantă a vânturilor este dinspre nord ܈i nord-vest. ڿʹۀ

CAPITOLUL 3. ISTORICUL CERCET ĂRILOR

8

Într-o regiune în care depozitele sunt de o mare monotonie litologică , puțin fosiliere , iar
aflorimentele sunt rare , primele informații geologice , dat ând din perioada 1890-1910 , sunt cu
totul sporadice.Se semn alizează de către Gr.܇tefănescu (1890) Dinotherium gigantissimum , formă
miocenă , la Mânzați ܈i se recunoa܈te de către Sabba ܇tefănescu (1897) că regiunea este alcătuită
din marne ܈i nisipuri cu concrețiuni grezoase , nefosilifere , atribuite Sarmațianulu i , acoperite cu
loess cuaternar.
I.Siminescu (1903) recunoa܈te prezența Volhinianului , posibil ܈i a Bessanabianului , dar
Kersonianul ܈i Meoțianul lipsesc .Abia in 1909 , vârsta ponțiană a depozitelor este confirmată de
I.Simionescu si V.Teodorescu la Bere܈ti.
În 1911, P. Enculescu semnalează prezența cinerite lor andezitice în marginea de NV a
regiunii, la Parincea, ܈i le consider intercalate în depozite sarmațiene, conform concepției de atunci
asupra vârstei acestor depozite. Mai tâ rziu R. Sevastos (1922) după cercetările effectuate în partea
central a Podi܈ului moldovenesc, recunoa܈te că cineritele andezitice sunt intercalate în depozite cu
Hipparion , atribuite de el Meoțianului. Resturile de mamifere de v ârstă pleistocen -inferioar ă din
zăcăm ântul de la Mălu܈teni, descries de S. Athanasiu (1915) ܈i I. Simionescu (1930,1932) ,
completează datele privind geologia acestui teritoriu.
Începâ nd din 1929, regiunile central ܈i de sud ale Moldovei, au constituit o preocupare
permanent pentru N. Macarovici, con cretizată în numeroase lucrări (1929, 1955, 1958, 1960),
depozitele miocen- superioare ܈i pliocene sunt amănunțit caracterizate ܈i s -au alcătuit primele hărți
geologice ale regiunii.
În 1940 I.Atanasiu a discutat problemele cele mai importante ale startigrafiei acestei regiuni
,a demonstrat că seria Sarnațianului este completă, dar că delimitarea Sarmațianului superior de
Meoțian nu este încă posibilă. În urma semnalării faunei de molu܈te kersoniene de către N.
Macarovici (1955) ܈i a cercetărilor lui P. Jeanrenaud (1961, 1965, 1966 ) în partea de NE a
Podi܈ului moldovenesc, se constată că totu܈i în această parte cele două etaje pot fi separate.
Studii geologice recente, care se referă la o mare suprafață cuprinsă pe foaia B ârlad, au fost
întreprinse de C. Ghenea ܈i Ana Ghenea (1964, 1965, 1968) ele privesc orizontări detaliate ale
Pliocenului ܈i au adus dovezi paleontologice decisive asupra prezenței Ponțianului.
Asupra formațiunilor din fundamentul regiunii , explorate prin foraje de către Comitetul de
Stat ala Geologiei si de Ministerul Petrolului , dispunem de date abia în 1950.O prezentare sumară a
acestora ܈i o intrepretare a structurii regiunii au fost făcute de N.Grigoras (1961) , I.Pătruț (1961,
1965). [͵]

CAPITOLUL 4. CADRUL GEOLOGIC GENERAL

9

4.1 STRATIGRAFIA REGIUNII
Zona studiată , Glăvănești , este situat ă în nordul Platformei Moldovenești de Sud la
contactul cu Platforma Moldoveneasc ă de Nord,la NV de localitatea Bârlad. Așa cum sugerează și
numele, Platforma Moldovenească reprezintă o unitate geostructurală precarpatică cu structură
tipică de platformă.

Fig. 2 Hartă structurală a Platformei Moldovene ști
Platforma Moldovenesc ă este o unitate consolidat ă ce ocupă cea mai mare parte a
estului României, reprezentând marginea V a Plaformei Est-Europene în România , din fa ța
Carpaților, fiind delimitată de:
-în partea de N – granița de nord a țării, dată în cea mai mare parte de valea Prutului ;
-în partea de E – valea Prutului
-în partea de V –falia pericarpatică care o separă de molasa pericarpatică. La suprafață, falia
pericarpatică poate fi urmarită de la N la S pe aliniamentul localităților Vicov, Solca, Păltinoasa,
Tg.Neamț, Buhu܈i.

10
-în partea de S –falia Vasluiului dublată de falia Fălciu -Plopana ;

Fig. 3 Zona Glăvănești -harta geologică a României, 1:200000
Din punct de vedere morfologic are aspect de câmpie înaltă, cu o succesiune de platouri și
coline, separate de văile rețelei hidrografice. Relieful este sculptat în depozitele Sarmațianului, ale
cărei subetaje se succed de la nord la sud într -o structură monoclinală.
Întreaga platformă prezintă o înclinare generală de la nord -est spre sud- vest, pătrunzând sub
depozitele orogenului carpatic. Această cunoa܈tere detaliată a structurii gelogice a Platformei
Moldovene܈ti se datorează forajelor care s -au produs în această zonă și au pătruns pe anumite
intervale în soclul platformei.

11

Figura 4 . Coloana stratigrafică – foaia B ârlad

12

Figura 5. Legenda

În alcătuirea ei se disting cele două elemente structurale specifice: unul inferior, cutat,
constituind soclul și care corespunde etapei în care spațiul moldav a evoluat ca arie labilă, și altul
superior, cuvertura, corespunzând etapei în care spațiul moldav a evoluat ca domeniu stabilizat,
fragmentată de sisteme de falii.

13
4.1.1 SOCLUL
Fundamentul cristalin este cunoscut numai prin foraje, acesta apărând la zi în malul
Nistrului și la est de acesta în ceea ce s -a denumit Scutul Ucrainian. Prin urmare, suprafața
superioară cade continu spre vest, către orogenul Carpaților Orientali .
În Platforma Mold ovenească au fost efectuate mai multe foraje dintre care unele (de la Iași,
Todireni, Bătrânești), la adâncimea în jur de 1000 m au atins și au pătruns pe anumite intervale în
soclul platformei
In jumătatea sudică a Platformei Moldovenești, soclul nu a fos t atins de foraje întrucât acesta
coboară spre sud în lungul unor fracturi profunde cum este falia Siret -Târgu Plopana- Fălciu .
Această falie delimitează la sud de ea, o zonă mai coborâtă a Platformei Moldovenești aparținând
unui sistem depresionar marginal care ar porni din ținuturile predobrogene și s -ar prelungi în
direcția Bârlad -Pașcani -Lvov.
Unele foraje (Bârlad, Crasna) au atins depozite paleozoice (devoniene) necutate aparținând
cuverturii Platformei Moldovenești, dovadă că soclul acesteia se întinde și la sud de falia Siret –
Târgu Plopana Fălciu. Indicii asupra limitei sudice a soclului Platformei Moldovenești oferă
forajele de la Băneasa și de la Crăiești din Depresiunea Bârladului . Astfel, în timp ce forajul de la
Băneasa s -a oprit în depozite detritico- pelitice violacee cu anhidrite aparținând Triasicului
cuverturii Platformei Moldovenești, forajul de la Crăiești, situat imediat la sud, a intrat în formațiuni
aparținând structurilor nord -dobrogene. Este evident că limita sudică a soclului P latformei
Moldovenești trece printre cele două localități amintite (Băneasa și Crăiești) și este dată de falia
Solca- Trotuș.
În Sarmațian au loc strangeri si dăramări ale pereților găurilor de sondă , precum si
gazeificări ale fluidului de foraj.În dreptul zonelor purtătoare de gaze se forează cu fluide de foraj
cu densitatea cuprins ă între 1,6-2kg/m.
În Tortonian are loc cantaminarea fluidului de foraj cu anhidrit ܈i 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 densitați ale fluidului mai mari de 1,25kg/dm.
În Cretacic , în par tea superioară a acestuia , în zona marnocalcarelor cenu܈ii , fisurate , au
loc pierderi de fluid de foraj .
În concluzie fundamentul este heterocron si heterogen petrografic. [Ͷ]

14

Fig.6 Constituția fundamentul Platformei Moldovenești
(După : Săndulescu, 1984; Ionesi, 1994)

15
4.1.2 Cuvertura sedimentară
Peste soclul eoproterozoic se dispune transgresiv și discordant o stivă de depozite
sedimentare cu grosime variabilă însă de ordinul a mii de metri, care corespunde intervalului
Neoproterozoic târziu- Cuaternar. Firește că aria moldavă nu a fost acoperită c ontinuu de ape în tot
acest interval de timp, iar când a fost acoperită, acoperirea nu totdeauna a fost totală.
Prin urmare, suita de depozite din cuvertură nu este o succesiune stratigrafică neîntreruptă,
ci prezintă discontinuități cu durate inegale și mai ales nu totdeauna generalizate la întreaga
suprafață a platformei. În consecință, în unele părți ale platformei și de regulă în jumătatea sudică,
se întâlnesc succesiuni mai complete, dar care nu sunt suficient cunoscute găsindu -se la mare
adâncime(fig 3 ) în schimb, în jumătatea nordică a platformei nu s -au dezvoltat ciclurile de
sedimentare complete, însă a fost interceptată, prin foraje, întreaga succesiune care s -a depus.

Fig. 7 Coloan ă stratigrafic ă pentru partea central și de sud a Platformei Moldovene ști
( După : Vasile Mutihac (2004) )

16
Cuvertura sedimentară, depusă peste paleoreliful fundamentului cristalin, deci într -o poziție
discordantă, este constituită din formațiuni paleozoice, mezozoice și neozoice, neafectate de mișcări
cu caracter explicativ.

Platforma Est – Europeană a evoluat multă vreme ca o masă continentală insulară, cum a
fost în timpul orogenezei caledoniene. Odată cu Cambrianul superior ea se îndreaptă spre placa
laurențiană cu care intră în coliziunea caledoniană și, mai târziu, în cea hercinică, în condiții parțial
submerse, ceea ce a determinat depunerea unei cuverturi paleozoice. În lungul drum parcurs până în
poziția actuală a suferit mișcări oscilatorii traversând perioade emerse, fiind o masă continentală
aproape integral, și perioade submerse, când sau acumulat st ive groase de roci sedimentare. Astfel,
acestea pot fi cuprinse în trei cicluri de sedimentare: Paleozoicul, Mezozoicul și Neozoicul.
Ciclul I de sedimentare , al Paleozoicului, se derulează cu unele intermitențe pe intervalul
Cambrian – Carbonifer. Este ră spândit în mod inegal, fiind cunoscut numai prin foraje (Todireni,
Iași, Popești, Bătrânești etc.).Paleozoicul debutează cu o succesiune de 400 – 600 m grosime
constituită din conglomerate cu elemente de cristalin, gresii cuarțitice, gresii arcoziene, gres ii
argiloase, cu intercalații de șisturi argiloase ardeziene cenușii – verzui.(fără material paleontologic).
Partea inferioară poate fi corelată cu gresia de Cosăuți ce aflorează în malul Nistrului, care este
atribuită de geologii basarabeni Proterozoiculu i terminal – Cambrianului inferior. În alte zone, cum
este forajul de la Bătrânești, la partea superioară apare o succesiune ce poate fi corelată cu Gresia de
Moldova de pe teritoriul Basarabiei, care prin conținutul faunistic este atribuită Ordovicianului
superior. Așadar, pe parcursul Cambrianului superior – Ordovician inferior platforma a fost emersă,
probabil, ca un ecou al orogenezei cadomiene și mișcările premonitorii ale orogenezei caledoniene.
Silurianul , la nord se apropie de suprafață (la 60 – 70 m.); la vest coboară la 1000 metri, iar
la sud – vest la aproape1500 metri adâncime. Constituie prima secvența dovedită printr -un bogat
conținut faunistic, fiind reprezentată printr -o succesiune de culoare cenușie – negricioasă (grosime
120 – 300 m.) de ca lcare fine cu intercalații de marne, gresii calcaroase si argile
Devonianul , este întâlnit, de asemenea, pe marginea de vest și sud – vest într-o succesiune de
gresii silicioase cenușii, violacee și brune în alternanță cu argile nisipoase brune și violace e (100 m
grosime)
Carboniferul e pus în evidență pe marginile afundate ale platformei, și constă într -o
alternanță de gresii silicioase cu șisturi argiloase. De culoare cenușie, verzuie și violacee ce dă
secvenței un aspect vărgat.
Ciclul II de sedimentare cuprinde depozite sedimentare din intervalul Jurasic – Senonian,
de asemenea dispuse discontinuu la ansamblul platformei.

17
Jurasicul apare pe rama vestică, într -o succesiune de160 m grosime, neargumentată
paleontologic, de calcare, marne și dolomite brune și roșietice, cu intercalați de anhidrite. Prin
corelație cu alte zone această secvență este atribuită părții superioare a Jurasicului.
Cretacicul este prezent numai parțial și dispus inegal. Debutul acestuia găsește platforma în
poziție continentală, mișcarea pozitivă, fiind un ecou al mișcările preaustrice ce pregăteau ridicarea
părții mai interne a Carpaților Orientali. Astfel, sedimentarea depozitelor Cretacicului debutează cu
Apțianul, când platforma începe să coboare spre vest, într -o mișcare incipientă de subducție, care
ridică prismul de cristalin al Orientalilor și deschide fosa flișului.
Aptian , este pus în evidenta de foraje numai în sectorul nordic, fiind depus pe paleorelieful
Jurasicului superior într-o succesiune de marne calcare, gresii calcaroase, cu fauna de foraminifere
(70 – 100 m grosime)
Albianul , este semnalat mai ales in zona vestica si sud vestica (Radauti, Targu Frumos) și
este alcătuit din gresii calcaroase cu fauna săracă de foraminifere.
Cenomanianului , îi sunt atribuite cele mai vechi depozite ale platformei ce apar la zi in
malul Prutului (Rădăuți – Liveni). Depozitele ce apar la zi debutează cu gresii si nisipuri acoperite
de calcare albicioase cu aspect de creta. Prezenta formațiunilor grosiere la baza marchează debutul
transgresiunii ce a cuprins întreaga platforma.
Senonianul , apare in zonele mai afundate ale platformei în vest si sud, sub forma unui
complex calcaro – cretos.
Ciclul III de sedimentare , al Neozoicul este reprezentat prin: Paleocen, Eocen, Badenian,
Sarmațian, Meoțian.
Paleogenul este prezent, de asemenea, numai pe marginea sudică și sud -vestică a platformei,
spre fosa Carpaților Orientali. Acesta debutează cu Paleocenul în facies argilos – marnos (45 – 90
m grosime) și continuă cu Eocenul reprezentat pin gresii calcaroase cenușii – verzui, slab
glauconitice, sau marne și calcare verzui, uneori cu faună de numuliți (10 – 100 m grosime).
Miocenul apare la zi pe suprafața întregii platforme, fiind reprezentat de Badenian și
Sarmațian .
Badenianul , apare la zi spre nord-est în malul Prutului. Grosimea creste spre sud si vest de la
20 m în malul Prutului până la 100 m în Valea Siretului si 400 m la contactul cu orogenul carpatic.
Sedimentarea s- a produs în condiții diferite, de larg la est, în facies marnos – calcaro s, și de margine
continentală, în condiții lagunare la vest și sud (gipsuri cu intercalații de marne).
Ca urmare a fazei de tectogeneză stirice noi care structurează flișul extern al Carpaților
Orientali sistemul de platforme al vorlandului intră într -o am plă mișcare subsidentă prin care se
deschide o arie marină denumită Bazinul Dacic. Condițiile de sedimentare devin salmastre și
debutează prin depozite de tip transgresiv.

18
Sarmațianul este cunoscut în succesiune completă sub forma unui monoclin cu înclinar ea de
la nord la sud, fiind deschis în lungul rețelei hidrografice ce brăzdează platforma.
Buglovianul marchează trecerea de la mediul salin la mediul salmastru., dezvoltându -se în
facies recifal, de margine continentală, spre est, și facies detritic argil os – nisipos, de mare mai
adâncă, spre vest și sud. Faciesul recifal este constituit din calcare organogene albe – gălbui cu o
bogată faună de lamelibranhiate și briozoare. Faciesul de larg este reprezentat de o succesiune de
nisipuri, argile, argile nisis poase cu intercalații rare de gresii, calcare grezoase, bentonite și cinerite.
Volhinianul evoluează, de asemenea, în faciesuri diferite, și anume: argile cenușii – albăstrui
cu intercalari de argile nisipoase si nisipuri, spre est, și cu o creștere a intercalațiilor nisipoase, spre
vest, unde atinge (valea Siretului). 500 m grosime.
Basarabianul are caracter regresiv, în facies predominant argilos (argile cenușii – albăstrui),
cu intercalații de nisipuri, la est. Spre vest, crește frecvența orizonurilor de nisipuri și nisipuri
argiloase, însumând grosimi de are 400 – 500 m, la care se adaugă intercalații de gresii și calcare
oolitice.
Kersonianul reprezintă o succesiune cu grosime de 130 – 150 m de calcare urmate de argile
nisipoase, nisipuri argiloase si nisipuri.
Meoțianul este prezent printr-un orizontul inferior, gros de 70 – 80 m cu tufuri andezitice
separate de nisipuri si marne argiloase, și cel superior, gros de 80 – 180 m, cu nisipuri argiloase si
argile cu intercalari de gresii subțiri. [ͷ]

19

Fig. 8 Substratul geologic pe care a fost sculptat Podișul Moldovei
(După L. Ionesi 2005)

20
4.2.Tectonica
Platforma Moldovenească este parte integrantă a Platformei Est -Europene și în mod firesc a
evoluat în cadrul acesteia. Investigațiile geofizice din ultimii ani sugerează că cele mai vechi
formațiuni din soclul profund al platformei aparțin Arhaicului și su nt reprezentate prin granitoide.
Acestea ar corespunde unei prime etape din evoluția ariei moldave desfășurate înainde de
consolidarea soclului. Tot înainte de a se ajunge la cratonizare, spațiul moldav a mai cunoscut o
nouă etapă când au fost generate mezometamorfitele și corpurile granitice asociate care sunt
cunoscute direct prin foraje. Această etapă a avut loc în Eoproterozoicul timpuriu și a dus în final la
cratonizarea (formarea) soclului. Cu aceasta, spațiul moldav și în general spațiul est -european, a
trecut la o a doua fază calitativ bine distinctă din punct de vedere geodinamic și anume, faza de
stabilitate.
Ca arie stabilă, Platforma Moldovenească a cunoscut doar mișcări epirogenetice care au
generat transgresiuni și regresiuni de anverguri dife rite. Aceste evenimente au adus Platforma
Moldoveneasă de mai multe ori însituația de uscat supus eroziunii.
Cea mai îndelungată perioadă de timp, în care arii întinse din Platforma
Moldovenească au fost exondate, acoperă intervalul Paleozoic târziu – Eocretacic. O a doua se
plasează în intervalul Paleogen târziu – Eomiocen. Ultima fază de exondare, care durează și în
prezent, a început în Sarmațian .
Pe lângă mișcările epirogenetice la care a fost supusă Platforma Moldovenească , aceasta, și
în primul r ând zonele de margine, au suferit și importante deformări rupturale.
Principalele falii după care s -a produs ruperea și afundarea zonelor de margine ale
platformei sunt falia externă Solca -Trotuș care reprezintă limita sud -vestică a Platformei
Moldovenești ܈i falia Siret-Plopana- Fălciu. Aceasta delimitează la vest și sud un sistem depresionar
marginal predobrogean care se extinde în direcția Bârlad -Pașcani -Lvov. Acest sistem depresionar
reprezintă structura majoră a Platformei Moldovenești și a funcționat ca atare începând din Triasic,
cunoscând etape de subsidență foarte active. Așa se explică faptul că aici se găsesc succesiunile cele
mai complete și grosimea cea mai mare a depozitelor.
Din Jurasicul mediu, acestei arii depresionare cu substrat eoproterozoic, i s- a adăugat și
marginea zonei de structuri hercinic- chimerice din imediata vecinătate vestică și sudvestică, adică
partea nordică a Structogenului Nord -Dobrogean, cu care, în continuare a avut o evoluție comună.
În afară de faliile majore menționate, Platforma Moldovenească a mai fost afectată de un
sistem de falii aproximativ paralel cu faliile majore, după care soclul eoproterozoic, dar și
cuvertura, coboară spre Orogenul carpatic. Vârsta faliilor este, în general, cadomiană însă acestea
au evolu at ca falii active în diferite epoci când au afectat și cuvertura sedimentară.

21
În concluzie se poate spune că Platforma Moldovenească prezintă o tectonică rupturală
specifică unităților stabilizate. Aceasta se recunoaște mai ales la nivelul soclului. Ca efect al
neotectonicii, Platforma Moldovenească, în ansamblu, arată o înclinare de 5 -8o spre sud-est, care
afectează și depozitele cuaternare.

22
CAPITOLUL 5. CADRUL GEOLOGIC DE DETALIU

5.1 STRATIGRAFIA ZĂCĂMINT ELOR
Sondele săpate pe structura Glăvăne܈ti în cadrul adancimii realizate , au traversat formațiuni
ce aparțin ca vârstă Doggerului , Malmului , Cretacicului , Badenianului , Sarmațianului ܈i
Pliocenului.Interes pentru hidrocarburi îl reprezint ă depozitele sarmațiene.Sarmațianul cuprinde 9
complexe nisipoase separate prin marne.Din cele 9 complexe 3 produc gaze (IV,V,VI).
Sarmațianul face parte din ciclu de sedimentare Badenian -Pliocen fiind dispus transgresiv ܈i
discordant peste Buglovian.
La sf âr܈itul Buglovianului , după o scurtă perioadă de exondare , urmează o perioadă de
continua scufundare a depresiunii , de-a lungul unor accidente tectonice. Această subsidență
continuă , se resimte atât asupra caracterului litologic al depozitelor sarmațiene cât ܈i asupra
grosimii lor (grosimi ce d epă܈esc 1600m).
Sarmațianul se caracterizează prin conținutul de fauna salmastră ce indică trecerea spre
regimul de apă dulce ce se va realiza în Meoțian.Litologic , în Sarmațian s -au acumulat argile ,
siltite , marne , nisipuri , strate subțiri de gresii ܈ i calcare oolitice.Pe baza caracteristicilor litofaciale
܈i al analizelor micropaleontologice , în cadrul Sarmațianului au putut fi separate două subetaje ale
acestuia: Bessarabianul ܈i Chersonianul .
Bessarabianul , în această parte a platformei Bârladu lui , se dezvoltă într -un facies marin-
salmastru predominant nisipos cu intercalații de conglomerate ܈i argile.
În cadrul structurii Glăvăne܈ti , predomină argilele siltice ܈i cenu܈ii plastice cu intercalații de
gresii ܈i nisipuri.În cadrul Bessarabianului au fost identificate patru complexe notate de jos în sus:
III , III- IV , IV ܈i IV’ .
Chersonianul, se prezintă sub forma unui litofacies fluvio -deltaic cu nisipuri , intercalații
lentiliforme de gresii , siltite ܈i argile cu frecvente schimbări laterale de facies.Prezintă două
orizonturi:
 unul predominant nisipos în care au fost indentificate complexel e gazeifere V ܈i VI ;
 o stivă predominant marnoasă în partea superioară;
Descrierea litologică detaliată a formațiunilor litologice de pe structura Glăvăne܈ti este
prezentată în anexa 1 .

23
5.2 Tectonica
În cadrul Platformei Bârladului , structura Glăvăne܈ti se găse܈te în zona situate la nord de
falia majoră Corbeasca -Glăvăne܈ti -Pudreni , în cadrul celui de-al doilea prag tectonic Ocheni-
Petre܈ti.
Elementul structural dominant în structura Glăvăne܈ti este reprezentată printr -un anticlinal
orientat pe direcția NV -SE , afectat de o falie majoră , longitudinală , notată cu “ F” o falie
secundar ă transversală notată cu “ f ”.Structura Glăvănești este un h emianticlinal faliat.
Fig. 10 Sec tiune geologică Glăvănești
Accidentul tectonic longitudinal “F” au fost puse în evidență de diagrafiile electrice a unor
sonde în care s- a constatat lipsa parțială sau totală a unor pachete de sedimente ce alcătuiesc
comp lexele zăcământului Glăvăne܈ti ܈i de unele profile seismice.
Falia “F” este o falie normal interceptată de sondele 103 ܈i 115 la complexele VI b ,de sonda
105 la pachetul Va , de sondele 61 ܈i 75 la pachetele Vb iar de sonda 78 la pachetele IV’ b.
Reinterpretarea faliei “F” pe profilele seismic ܈i identificarea acesteia la diferite nivele în
sondele 61 , 75 , 78 , 103 ,105 c ât ܈i informații oferite de modelarea 3D , au condus la modificarea
pe anumite segmente a poziției acesteia cât ܈i a relației cu falia secundară “ f”.
Falia secundară “ f”nu este vizibilă pe profilele seismic dar aceasta s -ar putea datora
săriturilor mici ale acesteia , sub rezoluția investigațiilor seismic.Pe baza acestor considerente cât ܈i
a celor de ordin hidrodinamic , falia “f” a fost menținută în mod geologic.

24
În modelul geologic anterior falia secundară “ f” traversa falia “F”܈i compartimenta partea
nordică a structurii în două blocuri: blocul I ܈i blocul I’ .În actualul model , analiza profilelor
sesimice 2D efectuate pe structură ܈i reinterpretarea poziției faliei “ F”cu ajutorul informațiilor
provenite din modelarea structurii ܈i valorile izobatice apropiate ale sondelor 67 ܈i 84 care le
situează pe acestea în acela܈i bloc tectonic , ne indica că falia secundară “ f” nu traversează falia
principal “F”.Astfel , fostele blocuri I ܈i I’ au fost reunite în actualul model într-un singur bloc ,
denumit blocul I.
În modelul anterior , falia “F” delimita zăcământul în partea sudică ܈i trecea prin sondele 63
܈i 70.După reinterpretarea profilelor seismice ܈i recorelarea diagrafiilor electrice din sondele 63 ܈i
70 nu indica prezența acesteia.
În noul model ,falia majoră “ F”܈i falia secundară “ f” impart structura Glăvăne܈ti în 3 blocuri
tectonice numerotate cu bloc I- partea nordică a structurii cu sondele 67 ܈i 84 , blocul II – partea
central a structurii unde sunt poziționate majoritatea sondelor ܈i blocul III –în partea estică a
structurii unde sunt poziționate sondele 79, 131 , 132.

25
CAPITOLUL 6 .CONDIğIILE DE FORMARE A ZÃCÃMINTELOR DE
HIDROCARBURI

Totalitatea factorilor și fenomenelor ce intervin in procesul de formare a hidrocarburilor
poartã denumirea de petroligenezã.
Plecând de la faptul cã în prezent este îndeosebi admis ă ipoteza originii organice a
hidrocarburilor,explicarea procesului petroligenetic comport ă rezolvarea câtorva probleme de baz ă
și anume:
1.Materia organicã (materia prim ă) inițială care a stat la baza form ării hidrocarburilor.
2.Mediul î n care a avut loc acumularea materiei organice inițiale.
3.Mecanismul schimb ărilor suferite de materia organic pentru a deveni hidrocarbur ă.
4.Rocile-mamã sau seriile surs ă și caracteristicile lor.
1.Materia primã
În prezent este admis cã materia primã din care s-au format hidrocarburile a fost oferitã de
lumea vegetalã și animalã din mediul marin și foarte puțin din cel continental (uscat).
Mediul marin cuprinde câteva grupe fundamentale de organisme intre care trebuie
menționate :
-planctonul:cu prinde viețuitoare care se mișcã pasiv spre suprafața apei.
-nectonul :viețuitoare care se deplaseazã activ pânã la mari adâncimi
(pești,cefalopode).
-bentonul :viețuitoare ce trãiesc fixate pe fundul bazinului marin.
Toate aceste grupe de animale și plant e sunt in mãsurã, ca dupã moarte ,sã asigure materia
organicã necesarã formãrii bitumenelor.
Unele dintre ele pot da naștere la cantitãți enorme de substanțe organice prin acumulãri de
ordin local.Ca exemplu,in Marea Sargaselor din oceanul Atlantic,planctonul formeazã câmpuri
vaste de alge plutitoare ce ocupã o suprafațã egalã cu o treime din cea a Europei.Mediul marin oferã
condiții in care unele viețuitoare se pot dezvolta intr -un ritm inimaginabil de rapid.Astfel pe coasta
oceanului Atlantic de-a lungul țãrmului Americii de Nord,se produc adevãrate explozii de diatomee
care se inmulțesc in ritm epidemic.S -a calculat cã dacã o diatomee ar avea condiții ideale de

26
dezvoltare,s- ar inmulți atât de repede incât in 8 zile ar forma o masã egalã ca volum cu cea a
intregului glob pãmântesc.
Cunoscând cã aproximativ 50% din volumul diatomeelor este format din globule de
ulei,geologii americani considerã cã aceste viețuitoare au oferit materie primã pentru o mare parte
din petrolurile din vestul Americii de Nord.

2.Mediul de acumulare a materiei organice
De la bun inceput se poate preciza cã mediul continental nu poate oferi condiții de
acumulare a substanțelor organice in cantitãți mari și nici de bituminizare.Sub acțiunea factorilor
externi,in mediul continental,uscat,resturile organice se descompun imediat.
Mediul acvatic rãmâne acela care poate oferi condiții de acumulare și de transformare a
substanțelor organice in hidrocarburi.Unul din argumente in aceastã privințã este asocierea
frecventã a petrolului cu depozite bogate in resturi fosile marine.In Venezuela s-au gãsit in calcare
pliocene calicii de coral care conțin petrol,fãrã ca in rest roca sã fie petroliferã(Hedberg).
Factorii determinanĠi in procesul de petroligenezã sunt :
-topografia zonei de acumulare a materiei organice
-lipsa oxigenului din mediul marin de acumulare (ex.mãri
interioare,golfuri,lagune,fiorduri) unde se instituie din punct de vedere chimic un mediu reducãtor
de tip euxinic.
– depunerea de sedimente fine și creșterea concentrației de sare fațã de mãrile
deschise ca urmare a exondãrii pragului continental.

Principalii factori care determinã procesele de formare a hidrocarburilor
a)Factori biochimici
b)Factori geochimici-geofizici
a)Factorii biochimici constau in influența bacteriilor anaerobe și se manifestã in cadrul
fazei biochimice de transformãri,fazã care este scurtã dar foarte intensã.
Existența generalizatã a bacteriilor anaerobe la partea superioarã a sedimentelor din
numeroase funduri marine este bine cunoscutã din cercetãrile lui Kinsburg- Karaghiceva și

27
Tissot.Mecanismul constã in consumarea oxigenului de cãtre bacterii,reducerea sul faților și
descompunerea albuminelor ,celulozei și a acidului lactic.Din aceste reacții se degajã gaz
metan,bioxid de carbon,hidrogen și azot.
S-a constatat cã bacteriile abundã in primii centimetri unde au o activitate intensã dupã care
scad cantitativ pânã la 10m unde dispar.Este de admis cã procesele de transformare biochimicã au
loc imediat dupã sedimentare ele fiind sincrone cu formarea depozitelor sedimentare fine.
b)Factorii geochimici-geofizici
Acești factori acționeazã in cadrul fazei geochimice de transformãri pe care le suferã materia
organicã,fazã care se desfãșoarã lent,dar care dureazã o perioadã lungã de timp.Cei mai importanți
factori geochimici-geofizici sunt :
1.Temperatura
2.Radioactivitatea
3.Presiunea
4.Sedimentul mineral
1.Temperatura
Acest factor foarte important influențeazã timpul necesar pentru a extrage o anumitã
cantitate de bitumene din roci.Cu cât temperatura este mai scãzutã cu atât timpul este mai
lung.Cercetãri experimentale (Mayer) au dus de exemplu la concluzia cã pentru convertirea a 1%
din materia organicã existențã in argilele bituminoase in bitumene sunt necesari 84000 ani și o
temperaturã de 100o C.
Trebuie precizat cã nu pot fi admise temperaturi care sã depãșeascã 200o C deoarece acestea
ar distruge “marcatorii biologici ” sau “moleculele fosile ” care se gãsesc in mod normal in petrol.
In acest sens este de precizat cã temperatura determinã atât declanșarea cât și amplificarea
reacțiilor chimice ce duc la formarea hidrocarburilor.Laplante considerã cã materia organicã
diseminatã suferã transformãri asemãnãtoare reacțiilor termochimice (termolizã) ce duc la
carbonificare.Generarea petrolului ar fi numai o parte a procesului de metamorfism termal al
materiei organice.

28
2.Radioactivitatea
Fenomenele radioactive influențea zã transformarea materiei organice in hidrocarburi.Unele
roci,indeosebi argilele și marnele au dovedit o radioactivitate crescutã.S -a constatat de exemplu cã
marnele paleozoice au o radioactivitate mai mare decât cele din Terțiar.
3.Presiunea
Mult timp s-a considerat cã presiunea orogenicã ar avea un rol activ in transformarea
materiei organice in petrol.Dar aceste presiuni presupun și temperaturi mari,care depãșind 200o C
nu sunt compatibile cu existența “ moleculelor fosile ” din petrol.
4.Sedimentul mineral
Practic rolul sedimentului mineral este de a proteja substanța organicã ce intrã in procesele
de bituminizare.aceastã protejare se realizeazã prin ingroparea rapidã a substanțelor organice sub
stive impermeabile.Schimbãrile suferite de sedimentul mineral,fin,in timpul depunerii,pot intrerupe
total sau parțial accesul oxigenului.
Marele om de științã român,Gheorghe Macovei atrage atenția de exemplu asupra mâlurilor
argiloase calcice care au un rol important in bituminizare și in carbonificare.Gheorghe Maco vei
aratã cã formarea și acumularea petrolului in complexele argiloase depinde de schimbul de baze
intre un electrolit (apa de mare) și sedimentele argiloase ce se depun odatã cu materiile organice din
care va lua naștere petrolul.
Cercetãtorii Rumeau și Sourisse au separat patru stadii principale in formarea
hidrocarburilor:
Stadiul1: include faza biochimicã superficialã in care activitatea bacterianã este generatoare
de gaz metan și gaze necombustibile (CO 2,SH 2).Metanul format in aceastã etapa este in mare
mãsurã pierdut.

29

Fig.11.Faze de formare a hidrocarburilor
Stadiul2 : începând de la o anumitã adâncime și temperaturã care depinde de natura
originarã a materiei organice,de matricea mineralã și de viteza de subsidențã,încep sã s e formeze
hidrocarburi ușoare.
Acest stadiu este separat ca stadiul precoce de genezã termicã a hidrocarburilor.La începutul
sãu apare numai metanul ,apoi și ceilalți componenți pe mãsurã ce se apropie de stadiul 3.
Stadiul3 : este constituit de cãtre faza principalã de genezã a hidrocarburilor lichide (alcani
normali și ramificați,ciclani,hidrocarburi aromatice).Continuã și în acest stadiu sã se formeze
hidrocarburile ușoare (C 1-C6) și CO 2.(Albrecht).
Stadiul4 : este caracterizat de faptul cã din nou sunt preponderente hidrocarburile gazoase
ele provenind din cracarea produselor lichide deja formate,ajunse în condiții te temperaturi tot mai
ridicate.Totodatã are loc formarea de metan pe bazã de kerogen.Gazul metan din acest stadiu este
denumit “tardiv ” pentru a-l deosebi de cel “precoce ” format in stadiul2.
Kerogenul este substanța organicã fosilã cea mai abundentã.El se gãsește în stare dispersã
în roci și constituie sursa de petrol și gaze.Este solid și insolubil în solvenți organici obișnuiți
(benzen,tetraclorurã de carbon).Privit la microscop apare ca o masã fundamentalã de particule mici
dintre care unele conservã forme caracteristice ale materialului inițial (alge,spori,polen,țesuturi
vegetale) dar în general particulele de kerogen sunt amorfe.

30
In cadru l evoluției geologice a bazinelor sedimentare care se desfãșoarã pe zeci și sute de
milioane de ani,depozitele sunt tot mai mult îngropate și duse spre adâncimi din ce în ce mai
mari.Se știe cã grosimea unor stive de roci sedimentare poate ajunge la mai mu lte mii de metri
Aceste afundãri conduc depozitele sedimentare spre zone cu temperaturi din ce în ce mai
mari.Gradientul geotermic poate varia intre 15o și 80o pe kilometru.In aceste zone,kerogenul se
gãsește într -un echilibru nestabil,va fi scos din echil ibrul avut și va suporta un rearanjament
progresiv în direcția echilibrului termodinamic.

Parametrii fizico-geologici de formare a unui zãcãmânt de hidrocarburi
In ceea ce privește formarea unui zãcãmânt de petrol sau de gaze,intr -o regiune din scoarța
terestrã,aceasta este condiționatã de existența urmãtoarelor elemente:
2.1. Roci-mamã (generatoare de hidrocarburi)
2.2. Roci rezervor (roci magazin)
2.3. Posibilitatea migrației hidrocarburilor de la rocile -mamã pânã la rocile rezervor.
2.4. Existența rocil or protectoare (de ecranare).
2.5. Existența capcanelor adicã a unor aranjamente tectonice,stratigrafice sau litologice în
care hidrocarburile sã intre într-un echilibru stabil.
Lipsa unuia din cele cinci elemente enumerate mai sus împiedicã formarea unui zãcãmânt de
petrol sau gaze.Pentru edificarea noțiunii de zãcãmânt este implicit necesarã definirea fiecãruia
dintre cele cinci constituente fundamentale de condiționare a existenței unui zãcãmânt.

2.1.Rocile- mamã sau seriile sursã și caracteristicile l or
Rocile- mamã,cunoscute și sub denumirea de roci -sursã sau roci generatoare de petrol,sunt
acele roci ce s-au format din sedimentele depuse odatã cu materia organicã din care a rezultat
petrolul.Din punct de vedere petrografic ele se impart pe un diapazon larg de variabilitate insã
prezintã trãsãturi comune generate de condițiile proprii formãrii petrolului.Acestea sunt:
-Caracterul fin al granulației:rocile -mamã sunt constituite in general din pelite ce pot fi
argiloase,silicioase,marnoase sau cãrbunoase.

31
-Caracterul foios al texturii rocii:ca rezultat al compactãrii sub presiune.Este un caracter mai
prezent la argile,care prin uscare devin mai foioase (ex. disodilele din Oligocenul Carpaților
Orientali).
-Culoare inchisã,predominant brun negricioasã în spãrturã proaspãtã,datoritã conținutului
bogat în bitumene fixe.In stare alteratã aceastã culoare devine alb-gãlbuie,deschisã.
-Lipsa scheletelor calcaroase ale organismelor marine,fosile deoarece bioxidul de carbon
rezultat din descompunerea substanțelor organice și a bacteriilor anaerobe,dizolvã resturile
calcaroase.
-Prezența piritei,explicatã de concentrația mare de hidrogen sulfurat și de lipsa
oxigenului,abundența materiei organice și a bacteriilor anaerobe desulfurante (reduc
sulfații).Aceștia induc un mediu reducãtor propice formãrii sulfurii de fier (pirita).Faptul este ușor
de constatat în aflorimentele de sulf formate pezonele de oxidație și dupã izvoarele sulfuroase și
feruginoase.
Menționez cã aceste caractere arãtate mai sus nu sunt absolut obl igatorii global,la fiecare
rocã-mamã în parte.
Tipuri de roci-mamã de petrol
-roci- mamã argiloase:sunt cele mai rãspândite și constituie bitumolitele a cãror vârstã se
înscrie pe un diapazon stratigrafic foarte larg (din Proterozoic pânã în Terțiar).Exemplu sunt
disodilele oligocene din Carpați sau Silurianul din Estonia (stratele de Kukers).
-roci- mamã silicioase: se întâlnesc mai frecvent în bazinele de avanfosã și
intramontane.Provin din precipitarea silicei ce constituie mâlurile cu
radiolari,diatomee,spongieri.Rocile sunt reprezentate de
radiolarite,diatomite,menilite.Exemplu,menilitele oligocene din Carpații Orientali.
-roci-mamã calcaroase:prezintã o mare rãspândire in seriile de platformã.Sunt considerate
roci-sursã de hidrocarburi cal acrele și dolomitele brune -negricioase,cu texturã finã,provenite din
nãmoluri calacaroase,bogate în substanțe organice.Exemplu sunt marnele brune bituminoase din
Oligocenul Carpaților Orientali sau calcarele devoniene de Trenton și de Niagara -SUA.
-roci- mamã cãrbunoase:sunt reprezentate de depozite de cãrbuni bituminoși (paralice).Unii
autori considerã cãrbunii bituminoși ca fiind roci -mamã.

32
2.2.Roci rezervor (magazin)
Aceste roci sunt poros- permeabile și au calitatea de a înmagazina hidrocarburile pe car e le
cedeazã apoi in parte,în timpul exploatãrii.
Partea din rocã în care sunt acumulate hidrocarburile poartã denumirea de colector.
Principalii parametri fizico-geologici ai rocilor rezervor,roci în marea lor majoritate
sedimentare,sunt:
porozitatea
permeabilitatea
saturația în hidrocarburi
Rocile rezervor pot fi granulare (nisipuri,gresii),carbonatate (calcare) și mai rar de tipul
rocilor metamorfice și eruptive fisurate.Ca exemple de roci magazin din zãcãmintele din România
se menționeazã :
Nisi purile fine și grosiere,nisipuri marnoase
Marne nisipoase
Gresiile
Microconglomeratele
Calacarele și dolomitele

2.3.Migrația petrolului și a gazelor
Migrația hidrocarburilor fluide este un factor important în formarea zãcãmintelor și
reprezintã deplasarea hidrocarburilor din sedimentulprimordial în care s-au format ,pânã în
rezervorul natural și apoi în cuprinsul acestuia unde se acumuleazã.
In anumite condiții,în special când lipsește un înveliș protector,acest proces de migrație duce
la dispers area hidrocarburilor și chiar la distrugerea zãcãmintelor.
Factorii migraĠiei
-greutatea sedimentelor care determinã fluidele sã se deplaseze spre periferia
bazinului unde greutatea sedimentului și presiunea sunt mai mici.

33
– creșterea temperaturii: produce o dilatare a rocilor cât și a gazelor,petrolului și a
apei conținute.Fluidele se dilatã mult mai mult decât rocile și tind sã se deplaseze spre regiuni cu
temperaturi mai joase.Sub acțiunea temperaturilor înalte petrolul poate sã -și schimbe starea fizicã
trecând în starea de gaze iar la valori de circa 400o C trece în stare de vapori.
– forțele orogenice:determinã deplasarea hidrocarburilor din regiunile comprimate
spre regiunile destinse cum sunt bolțile cutelor anticlinale.
-acțiunea apelor de circulație:forțele orogenice pot intensifica acțiunea apelor,care
determinã transportul hidrocarburilor în regiuni noi de acumulare,legate de existența unor
capcane.Cea mai mare influența a apelor se manifestã în rezervoarele ușor
permeabile.Viteza de circ ulație a apelor este mai mare în regiunile cutate și mai micã în cele
de platformã.

2.4.Roci protectoare
Rocile protectoare au rolul de a închide un rezervor natural,pentru ca într-o anumitã parte
din interiorul acestuia sã se poatã forma o acumulare de petrol sau de gaze.Rocile protectoare
trebuie sã fie impermeabile și destul de groase pentru a rezista presiunii zãcãmântului și acțiunii
agenților externi.
Ca roci protectoare sau dovedit a fi marnele,argilele (mai ales cele
hidrolizate),sarea,orizonturile de anhidrit,gresiile și calcarele compacte și lipsite de fisuri,zonele de
asfaltizare formate în urma oxidãrii petrolului dintr-un rezervor care afloreazã.Rocile protectoare
din cuprinsul unei formațiuni geologice productive dau posibilitatea separãrii acestei formațiuni pe
complexe și a complexelor pe strate.
Când au o grosime suficientã,pot realiza izolarea etanșã între complexele sau stratele cu
presiuni diferite și sã dea posibilitatea unei exploatãri selective.
Dacã rocile impermeabile nu au o grosime suficient de mare și nu sunt suficient de
rezistente,izolarea stratelor cu apã sau cu gaze nu se poate realiza și în unele cazuri,exploatarea
poate fi compromisã prin invadarea apelor sau trecerea gazelor în stratele cu petrol.

34
2.5.Capcane
Cea de-a cin cea condiție necesarã formãrii unui zãcãmânt de hidrocarburi se referã la
existența unei capcane, adicã a unor aranjamente tectonice,stratigrafice sau litologice în care
hidrocarburile sã intre într-un echilibru stabil.
La baza formãrii capcanelor stau urmãtorii factori:
-factori orogenetici : duc la formarea capcanelor tectonice (structurale)
– factori epirogenetici: duc la formarea capcanelor stratigrafice și litologice,cât și a
variațiilor de lito -facies.
Mai jos sunt reprezentate aceste tipuri de capcane:

Fig.12 Capcanã structuralã pe un anticlinal
In fig.12 e reprezentatã o capcanã structuralã într-un pliu al unui anticlinal.Se observã
alternanța de roci permeabile cu roci impermeabile (argile care determinã,calcare compacte) cele
din urmã asigurând etanșarea structurii în care sunt acumulate hidrocarburile (țiței și gaze).Fluidele
se separã în funcție de densitatea lor,în partea cea mai de jos acumulându -se apa iar la partea
superioarã gazul metan.

Fig.13.Capcanã structuralã pe o falie normal

35

In fig.13.este schematizatã o capcanã structuralã de-a lungul unei falii normale.In partea
dreptã a faliei,pachetele de roci sunt coborâte putând sã determine ecranarea la partea superioarã și
a unor eventuale zãcãminte de hidrocarburi situate și în partea dreaptã a faliei.

Fig.14.Capcanã stratigraficã generatã de o discordanțã unghiularã de sedimentare
In fig.14 e infãțișatã o capcanã stratigraficã generatã de sedimentarea discordantã a rocilor
care asigurã etanșarea (argile).Hidrocarburile sunt cantonate în roci rezervor permeabile (nisipuri)
prinse intre pach etele de roci argiloase impermeabile atât lateral cât și la partea superioarã a
capcanei.

Fig.15.Capcanã mixtã asociatã unui diapir de sare
Acest tip de capcanã e generat grație existenței unui dom de sare care are el însuși
proprietatea de a fi imperme abil.Asociat cu existența rocilor impermeabile (argile),acesta poate
determina o capcanã de tip mixt.

36
CAPITOLUL 7. PROPRIETÃğI FIZICE AL E MEDIULUI POROS PERMEABIL
DISTRIBUȚIA INIȚIALĂ A FLUIDELOR
Sondele săpate în structura Glăvăne܈ti au traversat formațiuni geologice de vârstă Pliocen ,
Sarmațian , Buglovian ܈i Badenian.Încercările de producție efectuate în sonde au pus în evidență
acumulările industrial de gaze ܈i condensat în Sarmațian , deasupra anhidritului în topul
Badenianului.
Roca colectoar e este constituită din nisipuri fin calcaroase ܈i marnoase , gresii calcaroase
,marne nisipoase ܈i marne grezoase , compacte.
După aspectul litologic , modul în care au fost perforate ܈i după rezultatul ob܈inut la probele
de producție , zăcămintele au fost grupate în 6 complexe notate de sus în jos după cum urmează : VI
, V ,IV ’ ,IV , intermediar III-IV , III a.Aceste complexe au fost subdivizate în 12 pachete ܈i 34 de
strate .
Pe structură s -au săpat un număr de 40 de sonde dintre care:
 22 sonde de producț ie (carotajele sunt exemplificate în anexele 2 , 3 , 4 , 5 ..)
 8 sonde abandonate după producție ;
 10 sonde abandonate din probe ;
 5 sonde abandonate din foraj ;
 1 sondă de injecție ape reziduale;

TIPUL ACUMULATULUI DE GAZE
Acumulatul gazelor s- a făcut în principal în capcane structurale de tip anticlinal cu căderi
mici pe flancuri 1,5-2 ⁰ ܈i afectate de falii.
PARAMETRII FIZICI AI ROCII MAGAZIN ܇I AI SISTEMULUI ROCĂ -FLUID
Roca colectoare este alcătuită din nisipuri fin calcaroase ܈i marnoase slab consolidate , gresii
cuarțite salb cimentate , gresii calcaroase , marne nisipoase ܈i marne grezoase compacte.
Suprafața productivă –conturul suprafețelor productive a fost trasat pentru fiecare pachet pe
hărțile structural construite pentru fiecare complex , pe baza rezulatelor obținute la probele de
producție ܈i a aspectului diagrafiilor electrice.
Complexul VI are grosimea totală de aproximativ 120 m ܈i grupează preponderant strate
nisipoase.Încercările de producție effectuate în sonde au condus la împarț irea complexului în

37
pachetele a( stratele 1 , 2 ,3 ) b(1- 4) c si d(inferior+superior) prezentând impotanță pentru
hidrocarburi : pachetele a , b ܈i d.
Suprafețele cu resurse au dimensiuni diferite ܈i au fost delimitate după cum urmează:
Pachetul VI a ( stratele 1 , 2 , 3)
 Blocul II a fost probat cu gaze în sonele 65 , 106 , 109 care sunt în producție , sonda
202 a probat cu apă sărată.Limita gaze -apă a fost trasată pe izobata de -868 m.
 Blocul III Limita gaz/apă s -a trasat pe izobata de – 868 m după sonda 131 care a
produs din acest pachet.
Pachetul VI b (stratele 1-4)
 Bloc I –acest pachet se comport unitary din punct de vedere hidrodinamic , iar
probele de producție ܈i diagrafiile elctrice ale sondelor au permis evidența unui
contact gaz- apă , la adâncimea izobatică de -895 m , după sonda 60 cu producție.
Pachetul VI d (inferior+superior) – pachetul a fost probat cu gaze cu debit industrial în
sonda 65.
 Stratul VI d superior – înglobeaza stratele nisipoase din capul pachetului VI d.
 Stratul VI d inferior – blocul I , limita medie de saturație s -a trasat pe izobata de -985
m , după sonda 78.
Complexul V . Are grosimea totală de aproximativ 160 m ܈i cuprinde 2 secțiuni nisipoase
separate prin intercalații marno -argiloase, ce constituie un bun reper de corelare.
Pachetul V a (stratele 1-7) – cuprinde o stivă nisipoasă de aproximativ 34 m grosime. Limita
gaz-apă a fost trasată pe izobata de -1021 după sondele 65,65 , probate cu gaze ܈i sonda 106 cu
producție.
Complexul IV ‘ . Are o grosime de 150 m ܈i este constituit din 2 secțiuni de strate total
diferite litologic. Au fost separate pachetele IV ’a ܈i IV’ b.
Pachetul IV ’a are o grosime totală de 36 m ܈i este dezvoltat în facies nisipos.
Pachetul IV ’b este constituit din 2 strate a1 ܈i a2. Limita medie de saturație s -a trasat pe
izobata de -1150 m.
Complexul IV . Are o grosime totală de aproximativ 60 m .A fost împărțit în 2 pachete 4a ܈i
4b , iar diagrafia electric a sondelor a pus în evidență existența unei intercalații marnoase, ce separă
vizibil cele 2 pachete.

38
Complexul intermediar 3-4 . Complexul a fost împărțit în două pachete III – IV1 ܈i III –
IV2, cu aceea܈i limită gaz -apă de -1250 m.
Zăcământul commercial Glăvăne܈ti a fost modelat din punct de vedere geologic ܈i petrofizic
cu programul „ PETREL „ , iar resu rsa inițială s -a calculat pe un model de zăcământ tridimensional.
Rezultatul modelării a fost un grid tridimensional format din cellule cu dimensiunea pe
orizontală de 75×75 m ܈i pe verticală 1m.
Faciesul . A fost calculat după curba de potențial spontan, în funcție de aspectul diagrafiilor
geofizice din sonde ܈i ai parametrilor de producție.
Au fost delimitate 3 tipuri de facies în care au fost grupate toate tipurile litologice întâlnite
în cadrul structurii:
 Nisip-colector
 Siltit-colector
 Argilă -necolector
Grosimea netă (NTG) . Acest parametru a fost în funcție de valorile curbei de
facies(valoarea 1 pentru roci colectoare ܈i 0 pentru roci necolectoare) ܈i a fost scalat în sonde ܈i
distribuit în modelul de proprietăți.

Porozitatea .
Porozitatea este proprietatea roci lor care a fost studiată prima în mod amănunțit de către
cercetătorii zăcămintelor.
Porozitatea este definită ca fiind fracția dintre volumul porilor ܈i volumul brut.
p
a
bVmV

S-au stabilit intervale porozitate pentru fiecare tip de facies după cum urmează:
 Pentru faciesul argilă considerat necolector s -au distribuit valori de porozitate de maxim 7%.
 Pentru faciesul siltit considerat colector, valorile de porozitate distribuite au fost între 7-
16%.
 Pentru faciesul nisip considerat colector, valorile de porozitate distribuite au fost între 16%
܈i valoarea maximă determinată din analiza porozității pe carote.

39
Satura܊ia în gaze (S g) .
Existența in roca colectoare a unei rețele de pori comunicanți și permeabili reprezintă
condiția de curgere a fluidelor cantonate in acești pori.Când spațiul poros este ocupat in totalitate de
fluide (gaz,apă) se spune că roca este saturată de fluid.
Saturația reprezintă raportul intre volumul porilor ocupați de fluid și volumul total de pori ai
rocii.

La modelarea proprietăților saturației în gaze s -au folosit acelea܈i clase de porozitate –
saturație în gaze.
100g
g
tVSV

100a
a
tVSV

În care:
gS=saturația in gaze;%
aS=saturația in apă;%
gV=volumul porilor ocupați cu gaz; 33,cm m
aV=volumul porilor ocupați cu apă; 33,cm m
Porozitate % Saturație în gaze %
7-12 50
12-15 55
15-18 60
18-22 65
22-28 70
28-32 75
>32 80

40

PARAMETRII FIZICI AI FLUIDELOR CON܉INUTE
Apa de zăcăm ânt. Sunt de tipul cloro- calcic ܈i au mineralizații cuprinse între 63,4 –73,6 g/l.
Hidrocarburi. Pentru stabilirea naturii ܈i proprietăților acumulărilor de hidrocarburi, în anii
1976 ܈i 1979, s-au colectat ܈i analizat probe de fluide de la sonde. Analizele au fost efectuate de
ICPPG C âmpina ܈i au constat în analizele cromatografice de gaze prelucrate cu laboratorul mobil de
la capul de erupție al sondelor sau probe de gaze ܈i condesat de la separatorul sondei ܈i recombinate
în funcție de rația condens/gaz observată.
Conținutul de metan este cuprins între 88 ܈i 92,6 % vol. Se observă ܈i un conținut mai mic
de metan ܈i mai mare de etan ܈i propan în probele recombinate care se traduc în densități relative
mai mari (0,65- 0,72) față de 0,63 media celorlalte probe, ceea ce conduce la ipoteza că rațiile
condens/gaz , utilizate pentru recombinare, au fost prea mari.
Pentru stabilirea naturii acumulărilor de hidrocarburi s -au realizat ܈i diagrame de star e. Din
acestea rezultă că avem de -a face cu acumulări de gaze bogate care în condiții de zăcăm ânt se
găsesc în faza gazoasă la orice presiune, condensarea unei fracții lichide având loc la suprafață prin
scăderea temperaturii. În cazul sondelor 65,71 diagramele arată că există posibilitatea unei u܈oare
condensări retrograde în condiții de zăcământ, însă aceste probe sunt tocmai cele obținute prin
recombinarea fazelor, existând suspiciunea utilizării unor rații condens/gaz prea mari.
O situație aparte o reprezintă diagrama de stare a fluidului din sonda 72 la Sa . Va , care
arată o comportare de gaz cu condensare retrogradă în condiții de zăcământ ܈i rații mari
condens/gaz de 4000 nc/mil Nmc în condiții de separator față de 20 -40 nc/mil Nmc, la celelalte
sond e unele chiar de la acela܈i obiectiv(65,106), există posibilitatea existenței unei benzi subțiri de
volatile în baza acumulării de gaze de la pachetul Va din care să fi produs sonda 72 marginală.

PRESIUNEA INI܉IALĂ ܇I TEMPERATURA DE ZĂCĂM ÂNT
Presiunea medie pe zăcăm ânt .
Presiunea in rocă,definită ca forță care face echilibrul solicitărilor interne ale rocii pe
unitatea de arie a unei secțiuni iși are originea in greutatea pachetului de sedimente superioare care
generează o presiune numită “litostatică” a cărei valoare este :
1in
i
igH
 

41
unde:
∆Hi este grosimea stratului “i” din pachetul sus menționat (in m ) iar g este accelerația
gravitațională(2/ms).
Presiunea de zăcământ crește cu adâncimea pe măsură ce se pătrunde in scoarța terestră
apăsarea pachetelor de rocă traversate și aflate deasupra unui punct imaginar mobil și penetrant
crește .
10rr
lgHP

În care:
pଵ – presiunea litostatică ,kgf/ 𝑐𝑚ଶ;
ρଵ – densitatea rocii , kg/dcm ;
Hr – adancimea la care se afla pachetul de roci , m ;
Avem un gradient calculat de 0,101 2/,daN cm m.
. Are valoarea de 0,037 ⁰ C /m.
Temperatura de referin܊ă „ Tr„ ܈i gradientul temperaturii de zăcământ
La sondele î n producție,cercetările cu aparatură și metodologie corespunzătoare necesității
obținerii preciziei implicate la scară de detaliu de procesele din sondă,pot aduce o serie de
informații foarte utile.
Treapta geotermică și gradientul geotermic
Pe măsură ce se inaintează spre centrul Terrei,temperatura crește.Cercetările experimentale
efectuate au avut drept rezultat concluzia că la fiecare sută de metri avansare,temperatura solului
crește in medie cu 3,3 ℃.
Distanța L măsurată in metri,pentru care are loc o creștere a temperaturii cu 1 ℃ se numește
treaptă geotermică iar creșterea efectivă a temperaturii cu 1 ℃ relativ la această distanță L definește
gradientul geotermic.
Experimental valoarea lui L se apropie foarte mult de 33m. In consecință,la o avansare in
adâncime cu 33m,temperatura va crește cu un grad Celsius.Există cazuri (anomalii de temperatură)
in care m,cazuri ce vor fi puse in evidență.

42
Problemele care se pun in legătură cu evaluarea cât mai precisă a temperaturii de zăcământ
comportă anumite corecții și anume dacă se dorește evaluarea exactă a temperaturii pachetului de
rocă situat la o anumită adâncime,la temperatura mediului ambiant se adaugă temperatura
corespunzătoare adâncimii in studiu,astfel:
rH a Ht t t
unde :
rHt = temperatura re

at =temperatura mediului ambiant
Ht =temperatura corespunzătoare adâncimii H și este dată de relația
Ht =0,033 H
Exprimarea in ⁰K (grade Kelvin) a temperaturii reale se face conform relației de
transformare cunoscute:
rHt
+273,15=rHT
S-a constatat că temperatura de zăcământ rămâne relativ aceiași pe parcursul exploatării
lui.Prin intermediul forajelor efectuate s- a pus in evidență faptul că gradientul geotermic nu este
intotdeauna același obținându -se anomalii de temperatură atât pozitive cum e cazul Câmpiei
Banatului și a Crișurilor (+60 ℃) pentru adâncimi cuprinse intre 1000- 200m cât și anomalii negative
(Bazinul in ferior al Siretului și Dunării,+20 ℃ la adâncimea de 1000m).
Tehnologia utilizată pentru determinarea temperaturii de zăcământ este la ora actuală foarte
avansată.Practic se lansează in sonde termometre speciale cu ajutorul cărora se pot lua efectiv
tempera turi la orice adâncime și in orice regim de curgere a fluidului (static sau dinamic).Datele
inregistrate pot fi procesate automat obținându -se termograme de mare precizie.
Conform instrucțiunilor în vigoare , temperatura de referință are valoarea de 15 ℃ ,
respective 288 K, iar gradientul temperaturii de zăcăm ânt are valoarea de 0,033 ⁰ C /m.

43
CAPITOLUL 8. CLASIFICAREA REZERVEL OR ȘI RESURSELOR DE GAZE NATURALE

Se țin în evidență resursele geologice și rezervele de gaze,urmãtoare le:
1 . Gaze asociate cu țițeiul , cuprinzând gazele dizolvate în țiței în condiții inițiale de
zăcământ și gazele din capul primar de gaze asociate acumulărilor de țiței;
2.Gazele naturale libere , acumulate în zăcăminte, exclusiv sub formă de gaze, care pot fi
sărace (fără conținut de condensat), bogate (în amestec cu condensat în condiții de zăcământ) ;
3.Amestecuri de gaze combustibile naturale din zăcăminte , exclusiv sub formă de gaze,
care, pe lângă componentele din grupa hidrocarburilor, conțin și alte componente chimice (dioxid
de carbon, azot, hidrogen, hidrogen sulfurat etc.) în proporții cumulate de peste 10% (volumetric) și
a căror combustibilitate este dovedită prin teste de ardere.
Pentru o cunoaștere mai clarã a noțiunilor utilizate în calcul rezervelor se utilizeazã o serie
de termeni.Se definesc astfel:
– Acumularea naturală de gaze este caracterizată de prezența hidrocarburilor în roci
colectoare, în condițiile existenței unor capcane de natură structurală, tectonică, stratigrafică,
litologică sau combinată.
-Colectorul reprezintă o rocă poros -permeabilă, capabilă să acumuleze și să cedeze fluide,
mediul poros- permeabil fiind constituit din matricea rocii, din fisuri sau combinat, și se
caracterizează printr -o litologie mai mult sau mai puțin omogenă.
-Capcana este partea dintr- un colector sau acesta în întregime, care, datorită unor factori
geologici și hidrodinamici, este capabilă să asigure acumularea și protejarea gazelor .
-Zăcământul comercial reprezintă o acumulare naturală, unitară,de petrol,constituită dintr -un
colector cu caracter de continuitate, care asigură comunicarea fluidelor conținute, având sistem
unitar de presiune de fund, sau constituită din mai multe colectoare în secțiune verticală, pentru care
exploatarea simultanăși neselectivă prin sonde creează condițiile de comunicare a fluidelor și
uniformizarea presiunilor și din care se pot extrage hidrocarburi în condiții tehnice și economice
specificate.
Tot zăcământ comercial se consider și acumulările naturale, separate în pla n orizontal sau
vertical în cadrul aceleiași structuri, nepuse în comunicare hidrodinamică prin procesul de
exploatare, dar a căror exploatare se justifică din punct de vedere economic numai pe ansamblul –
structurii.

44
-Obiectiv de exploatare reprezintă un zăcământ sau mai multe zăcăminte, în succesiune
verticală, din cadrul unei structuri petrolifere puse în exploatare neselectiv prin una sau mai multe
sonde.
-Structura gazeiferã (câmp gazeifer) reprezintă totalitatea zăcămintelor ce se succed pe
orizontalăși verticalăîn cadrul unei structuri geologice.
-Resursa geologică de gaze reprezintă totalitatea cantităților sau volumelor de gaze din
acumulările naturale descoperite și nedescoperite, prognozate pe structuri neevidențiate, presupuse
pe baza unor consi derente geostatistice, ce ar putea fi descoperite în cadrul unităților structurale
majore.
– Rezerva de gaze reprezintă partea din resursa geologică care se consideră că poate fi
recuperatăîn condițiile tehnice de extracție existente sau proiectate și eco nomice specificate.
-Factorul de recuperare realizat este raportul dintre rezerva extrasă și resursa geologică
descoperită inițial.

CLASIFICAREA REZERVELOR DUP Ă GRADUL DE CUNOA ȘTERE

Gradul de cunoaștere a rezervelor reprezintă o măsură a certitudinii, care poate fi atribuită
cantității și calităț ii rezervelor evaluate.
După gradul de cunoaștere realizat, rezervele se clasifică în categoriile:

Rezerve dovedite
Rezerve probabile
Rezerve posibile

Rezerve dovedite
Sunt rezervele zăcămintelor aflate în curs de exploatare, cât și cele al că ror stadiu de
investigare permite proiectarea exploată rii.
Se admite o probabilitate de 90% (±10%) față de rezervele evaluate.Rezervele dovedite se
subclasifică în:

►dovedite dezvoltate
►dovedite nedezvoltate .

45

Rezervele dovedite dezvoltate sunt rezervele de gaze extrase și cele estimate a se obține prin
sondele de exploatare (producție) existente, în condițiile de deschidere (perforare) a acestora și ale
tehnologiilor de extracție aplicate la data de referință a evaluării, inclusiv cele care conduc la
obținerea de rezerve secundare.

Se subclasifică în categoria dovedite nedezvoltate rezervele estimate ܈i se obține prin
sondele de exploatare proiectate și în condițiile de deschidere (perforare) a acestora sau prin
modificarea deschiderii (perforaturii) – existente anterior, cât și prin tehnologii de extracție
proiectate la data de referință a evaluării, inclusiv prin cele care vor conduce la obținerea de rezerve
secundare.
În cazul colectoarelor cu nisipuri neconsolidate, în categoria dovedite se vor clasifica
rezervele considerate posibil de recuperat cu sondele existente și cu cele proiectate l a data de
referință a evaluării.

Rezerve dovedite se consider și cantitățile și/sau volumele extrase prin sonde din rezervele
inițiale al căror grad de cunoaștere corespunde categoriei probabile.

Rezerve probabile
Sunt rezervele al căror grad de cunoaștere nu întrunește condițiile de clasificare dovedite,
dar care se apreciază că se vor putea recupera în viitor din resursele geologice, în condițiile tehnice
cunoscute și economice estimate, astfel:
a) situate în zone din extinderea rezervelor dovedite din cadrul aceluiași zăcământ, unde
există indicații din diagrafiile electrice ale sondelor privind prezența petrolului în colector, dar nu
există date asupra productivității cu caracter industrial;
b) situate în zone nou-descoperite, cu zăcăminte insuficient conturate, din care s -au obținut
date privind prezența petrolului cu caracter comercial, prin probe de producție efectuate în cel puțin
o sondă;
c) situate sub limita izobatică a rezervelor dovedite dintr- un zăcământ, dacă există indicații
din diagrafiile geofizice ale sondelor privind prezența petrolului sau dacă din perforatura care a stat
la baza delimitării rezervelor dovedite nu s- au obținut impurități ;
d) ce ar putea rezulta ca aport suplimentar al sondelor de completare sau de înlocuire de
gabarit de exploatare, neproiectate încăîn etapa pentru care se evaluează rezerve, dar considerate ca
posibil de realizat, sau proiectate, cu executare condiționată de obținerea unor rezultate prevăzute
pentru son dele de exploatare proiectate a se săpa necondiționat;

46

e) ce ar putea rezulta ca aport suplimentar prin aplicarea de metode de recuperare secundară,
dar a căror posibilitate de aplicare nu a fost încă dovedită la zăcământul pentru care s -au evaluat
rezerve primare clasificate în categoria dovedite.

Rezerve posibile
Rezervele posibile sunt rezervele considerate că se vor putea extrage din resurse geologice
evaluate pe structuri cunoscute pe baza datelor geologice și inginerești, obținute prin lucrări de
cercetare geologic în zonă sau pe zăcăminte adiacente, în următoarele situații:
a) pe structuri descoperite prin prospecțiuni seismice, pe care a fost pusăîn evidență prezența
colectoarelor în cel puțin o sondăși există indicații privind
posibilitatea existenței acumulării de hidrocarburi, pe baza diagrafiilor geofizice executate în son de;
b) în extinderea unor rezerve probabile, în cadrul unor structuri insuficient conturate, în zone în care
se presupune existența acumulărilor de gaze.
Se admite o probabilitate de 20% (±80%) față de rezervele evaluate.

Rezervele clasificate în categoria posibile trebuie să îndeplinească următoarele condiții de
cunoaștere a parametrilor și datelor care stau la baza evaluării acestora, cât și a resurselor geologice din
care provin:
1. Imaginea geologică se obține prin interpretarea datelor rezultate din prospecțiunea
seismică, iar suprafața considerată productivă se delimitează pe baza datelor seismice și a interpretării
datelor geologice zonale.
2. Celelalte elemente de cunoaștere, necesare evaluării resurselor geologice și a re zervelor
care provin din acestea, se vor lua în considerare prin analogie cu zăcăminte sau structuri apropiate, cu
condiții geologice asemănătoare, pentru care s -au confirmat rezerve dovedite. [͸]

47
CAPITOLUL 9 . METODE DE ESTIMARE A RESURSELOR
STUDIU DE CAZ
Evaluarea resurselor geologice și a rezervelor de gaze se efectuează pe baza tuturor datelor
geologice, geologo-fizice, fizico- chimice și de producție, obținute prin lucrările de explorare,
dezvoltare și exploatare, executate, și a informațiilor de ordin tehnic, tehnologic și economic de care
se dispune la data de referință a evaluării. Evaluarea rezervelor are la bază estimarea resurselor
geologice din care provin.
Estimarea resurselor geologice de gaze naturale se efectuează prin urmãtoarele metode:
►9.1 -metoda volumetrică;
►9.2 -metoda declinului de presiune și a producției extrase,sau metoda bilanțului material
aplicabilă pentru gazele naturale libere și amestecurile de gaze naturale libere.

9.1.M ETODA VOLUMETRICÃ
Se utilizeazã atât în cazul zãcãm intelor în curs de cercetare,nepuse în exploatare,cât și în
cazul zãcãmintelor în care stadiul exploatãrii este mai puțin avansat.
In cele ce urmeazã este exemplificat calculul rezervelor prin metoda volumetricã și
verificarea acesteia utilizând metoda declinului de presiune pentru un obiectiv corespunzãtor
pachetului de roci din Sa V b din cadrul structurii gazeifere Glãvãnești (Platforma Sud –
Moldoveneascã) considerând cã gazele ajung la suprafațã in regim de expansiune.
Pentru a calcula volumul de rezerve prin aceastã metodã se utilizeazã formula(*):
0
0
01 z r
g
rzPTG A h m SP T z      

G0 -este rezerva geologicã inițialã de gaze (m3)
A – aria productivã a zãcãmântului (m2)
h -este grosimea efectivã a stratului saturat cu gaze (m)
m -porozitatea efectivã a rocii colectoare (fracție zecimalã)
Sg -saturația în gaze a rocii (fracție zecimalã)
0zP- este presiunea inițialã a zãcãmântului (Pa)

48
rP- este presiunea de referințã (Pa)
Tz -temperatura de zãcãmânt (K)
Tr – temperatura de referințã (K)
Z0 -factorul de abatere corespunzãtor presiunii 0zPși T z
Insã 0
01 z r
rzPT
P T z
este inversul factorului de volum al gazelor (1
igb) la presiunea inițialã P i
,în consecințã prima relație(*) devine dupã înlocuire :
(**) 01
ig
gG A h m Sb    
aceastã relație fiind echivalentã cu:
01(1 )
ia
gG A h m Sb     
(datoritã faptului cã S g=1-Sa,unde S a este saturația în apã a rocii
colectoare)
In calcule vom utiliza formula (*):
0 0
0
0011z i r
g c g
r z iP PT TG A h m S V m SP T z P T z            

în care V c este volumul colector efectiv și V c=A.h

Elemente și date cunoscute:
– harta cu izopachite și geometria orizontului gazeifer

49
Fig.16-Harta cu izopachite pentru pachetul Sa V b
Geometria pachetului din Sa V b este dedusã pe baza suprafețelor S i și a înãlțimilor h i
cunoscute.

Fig.33-Geometria orizontului gazeifer Sa V b Glãvãnești
Grosimile stratelor (obținute din analiza diagrafiilor de carotaj electric și a carotelor
mecanice), suprafețele productive (obținute pe baza planimetrãrii hãrții cu izopachite la nivelul Sa
Vb fig. 16 ) și volumele efective (calculate) ale colectorului sunt reprezentate in tabelul 1.

50

Tabel 1. Valori numerice aferente calculului volumului orizontului gazeifer Sa V b Glãvãnești
Integrând numeric obținem volumul efectiv al colectorului (V c) astfel:
3
6 6 6
1 1 2 2 3 3
18 0,26 10 6 0,71 10 2 1,18 10c i i
iV h S h S h S h S
                

68,7 10cV  m3
Adâncimea medie H=1190,47 la care se aflã orizontul productiv (Sa V b) și e determinatã pe
baza diagrafiilor de carotaj electric efectuate la fiecare din sondele care traverseazã obiectivul Sa V b
și anume:
62,112,60,100,106,101,110,111,65,104,103,113,107,108 și 73 Glãvãnești.
-Saturația în gaze S g fost determinatã pe baza analizelor de laborator și în cazul pachetului
de roci din Sa V b din cadru l structurii de gaze Glãvãnești ,S g=70%
-Porozitatea m (analize laborator) este de m=28%
–Presiune criticã a gazului metan P cr=46,2 bar
–Presiunea inițialã P 0 =1,01325 bar
–Presiunea finalã (de abandonare) a orizontului P zf =2,5 bar
–Temperatura de referințã T 0=273,15 K
Grosimea stratului h i
(i=1-3)
(m)

Suprafața
productivã
Si (i=1-3)
Volumele efective V i componente
colectorului orizontului
Vi=hi.Si(m3)

h1=8 S1=0.26×106 V1=2.08×106

h2=6 S2=0.71×106 V2=4.26×106

h3=2 S3=1.18×106 V3=2.36×106

51

Cu aceste date, se vor determina:
1.Valoarea rezervei geologice de gaze (G 0)
2.Rezerva de gaz extrasã (recuperabilã)(G r)
3.Factorul de recuperare a gazelor (f r)
Parametri calculaĠi :
Temperaturi calculate:
Calculul temperaturii inițiale de zãcãmânt ,T z se face cu relația :
13,03 273,15 1190,47 3,03 273,15 309( )100 100zHTK       

Parametri critici:
3091,617191z
ri
crTTT  

1,617rf riTT
Presiuni calculate:
Presiunea inițialã de zãcãmânt ,P i este funcție de a(greutatea specificã a apei de zãcãmânt) și de
H (adâncimea medie a orizontului gazeifer) astfel:
1,05 1190,4712510 10a
iHP   
bar
Parametri critici:
1252,70546,2i
ri
crPPP  

2,50,05446,2f
rf
crPPP  

Pe baza parametrilor critici calculați se determinã din diagrama factorului de abatere
Z,parametrii pentru condițiile inițiale și finale respectiv Z i și Z f

52
și anume Z i=0,84 și Z f=1
Cu aceste date rezerva geologicã de gaze (G 0) și rezerva recuperabilã de gaze(G r) sunt
respectiv:
6 0
0
01 125 273,15 18,7 10 0,28 0,701,01325 309 0,84i
cg
iPTG V m SP T z             
221,376.106 m3N
6 0
0125 2,5 273,15( ) 8,7 10 0,28 0,70 ( )0,84 1 1,01325 309f i
r c g
i f zPPTG V m Sz z P T             217,656.106 m3N
Factorul de recuperare a gazelor este determinat cu relația:
6
6
0217,656 10
221,376 10r
rGfG  0,98

9.2.M ETODA DECLINULUI DE PRESIUNE
In perioada inițialã a exploatãrii nu este posibil sã se calculeze rezervele de g aze decât prin
metoda volumetricã expusã anterior.Numai dupã o perioadã oarecare de exploatare,în care se
mãsoarã periodic presiunea zãcãmântului,se recalculeazã rezervele prin metoda declinului de
presiune (de bilanț material).
Pentru regimul de expansiune al gazelor,rezervele se verificã prin aceastã metoda cu
formula:
0
0
0
0
0
0()tz
r
tPGTzGP PTzz  



în care:
Greprezintã cantitatea de gaze extrase pânã când presiunea de strat a scãzut in timpul t
de la valoarea P o la valoarea tzP
.
Se aleg douã momente din perioada de exploatare a zãcãmântului,pentru care presiunile au
valorile P 1 respectiv P 2 iar cantitatea de gaze extrase este G1.In cazul când momentul (1)
coincide cu momentul (0) de punere în exploatare a zãcãmântului,P 1=P0 iar G reprezintã în

53
acest caz întreaga cantitate de gaze extrase din momentul (0) pânã în momentul (2) corespunzãtor
presiunii P 2.
Pentru exemplificare considerãm orizontul gazeifer Sa Vb-Glãvãnești, studiat anterior și
estimãm rezerva recuperabilã de gaze considerând cã gazele ajung la suprafațã datoritã destinderii
lor.Temperatura de zãcãmânt este de 309 K.

Anul Producția anualã
(m3N) Cumulativ de
producție,Gp
(m3N) Presiunea staticã medie
(bar)
1976 17×106 17×106 125
1977 30×106 47×106 123
1978 32×106 79×106 110
1979 29 x106 108 x106 100
1980 24 x106 132 x106 95

Tabel 2- Datele de presiune și de producție anualã precum și cumulativul de gaze aferente
orizontului analizat pentru primii 5 ani de exploatare
Pentru fiecare presiune din coloana de presiuni (tabel 34) calculãm valorile critice
corespunzãtoare și factorul de abatere Z pe baza graficului de determinare a factorului de abatere
știind cã 3091,617191z
ri
crTTT  
.
In ultima coloanã a tabelului se trec valorile raportului P i/Zi valori cu ajutorul cãrora
construim funcția P m/Zm=f(G p) in care Gp este cumulativul de producție.Aceste valori sunt redate in
tabelul 3:

Presiune staticã medie P m
(bar) Pr,m=Pm/46,2
(bar) Zm Pm/Zm
(bar)

54
P1=125 Pr1=2,705 Z1=0,84 148,8
P2=123 Pr2=2,662 Z2=0,84 146,42
P3=110 Pr3=2,380 Z3=0,85 129,41
P4=100 Pr4=2,164 Z4=0,86 116,27
P5=95 Pr5=2,056 Z5=0,87 109,19

Tabel 3-Valorile P m,Pr,m,Zm și P m/Zm

Fig 17 .Reprezentarea graficã a funcției Pm/Zm=f(G p)
Pentru construcția funcției Pm/Zm=f(G p), pe axa absciselor se trec valorile cumulativului de
producție pentru fiecare an în parte iar pe axa ordonatelor valorile raportului P m/Zm.Se obțin astfel
puncte M m de coordonate M m(Gm,Pm/Zm) care în cazul în care aparțin unei drepte,permit
determinarea rezervei recuperabile de gaze ca abscisã a punctului de intersecție a liniei drepte cu
axa absciselor(Fig 36). Din grafic se observã cã dreapta intersecteazã axa absciselor in punctul

55
corespunzãtor unei rezerve recuperabile de G r=210×106 m3N.Cu aceastã valoare,ținând cont cã
rezerva geologicã inițialã calculatã prin metoda volumetricã este de G0=221,376×106 m3N rezultã
un factor de recuperare a gazelor:

f r=G r/G0=(210×106)/(221,376×106)=0,94

56

BIBLIOGRAFIE

1. https://ro.wikipedia.org/wiki/Comuna_Glăvăne܈ti,_Bacău
2. http://www.dadrbacau.ro/bacau.php
3. Harta geologic ă scara 1:200000 , Foaia Foc܈ani, Bucuresti 1968
4. Vasile Mutihac ,Geologia României , Bucuresti 2004
5. Frunzescu Dumitru , Suport de curs , Geologia României
6. Dan- Paul ܇tefănescu ,Maximizarea factorului de recuperare al gazelor natural prin
remodelare geologică ܈i simularea numeric ,Suport de curs , 2010