490
PARTEA INTÎl PETROLUL Şl GAZELE NATURALE 1. BITUMENELE NATURALE Prin bitumen natural se defineşte un amestec complex şi variabil de hidrocarburi gazoase, lichide şi solide, şi după gradul de predominare a unei faze bitumenele naturale pot fi lichide, gazoase sau solide. 1.1. ORIGINEA BITUMENELOR Bitumenele naturale sînt foarte răspîndite în scoarţa terestră, în spe- cial in rocile sedimentare şi, în acest caz, sînt considerate au origine organică (externă). Mai rar, bitumenele sînt întîlnite şi în rocile meta- mi rfice şi eruptive şi în acest caz s-a considerat că au origine anorga- nica sau minerală (internă); prezenţa lor în aceste roci pune problema existenţei unei legături genetice cu acestea. L. Mrazec, prin analogie cu concepţia asupra provenienţei apelor din scoarţa terestră, a numit bitu- menele din prima categorie hidrocarburi vadoase şi pe cele din categoria a doua hidrocarburi juvenile. 1.1.1. BITUMENE DE ORIGINE ANORGANICĂ (MINERALA SAU INTERNA) Toate bitumenele din această categorie, fie ele în stare gazoasă, li- chidă sau solidă, sînt legate de activitatea vulcanică şi trebuie conside- rate ca un produs de degazeificare a magmei. Se menţionează, spre exemplificare, că fumerolele vulcanilor Vezuviu şi Etna conţin 2,93% metan. în magma în curs de consolidare sau în magma consolidată sînt mari cantităţi de substanţe volatile în soluţii şi, adeseori, se găsesc şi hidro- carburi. Cînd magma se răceşte repede, ea conţine o mare cantitate de gaze care n-au putut fi eliminate complet, spre deosebire de cazul cînd magma se consolidează lent, în adîncime, şi gazele eliminate se dizolvă treptat în soluţiile apoase care se ridică spre suprafaţă, prin fisuri, şi ajung chiar la suprafaţă sub formă de izvoare termo- minerale. în cursul ascensiunii soluţiilor apoase, din acestea se depune o

Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Embed Size (px)

DESCRIPTION

Curs

Citation preview

Page 1: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

PARTEA INTÎl

PETROLUL Şl GAZELE NATURALE

1. BITUMENELE NATURALE

Prin bitumen natural se defineşte un amestec complex şi variabil dehidrocarburi gazoase, lichide şi solide, şi după gradul de predominare aunei faze bitumenele naturale pot fi lichide, gazoase sau solide.

1.1. ORIGINEA BITUMENELOR

Bitumenele naturale sînt foarte răspîndite în scoarţa terestră, în spe-cial in rocile sedimentare şi, în acest caz, sînt considerate că au origineorganică (externă). Mai rar, bitumenele sînt întîlnite şi în rocile meta-mi rfice şi eruptive şi în acest caz s-a considerat că au origine anorga-nica sau minerală (internă); prezenţa lor în aceste roci pune problemaexistenţei unei legături genetice cu acestea. L. Mrazec, prin analogie cuconcepţia asupra provenienţei apelor din scoarţa terestră, a numit bitu-menele din prima categorie hidrocarburi vadoase şi pe cele din categoriaa doua hidrocarburi juvenile.

1.1.1. BITUMENE DE ORIGINE ANORGANICĂ(MINERALA SAU INTERNA)

Toate bitumenele din această categorie, fie ele în stare gazoasă, li-chidă sau solidă, sînt legate de activitatea vulcanică şi trebuie conside-rate ca un produs de degazeificare a magmei. Se menţionează, spreexemplificare, că fumerolele vulcanilor Vezuviu şi Etna conţin 2,93%metan.

în magma în curs de consolidare sau în magma consolidată sînt maricantităţi de substanţe volatile în soluţii şi, adeseori, se găsesc şi hidro-carburi. Cînd magma se răceşte repede, ea conţine o mare cantitate degaze care n-au putut fi eliminate complet, spre deosebire de cazul cîndmagma se consolidează lent, în adîncime, şi gazele eliminate se dizolvătreptat în soluţiile apoase care se ridică spre suprafaţă, prin fisuri, şiajung chiar la suprafaţă sub formă de izvoare termo-minerale. în cursulascensiunii soluţiilor apoase, din acestea se depune o parte din substan-ţele minerale conţinute formîndu-se filoane, dar odată cu mineralele sesepară şi hidrocarburile conţinute. L. Mrazec, plecînd de la această ob-servaţie, a ajuns la concluzia că există hidrocarburi în zăcămintele fi-loniene. Produsele de degazeificare a magmei pot ajunge la suprafaţăsub formă de gaz carbonic asociat cu o cantitate mică de metan formîndmofetele. Cînd consolidarea magmei are loc la suprafaţă, produsul de-gazeificării se degajă sub formă de fumerole.

Page 2: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

1.1.2. BITUMENE DE ORIGINE ORGANICA (EXTERNA)

în anumite condiţii, substanţa organică din rocile sedimentare setransformă în hidrocarburi care impregnează aceste roci.

în lipsa oxigenului, materia organică, prin bituminizare se transformăîn bitumen şi prin incarbonizare, în cărbune. Procesul de incarbonizareare loc în trei faze: turbificare, humificare şi incarbonizare propriu-zisă.în prima fază, de turbificare, celuloza, sub acţiunea bacteriilor anae-robe, se descompune în bioxid de carbon, metan, apă şi acizi solubili înapă. în această fază, substanţa vegetală, parţial transformată, reacţio-nează cu acizii şi dă naştere la turbă. în cea de a doua fază, de humifi-care, lignina este atacată de acizi şi transformată în acizi humici, careapoi trec în bitumene, iar în ultima fază, de incarbonizare, prin elimi-narea apei şi a gazelor din humină, se ajunge la formarea cărbunilorhumici. Uleiurile, cerurile şi răşinile care rămîn, se transformă în bitu-mene, din care se degajează cele volatile, iar cele fixe, rămîn în masahuminei şi astfel rezultă cărbuni mai mult sau mai puţin bituminoşi.

1.2. BITUMINIZAREA

Pe fundul apelor stătătoare dulci, sălcii sau sărate, în lipsa oxigenu-lui, are loc descompunerea materiei organice, în special a grăsimilor, dincare rezultă, în afară de metan, şi alte hidrocarburi, amoniac, hidrogensulfurat etc. în procesul de bituminizare, soluţiile saline contribuie lasaponificarea grăsimilor, iar silicea coloidală, argilele, etc, au rol decatalizator şi reţin produsele obţinute din descompunerea grăsimilor,ferindu-le de contactul cu oxigenul. Primul produs de transformare amateriei organice, depus pe fundul apelor sălcii sau sărate, este, dupăPolonie (1903), sapropelul, caracterizat ca un mîl unsuros, cu miros greu,format din materia organică în putrefacţie şi mîl mineral.

1.3. CLASIFICAREA BITUMENELOR NATURALE

O clasificare a bitumenelor naturale trebuie să ţină seama fie de le-gătura genetică de derivare naturală a diferiţilor compuşi şi materiaprimă din care rezultă, fie de starea fizică a lor, fie de legăturile fizi-co-chimice dintre bitumene şi roci. Cele mai cunoscute clasificări, dupăprincipiile enumerate sint cele întocmite de Ch. Engler, H. Hoefer şiL. Mrazec.

Clasificarea Ch. Engler. în această clasificare, chimică-genetică, auto-rul pleacă de la anabitumene, considerate ca primul produs de trans-formare a materiei organice, în urma unui proces de fermentaţie anae-robă, şi deosebeşte cinci clase de bitumene şi anume:

1) Anabitumene — amestec de materie organică în diferite stadii detransformare şi de materie organică netransformată. în compoziţia ana-bitumenelor intră grăsimi, acizi graşi, parafine fosile, ozocherită, asfaltetc.

2) Polibitumene — produse de polimerizare şi de oxidare a anabitu-menelor, insolubile la rece în solvenţii hidrocarburilor.

Page 3: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

3) Catabitumene — produse rezultate din depolimerizarea anabitu-menelor. Catabitumenele sînt reprezentate prin bitumenelo mobile aleşisturilor bituminoase şi sînt solubile în solvenţii hidrocarburilor.

4) Ecgonobitumene — care rezultă din depolimerizarea ana-poli-ca-tabitumenelor, sînt solubile în solvenţii hidrocarburilor şi reprezentateprin bitumenele din petrolul brut şi gazele naturale.

5) Oxibitumene — produşi de oxidare a petrolului (asfaltul, ozo-cherita etc).

Clasificarea Hoefer. Autorul, după starea fizică a bitumenelor, a deo-sebit trei grupe: — bitumene gazoase (gazele naturale), — bitumene li-chide (petrolul), — bitumene solide (asfaltul, ozocherita, parafina etc).

Clasificarea L. Mrazec ţine seama de legăturile fizico-chimice dintrebitumene şi roci şi consideră două grupe de bitumene: libere şi fixe. Dingrupa bitumenelor libere fac parte hidrocarburile gazoase, lichide şi so-lide care ocupă porii rocilor fără să fie legate de sedimentul mineral.Ele sînt solubile în solvenţii hidrocarburilor, la rece, şi pot fi extraseprin încălzire şi presiune. Din grupa bitumenelor fixe sau nelibere facparte hidrocarburile care sînt intim legate de sedimentul mineral. Elesînt insolubile în solvenţii hidrocarburilor şi nu pot fi extrase decît prindistilare la temperaturi de peste 300°C.

1.4. RELAJIA DINTRE BITUMENE Şl CĂRBUNI

între incarbonizare — procesul de formare al cărbunilor — care seface pe seama materiei vegetale — şi bituminizare, la care iau parteatît grăsimile organismelor animale cît şi ale organismelor vegetale, estegreu să se traseze o limită. Datorită faptului că, în natură, materia su-pusă procesului de transformare nu este complet diferenţiată, între bi-tumene şi cărbuni sînt termeni intermediari. Ca mod de geneză, cărbuniibituminoşi fac trecerea între incarbonizare şi bituminizare, prin aceeacă bitumenele din aceşti cărbuni îşi au originea în uleiurile, cerurile şirăşinile materiei vegetale. Pentru bitumene se poate admite că materiavegetală a luat parte la formarea lor, dar nu în exclusivitate, spre deo-sebire de cărbuni, unde teoria originii vegetale este valabilă, în modexclusiv.

1.5. TIPURI PRINCIPALE DE BITUMENE NATURALE

Petrolul (ţiţeiul) este un amestec natural, lichid şi inflamabil, de hidro-carburi gazoase, lichide şi solide, în care hidrocarburile gazoase şi so-lide sînt dizolvate în hidrocarburile lichide, formînd soluţii sau suspensiicoloidale. în studiul zăcămintelor de petrol prezintă o deosebită impor-tanţă, din punct de vedere teoretic şi practic, cunoaşterea tipurilor depetrol şi în această direcţie se cunosc o serie de clasificări, dintre carese menţionează clasificarea „Carpatică" a prof. C. Creangă (1961), carecaracterizează ţiţeiurile prin două trăsături chimice de bază:

1) Compoziţia fondului de hidrocarburi.2) Proporţia componenţilor: ceară, compuşi de natură asfaltică, com-

puşi cu sulf şi distilat pînă la 200°C.

9

Page 4: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Compoziţia fondului de hidrocarburi, respectiv totalitatea hidrocar-burilor conţinute în ţiţei este dată de indicii structurali

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

care exprimă distribuţia carbonului în structuri (%CP — «/o carbon pa-rafinic, VfcCjf — Vo carbon naftenic, VoQ — °/o carbon aromatic).

Caracterizarea calităţii ţiţeiului prin însuşirile de interes practic seface prin indicii de calitate: c(o/0 ceară), r(o/0 răşini+ °/o asfaltene), s(°/0

sulf), d(o/0 distilat în greutate pînă la 200°C).După compoziţia fondului de hidrocarburi au fost separate şapte clase

de ţiţeiuri, definite şi delimitate pe baza variaţiei valorilor indicilorstructurali, ţinîndu-se seama de modul cum influenţează caracterul chi-mic general componentele generale cunoscute cantitativ prin aceşti in-dici:

I. Clasa de ţiţeiuri parafinice o/0C'p>72.II. Clasa de ţiţeiuri parafin-najtneice °/0Cp>50; Cp +C'v>-90.III. Clasa de ţiţeiuri parafin-aromatice %Cp>50; % CP-H/0C'4 >90.IV. Clasa de ţiţeiuri parafin-najten-aromatice %CP>50; CN>Cl

4;o/0c;4>io.

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

VI. Clasa de ţiţeiuri naften-aromatice o/0Cp<50; VoC^ >%C^.VII. Clasa de ţiţeiuri aromato-najtenice o/0C'p<50; o/o C*A >% CJ^.Clasa I — ţiţeiuri parafinice — a fost definită numai prin caracte-

rul parafinic, care predomină cu mult faţă de celelalte (o/0Cp>72). înclasele II şi III, pe lîngă caracterul parafinic, predominant, este impor-tant şi caracterul naftenic sau cel aromatic şi ţiţeiurile sînt denumiteparafin-naftenice sau parafin-aromatice.

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

Clasele VI şi VII conţin ţiţeiuri în care carbonul parafinic este com-parativ mult scăzut (°/0Cp<50), scăderea fiind marcată în denumirileclaselor; ţiţeiurile se numesc naften-aromatice sau aromato-naftenice,după raportul de mărime al indicilor structurali corespunzători.

în aceeaşi clasă, ţiţeiurile se deosebesc prin valorile indicilor de ca-litate, pe baza cărora au fost delimitate caracterele: neceros c<2; cerosc>2;. puţin ruşinos r<10; răşinos 10>r<25 (r= o/0 răşini + o/o asfaltene);asfaltos ?*>25; nesulfuros s<0,5; sulfuros s>0,5. Un ţiţei întruneşte nu-mai trei din cele şapte caractere menţionate, ceea ce a dus la definireaa 12 grupe de ţiţeiuri:

— ceroase — puţin răşinoase — nesulfuroase;— ceroase — puţin răşinoase — sulfuroase;— ceroase — răşinoase — sulfuroase;— ceroase — răşinoase — nesulfuroase;— ceroase — asfaltoase nesulfuroase;— ceroase — asfaltoase — sulfuroase;— neceroase — puţin răşinoase — nesulfuroase;— neceroase — puţin răşinoase — sulfuroase;

10

Page 5: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— neceroase — răşinoase — nesulfuroase;— neceroase — răşinoase — sulfuroase;— neceroase — asfaltoase — nesulfuroase;— neceroase — asfaltoase — sulfuroase.Rezultatele analizei de clasificare se exprimă prin formula de clasi-

ficare care conţine clasa, indicii structurali, grupa şi indicii de calitate,în exemplul dat se menţionează indicii structurali pentru ţiţeiurile dinoligocenul de la Geamăna şi anume: Cp 63; C^ 20; C^ 17, respectiv,fac parte din clasa parafin-naften-aromatice, iar după indicii de calitatec=3,5%; r=5,6%; s=0,12%; d=42,3«/0; face parte din grupa ceroase-pu-ţin răşinoase-nesulfuroase.

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

Unele zăcăminte de gaze din Bazinul Transilvaniei au concentraţiiîn metan pînâ la 99,9% şi sînt însoţite de cantităţi mici de etan, butan,propan, care nu depăşesc ordinul zecimilor de procente şi de hidrocar-buri lichide uşoare (pentani, hexani, heptani) a căror concentraţie va-riază în jurul miimilor de procente. De regulă, în cantităţi de ordinulzecimilor sau sutimilor de procente se întîlneşte dioxidul de carbon şiazotul, dar se cunosc şi zăcăminte cu conţinut ridicat de dioxid de car-bon, cum sînt unele zăcăminte situate în partea de est a Bazinului Tran-silvaniei (Cuşmed, Benţid, Tărceşti, Firtuş) şi în Bazinul Panonian (Piş-colt, Ciocaia—Diosig), în ambele cazuri zăcămintele sînt situate în apro-pierea eruptivului neogen. Metanul în cantităţi foarte mici se găseşteşi în rocile eruptive sticloase şi în gazele produse de activitatea vulca-nică şi post-vulcanică. Un conţinut ridicat de C02 se întîlneşte în ţaranoastră şi în zăcămintele de gaze sub care sînt orizonturi de lignit încurs de degazeificare (ca, de exemplu, zăcămintele din dacian din De-presiunea Precarpatică).

Gazele naturale se împart în:— gaze neasociate, care se găsesc ca gaze libere în condiţii iniţiale

ale unui zăcămînt ce nu conţine petrol;— gaze dizolvate, care în condiţii iniţiale de zăcămînt se găsesc di-

zolvate în petrol;— gaze asociate care se găsesc sub formă de gaze libere fie în ace-

laşi strat cu petrolul, dar formînd un cap de gaze (gaz-cap), fie că segăsesc în orizonturile superioare ale unei formaţiuni geologice şi subele sînt zăcăminte de petrol şi în acest caz ele formează „cupole de gaze"(boite de gaze).

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

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

Smoala este produs rezultat din oxidarea şi răşinificarea petroluluinaftenic şi uneori formează lacuri (Lacul Brea din Insulele Trinidad şiLacul Bermudez din Venezuela).

11

Page 6: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Asfaltul este un amestec de hidrocarburi grele şi petrol oxidat. Seîntîlneşte ca impregnaţii în gresii, calcare fisurate, nisipuri şi, uneori,sub formă de dop de asfalt care are rolul de rocă protectoare pentruzăcămîntul de petrol (cum este cazul zăcămîntului de petrol de la So-lonţ din subzona externă a flişului). Asfalt se mai găseşte în ţara noas-tră în nisipurile panoniene de la Derna (Bihor) şi în nisipurile dacieneşi ponţiene de la Matiţa (Prahova).

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

Elateritul este o varietate de asfaltit ce are proprietatea de a fielastic.

Parafinele fosile sînt produse ce provin din petrolurile parafinoase şisint mai importante două varietăţi: hatchetita şi ozocherita (ceara de pă-mînt); ultima se găseşte în ţara noastră pe Pîrîul lui Tudorache, afluental Văii Slănicului de Moldova.

Şisturile bituminoase (piroşisturile) sînt roci pelitice ce conţin poli-bitumene. Aceste roci, în afară de substanţele bituminoase cu care sîntimpregnate şi care sînt solubile la cald în solvenţii petrolului, conţin, înprocent mai mare, şi o materie organică, insolubilă, numită kerogen,considerată prin compoziţia ei ca un produs al unei bituminizări incom-plete a materiei organice.

După natura sedimentului mineral şisturile bituminoase pot fi:— argiloase, ca, de exemplu, şisturile disodilice din oligocenul Car-

paţilor Orientali;— silicioase, în general de culoare neagră-brună, cum sînt şisturile

menilitice din oligocenul Carpaţilor Orientali;— calcaroase, de culoare roşcată sau brună-ncagră şi din această ca-

tegorie fac parte Kukersitele din calcarele ordoviciene din R.S.S. Estonă;— marnoase, din care fac parte şi marnele albe bituminoase din oli-

gocenul Carpaţilor Orientali;— cărbunoase, care prezintă caractere ca ale cărbunilor bituminoşi.Şisturile bituminoase, în general, prin distilare la temperaturi de

550—600°C dau un procent de peste 30% substanţe volatile, care princondensare trec în ulei de şist şi ape amoniacale. Uleiul de şist conţinepeste 70% hidrocarburi nesaturate grele şi are o densitate cuprinsă în-tre 0,875—0,950. Şisturile bituminoase prezintă importanţă prin aceeacă ele formează obiectul unor explorări şi exploatări, în vederea obţi-nerii uleiului de şist, folosit drept combustibil energetic. în ţara noas-tră prezintă interes, în această privinţă, în special şisturile liasice de laAnina care conţin între 2 şi 20% ulei de şist şi a căror valorificare casursă de hidrocarburi este luată în considerare. Conţinuturi mai mici deulei de şist, respectiv de 2—5%, au şisturile disodilice din oligocen care,de asemenea, vor fi valorificate.

Şisturile bituminoase sînt exploatate ca surse de ulei de şist înU.R.S.S., R. P. Chineză şi R. F. Germania şi sînt zăcăminte de astfel deşisturi şi în alte ţări.

O atenţie deosebită trebuie acordată valorificării şisturilor bitumi-noase şi nisipurilor bituminoase. Şisturile bituminoase ocupă locul aldoilea, în categoria resurselor energetice, primul loc fiind deţinut decărbuni, aşa după cum reiese în cele menţionate mai jos.

12

Page 7: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Estimări asupra structurii rezervelor şi resurselor de combustibiliRezerve1 (%) Resurse2 (%)

Cărbuni 47,3 79,5Petrol 12,4 8,4Gaze naturale 6,1 2,5Şisturi bituminoase 34,2 9,6

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

Tabelul 1

Estimaţii asupra resurselor mondiale de şisturi bituminoase şi nisipuri bituminoase(conţinut util)* miliarde tone

Resurse identificate Resurse ipotetice**

I îl I II

AfricaAmerica de NordAmerica de SudAsiaEuropaOceaniaTotal mondial

15,160,6a)14,010,9a)101,0

a)232,0124,02,20,90,2359,3

b)50,8b)0,315,5b)66,6

b)246,0497,0575,031,0

b)1 349,0

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

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

a) cantităţi reduse;b) nu există estimaţii.I — randament în petrol: 0,4—0,1 l/kg;

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

Page 8: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

surselor mondiale ce ar putea fi obţinute din şisturile şi nisipurile bitu-minoase. Cu toate că exploatarea şisturilor bituminoase este costisitoare,iar procesul de prelucrare a acestora este destul de poluant, trecerea lavalorificarea potenţialului energetic al şisturilor bituminoase ca şi a nisi-purilor bituminoase este de foarte mare importanţă, în prezent.

1.6. ORIGINEA PETROLULUI Şl A GAZELOR NATURALE

Originea petrolului şi a gazelor naturale a preocupat oamenii deştiinţă încă de la jumătatea secolului trecut. Problema care s-a pus ul-terior, a fost aceea de a se explica originea hidrocarburilor din acumu-lările industriale şi nu ivirile de hidrocarburi din rocile eruptive şi me-tamorfice. în general, chimiştii au susţinut originea anorganică (mine-rală) a hidrocarburilor, iar geologii, originea organică. Cunoaşterea ori-ginii hidrocarburilor are importanţă practică deoarece permite dirijarealucrărilor de prospecţiuni şi explorări în regiunile în subsolul cărora arfi zăcăminte industriale de hidrocarburi.

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

1.6.1. IPOTEZA ORIGINII ANORGANICE (MINERALE)

Această ipoteză se bazează, în general, pe rezultatele obţinute în la-borator, admiţîndu-se ca hidrocarburile s-au format în scoarţa terestrăca urmare a unor reacţii chimice asemănătoare cu cele din laborator.

Berthelot (1866) a obţinut hidrocarburi de tipul celor din petrol, înurma acţiunii acidului carbonic asupra metalelor alcaline, la tempera-turi înalte, în prezenţa vaporilor de apă.

în urma rezultatelor obţinute prin cercetări de laborator D. I. Men-deleev (1877) a formulat o ipoteză, după care petrolul este de originăpur minerală, el formîndu-se în regiunile profunde ale scoarţei terestre,în urma reacţiei vaporilor de apă supraîncălziţi cu carburi metalice.

Din reacţia dintre acizi sau apă cu carburi metalice fierbinţi au fost,de asemenea, obţinute hidrocarburi lichide (C. V. Haricikov şi H. Mois-san). H. Moissan (1896), prin acţiunea acetilenei asupra metalelor reduse(Fe, Co, Ni etc.) a obţinut hidrocarburi lichide bogate în benzină.

Prin hidrogenarea la rece a acetilenei, în prezenţa Fe şi Ni redus,Sabatier şi Sanderens (1901) au obţinut hidrocarburi forminice, la tem-peraturi de 200°C au obţinut hidrocarburi naftenice, iar la temperaturide circa 300°C au obţinut hidrocarburi ciclice nesaturate. Autorii au con-siderat că se pot obţine toate tipurile de hidrocarburi, funcţie de na-tura catalizatorului.

în urma rezultatelor obţinute în laborator, au considerat şi ei că înscoarţa terestră există condiţii de a se forma hidrocarburi. Acetilena şihidrogenul din scoarţa terestră provin în urma acţiunii apei asupra car-burilor metalice sau asupra metalelor alcaline.

încălzind etilena, sub presiune, în prezenţa unor catalizatori, Ipatieva obţinut petrol, iar Tropsch şi Fr. Fischer au obţinut hidrocarburi, de

14

Page 9: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

la cele mai uşoare, pînă la cele cu masă moleculară mare, din oxid decarbon şi hidrogen chimic pur, la presiuni înalte şi în prezenţa unor ca-talizatori (Fe, Co). De asemenea şi aceşti autori au considerat că existăcondiţii în scoarţa terestră să se formeze hidrocarburi.

Boutigny şi V. A. Sokolov au considerat că petrol se poate obţineprin acţiunea emanaţiilor radioactive asupra metanului, în mediu fărăaer. Ei au estimat că 1 km3 de rocă poroasă, cu un conţinut mediu deelemente radioactive, impregnată cu CH4, sub o presiune de 1 000 daN/m2,ar putea da în 100 milioane de ani, circa 1 milion tone hidrocarburi li-chide.

Primul geolog român care s-a ocupat de originea petrolului, Gr. Co-bălcescu (1827), plecînd de la prezenţa dovedită, că fumerolele conţinmetan, a admis ipoteza originii vulcanice a acumulărilor de hidrocar-buri, concepţie la care s-a alăturat un alt geolog român, G. Munteanu-Murgoci (1926). Această concepţie a fost susţinută în ultimii ani şi dealţi cercetători, ca: La Coste, Lent şi Phyălla. Cu toate că ipoteza ori-ginii organice a petrolului şi gazelor a fost acceptată de geologii dintoate ţările cu o industrie petroliferă dezvoltată şi cu o mare experienţăin lucrările de prospecţiuni şi explorare, inclusiv de marea majoritatea geologilor din U.R.S.S., totuşi ipoteza originii anorganice a fost re-luată în discuţie între 1955—1959 şi apoi în 1967 mi U.R.S.S. de cătreN. A. Kudreavţev, P. N. Kropotkin şi V. P. Porfiriev care consideră căpetrolul s-a format din compuşii carbonului şi hidrogenului de originemagmatică.

P. N. Kropotkin subliniază prezenţa, în corpurile cosmice şi în ga-zele emanate de vulcani, a compuşilor de carbon şi hidrogen. După N. A.Kudreavţev şi P. N. Kropotkin, acumulările de petrol şi gaze sînt can-tonate în zonele marilor dislocaţii din fundament şi în zonele fracturi-lor de adîncime. V. P. Porfiriev, care iniţial a susţinut originea orga-nică, ulterior a acceptat ipoteza după care hidrocarburile din petrol îşiau sursa în masele magmatice, de unde, de-a lungul zonelor de frac-turi, ajung pînă în depozitele sedimentare unde, în rocile poros-per-meabile, formează zăcăminte de hidrocarburi. Aceşti troi geologi maiaduc ca argument în sprijinul originii anorganice, prezenţa hidrocar-burilor în învelişul extern al altor planete.

După cum va reieşi din cele ce urmează, ipoteza originii anorganice(minerale) nu are argumente puternice care s-o impună şi, totodată, nupoate răspunde obiecţiunilor care i se aduc.

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

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

— prezenţa unor zăcăminte industriale de hidrocarburi, cantonate înrocile eruptive şi metamorfice fisurate;

— posibilităţile de migrare a hidrocarburilor, produse de magmă,de-a lungul unor mari fracturi şi de care sînt legate zone de acumulare;

— prezenţa Va, Ni, Co, considerate a fi de origine internă, în com-poziţia petrolului;

Page 10: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

15

Page 11: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— emanaţiile de gaze ale vulcanilor noroioşi, consideraţi de unii cer-cetători, că au legături cu vulcanismul magmatic.

Contraargumente:— zăcămintele industriale din rocile eruptive sau metamorfice fisu-

rate s-au format întotdeauna în urma unui proces de migraţie din în-velişul sedimentar;

— se cunosc fracturi de mare anvergură de-a lungul cărora s-a de-plasat magma şi s-au format lanţuri vulcanice, dar de care nu sînt le-gate zăcăminte de petrol, ca, de exemplu, în ţara noastră, Lanţul Hăr-ghita-Căliman;

— prezenţa vanadiului, nichelului şi altor metale în cenuşa ţiţeiu-rilor nu este un argument în sprijinul originii minerale, deoarece sîntplante care au proprietatea de a concentra unele metale, ca de exem-plu vanadiu;

— vulcanii noroioşi sînt semne ale degradării zăcămintelor de hi-drocarburi şi emanaţiile de gaze ale acestora n-au legătură cu vulcanis-mul magmatic;

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

1.6.2. IPOTEZA ORIGINII ORGANICE

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

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

în secolul al XlX-lea, aceste ipoteze au fost completate pe bază denoi date de laborator. Astfel, Laurent (1863) a obţinut hidrocarburi for-menice prin distilarea acizilor graşi într-un curent de vapori de apăsupraîncălziţi, iar Warren şi Storber (1865), prin distilarea săpunului dinulei de ficat de morun au obţinut, un amestec de hidrocarburi asemănă-tor ţiţeiurilor formenice. Ch. Engler şi H. Hoefer (1888), distilînd uleide ficat de morun şi alte substanţe grase, animale şi vegetale, la o pre-siune de 200—250 N/m- şi la o temperatură de 360—420°C, au obţinuthidrocarburi gazoase şi hidrocarburi lichide de tipul petrolurilor for-menice, naftenice şi benzenice. Prin distilarea unui sapropel din algemonocelulare luat dintr-o lagună de pe ţărmul Mării Baltice, Ch. Englera obţinut 24,4% hidrocarburi lichide parafinoase şi 14,6o/0 hidrocarburigazoase. Rezultate identice cu ale lui Ch. Engler au obţinut şi Lahman,Day şi Marcusson prin distilarea uleiului din ficat de morun, ulei demăsline, ulei de rapiţâ şi ceară de albine. Sthal (1899) a obţinut hidro-carburi din mîluri cu diatomee, iar Kaliţki (1916), în urma experienţe-lor făcute în laborator, a considerat că algele marine reprezintă materiaprimă exclusivă pentru obţinerea petrolului. De asemenea, Mailhe (1922),prin hidrogenarea uleiurilor animale sau vegetale, sub acţiunea unui ca-

16

Page 12: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

în concluzie se poate considera că toţi componenţii substanţelor or-ganice, ca: grăsimi, celuloză, hemiceluloză, proteine etc, contribuie laformarea hidrocarburilor naturale. Grăsimile vegetale şi animale repre-zintă materia primă pentru formarea petrolului, celuloza şi lignina sîntla baza formării cărbunilor, iar albuminele şi hidraţii de carbon au rolsecundar, contribuind, prin produsele lor, la formarea hidrocarburilor.

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

Argumente de ordin fizico-chimic. în compoziţia chimică a ţiţeiuluiintră o serie de elemente şi combinaţii care confirmă originea lor or-ganică şi anume:

— azotul este prezent fie liber, ca amoniac, fie sub formă de com-puşi organici complecşi, din grupa piridinei şi a chinoleinei. Azotul poateproveni şi din emanaţiile vulcanice, dar numai ca gaz liber sau subformă de compuşi binari şi nu în combinaţii complexe, care sînt pro-prii numai compuşilor organici;

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

— oxigenul este întîlnit în componenţa compuşilor organici ca acizinaftenici, acizi graşi şi aromatici, derivaţi ai colesterinei şi fitosterinei,o substanţă echivalentă colesterinei, caracteristica regnului vegetal;

— colesterina se întîlneşte în regnul animal (în ficat, creier şi nerviuscaţi, în peşte, carne). Colesterina şi fitosterina determină activitateaoptică a petrolului;

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

— porfirinele, descoperite de A. Treibs în 1934, sînt substanţe cu ostructură complexă cu patru nuclee de piroli în moleculă şi conţin Feşi Va. Au fost puse în evidenţă, în petrol, patru tipuri de porfir ine,denumite 1, 2, 3 şi 4. Porfirinele 1 şi 2 sînt de origine vegetală şi pro-vin din transformarea clorofilei, iar 3 şi 4 sînt de origine animală şiprovin din hemină şi au următoarele denumiri:

1) desoxofileritro-etioporfirină;2) desoxofileritrina;3) mesoetioporfirina;4) mesoporfirina.

Page 13: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

2 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 17

Page 14: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

A Treibs, care a studiat petrolurile din toate regiunile de pe glob,cunoscute la timpul respectiv, a găsit că aproape jumătate din cele ana-lizate conţin între 0,004 şi 0,2 mg porfirine la 100 g petrol, iar cealaltăjumătate conţine de la 0,4 la 4 mg/100 g petrol. N-au fost găsite petro-luri cu un singur tip de porfirine, dar cele de origine vegetală sînt încantitate mai mare decît cele de origine animală, cu toate că sînt maipuţin rezistente la oxidare şi la descompunere sub acţiunea căldurii,fapt ce atestă contribuţia mai mare a materiei vegetale, faţă de cea ani-mală, la formarea petrolului. Ele nu sînt stabile la temperaturi mai maride 250°C, ceea ce arată că petrolul s-a format la temperaturi mai micide 250°C. Dacă se ia în considerare faptul că timpul geologic poate mic-şora temperatura necesară de reacţie, se poate admite că temperaturala care au avut loc procesele de formare a petrolului n-a depăşit 250CC.

în ţara noastră, studii asupra porfirinelor din ţiţeiurile româneşti aufost făcute de Ana Şerbănescu (1968), care a constatat o scădere a con-ţinutului de porfirine la ţiţeiurile din pliocen faţă de cele din oligocen.Au fost puşi în evidenţă derivaţi ai clorofilei din grupa porfirinelor dinunele şisturi bituminoase ca şi în unele asfalturi.

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

Porfirine au fost puse în evidenţă de Weber (1951—1955) în substan-ţele bituminoase din sedimentele recente ale Mării de Azov. Prezenţaporfirinelor în petrol atestă că mediul în care a avut loc bituminizareaa fost reducător şi nu oxidant, deoarece ele sînt sensibile la oxidare şiîn prezenţa oxigenului s-ar fi distrus;

— hormonii, în petrol, s-au găsit în cantităţi mici, şi ca exemplu semenţionează dextronele-hormoni separaţi din uleiul de palmier şi floride salcie;

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

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

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

18

Page 15: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

2. FORMAREA PETROLULUI Şl A GAZELOR NATURALE

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

2.1. MATERIA PRIMA

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

2.1.1. MATERIA PRIMA ORGANICA FURNIZATA DE FITOPLANCTON

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

în planctonul unor mări se dezvoltă cantităţi foarte mari de algeceea ce face ca apa să ia culoarea algelor respective. Se cunosc zonecu un fitoplancton bogat, ca de exemplu în Marea Roşie, unde se dez-voltă peridineele şi chromaceele. Arhipelagul Indiilor unde se dezvoltăoscilăriile, iar în unele mări, diatomeele cunosc o foarte mare dezvol-tare. S-a estimat că o diatomee, dacă ar avea condiţii favorabile dedezvoltare, ar putea să se înmulţească atît de repede încît în opt zilesă formeze o masă egală ca volum cu planeta noastră. Diatomeele con-ţin, în pustulele lor, ulei sub formă de globule şi s-a estimat că circa50o/0 din volumul diatomeelor este format din globule de ulei. în ca-zul cînd ele ajung în apă dulce, din cauza presiunii osmotice din pus-tule, acestea se sparg, punînd în libertate globulele de ulei. Unii geologiamericani consideră că diatomeele au format materia primă organicăpentru o mare parte din zăcămintele de petrol din California. în pe-reţii celulelor algei Elaeophyton s-a observat o cantitate de ulei sau sub-stanţă uleioasă. Mase gelatinoase de diatomee, din care se degajă oxi-gen, rezultat prin fotosinteză, formează „Mare Sporco" din Adriatica.

Datorită dezvoltării fitoplanctonului, acesta produce, prin fotosinteză,cantităţi foarte mari de substanţă organică şi oxigenul degajat în urmaacestui proces, foloseşte dezvoltării vieţii animale şi vegetale.

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

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

Page 16: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

:* 19

Page 17: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

2.1.2. MATERIA PRIMA ORGANICA FURNIZATA DE ZOOPLANCTON

Ca sursă de materie primă, în afară de plancton este nectonul carefurnizează în special peşti. Ca exemplu care să ilustreze contribuţianectonului, prin peşti, la formarea materiei prime organice, se menţio-nează că în anul 1892, în zona de întîlnire a curentului Labradoruluicu curentul Golfstream, în apropierea insulei Terra Nova, s-a produsmoartea, în masă, a peştilor şi stratul de cadavre de peşti se întindeape o lungime de 500 km, o lăţime de 100 km şi avea o grosime de 1,80 m.De asemenea, organismele bentonice, ca: moluşte, corali etc. formeazăo sursă de materie organică dar mai puţin importantă, din punct de ve-dere cantitativ, comparativ cu fitoplanctonul şi nectonul.

Unul din principalele argumente că regnul animal din mediul marina fost sursa materiei prime organice din care s-a format petrolul esteasocierea hidrocarburilor cu depozitele sedimentare, bogate în fosile.Se consideră că o parte din ţesuturile organismelor au fost descompuseşi transformate în hidrocarburi, rămînînd numai scheletele sub formăde fosile. în sprijinul acestei concepţii este faptul că s-au găsit fosilepline cu lichide ce au o compoziţie asemănătoare petrolului.

Un argument deosebit de important în sprijinul concepţiei că ma-teria organică din a cărei transformare s-a format petrolul este furni-zată de regnul animal din mediu marin este bogăţia vieţii din acestmediu.

2.1.3. MATERIA ORGANICA NEMARINA

Sursa de materie organică nemarină, cea mai însemnată, se consi-deră că o formează substanţele de humus, ca: acidul humic (C^H^Og),aciduLgeic (C20H,2O7) şi acidul ulmic (C2oH14Of)), care rezultă din des-compunerea lentă a ligninei. în regiunile de mlaştină, mai ales în mlaş-tinile de la tropice se formează cantităţi mari de acid humic, care sîntaduse, de către apele curgătoare, în oceane, sub formă de soluţii sau dedispersii coloidale.

Schimbarea de temperatură şi amestecul de apă dulce cu apă să-rată pot cauza precipitarea materialului organic.

Hasemann a demonstrat relaţia din punct de vedere genetic dintrepetrol şi humus. El a descompus asfalt şi hidrocarburi din unele zăcă-minte situate de-a lungul Floridei şi a stabilit că hidrocarburile dinaceste zăcăminte conţin acid humic.

Analizele de laborator au stabilit că în formarea hidrocarburilor na-turale, un rol important îl au, în primul rînd, lipoidele, reprezentateprin grăsimi, ceruri, răşini şi albuminele, reprezentate prin proteineşi proteide, după care urmează hidraţii de carbon, prin celuloză, hemi-celuloză şi lignină. Lipoidele şi albuminele au un rol primordial în for-marea hidrocarburilor, datorită atît cantităţii cît şi uşurinţei de a setransforma în hidrocarburi.

Studiile diferitelor sedimente au furnizat informaţii asupra conţi-nutului lor în organisme şi în special asupra compoziţiei materiei or-ganice pe care aceste sedimente le conţin.

20

Page 18: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

2.2. CONDIŢIILE GEOLOGICE DE ACUMULAREA MATERIEI ORGANICE

Condiţiile geologice de acumulare a materiei organice, din a căreitransformare au rezultat hidrocarburile, au fost şi sînt realizate în re-giuni lipsite de oxigen. Aceste regiuni sînt întîlnite în lagune, fiorduri,golfuri, unele delte şi, în general, în mările interne, separate de oceanprin praguri înalte submarine. în aceste regiuni are loc o stratificare aapei şi păturile de apă de la fund sînt lipsite de oxigen.

Fulda a reprezentat secţiunea schematică a unei lagune care întru-neşte condiţiile de acumulare, conservare şi transformare a materiei or-ganice, în schema respectivă, în mare, sînt separate două pături de apă.In pătura de apă superioară, aerată, bogată în plancton şi necton, şi cuo salinitate normală, are loc o intensă şi selecţionată viaţă planctonică(fig. 1). Laguna este în legătură cu oceanul sau marea deschisă prinstrîmtori şi cînd pragul submarin este scufundat, datorită mişcărilor deoscilaţie, pătura superioară de apa a lagunei primeşte un aport de apăbogată în placton şi necton din marea deschisă sau din ocean. Pragulsubmarin poate fi exondat, tot datorită mişcărilor de oscilaţie, ceea ceduce la întreruperea temporară a legăturii cu marea deschisă sau cuoceanul. în acest caz, datorită evaporării intense a apei, salinitatea creşteşi organismele mor în masă. Cadavrele organismelor din plancton cadîn cea de a doua pătură de apă, lipsită de oxigen, cu salinitate mărită,saturată cu HoS produs de bacteriile desulfurante şi care asigură ca-racterul reducător al mediului. în această pătură în care sînt bacteriianaerobe, organismele planctonice moarte intră în descompunere, înspecial sub acţiunea acestor bacterii, punîndu-se în libertate C02 şi H2Scare se dizolvă în apele de pe fund. Prin coborirea pragului submarinse reia legătura cu marea deschisă sau cu oceanul de unde vine un nouaport de apă odată cu organisme vii şi acest proces se poate repeta,ceea ce duce la o acumulare intensă de materie organică. Odată cu ma-teria organică, în lagună se depun şi sedimente minerale fine care ajungpe fundul ei. Sedimentul trebuie să fie abundent şi să asigure protecţiaşi îngroparea rapidă a substanţei organice. Sedimentele formează mîluricare pot fi argiloase, marnoase. silicioase, calcaroase şi, mai rar, căr-bunoase. Aceste mîluri bogate în substanţă organică, parţial descom-pusă, numite sapropeluri, în urma unor procese de diageneză devin rocigeneratoare de hidrocarburi. în perioadele cînd laguna este închisă, da-torită unei salinizări puternice, ca urmare a unei intense evaporări,peste sapropel poate fi întîlnită sare.

21

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

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

Page 19: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

De asemenea, în lagune se observă o asociere a depozitelor sedimen-tare în care este materie organică, cu evaporite reprezentate prin do-lomite sau anhidrite sau cu formaţiuni de recife.

Trebuie menţionat că numai o foarte mică parte din cantitatea dematerie organică din lagună ajunge să se depună pe fundul ei în sedi-mentele minerale care formează mîluri. în mările deschise resturile or-ganismelor sînt descompuse chiar de la suprafaţă şi pînă la adîncimeaunde este prezent oxigenul.

în zonele de şelf, distanţa parcursă de cadavrele organismelor pînăla fund este mai mică şi, de aceea, ele ajung în proporţie mult mai mareîn sediment. Dacă în largul oceanelor, de la adîncimi de peste 1 000 m,după estimările făcute, ajung la fund numai 0,02—0,05% din totalulmateriei organice provenită din plancton, în zona seifului continentalse depune între 2 şi 5o/0 din cantitatea totală de materie organică dinplancton, respectiv de circa 100 ori mai multă materie organică. Un fac-tor important în determinarea condiţiilor de acumulare şi conservare amateriei organice îl constituie forma bazinului şi relieful fundului ba-zinului.

Condiţii optime de acumulare şi de conservare a materiei organicepot avea loc în ape de mică adîncime şi în lipsa curenţilor, într-un me-diu reducător de sedimentare a unui material abundent care, în ge-neral, poate să compenseze scufundarea fundului bazinului, sedimentce protejează de oxigen materia organică supusă transformării. MareaNeagră, pe fundul căreia A. D. Arhanghelski a găsit mîluri cu pînă la35% substanţă organică, întruneşte condiţiile unui bazin în care pot săaibă loc acumularea, conservarea şi transformarea materiei organice înhidrocarburi.

2.3. PROCESELE DE TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE

Procesele de transformare a materiei organice trebuie studiate înlegătură cu condiţiile geochimice de transformare a acesteia, cu rolulbacteriilor, cu rolul sedimentului mineral şi al radioactivităţii rocilorîn transformarea materiei organice.

2.3.1. CONDIŢIILE GEOCHIMICE DE TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE ÎN BAZINELE DE SEDIMENTARE

Transformarea materiei organice, în bazinele de sedimentare, sepoate face în următoarele condiţii geochimice: 1) în prezenţa oxigenu-lui; 2) cu acces limitat de oxigen; 3) în lipsa totală a oxigenului.

2.3.2. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE IN PREZENŢA OXIGENULUI

Această transformare are loc în cazul depunerii materiei organiceîn bazine nu prea adînci şi în care, datorită unei circulaţii active, areloc aerarea apei. în aceste condiţii are loc oxidarea materiei organice,care trece în produse gazoase ce se pierd fie în atmosferă fie în apelede circulaţie.

22

Page 20: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

2.3.3. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE

IN CONDIŢIILE ACCESULUI LIMITAT DE OXIGEN

Aceste condiţii sînt întîlnite în lacuri, lagune şi mlaştini nu preaadinei, cînd lipseşte o circulaţie activă a apei. în afară de oxigenul con-ţinut de materia organică, acesta mai este adus fie de particulele mi-nerale, fie datorită aerării stratului de apă. Oxigenul transformă pro-dusele cele mai puţin stabile ale materiei organice întîlnite la suprafaţasedimentului care au rezultat datorită acţiunii bacteriilor anaerobe. însedimentul fin, situat în adîncime, unde nu este aflux de oxigen, trans-formarea materiei organice se face în condiţii anaerobe. Produsele li-chide şi gazoase se pot pierde în lipsa unui înveliş protector, iar pro-dusele solide formează roci fine, solide, care mai tîrziu devin şisturibituminoase.

2.3.4. TRANSFORMAREA MATERIEI ORGANICE

IN CONDIŢIILE UNEI LIPSE TOTALE A OXIGENULUI

Aceste condiţii sînt întîlnite în bazinele care se adîncesc destul derepede şi, uneori, şi în bazinele care se scufundă mai lent. în primulcaz, descompunerea materiei, într-un mediu anaerob reducător este multmai activă la început, iar lichidele şi gazele care rezultă din acest pro-ces migrează în rocile permeabile din complexele sedimentare, unde sevor forma acumulări de hidrocarburi. Celelalte bitumene vor fi reţi-nute de sedimentele fine, care în timp devin şisturi bituminoase.

Cînd scufundarea bazinului este lentă sau în cazul cînd au loc ridi-cări şi scufundări ale acestuia şi lipseşte un înveliş protector, bitumi-nizarea materiei organice este încetinită şi se pot pierde produsele ga-zoase şi lichide.

2.3.5. ROLUL BACTERIILOR

în procesul de transformare a materiilor organice se disting douăstadii şi anume: biochimic şi geochimic.

în primul stadiu, biochimic, transformarea materiei organice se facesub influenţa bacteriilor anaerobe care reduc sulfaţii şi descompun al-buminele, celuloza şi acidul lactic. Ca rezultat al acestui proces de trans-formare se degajă CH,, C02, NH3, H şi N liber.

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

în cel de al doilea stadiu, geochimic, care este de durată mult maimare decît primul stadiu, transformarea materiei organice se face subinfluenţa presiunii, temperaturii şi timpului şi acest stadiu corespundefazei de distilare a produselor rezultate din stadiul biochimic, bacterial.

în general, s-ar putea admite rolul bacteriilor în procesul de trans-formare a materiei organice în produşi mai apropiaţi de petrol (stadiubiochimic) şi producerea de hidrocarburi de petrol, prin procese de hi-drogenare, la presiuni de cîteva sute de atmosfere şi la temperaturicorespunzătoare adîncimilor respective, dar în general sub 200°C (sta-diu geochimic).

23

Page 21: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

S-ar putea afirma că procesul de formare a petrolului este un pro-ces biochimic în stadiul iniţial de transformare a materiei organice, careîn timp, trece într-un proces-stadiu mai îndelungat, geochimic, cînd seformează hidrocarburi de petrol, în urma unor procese de hidrogenarece au loc la temperaturi sub 200°C.

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

24

Page 22: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

G. L. Stadnikov şi V. P. Baturin, plecînd de la diferiţi componenţide bază ai materiei organice, au întocmit scheme de transformare bio-chimice şi geochimice ale acestora în hidrocarburi de petrol. După G. L.Stadnikov, lipoidele, prin grăsimi, care reprezintă sursa principală a ma-teriei organice din care rezultă hidrocarburi de petrol, prin saponificaretrec în acizi graşi, care, mai departe, trec în cetone, iar acestea prinhidrogenare dau hidrocarburi de petrol (tab. 2). După Baturin, albu-minele, prin proteine, reprezintă sursa principală. Acestea prin hidrolizăse separă în aminoacizi inferiori, uşor solubili în apă şi aminoacizi su-periori, greu solubili. Aminoacizii superiori cu lignina ar da un produscare se poate transforma în hidrocarburi parafinice, naftenice, aroma-tice, printr-un proces de distilare la temperaturi nu prea mari (100—150°C) (tab. 2) şi la presiuni de cîteva sute atmosfere.

O altă schemă biochimică a fost întocmită de Kinsburg-Karaghiceva,după care rolul principal în formarea hidrocarburilor de petrol îl augrăsimile. După această schemă hidraţii de carbon şi albuminele, prinacizii graşi inferiori, trec în gaze, iar grăsimile, prin acizii graşi supe-riori şi acizii naftenici trec în hidrocarburi de petrol (tab. 3).

Tabelul 3

Schema de transformare a materiilor organice după Kinsburg-Karaghiceva

Materia organică

Page 23: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Hidraţi de carbon Grăsimi Albumine

Page 24: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

4-

Apăl

Gaze

Page 25: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Gaze Apă Aminoacizisuperiorigreu solubiliin apă

Page 26: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Acizi graşiinferiori

Acizi graşisuperiori

Acizi graşiinferiori

Page 27: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Sulnesfic<

;:>stanţeaponi-ibile

' -Acizi naftenici

Page 28: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Gaze Gaze

Page 29: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Hidrocarburide petrol

25

Page 30: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

în problema genezei petrolului trebuie menţionat că după unii cer-cetători tipurile de petrol diferă după compoziţia chimică a materieiorganice din care s-au format. S-a considerat că, iniţial, toate petrolu-rile au avut un caracter parafinic din care s-au diferenţiat toate cele-lalte tipuri. Dar s-a emis şi ipoteza că, iniţial, ele au avut un caracterparafino-naftenic, iar după alţi cercetători, un caracter pregnant nafte-no-aromatic.

După A. F. Dobrianski (1963) care a dat o schemă de transformarea petrolului în zona de catageneză, petrolul naftenic-aromatic trece evo-lutiv la tipul parafinic, exclusiv datorită temperaturii. Problema trans-formării petrolului primar nu este încă elucidată şi în continuare esteîn atenţia cercetătorilor. După C. Beca, V. Lazarovici, D. Prodan (1983),cauza principală care a conclus la prezenţa diferitelor tipuri de ţiţeiuriconstă în proprietatea de adsorbţie selectivă a unor zeoliţi care au reţi-nut într-un anumit procent unele tipuri de hidrocarburi.

2.3.6. ROLUL SEDIMENTULUI MINERAL

Odată cu substanţa organică, în bazinul de sedimentare, se depuneşi sedimentul mineral, ce formează mîluri, care protejează această sub-stanţă de accesul oxigenului. Substanţa organică astfel protejată su-feră, sub influenţa bacteriilor procesul de descompunere.

M. K. Taylor a arătat importanţa pe care o au mîlurile argiloase înprocesele de transformare biochimice anaerobe. El a considerat că argilacalcică adusă de către fluvii în mări, trece în argilă sodică prin înlo-cuirea calciului cu sodiu şi, în continuare, argila sodică, în contact cuapele dulci, se transformă în argilă hidrolizată, devenind impermea-bilă, în acest fel argilele se transformă în roci protectoare care oprescaccesul oxigenului, favorizînd astfel procesul de descompunere a sub-stanţei organice în condiţii anaerobe şi produsele de transformare seacumulează în sedimente, în cazul cînd în apele bazinului nu sînt cu-renţi, respectiv sedimentul nu este deranjat. Dar teoria lui M. K. Tay-lor a fost criticată deoarece nu explică în ce mod argila sodică din apamării ajunge din nou în contact cu apa dulce.

Sedimentul mineral, de asemenea, în procesele do transformare geo-chimică a materiei organice are rolul de catalizator. B. Tissot (1966)consideră că argilele pe lîngă rolul de catalizator au şi rolul de a ab-sorbi materia organică, încetinind astfel procesul de oxidare a acesteia.

2.3.7. INFLUENŢA RADIOACTIVITĂŢII ROCILOR ÎN TRANSFORMAREAMATERIEI ORGANICE IN PROCESUL DE FORMARE A HIDROCARBURILOR

Cercetările întreprinse în direcţia cunoaşterii fenomenelor radioac-tive care influenţează transformarea materiei organice în procesul deformare a hidrocarburilor a format încă cu zeci de ani în urmă o preo-cupare a oamenilor de ştiinţă şi în această direcţie se cunosc rezulta-tele obţinute de Kohlhorster (1924), Mund şi Koch (1924), Lind, Bard-well, Glocker (1926—1930), Rogers (1930), Sokolov (1936), C. W. She-pard (1946), Hess (1947) şi alţii.

Cercetările privind rolul radioactivităţii în transformarea compuşi-lor organici în hidrocarburi au avut la bază constatarea că rocile gene-ratoare şi unele roci rezervor prezintă radioactivitate. După cum estecunoscut, în general, argilele şi marnele, datorită cantităţii mari de ma-terii organice conţinute, sînt considerate ca roci generatoare de hidro-

26

Page 31: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

carburi şi, în plus, ele au dovedit o radioactivitate mult mai mare, com-parativ cu nisipurile, gresiile şi calcarele argiloase sau marnoase şiaceastă constatare trebuie luată în considerare.

în urma analizelor făcute din punct de vedere al proprietăţilor ra-dioactive, Russell (1945) a constatat că marnele din paleozoic au, în me-die, o radioactivitate mai mare decît marnele din terţiar şi că, în ge-neral, astfel de diferenţe există între formaţiunile mai vechi şi mai noi.

în urma cercetărilor făcute în laborator de Lind şi alţii asupra reac-ţiilor care au loc între particulele a, (i şi razele y emise în timpul dezin-tegrării spontane a elementelor radioactive şi materiile organice, s-aajuns la concluzia că dezintegrările radioactive care au loc pot provocadescompunerea compuşilor organici în hidrocarburi. în argile, marne,calcare impure, nisipuri şi gresii (asociate cu minerale grele), substanţeorganice, ape de zăcămînt, se găsesc elementele radioactive principale(uraniu, thoriu, potasiu), sub formă de izotopi activi ai K40, ale căror vi-teze de dezintegrare şi energie, pe care o emite, sub forma de particulep şi raze 7 este mai mică decît a particulelor ot emise de uraniu şi tho-riu.

în urma bombardării cu particule a a acizilor graşi, ca de exempluacidul palmitic (C15H3iCOOH), s-au obţinut hidrocarburi parafinice, iarprin bombardarea acidului naftenic cu particule a, a rezultat o hidro-carbură ciclică (ciclohexan). Rezultatele obţinute sînt semnificative, de-oarece anumiţi acizi graşi au fost identificaţi în materiile organice dindepozitele sedimentare. Dar, avînd în vedere că eficacitatea acestui pro-ces este redusă şi viteza de transformare a materiei organice este foartemică, este necesar un timp geologic destul de îndelungat pentru a seforma pe această cale zăcăminte de hidrocarburi. Prin bombardarea me-tanului şi a altor hidrocarburi gazoase cu particule a, a rezultat unmare procent de hidrogen şi de hidrocarburi nesaturate. Aceleaşi studiifăcute asupra hidrocarburilor lichide au arătat procente similare de hi-drogen şi o cantitate ceva mai mare de hidrocarburi nesaturate, cu toatecă acestea nu sînt întîlnite în petrolurile brute decît în cantităţi neîn-semnate.

După Lind, la presiunile şi temperaturile din zona superioară a scoar-ţei terestre şi în prezenţa unei cantităţi mici de energie chimică, oricecompus din seria parafinelor poate fi transformat în hidrocarburi com-plexe, întîlnite în petrol. Autorul consideră că în afară de energia chi-mică pot interveni şi alte energii, cum ar fi descărcările electrice, ra-diaţiile a şi radiaţiile ultraviolete.

Dar posibilităţilor de transformare a materiilor organice sub influ-enţa radioactivităţii s-au adus obiecţiuni şi una din obiecţiuni constăîn aceea că sub influenţa radiaţiilor g are loc spargerea atomului dehidrogen din petrol ceea ce ar fi însemnat ca în cursul erelor geolo-gice, sub acţiunea acestor radiaţii, conţinutul de hidrogen sa fi crescutşi respectiv să se fi format ţiţeiuri din ce în ce mai grele, cu un raportmare între hidrogen şi carbon. în realitate, la transformarea materiilororganice, a avut loc o creştere progresivă a acestui raport. O a douaobiecţiune care se aduce posibilităţii de transformare a materiilor or-ganice sub influenţa radioactivităţii constă în aceea că sînt unele marnenegre, foarte radioactive aparţinînd unor formaţiuni geologice vechi,care conţin şi resturi organice. Ca exemplu sînt date marnele de Au-trim-Chattanooga-Woodford din mississippianul şi devonianul superior.tiin S.U.A., care au un conţinut ridicat de materii organice, cu excepţia

27

Page 32: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

cîtorva zone în care sînt acumulate gaze naturale iar conţinutul de pe-trol este minim sau nul. Dacă procesele de transformare a materiilororganice sub influenţa radioactivităţii ar fi avut loc încă din devonian,ar fi fost de aşteptat ca astfel de marne să nu mai conţină de loc ma-terii organice sau să fie în cantitate foarte mică.

Fără însă a se exclude posibilitatea ca zonele în care sînt acumu-lări de gaze naturale s-ar datora unor procese radioactive, neregulari-tatea acestor acumulări, care nu sînt în concordanţă cu uniformitatearadioactivităţii şi cu conţinutul ridicat în materii organice ale marnelorrespective, sînt indicii însă că aceste acumulări de gaze s-ar putea da-tora şi altor cauze.

în procesul de transformare a materiei organice, trebuie de men-ţionat că, dacă iniţial rolul temperaturii era acceptat, în timp s-a con-siderat că temperaturile mai mari de 200°C nu sînt compatibile cu pre-zenţa porfirinelor în petrol, care ar fi fost distruse.

3. FORMAREA ZĂCĂMINTELOR DE PETROL Şl DE GAZE

Formarea zăcămintelor de petrol şi de gaze este condiţionata de:1) existenţa rocilor mame (generatoare) de hidrocarburi; 2) posibili-tăţile de migrare a hidrocarburilor de la roca mamă la roca rezervor(magazin); 3) existenţa rocilor rezervor, care să aibă capacitatea de acu-mulare a hidrocarburilor; 4) existenţa rocilor protectoare care determinăşi protejează închiderea acumulărilor de petrol sau de gaze în cuprin-sul rezervoarelor; 5) existenţa unui aranjament structural (tectonic), stra-tigrafie sau litologic, care să menţină hidrocarburile lichide sau gazoaseîntr-un echilibru stabil.

Lipsa uneia din aceste cinci condiţii împiedică formarea unui zăcă-mînt de hidrocarburi. Existenţa unora din aceste cinci condiţii poate fipusă în evidenţă încă din etapa de prospecţiune a unei suprafeţe însubsolul căreia este probabil sau posibil să existe zăcăminte de hidro-carburi. Toate cele cinci condiţii sînt bine cunoscute în etapa de ex-plorare şi, mai ales, în etapa de exploatare.

3.1. ROCI-MAMĂ (GENERATOARE)

Prezenţa acestor roci dă indicaţii asupra existenţei unui facies decare ar fi posibil sau probabil să fie legate zăcăminte de hidrocarburiîntr-o regiune.

Prin roci mamă de hidrocarburi se definesc rocile care s-au formatdin sedimentul mineral depus odată ca materie organică, în bazinul desedimentare, şi din a cărei transformare au rezultat bitumene naturalelibere şi fixe. Rocile-mamă se caracterizează prin aceea că sînt fine,uneori şistoase, de regulă de culoare închisă, cafenie-brună, din cauzabitumenelor fixe, sînt lipsite de schelete calcaroase, care au fost dizol-

28

Page 33: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

vate de acidul carbonic rezultat din procesul de descompunere a ma-teriei organice. Unele roci-mamâ conţin schelete de microorganisme si-licioase şi prezintă eflorescente de sulfaţi şi cristale mici de pirită. înzonele de afloriment, adesea, rocile-mamă sînt însoţite de izvoare sul-furoase, feruginoase, sărate.

Aceste roci se mai caracterizează prin: conţinutul în substanţe orga-nice şi bitumene, compoziţia granulometrică, culoarea, volatibilitatea(V), cantitatea de substanţă volatilă ce se extrage din rocă. conţinutulîn carbon, coeficientul de reductibilitate, conţinutul de CaC03, raportulîntre conţinutul de carbon şi conţinutul de azot, raportul între conţi-nutul de azot şi coeficientul de reductibilitate, raportul între conţinutulde carbon şi coeficientul de reductibilitate, raportul între volatilitate şicoeficientul de reductibilitate. Aceste caractere uneori sînt destul de greude precizat.

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

Pentru identificarea rocilor-mamă au fost elaborate o serie de me-tode, dintre care unele par să conducă, uneori, la unele concluzii maipuţin sigure.

P. D. Trask şi H. W. Patnode (1942), pentru identificarea rocilor-mamă au propus folosirea unui indice numeric „numărul lui Trask şiPatnode", reprezentat prin raportul 100 N : R, în care: N reprezintă con-ţinutul în azot al rocii; R — puterea reducătoare a rocii, exprimată prinnumărul de cm3 de acid cromic cu concentraţie de 4%, neutralizat de100 g rocă. Cînd „numărul lui Trask şi Patnode" este mai mic de 5,rocile analizate sînt roci-mamă, sînt posibil roci-mamă rocile pentrucare acest număr este de 6—7 şi nu sînt roci mame, acele roci pentrucare „numărul Trask şi Patnode" este mai mare de 8. Trebuie făcutămenţiunea că „numărul Trask şi Patnode" variază atît cu faciesul geo-chimic al rocii, cît şi cu litofaciesul şi structura rocii. De asemenea,azotul nu este caracteristic pentru bitumene, în general, ceea ce acon-dus pe A. Perrodon să considere că metoda „Trask şi Patnode", nu areun domeniu mare de aplicabilitate.

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

Metoda Louis-Khalifeh (1958) are la bază puterea reducătoare R arocii raportată la proporţia de carbon organic din rocă. în timp, autoriiau completat metoda, luînd în considerare corelaţia dintre raportul men-ţionat şi procentul de carbon neoxidat din rocă. Din această corelaţiereiese că rocile-mamă se deosebesc de cele ce n-au această calitate prinvalori mai mari ale raportului R/C organic, estimate între 1 şi 1,2, va-lori care cresc cu cît scade procentul de carbon neoxidat.

Metoda Bray-Evans (1961), pornind de la analiza hidrocarburilor dinmîlurile marine actuale şi a hidrocarburilor din petrol, consideră căo rocă-mamă se caracterizează printr-un raport parafine impar/n-para-fine par, aproape de 1, cum este în petrol. Aceeaşi autt»ri, mai tîr-ziu (1965), au în vedere „indicele de preferinţă al carbonului", careexprimă gradul de convertire a materiei organice în hidrocarburi şicare variază invers proporţional cu raportul dintre materia organicăsolubilă şi totalul materiei organice din roca studiată. în cazul cînd larocile studiate, acest indice are valori mari, se consideră că materiaorganică din roca respectivă s-a transformat în proporţie mare în hi-drocarburi. După această metodă, ca de altfel şi după altele, se poate

29

Page 34: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

face o etalonare a rocilor considerate a fi roci-mamâ, pe anumite pro-file lito-stratigrafice, pe bazine.

Metoda G. T. Phillippi (1956—1965) pleacă de la observaţia că rocilemamă au un conţinut, în general, redus de hidrocarburi, în cele treistări fizice, şi acestea sînt reprezentate în cantitate proporţională cuconţinutul de kerogen.

Metoda L. A. Gulianova (1962) consideră ca roci-mamă, acele rocicare se caracterizează printr-o culoare neagră, cenuşie sau verzuie, cuun conţinut de peste 0,5% carbon organic, de peste 0,5% sulf, de 0,2—0,3% clor, de 1—2% fier solubil în acid clorhidric, lipsite de sulfaţisau dacă se găsesc, sînt în proporţii foarte mici, conţin fracţiuni de pro-cent în substanţe bituminoase şi raportul C/N are valori cuprinse între15 şi 40.

După metoda V. Simanek (1962) rocile-mamă se caracterizează prinvalori mari ale „coeficientului de bituminozitate", care reprezintă gra-dul de transformare a bitumenelor reziduale şi hidrocarburi.

Metoda H. R. Gaertner — H. H. Schmitz (1963) a luat în conside-rare analiza termică diferenţiată a rocilor care au un conţinut mare dematerie organică, atît solubilă, cît şi insolubilă. Prin arderea a diferiteroci organice ca, roci bituminoase, petrol, din depozite sedimentare dediferite vîrste şi cărbuni, în absenţa oxigenului, au obţinut curbe ca-racteristice pentru aceste roci. Curbele termice obţinute pentru rocilebituminoase, care sînt roci-mamă, sînt asemănătoare curbelor termiceale petrolului, iar cele ale rocilor bituminoase care nu sînt roci-mamă,sînt asemănătoare cu cele ale cărbunilor humici.

Majoritatea metodelor presupune analize de mare detaliu, spre deo-sebire de metoda H. R. Gaertner şi H. H. Schmitz (1963), care consi-derăm că este mult mai simplă, iar rezultatele ei interesante, în specialcînd se bazează pe un număr foarte mare de analize.

O atenţie deosebită a fost acordată şi în ţara noastră posibilităţilorde identificare a rocilor-mamă, iniţial de L. Mrazec, G. Macovei, I. Po-pescu-Voiteşti şi alţii, iar în ultimii ani de V. Cerchez şi S. Anton(1967), M. Filipescu care au studiat un număr mare de carote meca-nice formate din şisturi negre cretacice, şisturi menilitice şi disodiliceoligocene, roci considerate, în unanimitate, ca roci generatoare de hi-drocarburi. S-au determinat „numărul Trask şi Patnode", conţinutul încarbon organic, în materie organică, în asfaltene, în sulf piritic şi însulf total, în fier, în azot, valoarea pH, puterea reducătoare a materieiorganice şi a materiei minerale etc.

în concluzie, pînă în prezent nu s-a reuşit să se conceapă o metodăcare să se fi impus, prin rezultate general valabile, în identificarea ro-cilor-mamă.

Exemple de roci-mamu. După natura sedimentului mineral, rocile-mamă pot fi argiloase, silicioase, calcaroase, marnoase şi, într-o maimică măsură, cărbunoase.

Iloci-mamă argiloase. Acestea sînt dezvoltate, în grosimi apreciabileşi sînt întîlnite în aproape toate subdiviziunile stratigrafice, clin paleo-zoic pînă în ncozoic. Ca exemple de roci-mamă argiloase de care sîntlegate zăcăminte de hidrocarburi se menţionează slratele de Ohio, dindevonianul cîmpurilor Appalachiene, slratele de Koi-Kara din jurasiculsuperior, din regiunea Kirghiză, stratele de Kopa din cretacicul mediual regiunii Ural-Emba, şisturile argiloase din formaţiunea „La Luna-,din cretacicul din Venezuela, şisturile argiloase bituminoase din creta-

30

Page 35: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

cicul Bazinului Munţilor Stîncoşi, şisturile argiioase bituminoase dincretacicul din Maroc, stratele de Maikop, din oligocen superior — mio-cen inferior, din regiunea Kubanului şi a Mării Negre (U.R.S.S.) şi al-tele. Se cunosc, de asemenea, roci-mamă argiloase care nu au putut ge-nera acumulări industriale de hidrocarburi, deoarece n-au existat con-diţiile de formare a zăcămintelor şi ca exemple se menţionează: stra-tele de Kukers din silurianul Platformei Ruse, şisturile bituminoase dincarboniferul din Scoţia, şisturile bituminoase din permianul de la Au-turi (Franţa), şisturile bituminoase din triasicul din Tirol (Austria), şis-turile bituminoase din liasicul de la Anina.

Roci mamă-sHidoase. Aceste roci au o răspîndire mult mai redusă de-cît rocile-mamă argiloase, dar sînt întîlnite pe grosimi mari şi, ca exem-plu, se menţionează stratele de Monterey din miocenul mediu din Cali-fornia; şisturile menilitice din oligocenul din ţara noastră.

Roci-mamă calcaroase. Reprezentate prin calcare şi dolomite, acestea,în foarte multe cazuri, datorită cavernelor şi fisurilor pe care le au lapartea superioară, prezintă şi calitatea de roci rezervor. Aceste tipuri deroci sînt întîlnite mai ales în regiunile de platformă, în paleozoic şi me-zozoic. Ca exemple, dintre cele mai cunoscute roci-mamă calcaroase semenţionează calcarele de Trenton şi Niagara (S.U.A.) din ordovician, cal-carul de Spindletop din permianul superior, întîlnit în cap rock-ul domu-rilor de sare din bazinul golfului Mexic, în regiunile Texas şi Louisiana,calcarele din Ontario şi Onondago din devonian (Canada), calcarul de Ta-masopo din cretacicul inferior şi mediu, tot din bazinul golfului Mexic,calcarul de Asmari din oligocenul şi miocenul inferior din bazinul Golfu-lui Persic, calcarul recifal din miocenul bazinului Mării Roşii şi altele.

Roci-mamă cărbunoase. Sînt mai puţin răspîndite şi sînt reprezentateprin cărbuni bituminoşi, avînd în vedere că între cărbuni şi petrol sîntlegături genetice, legate de amestecul materiilor prime în bazinul de se-dimentare, ceea ce lasă să se întrevadă posibilitatea că şi cărbunii bitumi-noşi pot fi consideraţi ca roci-mamă, de petrol. Sînt cunoscute astfel deroci-mamă în carboniferul din Anglia, în oligocenul şi miocenul din regiu-nea Assam (India), în Birmania, în Indonezia. Sînt zăcăminte de petrolîn care sînt şi strate de cărbuni (lignit) şi care n-au nici o legătură gene-tică cu acumulările de petrol, care se află în zăcămînt secundar, cum estecazul zăcămintelor de petrol din dacianul Zonei Cutelor Diapire (R.S.R.).

în zăcămintele de petrol şi gaze din ţara noastră, ca exemple de rocigeneratoare de hidrocarburi, se menţionează în Platforma Moesică, înordovician, silurian şi devonian inferior, argilele negre sau cenuşii, în de-vonianul superior dolomitele bituminoase cu piritizări, şi în triasicul me-diu, intercalaţiile de dolomite din anisian ca şi dolomitele şi argilelenegre din ladinian, şisturile cu Posidonia din jurasic, argilele, calcarele bi-tuminoase şi dolomitice din cretacic. De asemenea, se consideră roci-mamă, intercalaţiile pelitice din sarmaţian, meoţian, ponţian şi dacian depe unele structuri. în Platforma Moldovenească sînt cunoscute ca roci-mamă argilele din silurian, argilele negre şi marnele din tortonian şi mar-nele din sarmaţian. în Depresiunea Bîrladului şi Promontoriul Nord-Dobrogean sînt considerate roci generatoare calcarele negre din triasic,argilele din dogger, intercalaţiile pelitice din tortonian, sarmaţian, meo-ţian. Pentru zăcămintele de gaze din Bazinul Transilvaniei sînt considerateca roci generatoare argilele, marnele din tortonian, buglovian, sarmaţianşi sporadic din panonian şi în special şisturile cu radiolari din tortonian.în Bazinul Panonian sînt considerate ca roci-mamă, calcarele bituminoase,

31

Page 36: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

marnele şi argilele din triasic, şisturile marno-argiloase din cretacic, argi-lele şi marnele de culoare închisă din tortonian, sarmaţian şi pliocenulinferior. în Bazinul Maramureşului sînt considerate roci-mamă, şisturilemenilitice, şisturile disodilice, marnele şi argilele bituminoase din seriilebituminoase inferioară şi superioară din oligocen. în subzona Flişului pa-leogen sînt considerate roci-mamă şisturile menilitice şi disodilice oligo-cene, iar din aceeaşi unitate, în Moldova, şi marnele albe bituminoase. înZona Miocenă din Moldova, pe lîngă şisturile menilitice şi disodilice dinoligocen, sînt considerate ca roci-mamă, intercalaţiile pelitice din helve-tian, buglovian, sarmaţian şi, în special, marnele cu radiolari din torto-nian. în Zona Cutelor Diapire, pe lîngă şisturile bituminoase din helve-ţian, buglovian, sarmaţian, şisturile cu radiolari din tortonian, sînt consi-derate ca posibil roci generatoare şi intercalaţiile pelitice din meoţian,ponţian, dacian şi levantin.

Toate intercalaţiile pelitice din formaţiunile geologice în care au fostpuse în evidenţă zăcăminte de hidrocarburi, în Depresiunea Getică, sîntconsiderate ca roci generatoare de hidrocarburi.

în concepţia nouă însă se admite de majoritatea geologilor prezenţarocilor generatoare în toate formaţiunile geologice în care sînt zăcăminte,respectiv se admite autohtonia zăcămintelor din depozitele sedimentare.Aceasta conduce, în general, la prezenţa numai a formaţiunilor petrolifereşi nu şi a seriilor petrolifere (care s-au format în urma unor procese demigraţie, ele fiind lipsite de roci generatoare, cum de altfel pînă în ulti-mii ani se admitea, în special pentru zăcămintele din pliocen).

3.2. MIGRAŢI PETROLULUI Şl A GAZELOR

Majoritatea ipotezelor referitoare la formarea zăcămintelor de hidro-carburi atribuie un rol important migraţiei petrolului şi gazelor, definităca procesul de deplasare a hidrocarburilor din roca generatoare în cares-au format pînă în rezervoarele naturale unde se acumulează şi formeazăzăcăminte. Divergenţele care există între unele ipoteze se referă la origi-nea rocilor-mamă, la existenţa unei migraţii a hidrocarburilor în interio-rul rezervoarelor şi la cauzele care determină acest proces de deplasare.

Concepţia privind existenţa unui proces de migraţie a hidrocarburilorse bazează pe observaţii asupra ivirilor naturale, care de altfel reprezintăfaza finală a acestuia şi duce la degradarea zăcămintelor. Cunoaşterea pro-cesului de migraţie a hidrocarburilor impune, în primul rînd, cunoaşte-rea factorilor datorită cărora are loc acest proces.

3.2.1. FACTORII MIGRAŢIEI

Greutatea sedimentelor. Datorită greutăţii sedimentelor, rocile se com-pactizează şi, ca urmare, fluidele din porii rocilor caută să se deplasezeşi acest proces începe încă din faza de sedimentare şi se continuă şi dupăce sedimentele s-au transformat în rocă. încă din faza lui de formare,mîlul bituminos este stors şi componenţii fluizi din acesta caută să se de-plaseze spre periferia bazinului, unde atit greutatea sedimentelor, cît şipresiunea sînt mai mici.

32

Page 37: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Creşterea temperaturii. Datorită scufundării bazinului, ca urmare agreutăţii sedimentelor, are loc o creştere a temperaturii care produce o di-latare atît a rocilor cît şi a gazelor, petrolului şi a apei conţinute în aces-tea. Fluidele, dilatîndu-se mai mult decît rocile, tind să se deplaseze spreregiuni cu temperaturi mai joase. Petrolul, datorită temperaturilor mari,poate să treacă în stare gazoasă, iar la circa 400°C să treacă în stare de va-pori şi astfel el poate migra mai uşor, ajungînd în scoarţă la nivele supe-rioare unde se condensează. Datorită temperaturilor înalte, presiuneacreşte, atracţia capilară descreşte, viscozitatea se micşorează şi petrolulpoate migra şi în stare lichidă, spre regiuni cu presiuni mai mici.

Acţiunea apelor de circulaţie. Datorită forţelor orogenice are loc atîtcutarea stratelor, cît şi deplasarea apelor subterane din regiunile de sin-clinal spre flancurile cutelor anticlinale sau bolţile acestora şi care, înmişcările lor, antrenează şi hidrocarburile. în anumite condiţii de tem-peratură şi presiune, apa poate dizolva o cantitate mai mare sau mai micăde hidrocarburi pe care le poate transporta în soluţie.

La temperaturi mai joase apa eliberează din nou hidrocarburile, carese separă după greutăţile lor specifice şi plutesc deasupra apei, formîndpicături mari, care, prin contopire, dau naştere la mase de petrol şi gazeşi acestea, sub presiunea apei, pot fi împinse şi dacă în drumul lor întîl-nesc o capcană se poate forma o acumulare de petrol şi de gaze.

Munn, Rich şi alţi geologi au căutat să demonstreze rolul exclusiv alfactorului hidraulic în deplasarea hidrocarburilor. în realitate acesta esteînsoţit de factorul gravitaţional, care determină separarea şi flotarea pe-trolului şi a gazelor deasupra apei, după greutatea lor specifică.

Factorul gravitaţional nu poate fi însă considerat ca un factor unic almigraţiei, numai dacă deplasarea hidrocarburilor se face într-un rezervorlipsit de apă şi, în acest caz, în virtutea greutăţii lor specifice, petrolulocupă flancurile cutei anticlinale, iar gazele, bolţile acesteia, dar astfel decazuri sînt mai rare. Deplasării gazelor şi petrolului sub acţiunea gravi-taţiei i se opune forţa de frecare şi aceea a atracţiei capilare, în cazul cîndmişcarea se face sub formă de picături izolate. Forţa de frecare este ne-însemnată în cazul unor viteze de deplasare mici şi poate fi neglijată.Atracţia capilară este cu atît mai mare cu cît porii rocilor sînt mai mici.Deci, migraţia liberă este condiţionată de factorul hidraulic, separarea, defactorul gravitaţional, iar forţa de frecare şi atracţia capilară nu fac decîtsă însoţească atît mişcarea fluidelor, cît şi redistribuirea lor în cuprinsulrezervoarelor naturale. Datorită deplasării apelor în rezervoarele naturale,zăcămintele de hidrocarburi pot fi deformate sau chiar deplasate în di-recţia curgerii apelor, funcţie de panta hidraulică. în cazul unei pantehidraulice slabe are loc numai o slabă înclinare a suprafeţei contactuluiapă-petrol, pentru ca în cazul unei pante hidraulice accentuate, să aibăloc atît înclinarea suprafeţei contactului apă-petrol cît şi deplasarea par-ţială a acumulărilor de petrol. Cînd panta hidraulică este mare are locdeplasarea suprafeţei contactului gaze-apă şi deplasarea petrolului şi acu-mularea lui pe flanc, în legătură cu o deformare structurală a rezervoru-lui, care serveşte drept capcană.

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

Page 38: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

3 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 33

Page 39: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

na/ural _.____Apă

Rezervornaiural

Gaze

Page 40: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 2. Efectele deplasării apelor în rezervoarele naturale:a — în cazul unei pante hidraulice slabe; b — în cazul unei pante hi-

draulice accentuate; c — în cazul unei pante hidraulice mari.

în cazul unui rezervor uniform permeabil, care se prezintă sub formaunui monoclin ondulat în trepte antticlinale de altitudini crescînde, care sesuccedă din centrul bazinului către marginile acestuia, şi deplasarea apeiîmpreună cu gazele şi petrolul se face în sus pe înclinarea stratelor, esteposibilă acumularea diferenţiată a gazelor şi a petrolului în aceste cap-cane, în acest caz, gazele şi petrolul se pot acumula în capcanele profun-de, care sînt primele întîlnite sau în capcanele intermediare, ca poziţiestructurală, iar în capcanele cele mai ridicate structural să fie reţinutănumai apa (fig. 3).

W. C. Gussow (1954) a explicat această acumulare diferenţiată ca ur-mare a unui proces de migratie lentă a fluidelor din centrul bazinului sprebordura lui, în care are loc separarea gravitaţională a gazelor în capcanasituată spre centrul bazinului şi, după ce acesta a fost saturat cu gaze. înurmătoarea capcană se separă petrolul şi gazele care au mai rămas, apoinumai petrol, iar în ultimele ajunge numai apa. în figura 3 se prezintătrei stadii succesive ale acumulării diferenţiate a petrolului şi gazelor.Această acumulare diferenţiată care contravine regulei de repartizare ahidrocarburilor conform teoriei anticlinale, are importanţă în explorăriprin faptul că acestea nu trebuie limitate numai la capcanele ridicatestructural şi fiind necesară cercetarea prin foraje şi a capcanelor pro-funde. Acestei teorii i se aduce critica în sensul că, apa prezentă în cap-canele cele mai ridicate structural şi-ar avea originea în apele meteorice.

Page 41: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

3.2.2. CAILE DE MIGRATIE

Căile de migratie a petroluluişi gazelor în scoarţa terestră sîntporii şi fisurile din roci, zonele defisuri ce apar în rocile compactedin bolţile cutelor anticlinale, zo-nele de zdrobire ce apar datorităfracturilor, suprafeţele de discor-danţă, faliile şi fracturile.

în cazul migraţiei prin porii ro-cilor se pot deosebi două cazuri:

34

Fig. 3. Acumularea diferenţiată a ţiţeiuluişi a gazelor (W. C. Gussow 1954):

1 — gaze; 3 — petrol; 3 — apă.

Page 42: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi
Page 43: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

1) migraţia prin porii subcapilari (cazul rocilor fine, pelitice, greu per-meabile), care are loc prin difuziune moleculară sau capilară;

2) migraţia prin porii supracapilari (cazul rocilor uşor permeabile),care are loc liber, nleexistînd forţe capilare care să se opună mişcării.

Migraţia este mai uşoară prin fisurile rocilor, care în general for-mează spaţii supracapilare. în fisurile unor roci se cunosc depuneri de as-falt, smoală sau ozocherită, ceea ce dovedeşte migraţia prin fisuri. Frac-turile şi faliile care de regulă sînt însoţite de o reţea de fisuri, care uşu-rează deplasarea hidrocarburilor, sînt căi foarte bune în migraţie. Faliile,cînd sînt etanşe, pot împiedica migraţia hidrocarburilor.

Migraţia în afara rezervorului natural începe încă din faza de depuneresi acumulare a sedimentelor şi se continuă în mîlul bituminos şi în sedi-mentele fine ce acoperă acest mîl, pe direcţiile de cea mai slabă rezistenţă.Migraţia în afara rezervorului, prin rocile pelitice, se face prin difuziunemoleculară şi capilară. în procesul de migraţie în afara rezervorului seproduc şi transformări în compoziţia hidrocarburilor, datorită fracţionăriifizico-mecanice; hidrocarburile mai grele formează acumulări în parteainferioară a seriilor petrolifere, iar hidrocarburile mai uşoare formeazăacumulări în partea superioară a acestor serii.

Migraţia hidrocarburilor în interiorul rezervorului natural se facedatorită factorului hidraulic, iar separarea lor în interiorul capcanei se facegravitaţional.

în rezervoarele cu permeabilitate mare, separarea se face datorită fac-torului gravitaţional, spre deosebire de rezervoarele puţin permeabile,unde, din cauza permeabilităţii diferite, separaţia fluidului se face subacţiunea forţelor capilare. Apa se concentrează în părţile greu permeabileale rezervorului.

3.2.3. STAREA FIZICA A HIDROCARBURILOR IN TIMPUL MIGRAŢIE!

în timpul migraţiei, hidrocarburile se pot deplasa sub mai multe forme:— petrol cu gaze în soluţie;— vapori. Hidrocarburile în stare de vapori migrează prin difuziune

prin porii fini ai rocilor nesaturaţi cu apă şi, ridieîndu-se la nivele supe-rioare în scoarţa terestră, ajung la zone cu presiuni mai mici, unde se con-densează;

— molecule sau pelicule moleculare, cînd hidrocarburile se pot deplasaIn masa apei din roci sau a rocilor prin difuziune. Peliculele de petrol potînveli peliculele de apă' şi migrează împreună prin fisurile sau porii ro-cilor;

— emulsii, deplasare ce poate avea loc atît timp cît tensiunile super-ficiale ale componentelor respective sînt apropiate ca să poată forma emul-sii la temperaturi ridicate. Atît în interiorul cît şi în afara rezervorului, înprocesul de migraţie, emulsiile se pot desface, iar gazele, petrolul şi apa seacumulează în strate diferite, dînd naştere la acumulări separate de apă,petrol şi gaze sau la amestecuri ale acestora.

în procesul de migraţie pot avea loc modificări în compoziţia petroluluidatorită atît unor procese fizice de filtrare, cît şi unor procese chimice,cauzate de acţiunea rocilor prin care filtrează. în cazul unui proces de fil-trare prin roci greu permeabile are loc o fracţionare fizică a petrolului,ci? torită reţinerii de către mineralele argiloase a fracţiunilor grele, care seacumulează în orizonturile inferioare, spre deosebire de fracţiunile maiuşoare, care, deplasîndu-se mai repede, se acumulează în orizonturile su-

Page 44: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

:• 35

Page 45: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

perioare ale profilului lito-stratigrafic al unui zăcămînt. Un exemplu cla-sic de fracţionare, citat într-o serie de lucrări de specialitate, se cunoaşteîn helveţianul structurii Tescani, din Zona Miocenă clin Moldova, unde dela 900 m adîncime în jos, ţiţeiul are culoarea neagră şi o greutate specificămare, pentru ca între 900 şi 1 000 m adîncime, ţiţeiul să fie de culoarebrun-verzuie, iar greutatea specifică creşte cu adîncimea, în schimb de lasuprafaţă pînă la 100 m adîncime, ţiţeiul are o greutate specifică mai mică,are culoare glben-deschis şi este benzinos.

De asemenea, compoziţia petrolului se poate schimba şi după punerealui în loc, în urma unor procese chimice legate de reacţia de. polimeri-zare, de hidrogenare şi de desulfurare a apelor de zăcămînt. Predominareaparafinelor — hidrocarburi mai bogate în hidrogen — în tiţeiurile can-tonate în formaţiuni geologice vechi (paleozoice), s-ar explica prin exis-tenţa unui proces de hidrogenare determinat de unele procese radioactiveşi se deosebesc de tiţeiurile din formaţiunile mezozoice şi neozoice undeparafinele sînt în procente mai scăzute.

Datorită reacţiei de desulfurare, în care intervin bacteriile anaerobe,tiţeiurile mai uşoare, prin oxidare, devin mai grele. Unele procese fizice(filtrarea) şi unele procese chimice (desulfurarea) au tendinţa să îmbogă-ţească tiţeiurile cantonate în formaţiuni mai vechi şi la adîncimi mari, înhidrocarburi mai grele, spre deosebire de alte procese chimice, ca hidro-genarea, care îmbogăţesc tiţeiurile în hidrocarburi mai uşoare.

3.2.4. FORMELE DE MIŞCARE A HIDROCARBURILORÎN PROCESUL DE MIGRAŢIE

După formele de mişcare a hidrocarburilor, migraţia poate fi prin di-fuziune moleculară, capilară şi liberă şi în cele ce urmează se face carac-terizarea acestor forme.

Formele de mişcare ahidrocarburilor in Caracterizarea formelor de mişcaremigraţie

Migraţia prin difu-ziunea moleculară

în virtutea atracţiei moleculare, granulele rocilor peliticesaturate cu apă sînt învelite de strate de apă, care, încontact unul cu altul, formează o masă de apă. Gazele şipetrolul se deplasează de la o moleculă la alta în stare demolecule sau pelicule moleculare. Petrolul sub formă depelicule înconjoară bule de gaze foarte mici care se de-plasează prin masa apei din roci şi în urma tasării roci-lor, sub greutatea sedimentelor, apa este împinsă şi, odatăcu ea, gazele şi petrolul. Pentru ca un zăcămînt să nufie supus distrugerii prin difuziune, trebuie să aibă unînveliş cu un coeficient de difuzie foarte mic, ca deexemplu argilele îmbibate cu apă.

Migraţia capilară Această formă de migraţie are loc sub acţiunea forţelorcapilare, dar avînd în vedere că mecanismul deplasăriigazelor şi petrolului sub acţiunea forţelor capilare nueste încă suficient cunoscut, se poate presupune căaceastă formă de migraţie nu se poate face la distanţemari şi nu poate avea un rol preponderent în procesulde migraţie, care să ducă la formarea zăcămintelor.

Migraţia liberă Migraţia liberă se defineşte a fi deplasarea fluidelor prinrocile permeabile care obişnuit formează rezervoare na-turale, precum şi prin fisuri sau falii deschise.

36

Page 46: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Criterii de clasificare a proceselor de migraţie a hidrocarburilor. în ve-derea unui studiu sistematic al proceselor de migraţie a hidrocarburilor,s-a pus oportunitatea unei clasificări a materialelor cunoscute în legăturăcu această problemă. Dintre cele mai cunoscute clasificări se menţioneazăcele întocmite de K. Krejci Graf (1933), V. I. Illing (1933), F. Lehy (1936),R. Zuber (1937), „Asociaţia americană a geologilor petrolişti" (1938) şi I.O. Brod (1947). Ultimul a elaborat o clasificare pe următoarele criterii:

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

Tabelul 4

Clasificarea proceselor de migraţie după scara migraţiei,funcţie de factorii structurali şi stratigrafie! locali şi regionali

Scara migraţiei Factorii care controlează migraţia

Locală, care se referă la depla-sarea fluidelor în cadrul structu-rilor şi duce la formarea zăcămin-telor şi a structurilor petroliferesau gazeifere. Migraţia la scarălocală însoţeşte întotdeauna pro-cesul de migraţie regională.

Factoristructu-rali

— în limitele ridicărilor struc-turale izolate;

— în legătură cu faliile dinmonoclinalele şi anticlinaleleizolate.

Factoristrati-grafici

— în legătură cu zonele deschimbări locale de lito-facies;

— de-a lungul suprafeţelor dediscordanţe stratigrafice lo-cale.

: Regională, care are loc la scară| regională si duce la formarea maij multor structuri petrolifere saugazeifere vecine între ele şi le-gate prin una din particularităţilestructurale sau lito-stratigraficeregionale. Acest proces de migra-ţie poate cuprinde depresiuni dedimensiuni mari şi duce la for-marea zonelor de acumulare.

Factoristructu-rali

— în legătură cu monoclinale-le şi zonele anticlinale deimportanţă reşională;

— în legătură cu faliile regio-nale.

Factoristrati-grafie!

— de-a lungul suprafeţelor dediscordanţe stratigrafice re-gionale;

— în legătură cu zonele deschimbare regională a facie-surilor.

2) complexul rocilor în care se face deplasarea, căile şi direcţia miş-cării fluidelor (tab. 5).

Spre deosebire de celelalte clasificări ale proceselor de migraţie, clasi-ficarea întocmită de I. O. Brod are avantajul că foloseşte termeni adec-vaţi acestor procese. Această clasificare poate servi ca material de bazăpentru studiu şi comparaţia proceselor de migraţie a hidrocarburilor, învederea, pe cît posibil, a cunoaşterii fenomenelor care au condus la for-marea fiecărui zăcămînt, cercetat în parte.

37

Page 47: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 5

Clasificarea proceselor de migraţie după căile şi direcţia mişcării

Felurilemigraţiei

Migraţia în afara rezervorului(prin roci greu permeabile)

Migraţia în cuprinsulrezervorului (prin rociuşor permeabile)

I. Faţă decomplexulrocilor încare se facemigraţia

Singenetică (dininteriorul forma-ţiunii care însoţeş-te procesul de de-punere a sedimen-telor şi de transfor-mare a substanţeiorganice îngropateîn sedimente)

Epigenetică (ceare loc dupătransformareasedimentului înrocă, atît în cu-prinsul, cît şiîn afara for-maţiunii petro-lifere)

în inte-riorul re-zervoare-lor strati-forme se-parate deroci im-permea-bile

In rezervoa-re formatedin roci per-meabile ne-separate deroci slabpermeabile

II. După ti-pul căilorde migraţie

Prin capilare(capilară)

Prin falii şi fi-suri (fisurală)

Prin pori Prin fisuri(fisurală)

• • •«III. Dupădirecţiamigraţiei

Laterală (are loc atît în afara, cît şi în cuprinsul rezervorului)

Verticală (are loc atît în afara cît şi în cuprinsul rezervorului)

3.3. ROCI REZERVOR (MAGAZIN)

Rocile care pot să înmagazineze cantităţi însemnate de hidrocarburi şipe care, cel puţin în parte, le pot ceda, se numesc roci rezervor, magazinsau colectoare.

Capacitatea de înmagazinare a acestor roci depinde de caracterelefizico-geologice ale lor, exprimate prin coeficienţi de porozitate, de per-meabilitate, de saturaţie. Gradul de saturaţie cu gaze, petrol sau apă, estecondiţionat de porozitate şi de permeabilitate. Caracterele fizico-geologiceale rocilor formează obiectul de studiu al displinei „Fizico-chimia zăcă-mintelor de hidrocarburi", astfel că în cele ce urmează se vor prezenta, înspecial, tipuri de roci rezervor. Legat de porozitate, se reaminteşte că oricerocă sedimentară elastică prezintă pori, chiar marnele şi argilele au unvolum total de spaţii goale, chiar mai mare decît al nisipurilor şi pietri-şurilor, în unele cazuri. Rocile compacte, cînd sînt fisurate sau cînd pre-zintă cavităţi pot îndeplini rolul de rocă rezervor.

Funcţia de rocă rezervor este condiţionată de posibilitatea de circu-laţie a fluidelor în masa rocii şi nu orice rocă cu un volum mare de poripoate avea această funcţie; ea depinde de diametrul porilor care pot fiprincipali (singenetici) sau secundari (epigenetici).

Porii principali (singenetici) sînt formaţi odată cu roca şi sînt repre-zentaţi prin spaţiile dintre granulele de nisip, de intervalele dintre pla-nele de stratificaţie sau în cazul rocilor eruptive, de golurile care au rezul-tat în urma eliberării gazelor.

Porii secundari (epigenetici) apar după ce roca s-a format şi ei pot fireprezentaţi prin caverne, fisuri, ce au rezultat datorită acţiunii apelor de

38

Page 48: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

circulaţie, cristalizării, mişcărilor tectonice, eroziunii sau contracţiei ro-cilor.

Ca exemple tipice de roci rezervor se menţionează nisipurile şi gre-siile mai slab cimentate şi, mai rar, microconglomeratele, conglomerateleşi pietrişurile. Calcarele şi dolomitele, cînd sînt fisurate, vacuolare, auporozitate şi permeabilitate mari şi, uneori, în roca respectivă se for-mează zone de mare porozitate şi permeabilitate. Nisipurile bine sortateau porozităţi mai mari faţă de cele nesortate.

Porozitatea variază în afară de structură şi în funcţie de gradul de ci-mentare şi compactizare, după cum reiese din cele ce urmează:

— roci eruptive 0,05—1,30%;— şisturi marnoase şi argiloase 0,50—1,50%;— calcare şi dolomite 0,50—33,0%;— nisipuri 1,2—50o/0;— gresii 3,5—29,0%;— argile şi marne circa 8%;— nisipuri din dacian (R.S.R.) circa 35%;— nisipuri din moţian (R.S.R.) circa 25%;

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

Valorile porozităţii şi permeabilităţii rocilor magazin pot fi măritedatorită recristalizării, dizolvării cimentului, brecifierii sau pot fi micşo-rate datorită cimentării şi compactizării. Permeabilitatea perpendicularăpe stratificaţie este mai mică, iar paralelă cu stratificaţia este mai mare.Permeabilitatea se poate micşora şi în funcţie de natura fluidului carecurge prin strat, ca, de exemplu, în cazul gazelor, ca urmare a fenomenu-lui de absorbţie în spaţiile dintre granulele rocii. în cazul ţiţeiului are loco micşorare a permeabilităţii, datorită depunerii hidrocarburilor grele subformă de corpuri solide, iar apa pură poate hidrata rocile politice din rocarezervor, contribuind astfel la micşorarea permeabilităţii. Saturaţia în ţiţeiscade în rocile rezervor cu granule nesortate şi cu un conţinut de argile.

Exemple de roci rezervor din unităţile structurale din ţara noastră, încare sînt zăcăminte de hidrocarburi:

Subzona Externă a Flişului paleogen din Moldova: gresia de Lucăceşti,gresia de Kliwa, gresia de Kliwa din orizontul de tranziţie, din orizontulSuprakliwa, ca şi intercalaţiile de gresie de Kliwa din orizontul marneloralbe bituminoase, al menilitelor inferioare şi superioare şi al disodilelorinferioare şi superioare, din oligocen, gresia de Tarcăn din eocen, gresiiledin sarmaţianul Bazinului Comăneşti.

Zona Flişului din Muntenia: în eocenul Pintenului de Homorîciu, gre-sia de Tarcău şi tot gresii în eocenul Pintenului de Văleni, în oligocen, înPintenul de Homorîciu, gresia de Fusaru, iar în pintenJul de Văleni, gresiade Kliwa inferioară şi superioară; nisipurile şi gresiile lenticulare din stra-tele de Podul Morii.

Zona Miocenă din Moldova: gresia de Kliwa din oligocen, nisipuri şigresii în helveţian (stratele de Tescani), nisipuri şi gresii în buglovian(stratele de Andreiaşu), nisipuri şi gresii în sarmaţian.

39

Page 49: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Zona Cutelor Diapire: pe structurile din partea de nord, la contactul cuPintenul de Văleni, rezervoarele sînt formate din nisipuri şi gresii (meo-ţian, helveţian şi oligocen), în Zona Cutelor Diapire propriu-zisă, în hel-veţian, buglovian, sarmaţian, meoţian, dacian şi levantin, din nisipuri şigresii; nisipuri şi nisipuri marnoase în ponţian, microconglomerate în sar-maţian (Boldeşti), nisipuri grosiere în levantin.

Depresiunea Getică: gresii în eocen şi oligocen, nisipuri grosiere şi mi-croglomerate în burdigalian, nisipuri şi gresii conglomeratice în helveţian,nisipuri şi gresii în tortonian, nisipuri, nisipuri grosiere şi gresii în sarma-ţian şi nisipuri şi gresii în meoţian.

Bazinul Panonian: zonele alterate ale fundamentului cristalin, conglo-meratele şi gresiile din helveţian şi tortonian, pietrişurile, gresiile şi nisi-purile din pliocen.

Bazinul Maramureşidui: gresia de Borşa.Bazinul Transilvaniei: nisipuri, nisipuri marnoase, marne nisipoase şi

gresii în tortonian, buglovian, sarmaţian şi, uneori, şi în panonian.Platforma Moldovenească: gresii în tortonian, nisipuri în buglovian şi

nisipuri şi gresii în sarmaţian.Depresiunea Bîrladului: calcare în triasic, gresii în jurasic (dogger) şi

gresii şi nisipuri în sarmaţian.Promontoriul Nord-Dobrogean: gresii în paleozoic, gresii şi nisipuri în

tortonian, sarmaţian şi meoţian.Platforma Moesică: calcare fisurate şi poroase în devonian, conglome-

rate, gresii în permo-triasic inferior, gresii silicioase în triasicul inferior,dolomite, dolomite microgranulare, gresii dolomitice în triasicul mediu,calcare, dolomite, gresii în triasicul superior, gresii, nisipuri în liasic-dog-ger, gresii silicioase în dogger, calcare, calcare fisurate, dolomite înmalm-neocomian, calcare microcristaline fisurate, calcare cretoase, cal-care microcristaline fisurate şi vacuolare, gresii glauconitice în neoco-mian, calcare şi marnocalcare fisurate, calcare fisurate, calcare micro-cristaline, calcare oolitice, grezoase, cretoase, microcristaline fisurate şivacuolare, pseudoolitice, calcarenite, gresii glauconitice în cretacicul in-ferior; calcare în apţian, calcare fisurate, grezoase, pseudoolitice, gresiimarnoase, gresii silicioase, calcaroase, glauconitice, nisipuri, nisipuri glau-conitice în albian; calcare cretoase în tortonian, gresii calcaroase, nisi-puri, nisipuri marnoase, marne grezoase, calcare cretoase, calcare gre-zoase, calcare microcristaline în sarmaţian. Gresii, nisipuri, nisipurimarnoase, gresii oolitice în meoţian; nisipuri, marne nisipoase şi marnegrezoase în ponţian şi nisipuri în dacian.

După cum reiese din cele de mai sus, chiar pentru un acelaşi tip derezervor granular sau carbonatat sînt mai multe varietăţi de roci. Rocilerezervor formează rezervoare care pot avea forma de strate, de unde şidenumirea acestora de rezervoare stratiforme, delimitate în acoperiş şiculcuş de roci impermeabile. Aceste rezervoare, din punct de vedere lito-logic, în general, sînt omogene. De asemenea, rezervoarele se pot prezentaca formaţiuni de roci masive, formate de cele mai multe ori din calcarevacuolare, fisurate sau din nisipuri sau gresii şi a căror grosime este mareîn raport cu întinderea şi au în acoperiş roci impermeabile, iar în culcuş,apă tabulară. Aceste rezervoare, din punct de vedere litologic, pot fi omo-gene şi neomogene. Rezervoarele pot fi şi sub formă de lentile de roci po-rospermeabile delimitate din toate părţile de roci impermeabile sau deroci slab acvifere sau parţial de roci impermeabile, parţial de roci sub-

40

Page 50: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

acvifere. Aceste rezervoare pot avea şi forme neregulate, ca zone fisurate,în roci compacte şi delimitate din toate părţile de roci compacte sau finfisurate, cu apă.

3.4. ROCI FROTECTOARE

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

Aceste roci închid rezervoarele în mod diferit, funcţie de tipul aces-tora, în cazul rezervoarelor stratîforme boltite, închiderea lor de cătrerocile protectoare are loc atît în acoperişul, cît şi culcuşul (patul) acestora,iar în cazul rezervoarelor ecranate închiderea lor are loc pe suprafeţelede discontinuitate tectonică, stratigrafică sau litologică, spre deosebire derezervoarele delimitate litologic, care sînt închise de jur împrejur.

Ca exemple tipice de roci protectoare se cunosc argilele şi marnele, înspecial argilele hidrolizate, şisturile argiloase, silicioase, gresiile şi calca-rele compacte, lipsite de fisuri şi întîlnite pe întinderi mari. Depozitelehalogene, prin sare, anhidrit, gips, de grosimi şi întinderi suficient de maripot fi, de asemenea, roci protectoare pentru acumulările de hidrocarburi.

Uneori stratele productive sînt erodate şi petrolul din zona de aflori-ment se asfaltizează, formîndu-se un dop de asfalt care are rol de rocăprotectoare pentru zăcămîntul de petrol cantonat în aceleaşi strate, darsituate mai jos structural.

în ţara noastră, rocile protectoare, în general, sînt reprezentate prinargile şi marne, miocenul cu sare sau printr-un dop de asfalt, cum este ca-zul zăcămintelor de petrol din oligocenul structurii Solonţ.

De asemenea, datorită rocilor protectoare, o formaţiune geologică încare sînt cantonate zăcăminte de hidrocarburi poate fi împărţită pe com-plexe, iar acestea, pe orizonturi sau straturi. Intercalaţiile de roci protec-toare, groase de 4—5 m pot să realizeze o izolare etanşă a stratelor pro-ductive, cu presiuni diferite şi dau posibilitatea unei exploatări separate şiselective. Intercalaţiile de roci impermeabile dintre complexe şi, uneori,chiar cele dintre straturile acestora, dau posibilitatea unor corelări a dia-grafiilor profilelor sondelor pe întinderi mari, respectiv dau posibilitateapunerii în evidenţă, destul de uşor, a unor obiective de exploatare.

3.5. CAPCANE

Cea de a cincea condiţie pentru formarea zăcămintelor de petrol şi degaze este impusă de existenţa unui aranjament tectonic, stratigrafie saulitologic în care sînt prinse hidrocarburile într-un echilibru stabil, de undeşi numele acestui aranjament de capcană.

Factorii tectonici (structurali), stratigrafici şi litologici, în general, ac-ţionează simultan şi influenţa predominantă, în timp, a unuia dintre aceş-tia, determină tipul capcanei. Influenţele factorilor orogenetici şi epiro-genetici în formarea capcanelor sînt sintetizate în tabelul 6.

41

Page 51: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 6

Influenţa factorilor orogenetici şi epirogcnctici in formarea capcanelor

Factorii Rezultatele acţiunii factorilororogenetici şi epirogenetici

Tipul capcanelor Regiuni incare seîntîlnesc

Orogene-tici

AnticlinaleMonoclinaleFalii

Tectonică, formată princutarea rezervoruluiTectonică, formată prinfalierea rezervorului

Cutate

Epiro-genetici

Anticlinale aplatizate Tectonică, formată prinboltirea slabă a rezer-vorului

Platformă

Transgresiuni şi regre-siuni care dau naşterela:a) discordanţe stratigra-ficeb) efilări stratigrafice ca-re au loc între fazăde regresiune şi o fa-ză de transgresiunec) variaţii de facies

Stratigrafică, formată caurmare a acoperirii dis-cordante a rezervoruluide roci impermeabileLitologică, formată prinînchiderea litologică arezervorului efilat sauprin delimitare litologică,din toate părţile

Cutate şi deplatformă

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

4. FACTORII Şl SEMNELE DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELORDE PETROL Şl GAZE

4.1. FACTORII DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELOR DE PETROL Şl GAZE

Formarea ca, de altfel, şi degradarea zăcămintelor de petrol şi gaze nusînt, de cele mai multe ori, decît rezultatele unor procese de migraţie ahidrocarburilor în scoarţa terestră. Cînd în scoarţa terestră are loc o cir-culaţie intensă a apelor, procesele de migraţie a hidrocarburilor pot ducechiar la o distrugere a zăcămintelor, dacă învelişul protector a fost erodat.Spre deosebire de petrol, gazele sînt deplasate mult mai greu, aceasta da-torită densităţii lor care este mult mai mică. Gazele sînt antrenate de apănumai în cazul cînd sînt dizolvate în aceasta.

42

Page 52: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Factorii mecanici. Aceşti factori sînt rezultatul acţiunilor forţelor oro-genice şi epirogenice care pot, în anumite condiţii, să provoace distruge-rea aranjamentelor structurale în care sînt cantonate zăcămintele de hi-drocarburi. Formaţiunile geologice cutate şi exondate ajungînd la supra-faţă sînt supuse unor procese de eroziune care, uneori, pot fi atît de mariîncît, în afară de învelişul protector al zăcămintelor, sînt erodate şi rocilerezervor şi chiar rocile generatoare de hidrocarburi, în parte. Un astfel deexemplu de distrugere a zăcămintelor este cunoscut în ţara noastră, înpartea de nord a subzonei interne a flişului din Moldova, unde eroziuneaa ajuns pînă la şisturile negre bituminoase, considerate ca roci generatoarede hidrocarburi. în unele cazuri datorită forţelor epirogenice, zăcămintelepot ajunge pînă la adîncimi mari, unde, la temperaturi mari, sînt supusemetamorfismului şi sînt distruse.

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

Spre deosebire de regiunile cutate, în regiunile de platformă, din cauzalipsei, în general, a aflorimentelor, a accidentelor tectonice de mare an-vengură, care sînt rare şi înclinărilor mici ale stratelor, care fac ca depla-sarea apelor subterane să fie lentă, procesele de distrugere ale zăcăminte-lor sînt încetinite. în aceste regiuni, zăcămintele de hidrocarburi sînt bineconservate, ceea ce a dat posibilitatea existenţei acestora din cambrianpînă în depozitele sedimentare tinere.

Factorii geochimici. Datorită acţiunilor sulfaţilor din apele de circulaţiesubterane, zăcămintele de hidrocarburi pot fi distruse. Ţiţeiul din diferi-tele orizonturi ale unui zăcămînt, alimentat de aceeaşi sursă, poate diferidin punctul de vedere al compoziţiei chimice şi al greutăţii specifice. Sîntstructuri ale căror orizonturi superioare conţin un ţiţei cu o greutate spe-cifică mare şi în care sînt compuşi ai sulfului, iar orizonturile inferioareconţin un ţiţei uşor, respectiv au o greutate specifică mică. Dacă proceselede oxidare a hidrocarburilor au loc la limita dintre petrol şi apă, este po-sibil ca, în timp, zona de petrol cuprinsă între apă şi capul de gaze să fiedistrusă sau mult micşorată şi, uneori, întreruptă datorită unui proces dedegradare datorat sulfaţilor din zăcămîntul de petrol.

Factorii biochimici. în procesele chimice de degradare a zăcămintelorde petrol intervin şi bacteriile anaerobe desulfurante, care dau naştere laprocese ce duc la asfaltizarea petrolului.

Factorii industriali ai degradării zăcămintelor sînt determinaţi de eroritehnice ce pot avea loc atît în forajul sondelor cît şi în exploatarea zăcă-

mintelor de hidrocarburi. în timpul forajului sondelor, dintre erorile ce•t apărea şi care pot duce la degradarea prematură a zăcămintelor se

menţionează:— blocarea stratelor productive datorită folosirii unor fluide de foraj

neadecvate sau unor imperfecţiuni în cimentarea coloanelor, ceea ce poateduce la inundarea prematură a unor orizonturi productive.

în exploatarea zăcămintelor pot avea loc erori care să ducă la degra-darea prematură a zăcămintelor, datorită perforării eronate a unui inter-val, în sensul că s-a luat în considerare, în intervalul fixat şi porţiuni din^tratele inundate şi stratele cu gaze, adiacente.

în cazul cînd au loc adiţionări de strate cu presiuni foarte diferite, ţi-ţeiul din stratul cu presiune mare invadează stratul cu presiune mică.

4*

Page 53: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Degradarea zăcămintelor are loc, uneori, şi datorită exploatării strate-lor cu raţie gaze-ţiţei foarte mare şi a stratelor din cupola de gaze a unuizăcămînt de petrol.

4.2. SEMNELE DEGRADĂRII ZĂCĂMINTELORDE PETROL Şl GAZE

Semnele degradării zăcămintelor de hidrocarburi pot fi active şi înacest caz denumite indici activi sau pot fi inactive, şi se numesc indicifosili de degradare. Indicii activi arată că procesul de degradare a zăcă-mintelor are loc şi în prezent şi aceste semne (indici) se pot repeta, spredeosebire de indicii inactivi a căror activitate nu se reînnoieşte, ea a avutloc în trecut şi a lăsat semne la suprafaţa scoarţei terestre.

Cunoaşterea acestor semne (indici) la suprafaţa scoarţei terestre poatepune problema cercetării zăcămintelor de hidrocarburi din adîncime, învederea stabilirii unei legături a acestora cu semnele de la suprafaţă. încazul cînd nu este o comunicaţie între zăcămîntul din adîncime, şi semnelede la suprafaţă datorită, de exemplu, unei falii etanşe care separă mareparte din zăcămînt, pot avea loc activităţi de explorare sau de exploatare.Toate semnele de degradare sînt luate în considerare în lucrările de pros-pecţiuni şi explorare şi interpretate cît mai corect posibil în ceea ce pri-veşte legătura lor cu zăcămintele din adîncime şi, respectiv, perspectivelesubsolului suprafeţei cercetate.

Inidicii activi de degradare sînt: emanaţiile de gaze, vulcanii noroioşi,ivirile de ţiţei.

Emanaţiile de gaze, reprezentate, în general, prin metan, se manifestăla suprafaţa scoarţei terestre fie violent, cînd gazele filtrează cu intermi-tenţă prin fisuri sau falii, fie lent, cînd filtrează prin porii rocilor. în afarăde metan, cînd provin din zăcămintele de petrol, gazele conţin în cantităţimici şi hidrocarburi superioare. Gazele pot ieşi şi de sub apă, manifes-tîndu-se sub formă de bule şi, în acest caz, metanul provine din putrezi-rea unor substanţe organice, pe fundul mlaştinilor şi este cunoscut subnumele de „gaz de baltă", fără însă să fie un semn de degradare. Locurileunde apar emanaţiile de gaze sînt lipsite de vegetale, iar emanaţiile sîntcunoscute sub numele de „focuri nestinse*' sau „focurii vii". în ţara noas-tră se cunosc focuri nestinse la Lopătari, pe "Valea Slănicului de Buzău, laAndreiaşu, pe Valea Milcovului, la Hîrja, pe Valea Oituzului. Manifes-tări puternice de gaze se cunosc în Iran, Irak, în sud-estul Turciei şi înregiunea Mării Caspice.

Vulcanii noroioşi se formează, în general, de-a lungul faliilor, liniilorde încălecare sau axelor cutelor anticlinale, cînd gazele din adîncime seaflă sub un nivel hidrostatic şi în mişcarea lor ascensională antrenează apacare înmoaie rocile pelitice ce ajung la suprafeţe sub forma unui noroi deforaj. La suprafaţă gazele se eliberează iar materialul adus se depune subforma unor conuri în jurul craterului format, de unde, prin asemănarecu vulcanii şi numele de vulcani noroioşi dat acestor aglomerări de ma-terial ce seamănă cu fluidul de foraj. Conurile acestor vulcani pot aveaînălţimi de la cîţiva centimetri pînă la peste 700 m (Peninsula Apşeron —LT.R.S.S.). în ţara noastră se cunosc vulcani noroioşi la Pîcle (Buzău). Stu-diul materialului adus la suprafaţă prezintă interes deoarece dă informaţiiasupra formaţiunilor geologice atinse de degradare. Faptul că în uneleregiuni unde apar vulcani noroioşi sînt şi zăcăminte de hidrocarburi, cum

44

Page 54: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

este cazul şi la noi în ţară (zona Pîcle), se explică prin aceea că structurilerespective sînt formate din mai multe blocuri separate de falii etanşe,

*el că zăcămintele sînt conservate, nefiind afectate de degradare.Ivirile de ţiţei. Aceste iviri apar fie în legătură cu faliile sau cu liniile

de încălecare, fie cu zonele de fisuri, cum este cazul unora dintre acestezone situate în bolţile cutelor anticlinale. Aceste iviri au debite, în general,foarte mici, dar se cunosc în America de Nord iviri care au debite de sutede litri pe zi.

Ţiţeiurile parafinoase se cunosc unieori şi după irizaţiile pe care leformează cu apa. Irizaţiile formate de ţiţeiurile parafinoase se caracteri-zează prin aceea că lovite, ele se desfac în fîşii cu marginile rotunde, spredeosebire de irizaţiile produse de humaţii ferici, care se întîlnesc înochiurile de apă de prin păduri şi care lovite, se desfac în fragmente col-ţuroase.

Indicii inactivi, fosili, de degradare sînt: ivirile de asfalt şi de ozo-cherita.

Asfaltul provine din oxidarea ţiţeiurilor naftenice şi cînd ivirile deîiţeiuri naftenice sînt mari şi condiţiile topografice permit, se formeazăadevărate lacuri de asfalt (Lacul Sahalin — U.R.S.S., Lacul Brea —Insula Trinidad). Se cunosc impregnaţii de asfalt în nisipuri, gresii şi cal-care care fac obiectul unor exploatări, cum sînt zăcămintele de asfalt învalcare la Val de Travers (Elveţia) şi la Seyssel (Franţa), iar la noi în ţarăsint zăcăminte de asfalt în nisipurile şi gresiile pliocene la Matiţa (Pra-hova) şi Derna (Bihor).

Ozocherita şi alte parafine fosile se formează prin degradarea ţiţeiurilorparafinoase. Apariţii de ozocherita la noi în ţară se cunosc pe Pîrîul luiTudorache, afluent al Văii Slănic-Moldova. Importante zăcăminte de ozo-cherite se cunosc în U.R.S.S. la Starunia şi Boryslaw, precum şi în S.U.A.,in Pensylvania.

în afară de indici activi şi fosili mai sînt şi indici indirecţi de degradareşi anume: izvoarele de ape sărate şi izvoarele de ape sulfuroase.

Izvoarele de apă sărate, spre deosebire de celelalte ape sărate, conţiniod, brom şi acizi naftenici. Izvoarele de ape sulfuroase îşi au originea înoxidarea sulfurilor din roci sau provin în urma reducerii sulfaţilor subacţiunea hidrocarburilor. Hidrogenul sulfurat rezultat este luat în soluţiede apele de circulaţie care alimentează izvoarele sulfuroase de la supra-faţă. Prezenţa hidrocarburilor în acest proces indică legătura izvoarelorsulfuroase cu procesele de distrugere a hidrocarburilor, fie ele diseminatesau acumulate în roci.

5. LEGILE GEOLOGICE ALE ACUMULĂRII PETROLULUIŞl GAZELOR NATURALE.

BAZINELE PETROLIFERE Şl GAZEIFERE

Problema legilor care guvernează răspîndirea zăcămintelor de petrolşi gaze în scoarţa terestră a format şi formează o preocupare a geolo-gilor petrolişti. Ca urmare a acestei preocupări a apărut şi necesitatea

45

Page 55: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

raionării teritoriilor scoarţei terestre în subsolul cărora au fost desco-perite sau sînt probabile sau posibile zăcăminte de petrol şi de gaze.

Zăcămintele de petrol şi de gaze sînt situate în subsolul acelor re-giuni din scoarţa terestră care au funcţionat, un timp geologic de~: Ide îndelungat, ca depresiuni. Pentru formarea, acumularea şi conser-varea petrolului şi a gazelor, condiţia fundamentală este scufundareaprelungită a regiunii în care a avut loc o astfel de acumulare, regiuneîn care tendinţa de scufundare şi îngropare a sedimentelor predominaatît în timpul mişcărilor de oscilaţii mici, cit şi în timpul mişcărilor demare anvergură ale scoarţei. Scufundarea este favorabilă formării hi-drocarburilor atîta timp cît zăcămintele nu se vor afla în condiţii detemperatură şi presiuni înalte, care să distrugă şi sa disperseze hidro-carburile.

încercări de raionare a teritoriilor petrolifere şi gazeifere sigure, pro-babile sau posibile, care au funcţionat ca depresiuni, au fost făcute încădin cea de-a doua jumătate a secolului trecut, iniţial pe criterii geo-grafice şi, ulterior, pe criterii geologice.

în anul 1902 L. Mrazec a demonstrat raţiunea raionării zăcăminte-lor de hidrocarburi din ţara noastră pe criterii geologice. Cunoscîndu-seunele particularităţi din punct de vedere geologic ale răspîndirii zăcă-mintelor de hidrocarburi s-au schiţat legi după care să se poată cor.<-dera că a avut loc răspîndirea zăcămintelor în scoarţa terestră în legă-tură cu zonele geotectonice. Iniţial, în raionarea geotectonică a apăru:termenul de provincie petroliferă şi gazeijeră ce definea regiunea insubsolul căreia erau zăcăminte. în timp, s-a pus în evidenţă grupareaconstantă a acumulărilor de hidrocarburi în legătură cu zonele struc-turale sau cu zonele de discordanţe stratigrafice sau de efilare regionalăa complexelor sedimentare în profilul cărora sînt roci rezervor şi a apă-rut termenul de zonă de acumulare. Răspîndirea zonelor de acumulareîn diferite regiuni de scufundare intensă în structura actuală a scoar-ţei a servit drept criteriu pentru a considera acest fel de regiuni dreptbazin petrolifer şi gazeifer (I. O. Brod, 1953).

Pentru a se putea stabili răspîndirea acumulărilor de petrol şi ga2eîn scoarţa terestră este necesar să se cunoască proporţia şi trăsăturilecaracteristice ale bazinelor petrolifere şi gazeifere. Răspîndirea constantaîn orice bazin a zăcămintelor de hidrocarburi este determinată atît destructura actuală a acestuia, cît şi de delimitarea lui geomorfologicâ.

I. O. Brod a pus la baza clasificării bazinelor petrolifere şi gazeiferecriterii geotectonice şi geomorfologice. Autorul a definit prin bazin pe-trolifer şi gazeifer o regiune închisă do intensă scufundare şi de lungidurată a scoarţei terestre de care sînt legate zone de acumulare de pe-trol şi gaze. Pe baza criteriilor menţionate, toate regiunile închise şiscufundate ale scoarţei terestre pot fi împărţite în trei grupe principalede bazine.

Din prima grupă fac parte bazinele din depresiunile de platforma,care, din punct de vedere tectonic, sînt legate de acele sectoare alescoarţei terestre care se află în faza de dezvoltare platformică. De celemai multe ori aceste bazine sînt mărginite de versanţii ridicărilor bol-tite platformice sau de zonele de ridicare, îngropate şi dispuse liniar,în unele cazuri, delimitarea bazinului, pe porţiuni relativ mici, este fă-cută de edificii muntoase preterţiare, nivelate.

în grupa a doua de bazine sînt cuprinse regiunile premuntoase, descufundare a scoarţei terestre şi, în acest caz, bazinele sînt mărginite de

46

Page 56: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

o parte de- edificii muntoase, respectiv de un versant cutat, iar de cealal-tă parte, de un versant de platformă.

în a treia grupă de bazine sînt cuprinse bazinele intramuntoase, va-riate atît din punctul de vedere al poziţiilor lor geotectonice, cit şi dinpunctul de vedere al dezvoltărilor geologice în timp.

Cunoaşterea trăsăturilor caracteristice ale tipurilor de bazine petro-lifere şi gazeifere trebuie să servească drept criteriu principal în apre-cierea perspectivelor petrolifere şi gazeifere a teritoriilor scoarţei te-restre şi raionarea acestora pe baza sistematizării datelor geologice sădea posibilitatea cunoaşterii legilor care dirijează distribuţia zăcămin-telor de hidrocarburi, problemă studiată încă din primele stadii ale dez-voltării geologiei petrolului.

5.1. BAZINELE PETROLIFERE Şl GAZEIFERE DE PLATFORMA

Aceste bazine prezintă o serie de caractere care le deosebesc de ce-lelalte două grupe principale de bazine şi anume:

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

— din profilul geologic al depozitelor sedimentare, numai o foartemică parte apare la zi, din care cauză suprafeţele de pătrundere a apeide la suprafaţă, în adîncime, sînt foarte reduse ca dimensiuni;

— zăcămintele de hidrocarburi sînt legate genetic de complexele deroci sedimentare formate în stadiul platformic de dezvoltare a sectoa-relor considerate ale scoarţei terestre;

— zăcăminte de hidrocarburi în rocile metamorfice sau cristaline fi-surate ale fundamentului platformei pot fi întîlnite numai în cazul cîndgazele şi petrolul au migrat în acestea din rocile sedimentare care for-mează cuvertura fundamentului;

— formarea zonelor structurale, caracterizate, în general, de cutelargi sau de alte ridicări ale depozitelor sedimentare, este legată, deregulă, de mişcările diferenţiale ale fundamentului platformei. Bazinelepetrolifere şi gazeifere de platformă cuprind două subgrupe:o) bazine legate de depresiunile din părţile centrale ale platformelor;6) bazine legate de depresiunile marginale ale platformelor.Bazinele legate de depresiunile din părţile centrale ale platforme-lor se caracterizează prin:

— complexele de roci sedimentare din depresiunile platformice si-tuate în zonele centrale ale platformelor s-au format, de regulă, în ba-zine epicontinentale;

— acumularea depozitelor sedimentare, a căror grosime este relativredusă are loc, de regulă, relativ încet, iar presiunea şi temperaturacresc odată cu adîncimea şi această creştere, care depinde în mod strictde grosimea depozitelor sedimentare, este relativ mică;

— procesul de descompunere a materiilor organice îngropate, înso-ţi *. de formarea de bitumene, are loc relativ încet, ca urmare a celormenţionate mai sus;

— oscilaţiile fundului depresiunii ca şi a nivelului de eroziune, înpărţile centrale ale platformelor au loc încet, iar faciesul de acelaşi tipacoperă zone mari şi prezintă slabe variaţii atît în timp cît şi în spaţiu,ceea ce face ca diferenţierea suprafeţelor de care sînt legate acumulări

47

Page 57: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

de hidrocarburi să aibă loc într-un interval de timp mai îndelungat:— greutatea relativ mică a depozitelor sedimentare, care în gene-

ral sînt de grosimi mici, limitează deplasarea hidrocarburilor prin psubcapilari ai rocilor slab permeabile;

— procesele tectonice sînt de intensitate slabă şi, ca urmare, p■ »"' -lităţile de dezvoltare a fisurilor şi fracturilor deschise sînt puţin favo-rabile, ceea ce limitează migraţia liberă a hidrocarburilor, dar aceastacontribuie la conservarea acumulărilor de hidrocarburi formate;

— zonele de acumulare, clin părţile centrale ale depresiunilor, -de cele mai multe ori legate de boltiri platformice sau de alte rid'care complică nivelele structurale, precum şi de suprafeţele de discor-danţe stratigrafice şi de zonele de efilare a colectorilor;

— fundamentul acestor depresiuni, din părţile centrale ale plaţi r-melor, este format adeseori din roci cristaline de vîrstă cambrianâ sadin roci metamorfozate în timpul mişcărilor paleozoice şi, ca urmare,hidrocarburile sînt întîlnite în roci de vîrstă paleozoică, groase de 2 003 000 m, uneori atingînd 4 000 m şi care formează cuvertura fundametului.

Bazinele Michian şi Illinois, clin platforma nord-americană se ci-tează ca exemple tipice de astfel de bazine.

Bazinele legate de depresiunile marginale ale platformelor se carac-terizează prin:

— sînt legate de regiuni mari, formate din elemente geotectonicevariate;

— fundamentul lor are o constituţie complexă şi, în limitele regiur.iiprincipale a bazinului, este scufundat pînă la peste 10 000 m, iardiferitele zone ale bazinului este de vîrstă diferită;

— grosimea depozitelor sedimentare care umplu bazinul este foartemare şi intervalul stratigrafie de care sînt legate acumulările de hidro-carburi diferă de la un sector la altul al bazinului;

— zonele de acumulare sînt variate şi se cunosc şi zone legate dedomuri de sare.

Ca exemple tipice de astfel de bazine se menţionează Bazinul NordMarea Caspică şi Bazinul Golfului Mexic.

Ca o varietate a bazinelor marginale de platformă pot fi consideratebazinele cu fundament vechi, relativ slab scufundat, ca în cazul bazi-nelor situate de-a lungul Golfului Guineei şi în Madagascar.

5.2. BAZINELE PETROLIFERE Şl GAZEIFERE PREMUNTOASE(DE AVANFOSE)

Aceste bazine prezintă următoarele caracteristici:— sînt asimetrice, de o parte fiind delimitate de un versant îngust,

de regulă puternic înclinat şi reprezentat de cele mai multe ori princutele frontale ale unui edificiu muntos, iar de cealaltă parte de ;nversant slab înclinat care reprezintă deseori un vast monoelin de plat-formă, complicat de cute anticlinale slab înclinate;

— formarea şi conservarea acumulărilor de hidrocarburi de pe ver-santul de platformă au fost determinate de aceleaşi condiţii ca şi indepresiunile de la periferia bazinelor de platformă;

— formarea zonelor de acumulare de petrol şi gaze pe versantulcutat al bazinului a avut loc fie în etapa dezvoltării geosinclinaiului

48

Page 58: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

iin sectorul respectiv al scoarţei terestre, fie ulterior după ce s-a ter-at formarea acestui sector.

în etapa dezvoltării geosinclinalului din sectorul respectiv, îngropa-rea şi transportarea materiilor organice a avut loc în condiţiile uneicumulări rapide a unor complexe groase de sedimente, în care pre-:" -mină componenţii terigeni. Adîncimile mari de scufundare a com-I'xelor sedimentare de grosimi mari provoacă o creştere foarte marea temperaturii şi presiunii care contribuie la accelerarea descompuneriimateriilor organice, respectiv la formarea bitumenelor;

— procesele tectonice intense şi presiunea litostatică mare deter-ină migraţia hidrocarburilor;

— oscilaţiile frecvente ale fundului bazinului şi ale nivelului de ero-ciune duc la schimbări de transformare a materiilor organice şi de acu-mulare a bitumenelor rezultate;— deplasarea continuă a regiunilor de maximă scufundare, apariţiair noi pante structurale şi a noi depresiuni duc la deplasarea zone-lor de acumulare;

— zonele de acumulare de petrol şi gaze de pe versantul cutat alazinului sînt legate de forme structurale, reprezentate prin zonele an-

tielinale frontale mari ale edificiilor cutate cît şi prin zonele de acu-mulare legate de suprafeţe de discordanţe şi de efilare a colectorilor.

După vîrstă depunerilor de care sînt legate, în. aceste bazine s-au se-parat două subgrupe şi anume:

Subgrupa bazinelor terţiare, formate în legătură cu apariţia edifi-ciilor terţiare, — la care se disting două varietăţi. Depozitele sedimen-tare care umplu aceste bazine sînt, mai ales, de vîrstă mezozoică şi ter-ţiară. Ca exemple de astfel de bazine se menţionează bazinele Aquita-nian, Azov-Cuban, Golful Arabic (Persic) etc. O varietate de bazine estereprezentată prin bazinele localizate în cele mai mobile sectoare ale-roarţei care pot fi considerate ca geosinclinale actuale, şi ca exemplu,^e citează Bazinul Mediteraneean de est.Subgrupa bazinelor preterţiare, formate în legătură cu apariţia edi-

ficiilor preterţiare şi care cuprinde un număr relativ mic de bazine da-torită faptului că marea majoritate a avanfoselor edificiilor preterţiareintrat, în timp, în componenţa teritoriilor de platformă care se carac-terizează_printr-un relief de cîmpie. în această subgrupă se studiazăacele avanfose preterţiare la care s-a păstrat delimitarea muntoasă, ex-primată în relief, şi printre acestea se pot deosebi varietăţi care se dife-renţiază după vîrsta depunerilor.

Cea mai mare răspîndire o au avanfosele edificiilor cutate în mezo-zoic. Ca exemplu se citează Bazinul Vest Canadian. Mai rar s-au păs-trat bazinele premuntoase ale edificiilor paleozoice, din cauză că, înmarea lor majoritate, edificiile paleozoice au fost aproape complet nive-late şi respectiv au intrat în componenţa platformelor. Ca exemple sepot cita bazinele Mezen-Kamsk, Appalaşian şi altele.

5.3. BAZINELE PETROLIFERE Şl GAZEIFERE INTRAMUNTOASE

Caracterele generale ale acestor bazine sînt:— delimitate din toate părţile de munţi de vîrstă şi origine diferită;— în părţile marginale ale acestor bazine, condiţiile de sedimen-

tare, de formare a bitumenelor şi zăcămintelor de hidrocarburi sînt ade-

Page 59: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

x — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 49

Page 60: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

seori asemănătoare cu cele din versantul cutat al bazinelor premun-toase, iar condiţiile din părţile centrale sînt de cele mai multe ori ase-mănătoare cu condiţiile întîlnite în bazinele de platformă.

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

Bazine ale căror limite muntoase sînt formate din edificii de cutăritinere. Această subgrupă, după caracterele geotectonice ale depunerilor,cuprinde două tipuri de bazine şi anume: un tip din care fac parte ba-zinele legate de sinclinale şi grabene relativ mici şi un tip care se re-feră la vastele depresiuni interne, plate, sau la sectoare ale acestora.Fiecare tip are două varietăţi: prima varietate se referă la bazinele in-tramuntoase legate de sectoarele actualelor geosinclinale sau de sec-toarele mobile ale scoarţei terestre, iar a doua varietate priveşte depre-siunile intramuntoase delimitate de edificiile cutate în terţiar.

Bazinele intramuntoase ale edificiilor de cutări tinere sînt umpluteîn special cu depozite sedimentare care au adesea o grosime de 8 000—10 000 m şi sînt mai ales de vîrstă terţiară şi în mai mică măsură mezo-zoice. Zonele de acumulare din părţile interioare ale bazinului se asea-mănă cu zonele bazinelor de platformă şi cu cele de pe marginile plat-formice ale bazinelor de avanfose, iar zonele de acumulare de pe ver-santul cutat seamănă, de regulă, cu zonele de pe marginea cutată a ba-zinelor de avanfosă. Ca exemplu de astfel de bazine se menţioneazăBazinele Los Angeles, Ventura, din partea de vest a Californiei.

Ca exemple de depresiuni intramuntoase ale edificiilor cutate în ter-ţiar şi formate ca efect al diverselor grabene sau depresiuni şi de caresînt legate bazine intramuntoase, se poate menţiona Bazinul Columbian,Bazinul Vienez — Morav etc. Drept exemplu de bazin intramuntos, măr-ginit de edificii cutate tinere şi format prin efectul unui masiv medianîntr-un sector mobil al scoarţei terestre, se poate da Bazinul Sud Ma-rea Caspică;

Bazine ale căror limite muntoase sînt formate de elemente structu-rale şi ca exemplu de depresiuni delimitate de elemente structurale me-zozoice se menţionează Bazinele Munţilor Stîncoşi.

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

Bazinele petrolifere şi gazeifere, din toate cele trei grupe, după struc-tură pot fi cu structură relativ simplă sau cu structură relativ complexă,iar după încadrare, aceasta poate fi la suprafaţă, mai mult la suprafaţă,în mare parte îngropată, parţial subacvatică şi în mare parte subacvatică.

Exemple de bazine de platformă:— cu structură relativ simplă şi încadrate la su-

prafaţă — Rin;

— cu structură relativ simplă şi încadrare mai multla suprafaţă — Kîzîl-Kum;

— cu structură relativ simplă şi încadrare parţialsubacvatică — Taiwan;

— cu structură relativ simplă şi încadrare în mareparte subacvatică — Vestul Austra-

liei;— Golful Guineea;

50

Page 61: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— cu structură relativ complexă şi încadrare maimult la suprafaţă

— cu structură relativ complexă şi încadrare înmare parte îngropată

— cu structură relativ complexă şi încadrare înmare parte subacvatică

Exemple de bazine pe avanfose (premuntoase):— cu structură relativ simplă şi încadrare mai mult

la suprafaţă

— cu structură relativ complexă şi încadrare maimult la suprafaţă

— cu structură relativ simplă şi încadrare în mareparte îngropată

— cu structură relativ complexă şi încadrare înmare parte subacvatică

Exemple de bazine intramuntoase:

— cu structură relativ simplă şi încadrare la su-prafaţă

— cu structură relativ simplă şi încadrare parţialsubacvatică

— cu structură relativ complexă şi încadrare la su-prafaţă

— cu structură complexă şi încadrare parţial sub-acvatică

— Nord Euro-pean;

— Nord Caspic;

— Bahia;— Sergipe-Ala-

goas.

— Nord Precar-patic;

— Timan-Pecio-ra;

— PreandinCentral;

— Bengal;— Alaska de

Nord.

— Thuringian;— Transilvaniei;— Mendoza;

— Vest Englez,Sud Austra-lian, Alaskade Sud;

— Panonian,Ordos;

— Est MareaNeagră;

— Marocan.

Page 62: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

I. O. Brod prin clasificarea întocmită a căutat că delimiteze bazinelepetrolifere şi gazeifere cunoscute şi probabile şi, pe măsură ce se vorobţine noi date, în special din zonele subacvatice, desigur că se vorpune în evidenţă noi caracteristici ale bazinelor şi vor fi probabil şicazuri cînd unele bazine mai puţin cercetate în prezent vor fi reconsi-derate ca poziţie în clasificarea întocmită. Raionarea făcută permite schi-ţarea principalelor legi care dirijează răspîndirea acumulărilor de pe-trol şi gaze în scoarţa terestră.

4- 51

Page 63: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

5.4. EXEMPLE DE BAZINE PETROLIFEREŞl GAZEIFERE PE GLOB

Bazine de platformă. Bazinul Nord Marea Caspică. Acest bazin, si-tuat la marginea sud-estică a platformei ruse, este, atît din punct devedere stratigrafie, cît şi tectonic, un bazin petro-gazeifer complex.

în partea de nord şi de nord-vest bazinul este mărginit de bomba-mentul Volga-Ural al platformei ruse şi fundamentul în această partea bazinului este precambrian, acoperit de un înveliş format din depo-zite devoniene, carbonifere şi în parte permiene, depozite în care sîntzăcăminte de petrol şi de gaze. Bazinul este împărţit de catena Uzenii-Icikinsk, care se consideră a fi prelungirea vestică a zonei anticlinale-lor din regiunea Reazan — Ohlebininsk, în două. Partea de nord a ba-zinului este cunoscută sub numele de Depresiunea Uzenii-Irghiz (sauBuzuluk), iar cea de-a doua parte, la sud de catena Uzenii-Icikinsk, re-prezintă o altă depresiune de întindere foarte mare. în DepresiuneaUzenii-Irghiz, cea mai mare importanţă, în ceea ce priveşte capacita-tea petro-gazeiferă, o au depozitele carbonifere şi permiene. în depre-siunea sudică, învelişul sedimentar are o grosime ele circa 12 000 m şiîn depozitele permiene ale acestuia sînt numeroase domuri de sare deunde şi numele acestei depresiuni de regiunea Caspică cu domuri desare. Această regiune are o ramificaţie, care nu este decît avanfosa baş-kiră a Uralului, care delimitează în est şi sud-est acest bazin şi în alecărei depozite permiene sînt zăcăminte de petrol şi gaze. în partea desud, Bazinul Nord Marea Caspică este delimitat de o barieră îngropată,reprezentată prin zone formate din depozite paleozoice cutate, dispuseliniar.

Mari zone de acumulare de petrol şi de gaze cu zăcăminte foartebogate sînt situate pe marginile de nord, nord-vest şi nord-est ale ba-zinului, aici fiind situate marile zăcăminte din Başkiria, Tataria, dinregiunile Kuibişev, Saratov şi altele. în profilul lito-stratigrafic al aces-tor regiuni, rocile-mamă din devonian, carbonifer şi permian sînt re-prezentate printr-o serie de complexe pelitice de culoare cenuşie. înpartea de nord a bazinului cele mai bogate zăcăminte sînt cantonateîn devonian şi care formează zone de acumulare legate de efilarea re-gională a colectorilor nisipoşi, de mare grosime. Alte zone de acumu-lare sînt legate de ridicări platformice, de foarte mari întinderi, carecomplică versanţii bombamentului Volga-Ural, cunoscut în unele lucrărişi sub numele de bombamentul Tătar şi ale căror zăcăminte sînt can-tonate şi în carbonifer şi uneori şi în permian. Pe marginea de vest abazinului, în regiunile Saratov şi Volvograd, zonele de acumulare aubogate zăcăminte de petrol şi gaze în devonian şi carbonifer. Dar, ză-căminte de petrol şi gaze, mult mai mari, se găsesc în partea de sud aregiunii Kuibîşev, în zone de acumulare care complică marginea nord-

52

Page 64: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

vestică a Depresiunii Uzenii-Irglliz. De asemenea, pe toată întinderea:ei periferice a depresiunii Uzenii-Irghiz sint zone de acumulare de

.rol şi gaze, formate din brachianticlinale şi care au ca obiective dexploatare devonianul, carboniferul şi permianul. Numeroase zăcăminte

petrol şi gaze sînt legate de domurile de sare din această depre-siune, în ceea ce priveşte depozitele mezozoice, acestea s-au dovedit

roductive, în special, în partea de sud-est a bazinului, în regiunea7'mba, între fluviile Ural şi Emba şi pe marginea de vest a bazinului.

Se consideră că, condiţiile de acumulare a petrolului şi gazelor din". ;:zinul Nord Marea Caspică seamănă cu cele din Bazinul Golfului Mo-

rile, ca de altfel şi în cazul altor bazine, ceea ce a impus şi impune, înMitinuare, obligativitatea sistematizării datelor geologice care caracte-

zează legile geologice generale ale răspîndirii zăcămintelor de petrol_aze în scoarţa terestră.

Bazinul Taiwan. Partea terestră a acestui bazin se întinde în vestulsulei Taiwan şi este delimitată de lanţuri muntoase. Bazinul este um-

lut cu depozite paleogene şi neogene cu o grosime (estimată) deI 000 m. Aceste depozite formează o serie de cute anticlinale dispuse

:^.iar şi de oare sînt legate zăcăminte de petrol şi gaze. Cele mai multe-tructuri au fost descoperite în partea de nord-vest a bazinului. Roci-.^-mamă sînt reprezentate prin argile, prezente atît în miocen cît şi în

rliocen, iar rocile rezervor sînt, în general, reprezentate prin gresii.Bazinul Vest Australian (Carnarvon), situat pe litoralul de vest alV.istraliei, se deschide în Oceanul Indian şi este delimitat terestru, la

)rd, sud şi est de zone de apariţie la suprafaţă a Scutului Australian.Din punct de vedere stratigrafie sînt întîlnite depozite de roci sedimen-:are aparţinînd intervalului stratigrafie ce ţine de la paleozoic pînă lamezozoic inclusiv. Rezultate de producţie se cunosc în special în cre-tacic, cu zăcăminte cantonate în gresii, şi în jurasic, unde obiectivul de

exploatare îl formează argilele fisurate.Bazinul Golfului Guineea se întinde de-a lungul litoralului Oceanu-

lui Atlantic, în care de altfel se deschide şi este delimitat la est şi nordie lanţuri muntoase. Peste fundamentul compartimentat al bazinelor

.rmează învelişul sedimentar aparţinînd intervalului stratigrafie mezo-zoic-neozoic. Din punct de vedere tectonic, bazinul se caracterizează prin-

:r-o tectonică foarte complicată. Au fost descoperite structuri atît peiscat cît şi sub apele Oceanului Atlantic, precum şi regiunile deltelor

Xiger, Zair, Cuanza. Cele mai multe structuri şi de mare capacitate pe-*.ro-gazeiferă au fost descoperite în Delta Nigerului şi în zona alăturatăcestuia, în Oceanul Atlantic şi care are ca obiectiv de exploatare rocile

_;ranulare ale depozitelor miocene.Bazinul Michigan se situează pe teritoriul statului Michigan, întin-

indu-se pe aproape tot teritoriul lui. El este delimitat la nord de ver-tul sudic al Scutului Canadian, la SSV de versanţii bolţii Cincinnatti

?i de ramificaţiile acesteia' (Bolta Findlay, Bolta Kankakee şi Bolta"essamin), iar la nord-vest de Bolta Wisconsin. Fundamentul acestui

;azin, format din şisturi cristaline, în partea cea mai scufundată a ba-cului este situat la o adîncime de circa 4 000 m şi este acoperit de unvelit sedimentar format din depozite cambriene, ordoviciene, silurie-

e, devoniene şi carbonifere deasupra cărora urmează depozite cua-■ mare. Rocile-mamă din profilul lito-stratigrafic al bazinului sînt con-;derate argilele negre din ordovician, silurian, devonian superior şi car-

53

Page 65: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

bonifer inferior, iar rocile rezervor sînt formate din calcarele ordovicieneşi devoniene şi gresiile carbonifere. Din punct de vedere tectonic, acestbazin, mai mult sau mai puţin simetric, nu este complicat. Zonele deacumulare, formate în general din brachianticlinale, lungi de circa8 km şi late de 1—3 km, se situează atît în partea centrală a bazinului,cît şi pe marginea lui, fiind legate de monoclinale. Zăcămintele sînt îngeneral de tip masiv, în proeminenţe structurale şi biogene, formate dincalcare recifale şi delimitate litologic, în lentile care nu depăşesc 10 m.Obiectivele de exploatare, pentru petrol şi gaze, sînt cantonate în calca-rele din ordovician, devonian mediu şi în gresiile din carbonifer.

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

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

54

Page 66: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Iul stratigrafie jurasic-cuaternar. Pe coasta de vest a Golfului Mexic sîntne de acumulare legate de diapirismul sării, iar în Mexic, este zona de

acumulare ,.Centura do aur", legată de o ridicare îngropată, întinsă şi..^ustă, formată din calcare recifale cretacice. Pe teritoriul Mexicului de

la nord la sud sînt cunoscute depresiunile Burgos, Tampico-Tuxpan, Ve-racruz, Macuspana-Campeche şi Salina cu zăcăminte cantonate în cre-tacic, pleogen şi miocen.

Bazinul Bahia, situat în nord-estul Braziliei, este legat de un graben:".-? pe marginea de est a scutului brazilian. La vest este delimitat de fa-lia Marajo, în est de falia Salvador, în nord de ridicări ale depozitelorcretacice, iar în sud se prelungeşte în Golful Todos os Santos şi, prinacesta, în Oceanul Atlantic. în ansamblu, din punct de vedere tectonic,se prezintă sub forma unui monoclin înclinat spre sud-est şi care este: arte compartimentat. Zonele de acumulare de pe uscat şi cele sub-acvatice sînt legate fie de cute anticlinale, fie de monoclinale şi au caoiectiv de exploatare cretacicul.Bazine premuntoase. Bazinul Aquitanian, din vestul Franţei, este de-limitat la nord, nord-est şi est de Masivul Armorican, Masivul Central şiMasivul Montagne Noir, iar în sud, de Munţii Pirinei. Fundamentul cu-tat al bazinului, format din depozite ale paleozoicului inferior, are unÎnveliş din depozite carbonifere, permiene, mezozoice, neozoice şi cuater-nare. Versantul nordic al bazinului, cu înclinări mici, are caracter de plat-: rmă şi este lat de 200—250 km, iar versantul sudic, cutat, lat de cîţivazeci de kilometri, este complicat, în adîncime, din punct de vedere tecto-nic, de diapirismul sării. Zăcămintele de petrol şi gaze sînt cantonate, înspecial, în jurasic şi cretacic, în rezervoare formate din calcare, dolomite,nisipuri şi gresii şi subordonat în paleogen, în rezervoare nisipoase.

Bazinul Azov-Cuban este delimitat la nord de masivul cristalin ucrai-nian şi de prelungirea lui scufundată, la est, de marginea vestică a ri-dicării Stavropol, delimitare care se continuă pînă spre versantul sudical Caucazului, iar la vest, în limitele Crimeii, se învecinează cu bazinuldin nordul Mării Negre. în acest bazin, pronunţat asimetric, se distinge omargine nordică, de platformă, slab înclinată, o zonă axială, scufundată,umplută cu depozite terţiare şi cuaternare şi o margine sudică puternicînclinată. Pe versantul sudic sînt o serie de cute anticlinale cu o tecto-nică complicată, dispuse linear şi care formează zone de acumulare. Fun-damentul bazinului este format din depozite precambriene şi paleozoicedeasupra cărora urmează pe versantul nordic depozite mezozoice a cărorgrosime este estimată la 13 000 m şi, în continuare, depozite neozoice,pentru ca pe versantul sudic, platformic, învelişul mezozoic să aibă ojrosime de numai 1 000 m. în limitele părţii caucaziene al BazinuluiAzov-Cuban sînt următoarele regiuni petro-gazeifere: Cubanul de Vest,Cubanul de Est, Eisk-Rasşevat şi Rostov-Salsk, iar în zona conjugăriiedificiilor muntoase ale Crimeei şi ale Caucazului este regiunea petro-^azeiferă Kerci. în regiunea Cubanului de Vest, zăcămintele de petrol şigaze sînt cantonate în intervalul stratigrafie cretacic-pliocen, principalele

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

55

Page 67: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

tele fiind de tip stratiform boltit, ecranat litologic şi delimitat litoli şfic.în celelalte regiuni obiectivul principal de exploatare îl formează cre-tacicul şi majoritatea zăcămintelor sînt stratiforme boltite. în regiuneaKerci, zăcămintele legate de structuri diapire, cantonate în principal îndepozitele miocene, sînt de mai mică importanţă.

Bazinul Golfului Arab (Persie), pronunţat asimetric, este delimitatla nord şi nord-est de edificiul muntos Taurus, spre est şi sud, de edi-ficiul muntos Zagros, la vest de versantul de est al scutului Arab, lasud de o proeminenţă a fundamentului platformei Arabe, iar la sud-estse scufundă în spre partea de sud a Irakului şi pe litoralul şi sub apelegolfului. în acest bazin, unul din cele mai bogate clin lume, se deose-besc două mari regiuni: una pe marginea cutată şi una pe margineade platformă. De întindere foarte mare, ocupă partea de nord-vest aTurciei şi Siriei, şi în continuare spre sud, este situat în Iran, Irak, Ara-bia Saudită, Kuweit, Zona Neutră, Qatar, Insula Bahrein, EmirateleArabe. Pe marginea cutată a bazinului sînt zone de acumulare, legatede cute asimetrice, în Turcia, Siria, Irakul de nord, şi în partea de sud-vest a Iranului. în Turcia obiectivele de exploatare sînt cantonate înpaleozoic, triasic, cretacic, în Siria, în calcarele cretacicului superior,jurasicului şi triasicului, iar în Irak, în calcarele cretacicului şi oligo-cenului. Cea mai mare structură din Irakul de nord este structura Kir-kuk, lungă de circa 110 km şi lată de 3,7 km, ai cărui colectori sînt re-prezentaţi printr-o serie de calcare, puternic fisurate, groasă de 304 m.în Iran obiectivul de exploatare îl formează calcarul de Asmari (oli-gocen superior — miocen inferior), care are o grosime de circa 300 m.Pe marginea de platformă a bazinului sînt structuri legate de ridicăriale platformei, în Irakul de sud, Kuweit, Zona Neutră, Bahrein, Qatar,Arabia Saudită, Emiratele Arabe şi sub apele golfului şi au ca principalobiectiv de exploatare calcarele şi nisipurile jurasicului şi cretacicului.Unele structuri au zăcăminte de petrol şi în paleozoic. în Arabia Sau-dită este marea zonă de acumulare Ghawar, care are o lungime de circa225 km şi este formată din cute anticlinale dispuse liniar.

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

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

56

Page 68: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

..cumulare sînt legate de efilarea regională a colectoarelor. în general,zăcămintele de petrol sînt localizate în zona axială a bazinului, iar ză-cămintele de gaze, de-a lungul marginii cutate a bazinului şi în parteade nord-vest a marginii platformice.Bazinul Vest-Canadian este situat între versantul vestic al Scutu-lui Canadian şi edificiul cutat, în mezozoic, al Munţilor Stîncoşi. Pestefundamentul precambrian urmează depozite paleozoice şi mezozoice careînsumează o grosime de circa 4 000m, din care 1 500 m au depozitelecretacice. Obiectivele principale de exploatare sînt colectorii carbonataţic'.:n devonian şi colectorii nisipoşi din cretacicul superior şi, de impor-ta subordonată, cei calcaroşi din carbonifer. Pe versantul platfor-m:c al- bazinului sînt zone de acumulare legate de efilarea rezervoare-lor nisipoase ale cretacicul ui superior, în sus, pe înclinarea regională astratelor de pe versantul Scutului Canadian şi zone de acumulare legatede boltiri formate din calcare recifale. Pe versantul vestic, cutat, al ba-zinului, structurile petrolifere sînt legate de cutele frontale din sistemulMunţilor Stîncoşi. Zăcămintele de pe versantul cutat al bazinului sîntcantonate în calcarele carbonifere dintr-o serie de structuri răsturnateşi încălecate, de tectonică complexă.

Bazinul Alaska de Nord, situat în nordul Peninsulei Alaska are ocu-pată partea nordică de marginea Platformei Arctice. Peste fundamen-tul cristalin urmează depozite mezozoice care descriu o serie de cuteLtnticlinale îngropate de care sînt legate zăcăminte de petrol, cantonatein cretacic.Bazine intramuntoase. Bazinul Vienez-Morav este legat de un gra-ben de direcţie nord-est—sud-est. Părţile centrale, scufundate, ca şi su-dică, ale acestui bazin ocupă partea de est a Austriei, iar prelungirealui nordică se întinde în partea de vest a R. S. Cehoslovacia. Este în-cadrat la nord-est de Carpaţii Apuseni, la est de Carpaţii Mici, la vestde Alpii Calcaroşi şi de zona flişului şi la sud-est de lanţurile muntoaseLeitha şi Rosalien. Peste fundamentul cristalin urmează învelişul sedi-mentar format din depozite mezozoice si ale flişului cretacic superiorşi paleogen, puternic compartimentate, acoperite de depozite neogene,«.are prezintă variaţii de grosime şi de facies. Aceste depozite sedimen-tare au cea mai mare grosime în partea centrală, scufundată, a bazi-nului şi sînt de grosime mai mică pe marginile acestuia. în afară defaliile care determină grabenul, de care este legat acest bazin, mai sînto serie de falii care compartimentează bazinul în zone cu condiţii dife-rite în ceea ce priveşte posibilităţile de formare a zăcămintelor de hi-drocarburi. Zăcămintele de petrol şi gaze din bazinul Vienez-Morav depe teritoriul Austriei sînt legate de depozite ce aparţin mezozoicului,paieogenului, miocenului şi pliocenului. Rocile rezervor, în mezozoic,sînt formate din dolomite, dolomite brecifiate, calcare, în paleogen, dingresii glauconitice fisurate, iar în miocen şi pliocen, din gresii şi nisi-puri. Zăcămintele sînt stratiforme boltite, stratiforme ecranate strati-grafie şi litologic, delimitate litologic şi de tip masiv, legate de cute an-ticlinale, brachianticlinale şi monoclinale care formează mai multe zone::? acumulare. Pe teritoriul R. S. Cehoslovacia, în acest bazin, au fost• în evidenţă structuri petrolifere şi gazeifere legate în special debrachianticlinale şi au ca obiectiv de exploatare flişul paleogen, helve-tianul, tortonianul şi sarmaţianul. Zăcămintele, în general, sînt strati-: rme boltite, ecranate tectonic, iar pe unele structuri sînt delimitateI logic.

57

Page 69: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

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

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

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

58

Page 70: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

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

Bazinele Los Angeles şi Ventura s-au format ca urmare a efectuluidiferitelor scufundări sau grabene, în sectoarele actualelor geosinclinalesau în sectoarele extrem de mobile ale scoarţei terestre. Aceste bazinesînt situate pe litoralul Oceanului Pacific al Americii de Nord, în par-tea de nord a Californiei şi sînt încadrate la nord-est, nord şi sud decatenele cutate californiene, iar în partea de vest se întind în zona Ocea-nului Pacific. Partea terestră a bazinelor, respectiv partea estică a aces-tora, este umplută cu depozite de vîrstă cretacică şi terţiară, ce au ogrosime, estimată, de 15 000 m, din care cea mai mare parte aparţincelor terţiare şi, în special, celor neogene, predominant nisipoase şi ar-giloase. Obiectivele principale de exploatare sînt cantonate în neogenîn al cărui profil lito-stratigrafic rocile-mamă de petrol sînt formatedin şisturi argiloase bituminoase, iar rocile rezervor, din gresii şi, înparte, din diferite varietăţi de argilete şi şisturi silicioase fisurate. Peunele structuri sînt acumulări de petrol şi în rocile fisurate ale fun-damentului. Structurile sînt legate de brachianticlinale dispuse linearşi linear în culise, formînd zone de acumulare. De asemenea, sînt zonede acumulare formate dintr-o serie de cute anticlinale legate de marilefracturi de pe marginile bazinelor, precum şi zone de acumulare legatede efilarea regională şi acoperirea discordantă a colectoarelor, de-a lun-gul marginilor bazinelor. Cu toate că aceste bazine nu sînt de dimen-siuni prea mari, datorită potenţialului lor petro-gazeifer, fac parte dincategoria marilor bazine ale globului.

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

59

Page 71: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

mulare formate din cute anticlinale dispuse liniar în culise, sub apelegolfului, altele sînt parţial terestre, parţial subacvatice şi au ca obiec-tiv de exploatare formaţiunile geologice din baza mezozoicului.

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

6. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

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

Iniţial, încă din a doua jumătate a secolului trecut, la baza clasificăriizăcămintelor de hidrocarburi au stat criterii genetice. Pe baza acestor cri-terii, în anul 1888, Hoefer a împărţit zăcămintele de hidrocarburi în pri-mare şi secundare.

Prin zăcămînt primar Hoefer definea zăcămîntul cantonat în rezervoa-rele din cuprinsul unei formaţiuni în care sînt şi roci generatoare dehidrocarburi, iar prin zăcămînt secundar, zăcămîntul care s-a format înurma unui proces de migraţie, din afara formaţiunilor cu roci-mamă, res-pectiv hidrocarburile sînt cantonate în rezervoarele din formaţiuni lip-site de roci-mamă.

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

în prezent clasificările genetice, nu pot fi folosite, deoarece încă nuse cunoaşte o metodă cu ajutorul căreia să poată fi identificate cu toatăsiguranţa rocile generatoare de hidrocarburi.

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

în 1902 L. Mrazec clasifică zăcămintele de hidrocarburi în două maricategorii:

— zăcăminte legate de regiuni puţin dislocate;— zăcăminte legate de regiuni puternic dislocate.în perioada 1920—1932, pe lîngă criteriul structural, în noile clasifi-

cări este întîlnit şi criteriul stratigrafie şi se dezvoltă clasificarea structu-ral-stratigrafică. în aceeaşi perioadă, Mc. Collough introduce şi noţiunea

60

Page 72: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

Prin rezervor natural se defineşte un recipient natural de a căruistructură depinde capacitatea de acumulare a hidrocarburilor şi posibili-tatea de a le ceda, în parte.

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

Prin zăcămînt, în sens restrîns, se înţelege o acumulare elementară depetrol sau de gaze, închisă şi izolată, care are o extindere limitată la mă-rimea şi forma colectorului, exploatată în condiţii tehnice şi de eficienţăeconomică actuală sau de perspectivă. în cuprinsul unui complex petro-lifer sau gazeifer, fiecare colector reprezintă o acumulare elementară dacăeste izolat de acumulările din imediata lui apropiere.

De asemenea, mai multe colectoare care comunică între ele, au acelaşicontur acvifer şi aceeaşi delimitare litologică, tectonică sau stratigrafică,care le izolează de acumulările vecine, reprezintă o acumulare elementară.

în sens larg, un zăcămînt poate cuprinde mai multe acumulări izolatede petrol sau de gaze, care au aceeaşi geneză, raportată la aceeaşi sursăde alimentare cu hidrocarburi. Ca exemplu de zăcămînt în sens larg sepoate menţiona orice formaţiune geologică în care sînt acumulări de hi-drocarburi şi care poate cuprinde unul sau mai multe complexe.

Prin structură gazeiferă, petroliferă sau gazo-petroliferă se defineşteorice structură geologică care cuprinde într-o formaţiune sau în mai multeformaţiuni geologice, zăcăminte de hidrocarburi legate de acelaşi tip saude diferite tipuri de capcane. Ca exemple de structuri din ţara noastrăse poate menţiona structura gazeiferă Ernei din Bazinul Transilvaniei,-tructura Ariceşti din zona cutelor diapire, structura Ciureşti din Plat-forma Moesică etc. Zona de acumulare se referă la mai multe structuri^azeifere, petrolifere sau gazo-petrolifere, vecine între ele şi legate fiede un factor structural regional, fie de efilarea la scara regională a forma-ţiunilor geologice, în general, pe marginea bazinelor, fie de discordanţestratigrafice regionale. Zona de acumulare reprezintă cel mai mare ele-ment din cuprinsul unui bazin de care sînt legate zăcăminte de hidro-carburi.

în ţara noastră, ca de altfel şi în alte ţări, este folosită, în special, cla-sificarea întocmită de I. O. Brod care, după forma rezervoarelor naturale,a deosebit trei grupe de zăcăminte, zăcăminte stratiforme, zăcăminte ma-sive şi zăcăminte delimitate litologic şi după tipul capcanei a stabilit sub-grupele de zăcăminte, genurile după particularităţile capcanei, iar speciilesau varietăţile, după modul de închidere a colectoarelor. De asemenea,

61

Page 73: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

I. O. Brod, după raporturile dintre gaze, petrol şi apă din cuprinsulrezervoarelor naturale, a mai întocmit o clasificare a zăcămintelor dehidrocarburi în categorii şi clase.

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

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

6.1. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DUPĂ FORMA REZERVORULUIŞl TIPUL CAPCANEI

6.1.1. GRUPA ZĂCĂMINTELOR STRATIFORME

Aceste zăcăminte sînt cantonate în rezervoare naturale ce au formăde strat şi grosimea şi litologia de întinderi mari, în raport cu par-tea ocupată de hidrocarburi şi sînt limitate în acoperiş şi culcuş de rociimpermeabile. Zăcămintele stratiforme, după condiţiile de apariţie şi ti-purile capcanelor care condiţionează formarea acumulărilor de hidro-carburi, se împart în două subgrupe: zăcăminte stratiforme boltite şi ză-căminte stratiforme ecranate.

6.1.1.1. Zăcămintele stratiforme boltite

Apariţia capcanei în cuprinsul acestor rezervoare este determinatăde cutarea stratelor.

Formarea zăcămintelor este determinată de presiunea apei în susulstratului care împinge şi închide hidrocarburile în capcană.

Caractere generale ale zăcămintelor stratiforme boltite:— sînt cuprinse în rezervoare naturale ce au forma de strat şi sînt

delimitate în culcuş şi acoperiş de roci greu permeabile şi păstrează ca-racterul de strat, grosimea şi litologia pe întinderi mari, faţă de parteaocupată de hidrocarburi, care formează colectorul;

— cînd sînt compartimentate de falii în blocuri, între forma boitei şiconturul zăcămîntului există o asemănare care face ca forma zăcămîntu-lui în plan să fie, în general, o elipsă, iar în secţiune verticală să aparăca o acumulare de boltă în care hidrocarburile şi apa s-au separat dupăgreutăţile specifice, apa marginală închizînd conturul zăcămîntului, maimult sau mai puţin, după izobata stratului;

— într-un zăcămînt boltit cu o permeabilitate bună şi uniformă, li-mita apă-petrol urmăreşte în general izobata stratului, devierile de laizobata stratului fiind influenţate de înclinarea, grosimea stratelor şi degradul de variaţie a permeabilităţii rezervorului. Apa poate avea un rolactiv, deplasîndu-se în sus pe înclinarea stratului sau uneori, are un rolpasiv. Cînd se sprijină atît pe acoperişul, cît şi pe culcuşul rezervorului,apa este marginală. Cînd rezervorul are o grosime mare şi o înclinaremică, apa se sprijină numai pe acoperiş şi, în acest caz este tabulară.

62

Page 74: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 4. închiderea şi conturul

zăcămîntului stratiform deboltă:

a — în secţiune; b — în plan;i — închiderea efectivă; g — gro-simea rezervorului; C , — conturulinterior; Ct — conturul exterior;1 — suprafaţa petroliferă fărăapă; 2 — suprafaţa petroliferă cuapă de talpă; 3 — apă marginală.

Page 75: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 5. închiderea şi contu-rul zăcămîntului masiv de

boltă:l — suprafaţa petroliferă fărăapă; 2 — suprafaţa petroliferăcu apă tabulară; i — închi-derea efectivă; g — grosimearezervorului.

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

— zăcămîntul stratiform boltit neaccidentat, cu intercalaţii dese deroci impermeabile, prezintă pentru fiecare strat o limită apă-petrol sauapă-gaze şi, în secţiunea verticală, această limită se prezintă pentru totzăcămîntul sub forma unei linii în zigzag;

— zăcămintele stratiforme boltite din cuprinsul unui anticlinal dintr-oregiune cutată sînt pronunţat boltite şi, adeseori, compartimentate de fa-lii, spre deosebire de cele din regiunile de platformă unde bolţile cutelorau înclinări mici şi în general nu sînt faliate. Cînd sînt compartimentatede falii, acestea sînt, uneori, de mare anvergură, ajungînd chiar pînă lafundament;

— în regiuni cu o tectonică legată de diapirismul sării, zăcămintelestratiforme boltite pot fi afectate de falii. în cazul unei cute anticlinalelegate de diapirismul profund se pot forma zăcăminte stratiforme boltitene(sau) accidentate de falii;

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

63

Page 76: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 4. închiderea şi conturulzăcămîntului stratiform de

boltă:a — în secţiune; b — în plan;i — închiderea efectivă; g — gro-simea rezervorului; C(— conturulinterior; Cf — conturul exterior;1 — suprafaţa petroliferă fărăapă; 2 — suprafaţa petroliferă cuapă de talpă; 3 — apă marginală.

Page 77: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 5. închiderea şi contu-rul zăcămîntului masiv de

boltă:l — suprafaţa petroliferă fărăapă; 2 — suprafaţa petroliferăcu apă tabulară; i — închi-derea efectivă; g — grosimearezervorului.

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

— zăcămîntul stratiform boltit neaccidentat, cu intercalaţii dese deroci impermeabile, prezintă pentru fiecare strat o limită apă-petrol sauapă-gaze şi, în secţiunea verticală, această limită se prezintă pentru totzăcămîntul sub forma unei linii în zigzag;

— zăcămintele stratiforme boltite din cuprinsul unui anticlinal dintr-oregiune cutată sînt pronunţat boltite şi, adeseori, compartimentate de fa-lii, spre deosebire de cele din regiunile de platformă unde bolţile cutelorau înclinări mici şi în general nu sînt faliate. Cînd sînt compartimentatede falii, acestea sînt, uneori, de mare anvergură, ajungînd chiar pînă lafundament;

— în regiuni cu o tectonică legată de diapirismul sării, zăcămintelestratiforme boltite pot fi afectate de falii. în cazul unei cute anticlinalelegate de diapirismul profund se pot forma zăcăminte stratiforme boltitene(sau) accidentate de falii;

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

63

Page 78: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Clasificarea zăcămintelor stra-tiforme boltite. în subgrupa zăcă-mintelor stratiformc boltite, inde-pendent de regiunile geologice dincare fac parte, au fost separatetrei genuri de zăcăminte şianume:

Zăcăminte stratijorme neacci-dentate, care au două specii:

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

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

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

— zăcăminte compartimentate de falii epianticlinale care au bolţileafectate de falii ce nu depăşesc limitele zăcămîntului. Săritura faliei estemai mică decît grosimea stratului şi nu provoacă, în plan, deplasarealimitei apă-petrol;

— zăcăminte stratiforme boltite slab accidentate, compartimentate defalii ce depăşesc limitele zăcămîntului. în cazul cînd stratele din blocurilecompartimentate nu mai sînt în contact între ele, datorită intercalaţiilorimpermeabile, rezervoarele respective se comportă ca rezervoare inde-pendente.

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

— zăcăminte stratiforme boltite, puternic accidentate, cu bolţi com-partimentate de falii epianticlinale. Rezervoarele din compartimentele de-terminate de falii epianticlinale, chiar cînd decalajul este numai cu puţinmai mare decît grosimea stratului productiv, se comportă, în procesulexploatării, ca rezervoare separate. Faliile depăşind limitele rezervoare-lor separate de intercalaţii marnoase se comportă ca falii etanşe;

— zăcăminte puternic accidentate, cu bolţi compartimentate de faliicare depăşesc limitele zăcămîntului. Aceste zăcăminte sînt compartimen-

Fig. 6. Zăcămint stratiform slab boltit:1 — gaze; 2 — petrol; 3 — apă; 4 — roci im-

permeabile.

Page 79: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

64

Fig. 7. Zăcămint stratiform puternic boltit:a — reprezentarea în sec'iune transversală a unul zăcămint stratiform

puternic boltit; b — reprezentarea în plan orizontal; l—l' — direcţia sec-ţiunii; i — izobate construite la acoperişul rezervorului; A — apă;

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

Page 80: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig.

a —i—r

Page 81: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

8. Zâcămînt stratii'orm boltit puternic compartimentat de o falienormală:

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

Fig. 9. Zâcămînt stratiform boltit puternic compartimentat de ofalie inversă:

a — reprezentarea în secţiune transversală: b — reprezentarea în planorizontal; I—I — direcţia sec"iunii: i — izobate construite la acoperişul

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

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

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

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

5 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi £5

Page 82: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 10. Zăcămînt stra-tii'orm boltit puterniccompartimentat de o fa-lie normală şi de o fa-lie inversă:a — reprezentarea în sec-ţiune transversală; b — re-prezentarea în plan; I—I'— direcţia secţiunii; i —izobate construite la aco-perişul rezervorului; A —apă; P — petrol; l.a.p. —limita apă/petrol; Pi — fa-lie normală; F2 — falie in-versă.

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

— cunoaşterea variaţiei grosimii stratelor din cuvertura zăcămîntului,în special pe baza datelor de foraj, cît şi a variaţiei grosimii şi litofaciesu-lui rezervoarelor;

— caracteristicile colectoarelor şi fluidelor pe întreg zăcămîntul (peboltă, flancuri, pe pericline).

Condiţionat de rezultatul obţinut de la sonda amplasată pe ax, se fo-rează locaţiile de pe flancuri şi pericline. De asemenea forarea locaţii-lor pe un profil este condiţionată de rezultatele obţinute de la sondelede pe profilul precedent, în cazul cînd nu sînt, între aceste profile de son-de, falii etanşe. Dacă s-au găsit gaze în boltă şi apă pe un flanc nu se ex-clude existenţa ţiţeiului pe periclinele cutei. Funcţie de rezultatele obţi-nute prin forajul de explorare preliminară se proiectează forajul de con-turare.

6.1.1.2. Zăcămintele stratiforme ecranate

Apariţia capcanei este determinată de existenţa ecranului, care poatefi tectonic, stratigrafie sau litologic. în cazul zăcămintelor stratiformeecranate tectonic, ecranul taie şi închide rezervorul în sus pe înclinarealui prin o rocă impermeabilă. Partea faliată a formaţiunii productive iacontact cu o rocă impermeabilă. Pentru zăcămintele stratiforme ecranatestratigrafie, mişcările epirogenice combinate cu cele orogenice sînt facto-rii principali ai ecranului stratigrafie care acoperă discordant, prin rocipuţin impermeabile, stratele retezate de eroziune ale rezervoarelor în careîşi face apariţia capcana. în ceea ce priveşte zăcămintele stratiforme ecra-

66

Page 83: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

nate litologic, factorul litologic duce la formarea capcanei, prin trecereagradată de la un facies grosier la vin facies pelitic. în depunerile legatede zonele de luptă dintre uscat şi apă, în vecinătatea liniei de ţărm, areloc o schimbare de litofacies, care poate fi locală sau regională. Schimbă-rile liniei de ţărm, influenţate de mişcările pe verticală, sînt însoţite nunumai de o variaţie de litofacies, dar şi de o efilare a rezervoarelor.

Formarea zăcămintelor este determinată de presiunea apei în susulstratului, care împinge şi închide hidrocarburile în capcană, iar punereaîn loc a zăcămintelor are loc după apariţia ecranului. Dacă, în timp, înurma reluării mişcărilor tectonice, au apărut falii, într-o acumulare deboltă sau monoclinală, zăcămîntul ecranat tectonic se poate forma dupăproducerea faliei, ca rezultat al redistribuirii hidrocarburilor în interio-rul rezervoarelor.

Caractere generale ale zăcămintelor stratiforme ecranate:— cuprind zăcămintele de hidrocarburi formate într-un rezervor stra-

tiform care, în afară de pat şi acoperiş, formate din roci impermeabile au,în partea superioară, un ecran care determină apariţia capcanei;

— în partea inferioară a rezervorului, închiderea zăcămîntului este

făcută de apă, care se sprijină _______________________pe acoperişul şi patul rezervo- -/'rului.

Clasificarea zăcămintelorstratiforme ecranate. Corespun-zător celor trei tipuri de zăcă-minte, se deosebesc trei genuride zăcăminte şi anume:

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

a) zăcăminte ecranate de ofalie simplă (fig. 11 şi fig. 12);

Page 84: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

b) zăcăminte ecranate de ofalie cu structură complexă, ca-zul zăcămintelor ecranate deroci intrusive sau de masive desare (fig. 13).

Zăcăminte stratiforme ecra-nate stratigrafie, la care au fostdeosebite, de asemenea douăspecii:

Fig. 12. a — reprezentarea în secţiune a unuirezervor stratiform ecranat tectonic, de o fa-lie simplă; b — reprezentarea în plan orizon-tal; /—V — direcţia secţiunii; i — izobateconstruite la acoperişul rezervorului; i.f —izobatele faliei; i.f.r. — intersecţia faliei cuacoperişul rezervorului; F — falie.

Fig. 11. Zăcămînt strati-form ecranat tectonic de o

falie simplă:1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci

impermeabile; F — falie.

Page 85: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

5' 67

Page 86: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Fig. 14. Zăcămînt stratiformecranat de o suprafaţă de dis-

cordanţă plană d:1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci

impermeabile.

Fig. 15. Rezervor stratiform ecranat stra-tigrafie:

a — reprezentarea în secţiune: I—r — direcţiasecţiunii; b — reprezentarea în plan orizontal;i — izobate construite la acoperişul rezervo-rului; i.d. — izobatele discordanţei; i.d.r. — in-tersecţia discordantei cu acoperişul rezervoru-lui.

Page 87: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— zăcăminte ecranate de o suprafaţă de discordantă plană (fig. 14 şifig. 15);

— zăcăminte ecranate de o suprafaţă de discordanţă complexă, la" caresuprafaţa de discordanţă taie fie capete de strat, fie zăcăminte stratiformeboltite în zona lor de boltă (fig. 16);

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

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

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

Ca exemple de zăcăminte stratiforme ecranate tectonic se pot men-ţiona zăcămintele din monoclinalele din zona cutelor diapire şi Depresiu-nea Getică, iar ca exemple de zăcăminte stratiforme ecranate stratigrafie,se citează zăcămintele din prepliocenul unităţilor mai sus menţionate.

Ca exemplu de zăcămînt ecranat litologic prin efilarea rectilinie arezervorului se citează zăcămîntul din complexul sarmaţian VIII de peflancul de nord al structurii Ţicleni din Depresiunea Getică.

68

Page 88: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi
Page 89: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Fig. 17. Zăcămintestrati forme ecranatelitologic prin efilarearectilinie a rezervo-rului :1 — petrol; 2 — apă.

Page 90: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Problemele explorării zăcămintelor stratiforme ecranate. Principalaproblemă a explorării zăcămintelor stratiforme ecranate constă în pune-rea în evidenţă a zacamîntului, în partea cea mai ridicată structural acapcanei, în apropierea ecranului tectonic, stratigrafie sau litologic cîtşi mai jos pe flanc, pentru cunoaşterea conturului acvifer.

Pe baza informaţiilor obţinute prin prospecţiunile geofizice, cartareageologică şi, dacă este cazul, şi după datele forajului structural de pros-pecţiune, se dă o reprezentare aproximativă a formei rezervorului cît şia ecranelor şi se amplasează sonde, în general, în număr de trei, pe pro-file transversale care au ca obiective precizarea ecranului, a grosimii şiformei rezervorului, iar în faza de explorare preliminară au ca obiectivdescoperirea zacamîntului. Unele sonde amplasate mai jos structural vor

Page 91: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 18. Rezervor ecranat litologic:a — reprezentarea în secţiune; b — re-prezentarea in plan orizontal; I—r — di-recţia secţiunii; i — izobate Ia acoperi-şul rezervorului; i.p. — izopachite; e.l. —ecran litologic.

Fig. 19. Zăcăminte stratiformeecranate litologic prin efilareacurbilinie (în formă de feston) a

rezervorului:1 — pe.rol; 2 — apă.

Page 92: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

69

Page 93: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

putea pune în evidenţă conturul acvifer sau vor cădea în zona de apă,sau alte sonde amplasate mai sus structural vor putoa găsi partea infe-rioară a rezervorului sau vor depăşi linia ecranului, ceea ce face ca ce-lelalte foraje să fie condiţionate de primele rezultate obţinute. Funcţie derezultatele explorării preliminare urmează explorarea de conturare, etapăîn care ordinea de săpare a sondelor este condiţionată de rezultatele ob-ţinute în explorarea preliminară.

6.1.2. GRUPA ZĂCĂMINTELOR MASIVE

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

Apariţia capcanei în cazul acestor zăcăminte este legată de cauzelece determină formarea proeminenţelor şi care pot fi tectonice, de eroziunesau biogene. Proeminenţele tectonice se formează în urma boltirii roci-lor masive, boltiri însoţite de fisurarea rocilor care capătă însuşiri derezervor natural şi care permit deplasarea liberă a fluidelor. Capcana,în cazul proeminenţelor de eroziune, se formează în condiţiile supuneriirocilor compacte, acţiunii agenţilor de eroziune ce dau naştere unui reliefde eroziune ale cărui proeminenţe, datorită agenţilor externi de distru-gere, capătă însuşiri de rezervor natural, prin formarea unor zone depermeabilitate şi porozitate mărită. în ceea ce priveşte formarea capca-nei în proeminenţe de calcare biogene, aceasta are loc cînd calcarele bio-gene, supuse mult timp acţiunii agenţilor externi şi procesului de circu-laţie şi de spălare a apelor capătă însuşiri de rezervor natural prin for-marea unor zone de permeabilitate şi porozitate mărită.

în toate cele trei cazuri, rocile respective după ce au căpătat însu-şiri de rezervor natural, datorită mişcărilor epirogenice sînt îngropate şiacoperite de roci impermeabile.

Formarea zăcămintelor are loc după scufundarea proeminenţelor şiacoperirea lor de roci impermeabile, datorită împingerii pe verticală ahidrocarburilor de către apă în capcană. Forma zăcămîntului este datăde forma stratelor impermeabile din acoperiş.

Caracterele generale ale acestor zăcăminte pot fi rezumate astfel:— sînt cantonate în rezervoare naturale groase, omogene din punct

de vedere litologic, formate fie din roci de tip granular, compacte, fisu-rate, fie din roci de tipul calcarelor şi dolomitelor, fie de tipul rocilor me-tamorfice sau eruptive ce au zone de porozitate şi permeabilitate măriteîn urma unor procese de diageneză;

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

— apa, petrolul şi gazele sînt separate după suprafeţe plane, care taieîntreaga masă a rezervorului, indiferent de natura litologică a rocilor:

— în timpul exploatării, rezervorul masiv se comportă ca un rezer-vor unic, avînd aceleaşi suprafeţe de contact apă-pctrol şi gaze-petrol petoată întinderea proeminenţelor izolate sau grupate;

70

Page 94: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— în rezervoarele omogene dinpunct de vedere litologic, ca şi încele neomogene, sînt zone de mareşi mică permeabilitate, funcţie de ca-re şi debitele sondelor sînt diferite;

— apa se deplasează pe vertica-lă, de la talpă spre acoperişul rezer-vorului şi avansarea limitei apă-pe-trol poate varia uneori pentru unelezone ale rezervorului de la orizon-tală, datorită variaţiei permeabilităţii.

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

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

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

— zăcăminte masive în proeminenţe separate de falii, cu rezervoromogen (fig. 22).

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

Ca exemple de zăcăminte masive în proeminenţe tectonice din regiunicutate se menţionează zăcămintele din seria calcarelor de Asmari (Iran),

Fig. 20. Zăcămînt masiv în proemi-nenţă tectonică nelaliată, în rezer-

vor omogen:1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci im-

permeabile.

Page 95: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

tabulară.

Page 96: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 22. Zăcămînt masiv în proemi-nenţă tectonică, în rezervor omogen fa-

liat:1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-

bile; l.a.p. — limită apă-petrol tubulară.

Page 97: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

71

Page 98: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

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

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

în ţara noastră se cunosc zăcăminte de tip masiv în Platforma Moe-sică şi de trecere de la stratiforme boltite la zăcăminte de tip masiv, —ca de exemplu în oligocenul subzonei externe a flişului paleogen dinMoldova, unde limita apă—petrol este tabulară din cauza discontinuităţiiintercalaţiilor impermeabile.

Problemele explorării zăcămintelor masive. Aceste probleme se re-feră la litologia rezervorului, la lipsa intercalaţiilor impermeabile, la va-riaţia porozităţii şi permeabilităţii rezervorului, la condiţiile de zăcă-mînt ale ţiţeiului şi gazelor, şi la adîncimea la care este întîlnîtâ limitaapă—petrol tabulară, pusă în evidenţă prin 2—3 sonde şi caracteristicăpentru aceste zăcăminte.

Dacă în cazul proeminenţelor tectonice, conturul zăcămîntului este,în general, de formă ovală, în cazul zăcămintelor legate de proeminenţelede eroziune şi, uneori, şi în cazul zăcămintelor legate de proeminenţebiogene, forma conturului zăcămîntului este sinuoasă, datorită neregula-

Fig. 23. Zăcămînt masiv în proemi-nentă de eroziune (structura Rober-

son — S.U.A.):1 — petrol; 2 — apă.

Page 99: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

72

Fig. 24. Rezervor masiv în proeminenţă de eroziune:a — reprezentarea în secţiune; b — reprezentarea în plan;

I—f — direcţia secţiunii; 1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-bile; i — izobate la acoperişul zăcămîntului; l.a.p. — limita

apâ-petrol tabulară.

Page 100: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 26. Zăcămînt masiv în proeminenţede calcare biogene grupate, cu acelaşi

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

ritaţilor formelor rezervoarelor din relieful de eroziune, acoperite deroei impermeabile. Pentru un zăcămînt masiv, de gaze, presiunea iniţialăpoate să rezulte din primele cîteva sonde, iar debitele de gaze ale son-delor variază mai puţin de la o zonă la alta a rezervorului masiv decîtdebitul de ţiţei, funcţie şi de porozitatea efectivă. Explorarea acestor ză-căminte pune problema forării cîtorva sonde, în vederea cunoaşterii li-mitei gaze—apă tabulară, a formei rezervorului, precum şi a valorii me-dii a porozităţii efective şi a presiunii zăcămîntului.

Spre deosebire de zăcămintele de gaze, debitul sondelor pentru zăcă-mintele de ţiţei care depinde şi de porozitatea efectivă şi permeabilita-tea colectorului variază mult în cazul rezervoarelor omogene şi foartemult în cazul rezervoarelor neomogene. Rezervoarele neomogene ridicădificultăţi în conturarea zonelor diferit productive ale zăcămîntului şiimpune săparea unui număr mare de sonde, ceea ce face ca explorareasă însoţească adesea exploatarea.

6.1.3. GRUPA ZĂCĂMINTELOR DELIMITATE LITOLOGIC

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

Formarea zăcămintelor de petrol sau de gaze din rezervoarele delimi-tate litologic, care de regulă se găsesc închise în formaţiunea mamă depetrol,^ ca zăcăminte primare, poate fi explicată prin trecerea hidrocarbu-rilor, în urma tasării, clin rocile politice în intercalaţiile macrogranulare,unde se acumulează. Trecerea hidrocarburilor din porii fini în zone cupermeabilitate şi porozitate mărite şi acumularea lor în aceste zone seface sub acţiunea apei.

Caracterele generale ale acestor zăcăminte pot fi rezumate astfel:— au o răspîndire locală şi sînt legate de zone izolate de forme ne-

regulate formate din nisipuri şi gresii, zone de mare permeabilitate şiporozitate ale rocilor metamorfice, sau uneori, ale rocilor eruptive fi-

surate, ale masivelor de calcare şi dolomite înconjurate de roci nesatu-

73

Fifir. 25. Zăcămînt masiv în proemi-nenţă izolată formată din calcare

biogene:1 — petrol; 2 — apă.

Fig. 26. Zăcămînt masiv în proeminenţede calcare biogene grupate, cu acelaşi

acvifer:a — reprezentarea în secţiune; b — repre-zentarea în plan; l—I' — direcţia secţiunii;1 — petrol; 2 — apă; 3 — roci impermea-bile; l.a.p. — limita apă-petrol tabulara.

Page 101: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

— fiecare rezervor reprezintă cîte o acumulare izolată;— apa din aceste zăcăminte, atunci cînd există, serveşte ca pat zăcă-

mîntului, ea fiind inactivă şi nivelul ei diferă de la un rezervor la altul;— rezervoarele, de regulă, sînt situate în părţile mai ridicate struc-

tural ale formaţiunii în care sînt cuprinse, fie acestea zonele bolţilor an-ticlinale, fie părţile ridicate structural ale monoclinalelor.

Zăcămintele delimitate litologic sînt întîlnite atît în acumulările depetrol şi gaze de tip stratiform boltit, în ale căror rezervoare nisipoase,datorită unei variaţii de litofacies, sînt lentile de nisip grosier, fie înzăcămintele de tip masiv, formate din calcare şi dolomite, în zonele demare permeabilitate ale acestora.

Clasificarea zăcămintelor delimitate litologic. Zăcămintele delimitatelitologic, după raportul dintre rezervoare şi rocile care le delimitează, sîntîmpărţite în următoarele trei subgrupe:

— zăcăminte delimitate de roci acvifere (fig. 27);— zăcăminte delimitate de roci impermeabile (fig. 28);— zăcăminte delimitate parţial de roci acvifere, parţial de roci im-

permeabile (fig. 29).Fiecare din primele două subgrupe au cîte două genuri, după carac-

terul colectorului (nisipos sau calcaros) şi după originea lui (de exem-plu: lentile de nisipuri cu granulaţie mare, delimitate de nisipuri finesau argile, zone de mare porozitate şi permeabilitate din calcare, dolo-mite şi roci metamorfice sau eruptive, sau acumulările din rocile poros-permeabile, formate pe seama unui relief erodat. Ca exemplu din primasubgrupă, din regiunea de platformă, se poate menţiona zăcămîntul dinlentilele cu granulaţie mare incluse în gresia acviferă de „o sută de pi-cioare" din Pensylvania (S.U.A.) (fig. 27).

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

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

Tot din grupa zăcămintelor cu forme neregulate mai fac parte şi ză-cămintele în formă de şiret sau cordon, ele tipul cordoanelor litorale, acelor din pragurile deltice sau aluvionare, din paleovăi, umplute cu rociporos-permeabile.

Ca exemple de zăcăminte delimitate litologic din structurile petroli-fere şi gazeifere din ţara noastră se menţionează zăcămintele lentiliforme

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

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

74

Page 102: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 29. Zăcăminte delimitatelitologic parţial de roci acvi-

ferc, parţial de roci imper-meabile:

1 — petrol; 2 — apă; 3 — rociimpermeabile.

Page 103: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

1 — în lentile de nisip; 2 — în zonelede porozitate mărită ale serpentinelor;

3 — roci impermeabile.

din sarmaţianul şi tortonianul structurii Urşi, din Depresiunea Getică şizăcămintele lentiliforme din sarmaţianul structurii Roman-Secuieni dinPlatforma Moldovenească.

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

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

în general, aceste zăcăminte din punct de vedere industrial rar au oimportanţă mare. Ele produc datorită energiei gazelor din petrol şi înultima fază produc în regim gravitaţional.

Datorită faptului că aceste zăcăminte nu se pot identifica, uneori,prea uşor, multe dintre ele au fost descrise destul de sumar, ceea ce afăcut să se creadă că sînt rare, deşi ele sînt întîlnite atît în regiuni cu-tate, cît şi în regiuni de platformă. Aceste zăcăminte pot fi considerate cafăcînd parte din aşa-numita categorie a zăcămintelor subtile (ascunse,discrete).

Avînd în vedere că zăcămintele delimitate litologic se caracterizeazăprintr-o mare neregularitate a repartiţiei lor atît în suprafaţă, cît şi înadîncime, este destul de greu să se dea criterii pentru explorarea lor.

In general, orientarea lucrărilor de explorare ţine seama de zonele deridicare structurală ale cutelor anticlinale, monoclinalelor, discordanţelorşi efilărilor rezervoarelor din diferite etaje structurale. în primaetapă, sondele de referinţă sînt amplasate într-o reţea largă şi după ces-au descoperit colectoarele delimitate litologic se sapă sonde amplasatela distanţe mici, care încadrează zona productivă. Suprafeţele exploratetrec în exploatare, pe măsură ce s-a descoperit zăcămîntul, fără o prea-labilă conturare a lor.

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

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

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

75

Page 104: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Zăcămintele combinate se cunosc în aproape toate regiunile gazei-fere şi petrolifere din ţara noastră.

6.1.5. ZĂCĂMINTE SUBTILE (DISCRETE, ASCUNSE)

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

6.2. CLASIFICAREA ZĂCĂMINTELOR DUPĂ RELAŢIA DINTRE GAZE,PETROL Şl APĂ IN INTERIORUL REZERVOARELOR NATURALE

Relaţiile dintre gaze, petrol şi apă în interiorul rezervoarelor naturalesînt în funcţie de permeabilitatea rezervorului, de starea fizică a fluide-lor în condiţiile de zăcămînt, de formele iniţiale şi finale de energie alezăcămîntului. I. O. Brod a împărţit zăcămintele, după conţinutul de gaze,în categorii şi acestea, la rîndul lor, au fost împărţite în clase, după ro-lul apei. După conţinutul de gaze s-au stabilit patru categorii de zăcă-minte şi anume:

— zăcăminte pur gazeifere;— zăcăminte de petrol cu cap de gaze primar;— zăcăminte de petrol bogate în gaze dizolvate;— zăcăminte de petrol sărace în gaze dizolvate.După rolul apei, fiecare categorie s-a împărţit în trei clase de zăcă-

minte şi anume:— zăcăminte cu apă activă, cantonate, în general in rezervoare uşor

permeabile;— zăcăminte cu apă inactivă, cantonate în rezervoare cu permeabili-

tate mai slabă, aceasta datorită fie unei schimbări primare de litofacies,fie unei schimbări secundare, prin cimentare;

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

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

Pentru zăcămintele de petrol cu cap de gaze primar, forma iniţială deenergie la cele cu apă activă este dată de gaze şi împingere de apă, iarla celelalte două clase este dată de gaze. Forma finală de energie estegravitaţională pentru toate cele trei clase de zăcăminte.

Pentru zăcămintele de petrol bogate în gaze dizolvate, prima clasă areforma iniţială de energie dată de gazele dizolvate şi împingere de apă,iar pentru celelalte două clase, este dată de gazele dizolvate. Forma fi-nală de energie pentru toate clasele este gravitaţională.

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

76

Page 105: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Page 106: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

împingerea de apă, iar pentru celelalte două clase, cît şi forma finalăde energie, pentru toate clasele, este gravitaţională.

în ceea ce priveşte corelaţia dintre clase şi grupele de zăcămînt, lazăcămintele stratiforme, masive şi de trecere de la stratiforme la masive,apa poate să fie activă sau inactivă, şi sînt lipsite de apă liberă zăcă-mintele delimitate litologic.

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

7. ZONELE DE ACUMULARE

Aşa după cum au fost definite, zonele de acumulare reprezintă ele-mentele cele mai mari din cadrul unui bazin gazeifer, petrogazeifer saupetrolifer. I. O. Brod (1947, 1960), V. E. Hain (1954) şi N. Y. Uspenskaia(1967) au acordat atenţie structurii zonelor de acumulare şi ţinînd seamaşi de clasificările făcute de autorii menţionaţi, C. Beca (1974) a deosebitcinci tipuri de zone de acumulare şi anume: structurale, stratigrafice,litologice, exostructurale şi astructurale.

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

De asemenea sînt zone de acumulare legate de suprafeţe de discor-danţe stratigrafice regionale şi zone de acumulare legate de efilarea re-gională a rocilor colectoare.

O deosebită importanţă pentru amplasarea cît mai bună a forajelorde mare adîncime este cunoaşterea zonelor de acumulare suprapuse şiaici s-au separat şase tipuri (C. Beca-1976) şi anume: stratigrafică,structurală-litologică, structurală-astructurală, litologică-structurală, lito-logică-stratigrafică, litologică-astructurală. Dar, sînt cazuri cînd pot fiîntîlnite mai multe zone de acumulare suprapuse, în special cele de tipstratigrafie, uneori în număr de patru şi chiar cinci.

în vederea unei cît mai bune orientări a lucrărilor de prospecţiuni şiexplorare prezintă o deosebită importanţă modul de distribuţie în planorizontal a structurilor, care formează zone de acumulare.

Din acest punct de vedere se cunosc 10 grupe de zone de acumulareşi anume: lineare; lineare (în culise); sub formă de arc; de evantai; cercîntrerupt; terestre-subacvatice lineare; subacvatice lineare (în culise);subacvatice lineare; subacvatice în evantai şi terestre-subacvatice înevantai.

Cunoaşterea distribuţiei zonelor de acumulare ca şi a zonelor de acu-mulare suprapuse, sînt de o deosebită importanţă în estimarea, dupăprimele rezultate, a perspectivelor bazinelor respective, atît în extin-dere, pe orizontală cît şi în adîncime, pe verticală.

78

Page 107: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

PARTEA A DOUA

URMĂRIREA FORAJELORDIN PUNCT DE VEDERE GEOLOGIC

8. CAROTAJUL MECANIC. REPERE STRATIGRAFICE

8.1. SCOPUL CAROTAJULUI MECANIC.CAROTELE MECANICE NEORIENTATE, ORIENTATE,

LATERALE, PROBELE DE DETRITUS

Urmărirea forajelor din punct de vedere geologic se face prin execu-tarea unor lucrări speciale în gaura de sondă şi una din aceste lucrăriconstă în extragerea de carote mecanice. Cu ajutorul carotelor mecaniceîn special ca şi al probelor de detritus se poate cunoaşte profilul lito-stra-tigrafic al structurii, în zona unui foraj, iar, în timp, în urma forajuluimai multor sonde, al structurii în totalitatea ei. Tot cu ajutorul carotelormecanice se obţin informaţii care stau la baza interpretării tectoniciistructurii, precum şi informaţii privind existenţa zăcămintelor de hidro-carburi, aşa după cum se va vedea din cele ce urmează.

Carotele mecanice pot fi neorientate, orientate şi laterale. Dintre aces-tea, numai primele şi ultimele carote menţionate se extrag în prezent,deoarece carotele mecanice orientate au fost înlocuite cu lucrări de pan-dajmetrie. în interpretarea tectonicii unei structuri sau a unui zăcămînt,carotele mecanice dau informaţii despre înclinarea stratelor, spre deose-bire de operaţia de pandajmetrie care dă şi direcţia orientării înclinăriistratelor, informaţie obţinută şi prin carotele mecanice orientate. Se impuneca descrierea unei carote mecanice să fie judicios şi corect făcută, pentrua se putea face, în final, corelări ale diferitelor profile lito-stratigraficeale sondelor de pe aceeaşi structură. Fiecare porţiune dintr-o carotă sedescrie separat dacă diferă din punct de vedere litologic sau al culorii,se menţionează înclinarea stratelor şi se analizează din punct de vederepaleontologic, în vederea determinării vîrstei geologice. De asemenea, semenţionează dacă rocile poros-permeabile din carota respectivă dupăreacţiile pe care le dau cu solvenţii hidrocarburilor indică prezenţa saulipsa acestora. Uneori, dacă este cazul, se menţionează prezenţa oglinzilor(feţelor) de fricţiune. După o analiză sumară a carotelor, făcută uneorichiar imediat după ce au fost extrase, ea este detailată în laborator, dinpunct de vedere litologic, paleotologic, petrografic şi petrofizic.

Carotele mecanice se extrag funcţie de gradul de documentare careeste determinat de categoriile şi sarcinile sondelor. La sondele de pros-pecţiuni ca şi la cele de explorare, datorită problemelor ce urmează să fierezolvate prin aceste sonde, carotele mecanice sînt în număr mai mare,spre deosebire de sondele de exploatare, cînd zăcămîntul se consideră

Page 108: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

cunoscut. La fixarea numărului de carote ce trebuie extrase de la sondelede prospecţiuni sau de explorare, trebuie să se ţină seama şi de valorileînclinării stratelor obţinute de la primele carote extrase dintr-o forma-ţiune. Astfel, la înclinări pînă la circa 50° se iau carote, din formaţiunileprobabile sau posibile productive, din 50 în 50 de m şi în cazul cîndvaloarea înclinării stratelor depăşeşte 60—70°, se iau carote din circa100 în 100 m. In cazul cînd la o sondă de prospecţiune sau de explorare,în baza unei carote extrase sînt raci poros-permeabile cu hidrocarburise va carota în continuare în mod obligatoriu, pe toată grosimea inter-valului de roci poros-permeabile cu hidrocarburi.

Spre deosebire de carotele neorientate care, uneori, pot fi extrase înnumăr mare, numai din roci impermeabile, carotele laterale dau posibili-tatea de a obţine informaţii asupra intervalelor poros-permeabile, dupădiagrafia geofizică de sondă, care n-au fost carotate. Intervalele de undevor fi luate, din peretele găurii de sondă, aceste carote, sînt fixate dupădiagrafia geofizică de sondă. Aceste carote, a căror lungime este de circa3 cm şi diametrul de circa 1 cm, dau informaţii asupra litologiei rocilorşi, după caz, dacă acestea sînt purtătoare de hidrocarburi. Uneori prinaceastă metodă nu se obţin informaţiile scontate, fie datorită faptului căturta formată de fluidul de foraj este destul de groasă şi carota nu aducedeloc rocă, fie datorită faptului că roca este dură şi, de asemenea, nu sepoate extrage nimic.

Documentarea privind profilul lito-stratigrafic al unei sonde se maipoate obţine şi cu ajutorul probelor de detritus, care la sondele de pros-pecţiuni şi explorare pot fi luate din 2 în 2 m sau chiar continui. Uneoriîn probele de detritus sînt şi macrofosile de talie mică, bine conservate şicare pot da informaţii preţioase asupra vîrstei geologice a formaţiuniitraversate de un foraj. Urmărindu-se şi analizîndu-se cu atenţie acesteprobe se pot obţine, uneori, informaţii preţioase, ca de exemplu prezenţapentru prima dată a unor fragmente de gresii îmbibate cu hidrocarburi,ceea ce pune problema extragerii imediate a unei carote mecanice. Deasemenea, cu ajutorul lor putem să luăm cunoştinţă de monotonia dinpunct de vedere litologic a unei formaţiuni geologice, de exemplu, a uneiformaţiuni exclusiv marnoase. Tot cu ajutorul lor pot fi urmărite prinforaje de explorare şi în special prin forajele de exploatare, reperele stra-tigrafice, caracteristice unui zăcămînt, şi care prezintă o deosebită impor-tanţă în corelarea profilelor lito-stratigrafice ale forajelor. La descriereaprobelor de detritus se menţionează procentual, fragmentele de roci de-scrise din punct de vedere litologic.

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

în ultimii ani, instalaţiile de foraj pentru sondele de prospecţiuni saude explorare sînt dotate cu „Staţii geoservices" care au aparatură pentrucontrolul şi urmărirea procesului de foraj şi pentru determinarea carac-teristicilor geologo-fizice ale formaţiunilor geologice traversate. Astfel sepot cunoaşte, în orice moment, parametrii de foraj (apăsarea pe sapă,

80

Page 109: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

turaţia, debitul şi presiunea pompelor, viteza de avansare a sapei, adîn-cimea sondei etc), caracteristicile fluidului de foraj (greutatea specifică,viscozitatea, filtratul, turta, gelaţia, tixotropia etc), conţinutul în hidro-carburi al fluidului de foraj, temperatura şi rezistivitatea fluidului deforaj. Pe baza analizelor carotelor mecanice în timpul forajului se sta-bilesc caracteristicile geologo-fizice ale formaţiunilor geologice traver-sate se pot face determinări privind litologia rocilor, conţinutul de car-bonaţi, porozitatea, permeabilitatea, saturaţia în apă interstiţială şi con-ţinutul în hidrocarburi.

Staţiile geoservices au calculatoare electronice pentru prelucrarea ra-pidă şi interpretarea cantitativă a datelor obţinute. în urma prelucrărilor,toţi parametrii de foraj şi caracteristicile fizico-geologice ale rocilor foratesînt reprezentate grafic, în funcţie de adîncime.

8.2. GRADUL DE DOCUMENTARE PRIN CAROTE MECANICEFUNCŢIE DE CATEGORIILE Şl SARCINILE FORAJULUI

Forajele care intervin în etapa a doua a prospecţiunilor, în aşa numitaprospecţiune detailată, sînt foraje structurale (în suprafaţă) şi foraje dereferinţă (în adîncime). Aceste foraje, care, uneori, după caz, sînt folositeşi în prima etapă a prospecţiunilor sînt absolut necesare pentru lămuri-rea posibilităţilor de existenţă a zăcămintelor de hidrocarburi legate de zonade acumulare dintr-un sector al unui bazin probabil sau posibil petrolifersau gazeifer.

Sarcinile forajului structural, extins în suprafaţă, constau în a cercetaparticularităţile stratigrafice (discordanţe), litologice (variaţii de facies,efilări) şi tectonice (cute, falii) ca elemente geologice de care sînt legateposibilităţile de existenţă a capcanelor şi care nu sînt suficient cunoscutedupă cercetările geologice şi geofizice din etapa de prospecţiuneprealabilă.

Forajul de referinţă are sarcina de a da informaţii atît asupra profi-lului lito-stratigrafic în adîncime, cît şi asupra condiţiilor de geneză şide acumulare a hidrocarburilor, respectiv de a se obţine informaţii pri-vind rocile-mamă, rocile rezervor, rocile protectoare, lacunele stratigra-fice, discordanţele, efilările, accidentele tectonice, structurile în pînză,structurile îngropate, problemele de hidrogeologie etc. Aceste foraje dauinformaţii şi asupra raporturilor dintre unităţile tectonice mari şi careinteresează structura cercetată, în ansamblul ei.

Pe baza informaţiilor obţinute prin aceste foraje se poate proiectaforajul de explorare şi se pot delimita în adîncime şi, uneori, în supra-faţă, obiectivele sondelor de explorare şi, totodată, numărul sondelor deexplorare preliminară.

Forajele de explorare a structurilor prospectate au sarcina de a des-coperi zăcăminte de petrol şi gaze industriale şi de a contura suprafeţeleproductive. Sondele de explorare forate în prima etapă sînt sonde deexplorare preliminară şi au sarcina de a descoperi zăcăminte industriale,iar sondele forate în etapa a doua sînt sonde de explorare de conturarea zăcămintelor industriale. Informaţiile obţinute prin forajele de explorarestau la baza proiectării exploatării zăcămintelor, respectiv a sondelor deexploatare. Etapele explorării se pot, uneori, suprapune în timp, pentruunele zone ale unei structuri geologice. Toate aceste sarcini nu pot fi duse

Q — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 81

Page 110: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

la îndeplinire fără executarea riguroasă a programului de documentaregeologică bazat pe executarea a o serie de operaţii speciale şi, în moddeosebit, prin extragerea de carote mecanice. Este cunoscut faptul că înregiuni noi, diagrafiile geofizice de sondă sînt subordonate carotajuluimecanic, care stă la baza interpretării corecte a acestora.

8.3. METODE DE CERCETARE A CAROTELOR MECANICE

Metodele de cercetare a carotelor mecanice şi a probelor de detrituspot fi macroscopice şi microscopice.

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

Tabelul 7

BULETIN DE ANALIZA

Sonda X de explorareCarota mecanică, marşul 800—805 m=5m, recuperat=3,80 m.Vîrsta formaţiunii: limita meoţian — miocen

Meoţian

1. Analiza litologică

1,50 m — marnă cenuşie, fină, cu rare filme de nisip marnos cenuşiu deschis, cubobul fin, slab micafer.

1,40 m — marnă cenuşie, fină, slab micaferă, cu filme de nisip marnos brun, cubobul fin.

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

Reacţie bună la LQ, CC14, CH0COCH3 — filmele de nisip brune.înclinare nedeterminabilă.

2. Analiza paleontologică

a. Macrofaunistică:LamelibranchiateGasteropode.Talie micăCongeria novorossica Sinz.Theodoxus sp. — fragmentHydrobia vitrella — Stef.Hydrobia sp.Pseudomnicola sarmatica Hek.Valvata simplex Fucks.

b. Microfaunistică:Cyprideis heterostigma sublitoralis Pok. 20 ex.Lexoconcha sp. 4.Leptocytere praebaquana frequentis Stancieva. 5 ex.Candona parallela pannonica Zal.Gasteropode, fragmenteOase de peşti

32

Page 111: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Concreţiuni ovoidale calcaroaseConcreţiuni neregulate de pirită.Asociaţia cu Cyprideis

Miocen

1. Analiza litologică

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

2. Analiza paleontologică

a. Macrofaunistică: steril.

b. Microfaunistică:Globotruncana linnaeana (d'Orb) 6 ex.Globotruncana arca Cush. 3 ex.Praeglobotruncana ordinaria (Subb) 3 ex.Heterohelix globulosa (Ehrenberg) 5 ex.Globigerina bulloides d'Orb 10 ex.Globigerina insequispira Subb 5 ex.Globigerina ciperoensis Bolii 3 ex.Globotrotalia crassata (Cush) 2 ex.Globigerinoides trilobus (Reuss) 3 ex.Eponides schreigersi (d'Orb) 2 ex.Cenosphaera vesparia Haeckel 5 ex.Prisme din cochilii de Inocerami — frecvent

3. Analiza petrografică

Secţiunea 1: marnă microgrezoasă. Fondul rocii este constituit dintr-o masă decalcit microcristalin în amestec intim cu argila în care sînt prinse granule detri-tice de cuarţ aleuritic şi fin psamitic. Roca prezintă pigmentaţii rare cu aglomeratefine de pirită şi substanţă organică însoţită parţial de pirită. Conţinutul înCaC03: 45o/o.

Secţiunea 2: gresie fină fosiliferă cu ciment calcitic-argilos. Detritusul mineralal rocii este reprezentat în general prin granule fin psamitice de cuarţ la care seasociază subordonat lamele fine de muscovit, clorit, biotit, mai rar feldspaţi pla-gioclazi. în masa rocii se remarcă frecvente resturi de microorganisme calcaroasediagenizate. Consolidarea detritusului mineral se realizează printr-un ciment de tipbazai alcătuit din calcit microcristalin impurificat cu argilă. Roca este pigmentatăCU limonit şi hematit.

4. Analiza geochimica

Roca: marnă microgrezoasăSubstanţă organică solubilă în cloroform, "/o n.074Substanţă organică solubilă în alcool benzenic, °/<* 0,138

rtoca: gresie fină cu ciment calcitic-argilosSubstanţa organică solubilă în cloroform, °/o 0,038Substanţă organică solubilă în alcool benzenic, % 0,075

Page 112: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

6* 83

Page 113: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

5. Analiza petrofizică

Roca: marnă microgrezoasăDensitate: 2,10Susceptibilitate magnetică de masă = 5 ( u e m x 10-G)

Roca: gresie fină cu ciment calcitic-argilosDensitate: 2,33Susceptibilitate magnetică de masă = 3 ( u - e m x 10-fi)

analiza paleontologică este numai palinologică, lipsind macro şi micro-fosilele (tab. 8). Cînd carota respectivă este sterilă şi din punct de vederepalinologic, ea este studiată microscopic pentru identificarea aşa-numi-telor minerale grele (monazit, disten, granaţi etc.) cu ajutorul cărora potfi puse în evidenţă orizonturi reper, necesare în corelarea profilelor lito-stratigrafice ale forajelor.

I.C.P.P.GSecţii de cercetare Bucureşti

Tabelul 8

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

Carota mecanică. Adîncime 6 250—6 255 = 5 m Eş = 0,90 mVirsta formaţiunii: namurian (palinologic)

1. Analiza litologicăMicrogresie cu ciment argilo-silicios, cenuşie cu slabe reflexe verzui închise cu

fine paiete de muscovit şi biotit, frecvente resturi cărbunoase, fine concreţiuni depirită şi rare intercalaţii de gresie cu ciment silicios-cloritic, cenuşie cu bobul fin,cu paiete de muscovit, biotit şi clorit şi rare şi foarte mici fragmente cărbunoase,bine cimentată.

Rare oglinzi în fricţiune.Reacţie negativă la LQ şi cu CCL, şi CH:,COOH3

înclinarea 3° (stratificaţie ondulată în gresie).

2. Analiza paleontologică

a. macrofaunistică: sterilb. microfaunistică: steril

— 2 secţiuni subiţiri — sterile— 1 preparat dezagregare chimică: steril

c. palinologică:Cingulizonates sp. Convolutispora usitata Playford.Tripartites vetustus Schemei. Varrucosisporites sp.Tripartites ianthina Butt & Will. Calamospora sp.Pollisporcs nitidus (Horst) Sull, Punctatisporites sp.Savitrisporites nux (Butt. & Will) Sull. Leiosphaeridis sp.

3. Analiza petrografică

Microgresie cu ciment argilo-siliciosMaterialul detritic — subangular şi de dimensiuni aleuritice — este alcătuit

predominent din granule de cuarţ, paiete de muscovit şi biotit iar sporadic, frag-mente de cuarţite. Cimentul rocii este reprezentat prin argilă şi subordonat silice.

Se menţionează frecvente agregate de substanţă cărbunoasă — organică.

Page 114: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Gresie fină eu eiment silicios-cloritic

Materialul detritic — in majoritate fin psamitic .şi subangular este alcătuit dingranule de cuarţ, lamele de muscovit, biotit şi clorit, rare granule de feldspaţi sisporadice fragmente litice.

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

Se menţionează, de asemenea, cuburi de substanţă cărbunoasă — organică.

4. Analiza geochimică

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

5. Analiza petrofizicăRoca: gresie argilo-silicioasă.Densitate: 2,63.Susceptibilitate magnetică de masă: =14,0 ( u e m - x 10—r>).

8.4. REPERE STRATIGRAFICE, IMPORTANTA LOR IN DOCUMENTAREAGEOLOGICĂ IN TIMPUL Şl DUPĂ TERMINAREA

FORAJULUI SONDELOR

Reperele stratigrafice (litologice şi paleontologice) prezintă o deosebităimportanţă în studiul unui zăcămînt, în totalitatea lui şi, respectiv, alunei structuri, începînd de la documentarea geologică din timpul forajuluisondelor.

Prin reper lltologic se înţelege, în general, orice intercalaţie de rocăavînd o poziţie stratigrafică constantă în cuprinsul unei formaţiuni geolo-gice, delimitată în acoperiş şi culcuş de roci diferite din punct de vederelitologic, sau al culorii rocii, cînd litologia este aceeaşi. Reperul litologiccînd se pune în evidenţă numai prin caracterul litologic şi nu al culoriirocii are caracterul de reper geologo-geofizic deoarece are modul luicaracteristic şi constant de înregistrare pe curbele diverşilor parametrifizici, în condiţii similare de înregistrare.

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

Din literatura de specialitate, mai puţin bogată în această problemăşi în special din observaţiile obţinute din studiul a numeroase profilelito-stratigrafice şi geofizice de pe un mare număr de zăcăminte clin ţaranoastră, considerăm (D. Prodan) că reperele stratigrafice aparţin la treicategorii şi pot fi clasificate în:

— repere geologo-geofizice (litologice şi geofizice);— repere paleontologice (macro şi micropaleontologice (micro-faună

şi microfloră);— repere complexe (geologo-geofizice şi paleontologice).Dintre aplicaţiile reperelor stratigrafice în studiul zăcămintelor de

hidrocarburi se menţionează:— fixarea limitelor dintre etajele geologice, în cazul cînd reperele

respective marchează aceste limite;— punerea în evidenţă a părţii superioare, respectiv a capacului unor

complexe dintr-o formaţiune productivă;

Page 115: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— fixarea adîncimii finale a unor sonde, în special de exploatare;— fixarea, în cuprinsul unei formaţiuni geologice, a adîncimilor de

unde pot fi extrase carote mecanice, cînd în profilul sondei se cunosccîteva repere;

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

— punerea în evidenţă a accidentelor tectonice, în special în cazulcînd un reper a fost tubat şi este din nou întîlnit în carotele mecanicesau în detritus;

— identificarea reperelor litologice pe diagrafia de sondă;— corelări ale profilelor de sondă în totalitatea zăcămîntului;— folosirea reperelor, după corelarea profilelor de sondă, în construc-

ţia secţiunilor geologice, pe care în general se trec acestea. Prezintă im-portanţă dacă se menţionează şi categoria din care fac parte reperele res-pective, ceea ce dă posibilitatea urmăririi lor în corelările regionale;

— punerea în evidenţă uneori, în cuprinsul unui zăcămînt, a variaţii-lor de litofacies;

— într-un stadiu avansat al exploatării unui zăcămînt, pe care s-auidentificat un număr mare de repere geologo-geofizice, diagrafia de sondăstandard poate să înlocuiască cu succes extragerea de carote sau analizadetritusuliii pentru documentare privind prezenţa reperelor, cu condiţiasă nu existe o mare variaţie de litofacies, care să aducă la modificăriimportante în litologia formaţiunilor geologice;

— corelări pe distanţe mari, în cadrul unor zone de acumulare, res-pectiv a unor corelări regionale, aceasta numai în cazul unor repereconstante la scară regională, deoarece sînt şi unele repere, în generalgeologo-geofizice, care pot fi întîlnite numai local, nu depăşesc cadrulunei structuri, datorită variaţiei de litofacies.

în cele ce urmează se prezintă exemple de repere stratigrafice, dintrecare unele sînt menţionate pentru prima dată, din fiecare din cele treicategorii citate, dintre care desigur sînt de dorit reperele complexe (geo-logo-geofizice şi paleontologice), care chiar în cazul unor înregistrări maipuţin clare pe carotagul electric standard, din motive tehnice sau încazul unei variaţii de litofacies, reperul respectiv poate fi identificatpaleontologic.

8.4.1. REPERE GEOLOGO-GEOFIZICE (LITOLOGICE Şl GEOFIZICE)

Dintre acestea se menţionează:— capacul complexului M.II din meoţianul structurilor Ţintea-Băicoi-

Floreşti, format de o gresie oolitică, bine individualizat pe diagrafia decarotaj electric;

— capacul complexului M.III o din meoţianul structurii Mărginenidin Zona Cutelor Diapire, caracterizat printr-un orizont de gresie ooliticăbine individualizat pe diagrafia carotajului electric standard;

— tuful de Hădăreni din buglovianul Bazinului Transilvaniei, binepus în evidenţă pe diagrafia de sondă, pe ambele curbe ale carotajuluielectric, prin rezistivitate aparentă mică şi P.S. electropozitiv (fig. 32).Acest reper este întîlnit la scară regională, în întregul bazin;

— orizontul marnelor albe bituminoase din Subzona Externă a FlisuluiPaleogen din Moldova, prezent pe structurile Geamăna (fig. 33), PiatraCrăpată (fig. 34), Mihoc (fig. 35), Solonţ (fig. 36), Stăneşti, Modîrzău(fig. 37), Zemeş (fig. 38) şi altele din această subzonă;

86

Page 116: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fifif. 32. Tuful de Hădăreni.

Fig. 33. Orizontul mar-nelor albe — structura

Geamăna.

Page 117: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 34. Orizontulmarnelor albe —

structura PiatraCrăpată.

Page 118: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 35. Orizontulmarnelor albe —

structura Mihoc.

Page 119: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

tura Solonţ.

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

dîrzău.

Fig. 38. Orizontulmarnelor albe —

structura Zemeş

Page 120: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

— reperul scaun de la limita cenomanian-turonian din PlatformaMoesică. Acest reper se identifică printr-o rezistivitate mai mică decîta zonelor adiacente cu o inflexiune caracteristică (fig. 41), de unde şinumele.

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

87

Page 121: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 39. Orizontul calcarelor brun-roşcate din malmul de pe struc-turile Spineni, Iancu Jianu, Ciurcşti:

R — reper din malm.

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

— orizonturi sau pachete de strate de diferite grosimi, de roci poros-permeabile delimitate de roci impermeabile în culcuş şi acoperiş;

— pachete de roci impermeabile, constante şi ele ca grosime şi pozi-ţie stratigrafică, şi delimitate în acest caz de roci cu rezistivitaţi mari;

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

Ca exemple de astfel de repere litologice se pot menţiona:— orizonturi de roci poros-permeabile delimitate în culcuş şi acoperiş

de roci impermeabile (fig. 42);— orizonturi de argile, marne sau alte roci impermeabile, de grosimi

constante, delimitate de asemenea în culcuş şi acoperiş de roci poros-per-meabile;

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

— limita dacian-ponţian (fig. 43).

88

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

Page 122: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 42. Orizonturi de roci poros-permeabile delimitate în acoperiş şiculcuş de roci impermeabile.

Pe unele structuri, în prezent însă foarte puţine la număr, au fostpuse în evidenţă repere după diagrafia de radioactivitate. Astfel, se recu-noaşte reperul de radioactivitate gamma natural de la partea superioarăa unui pachet de roci colectoare din albianul unor structuri din PlatformaMoesicâ (fig. 44).

Sînt repere litologice care nu pot fi identificate decît prin analizacarotelor mecanice sau a probelor de detritus, deoarece se caracterizeazăprin criteriul „culoare", fiind delimitate în acoperiş şi culcuş de roci cuaceeaşi litologie, ca de exemplu:

— intercalaţia de marnă galbenă dintre complexele M.III a şi M.III bde pe structura Mărgineni (Zona Cutelor Diapire), delimitată în culcuş şiacoperiş de marne vineţii;

— intercalaţia de marnă verzuie din complexul M.II de pe structuraBoldeşti, întîlnită la circa 310 m de limita P/M şi delimitată în culcuş şiacoperiş de marne vineţii.

Astfel de repere pot fi bine urmărite prin studiul detritusului, dupăforarea unui număr de sonde şi, respectiv, după o mai bună estimare aintervalului unde ar putea fi întîlnite.

Fig. 43. Limita dacian-ponţian.

8.4.2. REPERE PALEONTOLOGICE

Repere macropăleontologice:— orizontul marno-nisipos cu foarte multe Hydrobii, din complexul

M.II al meoţianului de pe structura Boldeşti, situat la circa 270 m delimita P/M;

89

Page 123: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— în ponţianul din Zona Miopliocenă dintre Va-lea Buzăului şi Valea Dîmboviţei, care este în gene-ral marnos, pe unele structuri avînd însă şi inter-calaţii de nisipuri, orizonturile superior şi mijlociuale ponţianului pot fi bine identificate prin macro-fosile şi anume: orizontul superior se caracterizeazăprin Valenciennius anullatus, Phyllicardium planum,iar orizontul mijlociu prin Congeria rumana şi Con-geria rhomboidaea.

Orizontul inferior după cum s-a menţionat, secaracterizează prin Paradacna (Cardium) abichi şiParadacna (Cardium) lenzi.

Repere micropaleontologice:— zona micropaleontologică corespunzătoare

complexului marnotufaceu al tortonianului inferiordin Zona Miopliocenă de la vest de Valea Buzăului.Asociaţia caracteristică acestei zone este formată dinCondorbulina universa Jedlitschka, Globigerina bul-loides d'Orbigny (Reuss), Globigerinoides rubrus(d'Orbigny), Globigerinoides conglobatus (Reuss),Globorotalia scitula (Brady), Orbulina universa(d'Orbigny).

în Bazinul Transilvaniei limita sarmaţian-pano-nian este făcută de zona cu Elphidium crespinae. Zo-nele adiacente din acoperiş şi culcuş sînt formate dinasociaţii diferite, ceea ce conferă zonei menţionatecalitatea de reper. Astfel de repere sînt numeroaseîn special în miocen, paleogen şi în unele depozitegeologice mai vechi decît acestea.

8.4.3. REPERE COMPLEXE (GEOLOGO-GEOFIZICEŞl PALEONTOLOGICE)

în această categorie de repere sînt incluse:— reperul de P.S. electropozitiv al marnelor pi-

ritizate cu Paradacna (Cardium) abichi şi Paradacna(Cardium) lenzi, situat la circa 15—20 m de limitaP-M (fig. 45), din Zona Miopliocenă dintre ValeaBuzăului şi Valea Dîmboviţei.

— orizontul gresiei cu Congeria novorossica caremarchează limita P-M, în special pe unele structuridin Zona Miopliocenă dintre Valea Buzăului şi ValeaDîmboviţei.

Page 124: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

90

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

Page 125: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Avînd în vedere importanţa deosebită pe care o prezintă reperelestratigrafice în urmărirea forajului unei sonde şi în descifrarea stratigra-fiei şi tectonicii unei structuri şi ţinînd seama de valoarea lor regională,problema acestor repere rămîne deschisă. Prin urmărirea şi cercetareaatentă a carotelor mecanice şi a detristului pot fi puse în evidenţă penoile structuri petrolifere şi gazeifere noi repere.

9. FACTORII GEOLOGI CARE DETERMINĂPROGRAMUL DE CONSTRUCŢIE AL SONDELOR

în faza de proiectare a unei sonde, respectiv înainte de începereaforajului, se stabileşte programul de construcţie al sondei, funcţie de difi-cultăţile ce se consideră a fi întîlnite în timpul forajului; se stabilescnumărul de coloane şi diametrul acestora, adîncimile la care se introducşi înălţimea de cimentare a fiecărei coloane, precum şi diametrul sapelor.Avînd în vedere că din costul total al unei sonde, cheltuielile care pri-vesc programul de construcţie reprezintă circa 25%, este recomandabil,pe cît posibil, ca numărul de coloane prevăzute să fie bine motivat. încazul sondelor de prospecţiune sau de explorare, de mare adîncime, pro-gramul de construcţie poate avea mai multe coloane, dar în timp, cîndstructura respectivă trece în etapa de exploatare, numărul de coloanepoate fi redus, avînd în vedere că se cunosc o serie de posibilităţi de aremedia unele dificultăţi, fără să mai fie nevoie de tubarea unei sau chiara unor coloane.

Frecvent, factorii geologici care determină programul de construcţiesînt:

— prezenţa unor zone de mari dificultăţi, ca: strîngeri de gaură frec-vente şi pe intervale mari, dărîmări de strate şi pierderi totale de circu-laţie, întîlnite nu de rare ori, în legătură cu unele mari accidente tec-tonice;

— prezenţa unui masiv de sare sau prezenţa unei intercalaţii groasede sare în profilul lito-stratigrafic al sondei;

— formaţiuni geologice ce conţin fluide cu presiuni mari;— formaţiuni geologice formate din roci slab consolidate, foarte în-

clinate şi deschise pe intervale mari;— pachete de roci, de grosimi mari, în care au loc pierderi totale

ale fluidului de foraj (ca în cazul calcarelor vacuolare şi puternicfisurate).

Funcţie de factorii geologici şi de gradienţii de presiune şi de fisurare,se cunosc mai multe programe de construcţie, dintre care se dau cîtevaexemple.

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

91

Page 126: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

Funcţie de dificultăţile ce se estimează, de gradienţii de presiune şide fisurare ce urmează a fi întîlniţi, între coloana de ancoraj şi coloanade exploatare pot fi tubate una, două sau trei coloane intermediare.Tubarea unor coloane intermediare sau a celor de exploatare, se poateface şi sub forma de coloane pierdute care pot fi întregite pînă la supra-faţă. Coloanele pierdute simplifică programul de construcţie al unei sondeşi ele sînt folosite în cazul sondelor de adîncime medie care prezintădificultăţi în foraj sau în cazul sondelor de mare adîncime.

în exemplul de la figura 46 se arată un program de construcţie careare coloana de ancoraj de 219,075 mm (8 5/8 in) tubată la adîncimea de520 m şi care închide dacianul cu presiune scăzută, aceasta în vedereaprevenirii eventualelor pierderi de fluide de foraj şi coloana de 139,7 mm(5 1/2 in) de exploatare, care se tubează la talpa sondei şi este cimentatăpe aproape toată lungimea.

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

în figura 48 se dă un exemplu de construcţie al unei sonde cu douăsau trei coloane intermediare şi pentru care iniţial au fost făcute treivariante. în prima variantă, programul de construcţie al sondei are o

Page 127: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 46. Program de con-strucţie al unei sonde cu

o coloană unică.

Page 128: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 47. Program de con-strucţie al unei sondecu o coloană interme-

diară.

Page 129: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi
Page 130: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fie?. 45. Program de construcţie al unei sonde cu două coloane intermediare (în treivariante).

Page 131: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

coloană de ancoraj de 473,075 mm (18 5/8 in) cimentată la zi, o primăcoloană intermediară de 339,7 mm (13 3/8 in) care închide ponţianul, meo-ţianul şi jumătatea superioară a intervalului stratigrafie helveţian-burdi-galian, ceea ce asigură continuarea forajului. Această coloană este cimen-tată, de asemenea, la zi. A doua coloană intermediară cie 244,5 mm(9 5/8 in) cimentată la zi închide jumătatea inferioară a intervalului stra-tigrafie helveţian-burdigalian. Cu o coloană pierdută de 177,8 mm (7 in)cimentată pe toată lungimea se închide sarea, după care se prevede ocoloană de exploatare combinată de 114,3 mm X 139,7 mm (4 1/2 in X5 1/2 in) cimentată pînă la limita helveţian-meoţian.

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

Varianta a treia are numai două coloane intermediare, prima de244,5 mm (9 5/8 in) şi a doua de 177,8 mm (7 in) care închide atît parteainferioară a intervalului stratigrafie helveţian-burdigalian şi sarea, iarcoloana de exploatare este de 177,8 mm (7 in). Varianta a treia a fostluată în considerare la proiectarea programului de construcţie al sondeirespective care este o sondă de referinţă şi care are ca obiectiv oligocenulşi o parte din eocen. S-a considerat că prin folosirea celor mai adecvatemăsuri tehnologice se pot folosi numai două coloane intermediare, renun-ţîndu-se la coloana pierdută prevăzută de cele două variante.

10. METODELE DE CORELARE ALE PROFILELORLITO-STRATIGRAFICE ALE FORAJELOR

Pentru a cunoaşte cît mai bine profilul lito-stratigrafic al unui zăcă-mînt, în totalitatea lui, respectiv al unei structuri, se pune problema co-relării, pe cît posibil, a tuturor profilelor lito-stratigrafice ale forajelorşi aceasta poate să se facă mai uşor în cazul cînd se cunosc o serie derepere stratigrafice. Aceste corelări stau la baza paralelizării stratelortraversate de foraje, dar cu condiţia ca eventualele variaţii de facies săfie în mică măsură prezente.

Sînt cazuri cînd formaţiunile geologice traversate de foraje, pînă laintrarea în complexele poros-permeabile, care fac obiectivul sondei, să fieîn întregime formate din argile şi lipsite de orice fel de repere, chiar şide repere geofizice bine evidenţiate. în aceste cazuri se poate recurgela calcinarea carotelor care, în urma acestei operaţii, îşi schimbă culoarea,funcţie de compoziţia lor. Comparînd curbele de variaţie a culorilor sepot face corelări pe anumite intervale, deci corelarea acestora se face dupăculoare. De asemenea, profilele lito-stratigrafice ale forajelor pot fi core-late şi după diagrama vitezei mecanice, cu condiţia ca sondele să fie forateabsolut în aceleaşi condiţii. Variaţiile vitezei mecanice legate de litologiepot fi luate în considerare, în mare, pe intervale ale profilelor lito-stra-tigrafice ale forajelor. Cu această metodă se pot obţine corelări în specialîn zone de platformă, slab înclinate şi neaccidentate.

94

Page 132: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

k

Page 133: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Page 134: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Corelarea profilelor lito-stratigrafice ale forajelor, se face în mod cu-rent cu diagrafia geofizică de sondă şi în special cu diagamele carotajelorelectrice standard. Pentru o cît mai bună corelare a profilelor este absolutnecesar ca iniţial să se coreleze profilul mecanic tip al zăcămîntului cudiagrama carotajului electric şi, după ce au fost identificate pe aceastădiagramă modurile de înscriere a stratelor, pot fi corelate cu mult succesdiagramele de carotaj electric, fără să se mai ţină seama de profilul me-canic. Identificînd pe diagrama electrică o serie de repere litologice cărorale corespund repere geofizice şi ţinînd seama de reperele paleontologice,cu ajutorul diagrafiei geofizice de sondă se pot face corelări şi paraleli-zări de formaţiuni geologice. De asemenea, cu ajutorul diagrafiei geofi-zice de sondă, o formaţiune geologică poate fi împărţită pe complexe şistrate (orizonturi) poros-permeabile, probabil sau posibil productive, sepot pune în evidenţă accidentele tectonice, variaţiile de facies, tipurile decapcană.

în figura 49 se prezintă corelarea diagrafiilor carotajelor electrice atrei sonde situate pe aceeaşi secţiune, împărţirea complexului bazai dinsarmaţian pe strate (orizonturi) şi punerea în evidenţă a unei falii in-verse (cu repetiţie) în sonda 3, care a găsit stratul (orizontul) a de douăori. în figura 50 este evidenţiată în sonda 3, o falie normală (cu lipsă)care n-a întîlnit stratul (orizontul) b.

De asemenea, cu diagrafiile geofizice se pot face corelări pe distanţemari cu condiţia ca în succesiunea stratelor respective să fie pe cît posibilunele repere geofizice constante ca poziţie în profilele lito-stratigraficeale forajelor şi bineînţeles ca mod de înscriere.

11. SECJIUNI GEOLOGICE Şl HÂRJI

11.1. ÎNTOCMIREA SECŢIUNILOR GEOLOGICE

Printr-o secţiune geologică construită după datele obţinute prin forajese redă în plan vertical succesiunea formaţiunilor geologice ale unei struc-turi. Pentru a întocmi o secţiune geologică cît mai aproape de situaţiareală pe baza datelor obţinute prin foraje se impune a se ţine seama deurmătoarele:

1) amplasarea sondelor pe hartă să corespundă întocmai situaţiei de peteren;

2) altitudinea (elevaţia) sondelor să fie măsurată exact;3) limitele geologice dintre formaţiuni sau orizonturile reper să fie

luate după diagrafiile geofizice de sondă, după ce acestea au fost binefixate şi corelate între ele, să fie constante, pe întreaga structură. încazul cînd aceste limite stratigrafice sau orizonturi reper sînt fixate ero-nat în cel puţin o sondă, apar interpretări eronate. Cînd limitele strati-grafice sau orizonturile reper sînt luate din profilele mecanice, în cazulcînd în secţiunea ce urmează să fie construită sînt şi sonde vechi, lipsitede diagrafii geofizice, limitele sau reperele trebuie să fie identificate şi

Page 135: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

7 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 97

Page 136: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

4) se recomandă să fie folosite în construcţia unei secţiuni geologiceun număr de 10—12 sonde sau chiar mai mare, funcţie de mărimea struc-turii, deoarece în acest caz se poate obţine o imagine cît mai aproape derealitate a tectonicii structurii pe direcţia pe care ea se construieşte. încazul cînd numărul de sonde dintr-o secţiune geologică este mic şi dis-tanţa între sonde este foarte mare, prin construcţie se va obţine numai oschiţă a structurii respective pe direcţia profilului unde a fost construităşi numai, în timp, prin forarea de noi sonde, pentru acelaşi interval deadîncime, imaginea tectonicii este mai aproape de realitate;

5) dacă unele sonde sînt deviate, deviaţiile acestora în plan vertical şiorizontal să fie bine redate, respectiv pe secţiune şi pe hartă;

6) pe harta pe care sînt trecute sondele se trasează direcţiile secţiuni-lor ce vor fi construite şi ele vor fi, în general, perpendiculare pe direcţiastructurii, paralele între ele, mai puţin oblice şi, de regulă, se construiescmai multe secţiuni transversale decît longitudinale sau oblice, deoarecesecţiunile transversale pun mai bine în evidenţă stilul tectonic al struc-turii în totalitatea ei;

7) stabilirea scărilor verticale şi longitudinale la care vor fi construitesecţiunile geologice. Aceste scări se aleg egale, pentru a nu se obţine oimagine deformată a structurii. în cazul în care distanţa dintre sondeeste relativ mică în raport cu adîncimile sondelor, ca şi în cazul în caresecţiunea cuprinde grupuri de sonde foarte distanţate între ele, iar încli-nările stratelor sînt foarte mari, cele două scări se diferenţiază şi acestlucru se indică în legenda secţiunii respective;

8) se recomandă ca direcţiile secţiunilor geologice să treacă prin cîtmai multe sonde, iar sondele care nu se situează pe linia de secţiune, seproiectează paralel cu direcţia stratelor, dar cu condiţia ca aceste sondesă nu se situeze la distanţe foarte mari. Eronat se proiectează sondeleperpendicular pe direcţia secţiunii (fig. 51);

9) cînd sondele sînt deviate se ţine seama şi de deviaţia sondelor înplan orizontal marcîndu-se pe direcţia secţiunii, proiecţia amplasamen-tului sondei, proiecţia reperului şi talpa sondei (fig. 52).

Secţiunile geologice se construiesc, în general, pe hîrtie milimetrică,pe care se reprezintă nivelul de referinţă, în general acesta fiind consi-derat nivelul mării, printr-o linie orizontală trasată pe toată lungimeasecţiunii şi pe această linie se marchează, prin puncte, poziţia în caresondele intersectează direcţia secţiunii.

Din aceste puncte, de pe linia de referinţă, se măsoară, la scara sec-ţiunii, altitudinea sau elevaţia fiecărei sonde şi din unirea punctelor carereprezintă altitudinile sondelor se obţine profilul morfologic, care, funcţiede numărul sondelor şi de distanţa dintre ele, este cît mai aproape deprofilul morfologic real. Măsurătorile făcute deasupra liniei de referinţăau valori pozitive, iar măsurătorile făcute sub linia de referinţă sînt adîn-cimi, cu valori negative. Din punctele în care sondele intersectează liniade referinţă se duc verticale, dacă sondele sînt săpate vertical, iar dacăsondele sînt deviate, traseul sondelor se abate de la verticală cu atît maimult cu cît valoarea unghiului de deviaţie este mai mare. Se impune catraseele găurilor de sonde deviate să fie corect trecute pe secţiune, astfel

98

Page 137: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

ţiune.I—I' — linie de secţiune;1, 2, 3, 4, 5 — sonde să-pate vertical; at — proiec-ţie eronată a sondei 2 pedirecţia secţiunii; a> — pro-iecţie corectă a sondei 2 pedirecţia secţiunii; bi — pro-iecţie eronată a sondei 3pe direcţia secţiunii; b2 —proiecţia corectă a sondei3 pe direcţia secţiunii.

Page 138: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 52. Proiecţia son-delor deviate pe linia

de secţiune:I—I' — linie de secţiune;A, B, C, D, E, — sonde;R — reper; r — proiecţiareperului pe linia de sec-ţiune; T — talpa sondei;t — proiecţia tălpii pe li-nia de secţiune.

Page 139: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

încît la stabilirea limitelor dintre etajele geologice să se aibă în vederepierderile de înălţime (fig. 53).

Pe traseele găurilor de sondă se trec limitele dintre etajele geologice,reperul sau reperele fixate în urma corelărilor făcute, după diagrafiilegeofizice de sondă, înclinarea stratelor obţinută din carotele mecaniceneorientate şi din pandajmetrie, laadîncimile unde au fost executateaceste operaţiuni speciale. De asemenea,se marchează adîncimile unde au fostpuse în evidenţă accidente tectonice,cunoscute în urma corelării diagrafiilorgeofizice de sondă. Toate adîncimileprivind atît limitele dintre etajele geo-logice, carotele mecanice şi oricare alterezultate obţinute prin orice operaţiispeciale se măsoară de la suprafaţă,respectiv se ia în considerare şi alti-tudinea. Sînt structuri pe care se în-tîlnesc limitele dintre formaţiunile geo-logice deasupra nivelului de referinţă.Interpretarea datelor trecute pe trasee-le sondelor începe prin unirea limite-lor geologice întîlnite de acestea şi careau aceeaşi valoare stratigrafică.

în cazul unor cute neaccidentate,interpretarea datelor este mai uşor

Fig. 53. Trasarea profilului sondelordeviate pe linia de secţiune:

A, B, C, D, E ~ sonde; T — talpa son-dei; t — proiecţia tălpii pe linia desecţiune; r — poziţia reperului în planorizontal; r' — poziţia reperului în planvertical.

Page 140: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

7* 99

Page 141: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

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

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

în cazul sondelor de prospecţiune sau de explorare preliminară, cîndnumărul sondelor de cele mai multe ori se reduce la una singură, se potda două sau chiar trei alternative de interpretare, urmînd ca informaţiileulterioare ce se vor obţine de la viitoarele sonde, să confirme una din elesau să se ajungă la o altă interpretare.

în cazul construcţiei secţiunilor geologice pentru o structură în ex-ploatare se recomandă ca să fie trecute pentru fiecare sondă şi diagrafiilegeofizice, perforaturile şi rezultatele obţinute, dopurile de ciment, limitelede apă-petrol şi petrol-gaze dacă este cazul. De asemenea, trebuie puseîn evidenţă tipurile de capcane. în cazul sondelor de prospecţiune sau deexplorare preliminară pe diagrafiile geofizice se trec, de asemenea, per-foraturile, rezultatele de producţie obţiunte, dopurile de ciment.

Cu ajutorul secţiunilor geologice se poate cunoaşte tectonica uneistructuri, se pot estima pentru sondele ce urmează să fie forate adînci-mile la care vor fi întîlnite formaţiunile geologice, respectiv limitele din-tre acestea, grosimea lor, adîncimea unde vor fi întîlnite accidente tec-tonice sau eventual un masiv sau o lamă de sare, precum şi intervalelede mari dificultăţi în foraj.

în cazul cînd sînt trecute şi diagrafiile geofizice şi rezultatele de pro-ducţie sub forma formulelor de producţie, secţiunile geologice sînt de unreal folos în cunoaşterea cît mai bună a posibilităţilor fiecărei sonde, înceea ce priveşte operaţiile de adiţionări sau de retrageri la alte strate saucomplexe. De asemenea, dacă într-o secţiune geologică este inclusă şi osondă care n-a atins adîncimea finală şi, din motive tehnice, a fost aban-donată şi dacă sondele vecine au descoperit un zăcămînt, se poate puneproblema resăpării sau adîncirii ei — dacă starea tehnică a sondei per-mite executarea acestor lucrări.

11.2. HARŢI STRUCTURALE

Hărţile structurale numite şi hărţi cu izobate reprezintă proiecţia înplan orizontal a intersecţiilor dintre suprafaţa unui reper bine definit pediagrafiile geofizice, pe întreg zăcămîntul, cu plane orizontale echidis-tante şi ele sînt absolut necesare în studiul unui zăcămînt în totalitatealui sau chiar numai pentru un sector al acestuia.

100

Page 142: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

(cu lipsă).

pe hartă urma buzei superioare şi urma buzei inferioare şi între proiecţiaurmelor celor două buze, reperul, cum este normal, nu va apărea, el fiindfaliat. Urmele faliilor de pe fiecare secţiune se unesc între ele pe hartăşi se obţine direcţia faliei în plan orizontal (fig. 55). în acest caz urmabuzei superioare prezintă nişte liniuţe îndreptate în direcţia bloculuiscufundat.

102

Page 143: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 58. Hartă cu izobate pentru o structură compartimentată defalii transversale şi longitudinale.

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

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

Cînd stratul reper la care se construiesc izobatele îşi modifică încli-narea datorită, de exemplu, unui sîmbure de sare, distanţele dintre izo-bate nu mai sînt aceleaşi. în apropierea sării, distanţa dintre izobate estemai mică, stratul reper are înclinare mare, datorită ridicării lui pe flanculsârii şi cu cît ne depărtăm de sare, distanţa dintre izobate este mai mare,datorită micşorării înclinării stratelor.

Structurile, de asemenea, pot fi nefaliate şi simetrice — cazul unuidom — (fig. 57), respectiv izobatele se închid şi au aceeaşi echidistanţăpe ambele flancuri sau uneori structurile pot fi vecine şi separate de o şa,caz mai rar, dar întîlnit la unele domuri din Bazinul Transilvaniei (do-murile Ulieş-Vest şi Ulieş-Est).

Structurile pot fi şi asimetrice, cu un flanc mai înclinat şi cu echi-distanţa dintre izobate mai mică şi cu un flanc mai puţin înclinat şi cuechidistanţa mai mare. Structurile pot fi uneori compartimentate atît defalii transversale, cît şi de falii longitudinale (fig. 58).

La construcţia unei hărţi cu izobate trebuie să se ţină seama de devia-ţia găurii de sondă, reprezentată în plan orizontal şi pe hartă. Pe proiec-ţia deviaţiei, în plan orizontal, a sondei respective, se marchează adîn-dmea la care se află reperul pentru care s-au construit izobatele (fig. 59).

Cunoscînd elevaţia sondelor, pe baza hărţilor structurale (cu izobate)pot fi construite secţiuni geologice la stratul reper la care a fost întocmităharta respectivă. în figura 60 se prezintă o hartă cu izobate la limitaLD pe baza căreia s-au construit două secţiuni geologice transversaleşi o secţiune geologică longitudinală. Sondele au fost proiectate pe direc-ţiile secţiunilor geologice, paralel cu izobatele.

103

Page 144: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

11.3. HARŢI DE PRODUCŢIE

Hărţile de producţie sînt hărţi structurale pe care sînt trecute re-zultatele de producţie obţinute dintr-o formaţiune productivă, dintr-uncomplex, sau dintr-un strat. în cazul unei formaţiuni geologice pro-ductive care nu are decît un singur complex sau strat productiv, se în-tocmesc hărţi de producţie pentru acest complex sau strat. De aseme-nea, se întocmesc hărţi de producţie pentru o formaţiune care are maimulte complexe productive, exploatate separat sau simultan.

Sînt cazuri cînd pe harta respectivă sînt trecute şi rezultatele deproducţie obţinute de la alte obiective, din diferite formaţiuni produc-tive.

104

Page 145: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

în general, se obişnuieşte ca pentru fiecare formaţiune geologică pro-ductivă să se întocmească cîte o hartă de producţie (fig. 61). Pe hartarespectivă, la data întocmirii ei, se trec toate sondele, indiferent de sta-diul în care se află, inclusiv locaţiile de sonde necondiţionate şi con-diţionate, în dreptul fiecărei sonde care produce sau a produs se treceun simbol care indică stadiul sondei respective (vezi legenda) şi rezul-tatele de producţie redate sub forma aşa-numitei „formule de produc-ţie" atît pentru sondele care produc ţiţei, cit şi pentru cele care pro-duc gaze. Formulele de producţie trecute pe hartă, pentru sondele înexploatare, se referă la data întocmirii hărţii respective, iar rezulta-tele de producţie obţinute de la perforaturile anterioare sînt trecute pehartă la „Istoricul de producţie al sondelor". O sondă suspendată sauabandonată, la data întocmirii hărţii, are trecut în dreptul ei ultimaformulă de producţie, respectiv stadiul în care ea continuă să fie. Pehartă se trec limitele gaze-petrol, dacă este cazul, şi petrol-apă, la dataîntocmirii hărţii. De asemenea, în afară de legenda respectivă, se treceprofilul electric tip al zăcămîntului pentru care a fost întocmită hartaşi o secţiune geologică caracteristică. Sînt hărţi pe care se trec şi dateprivind parametrii fizico-geologici, obiectivele de exploatare, precum şinumărul de sonde în producţie, suspendate, abandonate şi producţia cu-mulativă pe zăcămînt etc.

Aceste hărţi de producţie, ţinute la zi în ceea ce priveşte orice re-zultate noi obţinute, sînt de o deosebită importanţă în urmărirea evo-luţiei exploatării unui zăcămînt. Pe baza acestor hărţi se pot amplasanoi sonde, se pot face programe de adiţionări de strate sau retrageri laalte strate sau complexe, după cum, în final, se poate şti dacă o sondămai are posibilităţi de a mai produce sau urmează să fie abandonată.Toate aceste operaţii trebuie făcute ţinîndu-se seama de poziţia sondeianalizate, pe structură, de istoricul de producţie al acesteia în core-lare cu cel al sondelor vecine şi bineînţeles de valoarea izobatică a li-mitei ţiţei-gaze, ţiţei-apă sau gaze-apă, pentru orizontul care intere-sează, în figura 62 se prezintă proiecţia limitei apă-ţiţei, la jumătateadistanţei dintre culcuşul şi acoperişul stratului productiv pe harta cuizobate, respectiv pe harta de producţie. Proiecţia acestor limite se poateface şi la culcuşul şi acoperişul stratului şi, în acest caz, pe hartă sîntreprezentate două proiecţii.

în afară de hărţile de producţie întocmite pentru o formaţiune geo-logică, sînt situaţii cind interesează în mod deosebit atît posibilităţilede producţie, cît şi posibilităţile de amplasare de noi sonde pentru unelestrate din cuprinsul unui complex şi, în acest caz, pot fi întocmite hărţide producţie pe strate. De exemplu, pentru complexul Drăder din da-cian, se pot întocmi hărţi de producţie pentru fiecare orizont (strat)pr ductiv, respectiv pentru Drăder I, II şi III. Pe baza acestor hărţi de-tailate pot fi amplasate noi sonde, se pot face operaţii de retrageri, adi-ţionări şi cimentări, după caz, şi, dacă situaţia tehnică a sondei per-mite, adînciri ale unor sonde pentru un alt obiectiv considerat ca pro-ductiv.

Formulele de producţie, cu simbolurile respective se trec şi pe fie-:are diagramă de carotaj electric în dreptul perforaturilor respective'fig. 63), după cum ele se trec şi pe „armonicile de carotaj electric", (co-relări ale diagramelor de carotaj electric, la un reper ales). Dar sînt depreferat, aşa după cum s-a menţionat la construcţia secţiunilor geolo-gice, secţiunile geologice-armonice de carotaje, pe care sînt trecute for-

105

Page 146: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

106

Page 147: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 63. Istoricul de producţie al unei sonde, pe diagrama de carotajelectric.

mulele de producţie, limitele gaze-petrol şi petrol-apă, tipurile de cap-cane. Aceste secţiuni-armonice pun în evidentă şi variaţiile de facies(fig. 64).

11.4. ALTE HÂRjI CARE CARACTERIZEAZĂ UN ZACAMÎNT

Pentru a pune în evidenţă variaţia diferitelor mărimi fizice ale ză-cămîntului se construiesc o serie de hărţi prin metoda interpolării de-oarece, uneori, numărul de informaţii este redus. în dreptul fiecăreisonde se trece valoarea parametrului care interesează şi se unesc prinlinii punctele de aceeaşi valoare (izolinii). Dintre hărţile caracteristicecare se întocmesc se menţionează cîteva.

107

Page 148: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Page 149: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

Harta cu izobare. Cu ajutorul acestei hărţi se pune în evidenţă va-riaţia presiunii zăcămîntului (a presiunii statice) şi pentru a fi întoc-mită este necesar ca presiunea zăcămîntului să fie măsurată în sondelede exploatare în aceeaşi perioadă, pentru ca valorile să corespundă laaceeaşi dată de referinţă. Prin compararea hărţilor cu izobare întocmitela diferite date se poate constata cum s-au produs schimbările de pre-siune de la o etapă la alta de exploatare, pe zăcămîntul respectiv.

Pentru un strat poros-permeabil se mai pot întocmi hărţi cu izoperme,care indică variaţiile permeabilităţii stratului respectiv sau se întocmescharţi cu izoporozităţi care indică schimbările de porozitate.

Page 150: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

11.5. FIŞE GEOLOGO-TEHNICE

Fişele geologice-tehnice sînt programe de lucru care se întocmescfie pentru sondele în foraj, caz în care sînt cunoscute sub numele decomenzi geologo-tehnice, fie pentru sondele în exploatare, la care ur-mează să se execute adiţionări de strate sau retrageri la alte strate, re-săparea sondei de la o anumită adincime sau alte operaţii capitale, pro-grame care, în acest caz, sînt cunoscute sub numele de fişe de reparaţie.

De asemenea, se întocmesc fişe (memorii) în cazul abandonării uneisonde din foraj sau din exploatare.

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

11.5.1. COMANDA GEOLOGO-TEHNICĂ

Comanda geologo-tehnică cuprinde două părţi şi anume: partea geo-logică şi partea tehnică (fig. 66). în partea geologică sînt prevăzute ope-raţiile ce stau la baza unei cît mai bune documentaţii, absolut necesareîn studiul zăcămîntului respectiv, în totalitatea lui, şi care fundamen-tează o serie de lucrări menţionate la partea tehnică. Aceste operaţii sereferă la colectarea probelor de detritus, extragerea de carote meca-nice, carotajul mecanic continuu, dacă este cazul, pandajmetria, mă-surătorile electrometrice, măsurătorile de deviaţie a găurii de sondă,cavernometria, termometria, precum şi eventualele dificultăţi ce ar pu-tea fi întîlnite in timpul forajului. Tot la partea geologică este trecutşi programul de construcţie. Aceste operaţiuni sînt detailate la rubrica„Operaţiuni şi observaţii" privind intervalele pe care se execută.

Spre deosebire de comanda geologo-tehnică comentată, care se re-feră la o sondă de referinţă şi la care numărul de operaţii speciale estemare, comanda geologo-tehnică pentru o sondă de exploatare prevedeun număr mai mic de operaţii speciale, în special în ceea ce priveştecarotajul mecanic şi măsurătorile electrometrice, avînd în vedere că,în general, structura este destul de bine cunoscută.

în cazul unei sonde de exploatare, limitele dintre formaţiunile geo-logice, de cele mai multe ori, sînt destul de exacte, spre deosebire decele estimate la o sondă de referinţă sau de exploatare unde pot in-terveni neconcordanţe, uneori, destul de mari. Este posibil ca, uneori,din coloana lito-stratigrafică să lipsească o formaţiune geologică esti-mată a fi întîlnită pe grosimi foarte mari sau pot interveni alte necon-cordanţe, ca: prezenţa unui masiv de sare, a unui accident tectonic saua unor formaţiuni în care au loc pierderi masive de fluid de foraj şicare să ducă la schimbarea programului de construcţie al sondei.

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

110

Page 151: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Probe de sit ă : din 2m în 2m de Ia 1830mpină la talpa sondeiCorole mecanice. Se va luo o corolă me -conica in bazo levantinului, una în boz adacianului şt uno Ia intrarea în meofion.Limitele L/D şi D/P vor fi urmăriteprin probele de sităCarotaj electric. Carotaj electric stan-dard la adîncimea fina/ă. ORR pentruhelveţian si meoiian.M ă sur ă tori de devia ţ ie . Se va măsuradeviat io orientată din WOm in 100 m. Se vaurmări ca sonda să realizeze o deviaţiede *2/n pe direcţia de 308'Dificult ă ţi. Str îngeri de gaură in pan han.

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

etc). Acest miniprogram poate fi în-tocmit şi pentru sondele de referinţăsau de explorare, in special cînd elesînt în subordinea aceluiaşi inginerde foraj.

11.5.2. FIŞE DE REPARAŢIE

Deseori sondele sînt oprite dinproducţie pe o durată de timp maimică sau mai mare. Sînt unele opriride durată mai mică, cunoscute subnumele de intervenţii la sonde, ca-re fac parte din aşa-numita catego-rie a operaţiilor curente (de exem-plu: lucrări de schimbare a instala-ţiilor de fund, uzate, curăţirea per-foraturilor de depuneri de nisip, pa-rafină, fluid de foraj, cimentareaunui interval perforat total sau par-ţial în vederea izolării sursei de apăetc). Opririle de durată mai marefac parte din categoria aşa-numite-lor lucrări capitale ca, de exemplu:resăparea găurii de sondă, de la oanumită adîncime, datorită unor cau-ze tehnice care nu mai dau posibili-tatea ca sonda respectivă să producăîn bune condiţii, sau adîncirea uneisonde, dacă situaţia tehnică a aces-teia permite, pentru unele obiectivece prezintă interes etc. Pentru aces-

te operaţii ca şi pentru retragereasau revenirea la un orizont productiv, cimentarea parţială a unui inter-val şi altele, se întocmesc aşa-numitele fişe de reparaţie.O fişă de reparaţie, în general, cuprinde:

1) istoricul de producţie al sondei respective, de la prima perfora-tură şi pînă la stadiul cînd se face reparaţia respectivă;

2) posibilităţile de producţie, care se prevăd a fi obţinute în urmaprogramului de reparaţie propus;

3) estimarea producţiei care se consideră că va fi obţinută în urmaefectuării programului propus;

4) programul de lucru ce urmează să fie executat;5 echipamentul necesar operaţiei propuse.în fişa de reparaţie se trece şi programul de construcţie al sondei,

înălţimea de cimentare a fiecărei coloane, intervalele perforate, dopu-rile de ciment şi, dacă este cazul, adîncimea unde coloana sau coloanelesint turtite.

Page 152: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

111

Page 153: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Pentru întocmirea unei fişe de reparaţie trebuie să se cunoască po-ziţia izobatică pe structură a sondei respective faţă de sondele vecineîn producţie şi debitul acestora de la intervalul sau intervalele pentrucare se execută reparaţia. Pentru o cît mai bună documentare privindposibilităţile de producţie ce se estimează a fi obţinute prin operaţiunide cimentare parţială a intervalului sau prin operaţiuni de adiţionări,retrageri sau adîncire se impune a se construi o secţiune geologică — ar-monică de carotaje electrice prin zona sondei respective, şi în care săfie inclusă şi sonda respectivă. Pe diagramele carotajelor electrice alesondelor incluse în secţiunea respectivă se trec perforaturile tuturorsondelor şi rezultatele de producţie obţinute, redate sub forma formu-lelor de producţie.

Este recomandabil să fie întocmită o secţiune geologieă-armonicădeoarece astfel se pot pune bine în evidenţă, limitele apă/petrol şipetrol/gaze, sau gaze/apă pentru orizonturile sau complexele care ne in-teresează, tipurile de zăcămînt, eventualele accidente tectonice, precumşi variaţiile de facies, dacă este cazul.

Datorită unei cît mai bune interpretări a posibilităţilor pe care leprezintă zăcămîntul respectiv, prin sonda studiată, operaţiile care se exe-cută pe baza programului de reparaţie prezintă o deosebită importanţăpentru exploatarea zăcămintelor de hidrocarburi. în unele cazuri, în spe-cial pentru zăcămintele vechi, lucrările de reparaţii capitale pot duce ladescoperirea de zăcăminte de hidrocarburi cantonate în orizonturi ne-perforate şi încă neinundate, şi care n-au fost luate în considerare latimpul respectiv.

O atenţie deosebită trebuie acordată tipurilor de capcane, în legăturăcu posibilităţile de a se descoperi noi orizonturi productive, în formaţiu-nile zăcămintelor vechi.

Pentru exemplificări se dau cîteva exemple de fişe de reparaţie, careprivesc diferite cazuri:

— noi posibilităţi de producţie prin efectuarea unei operaţii de retra-gere la un alt complex (anexa 1);

— repunerea în producţie a unor orizonturi şi, în funcţie de rezul-tatele obţinute, propuneri de adiţionări sau retragerii la alte orizonturi(anexa 2);

— izolarea apei sau reducerea procentului de apă cu care produce osondă, prin cimentarea parţială a intervalului perforat (anexa 3);

— cimentarea sub presiune a perforaturilor, în vederea izolării vii-turilor de apă sărată, urmată de reperforarea restului de interval, prinefectuări de probe selective şi repunerea sondei în producţie (anexa 4);

— resăparea unei sonde care are coloana deteriorată şi este situatăîntr-o zonă productivă (anexa 5);

— adîncirea unei sonde a cărei situaţie tehnică permite, pentru unobiectiv care în zona sondei n-a fost încercat, dar s-a dovedit productivîn zone adiacente, ceea ce impune a fi cunoscute posibilităţile obiectivu-lui respectiv şi în zona sondei studiate. în urma unor rezultate bune de

112

Page 154: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

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

11.5.3. FIŞA (MEMORIU) DE ABANDONAREA UNEI SONDE DIN FORAJ SAU DIN EXPLOATARE

Sondele de prospecţiune, explorare sau exploatare pot fi abandonatedin foraj sau din exploatare din cauze de ordin geologic sau tehnic. îngeneral, sînt abandonate din foraj sondele de prospecţiune şi de explo-rare. Cauzele geologice care pot duce la astfel de decizii constau, în ge-neral, în neconcordanţa dintre profilul lito-stratigrafic estimat şi infor-maţiile obţinute prin documentarea geologică din forajul sondelor res-pective. Ca exemple de astfel de neconcordanţe, care duc la abandona-rea unei sonde din foraj, se menţionează:

— prezenţa unui masiv de sare, sau a unui orizont de sare, de gro-sime foarte mare, care în profilul lito-stratigrafic estimat al sondei nuera prevăzut sau, dacă era, avea grosimea mult mai mică. Această situa-ţie schimbă nefavorabil posibilităţile de a fi întîlnit obiectivul pentrucare urma să se foreze sonda;

— prezenţa fundamentului cristalin la adîncimi mici, faţă de estimă-rile făcute, ceea ce face ca formaţiunile în care ar fi fost posibil sauprobabil să se fi întîlnit zăcăminte de hidrocarburi, să lipsească;

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

Funcţie de factorii geologici pot interveni şi unele cazuri tehnice caresă conducă la abandonarea unei sonde din foraj ca, de exemplu: pier-deri catastrofale ale fluidului de foraj, pe intervale foarte mari, şi im-posibilitatea de a fi înlăturate aceste dificultăţi. în prezent însă, numă-rul sondelor abandonate din cauza tehnice, din foraj, este din ce în cemai mic, datorită progresului tehnic în forajul sondelor, ca de altfel şial sondelor oprite din cauze geologice, datorită amplasării acestora nu-mai după o judicioasă interpretare a lucrărilor de prospecţiune. în ceeace priveşte sondele de exploatare, numărul acestora abandonate dinforaj, este foarte mic şi el se datoreşte fie unei variaţii pronunţate defacies şi, ca urmare, nu mai sînt întîlnite rocile colectoare în formaţiu-nea sau formaţiunile geologice care formează obiectul sondei, fie unuiaccident tectonic nesesizat iniţial, caz mai rar întîlnit şi care a plasatsonda într-un bloc tectonic inundat.

în toate cazurile se impune ca, după abandonarea sondelor din foraj,să se întocmească o fişă (memoriu) în care să se arate toată documenta-ţia obţinută în timpul forajului şi interpretarea dată pe baza acesteia.In cazul amplasării de noi locaţii, memoriul respectiv, însoţit de descrie-rea tuturor carotelor mecanice, diagrafiile geofizice executate, a secţiu-nilor geologice cu deviaţia sondei sau sondelor respective şi de un frag-ment de hartă structurală, în situaţia unui zăcămînt în exploatare, seimpune, în vederea reinterpretării zonei respective şi nu puţine au fostsituaţiile cînd următoarele foraje de prospecţiune, explorare sau deexploatare au dat rezultatele scontate.

O sondă poate fi abandonată din exploatare, în cazul cînd nu maisînt posibilităţi de adiţionări sau de retrageri la alte orizonturi produc-

Page 155: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

3 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 113

Page 156: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

tive. înainte de a se hotărî aceasta, se impune întocmirea de secţiunigeologico-armonice de carotaje electrice pe direcţia mai multor sonde,în care să fie cuprinsă şi sonda respectivă cu formulele de producţie,limitele apă/petrol sau petrol/gaze, dacă este cazul, pe complexe sau ori-zonturi, tipurile de zăcământ şi un fragment de hartă de producţie.Această parte grafică poate să scoată uneori în evidenţă, în special încazul zăcămintelor vechi, prezenţa unor intervale neperforate în totali-tatea lor sau chiar a unor strate neluate în considerare, după diagrafiageofizică şi care, în alte sonde, mai jos pe structură, să fie productive.

în cazul cînd nu mai este absolut nici o posibilitate de a fi exploatatăo sondă, se întocmeşte o fişă (memoriu) de abandonare, în care se aratălipsa oricărei posibilităţi de exploatare şi se anexează partea graficămenţionată.

Page 157: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

PARTEA A TREIA

REGIUNILE PETROLIFERE Şl GAZEIFEREDIN ROMÂNIA

Potenţialul de rezerve de petrol, posibil de pus în evidenţă şi de va-lorificat are două componente de bază: prima componentă o formeazărezervele posibile de descoperit în urma lucrărilor de foraj, amplasatepe baza rezultatelor prospecţiunilor geofizice şi, în special, ale celor seis-mice; a doua componentă este reprezentată de rezervele ce urmează a fiobţinute prin tehnologii de exploatare perfecţionate, care să ducă lacreşterea factorului de recuperare.

în legătură cu prima componentă a potenţialului de rezerve de petroltrebuie menţionat că subsolul regiunilor noastre petrolifere este inegalcunoscut la adîncimi mai mari decît 3 500 m şi, ca urmare, în prezent sîntprogramate sonde pentru adîncimi de peste 3 500 m, iar unele chiarpentru adîncimi de peste 6 000—7 000 m (într-un viitor nu prea înde-părtat vor fi programate foraje pentru adîncimi de 10 000 m).

Principala sarcină de creştere a rezervelor de petrol şi de gaze încincinalul actual se fundamentează pe executarea unui foarte mare vo-lum de lucrări de prospecţiuni seismice şi foraje la adîncimi din ceîn ce mai mari şi în condiţii geologice complicate.

Cea de-a doua componentă a potenţialului de petrol impune ca, înafară de metodele convenţionale îmbunătăţite (injecţia de apă cu schim-barea liniilor de curgere, splălarea cu apă după injecţie de gaze, injecţiaciclică de apă), metode în curs de aplicare la 53o/0 din zăcămintele dinţara noastră, cu rezultate satisfăcătoare, să se aplice şi metode noi,dintre care se menţionează:

— injecţia cu abur, aplicată la zăcăminte cu ţiţei vîscos, situate lacirca 850 m adîncime, metodă care a dat rezultate bune pe structurileMoreni, Videle şi Suplacu de Barcău;

— combustia subterană, în curs de extindere în zonele Vidcle-Bălăriaşi Suplacu de Barcău;

— injecţia de apă cu polimeri care a dat rezultate bune la zăcămîn-tul din meoţianul structurii Drăgăeşti;

— dezlocuirea miscibilă cu soluţii micelare, prevăzută a fi aplicatăla un număr mare de zăcăminte;

— injecţia de C02, aplicată în prezent numai la cîteva zăcăminte şiprevăzută a fi extinsă;

— injecţia de substanţe alcaline, tensioactive sau alţi agenţi activicu care s-au obţinut rezultate încurajatoare pe structura Băi coi;

— metodele petrominiere, care se bazează pe drenajul gravitaţionalprin galerii şi sonde subterane ascendente şi descendente, în curs deexperimentare la meoţianul de la mina Sărata Monteoru, la un orizont

Page 158: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

115

Page 159: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

inferior celui exploatat încă din anul 1925. De asemenea, s-au făcut stu-dii în vederea aplicării acestor metode şi la alte zăcăminte vechi, situatela mică adîncime (Moreni, Ochiuri, Buştenari, Berea, Solonţ).

în prezent, metodele de mărire a factorului de recuperare a ţiţeiuluise aplică industrial şi experimental la circa 200 zăcăminte, astfel că s-a obţinut, pe baza aplicării lor, o producţie suplimentara anuala de 1,5 milioane toneţiţei.

De asemenea, o atenţie deosebită se va acorda reactivării unor sondesuspendate sau chiar abandonate, de pe structurile vechi, în urma re-interpretărilor posibilităţilor acestora pe baza informaţiilor obţinute prinforarea unor noi sonde.

Pe o serie de structuri, unele sonde, datorită stării lor tehnice, vorfi înlocuite. O atenţie deosebită se va acorda utilizării intensive a fon-dului de sonde existent şi îmbunătăţirii regimului lor de exploatare. învederea unei cît mai eficiente proiectări a exploatării zăcămintelor, seva acorda toată atenţia studiului tipurilor de capcane şi în special acapcanelor subtile. Pentru o amplasare judicioasă a forajelor de mareadîncime, o atenţie deosebită se va acorda studiului zonelor de acumularesuprapuse prezente în unele unităţi structurate din ţara noastră în cares-au descoperit zăcăminte de hidrocarburi şi a caracterisiticlor acestora.

Din cele prezentate anterior reiese importanţa cunoaşterii repartizăriimarilor unităţi structurale de care sînt legate zăcăminte de hidrocarburi.

Teritoriul ţării noastre se împarte, din punct de vedere geologic, îndouă domenii de unităţi structurale majore şi anume: domeniul cutatşi domeniul platformic (fig. 68).

Din domeniul cutat fac parte: Carpaţii Orientali, Carpaţii Meridionali,Munţii Apuseni şi depresiunile aferente: Depresiunea Precarpatică,Depresiunea (Bazinul) Panonian, Depresiunea (Bazinul) Maramureşuluişi Depresiunea (Bazinul) Transilvaniei.

Din domeniul platformic fac parte: Platforma Moldovenească, Depre-siunea Bîrladului, Promotoriul Nord-Dobrogean, Platforma Moesică şiDobrogea.

Regiunile petrolifere şi gazeifere legate de domeniul cutat sînt si-tuate în: Depresiunea Precarpatică, Bazinul Panonian, Bazinul Maramu-reşului (numai petrol) şi Bazinul Transilvaniei, unde pînă în prezentsînt numai gaze.

în domeniul platformic regiunile petrolifere şi gazeifere sînt situateîn: Platforma Moldovenească, Depresiunea Bîrladului, PromotoriulNord-Dobrogean şi Platforma Moesică.

De dată recentă (1979) a fost descoperit primul zăcămînt de hidro-carburi pe platforma continentală românească a Mării Negre.

12. DEPRESIUNEA PRECARPATICĂ

Depresiunea Precarpatică este cuprinsă între zona cristalino-mezozoicăa lanţului carpatic şi platformele din faţă şi este delimitată la exte-rior de falia pericarpatică de-a lungul căreia formaţiunile cutate aledepresiunii încalecă peste cele de platformă.

116

Page 160: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 68. Unităţile structurale din Romania. cu zăcăminte de hidrocarburi:C.O. — Carpaţii Orientali; E — Eruptiv; CM. — Carpaţii Meridionali; M.A. — Munţii Apu-seni; S.Z.F.C. — Subzona Flişului Cretacic; S.Z.F.P. — Subzona Flişului Paleogen; Z.M. —Zona Miocenă din Moldova; Z.C.D. — Zona Cutelor Diapire; D.G. — Depresiunea Getică;B.P. — Bazinul Panonian; B.T. — Bazinul Transilvaniei; D.M. — Depresiunea Maramure-şului; P.Mo. — Platforma Moldovenească; D.B. — Depresiunea Birladului; P.N.D. — Pro-montoriul Nord-Dobrogean; P.M. — Platforma Moesică.

Drept limită internă a depresiunii este considerată, în Carpaţii Orien-tali, o linie de încălecare de-a lungul căreia flişul carpatic se afundăsub zona cristalino-mezozoică, iar în Carpaţii Meridionali contactul de-vine normal (formaţiunile depresiunii transgradează peste margineazonei cristalino-mezozoice).

Depresiunea Precarpatică este cunoscută, în unele lucrări, şi subnumele de „Avanfosă Carpatică" cu cele două flancuri ale ei, unul internşi altul extern. în fundamentul flancului extern depozitele molasei su-perioare stau peste depozitele mezozoice şi paleozoice de platformă.Se consideră că cele două flancuri sînt delimitate de falia pericarpatică.

Depresiunea Precarpatică cuprinde Zona Flişului (Intern şi Extern)şi Zona Neogenă, ultima incluzînd Zona Miocenă din Moldova, Zona Cu-telor Diapire şi Depresiunea Getică (fig. 68).

12.1. ZONA FLIŞULUI

Zona Flişului situată la est de Zona Cristalino-Mezozoică a Carpaţi-lor Orientali, este formată din depozite cretacice şi paleogene şi are olăţime de circa 25 km la sud de Valea Moldovei şi de circa 70 km înzona Vrancea.

După vîrsta depozitelor din care este formată şi după facies, aceastăzonă se împarte în două subzone: Subzona Flişului Cretatic (Intern) şiSubzona Flişului Paleogen (Extern).

117

Page 161: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.1.1. SUBZONA FUSULUI CRETACIC(INTERN)

Această subzonă este forma-tă din trei unităţi (vest-internă,est-internă şi medio-internă),din care se consideră că ar pre-zenta unele perspective pentruacumulări de hidrocarburi nu-mai unitatea medio-internă, de-limitată în vest de o mare frac-tură şi în est de linia tectonicăAudia.

Depozitele cretacicului infe-rior ale acestei unităţi sînt for-mate din marnocalcare, gresiiFig. 69. Indicaţii de petrol din Subzona Fii- grosiere, şisturi negre bitumi-şul.ui Intern. noase şi gresii glauconitice, iar

cele ale cretacicului superior,din marne şi gresii cenuşii şi marne roşii şi albicioase.

Indicaţiile de petrol din această unitate, numită şi pînza şisturilornegre, care încalecă peste depozitele din faţă, sînt legate de şisturilenegre bituminoase.

Dintre aceste indicaţii de petrol se menţionează cele de la Sadova,Breaza, Pojorîta, Slătioara, Stulpicani, unde au avut loc şi încercări deexploatări dar cu rezultate foarte slabe (fig. 69).

12.1.2. SUBZONA FUSULUI PALEOGEN (EXTERN)

Această subzonă este formată din depozite ce aparţin cretacicului,paleogenului şi miocenului.

Cretacicul formează fundamentul acestei subzone şi este alcătuit, înbază, din şisturi negre şi gresii cu intercalaţii de conglomerate, deasupraurmînd o alternanţă de marnocalcare, gresii, calcare şi calcare grezoasecu intercalaţii de marne vineţii-cenuşii.

Paleogenul este format din paleocen, eocen şi oligocen, care prezintămari variaţii de litofacies, atît pe direcţie longitudinală, cît şi laterală.

Paleocenul este întîlnit fie printr-o alternanţă de gresii cafenii, fieprin marne vineţii-cenuşii, uneori bituminoase.Eocenul este, în general, format din două complexe care, de aseme-nea, prezintă mari variaţii de litofacies şi, în special, complexul inferior.De la interior spre exterior, de-a lungul Carpaţilor Orientali, pînăla Valea Buzăului, s-au separat cinci unităţi (sau subunităţi) stratigrafice:

— unitatea internă sau a gresiei de Tarcău;— unitatea intermediară sau a gresiei de Tazlău;— unitatea marginală internă;— unitatea marginală externă;— unitatea submarginală.în unitatea internă, complexul inferior al eocenului, cunoscut şi sub

numele de orizontul gresiei de Tarcău, format din bancuri groase de circa3 m de gresii calcaroase cenuşii-albăstrui, prezintă, spre interiorul unită-ţii, intercalaţii de marne roşii, iar spre exteriorul unităţii, intercalaţii deorizonturi de conglomerate.

118

Page 162: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

-:<

în unitatea intermediară, complexul inferior este format dintr-o alter-nanţă de bancuri de gresie de Tarcău cu gresii calcaroase, marne cenu-şii-albicioase, calcare cenuşii şi marne cu fucoide. în unităţile marginalinternă şi externă, gresia de Tarcău este înlocuită de calcare şi marno-calcare pentru ca în unitatea submarginală acest complex să conţină şiintercalaţii de conglomerate cu elemente verzi.

Complexul superior al eocenului, în toate cele cinci unităţi, este for-mat din marne verzi şi roşii cu intercalaţii de gresii fin micacee, succe-siune cunoscută sub numele de stratele de Plopu. La partea superioară aacestui complex urmează stratele de Bisericani, complex de marne negreşistoase, micacee, slab nisipoase cu intercalaţii de gresii silicioase.

Oligocenul. în succesiunea oligocenului, de jos în sus, se întîlnescurmătoarele orizonturi:

— gresia de Lucăceşti, de culoare alb-galbenă, uneori marnoasă;— orizontul şisturilor menilitice inferioare format, în ba/ă, din şis-

turi marnoase, slab bituminoase, foioase, pe care sînt schelete şi solzi depeşte (Meletta crenata), iar în spre partea superioară se intercalează me-nilite (roci silicioase, bituminoase, brun-negricioase);

— orizontul marnelor albe bituminoase, de culoare cafenie pe spăr-tură proaspătă şi albă pe suprafeţele de alterare;

— orizontul şisturilor disodilice inferioare, format din şisturi argi-loase-marnoase, negricioase, foarte subţiri, cu rozete de gips, eflorescentede sulfaţi şi schelete şi solzi de peşti şi intercalaţii de gresie de Kliwa.Acest orizont este întîlnit peste orizontul marnelor albe în primele patruunităţi stratigrafice.

în unitatea submarginală, orizontul şisturilor disodilice este invadatde conglomerate cu elemente verzi:

— orizontul gresiei de Kliwa, silicioasă, albicioasă, uneori slab găl-buie, în care sînt intercalaţii de şisturi disodilice, care predomină în par-tea inferioară a orizontului;

— orizontul Suprakliwa;— orizontul şisturilor disodilice superioare;— orizontul şisturilor menilitice superioare;— orizontul de tranziţie.începînd din orizontul menilitelor inferioare şi superioare, al marne-

lor albe bituminoase, al disodilelor inferioare şi superioare, ca şi în ori-yontul de tranziţie sînt orizonturi de gresie. Aceste toate orizonturi nusînt întîlnite pe toate structurile.

O succesiune a acestor orizonturi, aproape completă, este întîlnită pestructura Modîrzău (fig. 70).

Grosimea acestor orizonturi variază chiar pe aceeaşi structură, cumeste cazul structurii Gropile lui Zaharache, unde grosimea gresiei deLucăceşti este de 25—30 m, grosimea orizonturilor marnelor albe bitu-minoase şi a menilitelor inferioare variază între 20 şi 80 m, grosimeaorizontului şisturilor disodilice inferioare variază între 30 şi 100 m, iarcea a orizontului gresiei de Kliwa, cu cele trei complexe (K I( Kn şi Km),între 200 şi 350 m. Orizonturile şisturilor disodilice şi menilitice supe-rioare însumează o grosime de circa 70 m, care pe unele structuri atingechiar 120 m.

în ceea ce priveşte orizontul Suprakliwa, pe structurile unde este în-tîlnit, are o grosime ce variază între 40 şi 80 m, iar orizontul de tranziţie,o grosime de circa 50 m.

119

Page 163: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Sînt structuri, aşa cum s-a menţionat, pecare lipsesc unele orizonturi ca, de exemplu:pe structura Toporu-Chilii orizontul gresieide Lucăceşti, al marnelor albe bituminoase,al disodilelor inferioare şi, parţial, orizontulde tranziţie.

Miocenul este întîlnit sub forma de de-pozite cu sare, marne, argile, gresii, anhidritşi, uneori, gipsuri.

Ini Subzona Flişului Paleogen, din punctde vedere tectonic, se separă două unităţi:unitatea (pînza) de Tarcău sau medio-margi-nală, de care sînt legate zăcăminte de hidro-carburi şi care, de-a lungul unei linii tecto-nice, încalecă peste cea de-a doua unitate,unitatea (pînza) marginală (externă) sau au-tohton, de care aparţin cele mai importantezăcăminte de hidrocarburi şi aceasta, la rîn-dul ei, ia contact cu depresiunea din faţaCarpaţilor Orientali, tot de-a lungul unei li-nii de încălecare.

în pînza medio-marginală se întîlnesctoate tipurile de cute: cute anticlinale sime-trice, cute anticlinale asimetrice, cute falii.

în ansamblul ei, unitatea marginală seprezintă ca un anticlinorium, format din cuteanticlinale şi cute-solzi, deversate de la vestcătre est.

12.1.2.1. Condiţiile de formare a zăcămintelorde hidrocarburi

Rocile-mamă sînt reprezentate prin şistu-rile menilitice, şisturile disodilice şi marnelealbe bituminoase.

Rocile rezervor sînt reprezentate prin gresia de Lucăceşti, gresia deKliwa, gresia din orizontul de tranziţie, Suprakliwa, gresiile intercalateîn orizontul marnelor albe bituminoase, al menilitelor inferioare şi supe-rioare şi al disodilelor inferioare şi superioare. în afară de oligocen, peunele structuri (Leorda, Comăneşti-Podei, Dărmăneşti, Păcuriţa) s-au do-vedit bune roci rezervor şi gresia de Tarcău din eocen şi nisipurile şigresiile din sarmaţianul bazinului post-tectonic Comăneşti.

Rocile protectoare sînt reprezentate fie de depozitele din pînza me-dio-marginală, care protejează zăcămintele din oligocenul unităţii externe,fie, pe unele structuri, de miocenul cu sare sau de zona asfaltizată a gre-siei de Kliwa ce apare la suprafaţă, ca la Solonţ—Stăneşti. Zăcăminteledin oligocen sînt, în general, stratiforme boltite cu trecere spre masive,limita petrol-apă fiind tabulară.

în general structurile sînt legate de cute solzi (Ghelinţa, Lepşa, Slă-nic-Băi, Dofteana-Bogata, Dofteniţa, Cerdac, Geamăna, Zemeş-Cilioaia şi

120

Scor o 1 5 000

Fig. 70. Profilul electric tip oli-gocen — Modîrzău.

Page 164: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

altele), dar sînt şi unele structuri legate de cute anticlinale simetrice(Uture-Moineşti oraş, Cucuieţi, Mihoc şi altele), de cute anticlinale asi-metrice (Gropile lui Zaharache, Chilii-Vest, Arşiţa, Frumoasa, Slănic-Fe-răstrău, sau de brachianticlinale (Tazlăul Mare).

12.1.2.2. Aliniamente structurale (zone de acumulare)

Structurile se pot grupa pe o serie de aliniamente, dispuse în general.pe direcţia N—S (fig. 71), şi de care sînt legate zone de acumulare. încadrul acestor aliniamente sînt caracterizate o serie de structuri.

Fig. 71, Structurile gazeifere şi petro-gazeifere din Subzona FlişuluiPaleogen şi Zona Miocenă din Moldova:

l — Geamăna; 2 — Gropile lui Zaharache; 3 — Chilii-Vest; 4 — Taşbuga;5 — Taşbuga-Sud; 6 — Chilii-Est; 7 — Cilioaia-Vest: 8 — Zemeş; 9 — Moi-neştl-Vest; 10 — Leorda; 11 — Comăneşti; 12 — Arşiţa; 13 — Foaie—Tazlău—Mo-dirzău—Piatra-Crăpată—Moineşti; 14 — Văsieşti- Vest; 15 — Dărmâneşti; 16 — Fru-moasa; 17 — Solonţ—Uture-Moineşti—Oraş; ÎS — Văşiesti-Est; 19 — Tazlăul Mare;20 — Mihoc; 21 — Cucuieţi; 22 — Dofteniţa; 23 — Slânic Băi; 24 — Nineasa;25 — Păcuriţa; 26 — Cerdac-Vest; 27 — Cerdac-Centru; 28 — Lepşa; 29 — Cer-dac-Est; 30 — Larga; 31 — Doftana; 22 — Slănic: 33 — Fierăstrău; 34 — Ghe-linţa; 35 — Cîmpeni-Vest; 36 — Cîmpeni; 37 — Tescani; 38 — Caşin; 39 — Cîmpuri.

121

Page 165: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Aliniamentul I: Geamăna.Structura Geamăna (fig. 72) este o cută-solz, foarte compartimentată.

Unele sonde amplasate pe unitatea medio-marginală traversează mioce-nul cu sare, apoi oligocenul, după care intră în eocenul unităţii externe.Zăcămintele de petrol sînt cantonate în eocen, gresia de Kliwa, complexulSuprakliwa şi orizontul de tranziţie.

Aliniamentul II: ChelinţaAliniamentul III: Gropile lui Zaharache — Chilii Vest-Taşbuga.Structura Chilii-Vest este un anticlinal foarte compartimentat, care,

de-a lungul unui accident tectonic longitudinal, încalecă cuta Toporu.Acumulările de petrol sînt în gresia de Lucăceşti, în gresiile intercalateîn orizontul marnelor albe bituminoase, în gresia de Kliwa şi în orizontulde tranziţie (fig. 73).

Structura Taşbuga pare a fi legată de cute solzi suprapuse cu o tec-tonică foarte complicată şi care încalecă oligocenul de la Cilioaia-Vest şioligocenul de la Zemeş. Sînt zăcăminte de petrol în gresia de Kliwa şi înorizontul de tranziţie (fig. 74).

& Bis

Fig. 72. Secţiune geologică prin structura Geamăna.

122

Page 166: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 74. Secţiune geologică prin structura Tasbuga

Page 167: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi
Page 168: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Aliniamentul IV: Chilii—Toporu—Cilioaia-Vest—Doftăniţa—Slănic-Băi.

Aliniamentul V: Fruntea Comanului—Zemeş—Moineşti-Vest—Leor-da—Comăneşti.

Structura Zemeş. Deasupra orizontului breciei tectonice s-a pus înevidenţă un solz care corespunde cutei solz faliate Cilioaia Est şi sub ori-zontul brecciei tectonice s-a pus în evidenţă un alt solz faliat care cores-punde structurii Zemeş. Zăcăminte de petrol sînt în gresia de Kliwa şiorizontul de tranziţie (fig. 75).

Aliniamentul VI: Arşiţa—Foaie—Tazlău—Modîrzău—Moineşti—Văsi-eşti-Vest — Dărmăneşti — Nineasa.

Structura Arşiţa este o cută asimetrică, cu flancul estic foarte com-partimentat, iar flancul vestic încălecat, de-a lungul brecciei, de struc-tura Chillii. Se exploatează gresia de Kliwa, complexul Suprakliwa şi ori-zontul de tranziţie, în care sînt zăcăminte de petrol (fig. 76).

Structura Tazlău este legată de o cută solz, faliată, deversată spre estşi se exploatează, ca şi la Moineşti, gresia de Lucăceşti, gresiile din ori-zontul menilitclor inferioare, al marnelor albe bituminoase, gresia deKliwa, complexul Suprakliwa şi orizontul de tranziţie (v. fig. 75).

Structura Moineşti, de asemenea, este legată de o cută solz deversatăde la vest la est, iar acumularea de la Moineşti-Oraş, de o cută anticli-nală faliată, cu flancul vestic scufundat (fig. 77).

La Moineşti sînt zăcăminte de petrol în gresia de Lucăceşti, gresia deKliwa, gresia de tranziţie şi sarmaţian.

Structura Dărmăneşti. Peste eocenul de Tarcău, faliat şi flancat destratele de Plopu, gresia de Lucăceşti, marnele albe bituminoase, disodi-lele inferioare si gresia de Kliwa, urmează discordant sarmaţianul (fig. 78).Sînt zăcăminte de petrol în sarmaţian, eocen şi gresia de Kliwa.

Structura Nineasa este o cută solz, slab deversată spre est cu zăcă-minte de petrol în orizontul de tranziţie (fig. 79).

Aliniamentul VII: Frumoasa—Solonţ—Uture—Piatra Crăpată—Moi-neşti-Oraş — Văsieşti-Est — Păcuriţa — Cerdac-Vest — Cerdac-Cen-tru — Lcpşa.

Structura Frumoasa este un anticlinal asimetric faliat, cu flancul esticmult mai scufundat. Orizonturile Kliwa şi Suprakliwa formează un sin-gur complex din care se exploatează petrol, ca şi din orizontul de tran-ziţie (fig. 80).

Aliniamentul VIII: Tazlăul Mare.Structura Tazlăul Mare se prezintă sub forma unui brachianticlinal

larg, faliat pe ambele flancuri. Pe această structură sînt zăcăminte degaze în toate complexele de pe intervalul stratigrafie care cuprinde gre-sia de Lucăceşti, gresia de Kliwa şi gresiile din orizonturile disociilelorsuperioare şi din orizontul de tranziţie (fig. 81).

Aliniamentul IX: Mihoc—Cucuieţi.Structura Mihoc este legată de o cută anticlinală cu flancul estic mult

mai scufundat de-a lungul unui accident tectonic. Zăcăminte de petrolsînt în gresia de Kliwa şi gaze în orizontul de tranziţie (fig. 82).

Aliniamentul X: Cerdac-Est.Aliniamentul XI: Larga—Dofteana—Slănic—Fierăstrău.Structura Larga se caracterizează printr-o serie de solzi deversaţi de

la vest către est. Zăcămintele de petrol sînt cantonate în gresia de Kliwaşi Suprakliwa (fig. 83).

124

Page 169: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

125

Page 170: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 76. Secţiune geologică prin structura Arşiţa.

Page 171: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

127

Page 172: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 78. Secţiune geologică prin structura Dărmăneşti.

Page 173: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Eo Bis

Fig. 79. Secţiunea geologică prin structura Nineasa.

\1NV est

Fig. 80. Secţiune geologică prin structura Frumoasa.

129

Page 174: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 81. Secţiune geologică prin structuraTazlăul Mare.

Fig. 82. Secţiune geologică prin structura Mihoc.

Page 175: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 83. Secţiune geologică prin structura Larga.

Page 176: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 84. Secţiune geologică prin structura Dofteana.131

Page 177: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 85. Secţiune geologică prinstructura Slănic.

Structura Dofteana este o cută anticli-nală cu flancul vestic foarte faliat de faliitransversale şi longitudinale şi care în-calecă peste solzul Bogata. Zăcăminte depetrol sint în intervalul stratigrafie carecuprinde orizontul gresiei de Lucăceşti,orizontul gresiei de Kliwa şi orizontul detranziţie (fig. 84).

Structura Slănic este o cută-solz, cuflancul estic încălecat de cel vestic, şi încare n-au fost traversate toate orizontu-rile oligocenului. Zăcămintele de petrolsînt cantonate în orizontul de tranziţie(fig. 85).

Structura Fierăstrău este o cută anti-clinală faliată pe ambele flancuri şi cuorizonturile oligocenului într-o succesiune

Page 178: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 86. Secţiune geologică prin structura Fierăstrău.

132

Page 179: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

aproape completă. Zăcăminte de petrol sînt în gresia de Kliwa şi Supra-kliwa, care formează un singur orizont şi în orizontul de tranziţie(fig. 86).

Structuri petrolifere au fost descoperite şi în bazinul post-tectonicComăneşti unde, peste paleogen, format din orizontul gresiei de Tarcău,în bază, şi din orizontul stratelor de Plopu, la partea superioară, ur-mează oligocenul şi, discordant, sarmaţianul şi meoţianul. în afară deeocen şi oligocen sînt zăcăminte de petrol şi în sarmaţian pe structurile:Moineşti, Leorda, Comăneşti, Podeiu, Dărmăneşti.

12.1.2.3. Dificultăţi în foraj

Dintre dificultăţile care pot fi întîlnite în forajul sondelor atît înunitatea medio-marginală, cit şi în unitatea marginală se menţionează:

— pierderi de circulaţie la suprafaţă, care au loc în eocen şi oligo-cen cînd acestea sînt formate din gresii fisurate. Pierderile sînt combă-tute cu materiale de blocare şi cimentări repetate cu ciment uşor, dupăcare intervalul respectiv se închide prin tubarea unei coloane de ancoraj;

— strîngeri şi dărîmări de găuri de sondă în eocen şi senonian, îndreptul zonelor argiloase (de multe ori brecifiate), precum şi contaminăriale fluidului de foraj cu calcit. Aceste dificultăţi pot fi înlăturate prinmărirea densităţii fluidului de foraj şi prin tratamente pentru anihilareaionului de calciu;

. — pierderi de fluid de foraj în gresia de Tarcău (Taşbuga, Chilii-Vest)sau viituri de apă dulce (Geamăna-Nord);

— dărîmări şi ocniri ale pereţilor găurii de sondă, pe unele structuri,la traversarea miocenuiui cu sare. Fluidele de foraj se mineralizează pro-vocînd dificultăţi în formaţiunile geologice ce urmează a fi traversate(strîngeri de gaură, prinderi de garnitură). în general, aceste dificul-tăţi sînt eliminate prin închiderea miocenuiui cu sare cu o coloană in-termediară şi înlocuirea fluidului de foraj mineralizat cu fluide nemino-ralizate, după care se continuă forajul;

— oligocenul provoacă dificultăţi la traversare, prin pierderi do fluidde foraj (mai ales pe structurile depletate) şi prin gazeificări ale aces-tuia, în zonele cu gresii ale oligocenului există pericolul prinderii gar-niturii de foraj prin lipire, atunci cînd densitatea fluidului de foraj de-păşeşte 1,25 kg/dm3. Cînd se interceptează oligocenul în zonă inundată,sub presiune, au loc viituri de apă sărată;

— la traversarea eocenului, în calcarele de Doamna se produc difi-cultăţi în timpul forajului, datorită viiturilor de apă sărată, gazeificăriifluidului de foraj, precum şi eventualelor pierderi ale fluidului de fo-raj. Pentru traversarea eocenului se utilizează fluide grele, cu densitateapînă la 1,8 kg/dm3, în funcţie de structură.

De asemenea, una din dificultăţile de foraj care se întîlneşto, în spe-cial, în zona flişului, este aceea a necesităţii forajului dirijat, impusă dedouă cauze principale şi anume:

— tendinţa normală de deviere a găurii de sondă, ca urmare a al-ternanţei mari a stratelor şi a înclinării mari a acestora, ajungînd une-ori pînă la 60—70°. Tendinţa de înclinare a acestora are un pronunţatcaracter de direcţie nord-est;

133

Page 180: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— morfologia terenului fiind foarte complicată, este imposibil să seamplaseze locaţiile în poziţii sud-vestice, faţă de poziţia de talpă, pen-tru a se fora pe tendinţa naturală de deviere.

Deoarece poziţia de talpă a sondelor este impusă de gabaritul de fund,majoritatea sondelor se forează dirijat cu turbina, cu restricţii de apăsare,fapt care conduce la micşorarea vitezelor de foraj, respectiv la mărireatimpului de săpare a sondelor.

12.1.2.4. Dificultăţi în extracţie

Dintre dificultăţile ce pot fi întîlnite în timpul extracţiei se menţio-nează:

— ruperea prăjinilor de pompare datorită înclinării mari a găurilorde sondă, cu schimbări de azimut (situaţie întîlnită pe majoritateastructurilor);

— depuneri de nisip (Zemeş, Moineşti-Oraş, Dărmăneşti);— blocarea stratelor după fisurare (Gropile lui Zaharache, Chilii-Vest,

Zemeş, Mihoc);— punerea în producţie a multor sonde se face greu, datorită blo-

cării stratului productiv cu fluid de foraj.

12.1.2.5. Perspective de noi zăcăminte

Zcna de prim interes este Ghelinţa—Comandau şi, de asemenea, pre-zintă interes zona Asău unde s-a descoperit şi pus în exploatare recentun zăcămînt la adîncimea de 5 300 m, cît şi investigarea în continuarea paleogenului şi eventual a altor formaţiuni mai vechi din toată sub-zona externă.

în tabelul 9 se dau structurile şi formaţiunile geologice productivedin subzona externă a flişului din Moldova.

12.1.3. ZONA FLIŞULUI DIN MUNTENIA

De la Valea Buzăului spre vest, cretacicul subzonei interne a flişu-lui prezintă variaţii de litofacies, el fiind caracterizat printr-o alternanţăde marnocalcare, marne cenuşii, care în mare parte sînt înlocuite demarne roşii, iar subzona externă a flişului se fragmentează în două marianticlinale ce formează Pintenul de Homorîciu, situat la interior, şi Pin-tenul de Văleni, situat la exterior. Aceşti pinteni se afundă sub cuver-tura neogenă şi prin cîteva apariţii sporadice mai pot fi urmăriţi pînăla vest de Valea Dîmboviţei.

Depozitele neogene pătrund şi între aceste două anticlinale formîndsinclinalul (cuveta) de Slănic, la nord de Pintenul de Homorîciu, şi sin-clinalul (cuveta) de Drajna, între cei doi pinteni.

De la Valea Buzăului spre vest, din cele cinci unităţi stratigraficeseparate de-a lungul Carpaţilor Orientali d in Moldova, din eocen esteîntîlnită numai unitatea internă, a gresiei de Tarcău, eu trei faciesuri:

— faciesul de nord (faciesul de Şotrile), format dintr-o alternanţăde marne albicioase cu gresii calcaroase şi calcare;

— faciesul median (din Pintenul de Homorîciu), format din bancurigroase de gresie de Tarcău cu intercalaţii de argile negricioase şimarne cenuşii;

134

Page 181: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 9

Structurile şi formaţiunile geologice productive din subzona externă a flişuluidin Moldova

^^^^ Formaţiunea^^ productivă

Structura '^\.

0

iCB

Ic

1 Eoc

en

Gre

sia

deL

ucâc

eşti

Men

ilit

ein

feri

oare

Mar

ne a

lbe

bitu

min

oase

Dis

odil

ein

feri

oare

Gre

sie

deK

liw

a

Com

plex

ulsu

pra

Kli

wa

Dis

odil

esu

peri

oare

Men

ilit

esu

peri

oare

Ori-zon-tuldetran-ziţie

2 3 4 5 6 7 8 9 10 li

Geamăna • • • •Gropile lui Zaharache • • •Chilii-Vest • • •

Taşbuga • •Toporu—Cliilii • •Frumoasa • • •Zemes—Cilioaia •Arşiţa

# s •

Foaie—Tazlău—Modîrzău—Piatra Crăpaţii—Moineşti

• •(Tarcau.)

• • • • •

Tazlăul Mare <* # # #Cucuieţi ~««r •Mihoc ----- •Uture—Moinesti-Oraş • •Solonţ—Stăneşti ----- •Comăneşti—Podei •

• •Leorda •

•Dărmăneşti •Nineasa •Dofteniţa •Slănic-Băi •Văsiesti • • • •Păcuriţa • •

Larga • ---- •Dofteana—Bogata • • • •Slănic—Ferăstrău • •Cerdac • •Lepşa •Ghelinţa •Ojdula •

135

Page 182: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— faciesul de sud (din Pintenul de Văleni) format dintr-o alternanţăde gresii, marne şi argile negricioase.

Oligocenul de la "Valea Buzăului spre est este întîlnit sub două facie-suri şi anume: faciesul de Pucioasa, în Pintenul de Homorîciu şi facie-sul gresiei de Kliwa, în Pintenul de Văleni.

Oligocenul din Pintenul de Homorîciu este format, de jos în sus, dinurmătoarele orizonturi:

— orizontul menilitelor inferioare;— orizontul şisturilor disodilice inferioare;— orizontul stratelor de Pucioasa, cel mai dezvoltat, format din-

tr-o alternanţă de marne, argile cenuşii şi gresii calcaroase grosiere (gre-sia de Fusaru) în care sînt şi intercalaţii de marne şi calcare sideritice;

— orizontul stratelor de Vineţişu, format dintr-o alternanţă de mar-ne şi gresii calcaroase compacte;

— orizontul menilitelor şi disodilelor superioare.Oligocenul din Pintenul de Văleni este format de jos în sus din:— orizontul menilitelor inferioare;— orizontul şisturilor disodilice inferioare;— orizontul gresiei de Kliwa inferioară (alternanţă de gresii de Kli-

wa şi şisturi disodilice cu marne argiloase de tip Pucioasa);— orizontul gresiei de Kliwa superioară (gresia de Buştenari), for-

mat din strate de gresie de Kliwa, slab cimentată şi şisturi disodilice;— orizontul şisturilor menilitice superioare şi al diatomitelor, for-

mat din şisturi disodilice, diatomite şi intercalaţii de menilite.Condiţiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi sînt:Pentru cretacic aceste condiţii sînt realizate de prezenţa rocilor-mamă,

rezervor şi protectoare ca şi a unei capcane.Roca-mamă este reprezentată prin şisturile argiloase negre.Roca-rezervor este alcătută din gresii calcaroase şi calcare grezoase.Roca-protectoare este reprezentată prin intercalaţiile de marne ce-

nuşii.Pentru eocenul din Pintenul de Homorîciu, prezent prin facies me-

dian, aceste condiţii sînt realizate de:— roca-mamă, reprezentată de argilele negricioase:— roca-rezervor, reprezentată prin gresia de Tarcău;— roca-protectoare reprezentată prin toate intercalaţiile de marne

cenuşii.Pentru eocenul din Pintenul de Văleni condiţiile de formarea zăcă-

mintelor de hidrocarburi sînt realizate de:— roca-mamă, prin argilele negricioase;— roca-rezervor, prin gresii;— roca protectoare, prin marne.Pentru oligocenul din Pintenul de Homorîciu:— roca-mamă este reprezentată prin şisturile menilitice şi disodilice

superioare şi inferioare;— roca-rezervor este reprezentată prin gresia de Fusaru;— roca-protectoare este reprezentată prin orizontul stratelor de Vi-

neţişu şi prin marnele din stratele de Pucioasa.Pentru oligocenul din Pintenul de Văleni:— rocile-mamă sînt reprezentate prin şisturile menilitice şi disodi-

lice inferioare şi superioare;

136

Page 183: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 87. Structurile petro-gazeifere şi gazeifere din pintenul de Homo-rîciu, de Văleni, Cuveta de Drajna şi de la contactul zonei miopliocene

cu Pintenul de Văleni:1 — Izvoarele; 2 — Poseşti; 3 — Cărbuneşti; 4 — Surani; 5 — Predeal—Sărari;6 — Opăriţi; 7 — Copăceni; 8 — Cosminele; 9 — Buştenari; 10 — Vîrful Dră-

gănesei; 11, 12 — Vîrfuri-Vişineşti; 13 — Vulcana; 14 — Stîrmini.

— rocile rezervor sînt reprezentate prin gresia de Kliwa inferioarăşi superioară precum şi prin nisipurile şi gresiile lenticulare din stra-tele de Podul Morii;

— rocile protectoare sînt reprezentate prin marnele din stratele dePodul Morii şi prin orizontul de diatomite.

S-au obţinut unele rezultate de producţie de gaze şi petrol din cîtevastructuri de dimensiuni mici (fig. 87), atît din eocenul Pintenului de Homo-rîciu, cît şi din oligocenul Pintenului de Văleni. De asemenea, s-au dove-dit productive şi helveţianul şi meoţianul din cuvertura neogenă. în afarăde rezultatele obţinute din zona celor doi pinteni, s-au obţinut rezultatede producţie de petrol din meoţian pe structura Poseşti, care este un mo-noclin faliat, format din pliocenul cuvetei de Drajna (fig. 88). StructurileCosminele Stîrmini, Vîrfuri-Vişineşti şi Cătiaşu se prezintă sub forma unor

137

Fig. 88. Secţiune geologică prin structura Poseşti.

Page 184: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 89. Secţiune geologică prinstructura Cosminele.

Om ±

m -i

Page 185: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 90. Secţiune geolo-gică prin structura Iz-

voarele.

cute anticlinale faliate (fig. 89), iar structura Izvoarele se prezintă ca unmonclin (fig. 90).

în tabelul 10 se dau structurile şi formaţiunile geologice productivedin Pintenul de Homorîciu, Cuveta de Drajna şi Pintenul de Văleni.

Tabelul 10

Structurile şi formaţiunile geologice productive din Pintenul de Homorîciu,Cuveta de Drajna şi Pintenul de Văleni

Pintenul de Homorîciu Cuveta deDrajna

Pintenul de Văleni

Structura Izvoa-re

Că-tiaşu

Vâr-furi

Stîr-mini Vul-

canaPoseşti Cosminele Buştenari

Formaţiu-nea pro-

Eocen Eocen•(în-chi-să)

Eocen•

Eocen Eocen Meoţian•

Oligocen•

Heiveţian•

Oligocen•

Meoţian•Heiveţian•Oligocen•

12.2. ZONA MIOCENÂ DIN MOLDOVA

Această zonă este situată între zona flişului Carpaţilor Orientali şi faliapericarpatică. Peste fundamentul acestei zone, format în oligocen, ur-mează miocenul, iar de la Valea Trotuşului se adaugă şi pliocenul, re-prezentat prin toate cele patru etaje şi avînd, în general, aceleaşi ca-ractere litologice ca şi depozitele pliocene din Zona Cutelor Diapire.

în tabelul 11 se prezintă profilul lito-stratigrafic sumar al depozitelormiocene din această zonă.

138

Page 186: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 11

Profilul lito-stratigrafic al depozitelor miocene din Zona Miocenâ din Moldova

Etaj Subetaj Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Sarma-ţian Chersonian

Bassarabian

Volhinian

Calcare lumachelice.Calcare colitice şi lumachelice cu intercalaţii de con-glomerate şi gresii.Marne cu intercalaţii sau alternanţă cu gresii cu tro-vanţi sau gresii colitice.

Buglovian Marne cu intercalaţii subţiri de şisturi argiloase bitu-minoase; gresii slab consolidate şi nisipuri (stratelede Andreiaşu).

Tortonian Orizontul marnelor cu Spirialis. Orizontul şisturilor curadiolari. Orizontul breciei sării. Orizontul marnelortufacee cu globigerine si al tufurilor în care sînt in-tercalate gresii calcaroase (gresii de Răchitaşu).

Helveţian Marne cenuşii cu intercalaţii de gipsuri, tufuri daci-tice şi uneori nisipuri sau strate subţiri de gresii(stratele de Cîmpeni).Gresii şi nisipuri cu intercalaţii de marne roşii (stra-tele de Tescani).

Burdigalian Conglomerate de Pleşu şi de Pietricica, în care pre-domină elemente de şisturi verzi de tip dobrogean,subordonat conţinînd şi elemente de tip carpatic, ar-coze, gnaise etc.

Acvitanian Marne şi argile verzi, cu intercalaţii de gresii verzicalcaroase şi gipsuri. '

Fundamentul este format din oligocen, care se cunoaşte în unele zoneca de exemplu: anticlinalui Pleşu, unde este prezent prin marnele albe bi-tuminoase, anticlinalui Pietricica, unde apar menilitele, la Ciortea undeapare gresia de Kliwa invadată de conglomerate cu elemente verzi.

între marginea externă a flişului (în vest) şi falia pericarpatică (în est),în depozitele miocene au fost puse în evidenţă o serie de cute anticlinalefaliate, brachianticlinale, monoclinale, separate de sinclinale largi.

12.2.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă sînt prezente prin şisturile menilitice şi disodilice din oli-gocen, intercalaţiile pelitice din helveţian, buglovian şi sarmaţian şi şistu-rile cu radiolari din tortonian.

Rocile-rezervor sînt întîlnite în oligocen (gresia de Kliwa) în helve-ţian (nisipuri şi gresii — stratele de Tescani), în buglovian (nisipuri şigresii — stratele de Andreiaşu) şi sarmaţian (nisipuri şi gresii).

139

Page 187: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 91. Secţiune geologică prin structura Cîmpeni.

Page 188: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Rocile protectoare sînt formate de toate intercalaţiile impermeabile dinoligocen, helveţian, buglovian şi sarmaţian.

Tipul zăcămintelor: stratiforme, boltite, compartimentate, stratiformeecranate tectonic şi stratigrafie.

Pînă în prezent au fost puse în evi-denţă zăcăminte de hidrocarburi (în oli-gocen, helveţian, buglovian şi sarmaţian)la nord de Valea Trotuşului, pe cutele an-ticlinale faliate Cîmpeni (fig. 91) şi Cîm-peni-Vest, şi pe branchianticlinalul faliatTescani (fig. 92), iar la sud de Valea Tro-tuşului, pe monoclinalul Caşin şi pe cutafaliată Cîmpuri-Vizantea.

în tabelul 12 se dau structurile şi for-maţiunile geologice productive din zonamiocenă din Moldova.

12.2 2. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

In helveţian au loc strîngeri şi dărîmăride gaură, iar în zonele depletate au locpierderi de fluid de foraj.

în burdigalian au loc lipiri ale garni-turii de foraj în dreptul zonelor grezoasela densităţi ale fluidelor de foraj mai maridecît 1,23 kg/dm3 şi din cauza forabili-tăţii reduse ce are loc în acest etaj se pro-duce îmbătrînirea găurii de sondă.

140

Fig. 92. Secţiune geologică prinstructura Tescani.

Page 189: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 12

Structurile şi formaţiunile geologice productive din Zona Miocenă

N. Formaţiunea>v productivăStructura ^^\^^

Oligocen Helvetian Buglovian Sarma; lan

Cîmpeni •

Cimpeni-Vest •

Tescani • •

Caşin •

Cîmpuri—Vizantea •

12.2.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Prim interes prezintă de a fi investigate, în continuare, depozitele mio-cene (helvetian, buglovian, sarmaţian) în perspectiva descoperirii de noizăcăminte, cît şi oligocenul.

12.3. ZONA CUTELOR DIAPIRE

Această zonă, situată în faţa Carpaţilor Orientali şi cunoscută şi subnumele de Zona Miopliocenă, este cuprinsă între Valea Slănicului deBuzău şi Valea Dîmboviţei şi după datele obţinute prin foraje, ea încalecăde-a lungul faliei pericarpatice Platforma Moesică, din faţă, datorită ac-ţiunii de subîmpingere spre nord a acesteia. Această zonă se reazemă cuflancul nordic pe Zona Flişului Paleogen şi cu flancul sudic pe PlatformaMoesică. Intre Valea Slănicului de Buzău şi Valea Cricovului Sărat, res-pectiv în partea de est a zonei miopliocene, sînt cute-falii deversate spresud sau chiar spre nord şi în axul lor apar lame de sare sau diapire, darnumai în zona de la vest de Cricovul Sărat se întîlnesc cute diapire tipice.

în sens strict, Zona Cutelor Diapire este cuprinsă între Valea Crico-vul Sărat, în est, Valea Dîmboviţei, în vest, cei doi pinteni, de Văleni şiHomorîciu, în nord, şi falia pericarpatică, de pe direcţia Mizil, Gura Şuţii,Nord-Găieşti în sud. Diapirismul a fost denumit, explicat şi definit pentruprima dată în ţara noastră de L. Mrazec (1915). Această zonă este umplu-tă cu depozite miocene şi pliocene ce au ca substrat depozite paleogene(:ab. 13). Ca urmare a subîmpingerii Platformei Moesice sub Zona Mio-pliocenă, sondele din apropierea contactului Platformei Moesice cu ZonaM:o-Pliocenă au întîlnit şi depozite mai vechi, mezozoice şi paleozoice,de platformă.

141

Page 190: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 13

Page 191: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Profilul lito-stratigrafic din Zona Cutelor Diapire

Page 192: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Seria,etaj

Scurta caracterizare din punctde vedere litologic Observaţii

Page 193: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Levantin Pietrişuri, nisipuri şi gresiislab cimentate cu intercalaţiide marne.

Page 194: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Dacian

Nisipuri, gresii slab cimenta-te cu intercalaţii de marne ce-nuşii-vineţii, albăstrui, nisi-poase, fin micacee, argile slabnisipoase şi orizonturi de lig-nit, variabile ca număr şi gro-sime. La partea superioarăsînt prezente intercalaţii denisipuri grosiere, iar la parteainferioară predomină nisipurifine.

S-a dovedit, în general, pro-ductiv de petrol, pe structurileunde a fost străbătut de sare(Ţintea—Băicoi, Moreni—GuraOcniţei, Ochiuri), în timp cepe structurile unde sarea arămas la nivele inferioare, submeoţian (Ariceşti, Mărgineni,Grăjdana, Finta, Măneşti-Vlă-deni, Gheboaia ş.a.) s-a do-vedit productiv de gaze, ex-cepţie făcînd de la aceastadacianul din blocul centralal structurii Bucşani undeproduce petrol. Pe unelestructuri, unde dacianul a fostgăsit productiv, a fost sepa-rat, în bază, complexul Dră-der, deasupra acestuia comple-xul Moreni, iar restul com-plexelor productive au fostcuprinse în aşa-numitul com-plex „Dacian nedivizat" (Ţin-tea-Băicoi). In dacianul struc-turii Moreni, dovedit foartebun productiv, s-au separat dejos în sus următoarele com-plexe: Drăder, Moreni, DacianIntermediar, Gross şi Daciansuperior.Drăderul de pe flancul sudical structurii Moreni a fostîmpărţit în trei orizonturi.

Page 195: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Ponţian

Marne argiloase, marne vine-ţii-albăstrui, aschioase şi une-ori intercalaţii de nisipuri.

Se cunosc intercalaţii de ni-sipuri pe linia diapirismul re-vărsat şi pe linia diapirismulprofund (criptodiapir), (Păcu-reţi, Măgurele, Plopeasa, Băr-buncesti, Podenii Vechi).

Page 196: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Meoţian

Orizontul superior este formatdin marne fin nisipoase, finmicacee, nisipuri şi gresii cal-caroase, fin micacee, uneorigresii slab conglomeratice. Ori-

Acest etaj geologic ca şi dealtfel dacianul a format şiformează un obiectiv impor-tant în exploatare în aceastăzonă. Meoţianul în partea deest, la Berea, are o grosimede circa 700 m şi cuprindedouă complexe M I şi M II.iar mai spre vest, la Boldeşti,ajunge la circa 350 m gro-

Page 197: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

142

Page 198: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 13 (continuare)

Page 199: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Seria,etaj

Scurtă caracterizaredin punct de vedere litologic Operaţii

Page 200: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Meoţian

zontul inferior se caracteri-zează prin marne cenuşii-al-bâstrui, marne cenuşii nisi-poase, gresii calcaroase şi gre-sii calcaroase colitice.

sime şi cuprinde trei comple-xe productive cunoscute desus în jos sub numele de: M I,M-intermediar şi M II. In con-tinuare, spre vest, cele treicomplexe productive se întîl-nesc pînă în regiunea VăiiPrahova, pentru ca la vest deaceastă vale, deşi grosimeameoţianului scade, ajungînd la150 m, se mai separă încăun complex, respectiv se deo-sebesc patru complexe: M I,M II, M-intermediar şi M III.Pe unele structuri intercala-ţiile de marnă separă com-plexul bazai în alte complexe,acesta fiind cazul complexuluiM III în care s-au separatcomplexele M III-a şi M IlI-b(Mărgineni) şi M III-c (Buc-şani). Grosimea meoţianuluiajunge în continuare, sprevest, la Teiş, la circa 100 mşi numărul complexelor se re-duce la trei, deoarece M IIeste depus sub un facies mar-nos, deşi pe unele diagrameale carotajelor electrice con-tinuă să fie marcat

Page 201: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Sarmaţian Marne vineţii-verzui, în alter-nanţă cu nisipuri şi gresii cal-caroase, slab verzui, de-asu-pra cărora urmează marnecalcaroase verzui, calcare ver-zui, gresii slab conglomeratice,nisipuri şi calcare colitice cuintercalaţii de marnă verzuieşi şisturi calcaroase bitumi-noase.

Page 202: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Buglovian Marne vineţii, albăstrui, finmicacee, fin nisipoase cu in-tercalaţii subţiri de argile şinisipuri, gresii calcaroase, slabcimentate, bancuri de nisipurişi orizonturi de gips fibros.Se întîlnesc şi şisturi calca-roase bituminoase, cu aspectdisodiliform.

Page 203: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 13 (continuare)

Seria,etaj

Scurtă caracterizaredin punct de vedere litologic

Operaţii

Tortonian Orizontul marnelor cu Spiria-lis.Orizontul marnelor cu radio-lari format din şisturi argi-loase foioase de tipul şisturilordisodilice, cu intercalaţii mar-no-calcaroase, uneori silicifia-te, în care sînt radiolari.Orizontul „breciei sării", for-mat din 'marne argiloase, deregulă bituminoase şi sărate.In acest orizont se întilnescdepozite de sare (sarea de Slă-nic-Prahova, Telega, Cimpina,Predeal-Sărari).Orizontul tufurilor cu globi-gerine, format din tufuri da-citice ce au intercalaţii demarne albe tufacee cu un con-ţinut mare de globigerine.

Helveţian Marne cenuşii micacee, nisi-poase, cu intercalaţii subţiride marne roşii la partea supe-rioară.Marne roşii micacee, nisipoaseîn jumătatea inferioară. Inafară de intercalaţii de nisi-puri şi gresii cenuşii micacee,mai sînt şi intercalaţii degipsuri, tufuri dacitice şi,uneori, şisturi marnoase, fo-ioase, cu aspect disodiliform şişisturi calcaroase bituminoase.

Burdigalian Alternanţă de gresii grosierecenuşii şi roşii-cărămizii cuconglomerate. Bine reprezen-tat la Brebu (conglomeratelede Brebu) şi la Schiuleşti lin-gă Vălenii de Munte.

Acvitanian Marne vineţii, şisturi bitumi-noase foioase, cu aspect diso-diliform, de culoare neagră,cu intercalaţii de gips şi cal-care şistoase-bituminoase, aco-perite uneori cu eflorecenţede sulfaţi. Se întîlnesc mani-festaţii saline şi uneori chiardepozite de sare. (Acest etajeste, după unii geologi, con-siderat ca făcînd parte dinpaleogen).

144

Page 204: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 13 (continuare)

Saria,etaj

Scurtă caracterizaredin punct de vedere litologic Observaţii

Oligocen In acest etaj, de jos în sus,sînt întîlnite următoarele ori-zonturi: meni li te, şisturi diso-dilice, gresia de Kliwa infe-rioară, stratele de Podul Mo-rii, orizontul gresiei de Kliwasuperioară şi, la partea supe-rioară, un orizont de meniliteşi diatomite.

Eocen Alternanţă de gresii şi marnă.

12.3.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă din Zona Cutelor Diapire sînt reprezentate prin şistu-rile menilitice şi disodilice oligocene, şisturile argiloase din stratele dePodul Morii, şisturile bituminoase cu aspect disodiliform din acvitanian,şisturile calcaroase bituminoase din helveţian, şisturile cu radiolari dintortonion, şisturile calcaroase bituminoase din buglovian şi sarmaţian.

De asemenea, sînt considerate roci-mamă, pe unele structuri, rocile pe-litice din meoţian, ponţian, dacian şi levantin.

Rocile rezervor sînt de tip granulai*, respectiv sînt reprezentate prinnisipuri, nisipuri marnoase şi gresii. în sarmaţianul structurii Boldeşti sîntroci rezervor şi microconglomeratele.

Rocile protectoare. Rocile pelitice care au avut rolul de roci-mamă dehidrocarburi, după ce au îndeplinit acest rol, s-au tasat şi au devenit rociprotectoare.

Admiţîndu-se prezenţa rocilor generatoare de hidrocarburi în toateetajele geologice în care sînt zăcăminte, respectiv admiţîndu-se că petro-lul este în zăcămînt primar şi acesta s-a format în urma migraţiei la-terale a hidrocarburilor, nu este nici o legătură între sare şi formareazăcămintelor. Sarea fiind impermeabilă, nu sînt argumente pentru a seconsidera că hidrocarburile au migrat pe verticală, pe lîngă pereţii sării,dintr-o formaţiune geologică mai veche în una mai nouă, ca, de exem-plu, din oligocen în meoţian sau dacian.

Legătura dintre zăcămintele de hidrocarburi şi diapirismul sării estede natură mecanică; sîmburii de sare au contribuit la formarea capcane-lor fie prin formarea cutelor anticlinale, mai mult sau mai puţin compar-timentate, fie prin formarea ecranelor pe flancurile cutelor anticlinalestrăpunse de sare.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele din pliocen sînt stratiforme boltite,compartimentate sau ecranate tectonic; zăcămintele din oligocen, helve-ţian, buglovian şi sarmaţian sînt de tip stratiform, ecranate stratigrafie. înaceastă zonă, în urma prospecţiunilor geologice, geofizice şi în special alrezultatelor obţinute prin foraje, au fost puse în evidenţă o serie de struc-turi diapire dispuse linear, în culise, care formează zone structurale ma-jore, paralele cu lanţul carpatic şi de care sînt legate zone de acumularepentru petrol şi gaze.

Page 205: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

10 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 145

Page 206: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 93. Structurile petro-gazeifere şi gazeifere din Zona Miopliocenă:1 — Cărbuneşti; 2 — Surani; 3 — Predeal—Sărari: 4 — Opări'i: 5 —Copăceni; 6 — Cimpina—Runcu: 7 — Buştcnari; 8 — virful Drăgăne-sei; 9 —Colibaşi; 10— Ocniţa; 11 — Valea Reşca: 12 — Glodeni; 13 — Doiceşti—Şotinga: 14 — Dolani: 15 — Apostolaehe; 16 — Păcurett;17 — Măgurele; 18 — Ţintea; 19 — Băicoi; 20 — Floreşti; 21 — Căiineşti; 22 — Siliştea—Maqureni: 23 — Filipeşti: 24 — Moreni;25 — Gura Ocniţei; 26 — Răzvad; 27 — Viforîţa; 28 — Ochiuri; 29 — Teiş; 30 .— Dragomireşti: 31 ~ Drăgăeşti (Depresiunea Getică);32 — Ludeşti (Depresiunea Getică): 33 — Podenii Vechi; 34 — Boldeşti: 35 — Ariceşti; 36 — Mărgineni; 37 — Bucşani: 38 — Brăteşti;39 — Şuta Seacă (Depresiunea Getică); 40 — Cobia (Depresiune G e t U â ) : 41 — Arbânaşi: 42 — Beciu: 43 — Pk-U>: 44 — Plopeasa;45 — Berea; 46 — Bărbunccşti; 47 — Grăjdana: 48 — Sărata Monteoru; 49 — Malu Roşu: 50 — Ceptura: 51 — Tătaru: 52 — Chiţorani;53 — Vlădeni—Mftneşti; 54 — Brazi; 5.r> — Marceşti - Ghcbuaia: r,(i — F i n f a : "i7 — Gura Şu ţ i i (Depresiuni- Getică); 58 — Bilciureşti

(Platforma M......,icâ).

Page 207: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Dacă în partea de nord a zonei, structurile sînt complicate, cu sîmburide sare şi, deseori, în formă de cute diapire revărsate, in spre sud struc-turile au sîmburi de sare ieşiţi pînă sub depozitele cuaternare, cute dia-pire exagerate, pentru ca, mai spre sud, structurile să aibă o formă, îngeneral, domală, cu sarea rămasă sub nivelul meoţianului sau ceva mai jo*,cute diapire atenuate, iar la sud de acestea, respectiv în spre platformă,sarea să fie situată la adîncimi mult mai mari decît la nivelul meoţianului,cute diapire profunde sau criptodiapire.

După gradul de influenţă a mişcărilor tangenţiale care au acţionat dela nord spre sud şi după adîncimea la care se găseşte sarea, cutele diapireau fost grupate pe patru aliniamente, ce formează, după cum s-a men-ţionat, patru zone structurale majore, separate de sinclinale largi şi adinei(fig. 93).

12.3.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

Primul aliniament este format din structuri în care sarea este lasuprafaţă (Ocniţa), din structuri de tipul cutelor-falii, cu depozitele mio-cene ale flancului nordic mai ridicate şi mai erodate, încălecate peste celepliocene din flancul sudic, precum şi din structuri legate de monoclinaleşi mai puţin de cute aniclinale. Acestui aliniament îi corespunde zona deacumulare a cutelor diapire revărsate şi cuprinde structurile: Apostolache,Matiţa, Podenii-Noi, Păcureţi, Măgurele, Runcu-Sud, Cîmpina, Gura-Dră-gănesei, Vîrful Drăgănesei, Vîlcăneşti, Scăioşi, Colibaşi, Ocniţa, Reşca-Doiceşti-Şotînga-Glodeni-Aninoasa.

Structura Păcureţi (fig. 94) este o cută anticlinală faliată cu zăcămintede petrol în meoţian şi ponţian, în general însă, cu debite mici.

Structura Măgurele (fig. 95) este un monoclin faliat, cu zăcăminte îndacian, ponţian şi meoţian. In ultimii ani, rezultate mai bune de produc-ţie s-au obţinut în sectorul Mălăieşti al acestei structuri (fig. 96).

NNV SSF

Fig. 94. Secţiune geologică prin Fig. 95. Secţiune geologică prin struc-structura Păcureţi. tura Măgurele.

Page 208: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

10* 147

Page 209: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Cimpina (fig. 97) se prezintă sub forma unui monoclin faliatcu zăcăminte de petrol în oligocen, helveţian şi meoţian.

Structura Gura Drăgănesei (fig. 98) este reprezentată tot printr-un mo-noclin faliat, foarte înclinat, cu zăcăminte de petrol în oligocen, helveţianşi meoţian.

Structura Virjul Drăgănesei (fig. 99) este tot un monoclin, în al căruimeoţian este cantonat un mic zăcămînt de petrol.

Structura Scăioşi (fig. 100) este legată de o cută falie cu un zăcămîntde mică importanţă în meoţian.

148

O 200m Fig. 96. Secţiune geologică prin struc-tura Măgurele, sectorul Mălăieşti.

Fig. 97. Secţiune geologică prin structura Cimpina.

Page 210: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 98. Secţiune geologică prin struc- Fig. 100. Secţiune geologică prin struc-tura Gura Drăgănesei. tura Scăioşi.

Structura Colibaşi (fig. 101) este un monoclin faliat cu zăcăminte depetrol în meoţianul flancului sudic şi în meoţianul flancului nordic, demică adîncime.

Structura Ocniţa (fig. 102) este o structură tipică, legată de dispirismulrevărsat. Sarea în ridicare a adus la suprafaţă depozite mioplocene întîl-nite pe flancul de sud al structurii.

Structura Aninoasa (fig. 103) se prezintă ca o slabă boltire, pe fondulunui sinclinal prins între cuta de la Teiş-Viforîta, la sud, şi cuta dela Şotînga, la nord. în meoţian este cantonat un zăcămînt de petrol.

149

Page 211: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 104. Secţiune geologică prin structura Fig. 105. Secţiune geologică prinŢintea (meoţian)* structura Băicoi (meoţian).

Cel de-al doilea aliniament, situat la sud de primul, este aliniamentulunde pe unele structuri sarea este sub cuaternar şi el corespunde zoneide acumulare a cutelor diapire exagerate.

Din această zonă de acumulare fac parte structurile: Ţintea, Băicoi,Floreşti, Călineşti, Filipeşti-Siliştea Dealului-Filipeştii de Pădure, Moreni,Gura Ocniţei, Răzvad, Ochiuri, Teiş-Viforîta, Dragomireşti.

Structurile Ţintea-Băicoi (fig. 104—107). Pe aceste structuri zăcămintede petrol au fost puse în evidenţă în meoţian şi dacian. Sarmaţianul s-adovedit, de asemenea, productiv de petrol, pe o zonă mai restrînsă, laŢintea.

Structura Floreşti (fig. 108). Pe această structură s-a dovedit productivnumai meoţianul în care sînt cantonate zăcăminte de petrol şi gaze peflancul sudic.

Structura Filipeşti-Siliştea Dealului — Filipeştii de Pădure (fig. 109).In sectorul Filipeştii de Pădure s-au pus în evidenţă zăcăminte de petrolîn helveţian, meoţian şi dacian, iar în sectorul Filipeşti-Siliştea, numaiin meoţian.

Structura Moreni (fig. 110). Pe această structură sînt zăcăminte depetrol în helveţian, meoţian, dacian şi levantin.

Structura Gura-Ocniţei (fig. 111), ca şi structurile Băicoi, Moreni,Ochiuri, este un alt exemplu de diapirism exagerat, cu zăcăminte de pe-trol cantonate în aceleaşi etaje geologice ca şi la Moreni.

Structura Răzvad (fig. 112) cuprinsă între falia Valea Morţii în est, şifalia Mahalaua, în vest, are zăcăminte de petrol în meoţian şi de maimică importanţă în dacian. De asemenea, în zonele de periclin s-a dove-dit productiv de petrol şi helveţianul.

151

Page 212: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 106. Secţiune geologică prin structura Fig. 107. Secţiune geologică prin struc-Băicoi (dacian). tura Băicoi-Vest (dacian).

Page 213: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 109. Secţiune geologică prin structu-rile Filipeşti-Sili^toa-Filipeştii de Pădure.

0 m 4

Page 214: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 108. Secţiune geologică prinstructura Floreşti.

Fig. 110. Secţiune geologică prinstructura Moreni.

Page 215: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

152

Page 216: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 111. Secţiune geologică prin structura Gura Ocniţei.

Page 217: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

0 200mi---------1

Fig. 112. Secţiune geologică prin structura Răz- Fig. 113. Secţiune geologică prinvad. structura Ochiuri.

Structura Ochiuri (fig. 113) este o cută anticlinală străpunsă de sare,pînă la suprafaţă, cu zăcăminte de petrol în helvetian, meoţian, dacian şilevantin.

Structura Teiş-Viforîta (v. fig. 103), cuprinsă între falia Teiş şi faliaMahalaua, este o cută anticlinală cu flancul nordic mai scufundat şi cel su-dic dezvoltat şi compartimentat; zăcăminte de petrol sînt cantonate în hel-vetian şi meoţian, iar de gaze, în dacian.

Aliniamentul al treilea, mai la sud, este aliniamentul pe care în unelestructuri sarea este sub nivelul meoţianului şi el corespunde zonei de acu-mulare a cutelor diapire atenuate. Din această zonă fac parte structurile:Ariceşti, Mărgineni, Bucşani şi Brăteşti.

Structura Ariceşti (fig. 114) este un brahianticlinal faliat cu zăcămintede petrol în buglovian, de petrol şi gaze în meoţian şi de gaze în dacian şilevantin.

153

Page 218: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 114. Secţiune geologică prinstructura Ariceşti.

Page 219: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 115. Secţiune geologică prin struc-tura Mărgineni.

Page 220: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Mărgineni (fig. 115) este un anticlinal faliat, cu flancul sudicmai scufundat, cu zăcăminte de hidrocarburi cantonate în buglovian (pe-trol), în meoţian (petrol şi gaze) şi în dacian (gaze).

Structura Bucşani (fig. 116) este un brachianticlinal faliat, cu zăcă-minte de petrol şi gaze în meoţian şi dacian.

Structura Brăteşti (fig. 117) se prezintă ca o slabă boltire, faliată, cumici acumulări de gaze în dacian. Forajul de mare adîncime a întîlnit de-pozitele de platformă.

Aliniamentul al patrulea, cel mai sudic, este format din structuri cusarea rămasă la adîncimi mai mari şi el corespunde zonei de acumulare adiapirismului profund (criptodiapir).

154Fig. 116. Secţiune geologică prin structura Bucşani.

Page 221: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fip. 127. Secţiune geologică prin structura Brăteşti.

C - -r

Page 222: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 118. Secţiune geologicăprin structura Pîcle.

Din această zonă, de la est la vest, fac parte structurile: Arbănaşi, Pîcle,Beciu, Berea, Plopeasa, Bărbunceşti, Grăjdana, Sărata Monteoru, Tătaru,Malu Roşu, Ceptura-Urlaţi, Chiţorani, Boldeşti, Podenii Vechi, Măneşti-Vlădeni, Brazi, Gheboaia-Finta-Bilciureşti.

Structura Pîcle (fig. 118) este o cută anticlinală pe care, de-a lungulunei falii longitudinale, flancul estic încalecă peste cel vestic, cu zăcă-minte de petrol şi gaze în meoţian.

Structura Berea (fig. 119) este o cută anticlinală foarte compartimen-tată cu zăcăminte de petrol şi gaze în meoţian.

Structura Bărbunceşti (fig. 120) se prezintă sub forma unei boltiri cuzăcăminte de petrol şi gaze în meoţian şi de gaze în ponţian.

Page 223: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 122. Secţiune geologică prin structura Tătaru.

S£ Fig. 121. Secţiune geologică prin struc-tura Grăjdana.

Page 224: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Grăjdana (fig. 121) este o cută anticlinalâ foarte compartimentată, cu zăcăminte de petrol şi gaze în mcoţian şi de gaze, în dacian.

Structura Tătaru (fig. 122) este o cută faliată, cu zăcăminte de petrol in meoţian, în general, cu rezultate modeste, limitată la periclinul vestic al structurii.

Structura Malu-Roşu (fig. 123) reprezintă extinderea estică a structurii Ceptura-Urlaţi unde ponţianul conţine gaze şi petrol.

Structura Ceptura-Urlaţi (fig. 124) este un anticlinal asimetric, foarte compartimentat, cu zăcăminte de petrol şi gaze în meoţian.

Structura Chiţorani (fig. 125) reprezintă extinderea vestică a structurii Ceptura-Urlaţi cu zăcăminte de petrol şi gaze în meoţian.

Fig. 123. Secţiune geologică prin structura Malu Roşu.

Page 225: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 124. Secţiune geologică prin structura Urlaţi-Ceptura.

156

Page 226: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 125. Secţiune geologică prin structura Chiţorani.

Page 227: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 126. Secţiune geologică prin structura Boldeşti.

Structura Boldeşti (fig. 126) este o cută anticlinală faliată, cu flancul nordic mai căzut şi uşor încălecat de flancul sudic; zăcămintele sînt cantonate în sarmaţian şi meoţian (petrol) şi în dacian şi levantin (gaze).

Structura Podenii Vechi (fig. 127) are un stil tectonic asemănător cu al structurii Boldeşti; în meoţian sînt zăcăminte de petrol şi gaze, iar în ponţian, de gaze.

Structura Finta (fig. 128) se prezintă sub forma unei slabe boltiri cu zăcăminte de gaze în dacian şi meoţian. Forajul de mare adîncime executat la Finta a întîlnit depozite de platformă, rămînînd cu talpa în carbonifer.

Structura Gheboaia (fig. 129) prezintă acelaşi stil tectonic ca şi structura Finta şi are zăcăminte de gaze în dacian şi meoţian.

Din cele prezentate rezultă că, în Zona Cutelor Diapire, în afară de structuri legate de diapirismul sării, sînt şi cute anticlinale faliate (Pă-cureţi, Filipeşti, Arbănaşi, Berea, Ceptura-Urlaţi, Chiţorani, Boldeşti, Podenii-Vechi, Mărgineni, Măneşti, Vlădeni ş.a.)., monocline (Cîmpina, Gura-Drăgănesei, Vîrful Drăgănesei ş.a.), cute-falii (Apostolache, Scâioşj

Fig. 121. Secţiune geologică prin structura Podenii-Vechi.

Page 228: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 128. Secţiune geologică prin structura Finta.

157

Page 229: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 129. Secţiune geologică prin structurile Gheboaia-Fin-ta-Bilciureşti.

ş.a.). De asemenea, se întîlnesc slabe boltiri pe fondul unor sinclinale, cum este cazul structurilor Grăjdana şi Aninoasa, care se prezintă ca o slabă boltire în cadrul unui sinclinal cuprins între cuta Teiş-Viforîta în sud şi cuta Valea Roşca-Doiceşti-Şotînga, în nord.

Structura Matiţa, de asemenea, se prezintă ca un sinclinal tectonizat, care se ridică şi se îngustează de la vest la est. în ceea ce priveşte repartizarea în suprafaţă a zăcămintelor de hidrocarburi se constată: pe aliniamentul de nord, al diapirismului revărsat (Cîmpina, Gura Drăgănesei, Colibaşi, Glodeni) sînt numai zăcăminte de petrol, pe aliniamentul diapirismului exagerat (Ţintea-Băicoi, Moreni, Gura-Ocniţei) sînt zăcăminte de petrol cu cap de gaze, iar pe al treilea aliniament, al diapirismului atenuat (Ariceşti, Mărgineni, Bucşani) au fost puse în evidenţă zăcăminte de petrol de dimensiuni reduse şi cu cupole mari de gaze, precum şi strate cu gaze.

Pe ultimul aliniament, al diapirismului profund, s-au pus în evidenţă, în general, zăcăminte de gaze (Măneşti, Vlădeni, Brazi, Frasin, Finta, Gheboaia).

în partea de nord a Zonei Miopliocene, în apropierea contactului acesteia cu Pintenul de Văleni, mai este un aliniament de structuri care în general, se caracterizează prin cute anticlinale faliate, ce au flancul sudic înclinat şi încălecat şi au ca obiectiv principal de exploatare oligocenul Pintenului de Văleni.

Structura Cărbuneşti-Surani (fig. 130) este la nivelul oligocenului o cută anticlinală faliată, deasupra căreia miopliocenul formează un sin-

158Fig. 130. Secţiune geologică prin structura Cărbuneşti-Sud-Surani.

Page 230: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 131. Secţiune geologică prin structura Predeal-Sărari.

Page 231: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 132. Secţiune geologică prin structura Copăceni.

Fig. 133. Secţiune geologică prin structura Opăriţi.

Page 232: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 134. Secţiune geologică prin structurile Buşte-nari-Runcu.

clinal faliat şi flancat de sare. Zăcămintele sînt cantonate în oligoeen, helveţian şi meoţian.

Structura Predeal-Sărari (fig. 131) este o cută falie cu zăcăminte în orizonturile Kliwa superioară şi Podul Morii.

Structura Copăceni (fig. 132) este tot o cută falie cu zăcăminte în oli-gocenul flancului nordic şi în oligocenul şi meoţian ui flancului sudic încălecat.

Structura Opăriţi (fig. 133). Pe această cută anticlinală faliată sînt zăcăminte în orizonturile Kliwa inferioară, Podul Morii şi Kliwa superioară.

Structura Buştenari-Runcu. Se exploatează meoţianul, helveţianul şi oligocenul (fig. 134). Această cută anticlinală este străpunsă de sare şi se consideră că Runcu Sud face parte din zona cutelor diapire.

12.3.3. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

în levantin şi dacian, pe unele structuri, au loc pierderi ale fluidului de foraj în partea superioară a acestor etaje. Pentru prevenirea şi remedierea acestor dificultăţi se utilizează un fluid de foraj uşor, cu filtrat redus, în dreptul zonelor exploatabile.

în ponţian au loc strîngeri de gaură, tendinţe de manşonare sau prindere a garniturii de foraj. Pentru combaterea se utilizează, în general, fluide de foraj tratate în mod special, pentru evitarea umflării marnelor. Tot în ponţian, pe unele structuri, se menţionează gazeificări ale fluidului de foraj şi se întîlnesc, ca de exemplu, pe structura Măgurele, gra-dienţi mari de presiune şi temperatură. Pentru remedierea acestor dificultăţi se recomandă îngreuierea fluidelor de foraj sau folosirea fluidelor tip „inhibitiv cu humat de calciu", cu greutăţi specifice mari, şi stabile la temperaturi ridicate, precum şi folosirea unor burlane supradimensionate în grosime. De asemenea, în ponţian, se întîlnesc şi tendinţe naturale de deviere a găurii de sondă, pentru combaterea cărora se folosesc ansambluri de fund cu stabilizatori.

în meoţian se menţionează pierderi ale fluidelor de foraj, mai ales în cazul zăcămintelor de mică adîncime, depletate, precum şi în unele zone noi (de exemplu structura Brăteşti). Pentru combaterea acestor dificultăţi se utilizează fluide de foraj uşoare, cu filtrate reduse, sau emulsie inversă, precum şi materiale de blocare.

160

Page 233: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Variaţiile dese de facies, în special tendinţele de marnizare întîlnite în meoţian, ca şi înclinările mari ale stratelor, conduc la strîngeri de gaură.

Datorită faptului că zăcămintele de ţiţei şi gaze din pliocen sînt, în general, în faza de exploatare avansată, iar traversarea miooenului impune folosirea fluidelor de foraj grele, pe multe structuri pliocenul este închis cu o coloană intermediară.

în sarmaţian s-au întîlnit gradienţi de presiune diferiţi (Bucşani), frecvente manifestări de ape sărate şi gazeificări. Este necesară folosirea fluidelor de foraj cu greutate specifică ridicată şi tratate pentru evitarea blocării stratelor productive. Tot în sarmaţian au loc strîngeri de gaură în zonele de marnizare datorită variaţiilor de facies.

în tortonianul cu sare se produc strîngeri de gaură, dărîmări ale pereţilor găurii de sondă şi contaminarea fluidului de foraj, ceea ce impune folosirea de fluide de foraj suprasaturate, cu greutăţi specifice ridicate, eventual emulsie inversă.

în helveţian se întîlnesc frecvente variaţii ale gradientului de presiune şi temperatură şi se recomandă folosirea unor fluide de foraj cu greutăţi specifice mari sau tratate în vederea evitării blocării stratelor productive. Datorită variaţiilor de facies (marnizărilor), au loc strîngeri de gaură şi tendinţe de prindere a garniturii de foraj. Pe unele structuri, tot în helveţian, se produc pierderi ale fluidelor de foraj.

în oligocen, la adîncimi mici şi medii, se produc strîngeri de gaură în funcţie de înclinările stratelor şi se utilizează un fluid de foraj tratat, cu filtrat redus sau fluide de foraj tip emulsie inversă. La adîncimi mari apar dificultăţi datorită gradienţilor mari de presiune şi de temperatură şi aceasta impune folosirea de fluide tip emulsie inversă, cu greutăţi specifice mari.

în oligocen se mai întîlnesc şi manifestări de ape sărate, precum şi uşoare gazeificări.

12.3.4. DIFICULTĂŢI ÎN EXPLOATARE

In helveţian şi dacian, în zăcămintele depletate şi cu ţiţei asfaltos, exploatarea se face prin combustie sau injecţie cu abur.

în cazul viiturilor de nisip şi a inundărilor premature, care duc la defectarea coloanei de exploatare, se aplică consolidări, se folosesc filtre de nisip, coloane de exploatare şliţuite. în timpul exploatării, poate avea loc turtirea coloanelor în dreptul ponţianului şi pentru prevenirea acestor dificultăţi se indică folosirea unor coloane cu grosimi mari de perete, cimentate pe toată lungimea lor.

în ponţianul productiv, poate avea loc blocarea stratelor productive, ceea ce impune executarea de acidizări, fisurări şi uneori reperforări.

Pe unele structuri, în meoţian, apar dificultăţi legate de viituri de nisip, ce pot fi prevenite prin consolidarea stratelor, folosirea de filtre sau de noi coloane de exploatare. în cazul blocării stratelor se aplică acidizări sau se fac reperforări.

Sarmaţianul prezintă dificultăţi în exploatare cauzate de permeabilităţi ridicate, conţinut mare de C03Ca şi inundări premature şi în aceste cazuri se aplică tratamente şi acidizări.

Helveţianul cu înclinări mari, cu viituri de nisip şi zone de marnizare, obligă la tratamente şi acidizări în vederea deblocării stratelor.

Page 234: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

161

Page 235: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.3.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Cu posibilităţi de a se descoperi noi zăcăminte de petrol este considerată de prim interes, pentru oligocen, zona Moron i-Piscuri ca şi extinderea ei spre est şi spre sud, pe cel de-al treilea aliniament structural din Zona Cutelor Diapire. De asemenea, prezintă interes de a fi investigată, în continuare, capacitatea petro-gazeiferă a depozitelor miocene, pe o serie de structuri vechi.

In tabelul 14 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Zona Cutelor Diapire, iar în tabelul 15 structurile şi formaţiunile geologice productive de la contactul Zonei Miopliocene cu Pintenul de Văleni.

Tabelul 14

Structurile şi formaţiunile geologice productive din zona cutelor diapireZona de acumulare de pe aliniamentul cutelor diapire revărsate

162

Page 236: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 14 (continuare) Zona de acumulare de pe aliniamentul cutelor diapire exagerate

Page 237: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi
Page 238: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

163

Page 239: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.4. DEPRESIUNEA GETICA

Depresiunea Getică este situată în faţa Carpaţilor Meridionali şi se întinde de la Valea Dîmboviţei pînă la Dunăre, iar în sud, pînă la falia pericarpatică, de pe direcţia Gura-Şutii — Bibeşti — Drobeta-Turnu Se-verin şi depozitele geologice care umple această unitate, atît cit se cunoaşte pînă în prezent, aparţin intervalului stratigrafie cretacic-pliocen (tab. 16).

în urma lucrărilor de prospecţiuni geofizice prin foraje au fost puse în evidenţă o serie de elemente structurale reprezentate prin cute anti-clinale care predomină (ca, de exemplu: Tg. Jiu (Iaşi), Alunu, Colibaşi, Strîmba-Rogojelu, Bustuchini, Socu, Ţicleni, Bîlteni, Merişani, Băbeni, Zătreni, Hurezani-Piscu Stejarului, Şuta Seacă, Siliştea, Cireşu), prin brachianticlinale (ca, de exemplu: Foleşti, Boţeşti, Colibaşi, Săpun ari, Grădiştea, Româneşti-Roşiile), prin hemianticlinale (Tămăşeşti) sau mo-noclinale (ca, de exemplu: Bala, Căzăneşti). Sînt şi unele elemente structurale deosebite, respectiv mai rar întîlnite şi dintre acestea se menţionează structura Dobreşti ce se prezintă ca o slabă boltire pe fondul unui sinclinal care separă anticlinalul de la Suţa-Seacă-Glîmbocelul de brachianticlinalul Boţeşti. Se întîlnesc şi cute diapire numai în sud-estul depresiunii pe linia Slătioarele dar fără ca diapirismul să aibă un rol important în tectonica structurilor din această depresiune.

12.4.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ACUMULĂRILOR DE HIDROCARBURI

Roci-mamă. Intercalaţiile pelitice din senonian, eocen, oligocen, bur-digalian, helveţian, tortonian, sarmaţian şi meoţian sînt considerate roci-mamă. Dintre acestea roci-mamă tipice, se menţionează şisturile cu ra-diolari din tortonian şi şisturile argiloase bituminoase din sarmaţian.

Roci rezervor. în formaţiunile geologice cunoscute pînă în prezent productive, rocile rezervor sînt prezente prin gresii (eocen şi oligocen), nisipuri grosiere şi microconglomerate (burdigalian), nisipuri şi gresii

164

Tabelul 15

Structurile şi formaţiunile geologice productive de la contactul Zonei Miopliocene cu Pintenul de Văleni

Page 240: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 16 Profilul lito-stratigrafic din Depresiunea Getieă

Sistem sau serie

Serie sau etaj Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Pliocen Levantin Pietrişuri, alternanţă de argile vineţii, nisipuri şi gresii, în care uneori se întîlnesc şi intercalaţii de strate subţiri de lignit.

Dacian Alternanţă de marne argiloase vineţii, nisipuri şi gresii cu intercalaţii de strate de lignit.

Ponţian Marne vineţii compacte, mai nisipoase la partea superioară a acestui etaj, unde sînt, local, şi orizonturi de nisipuri dovedite productive (Galicea, Colibasi, Vata).

Meoţian Marne cenuşii nisipoase; marne vineţii, nisipuri şi gresii friabile. In partea de est a depresiunii, meo-ţianul are o grosime de la cîţiva metri pînă la cîteva zeci de metri, iar pe unele structuri lipseşte (Boţeşti). Intre Valea Oltului şi Valea Jiului are o grosime de circa 400 m şi prezintă mari variaţii de litofacies.

Miocen Sarmaţian Alternanţă de marne, nisipuri şi gresii şi, uneori, intercalaţii de argile foioase bituminoase.Uneori intercalaţii de conglomerate sau de calcare. Pe unele structuri a fost traversat pe grosimi de cîteva sute de metri.

Badenian — Marne cu Spirialis, j— şisturi cu radiolari, ( Intre Valea Oltului— orizontul breciei sării, şi Valea Cernei.— tufuri dacitice;— marne grezoase albăstrui, 1 La vest de— conglomerate şi gresii verzui. J Valea Oltului.

Helveţian Nisipuri, nisipuri grosiere, gresii, gresii conglomeratice, conglomerate şi microconglomerate cu intercalaţii de marne şi argile cenuşii. Traversat pe grosimi de cîteva sute de metri pe unele structuri.

Burdigalian Alternanţă de gresii cu microconglomerate, nisipuri grosiere, marne şi argile.

Acvitanian Marne roşcate gipsifere şi marne cenuşii nisipoase cu intercalaţii de gipsuri.

• Paleogen Oligocen Marne de tip Pucioasa cu intercalaţii de şisturi diso-dilice, conglomerate şi gresii. La partea superioară, intercalaţii de nisipuri şi marno-calcare.

Eocen Gresii gălbui friabile în alternanţe cu marne şi argile, gresii calcaroase şi calcare grezoase, conglomerate.

:-,,, Senonian Conglomerate mărunte, gresii cenuşii, marne şi argile cenuşii, local intercalaţii de calcare recifale.

165

Page 241: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 135. Structurile pctro-gazoifcre şi gazeifere clin Depresiunea Getică:I — Bala; 2 — Tămăşeşti; 3 — Tîrgu Jiu (Iaşi); 4 — Strlmba—Rogojelu; 5 — Co-libaşi; 6 — Alunu: 7 — Vilcele; 8 — Boţeşti; 9 — Biiteni; 10 — Ţicleni;II — Socu; 12 — Bustuchini; 13 — Căzăneşti: 14 — Grădiştea; 15 — Băbeni;16 bis — Urşi: 16 — Sâpunari; 27 — Merişani; 18 — Colibaşi; 19 — Dobreşti;20 — Drăgăeşti: 21 — Româneşti: 22 — Galicea; 23 — Hurezani; 24 — Zâtreni;25 — Cocu—Slâtioarele; 26 — Câlineşti—Oarja: 21 — Glîmbocelu; 28 — Bogaţi;29 — Ludeşti: 30 bis — Strimbu; 30 — Drăganu—Călina: 31 — Oteşti; 32 — Vata;33 — Leordeni; 34 — Cobia: 35 — Şuţa-Seacâ; 36 — Bibeşti—Bulbuceni: 37 — Siliştea Cireşu; 38 — Gura Şuţii: 39 — Spineni (Platforma Moesicâ) ; 40 — Coseşti;

41 — Baiculeşti; 42 — Tutana.

conglomerate (helveţian), nisipuri şi gresii (tortonian), nisipuri, nisipuri grosiere şi gresii (sarmaţian) şi nisipuri şi gresii (meoţian). Se pot considera ca roci rezervor şi unele intercalaţii de calcare din senonian care însă la probele de producţie au dat, pînă în prezent, rezultate negative. Roci protectoare. Acestea sînt prezente prin toate intercalaţiile impermeabile din profilul lito-stratigrafic al depresiunii.

Tipul zăcămintelor. Sînt întîlnite zăcăminte stratiforme boltite compartimentate, ecranate tectonic, stratigrafie şi litologic, delimitate litologic şi zăcăminte de trecere (intermediare), puse în evidenţă în unele secţiuni geologice.

Structurile descoperite pînă în prezent, cu zăcăminte de hidrocarburi, sînt dispuse linear, linear în culise, pe aliniamente de direcţie est-vest şi formează zone de acumulare, dintre care unele prezintă ramificaţii, care pot fi însă discutabile (fig. 135).

De la nord la sud se cunosc şase aliniamente structurale de care sînt legate tot atîtea zone de acumulare şi pentru fiecare aliniament se prezintă una sau mai multe secţiuni geologice.

12.4.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

12.4.2.1. Aliniamentul Bala - Tâmâşeşti - Tîrgu Jiu (laşi)

Structura Tîrgu Jiu (Iaşi) este o cută anticlinală faliată (fig. 136) cu înclinări mici în pliocen şi mai mari în sarmaţian, helveţian şi oligocen.

în helveţian forajele traversează o succesiune de conglomerate, care în zona de boltă este mai groasă, după care urmează o serie grezoasă în care, subordonat, sînt nisipuri. în helveţian şi sarmaţian sînt zăcăminte de petrol.

166

Page 242: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

167

Page 243: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.4.2.2. Aliniamentul Strîmba - Rogojelu - Colibaşi -Alunu - Foleşti spre Vîlcele - Boţeşti cu ramificaţia vestica

Bîlteni - Ţicleni - Socu - Bustuchini spre Câzâneşti

Structura Colibaşi (fig. 137) este un anticlinal compartimentat de o serie de falii şi în a cărui boltă pînă la limita dacian/ponţian se schiţează un mic sinclinal.

în helveţian sondele traversează un orizont nisipos după care urmează un orizont de conglomerate. Pe această structură, helveţianul şi sarmaţianul sînt productive de gaze şi petrol, iar meoţianul este productiv de gaze.

Structura Alunu este tot o cută anticlinală (fig. 138), pe care sondele au traversat depozite ce aparţin pliocenului, sarmaţianului şi helveţianu-lui. în helveţianul roşu (inferior) se întîlnesc două orizonturi de conglomerate, respectiv orizontul conglomeratelor superioare (Hv. IV) şi orizontul conglomeratelor inferioare (Hv. VI), separate de orizonturi nisipoase şi marno-nisipoase.

Helveţianul s-a dovedit productiv de gaze şi petrol, iar meoţianul numai de gaze.

Structura Vîlcele (fig. 139 şi 140) este o cută anticlinală la nivelul depozitelor paleogene deasupra cărora urmează depozite helveţiene, torto-niene şi pliocene ce iau toate, forma dată de oligocen, formînd însă un mic sinclinal ce flanchează cuta de paleogen, şi punînd în evidenţă paleo-relieful postoligocen, generat de existenţa unei văi, la timpul respectiv. Oligocenul produce petrol, iar helveţianul produce petrol şi gaze.

Structura Bilteni (fig. 141) şi structura Ţicleni (fig. 142) sînt cute anti-clinale faliate, separate între ele de o şa şi care prezintă în pliocen un mic

Fig. 137. Secţiune geologică prin structura Co-libaşi.

Page 244: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 138. Secţiune geologică prin structura Alunu.

Om-±

Page 245: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 140. Secţiune geologică prin structura Vîl-cele-Est.

sinclinal ce maschează, în adîncime, bolta din sarmaţian şi helveţian. Pe aceste structuri s-au dovedit productive de petrol sarmaţianul şi helve-ţianul şi de gaze şi petrol, meoţianul.

Structura Bustuchini este tot o cută anticlinală compartimentată de falii transversale şi longitudinale în mai multe blocuri tectonice (fig. 143). în burdigalian sînt zăcăminte de petrol, iar în helveţian şi sarmaţian sînt zăcămimte de petrol şi gaze.

Structura Urşi. Pe această cută slab înclinată, depozitele sarmaţianului şi tortonianului prezintă mari variaţii de litofacies şi ca urmare rezervoarele sînt lentiliforme (fig. 144). în sarmaţian şi tortonian sînt zăcăminte de petrol, iar în meoţian, de gaze.

170

Fig.139 Secţiune geologică prin structura

Page 246: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 141. Secţiune geologică prin structura Bîlteni.

Page 247: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

I

Fig. 142. Secţiune geologică prin structura Ţicleni.

Page 248: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 143. Secţiune geologică prin structura Bustuchini.

Page 249: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

^1

Page 250: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Om

Fig. 144. Secţiune geologică prin structura Urşi.

Page 251: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Băbeni (fig. 145). în helveţianul de pe această cută anticlinală faliată, care reprezintă obiectivul principal de exploatare, au fost separate trei orizonturi: orizontul inferior care este în general grezos şi subordonat microconglomc-ratic, cu intercalaţii de marne roşii, orizontul superior, gre-zos-nisipos cu intercalaţii de marne cenuşii şi trecerea de la orizontul inferior la cel superior se face gradat litologic, zonă ce corespunde şi caracterizează orizontul intermediar, în helveţianul intermediar şi în cel inferior sînt zăcăminte de petrol, iar în helveţianul superior de gaze.

Structura Săpunari (fig. 146) se prezintă sub forma unui brachianticlinal, la nivelul oli-gocenului, care-i flancat de hel-veţian, deasupra căruia urmează cuvertura de pliocen, din care lipseşte meoţianul. Oligocenul este productiv de gaze şi petrol, iar eocenul, de petrol.

Structura Merişani-Drăganu (fig. 147) este o cută anticlinală puternic compartimentată de falii, care în general sînt aproape verticale. Datorită variaţiei mari de litofacies a helveţianului, separarea acestuia pe complexe este destul de greu de făcut. în oligocen şi helveţian sînt zăcăminte de petrol.

0 100m

Fig. 145. Secţiune geologică prin structura Băbeni.

Page 252: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 146. Secţiune geologică prin structura Săpunari.

175

Page 253: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 141. Secţiune geologică prin structura Merişani-Drăganu.

Fig. 148. Secţiune geologică prin structura Drăgăcşti.

Page 254: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Omt

Page 255: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 149. Secţiune geologică prin structura Galicea-Est.

Page 256: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Drăgăeşti (fig. 148) este situată la limita dintre Zona Mio-pliocenă şi Depreziunea Getică. în unele lucrări este considerată ca făcînd parte din Zona Miopliocenă şi reprezintă, după unele interpretări, un mo-noclin faliat, după alte interpretări, un sinclinal faliat ce are tendinţa de ridicare spre nord. Pe această structură meoţianul este productiv de petrol şi gaze.

Structura Galicea (fig. 149). în zona Galicea-Est, ponţianul este depus direct peste sarmaţian şi helveţian şi este productiv de gaze ponţianul şi helveţianul.

12.4.2.3. Aliniamentul Hurezani - Zâtreni - Slâtioarele -Câlineşti — Oarja — Glîmbocelu — Bogaţi - Ludeşti

Structura Zătreni (fig. 150) este un brachianticlinal compartimentat de falii longitudinale şi transversale într-o serie de blocuri tectonice, cu zăcăminte de gaze în meoţian şi sarmaţian.

Zona Cocu (fig. 151) face parte din anticlinoriul Slătioarele-Goleşti-Glîmbocelu-Strîmbu, sectorul Slătioarele. Pe flancul nordic produce helveţianul care prezintă zone de marnizări, iar pe flancul sudic produc meoţianul, sarmaţianul şi helveţianul.

Page 257: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 151. Secţiune geologică prin structura Cocu.

Page 258: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

177

Page 259: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 153. Secţiune geologică prin structura Călineşti-Oarja.

Structura Slătioarele (fig. 152) este un anticlinal faliat în a cărui zonă axială apare la suprafaţă un masiv de sare. Sub pliocen, reprezentat prin levantin, dacian şi ponţian, meoţianul lipsind, datorită efilării, urmează eocenul în facies de Şotrile, flancat de oligocen, în facies de Pucioasa şi acesta flancat şi el de depozite miocene. Zăcămintele de petrol sînt cantonate în helveţian, sarmaţian şi meoţian.

Fig. 152. Secţiune geologică prin structura Slătioarele.

Fig. 154. Secţiune geologică prin structura Glîmbocelu.

178

Page 260: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 155. Secţiune geologică prin structura Strîmbu.

Zona Călineşti-Oarja (fig. 153) reprezintă flancul sudic al anticlinoriului de pe direcţia Piteşti-Goleşti şi se prezintă ca un monoclin faliat cu zăcăminte în meoţian (gaze şi petrol) şi în helveţian (petrol).

Structura Glîmbocelu (fig. 154). Meoţianul acestei cute anticlinale în zona de apex şi pe flancul nordic are o grosime de cîţiva metri, el fiind format numai dintr-un strat de nisip cu grosimea de circa 7 m, pentru ca pe flancul sudic să ajungă la o grosime de circa 70 m şi numărul stratelor nisipoase să crească. în helveţian, care prezintă zone de marnizare, sînt zăcăminte de petrol.

Zona Strîmbu (fig. 155) este un detaliu al anticlinoriului de pe direcţia Slătioarele-Glîmbocelu-Bogaţi cu zăcăminte de petrol în helveţian.

12.4.2.4. Aliniamentul Drăganu - Calina - Oteşti - Vata -Leordeni — Cobia - Şuţa-Seacâ

Structura Oteşti-Poboru (fig. 156) este o cută anticlinală slab boltită şi puţin compartimentată, cu zăcăminte de petrol în meoţian.

Structura Vata (fig. 157). în zona de apex a acestei structuri care este un brachianticlinal faliat, helveţianul suportă meoţianul, iar pe flancuri se interpune sarmaţianul şi tortonianul. în meoţian, care formează obiec-

NNE SS\J

Fig. 156. Secţiune geologică prin structura Oteşti-Poboru.

12* 179

Page 261: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 157. Secţiune geologică prin structura Vata.

tivul de exploatare şi care se îngroaşă pe flancuri ajungînd la o grosime de circa 120 m, s-au identificat complexe nisipoase separate între ele de intercalaţii marnoase şi numerotate din bază de la 1 la 6. Complexele 2 la 5 se interpun, în general, între 1 şi 6 pe flancul sudic şi pe pericline şi, de regulă, se efilează în spre apex, iar în unele blocuri nu sînt identificate. Din punct de vedere al producţiei aceste complexe se caracterizează prin: complexele 1 şi 2 au petrol şi cap de gaze, complexul 3 are numai petrol, cu excepţia unui singur bloc unde are şi cap de gaze, iar complexele 5 şi 6 conţin gaze libere. Sînt însă şi blocuri tectonice unde comple-xele 1, 5 şi 6 au petrol şi cap de gaze, complexele 2 şi 3 se efilează, iar complexul 4 nu se identifică, iar într-un bloc tectonic, complexele 1, 5 şi 6 sînt numai cu gaze, iar celelalte complexe nu sînt identificate.

Structura Cobia (fig. 158). Pe acest anticlinal faliat de pe direcţia Leor-deni-Cobia-Şuţa Seaca s-au dovedit productive de petrol helveţianul, sar-maţianul şi meoţianul.

180

Fig. 158. Secţiune geologică prin structura Co-bia-Sud.

Page 262: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.4.2.5. Aliniamentul Bibeşti - Bulbuceni — Siliştea -Cireşu — Gura Şuţii

Structura Siliştea-Clreşu (fig. 159), situată aproape de limita dintre Depresiunea Getică şi platformă, este o cută anticlinală foarte slab boltită cu zăcăminte de petrol şi gaze în meoţian.

Structura Gura Şuţii (fig. 160) este un brachianticlinal faliat, situat la vest de rîul Dîmboviţa şi considerată de unii geologi ca făcînd parte din Zona Miopliocenă dar fără să fie aduse argumente în sprijinul acestei încadrări. Ea se situează pe marginea de sud a depresiunii şi sub depozitele miocene urmează depozite ale cretacicului superior din platformă. Pe această structură, în meoţian, sînt zăcăminte de gaze.

De dată recentă, au mai fost descoperite zăcăminte pe structura Dră-ganu-Călina, în partea de sud a depresiunii, în apropiere de falia peri-carpatică, în doggerul din platformă (gaze şi condensat). De asemenea au fost puse în evidenţă la Coseşti, gaze în eocen, la Baiculeşti petrol şi gaze în helveţian şi petrol în helveţian, la Tutana.

Fig. 159. Secţiune geologică prin structura Siliştea-Cireşu.

Fig. 160. Secţiune geologică prin structura Gura Şuţii.

181

Page 263: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

12.4.3. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

Pe unele structuri din Depresiunea Getică sînt întîlnite următoarele dificultăţi:— pierderi ale fluidelor din foraj şi viituri de apă în levantin şi dacian (Bîlteni,

Ţicleni);— dărîmări de gaură în dacian (Vîlcele, Merişani);— formarea de găuri cheie şi strîngeri de gaură în ponţian (Ţicleni);— eventuale manifestări de gaze în meoţian şi sarmaţian (Colibaşi, Bîlteni, Ţicleni,

Tîrgu-Jiu), în sarmaţian şi helveţian (Bustuchini);— pierderi ale fluidelor de foraj şi strîngeri de gaură în helveţian (Ţicleni, Bîlteni),

manifestări de gaze, ape sărate şi dărîmări de gaură în helveţian (Tg. Jiu, Ţicleni, Vîlcele, Merişani);

— strîngeri de gaură în helveţian (Bustuchini);— exfolierea argilelor şi strîngeri de gaură în oligocen (Vîlcele).Pentru preîntîmpinarea dificultăţilor menţionate se recomandă folosirea unor fluide de

foraj adecvate, uneori aceste dificultăţi fiind evitate prin tubarea zonelor respective.

12.4.4. DIFICULTĂŢI IN EXPLOATARE

Dintre aceste dificultăţi se menţionează: viituri de nisip în helveţian, sarmaţian, meoţian (de exemplu pe structurile Bîlteni, Ţicleni). Pentru remedierea acestor dificultăţi se aplică consolidări cu nisip (pentru meoţian şi sarmaţian) sau filtre mecanice (pentru helveţian).

în intervalele mari productive de gaze sau ţiţei, din cauza imperfecţiunii cimentărilor primare ale coloanelor de exploatare, apar presiuni în spatele coloanelor de exploatare (Bustuchini, Ţicleni).

12.4.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este Călina-Drăganu-Palei, pentru zăcămintele din jurasicul Platformei Moesice. De asemenea, prezintă interes, structurile din aliniamentul de nord al depresiunii, pentru investigarea în continuare a capacităţii petro-gazeifere a miocenului şi paleogenului.

în tabelul 17 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Depresiunea Getică.

Tabelul 17

Structurile şi formaţiunile geologice productive din Depresiunea GeticăI. Aliniamentul Bala—Tămăşeşti—Tîrgu Jiu (Iaşi)

Structura Bala Tămăşeşti Tîrgu-Jiu (laşi)

Formaţiuneageologicăproductivă

Badenian Meoţian Sarmaţian # Helveţian #

182

Page 264: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 7 (continuare)

II. Aliniamentul Strîmbu—Rogojelu—Colibaşi—Alunu—Foleşti spre Yîlcele—Boţeşti cu ramificaţia vestică Bîlteni— Ţicleni—Socu—Bustuchini spre Căzăneşti

III. Aliniamentul Grădiştea—Urşi—Băbeni—Săpunari—Merişani—Colibaşi—Dobreşti—Drăgăeşti cu ramificaţia Româneşti—Galicoa

Page 265: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 17 (continuare)

Page 266: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

IV. Aliniamentul Hurezani—Zătreni—Cocu—Slătioarele—Călineşti Oarja—Glîmbooelu—Bogaţi—Strîmbu—Ludeşti

Page 267: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

V. Aliniamentul Drăganu—Călina—Oteşti Poboru—Vata—Leordeni—Cobia—Şuţa—Seacă

VI. Aliniamentul Bibeşti—Bulbuceni—Siliştea—Cireşu—Gura Şuţii

Page 268: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

13. BAZINUL PANONIAN

Acest bazin intramuntos reprezintă, pe teritoriul ţării noastre, partea de est a marelui Bazin Panonian ce ocupă aproape întreaga suprafaţă a R.P. Ungaria şi partea de nord a R.S.F. Iugoslavia.

Pe teritoriul ţării noastre se întinde pînă la Carpaţii Meridionali ai Banatului şi Munţii Apuseni.

Peste fundamentul cristalin, care reprezintă un relief de eroziune ce coboară în trepte de la est la vest, formînd o serie de creste îngropate, urmează depozite sedimentare, care nu sînt aceleaşi pe toată întinderea bazinului de pe teritoriul ţării noastre şi legat de aceasta s-au separat trei mari zone:

— zona de sud, unde peste fundamentul cristalin străpuns local de mase eruptive urmează depozite de vîrstă miocenă şi pliocenă. Izolat, sub depozitele miocene, au fost întîlnite şi depozite ce aparţin cretacicu-lui superior şi eocenului;

— zona centrală, delimitată de ridicarea cristalinului Icland-Salonta şi de prelungirea spre vest a Munţilor Plopiş, unde fundamentul cristalin este acoperit sporadic de depozite ce aparţin permianului şi mezozoicului, miocenului (tortonian, sarmaţian) şi pliocenului;

— zona de nord, situată la nord de prelungirea Munţilor Plopiş, unde peste depozitele cretacice şi paleogene urmează depozite miocene şi plio.-cene.

Prin foraje s-au obţinut informaţii asupra litologiei şi stratigrafiei depozitelor sedimentare şi asupra fundamentului cristalin (ţab^-i-8)r

Tabelul 18

Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Panonian

Eră, serie Serie, etaj Observaţiuni, metri-grosime

Cuaternar Depozite aluvionare 2100 m pe structura Foeni.1 780—2 070 m pe structura

Giulvaz şi Tere-mia; 700—1 000 m pe structura Moraviţa; 1230—3 080 m pe structura Socodor — Chişineu-Criş; 780— 1830 m la Derna; 1400—1500 m la Satu Mare; 80—140 m la Zalău.

Pliocen (Panonian)

LevantinPano-Dacian nian supe-rior

Pietrişuri .şi nisipuri cu stratificaţie încrucişată, cu intercalaţii de marne.Nisipuri cu intercalaţii de argile, marne şi strate de lignit.

Pliocen (Panonian)

PonţianPanonian inferiorMeoţian

Alternanţă de argile, marne şi nisipuri cenuşii, uneori con-glomeratice. Marne şi nisipuri grosiere.

185

Page 269: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 18 (continuare)Eră, serie Serie, etaj Observaţiuni,

metri-grosime

Sarmaţian Alternanţe de nisipuri, gresii, marne şi u-neori microconglo-merate.

întîlnit prin foraje la Sandra, Cherestur, Borş, Mădăraş etc.

Are o grosime ce variază de la 30—650 m.

Miocen Tortonianul Zona de nord: alter-nanţe de marne, gresii şi nisipuri, uneori calcare cu Litho-thamnium.Zona de sud: conglo-merate, marne şi nisipuri.

Circa 600 m grosime, întîlnit prin foraje la Mădăraş, Abră-muţ, Borş, Ciocaia, Săcuieni etc.

întîlnit prin foraje la Calacea, Satchinez, Şandra, Cherestur etc.

Helveţian Burdigalian

Alternanţă de gresii, microconglomerate, marne şi argile de culoare roşie.

întîlnit prin foraje la Mădăraş, Moraviţa etc. Are o grosime de circa 250 m.

Paleogen Eocen Zona de nord: alter-nanţă de gresii, marne şi argile.Zona de sud: brecii calcaroase, conglo-merate, gresii grosiere şi argile.

întîlnit prin foraje la Nisipeni, Pişcolt pe 1 000 m grosime.

300 m grosime.

Cretacic Cretacicul superior

Zona de nord: gresii calcaroase, marne, cu intercalaţii de gresii cenuşii, subţiri.Zona de sud: argile cenuşii, gresii şi în bază conglomerate.

Are o grosime de circa 900 m şi ar reprezenta senonianul

Dezvoltat sub formă de petice.

Cretacicul inferior

Zona de nord: alter-nanţă de gresii glauconitice, şisturi argiloase negre, con-, glomerate şi calcare cu orbitoline (apţian superior — albin). Zona centrală: calcare recifale (barremian)

întîlnit prin foraje laPişcolt, Abrămuţ,

Chişlaz. 300 m grosime, întîl-nite la Biharea, Borşetc.

Jurasic Calcare cenuşii-negricioase, compacte: calcare dolomitice.

Intîlnite prin foraje la Sîntandrei, Toboliu etc.

186

Page 270: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Eră, serie Serie, etaj Observaţiuni, metri-grosime

Triasic Zona de nord: conglomerate ce stau direct pe cristalin (structura Minai Bravu).Zona centrală: conglomerate (în bază), gresii, argile şi şisturi argiloase cu dia-claze de anhidrit şi gips, care suportă dolomite şi calcare, parţial bituminoase

Intîlnite prin foraje la Toboliu, Borş etc.

Fundamentul cristalin este format din filite, cuarţite, micaşisturi cloritoase, şisturi sericito-cloritoase amfi-bolice, gnaise, precum şi din roci eruptive ca: graniţe, granodiorite, diorite, diabaze, melafire.

Intîlnit prin foraje la Sandra, Satchinez, Variaş, Ciocaia etc.

Fig. 161. Structurile petro-gazeifere şi gazeifere din BazinulPanonian:

1 — Sînmartin; 2 — Calacea; 3 — Satchinez; 4 — Şandra; 5 — Variaş; 6 — Tomnatec; 7 — Teremia Mare; 8 — Cherestur-Sud; 9 — Cherestur; 10 — Cherestur-Nord; 11 — Pordeanu; 12 — Turnu; 13 — Sîntana; 14 — Borş; 15 — Mihai Bravu; 16 — Ciocaia; 17 — Sîniob; 18 — Su-placu de Barcău; 19 — Săcuieni; 20 — Abrămuţ; 21 — Curtuiuşeni; 22 — Pişcolt; 23 — Moftinu Mare; 24 — Mădăraş; 25 — Cărei; 26 — Viişoara; 27 — Biled; 28 — Nădlac; 29 — Salonta; 30 — Alioş; 31 — Sar-văzel; 32 — Sînpetru German; 33 — Pecica; 34 — Dumbrăviţa; 35 — Şei-

tin.

187

Page 271: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

In urma prospecţiunilor geofizice, au fost puse în evidenţă, prin foraje o serie de structuri (fig. 161) legate de:

— cute anticlinale faliate: Abrămut, Ciocaia (fig. 162), Curtuiuşeni (fig. 163);— de domuri: Sînmartin, Secuieni, Pişcolţ (fig. 164);— de monocline: Suplacu de Barcău (fig. 165);

Structura Curtuiuşeni. Structura Pişcolţ.

structura Ciocaia.

.

Page 272: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— de ridicări majore: structura Turnu (care reprezintă o ridicare majoră separată de două sinclinalo în trei boltiri) sau ridicarea majoră Teremia-Cherestur, formată din patru boltiri: (Teremia, Cherestur-Sud, Cherestur şi Cherestur-Nord);

— de blocuri tectonice (Moftinu, Borş);

— de zone de boltiri: Calacea-Satchinez, Sandra şi Variaş (fig. 166), ultima fiind o apofiză care se desprinde din bolta anticlinală Calacea;

— de pericline: Teremia (care de fapt este periclinul de nord al ridicării Mokrin din R.S.F. Iugoslavia).

13.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Roci-mama sînt considerate calcarele bituminoase, marnele şi argilele de culoare închisă din triasic, şisturile marno-argiloase din cretacic, argilele şi marnele de culoare închisă din tortonian, sarmaţian şi pliocen inferior.

Roci rezervor. Zonele alterate ale fundamentului cristalin (Şandra, Satchinez, Variaş, Turnu, Cherestur, Pordeanu, Ciocaia), conglomeratele şi gresiile din helveţian şi tortonian (Calacea, Şandra, Satchinez, Variaş, Cherestur, Abrămuţ, Borş), pietrişurile, gresiile şi nisipurile din pliocenul (panonianul) inferior (Calacea, Satchinez, Turnu, Teremia, Suplacu de Barcău).

Roci protectoare. Toate intercalaţiile impermeabile din coloana lito-stratigrafică.Tipul zăcămintelor. Zăcămintele sînt stratiforme de boltă, stratiforme ecranate

tectonic, stratigrafie sau litologic, delimitate litologic sau de tip masiv, ultimul ca în cazul zăcămintelor din fundamentul alterat, care de cele mai multe ori formează aceeaşi unitate din punct de vedere hidrodi-namic cu miocenul sau pliocenul din cuvertura sedimentară. Zăcămintele de hidrocarburi descoperite pînă în prezent sînt cantonate în zonele alterate ale fundamentului, în tortonian, sarmaţian, miocen şi pliocenul (panonianul) inferior, iar pentru unele structuri se menţionează ca obiect de exploatare miocenul datorită faptului că există o continuitate de sedimentare între tortonian şi sarmaţian şi deliminarea acestor două etaje geologice este greu de făcut. Pe unele structuri, atît în fundament, cît şi în pliocen, s-au găsit acumulări de C02, care are origine internă şi care se exploatează odată cu gazele. Adîncimea sondelor din Bazinul Panonian variază de la 80 la 150 m (Suplacu de Barcău), pînă la peste 3 000 m.

Fig. 166. Secţiune geologică prin structura Variaş.

Page 273: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

189

Page 274: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

190Tabelul 19

Structurile şi formaţiunile geologice productive din Bazinul Panonian

Page 275: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

13.2. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

în timpul forajului pe unele structuri, au loc pierderi de circulaţie, mai frecvente în fundamentul cristalin fracturat, sau gazeificări ale fluidului de foraj.

La cercetarea sondelor care exploateză fundamentul şi panonianul inferior s-a constatat, pe unele structuri, o creştere a temperaturii, care poate să ajungă pînă la 140°C, după un timp de închidere a sondei de 24 h.

13.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zonele de prim interes sînt la Ciumeghiu, Vest Mihai Bravu, Şeitin-Nădlac, Pecica, Turnu-Est legate de capacitatea petro-gazeiferă a depozitelor pliocene, miocene şi a fundamentului cristalin alterat. De asemenea, prezintă interes de a fi investigate şi depozitele paleogene şi me-zozoice.

în tabelul 19 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Bazinul Panonian.

14. BAZINUL MARAMUREŞULUI

Page 276: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Acest bazin, considerat ca o ramificaţie a Bazinului Panonian, este situat între zona cristalino-mezozoică a Carpaţilor Orientali şi lanţul eruptiv Gutîi-Oaş. El este delimitat la sud de lanţul Munţilor Rodnei şi Lăpuşului, iar la nord-est de lanţul Munţilor Maramureşului. Peste fundamentul cristalin urmează seria depozitelor sedimentare ce aparţin jurasicului, cretacicului, paleogenului şi neogenului.

Din punct de vedere tectonic, Bazinul Maramureşului este foarte compartimentat de o serie de falii în mai multe blocuri tectonice. Prin prospecţiuni geologice şi foraje de cercetare geologică s-au obţinut informaţii atît în ceea ce priveşte strati-grafia, cit şi tectonica (tab. 20).

în acest bazin au fost identificate oserie de cute anticlinate între Valea Vi-şeului şi Valea Botizei, în general de direcţia E-V, foarte compartimentate defalii transversale care, în general, depla- FJ9 U7 structuri petrolifere

sează axul cutelor spre sud (fig. 167). din Depresiunea Maramureş.

Page 277: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

191

Page 278: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

192Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Maramureşului

Tabelul 20

Page 279: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 20. (continuare)

Page 280: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Serie Serie, etaj

Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţiuni, grosime (m)

Cretacic Senonian Marne roşii, cenuşii şi verzui.

Cenoma-nian

Gresii, conglomerate.

Jurasic Jurasicul superior

Calcare.

Fundamentul cristalin compartimentat în blocuri tectonice ridicate şi scufundate.

14.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Page 281: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Interesează din acest punct de vedere oligocenul în care este cuprinsă atît roca rezervor cît şi roca mamă.

Roca-mamă este reprezentată prin şisturile menilitice, disodilice, marnele şi argilele bituminoase din seria bituminoasă inferioară şi superioară.

Roca rezervor. Pînă în prezent, în acest bazin, s-a dovedit productiv numai oligocenul, roca-rezervor fiind gresia de Borşa.

Roci protectoare. Toate intercalaţiile de marne şi argile din gresia de Borşa.Tipul zăcămintelor. Zăcămintele de petrol sînt stratiforme boltite,

compartimentate şi stratiforme ecranate tectonic.Indicaţii de existenţa petrolului în Bazinul Maramureşului se cunosc de multă

vreme pe Valea Izei şi prima menţiune asupra unui izvor sărat, iodurat, care conţine şi petrol, datează din anul 1839. în anul 1870, localnicii extrăgeau, prin puţuri, pînă la circa 300 kg petrol, iar între anii 1893—1900 s-au săpat primele sonde la Săcel, adînci de 155—655 m. Ulterior, sondele forate pe această structură (fig. 168) au atins adîncimi de peste 1 800 m.

O activitate de explorare mai susţinutăa avut loc după anul 1950, dar rezultatelede producţie obţinute au fost slabe, datorităpermeabilităţii foarte mici a gresiei de Borşa, cape formează singurul obiectiv de exploatare din acest bazin. în afară de structura Săcel mai sînt cunoscute şi structurile pig

Sălişte, Dragomireşti, Ieud. prin structura Săcel.

Page 282: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

13 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 193

Page 283: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

14.2. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

în timpul forajului se întîlnesc dificultăţi în argilele tectonizate din seria de Valea Carelor care, uneori, prind garnitura de foraj.

14.3. DIFICULTĂŢI IN EXPLOATARE

Aceste dificultăţi se datoresc permeabilităţii foarte mici a gresiei de Borşa, ceea ce a impus executarea unor operaţii de acidizări şi fisurări hidraulice.

14.4. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Perspective de a se descoperi noi zăcăminte sînt legate de investigarea, în continuare, a oligocenului, precum şi cunoaşterea capacităţii petro-ga-zeifere a celorlalte depozite sedimentare.

15. BAZINUL TRANSILVANIEI

Bazinul Transilvaniei este un bazin intramuntos, încadrat de Carpaţii Orientali, Carpaţii Meridionali, Munţii Apuseni, Munţii Lăpuşului şi Rodnei. Peste fundamentul cristalin al bazinului, care formează o serie de zone ridicate şi scufundate, urmează discordant şi discontinuu depozite permotriasice, jurasice, cretacice, paleogene şi miocene inferioare, după care în continuare urmează depozite ce aparţin tortonianului, buglovia-nului, sarmaţianului şi panonianului (pliocenului).

în zonele scufundate, grosimea sedimentarului este de peste 6 000 m, în timp ce pe zonele ridicate grosimea lui nu atinge 200 m.

în tabelul 21 este dat profilul lito-stratigrafic al depozitelor sedimentare din Bazinul Transilvaniei.

în ceea ce priveşte tectonica bazinului aceasta este diferită şi de la exteriorul la interiorul bazinului se deosebesc trei zone:

— zona externă formată din strate neogene care se reazemă pe cadrul muntos al bazinului şi înclină uşor către interiorul bazinului. Aceste strate se prezintă, în ansamblu, ca o bordură necutată sau slab cutată ce a fost pusă în evidenţă în părţile de sud, de vest şi de nord ale bazinului;

— zona cutelor diapire care se situează la interiorul primei zone, formată din cute diapire, dispuse pe direcţia Ocna Mureşului — Ocna Sibiului — Mercheaşa — Lueta — Praid — Sovata — Beclean — Dej.

194

Page 284: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 21

Profilul lito-stratigrafic din Bazinul Transilvaniei

Serie, etaj Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţii, grosimea (m)

Pliocen (Panonian)

Alternanţă de marne şi nisipuri cu rare şi subţiri intercalaţii de tufuri andezi-dice şi mai rar de calcare dolomitice şi uneori de conglomerate. In bază, într-un pachet de marne şis-toase este intercalat tuful de Bazna.

Are o grosime de circa 600—900 m. După continuitatea de sedimentare dintre depozitele sarma-ţiene şi panoniene, ca şi după prezenţa unei microfaune meo-ţiene deasupra tufului de Bazna se poate considera că sînt depozite meoţiene şi în continuare şi depozite ponţiene, identificate faunistic.

Sarmaţian Zona cu Elphidium crespi-nae: marne, marne nisipoase cu intercalaţii de nisipuri şi strate subţiri de calcare. Alternanţă de marne, nisipuri şi tufuri dacitice, marne cenuşii şi nisipuri cu intercalaţii de calcare dolomitice la partea superioară şi de tufuri, la partea inferioară.Tuful de Sârmăşel: marne nisipoase cu intercalaţii de nisipuri.Tuful de Urca: nisipuri, marne cenuşii compacte, nisipuri cu intercalaţii de marnă şi marnă nisipoasă, în bază, tuful de Ghiriş.

Are o grosime de circa 1 160 m. Grosimea maximă circa 1 500 m în regiunea Sighişoara—Bălăuşeri. In regiunea de nord, sud şi sud-est, în sarmaţian, se menţionează local şi conglomerate, iar în regiunea Cojocna—Turda—Aiud şi Ocnişoara—Blaj, gresii dure.Limita superioară a sarmaţianului a fost fixată la nivelul zonei cu Elphidium crespinae, în locul tufului de Bazna care este cu circa 50—300 m deasupra acestei zone.

Buglovian Tuful de Ghiriş: alternanţă de nisipuri şi marne nisipoase cu intercalaţii de marne compacte, tufuri dacitice şi sporadic de gresii curbicorticale. La 240 m sub tuful de Ghiriş este tuful de Hădâreni, un reper seismic şi electric regional.Tuful de Borşa—Turda— Iclod.

Are o grosime de circa 700 m. Grosimea maximă circa 1 300 m în regiunea Mica—Sîngeorgiu de Pădure. In regiunea de nord-vest cuprinde şi concreţiuni gre-zoase, iar în regiunea Ocnişoara—Blaj, cuprinde şi concreţiuni calcaroase foarte dure.

Tortonian Nisipuri şi marne nisipoase cu Spirialis.Şisturi argiloase brune-ne-gricioase cu radiolari.

Circa 300 m grosime.Circa 10 m grosime.Tortonianul a fost întîlnit prin foraje

Bine dezvoltat pe bordura de vest,

tortonianul este reprezentat prin-tr-un facies litoral detritic,

caracterizat prin pietrişuri şi con-

Page 285: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

196 Tabelul 2] (continuare)

Page 286: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 21 (continuare)

Scurtă caracterizare Observaţii,

Serie, etaj din punct de vedere litologic grosime (m)

Stratele din Valea Al masu- Grosimea oligocenului, care apare

lui: gresie masivă albă,. la zi pe bordura nord-vestică acaolinoasă (gresie de var), bazinului, creşte înspre estul ba-gresii. zinului, ajungînd la 2 000 m gro-

Stratele de Tic: alternanţă sime în regiunea Văii Sălăuţa şi la circa 4 000 m grosime în re-

de argile roşii, verzui, cu intercalaţii de nisipuri,

giunea Bistriţa.

gresii şi cărbuni, echiva- El a mai fost semnalat şi în altelente în regiunea Jibou cu zone. Intîlnit de un foraj lastratele de Ileanda Mare Stănceni pe o grosime de 200 mformate din şisturi disodi- este format din marne cenuşii,lice, în baza cărora este gresii marnoase cu intercalaţiiun banc de marne bitumi- de marnocalcare.noase. Stratele de Tic au o grosime de circa 200 m.

Stratele de Mera: alternan-Oligocen ţă de marne şi argile verzui

nisipoase, gresii calca-roase, calcare grosiere; au o grosime de circa L0 m. Stratele de Hoia nu reprezintă decît o variaţie laterală de facies recifal al acestor strate. In regiunea Jibou aceste strate sînt formate, în bază, din şisturi argiloase, calcare mar-noase, marne şi intercalaţii de cărbuni (stratele de Curtuiuş), iar la partea superioară din marne şi calcare organogene (stratele de Ciocmani).

Seria marină superioară în jumătatea de nord a bazinului,

Stratele de Cluj: calcare cu eocenul este format în general,intercalaţii, la partea infe- din marne, argile, conglomerate,rioară, de lentile de gips. gresii şi calcare, iar în jumăta-

Marne cu Nummulites ja- tea sudică a bazinului, eocenulbiani, groase de la 1— este format, în general, din ar-10 m; marne cu brizoare, gile şi calcare.groase de circa 50 m. Eocenul a fost întîlnit prin fora-

Seria marină inferioară je la: Lujerdiu, Dîrja, Pogă-Eocen Calcar grosier inferior, gros de 6—

12 m, în sud, şi în-ceaua, Brădeşti, Copşa Mică, Aiud, Cenade, Ruşi, Merchea-şa etc.

locuit lateral, spre nordprin gresii ce au o grosime de 20 m (gresia de Racoţi);Orizontul cu Nummulites perforatus gros de 1—3 m;Orizontul gipsurilor inferioare şi al marnocalca-relor, gros de 30 m în regiunea Cluj şi de 70 m în regiunea Jibou.

197

Page 287: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 21 (continuare)

Serie, etaj Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţii, grosime (m)

Paleocen Argile vărgate (seria infe-rioară) şi soluri lateritice.

In nord-vestul şi nordul bazinului, în regiunea Jibou, seria argilelor vărgate are o grosime de peste 1700 m şi este formată dintr-un orizont roşu de circa 1 000 m grosime, un orizont de calcare de apă dulce de circa 400 m grosime, iar la partea superioară este un orizont vărgat gros tot de 400 m.

In regiunea Cluj-Napoca, seria argilelor vărgate are o grosime de circa 150 m.

Cretacic Cre-tacic supe-rior

Marne şi argile ce-nuşii, negricioase, gresii, conglomerate;

Prin foraje a fost întîlnit la Bu-neşti, Puini, Alămor, Filitelnic, precum şi pe alte domuri, pe o grosime de circa 100 m.

Cre-tacic infe-rior

Calcare cu orbitoline;Marne negricioase şi cenuşii, argile brune cu intercalaţii de conglomerate şi gresii (se consideră că această succesiune aparţine barre-mianului-apţianu-lui).Conglomerate şi marne negricioase compacte.

întîlnit prin foraje la Grînari, Bând, Alămor. La Alămor cre-tacicul calcaros aparţine albianu-lui şi a fost întîlnit pe o grosime de circa 450 m.

Jurasic Calcare gălbui, compacte Întîlnit în forajul de la Bând.

Triasic Alternanţă de marne roşii, argile cenuşii şi verzui cu diabaze;Calcare şi şisturi argiloase.

întîlnit prin forajul de la Ibăneşti, între 2 660 şi 2 885 m adîncime. La Agnita—Ghijeasa este format din conglomerate roşcate, marnocalcare, calcare şi dolo-mite.

Permian Şisturi cloritoase limonitizate şi conglomerate cu elemente de şisturi cristaline

Întîlnit prin forajul de la Ibăneşti la adîncimea de 2 885 m.

Fundamentul cristalin este format din şisturi cloritoase, sericitoase, cuarţite, mica-şisturi.

întîlnit prin foraje la Stănceni, Daia, Benţid, Grînari, Sic, Aiud, Dîrja, Pogăceaua, Gurghiu, Lu-jerdiu.

198

Page 288: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— zona centrală, formată din domuri (Fîntînele, Sărmăşel, Şincai, Ulieş, Luduş, Delenii, Cetatea de Baltă, Păingeni, Tg. Mureş, Nadeş, Copşa Mică şi altele), anticlinale (Beudiu, Enciu, Grebeniş, Cucerdea şi altele) şi brachianticlinale (Zăul de Cîmpie, Sînger, Dumbrăvioara şi altele).

Elementele structurale din zona centrală sînt rezultatul acţiunii sării din tortonian.

în general, stratele acestor forme structurale, înconjurate din toate părţile de sinclinale, au înclinări mici (1—9°). De exemplu, pe domul Puini, înclinările sînt de 1—4°, pe domul Sărmăşel de 1° 3'—6°, pe domul Luduş de 2—4°, pe domul Şincai de 4—7°, pe domul Păingeni de 5—6°, pe domul Chedia de 3—9°. Se cunosc şi cazuri cînd înclinările stratelor au valori mai mari şi variabile. Astfel, pe brachianticlinalul Sînger, înclinările au valori între 8 şi 45°, iar pe domul Cetatea de Baltă se întîlnesc înclinări de 1° 30'—5°, dar uneori şi de 7—15°. Pe domul Buneşti-Criţ se întîlnesc valori de 4—17°, iar în adîncime de 15—32°. în afară de forme structurale simetrice sînt şi forme structurale asimetrice ce au un flanc mai înclinat (Şincai, Zăul de Cîmpie şi altele). Pînă în prezent se cunoaşte cu certitudine, că numai anticlinalul Ruşi, ale cărui strate au înclinări de 10—40°, este faliat, celelalte forme structurale de care sînt legate zăcăminte de gaze nu prezintă accidente tectonice.

15.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE GAZE

Aceste condiţii sînt legate de prezenţa rocilor-mamă, rocilor rezervor, rocilor protectoare şi a capcanelor.

Rocile-mamă. Acestea sînt reprezentate prin argilele şi marnele din tortonian, buglovian, sarmaţian şi panonian şi în special prin şisturile cu radiolari (tortonian). De asemenea, trebuie luate în considerare şi şisturile bituminoase ale stratelor de Ileanda Mare (oligocen).

Rocile rezervor sînt reprezentate de nisipurile, nisipurile marnoase, marnele nisipoase şi gresiile din tortonian, buglovian, sarmaţian şi local şi din panonian. Dar în afară de acestea, calitatea de roci rezervor a mai fost pusă în evidenţă, prin probe de producţie, şi pentru alte etaje geologice şi anume: în burdigalian şi helveţian (microconglomerate, nisipuri şi gresii), în oligocen (nisipuri şi gresii) şi în eocen (gresii, nisipuri şi calcare) deşi au avut rezultate negative.

Rocile protectoare: toate intercalaţiile impermeabile care separă şi protejează complexele şi stratele purtătoare de gaze.

în formaţiuni mai vechi, în care se cunosc roci rezervor, dar care pînă acum au dat apă sărată la probele de producţie sînt, de asemenea, roci protectoare. Astfel, în baza tortonianului este sarea şi stiva de strate argiloase, în miocenul inferior intercalaţiile de marne şi argile care se mai întîlnesc şi în oligocen şi eocen, unde pot fi luate în consideraţie şi bancurile de gips, în ceea ce priveşte această calitate.

199

Page 289: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tipul zăcămintelor. în afară de zăcăminte stratifor-me boltite se întîlnesc şi zăcăminte stratiforme ecranate litologic, delimitate litologic şi zăcăminte combinate (zăcăminte stratiforme boltite cu trecere spre zăcăminte masive) foarte rar ecranate stratigrafie (Corunca-Nord în buglovian superior) şi tectonic (?) pe domul

Iernuţ. Structurile gazeifere din Bazinul Transilvaniei (fig. 169), în

funcţie de gradul de eroziune al panonianului şi al formaţiunii cu gaze au fost împărţite în trei grupuri pe care le prezentăm în cele ce urmează. După unii autori, după acelaşi criteriu structurile gazeifere au fost împărţite în cinci grupuri.

15.2. GRUPURILE DE STRUCTURI GAZEIFERE

Grupul de nord cuprinde structuri gazeifere de mare altitudine şi eroziune care, în general, au axa orientată pe direcţia NV-SE. Ca exemplu de structuri gazeifere din acest grup se menţionează: Beudiu, Enciu, Puini, Buza, Strugureni, Fîntînele, Zăul de Cîmpie (fig. 170), Sînger, Bogata de Mureş, Sînmartin, Bozed şi altele.

Din cauza eroziunii din seria gazeiferă a structurilor din acest grup lipsesc 500—1 000 m.

Grupul central, de medie altitudine şi eroziune din care, din seria gazeiferă lipsesc 100—250 m, cuprinde structuri ce au axa orientată, aproximativ, pe direcţia E-V (Cetatea de Baltă, Bazna).

Fig. 169. Secţiune geologică prin Bazinul Transilvaniei.

Page 290: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Apă ■&* "^v Apa

Fig. 170. Secţiune geologică prin structura Zău-Şăulia.

Page 291: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

200

Page 292: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Grupul sud-estic, de mică altitudine şi eroziune, unde seria ga-zeiferă are un înveliş de pano-nian pe alocuri parţial erodat (Er-nei, Corunca, Filitelnic şi altele)

în partea de sud şi de est a cuvetei, structurile au, în general, axa orientată pe direcţia N—S şi prezintă, unele dintre ele, dezar-monii intraformaţionale, care au determinat o deplasare a axului structurilor, de la verticală, cu adîncimea. După o nouă concepţie (D. Prodan) structurile gazei-fere sînt dispuse pe aliniamente lineare, lineare în culise, unele aliniamente prezentînd, probabil, ramificaţii. Dezarmoniile intraformaţionale, in partea de est a bazinului se întîlnesc în special la limitele dintre etajele geologice ce aparţin formaţiunii cu gaze. Dacă în grupul de nord dezar-monii vizibile se cunosc numai pe patru structuri (Puini, Şincai, Bogata de Mureş şi Vaidei), în grupul central, numai pe domul Bazna, în schimb în grupul sud-estic, se întîlnesc pe nouă structuri (Dumbrăvioara, fig. 171), Filitelnic, Nadeş, Copşa Mică, Noul Săsesc, Firtuşu, Sîngeorgiu de Pădure (fig. 172), Ghineşti-Trei Sate, Gălăţeni). Pe domul Bogata de Mureş (fig. 173) axa se deplasează la orizonturile inferioare, de la vest către est. La Filitelnic care în sarmaţian este un brachianticlinal de direcţie ENE-VSV, cu două culminaţii, în buglovian şi tortonian se configurează trei culminaţii, datorită dezarmoniei intraformaţionale. Pe domul Bazna, orientat est-vest, apexul se deplasează, în adîncime, către sud, tot datorită dezarmoniei intraformaţionale. Domul Noul Săsesc la suprafaţă este orientat

Fig. 172. Secţiune geologică prin structura Sîngeorgiu de Pădure.

Fig. 171. Secţiune geologică prin structura Dumbrăvioara.

Om 4

Page 293: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

201

Page 294: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 173. Harta structurală Fig. 174. Secţiune geologică prinpentru domul Bogata de structura Tăuni.Mureş la complexul I şi la

complexul VII.

N-S, pentru ca în adîncime odată cu deplasarea axei spre vest, faţă de axa de la suprafaţă, să ia forma unui brachianticlinal. Dezarmonii care corespund limitelor etajelor geologice ce aparţin formaţiunii cu gaze au fost bine puse în evidenţă pe cuta anticlinală Gălăţeni.

Grupurile de domuri sînt separate între ele de sinclinale majore, iar în cadrul fiecărui grup, sinclinale minore înconjoară cupolele de gaze ale fiecărei structuri. Limitele gaze-apă, marginale, ale stratelor productive, din cuprinsul unui complex, în plan vertical, au forma unei linii în zigzag (Tăuni şi alte structuri, fig. 174).

în general, numărul orizonturilor care produc gaze, în afară de faptul că este în strînsă legătură cu gradul de eroziune, depinde şi de variaţiile de litofacies. Nisipurile din partea inferioară a tortonianului inferior, din structurile grupului de nord, trec treptat în marne în domurile din grupul central, pentru ca din nou să treacă în nisipuri cu intercalaţiuni marnoase în structurile din grupul sud-estic.

La unele structuri din cel de-al treilea grup şi în special la cele din partea de est, se constată şi prezenţa unor colectoare cu COa care este de origine internă şi al cărui proces de migraţie a fost uşurat de prezenţa unor accidente tectonice.

Primul zăcămînt de gaze a fost descoperit în Bazinul Transilvaniei în anul 1909, de sonda nr. 2 Sărmăşel, pentru ca pînă în prezent să fie descoperite peste 70 structuri, dintre care cea mai mare parte după anul 1948 (fig. 175). Structurile au fost puse în evidenţă atît prin prospecţiuni geologice, cît şi prin prospecţiuni geofizice.

Zăcămintele de gaze, formate în general din 99<y0 metan, asociat cu dioxid de carbon şi oxigen, sînt cantonate în afară de tortonian, buglo-vian, sarmaţian şi în panonianul inferior, adîncimea sondelor de exploatare, pe unele structuri, fiind de peste 3 200 m.

202

Page 295: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 175. Structurile gazeifere din Bazinul Transilvaniei :1 — Beudiu; 2 — Enciu; 3 — Strugureni; 4 — Puini; 5 — Buza; 6 — Flntînele; 7 — Sărmăşel; 8 — Crăieşti—Er-cea; 9 — Bozed; 10 — Sînmartin; 11 — Ulieş; 12 — Şin-cai; 13 — Grebeniş; 14 — Zăul de Cîmpie; 15 — Săulia; 16 — Dobra; 17 — Luduş; 18 — Sîngcr; 19 — Iclănzel; 20 — Vaidei; 21 — Săuşa; 22 — Bogata; 23 — Lechinţa—Iernuţ; 24 — Cucerdea; 25 — Delenii (Saroş); 26 — Cetatea de Baltă: 27 — Bazna; 28 — Tăuni; 29 — Lunca; 30 — Pă-ingeni; 31 — Voivodeni; 32 — Ibăneşti; 33 — Dumbră-vioara; 34 — Teleae; 35 — Ernei; 36 — Tîrgu Mureş; 37 — Corunca; 38 — Acăţari; 39 — Miercurea Nirajului; 40 — Dămieni; 41 — Măgherani: 42 — Ghineşti—Trei Sate; 43 — Găl5'cni; 44 — Suveica; 45 — Sîngeorgiu de Pădure; 46 — Cuşmed; 47 — Filitelnic; 48 — Laslăul Mare; 49 — Prod-Seleuş; 50 — Şoimuş; 51 — Nadeş; 52 — Firtuşu; 53 — Tărceşti; 54 — Benţid; 55 — Chedia; 56 — Eliseni: 57 — Cristuru; 53 — Brădeşti; 59 — Beia; 60 — Buneşti— Criţ; 61 — Daia—Telina; 62 — Noul Săsesc; 63 — Copşa Mică; 64 — Petiş: 65 — Vîrghiş: 66 — Ruşi; 67 — Ilim-bav; 68 — Pipea; 69 — Porumbenii Mici; 70 — Chedia-Est; 71 — Simioneşti; 72 — Medişor.

15.3. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

Dintre dificultăţile întîlnite în timpul forajului se menţionează:Tendinţe accentuate de deviere (care pot duce la formarea de găuri-cheie),

datorită înclinărilor mari ale stratelor în special în cazul structurilor asimetrice, situaţii întîlnite pe structurile Grebeniş şi Vaidei. în astfel de cazuri se aplică un regim de foraj restrictiv, cu apăsări mici şi se folosesc ansambluri de fund rigidizate.

Excavări exagerate ale pachetelor de strate mânioase din tortonian. Astfel de situaţii au fost întîlnite la Voivodeni, Fîntînelc şi altele.

Aceste excavări exagerate ale pereţilor găurii de sondă duc la o calitate slabă a operaţiilor de cimentare. în aceste zone nu se poate realiza o viteză ascensională de cimentare corespunzătoare unui regim de curgere laminar şi din această cauză nu se poate dezlocui fluidul de foraj astfel ca laptele de ciment să vină în contact direct cu peretele găurii de sondă.

203

Page 296: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Calitatea slabă a cimentării are efecte negative la punerea în producţie a sondei c'ind apar gaze în spatele coloanelor sau apar comunicaţii între orizonturile productive. Pentru prevenirea acestor fenomene se utilizează un fluid de foraj special cu lignosulfonat de calciu, care împiedică formarea cavernelor.

Lipsa unui strat protector deasupra complexelor gazeifere de la suprafaţă, din sarmaţian, duc la complicaţii în foraj, la cimentări primare nereuşite, la folosirea unor fluide grele, la un program de construcţie cu 3—4 coloane la o adîncime a sondelor de 1 800—2 000 m (zona Ernei-Dumbrăvioara).

Prinderea şi lipirea garniturii în pachetele de strate nisipoase din sarmaţian şi bnglovian.

Aceste fenomene întîlnite în special în partea centrală şi de est a bazinului (structurile Filitelnic, Laslău) sînt favorizate de folosirea unor fluide de foraj cu filtrat mare.

Pierderi de circulaţie, în special la cimentarea coloanelor intermediare şi de exploatare în zone slab consolidate, în sarmaţian (structura Măghe-rani-Sud). Fluidul de foraj folosit, cu densitatea de 1,30—1,40 kg/dm3, nu se pierde în timpul forajului, în schimb la operaţia de cimentare se pierde total circulaţia cu lapte de ciment uşor, de 1,60—1,65 kg/dm3.

La traversarea formaţiunilor ce conţin hidrocarburi şi CO2, în cazul structurilor Benţid, Tărceşti, Cuşmed, Firtuşu, au loc dificultăţi care se datoresc folosirii unui fluid de foraj puţin rezistent la contaminarea cu C02. Se pare că, la traversarea tortonianului, C02 în stare lichidă pătrunde în masa fluidului de foraj, îl contaminează şi orizonturile de gaze de deasupra nu mai pot fi ţinute în respect. De aceea se recomandă folosirea unui fluid de foraj mai rezistent la acţiunea dioxidului de carbon.

15.4. DIFICULTĂŢI IN EXPLOATARE

La punerea în producţie a sondelor apar o serie de dificultăţi datorate, în general, folosirii unor fluide de foraj cu proprietăţi necorespunzătoare la traversarea orizonturilor productive.

15.5. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE'

Sînt posibilităţi de descoperire de noi structuri gazeifere în formaţiunea cu gaze, prin intensificarea lucrărilor de prospecţiuni şi de foraje şi prin reinterpretarea distribuţiei structurilor pe aliniamente lineare şi lineare în culise. De asemenea, prezintă interes investigarea depozitelor preneogene.

16. PLATFORMA MOLDOVENEASCA

Platforma Moldovenească, cuprinsă între falia pericarpatică şi Valea Prutului, reprezintă extinderea vestică pe teritoriul ţării noastre a Platformei Est-Europene şi se întinde în sud pînă la un sistem de falii de pe

204

Page 297: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Profilul lito-stratigrafic din Platforma Moldovenească

Tabelul 22205

Page 298: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 22 (continuare)

Serie Serie, etaj, Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţii, grosime (m)

Jurasic Argile şi marne vişinii cu intercalaţii de anhidrit, marne, calcare, conglomerate breccioase roşietice (jurasic superior)

Marne, calcare, în alternanţă cu gresii silicioase şi calcaroase (jurasicul mediu)

Carbonifer Alternanţă de nisipuri, marne, argile şi gresii cuarţifere

întîlnit în partea de vest a platformei

Devonian Calcare, gresii roşcate (Crasna)

Calcav e Gresii roşcate (Roman)

Circa 200 m grosime

Silurian Calcare, gresii calcaroase şi argiloase, gresii cuarţitice şi şisturi argiloase dure

In partea de est a platformei este predo-minant calcaros, iar în partea de nord-vest este argilos-bitu-minos.Grosimea poate trece de 1 200 m.

Precambrian(cambrian-ordovician)

Şisturi argiloase-negricioase şi gresii cenuşii sau roşietice, parţial argiloase dure, cu intercalaţii de şisturi argiloase bituminoase.

Caracterizează partea de nord-vest a platformei şi arc circa 600 m grosime (întîlnit prin foraje la Iaşi).

direcţia sud-Bacău—Găiceana—Glăvăneşti—Neguleşti—Bîrlad—Murgeni, unde ia contact cu Depresiunea Bîrladului, la sudul căreia se află Promontoriul Nord-Dobrogean. Peste fundamentul acestei platforme urmează învelişul sedimentar format din depozite precambriene, siluriene, devoniene, carbonifere, jurasice, cretacice, eocene, miocene şi pliocene (tab. 22).

Fundamentul platformei este diferit: în partea de nord-vest este format din micaşisturi, paragnaise, graniţe (granitul roşu întîlnit prin forajul de la Todireni), iar în partea de sud-est, din şisturi verzi care s-ar părea că încalecă fundamentul metamorfozat.

Platforma Moldovenească se prezintă, în ansamblu, ca un monoclin ce coboară în trepte de-a lungul unor falii, spre vest şi sud, fiind încălecat de depozitele sarmato-pliocene ale Avanfosei Carpatice. Pe fondul acestui monoclin, prin prospecţiuni geofizice, au fost puse în evidenţă o serie de slabe boltiri, mai numeroase în eocen şi mai puţin numeroase în mezozoic şi de care sînt legate structuri gazeifere, petrolifere şi gazo-petrolifere (fig. 176).

206

Page 299: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 176. Structurile pctro-gazeifere şi gazeifere dinPromontoriul Nord-Dobrogean, Depresiunea Bîrladului

şi Platforma Moldovenească:a — Promontoriul Nord-Dobrogean; 1 — Independenţa: 2 — Frumuşiţa; 3 — Suraia; 4 — Matca; 5 — Ţepu; b — Depresiunea Bîrladului: 1 — Homocea; 2 — Huruieşti; 3 — Ne-guleşti; 4 — Glâvăneşti: 5 — Găiceana; 6 — Conteşti; c — Platforma Moldovenească: 1 — Roman—Secuieni; 2 — Mărgineni; 3 — Cuejdiu; 4 — Mălini; 5 — Valea Seacă; 6 —

Frasini.

16.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ACUMULĂRILOR DE HIDROCARBURI

Roci-mamă. Pot fi considerate roci-mamă şisturile bituminoase pre-siluriene, argilele bituminoase siluriene, argilele şi marnele tortoniene şi marnele sarmaţiene.

Rocile rezervor. Acestea sînt formate de gresiile tortoniene, nisipurile bugloviene şi nisipurile şi gresiile din baza sarmaţianului.

207

Page 300: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 177. Secţiunea geologică prin structura Roman—Secuieni.

Page 301: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 178. Secţiunea geologică prin struc- Fig. 179. Secţiune geologică printura Frasin. structura Mărgineni.

Ca roci rezervor se mai întîlnesc, în Platforma Moldovenească, gresii in cambrian, silurian, devonian şi carbonifer, precum şi gresii şi calcare in mezozoic.

Roci protectoare. Au calitatea de roci protectoare toate intercalaţiile impermeabile din coloana lito-stratigrafică a platformei.

Tipul zăcămintelor. Zăcămintele sînt stratiforme ecranate tectonic sau delimitate litologic ca în cazul zăcămintelor de gaze din sarmaţianul structurii Roman-Secuieni (fig. 177).

Structurile descoperite pînă în prezent sînt, în general, de tip mono-clinal, ca cele de la Frasin (fig. 178), Mălin, Valea Seacă, Roman-Secuieni, Mărgineni (fig. 179). La Frasin şi Mălin, în afară de gaze, s-au descoperit şi zăcăminte de condensat.

16.2. DIFICULTĂŢI ÎN FORAJ

în Platforma Moldovenească se întîlnesc dificultăţi de foraj în sarma-ţian, tortonian şi cretacic.

în sarmaţian au loc strîngeri şi dărîmări ale pereţilor găurilor de sondă, precum şi gazeificări ale fluidului de foraj. în dreptul zonelor purtătoare de gaze se forează cu fluide de foraj cu densităţi de 1,6—2 kg/dm3.In tortonian are loc contaminarea fluidului de foraj cu anhidrit şi 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 densităţi ale fluidului mai mari de 1,25 kg/dm3. Pentru traversarea tor-.. .v.lui se tubează sarmaţianul cu gaze şi buglovianul, în baza căruia este anhidritul, cu o coloană pierdută de 177,8 mm (7 in).

In cretacic, în partea superioară a acestuia, în zona marnocalcarelor cenuşii, fisurate, au loc pierderi ale fluidelor de foraj, la densităţi mai mari de 1,25 kg/dm3.

Page 302: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

•4 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 209

Page 303: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

16.3. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este investigarea în continuare a tortonianului încălecat de depozitele de fliş (Zona Frasin-Cuejdiu). De asemenea, se va putea pune problema investigării depozitelor mezozoice.

în tabelul 23 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Platforma Moldovenească.

Tabelul 23

Structurile şi formaţiunile geologice productive din Platforma Moldovenească

Structura Tortonian Bugiovian Sarmaţian

Bacău #

Roman-Secuieni <$■ #

Mărgineni <*

Cuejdiu •

Mălin <*• v

Valea Seacă #

Frasin #•

17. DEPRESIUNEA BIRLADULUI Şl PROMONTORIUL NORD-DOBROGEAN

Depresiunea Bîrladului este cuprinsă între Promontoriul Nord-Dobro-gean, îngropat la NNV de Galaţi, şi Platforma Moldovenească, de care este delimitată de un sistem de falii de pe direcţia sud Bacău—Găicea-na—Corbeasca—Glăvăneşti—Neguleşti—Bârlad—Murgeni (fig. 176).

Depresiunea Bîrladului reprezintă prelungirea pe teritoriul ţării noastre a Depresiunii Predobrogene din sudul R.S.S. Moldoveneşti de care este separată de o ridicare transversală situată de-a lungul Văii Prutului,

210

Page 304: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 24

Profilul li to-stra tigratic din Depresiunea Bir Iad ui ui şi PromontoriulNord-Dobrogean

Serie Serie, etaj, subetaj

Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţii, grosime (m)

Pliocen Levantin Pietrişuri, alternanţă de marne, nisipuri, a'rgile şi gresii

In partea de nord a depresiunii, levantinul şi dacianul au o grosime de circa 900 metri.

Dacian Alternanţa de nisipuri cu marne argiloase negricioase, uneori brune cu intercalaţii de strate subţiri de lignit.

Meoţian Alternanţă de marne, nisipuri şi gresii

Miocen Sarmaţian superior

Strate subţiri de nisipuri şi gresii slab oolitice în alternanţă cu marne cenuşii.

Intîlnit constant în baza pliocenului. In partea centrală a depresiunii atinge grosimea de 1 200 m.

Sarmaţian mediu şi superior

Gresii, calcare oolitice şi nisipuri cu intercalaţii de marne cenuşii

Buglovian Alternanţă de nisipuri, gresii, marne şi argile

Circa 700 m grosime

Tortonian Marne cu intercalaţi de an-hidrit; gresii calcaroase mica-cee cu intercalaţii de marne cenuşii şi gips (în partea centrală şi de nord).

Circa 80 m grosime

Paleogen Eocen Argile verzi şi gresii glauconi-tice Intîlnit sub formă de petice, are o grosime de 10—70 m.

Cretacic Cretacic inferior

Calcare organogene cu intercalaţii de marne, calcare dolomi-tice.

Jurasic Calcare albe (în partea de sud a depresiunii) Argile marnoase cenuşii închise şi negre, cu intercalaţii de gresii, marnocalcare, ce ating circa 80 m grosime şi considerate ca aparţinînd doggerului (în partea centrală a depresiunii).

Page 305: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

14» 211

Page 306: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 24 (continuare)

Serie Serie, etaj, subetaj

Scurtă caracterizare din punct de vedere litologic

Observaţii, grosime (m)

Jurasic Marne bariolate în alternanţă cu gresii, calcare, dolo-mite şi intercalaţii de anhidrit, considerate ca aparţi-nînd malmului (în partea de nord a depresiunii)

Triasic Superior Marne şi argile cărămizii-vişinii cu intercalaţii de gresii roşcate şi anhidrit.

Mediu şi inferior

Calcare albe, negre şi roşcate uneori breccioase, cu intercalaţii de marne cenuşii şi gresii calcaroase roşii-vio-lacee cu vine de calcit.

Paleozoic Gresii silicioase, conglomerate cu elemente mici, şisturi verzui, argilite.

coboară înspre Depresiunea Precarpatică şi se ridică către Valea Prutului. Promontoriul Nord-Dobrogean corespunde prelungirii spre NV a Do-brogei de Nord, între cursurile inferioare ale Şiretului şi Prutului, pe sub depozitele neogene şi mai vechi, şi reprezintă Orogenul Nord-Dobrogean. Zona de afundare a Promontoriului Nord-Dobrogean are loc între structurile Ţepu, la nord, şi Adjud la sud, şi respectiv între aceste două structuri se poate considera delimitarea dintre Depresiunea Bîrladului şi Promontoriul Nord-Dobrogean. în zona Promontoriului Nord-Dobrogean fundamentul cristalin întâlnit la Frumuşiţa, la circa 700 m adîncime, este acoperit de pliocen şi local se interpune şi sarmaţianul iar în Depresiunea Bîrladului, peste fundament urmează depozite paleozoice, puţin mai bine cunoscute, mezozoice, paleogene, miocene şi pliocenc (tab. 24).

17.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă sînt reprezentate prin calcarele negre din triasiac, argilele din dogger, intercalaţiile pelitice din tortonian, sarmaţian şi meoţian.

Rocile rezervor sînt formate din calcare (triasic), gresii (dogger), gresii şi nisipuri (tortonian, sarmaţian şi meoţian).

Rocile protectoare sînt prezente prin toate intercalaţiile impermeabile din profilul lito-stratigrafic.

Tipuri de zăcăminte: stratiforme boltite şi ecranate tectonic (Independenţa), lentiliforme (Glăvăneşti) sau combinate.

Structurile descoperite pînă în prezent sînt legate fie de slabe boltiri puse în evidenţă pe fondul Promontoriului Nord-Dobrogean (Independenţa, Matca), fie de anticlinale foarte slab boltite: Glăvăneşti (fig. 180), Găiceana (fig. 181), de monocline (Suraia), de pinteni structurali (Ţepu, fig. 182) sau de blocuri tectonice (Neguleşti). Pe cele mai multe structuri au fost întîlnite zăcăminte de hidrocarburi în sarmaţian, pe un număr mai

212

Page 307: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 180. Secţiune geologică prin structura Glăvăneşti.

Page 308: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 181. Secţiune geologică prin structura Găiceana.

SE

Page 309: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 182. Secţiune geologică prin structura Ţepu.

Page 310: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

redus în tortonian şi meoţian şi numai pe una în jurasic şi triasic. Sondele au adîncimi cuprinse între 650 m (Independenţa) şi peste 2 200 m (Matca) sau chiar peste 4 000 m (Conteşti).

17.2. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

Dificultăţi în foraj se întîlnesc în tortonian, unde fluidul de foraj este contaminat de anhidrit, iar în tortonianul grezos au loc pierderi de circulaţie la densităţi ale fluidelor de foraj de peste 1,2 kg/dm3. Sarmaţia-nul dă mai puţine dificultăţi şi ele constau în strîngeri de gaură. în plio-cen, dificultăţile constau, pe uncie structuri, în dărîmări ale pereţilor găurilor de sondă.

17.3. DIFICULTĂŢI ÎN EXPLOATARE

Pe unele structuri au loc, în timpul deschiderii stratelor, blocarea acestora cu fluide de foraj.

17.4. PERSPECTIVE DE NOI ZĂCĂMINTE

Zona de prim interes este Conteşti, pentru posibilităţile petrolifere ale depozitelor mezozoice, iar în depresiunea Promontoriului Nord-Dobrogean prezintă interes investigarea, în continuare, a depoitelor paleozoice şi ale miocenului.

în tabelele 25 şi 26 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Depresiunea Bîrladului şi Promontoriul Nord-Dobrogean.

Page 311: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 25

Structurile şi formaţiunilegeologice productive dinDepresiunea Bîrladului

Tabelul 26

Structurile şi formaţiunile geologiceproductive din Promontoriul

Nord-Dobrogean

Page 312: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Jurasic Triasic

Sarma-ţian

Adj ud— Homocea

#

Huruieşti •

Neguleşti # •

Glăvănesti # •

Găiceana cond.

Conteşti •

Structura

Paleo-zoic

Torto-nian

Sarma-ţian

Meo-ţian

Independenţa <*•

Frumuşiţa &•

Suraia • <*

Matca # <*• <*•

Ţepu • • # ft

Page 313: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

214

Page 314: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

18. PLATFORMA MOESICA

Platforma Moesică cuprinde zone ce se întind de o parte şi de alta a cursului inferior al Dunării, între Depresiunea Precarpatică, la nord, Depresiunea Prebalcanică, la sud, şi Orogenul Nord-Dobrogean la nord-est. Delimitarea în partea de nord se face de~a lungul unei linii tectonice, considerată ca prelungirea faliei pericarpatice de pe direcţia Mizil—Ti-nosu—Gura Şuţii—Spineni—Bibeşti—Drobeta—Turnu-Severin, iar în partea de sud, pe teritoriul ţării noastre, delimitarea este făcută de Dunăre, iar în nord-est de falia Peceneaga-Camena (fig. 183).

Platforma Moesică are două mari sectoare: unul vestic, cu o poziţie mai coborîtă şi o succesiune de sedimente aproape completă şi un sector estic cu o poziţie mai ridicată şi cu multe lacune stratigrafice (tab. 27). Delimitarea celor două sectoare este făcută de falia Tîrgu Fierbinţi— Belciugatele, de-a lungul căreia depozitele triasice din sectorul estic vin în contact cu cele carbonifere din sectorul vestic.

Principalele elemente structurale majore, care se prezintă sub forma unor creste şi caracterizează tectonica platformei sînt: Nord Craiova — Balş — Optaşi, în vest şi Bordei Verde, în est. Prima reprezintă o creastă •a fundamentului cristalin, iar a doua, a şisturilor verzi.

Structura formaţiunilor paleozoice este un rezultat al formelor pozitive şi negative ale fundamentului, iar formaţiunile mezozoice şi mai noi au o structură în blocuri, pe un fond, în general, de monoclin. în ceea ce priveşte structura de detaliu a platformei, care pe marginea nordică se afundă sub Depresiunea Precarpatică, se caracterizează printr-un sistem pronunţat de falii care o compartimentează.

La nivelul formaţiunilor paleozoice şi triasice sînt următoarele zone majore de ridicare: Dîrvari— Strehaia, Leu — Balş — Optaşi, Nord Bulgară, Bordei Verde şi Central Dobrogeană.

Ridicarea Dîrvari—Strehaia se prelungeşte în R. P. Bulgaria pe la Vidin, iar ridicarea Leu — Balş — Optaşi se prelungeşte şi se afundă şi ea în R. P. Bulgaria pînă la Ghighen, iar pe direcţia ost — Optaşi ea se prezintă ca o cordilieră ce se afundă pînă la Periş. Do această ridicare sînt legate o serie de elemente structurale sub formă de boltiri (Iancu Jianu, Oporelu).

Ridicarea Nord-Bulgară se prelungeşte în ţara noastră între Olteniţa şi Giurgiu, pînă la Videle.

Ridicarea Bordei-Verde reprezintă o afundare spre nord-vest a ridicării Central — Dobrogene, delimitată de cele două falii Peceneaga — Camena şi Capidava — Ovidiu.

Principalele ridicări sînt separate de zone depresionare, astfel, între ridicările Strehaia — Dîrvari — Vidin şi Optaşi — Balş — Leu este zona depresionară Craiova — Băileşti care se prelungeşte în R. P. Bulgaria la Lom, iar spre nord, sub forma unui culoar face legătura cu Depresiunea Getică.

Ridicările Leu — Balş — Optaşi şi Nord-Bulgară sînt separate de Depresiunea Roşiori — Alexandria.

Depresiunea Călăraşi — Tg. Fierbinţi separă ridicarea Central — Dobrogeană de ridicarea Nord — Bulgară şi Balş — Optaşi — Periş.

Unele accidente tectonice care compartimentează platforma au un caracter regional, ele afectînd întreaga succesiune a depozitelor sedimen-

215

Page 315: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 27

Profilul lito-stratigrafic din Platforma Moesică

Page 316: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Sistem Serie Partea de vest Partea de est

Etaj Scurtă caracterizaredin punct devedere litologic

Scurtă caracterizaredin punct devedere litologic

1 2 3 4 5

Neogen Pliocen Levantin Dacian

Pietrişuri, argile, marne şi intercalaţii de cărbuni. Alternanţă de marne şi nisipuri, argile, gresii, mi-croconglomerate şi cărbuni.

Pietrişuri, argile, marne şi intercalaţii de cărbuni. Alternanţă de marne şi nisipuri, argile, gresii, microconglome-rate şi cărbuni.

Ponţian Marne, nisipuri şi marne nisipoase.

Marne, nisipuri, gresii şi marne nisipoase

Meoţian Alternanţă de nisipuri fine, gresii calcaroase, gresii oolitice şi marne.

Alternanţă de nisipuri fine, gresii calcaroase, gresii oolitice şi marne

Miocen Sar-ma-ţian

Supe-rior

Alternanţă de gresii şi marne.

Alternanţă de t gresii şi marne f

MediuInferior

Alternanţă de gresii, marne şi nisipuri. Pe zone mai ridicate sînt gresii calcaroase şi calcare.

Alternanţă de gresii, marne şi nisipuri. Pe zonele mai ridicate sînt şi gresii calcaroase şi calcare

Buglovian E x o n dare

Tortonian superior

Marne, nisipuri, gresii, conglomerate, calcare şi dolomite, local, în bază anhidrite.

Marne şi nisipuri, gresii şi anhidrite.

Tortonian Helveţian Burdigalian Acvitanian

E x o n dare

Paleo-gen

Oligocen E x o n dare

Superior E x o n dare

217

Page 317: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 27 (continuare)

1 2 3 4 5

Paleogen Eocen Mediu Marne cenuşii-verzui cu intercalaţii de marno-calcare şi gresii (sud de Craiova)

Inferior E x o n dare

Paleocen

Creta-cic Cretacic superior

DanianS

en

on

in

ia

n

Maastri-chtian

Calcare cretoase cu intercalaţii de marne şi calcare grezoase.

Senonianul a fost identificat, ca şi in partea de vest, numai prin maastrichtian şi santonian. Uneori este complet erodat.

Campanian

Santonian Calcare grezoase silexuri, tufite.

Coniacian

Cretacic mediu(Albian-Turonian)

Turonian Alternanţă de marne şi argile cu marno-calcare cenuşii.

^Alternanţă de f marne şi argile ' cu frecvente intercalaţii de calcare şi marnocal-care.

Cenomanian l'Marne, marnocal-Jcare, gresii.

In general marne.

Albian-Vraconian

Marne, nisipuri fine, glauconitice. In depresiunea Roşiori intercalaţii de calcare. La vest de Valea Jiului lipseşte.

In locul marnelor apar calcare. Lipseşte la Urziceni, la est de care apare în facies nisipos glauconi-tic, cum este de altfel întîlnit si în zona Hîrlesti-Glavacioc, unde în zona de trecere de la marne la calcare sînt gresii şi nisipuri glauconitice.

A 1

b i

a n

Superior Mediu

Marne cu cepha-lopode

Nisipuri glauconitice, marne şi gresii glauconitice.

Inferior E x o n dare

218

Page 318: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 21 (continuare)

1 2 3 4 5

Creta-cic

Cretacic inferior

aM

sO

o

ApţianBarremianHauterivianValanginianBerriasian

Apţianul uneori lipseşte. Calcare, pe alocuri marno-calcare, marne.

Calcare detritice organogene cenuşii

Jurasic superior

Malm Tithonic Calcare şi dolo-mite

Calcare şi dolo-mite

Kimmeri-digianOxfordian

Calcare fine, cenuşii deschise, parţial noduloase.

Calcare oolitice şi dolomite.

Jurasic mediu

u

O

CC

tac

O

Q

Complex superior

Callovian superior

Calcare noduloase roşii brune.

Calcare şi dolo-mite.

Callovian inferior

Marne, marno-calcare

Complexul superior marnos lipseşte la est de Bucureşti.

Batonian inferiorBajocian superior

Marne şi marno-argile cenuşii-ne-gricioase cu concreţiuni de pirită şi diaclaze de calcit.

Complex inferior

Bajocian inferior

Alternanţă de gresii cu nisipuri, intercalaţii de argile şi marno-argile cenuşii sau brune. In unele zone, intercalaţii de calcare organo-gene şi de conglomerate

Argile negricioase cu intercalaţii de nisipuri (Călăraşi). Calcar brun.

Jurasic inferior

Liasic superior

Aalenian Argile şi marne argiloase (Caracal)

Probabil absent

Toarcian Calcare şi marno-calcare cenuşii-negricioase. Uneori calcare organogene cu intercalaţii subţiri de gresii cenuşii-deschise

Liasic Keuper

E x o n d a r e

219

Page 319: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 27 (continuare)

Page 320: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

1 2 3 4 5

u Rhetian

Norian

>C3

« Marne,Nisipuri, gresii argile brune.

Marne,Nisipuri, argile brune-cărămizii şi gresii

Su- a Carmian 3.3

Nisipuri, Alternanţe de ni-pe- a C/9 gresii sipuri, argile nerior 3' t/:- argile cenuşii gricioase-cenuşii

► 4 O 0.2"C q>c/2

(Strehaia,Balota, Leu,Dăbuleni,Negreni,Ciureşti,Vlaşin,Hîrlesti).

şi gresii

în nord — Calcare galbene-

X Ladinian argile, marne, gresii cal-caroase, calcare, dolomi-te, curgeri de

brune; dolomuc

Tria- lavă.sic ii a >cd în sud — al- Ex: Soldanu,

X CJ ternanţă de Călăreţi.Me- ~ .„ argile, anhi-diu 0 .e

l

4*

6drite, eventual sare, calcare, dolo-

Infe- 0

1t/s

3T3

Anisian 01—1

0

05 0)

mite (Segar-cea, Brădeşti, Işalniţa, Leu, Oporelu, Optaşi, Ciureşti, Videle, Glavacioc, Cartojani).Dezvoltare redusă. Argile bru-ne-ciocolatii

rior c cain

i3

Werfenian cu intercalaţii de gresii,

marne roşca-pq te, nisipuri şi

cuarţite roz.

mfia 0

Alternanţă 1 Argile brune-vi-

de marne, şinii în alternan-Permo- Per- Zechstein •t-i argile, nisi- ţă cu gresii şitriasic mian 0 puri şi gresii roşii-vişinii

;/:• de culoare nisipuri silicioase0 roşie sau (circa 200 m gro-.5 brună-vişi- sime); nisipuri şiV nie. gresii silicioase

220

Page 321: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 21 (continuare)

1 2 3 4 5

Intercalaţii de conglomerate comparabile cu cele de tip Veru-cano. La Cetate peste calcarele di-

brun-roşcate şi cenuşii-gălbui (300 m grosime); argile şi marne compacte brun-cărămizii cu in tercalaţii de an-hidrit (Cernavo-

>rt nanţiene ur- dă, Cobadin). Se-cs mează con- ria roşie inferioa-o glomerate . ră lipseşte în zo-

i n f

e r

i

negricioase cu elemente de cuarţite, calcare vinete si marno-

na Ciochina.

Permo- Per- Zechstein argile în al-triasîc mian O ti

a ti0)

ternanţă cu calcare vinete şi marnă roşie. Do-lomite .şi an-hidrite (Ciureşti). Erupţii por-firice (Bi-beşti, Balş, Spineni, Optaşi, Că-lugăreni, Vi-dele, Izvoru, Cartojani, Petresti, Corbii Mari).

-

Stephanian Marne şi argile cu intercalaţii

Alternanţă de marno-argile bi-

Superior Westfalian subţiri de gresii şi calcare.

tuminoase cu gresii fine negri-

Mediu Namurian La partea superioară intercalaţii de cărbuni, în sud predomină argile şi cărbuni

cioase, cărbuni şi calcare negre (Călăreţi); argile brune-cenuşii. (Comana, Negru Vodă). Stephanianul

(Argetoaia, Ră-Carboni- cari, Peretu, Vla- nu a fost încă

fer şin, Peris). dovedit.i Visean Calcarinite brune- Calcare organo-

gălbui cu intercalaţii de calcare

gene, calcare criptocristaline,

Inferior fin granulare, calcarinite, do-(Dinanţian) uneori pseudo-

olitice, brun-ne-lomite, calcare silicifiate (Călă-

Tournaisian gricioase (Cetate, Rîcari, Brădeşti, Făureşti, Mitro-f»n\

raşi).

221

Page 322: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 27 (continuare)

1 2 3 4 5

Devo-nian

Superior

Mediu

Fammenian

Frasnian

Givetian

Eifelian

Dolomite bituminoase cu piriti-zări. Calcare or-ganogene. Inter-calaţii de anhi-drit, gipsuri, argile şi gresii. Dolomite (Dîrvari, Balş, Iancu Jia-nu, Ciureşti).Gresii silicioase cenuşii cu intercalaţii de şisturi argiloase, micro-gresii sau conglo-merate.

Calcare, în parte dolomitizate, cu intercalaţii de anhidrit, gipsuri şi intercalaţii subţiri de argile brun închise şi gresii (Amara, Bordei Verde, Mangalia). Prezenţa famme-nianului încă nu a fost dovedită

InferiorCoblentian

Gedinian

Argilite negricioase, uneori roşcate. (Cetate, Ciureşti-Sud).

Argilite negri-cioase (Ianca, Comana, Man-galia).

SilurianSuperior

Mediu

Inferior

Gresii dure şi argilite negre sau cenuşii (Strehaia, Leu, Balş, Mitro-fan, Negreni, Optaşi).

Şisturi argiloase negricioase cu intercalaţii de gresii cu diaclaze de calcit cu pirizitări (Ianca, Bordei Verde, Cobadin).

Ordovi-cian

Argilite cu intercalaţii de gresii silicioase, gresii cuarţitice brun-roşcate, cuarţite negre (Strehaia, Capul Dealului, Iancu Jianu).

Argilite cu intercalaţii de gresii silicioase, gresii cuarţitice, cuar-ţite negre (Ianca, Oprişeneşti, Bordei Verde, Mangalia).

Cambrian Necunoscut Necunoscut

Fundament Şisturi cristaline cu intruziuni magnetice de tip granitic şi gabroic (Leu, Dioşti, Priseaca, Optaşi, Oporelu, Mogoşeşti).

Şisturi verzi (Ianca, Bordei Verde, Berteşti, Scheiu, Piua Pietrei, Medgidia).

222

Page 323: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 184. Structurile petro-gazeifere din Platforma Moesică:1 — Bibeşti—Bulbuceni; 2 — Vîrteju—Stoeniţa; 3 — Melineşti; 4 — Brădeşti; 5 — Sfîrcea; 6 — Pitula'i; 7 — Făureşti; 5 — Iancu Jianu; 9 — Siminic; (a) — Gnerceşti; (b) — Malu Mare (c). 10 — Strejeşti: 11 — Deleni; 12 — Oporelu; 13 — Constantineşti; 14 — spineni; 15 — Negreni; 16 — Cieşti; 17 — Ciureşti-Nord; 18 — Birla Căldâraru; 19 — Ciureşti-Sud—Tufeni; 20 — Calin-deru; 21 — Rîca; 22 — Siliştea—Gumcşti: 23 — Ciolăneşti; 24 — Gliganu; 25 — Humele; 26 — Recea; 27 — Vultureanca; 28 — Drăghineasa; 29 — Dumbrava-Nord; 30 — Dumbrăveni; 31 — Ştefan cel Mare—Izvoru; 32 — Popeşti—Palanga; 33 — Tătăreşti; 34 — Şclaru; 35 — Glavacioc; 36 — Broşteni; 37 — Glogogoveanu; 38 — Preajba; 39 — Şopîrlcşti—Bacea; 40 — Hîrleşti; 41 — Brătâşani; 42 — Talpa; 43 — Cosmeşti; 44 — Blejeşti; 45 — Coşoaia; 46 — Videle (a ) ; — Bălăria; (t>) ; 47 — Cartojani; 48 — Mîrşa; 49 — Croitori; 50 — Brîncoveanu; 51 — Titu; 52 — Serdanu; 53 — Corni; 54 — Bilciureşti; 55 — Corbii-Mari— Petreşti; 56 — Sud-Corbii-Mari; 57 — Stoeneşti—Căscioarele; 5 8 — Bolintin Deal; 59 — Grădinari: 60 — Buturugeni: 61 — Brftga-diru; 62 — Gorneni; 63 — Novaci Dumitrana; 64 — Copâceni: 65 — Popeşti: 66 — Berceni; 67 — Periş; 68 — MoaraVlăsia: 6.9 — pasărea: 70 — Cozieni; 71 — Bălăceanca; 72 — Postăvari; 73 — Căţelu; 74 — Ileana; 75 — Tîrgu-Fierbinţi: 76 — Urdcenl; 77 — Manasia; 78 — Malu; 79 — Orezu; 80 — Bărăitaru; 81 — Sinaia; 82 — Gîrbovi; 83 — Lipăneşti; 84 — Brăgareasa: 85 — Co-lelia-Nord; 86 — Colelia-Sud; 87 — Nicoleşti; 88 — Amara; 89 — Padina: 90 — Jugureanu-Grigorescu-Cireşu; 91 — Filiu; 92 — Victoria; 93 — Berteşti; 94 — Stancuţa; 95 — Scheiu: 95 — Bordei-Vcrde-Lişoteanca: 97 — Plopu; 98 — Oprişeneşti; 99 — Bobocu; 100 — Roşioru; 101 — Boldu; 102 — Ghergheasa: 103 — Balta-Albă; 104 — Mitrofan; 105 — Mamu; 106 — Vişina.

Page 324: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

tare şi sînt, în general, de direcţia est-vest şi de-a lungul lor platforma se scufundă în trepte pe direcţia sud-nord.

în afară de falia pericarpatică, de-a lungul căreia depozitele miocene inferioare sau chiar cele paleogene ale Depresiunii Pericarpatice încalecă peste depozitele sarmaţianului inferior sau ale tortonianului Platformei Moesice, sînt numeroase falii de direcţie est-vest, întîlnite la diferite nivele în succesiunea depozitelor sedimentare şi au format, în general, ecrane în procesul de migraţie a hidrocarburilor, de ele fiind legate multe structuri.

Dintre aceste falii se menţionează cele de pe direcţiile:— Brădeşti, Negreni—Brîncoveanu—Serdanu—Periş;— Ciureşti Nord-Căldăraru;— Ciureşti Sud-Ciolăneşti—Bragadiru—Cozieni;— Ciolăneşti Sud-Videle—Bălăria;— Copăceni—Postăvari;— Bărăitaru—Sinaia;— Fierbinţi—Urziceni—Jugureanu;— Ileana—Colelia—Nicoleşti;— Bobocii—Boldu;— Roşiorii—Ghergheasa—Balta Albă.De asemenea, mai sînt falii de direcţie nord-sud (falia Pleniţa, falia Oltului, falia

Tîrgu Fierbinţi—Belciugatele) sau de direcţie nord vest-sud — est (Peceneaga—Camena, Capidava—Ovidiu). în urma lucrărilor de prospecţiuni geofozice, în special a celor seismice, au fost executate foraje şi în anul 1956 s-a descoperit primul zăcămînt de petrol din platformă, pe structura Ciureşti, pentru ca numărul structurilor descoperite pînă în prezent să depăşească 100 (fig. 184).

18.1. CONDIŢIILE DE FORMARE A ZĂCĂMINTELOR DE HIDROCARBURI

Rocile-mamă. în ordovician, silurian şi devonian inferior sînt considerate ca roci generatoare, argilitele negre sau cenuşii, în devonianul superior, dolomitele bituminoase cu piritizări, în triasicul mediu (muschel-kalk), intercalaţiunile de dolomite din anisian, ca şi intercalaţiile de do-lomite şi argile din ladinian sînt de asemenea considerate ca roci-mamă de hidrocarburi.

Şisturile cu Posidonia din jurasic şi intercalaţiile de argile, calcare argiloase şi calcarele dolomitice din cretacic au aceeaşi calitate ca de altfel şi intercalaţiile de pelite din tortonian, sarmaţian, meoţian, ponţian şi dacian din structurile unde s-au descoperit zăcăminte de hidrocarburi.

Rocile rezervor sînt date în tabelul 28.Roci-protectoare. Rolul de roci protectoare îl au, în general, toate intercalaţiile

de roci pelitice impermeabile, reprezentate prin argilite, argile şi marne. De asemenea, sînt considerate ca roci protectoare şi intercalaţiile de anhidrit (devonian superior, permian, triasic mediu).

Tipuri de zăcăminte. în afară de zăcăminte combinate, sînt întîlnite toate celelalte tipuri de zăcăminte, dintre care se dau numai cîteva exemple:

— zăcăminte stratiforme boltite: ponţian — structurile Ghergheasa Boldu, Roşioru;

224

Page 325: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 28

Roci rezervor (exemple)

Devonian Calcare fisurate şi poroase (Bibeşti-Bulbuceni)

Permo-triasic inferior

Brecci, conglomerate, gresii (Bibeşti-Bulbuceni)

Triasic inferior Gresii silicioase (Oporelu, Constantineşti)

Triasic mediu Dolomite (Melineşti, Brădeşti, Oporelu, Constantineşti), do-lomite microgranulare, gresii dolomitice (Cieşti)

Triasic superior Calcare, dolomite (Ciureşti-Nord), (Ciureşti-Sud)

Liasic-Dogger Gresii, nisipuri (Făureşti)

Dogger Gresii silicioase (Iancu Jianu, Simnic-Gherceşti, Oporelu, Constantineşti, Spineni, Negreni, Ciureşti-Nord, Ciureşti-Sud, Mitrofan)

Malm-Neocomian Calcare, dolomite (Ciureşti-Nord)Calcare fisurate (Ciureşti-Sud, Vultureanca, Drăghineasa)

Neocomian Calcare microcristaline fisurate (Ştefan cel Mare, Blejeşti) Calcare cretoase (Blejeşti)Calcare microcristaline fisurate şi vacuolare (Serdanu) Gresii glauconitice (Blejeşti, Serdanu)

Cretacic inferior Calcare şi macrocalcare fisurate (Humele)Calcare fisurate (Dumbrava-Nord, Periş, Lipăneşti, Oprişe-neşti) Calcare microcristaline (Talpa, Brăgăreasa, Videle-Bâlăria) Calcare oolitice (Talpa) Calcare grezoase (Talpa) Calcare cretoase (Videle-Bălăria) Calcare microcristaline fisurate şi vacuolare (Corbii Mari-Petreşti) Calcare pseudoolitice (Brăgăreasa) Calcarenite (Urziceni, Lipăneşti) Gresii glauconitice (Corbii Mari-Petreşti)

Apţian Calcare (Colelia-Nord)

Albian Calcare fisurate (Vultureanca, Drăghineasa, Dumbrava-Nord,Croitori) Calcare grezoase (Ciolănesti, Ştefan cel Mare, Glavacioc, Glo-goveanu, Şopîrleşti-Bacea, Brîncoveanu) Calcare pseudoolitice (Glavacioc)

Page 326: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

15 — Geologia zăcămintelor de hidrocarburi 225

Page 327: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Tabelul 28 (continuare)

Albron Gresii marnoase (Ciolăneşti, Glavacioc. Hîrleşti) Gresii silicioase (Ştefan cel Mare)Gresii calcaroase (Ştefan cel Mare, Şopîrleşti-Bacea, Hîrleşti) Gresii glauconitice (Glogoveanu, Colelia-Nord) Nisipuri (Ştefan cel Mare, Colelia Nord)Nisipuri glauconitice (Glogoveanu, Padina, Jugureanu-Grigorescu-Cireşu)

Senonian Calcare cretoase (Ciureşti-Nord, Brăgăreasa, Padina, Jugu-reanu-Grigorescu-Ci re.şu) Calcare grezoase (Brăgăreasa, Jugureanu-Grigorescu-Cireşu) Gresii calcaroase (Brăgăreasa, Padina, Jugureanu-Grigorescu-Cireşu)

Tortonian Calcare, gresii (Colelia-Sud)

Sarmaţian Gresii calcaroase (Iancu Jianu, Vultureanca, Drăghineasa, Şopîrleşti-Bacea, Dumbrava-Nord, Ştefan cel Mare, Broş-teni, Preajba, Videle-Bălăria, Cartojani, Talpa, Blejeşti, Grădinari, Corbii Mari-Petreşti, Stoenesti-Căscioarele, Bragadiru. Căţelu, Urziceni, Jugureanu-Grigorescu-Cireşu, Bordei-Verde, Lişcoteanca)Nisipuri (Bibeşti-Bulbuceni, Iancu Jianu, Ştefan cel Mare, Şopîrleşti-Bacea, Blejeşti, Cosoaia, Videle-Bălăria, Cartojani, Grădinari, Bragadiru, Novaci-Dumitrana, Căţelu, Urziceni)Nisipuri marnoase (Bordei-Verde, Lişcoteanca);Marne grezoase (Grădinari)Calcare cretoase (Jugureanu, Oprişeneşti);Calcare grezoase (Talpa, Filiu)Calcare microcristaline (Bordei-Verde, Lişcoteanca)

Meoţian Gresii şi nisipuri (Simnic-Gherceşti, Străjeşti, Deleni, Talpa, Perişoru, Oprişeneşti);Nisipuri (Blejeşti, Cartojani, Postăvari, Corni, Bilciureşti, Sinaia, Gîrbovi, Padina);Nisipuri marnoase (Bibeşti-Bulbuceni);Gresii oolitice (Oprişeneşti);

Ponţian Nisipuri (Simnic-Gherceşti, Bobocu, Boldu, Roşioru, Gher-gheasa) Marne nisipoase (Roşiori, Ghergheasa) Marne grezoase (Roşioru)

Dacian Nisipuri (Moara Vlăsia).

226

Page 328: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

— zăcăminte stratiforme ecranate tectonic: sarmaţian — structurile Petreşti, Corbii Mari — Poiana, Stoeneşti — Căscioarele, Glavacioc, Car-tojani, Baciu, Dumitrana;

— zăcăminte stratiforme ecranate litologic: sarmaţian — structurile Videle, ponţian — structurile Ghergheasa, Boldu;

— zăcăminte delimitate litologic: ponţian — structurile Ghergheasa, Boldu, meoţian Bordei Verde — Oprişeneşti;

— zăcăminte- masive: devonian — structura Bibeşti, triasic — structurile Brădeşti, Cieşti, albian — structurile Dumbrava-Sud, Siliştea-Nord — Ciolăneşti. Sînt cazuri cînd două zăcăminte suprapuse de-a lungul unei discordanţe stratigrafice formează un zăcămînt comun ca, de exemplu, devonianul şi triasicul pe structura Bibeşti, doggerul şi triasicul pe structura Oporelu.

18.2. ALINIAMENTE STRUCTURALE (ZONE DE ACUMULARE)

în Platforma Moesică se pot considera o serie de zone structurale, în general lineare, în culise, de direcţie est-vest, unele eşalonate de-a lungul unor accidente tectonice şi de care sînt legate zone de acumulare, dintre care unele pare să prezinte ramificaţii. Sînt şi structuri care în stadiul actual al lucrărilor de explorare sînt în afara zonelor menţionate mai jos. De asemenea, unele din zonele enumerate (I—XIV) pot fi discutabile.

în cele ce urmează, în cadrul celor mai multe zone se face o succintă caracterizare a unor structuri dar vor fi caracterizate şi unele structuri care în prezent nu fac parte încă dintr-o zonă de acumulare bine definită.

Structura Bibeşti — Bulbuceni (fig. 185) cunoscută în unele lucrări şi sub numele de structura Bibeşti — Turburea sau Bibeşti — Turburea — Bulbuceni este situată la contactul dintre Platforma Moesică şi Depresiunea Getică. Discordant în această structură peste devonian urmează permo-triasicul şi, în continuare, de asemenea, discordant, tortonianul, în continuare sarmaţianul şi pliocenul în succesiune normală. în afară de zăcămintele de petrol din devonian, permotriasic din depozitele de platformă sînt şi zăcăminte în sarmaţianul şi meoţianul din depresiune.

I. Zona structurală Brădeşti Melineşti—Făureşti cu ramificaţie pe direcţia structurilor Iancu-Jianu—Deleni.

Structura Brădeşti (fig. 186) este legată de o paleovale (paleojiul), cu zăcăminte în triasicul inferior, mediu şi superior.

Structura Iancu Jianu (fig. 187) este o cută anticlinală foarte compartimentată de falii, puse în evidenţă, unele pînă la partea superioară a al-bianului, altele pînă la limita meoţian-ponţian.

Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în triasic mediu (gaze, petrol), în dogger (gaze, condesat, petrol), în sarmaţian şi meoţian (gaze).

II. La sud-est de prima zonă structurală se poate considera zona Oporelu—Constantineşti—Cieşti, care s-ar continua spre Gliganu şi are oramificaţie din care fac parte structurile Vultureanca (fig. 188) Drăghi-msa (fig. 189) şi Vişineşti — Croitori (fig. 190).

Pe aceste cute anticlinale, foarte slab înclinate şi faliate, sînt zăcăminte de petrol în malm-neocomian, în albian şi în sarmaţian la Vultureanca şi Drâghineasa şi de petrol, în albian, la Croitori.

Page 329: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

." 221

Page 330: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 185. Secţiune geologică prin structura Bibeşti-Bulbuceni.

Fig. 186. Secţiune geologică prin structura Brădeşti.

Page 331: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

- 200-.

- 400-

- 600-

- 800--1000--1200-

-1400--1600--1800--2000--2200--2 400--2600-

0/n4-

Page 332: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

228 Fig. 187. Secţiune geologică prin structura Iancu Jianu.

Page 333: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 188. Secţiune geologică prin structura Vultureanca.

Page 334: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 189. Secţiune geologică prin structura Drăghineasa.

Page 335: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

229

Page 336: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

O 500mi-------------1

Fig. 190. Secţiune geologică prin structura Croitori.

III. O altă zonă structurală s-ar întinde de la vest de Brădeşti şi s-arcontinua pînă la falia Fierbinţi-Belciugatele, zonă din care fac parte structurile: Sfîrcea — Pitulaţi — Simnic — Cîrcea — Malu Mare — Gher-ceşti — Slatina — Negreni — Recea — Dumbrava — Broşteni — Brîn-coveanu — Serdanu — spre Periş.

Structurile Simnic (fig. 191), Cîrcea (fig. 192) şi Malu Mare (fig. 193) se prezintă sub forma unor slabe boltiri faliate şi se pare să lipsa unor depozite ale cretacicului superior s-ar datora unei paleovai. Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în dogger (petrol) şi în ponţian (gaze).

Structura Dumbrava (fig. 194) este o cută anticlinală compartimentată de falii longitudinale şi transversale, cu zăcăminte de petrol în cretacic inferior, albian şi sarmaţian.

Page 337: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 191. Secţiune geologică prin structura Simnic.

230

Page 338: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 192. Secţiune geologică prin structura Cîrcea.

Fig. 193. Secţiune geologică prin structura Malu Mare.

Fig. 194. Secţiune geologică prin structura Dumbrava-Sud.

231

Page 339: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

F Cr.inf.

r Fig. 195.

Secţiune geologică

prin structura

Brîncoveanu.

Page 340: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structurile Brîncoveanu (fig. 195) şi Serdanu (196) sînt două cute anti-clinale slab înclinate, cu zăcăminte de petrol în albian, în prima structură şi tot de petrol, în apţian, în a doua.

Structura Periş (fig. 197) este un monoclin faliat, slab înclinat, cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior şi de gaze în sarmaţian şi meoţian.

IV. Zona Petreşti—Corbii Mari—Poiana cu ramificaţie spre sud Corbii Mari—Stoeneşti—Căscioarele—Bolintin Deal.

Structura Petreşti — Corbii Mari — Poiana (fig. 198) este formată din trei cute anticlinale, slab schiţate, cunoscute sub numele de la vest la est: Petreşti, Corbii Mari şi Poiana. în ansamblu, structura se prezintă la nivelul pliocenului ca un monoclin faliat. Sînt zăcăminte de petrol în cretacicul inferior şi de petrol şi gaze în sarmaţian, atît la Petreşti, cît şi la Corbii Mari şi Poiana.

232Fig. 196. Secţiune geologică prin structura Serdanu.

Page 341: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 197. Secţiune geologică prin structura Periş.

Fig. 198. Secţiune geologică prin structurile Petreşti-Corbii Mari-Poiana.

233

Page 342: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 199. Secţiune geologică prin structura Stoeneşti-Căscioarele.

Structura Stoeneşti — Căscioarele (fig. 199). este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în sarmaţian.

V. Zona Strîmbeni—Ştefan cel Mare—Izvoru—Selaru cu ramificaţiispre Glogoveanu (în nord) şi Glavacioc, în sud.

Structura Ştefan cel Mare — Izvoru (fig. 200) este un monoclin faliat cu două mari blocuri tectonice, unul nordic (Ştefan cel Mare) şi unul sudic (Izvoru), cu zăcăminte de petrol în neocomian, albian şi sarmaţian.

Structura Glavacioc (fig. 201) este un monoclin slab înclinat, compartimentat de falii longitudinale şi transversale într-o serie de blocuri tectonice.

Zăcămintele de petrol sînt cantonate în gresiile şi calcarele albianului.

VI. Zona de pe direcţia Ciureşti Nord—Bîrla—Căldăraru—Rîca—Popeşti — Falanga—Tătăreşti—Negreni—Preajba—Cartojani—Mîrşa — Grădinari.

Structura Ciureşti-Nord (fig. 202) este o cută anticlinală faliată cu zăcăminte de petrol în triasicul superior, în malm-neocomian şi în sarmaţian şi de gaze în cretacicul inferior şi senonian.

Structura Cartojani (fig. 203) este legată de un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în sarmaţian şi de gaze în meoţian.

VII. Zona Bacea—Ciureşti Sud—Surdulcşti—Siliştea—Gumcşti—Ciolă-neşti—Preajba-Sud—Baciu—Buturugenî—Bragadiru—Cozieni.

Structura Siliştea-Nord — Ciolăneşti (fig. 204) este o cută anticlinală cu două mari sectoare, unul nordic (Siliştea-Nord) cu zăcăminte de petrol in albian şi unul sudic (Ciolăneşti), cu zăcămintt de petrol în albian şi de gaze în sarmaţian şi meoţian.

234

Page 343: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 200. Secţiune geologică prin structura Ştefan cel Mare -Izvora.

Page 344: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 201. Secţiune geologică prin structura Glavacioc.

Page 345: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 202. Secţiune geologică prir structura Ciuresti-Nord.

Page 346: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

236

Page 347: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 203. Secţiune geologică prin structura Cartojani-Est

Page 348: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 204. Secţiune geologică prin structura Siliştea Nord-Ciolăneşti.

Fig. 205. Secţiune geologică prin structura Preajba.

237

Page 349: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 206. Secţiune geologică prin struc-tura Baciu.

Page 350: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Preajba-Sud (fig. 205) este legată de o paleovale falială (pa-leoargeşul). Pe structura Preajba-Sud sînt zăcăminte de petrol în sarmaţian, la Prejba-Nord-Centru sînt zăcăminte de petrol în senonian şi sar-maţian, iar la Negreni—Preajba, zăcăminte de gaze în albian.

Structura Baciu (fig. 206) este un monoclin compartimentat cu zăcăminte de petrol în sarmaţian.

VIII. Zona Ciolăneşti Sud—Hîrleşti—Brătăşani—Talpa—Cosmeşti—Blejeşti—Coşoaia—Videle—Bălăria—Gorneni—Novaci—Dumitrana — Jilava.

Structura Blejeşti (fig. 207) este tot un monoclin foarte puţin înclinat, faliat, cu zăcăminte de petrol în neocomian şi sarmaţian şi de gaze în meoţian.

Structura Videle (fig. 208) este un monoclin faliat, puţin înclinat, cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior şi sarmaţian şi cu zăcăminte de gaze în meoţian.

Structura Dumitrana (fig. 209) este un monoclin faliat, puţin înclinat, cu zăcăminte de petrol în sarmaţian — bazai, care are grosimi ce variază de la 5 m, în sus pe structură, pînă la 30 m, jos pe structură.

IX. Zona Copâceni—Berceni—Postăvari.

238

Fig. 207. Secţiune geologică prin structura Blejeşti.

Page 351: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 208. Secţiune geologică prin structura Videle.

Fig. 209. Secţiune geologică prin structura Dumitrana.

Fig. 210. Secţiune geologică prin Fig. 211. Secţiune geologică prin structurastructura Bărăitaru. Urziceni.

Page 352: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

240

Fig. 212. Secţiune geologică prii struc tura Padina.

Page 353: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 213. Secţiune geologică prin structura Jugureanu.

Page 354: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 214. Secţiune geologică prin structura Ghergeasa.

Fig. 215. Secţiune geologică prin structura Oprişeneşti.

Page 355: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Fig. 216. Secţiune geologică prin structura Bordei Verde. 16 — Geologia

zăcămintelor de hidrocarburi

Page 356: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

241

Page 357: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

Structura Bărăitaru (fig. 210) este legată de un monoclin cu zăcăminte de gaze în sarmaţian şi meoţian.

XI. Zona Fierbinţi—Urziceni—Gîrbovi—Brăgăreasa—Padina—Jugu-reanu—Filiu.

Structura Urziceni (fig. 211) se prezintă sub forma unui monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior şi sarmaţian şi de gaze în meoţian.

Structura Padina (fig. 212) este legată de o cută slab exprimată la nivelul sarmaţianului, faliată în zona axială şi care are forma de monoclin în pliocen. Zăcămintele de hidrocarburi sînt cantonate în albian şi seno-nian (petrol) şi în tortonian, sarmaţian şi meoţian (gaze).

Structura Jugureanu (fig. 213) este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol şi gaze în albian, de petrol în senonian şi sarmaţian şi de gaze în meoţian.

XII. Zona Ileana—Malu—Colelia—Nicoleşti.

XIII. Zona Bobocu—Boldu.

XIV. Zona Roşioru—Ghergheasa—Balta Albă.

Structura Ghergheasa (fig. 214) este un brachianticlinal cu zăcăminte de gaze cantonate în cinci complexe din ponţian.

între faliile Peceneaga—Camena şi Capidava—Ovidiu au fost puse în evidenţă o serie de structuri. Dintre acestea se menţionează structurile Oprişeneşti şi Bordei Verde.

Structura Oprişeneşti (fig. 215) este un monoclin faliat cu zăcăminte de petrol în cretacicul inferior, sarmaţian şi meoţian şi de gaze în meoţian.

Structura Bordei Verde (fig. 216) este o cută anticlinală foarte compar-timentată, cu zăcăminte de petrol şi gaze în meoţian şi care prezintă o accentuată variaţie de litofacies.

18.3. DIFICULTĂŢI IN FORAJ

Ponţianul din partea nord-estică a Platformei Moesice, dezvoltat în facies nisipos, cu acumulări de gaze, se traversează cu fluide de foraj cu filtrate reduse dar cu densităţi mari deoarece gradientul de presiune normal este depăşit.

în meoţian au loc gazeificări ale fluidelor de foraj pe unele structuri, ca: Periş, Urziceni, Gîrbovi, Brăgăreasa, Sinaia, Bărăitaru şi se folosesc fluide de foraj, tratate, cu densităţi de 1,300—1,400 kg/dm3. Tot în meoţian se semnalează şi pierderi de circulaţie cum este cazul structurii Bălăria la adîncimea de 400—500 m. Pentru continuarea forajului se închide meoţianul prin tubare.

Sarmaţianul, în facies marnos-nisipos, prezintă dificultăţi prin reducerea greutăţii specifice a fluidului de foraj, iar în facies nisipos, grezos-

242

Page 358: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

calcaros, prezintă un gradient mare de presiune şi aceasta impune folosirea unor fluide de foraj cu densităţi mari. în sarmaţianul bazai de pe structura Talpa au loc pierderi de circulaţie şi se forează, în acest caz, cu circulaţie pierdută. După traversarea sarmaţianului, pe unele structuri se tubează o coloană intermediară.

în cretacic, în faciesul calcaros, pe structurile Corbii-Mari şi altele, au loc pierderi de circulaţie şi se forează cu circulaţie pierdută pînă la adîncimea finală.

în albian, pe structura Hîrleşti, se întâlnesc ţineri de gaură în jurul adîncimilor de 1 000—1 100 m şi în acest caz se tratează fluidul de foraj şi se corectează gaura pe intervalul respectiv.

Pe structura Oporelu au loc pierderi lente de fluid de foraj în se-nonian.

18.4. DIFICULTĂŢI ÎN EXPLOATARE

In poţianul productiv din cauza zonelor de marnizare se aplică tratamente sau se execută reperforări în vederea deblocării stratelor.

Pe unele structuri, în ponţian, sînt posibile viituri de nisip cu ape sărate cu caracter eruptiv. în cretacicul superior (senonian), pe structura Brăgăreasa, la punerea în producţie, avînd în vedere caracterul calcaros al colectorului, se impune aplicarea de tratamente.

în cretacicul inferior, rocile colectoare au caracter nisipos-glauconitic, grezos-calcaros, compact sau fisurat şi se întîlnesc dificultăţi în exploatare datorită viiturilor de nisip sau compactităţii colectoarelor, ceea ce impune consolidări, spălări, acidizări şi tratamente.

în cazul colectoarelor calcaroase fisurate, apar dificultăţi din cauza inundărilor premature, impunîndu-se deseori izolări în baza perfora-turilor.

18.5. POSIBILITĂŢI DE NOI ZĂCĂMINTE

Zonele de prim interes sînt Vîrteju — Stoeniţa, Bibeşti — Bulbuceni. De asemenea, ar prezenta interes zona Berteşti — Stăncuţa prin formaţiunile geologice dovedite productive.

în alte zone investigaţiile vor fi făcute în vederea cunoaşterii în continuare a capacităţii depozitelor paleozoice şi mezozoice ca şi a posibilităţilor sarmaţianului şi meoţianului.

Zăcămîntul de petrol descoperit în anul 1979 în platforma continentală românească a Mării Negre îndreptăţeşte continuarea lucrărilor de explorare.

în tabelul 29 se dau structurile şi formaţiunile geologice productive din Platformă Moesică.

Page 359: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi

16»

Page 360: Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi