BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA - fddro.rofddro.ro/CARTE_MOCUT.pdf · asigurarea bazei...

BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA ȘTEFAN-TRAIAN MOCUȚA

pag. 2

PREFACE

“Petroleum basins and fields on Earth”

Author: Ştefan-Traian Mocuţa

Oil, "black gold", and natural gas are the most important energy resources for humanity

today and, no doubt, tomorrow, the resources that still depend on the world economy and, in some

cases, for some countries of capital importance Survival or flowering. The world of oil - a complex

and complicated world in which intersects political interests, maintaining or conquering spheres of

influence, capital and wealth, generating socio-economic development, sometimes explosive,

sometimes spectacular degringolas. And all this huge and complicated world is based on science

and technology - first of all Earth Sciences, Geology and Geophysics, then drilling and mastering an

increasingly sophisticated specialized infrastructure.

Ştefan-Traian Mocuţa, geologist, geology engineer, associate professor, one of the most

well-known Romanian specialists with wide international recognition, dedicated his life to the

knowledge of geology of oil deposits and the transmutation of this knowledge to the younger

generations of geologists. Being a senator in the Romanian Parliament, he made an important

contribution to the elaboration of the Petroleum Law in 1995.

S-T. Mocuţa had the courage and perseverance to collect and present in his book "Ponds

and Fields on Terra" an extremely rich volume of data on black gold and natural gas in the world.

The book, which can be called a compendium or a small encyclopedia of oil, is addressed to

students and geologists, field engineers and anyone interested in the field of oil geology.

The author, after a synthesis of the notions and terms of specialty, abbreviations and

notations used by professionals, describes the main elements on which the knowledge of geology

of oil deposits is based so that they are identified and then prepared for the rational exploitation of

existing resources. Thus, sedimentary basins are described and their research method is used to

allow the discovery of petroleum systems. The features of oilfields, geographic distribution of oil

systems with the most important oil reserves (within the Tethys, Boreal, Pacific and South

Gondwana areas) are presented. It is specified that a petroleum system can be defined by an

"integrated interpretation of the essential elements (source rocks, reservoir rocks, protective rocks

and covering rocks) of the system and the geological and geochemical processes defining it from

source to tank". In a petroleum system, three main formation processes can be distinguished:

generation of sufficient hydrocarbon volume and charging, migrating from source rock to tank rock

and trap accumulation with sufficient capacities to retain the petroleum load from initial fill up at

the moment.The book provides information on the nature of hydrocarbon deposits and the types of

fluid hydrocarbon deposits in the world.

The most important part of the paper is dedicated to the presentation of basins and oilfields


pag. 3

on Terra. Data on geographic location of oil and gas fields as well as their main geological and

production characteristics are provided. The description of the basins and oilfields is of great value

and required hard work to gather data that lasted over 14 years. Thus, the deposits of: Europe,

Asia, the Far East, Near and Middle East, Africa and America are presented.

Mocuta concludes this monumental work by considering the future of mankind's energy

based on the use of oil and natural gas. Taking into account the dynamics of the exploitation of the

known reserves of hydrocarbons and the need to discover new reserves to ensure the energy base

of mankind, the author mentions the possible directions of action, namely (a) new discoveries

within conventional oil systems, (b) expansions and increases Reservoirs in already known oil fields

and (c) the discovery and use of unconventional petroleum systems, including oil-shale, gas-

hydrate systems and others.

The author believes that the most promising objectives for exploration-production activities,

now and especially for the future, are mainly located in the marine area: the Atlantic Margin of

Norway, Great Britain and Ireland, the Arctic area of Russia, the offshore areas around Africa And

India, the offshore areas of Canada and the US, Mexico, the deep water area, the wider Southwest

Caribbean, Northwestern South America and around the Malvine islands in the offshore area of

Korea, In the Mediterranean (central and eastern areas) and the Red Sea. On land, the most

attractive areas are located in eastern Siberia and Mongolia. The discovery and exploitation of new

conventional and unconventional hydrocarbon resources attract the greatest scientific and technical

efforts as well as financial.

The author asserts that "for the realization of the studies and the planned works is needed

specialists with a higher level of knowledge and an increasing professional experience", in other

words, a medium of training of dynamic and high-quality specialists, as well as a training

Continuous of existing experts.

S-T Mocuta's book "Ponds and Fields on Terra" will certainly contribute to raising the

professional level of "black gold" and natural gas specialists (geologists, geophysicists, oil

engineers) and students Is dedicated to this vast, interesting and useful domain. We strongly

recommend it to those dedicated to the knowledge of oilfield geology and the exploitation of

existing hydrocarbon resources.

Bucharest - May 2017

Acad. Nicolae Panin

President of Geonomical

Sciences Section

The Romanian Academy


pag. 4

BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA Autor: Ştefan-Traian Mocuţa

Petrolul, „aurul negru”, şi gazele naturale sunt pentru omenire resursele de energie cele mai importante astăzi şi, fără indoială, şi mâine, resursele de care depinde încă economia mondială şi, în unele cazuri şi pentru unele ţări, de importanţă capitală, de supravieţuire sau de înflorire. Lumea petrolului – o lume complexă şi complicată, în care se intersectează interese politice, de menţinere sau de cucerire a sferelor de influenţă, de capital şi bogăţii, care generează dezvoltare socio-economică, uneori explozivă, alteori, degringolade spectaculoase. Şi toată acestă imensă şi complicată lume are la bază ştiinţa şi tehnologia – în primul rând Ştiinţele Pământului, Geologia şi Geofizica, apoi tehnica de foraj şi de stăpânire a unei infrastructuri specializate din ce în ce mai sofisticate.

Ştefan-Traian Mocuţa, inginer geolog, doctor în geologie, profesor asociat, unul din cei mai cunoscuţi specialişti din România, cu largă recunoaştere internaţională, şi-a dedicat viaţa cunoaşterii geologiei zăcămintelor de petrol şi transmetrii acestor cunoştinţe generaţiilor mai tinere de geologi. Fiind senator în Parlamentul României a avut o importantă contribuţie la elaborarea Legii Petrolului în anul 1995.

Ş-T. Mocuţa a avut curajul şi perseverenţa să culeagă şi să prezinte în cartea sa „Bazine şi câmpuri petrolifere pe Terra” un extrem de bogat volum de date despre aurul negru şi gazele naturale din lume. Cartea, care poate fi numită compendiu sau o mică enciclopedie a petrolului, se adresează studenţilor şi geologilor, inginerilor de zăcământ şi tuturor celor care sunt interesaţi de domeniul geologiei de petrol.

Autorul, după o sintetică prezentare a noţiunilor şi termenilor de specialitate, a abrevierilor şi notaţiilor utilizate de profesionişti, descrie elementele principale pe care se bazează cunoaşterea geologiei zăcămintelor de petrol astfel încât acestea să fie identificate şi apoi pregătite pentru exploatarea raţională a resurselor existente. Astfel, sunt descrise bazinele sedimentare şi modalitatea de cercetare a acestora pentru a permite descoperirea sistemelor petrolifere. Se prezintă caracteristicile sistemelor petrolifere, distribuirea geografică a sistemelor cu rezervele de petrol cele mai importante (în cadrul marilor domenii Tethys, Boreal, Pacific şi Gondwana de Sud). Se precizează că un sistem petrolifer poate fi definit printr-o „interpretare integrată a elementelor esențiale (roci sursă, roci rezervor, roci protectoare și roci acoperitoare) ale sistemului și procesele geologico-geochimice care îl definesc de la sursa la rezervor”. Intr-un sistem petrolifer se pot distinge trei procese principale de formare: generarea unui volum suficient de hidrocarburi şi încărcarea, migrarea de la roca sursă spre roca rezervor şi acumularea în capcane având capacităţi suficiente pentru a reține „încărcătura” petroliferă din timpul umplerii inițiale până în prezent. Cartea oferă informaţii privind natura hidrocarburilor din zăcăminte, precum şi tipurile de zăcăminte de hidrocarburi fluide din lume.

Partea cea mai importantă a lucrării este dedicată prezentării bazinelor şi câmpurilor petrolifere pe Terra. Sunt oferite date privind localizarea geografică a zăcămintelor de petrol şi gaze, precum şi caracteristicile lor principale atât geologice, cât şi de producţie. Descrierea principelelor bazine şi câmpuri petrolifere este de o mare valoare şi a necesitat o muncă asiduă de adunare a datelor care a durat peste 14 ani. Sunt, astfel, prezentate zăcămintele din: Europa, Asia, Extremul Orient, Orientul Apropiat și Mijlociu, Africa şi America.


pag. 5

Ş-T Mocuţa încheie această monumentală lucrare prin considerente privind viitorul energetic al omenirii bazat pe utilizarea petrolului şi gazelor naturale. Luând în consideraţie dinamica exploatării rezervelor cunoscute de hidrocarburi şi necesitatea de descoperire de noi rezerve pentru asigurarea bazei energetice a omenirii, autorul menţionează direcţiile de acţiune posibile, şi anume (a) noi descoperiri în cadrul sistemelor petrolifere convenționale, (b) extinderi și creșteri de rezerve în câmpurile petrolifere deja cunoscute și (c) descoperirea şi utilizarea unor sisteme petrolifere neconvenționale, printre care sisteme de şisturile petrolifere, de gas-hidraţi şi altele.

Autorul consideră că obiectivele cele mai promițătoare pentru activitățile de explorare-producție, în prezent și mai ales pentru viitor, sunt localizate cu precădere în domeniul marin: marginea atlantică a Norvegiei, Marii Britanii și Irlandei, zona arctică a Rusiei, zonele offshore din jurul Africii și Indiei, zonele offshore ale Canadei și SUA, în Mexic, în zona de ape adânci, în zona de larg din sud-vestul Mării Caraibelor, în nord-vestul Americii de Sud și in jurul insulelor Malvine, în zona de offshore a Coreii, în Marea Mediterană (zonele centrală și estică) și Marea Roșie. Pe uscat, zonele cele mai atractive sunt localizate în estul Siberiei și în Mongolia. Descoperirea şi valorificarea de noi resurse convenţionale şi neconvenţionale de hidrocarburi atrag eforturile cele mai mari atât ştiinţifice şi tehnice, cât şi financiare.

Autorul afirmă că „pentru realizarea studiilor și lucrărilor programate este nevoie de specialiști cu un nivel de cunoștințe tot mai ridicat și o tot mai vastă experiență profesională“, cu alte cuvinte un mediu de formare a specialiştilor dinamic şi de înalta calitate, precum şi o perfecţionare continuă a experţilor existenţi.

Cartea lui Ş-T Mocuţa „Bazine şi câmpuri petrolifere pe Terra” va contribui, cu siguranţă, la ridicarea nivelului profesional al specialiştilor în domeniul „aurului negru” şi gazelor naturale (geologi, geofizicieni, ingineri de petrol), precum şi a studenţilor care se dedică acestui domeniu atât de vast, interesant şi util. O recomandăm cu căldură celor dedicaţi cunoaşterii geologiei zăcămintelor de petrol şi valorificării resurselor de hidrocarburi existente.

Bucuresti 2017

Academician Nicolae Panin Presedintele Sectiei de Stiinte Geonomice Academia Romana


pag. 6

ȘTEFAN-TRAIAN MOCUȚA

BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA Câmpina, 2015


pag. 7

Dedic această lucrare – dar simbolic, sufletesc omagiu – membrilor familiei mele dragi;

– copiilor: Cătălin-Ștefan, Dan-Mihai; – nurorilor: Sanda-Maria, Anda-Crăița; – nepoților: Tudor-Ștefan, Sofia-Ilinca, Matei-Paul.

Șt.T. M.


pag. 8

1. INTRODUCERE

1.1. Natura și locul lucrării în științele geologice În sens general, geologia este o „știință integrativă”, cuprinzând rezultatele studiilor

„patrimoniului” caracteristic al Terrei (roci, fosile, râuri, vulcani ș.a.). Studiul acestor „componente patrimoniale” creează „discipline”, uneori individuale (mineralogia, petrologia, paleontologia, stratigrafia), alteori combinate (geologia sedimentară, geologia structurală), necesitând cunoștințe și din alte domenii științifice (fizică, matematică, hidraulică, chimie ș.a.). Prin aplicarea integrată a cunoștințelor din diferite domenii științifice au rezultat și „științele interdisciplinare” (geofizica, geochimia).

Geologia petrolului, știință geologică integrativă, cu folosirea cunoștințelor din alte științe, tehnici și tehnologii, uneori fără legătură cu geologia, a devenit o ramură a geologiei economice, aplicată în „upstream”-ul unei industrii cu o deosebită importanță economică: industria petrolieră. „The term petroleum geology has come into use to describe the area of common interest between petroleum producers and geologists”* [Levorsen, 1958].

Prin natura conținutului, cu descrieri de bazine și câmpuri petrolifere, locul acestei lucrări este în „geologia petrolului”, ca parte descriptivă, cu o succintă prezentare a descoperirilor realizate la capătul unui lung și dificil drum al cercetărilor, care implică cele patru niveluri de investigare petroliferă: bazin sedimentar, sistem petrolifer, „play” și „prospect” [Kulke, 1994, Magoon and Dow, 1994].

1.2. Obiectivul și scopul lucrării Obiectivul lucrării este realizarea unor sinteze privind principalele bazine petrolifere ale Terrei și

descrierea unor câmpuri petrolifere reprezentative descoperite în aceste bazine. Sintezele geologice efectuate pentru principalele bazine petrolifere urmăresc descrierea cadrului geologic și a caracteristicilor majore ale alcătuirii lor (litostratigrafie, tectonică, extindere ș.a.). Sunt prezentate, atunci când au fost efectuate și publicate, rezultatele cercetărilor privind sistemele petrolifere din bazine.

Câmpurile petrolifere reprezentative sunt descrise din punct de vedere geologico-fizic, fiind considerate ca „obiective” pentru explorare.

Scopul lucrării este, pe de o parte, de a lărgi câmpul exemplelor prezentate cu ocazia aprofundării cunoștințelor din „geologia petrolului”, iar pe de altă parte, de a pune la dispoziția studenților, a geologilor petroliști și a inginerilor de zăcământ un bazat „compendiu”, în care să găsească un sprijin pentru descrierea cât mai realistă a unui „zăcământ” sau „câmp petrolifer”, mai ales atunci când informațiile directe sunt puține.

În multe situații, termenii sau unele expresii vor avea, deschis sau între paranteze, formularea utilizată în limba engleză, iar uneori denumirile vor fi redate numai în engleză, pentru a evita eventuala interpretare eronată.

1.3. Breviar petrolifer – acumulare („accumulation”): termen care descrie o „concentrare” petroliferă fără apreciere

economică într-o anumită etapă, din diferite motive: grad redus de cunoaștere, volum mic, aspecte tehnico-tehnologice.

– colector/rezervor („storage space”): spațiul de acumulare a petrolului dintr-o capcană, realizat în

roci poros-permeabile, capabile să înmagazineze, dar și să cedeze hidrocarburi fluide.

– capacitate de acumulare

* Termenul „geologia petrolului” a intrat în folosință pentru a descrie zona de interes comun dintre producătorii de petrol și

geologi [Levorsen, 1958].


pag. 9

(„storage capacity”): produsul dintre porozitatea efectivă (фef) și grosimea efectivă (hef) a rocii rezervor: фef x hef, „coeficient” utilizat la evaluarea resurselor prin metoda „izovol” și la compararea conținutului de petrol pe diferite intervale stratigrafice sau obiective productive.

– capacitate de curgere („flow capacity”): produsul dintre permeabilitatea absolută (Kab) și grosimea

efectivă (hef) a rocii rezervor: Kab x hef, „coeficient” utilizat la evaluarea neuniformității rezervoarelor („coeficient Lorentz”) și la calculul debitului sondei.

– descoperire („discovery”): confirmarea prezenței petrolului într-un „prospect”, prin probe

de producție. – dezvoltare („development”): continuarea lucrărilor geologice și inginerești, pentru evaluarea

și dezvoltarea descoperirii. – diagrafie geofizică de sondă („well log”): rezultatul investigațiilor geofizice efectuate în sonde, în scopul

de a se stabili natura rocilor traversate, proprietățile fizice și conținutul în substanțe minerale utile.

– explorare petroliferă („petroleum exploration”): ansamblul lucrărilor geologice și geofizice efectuate la

suprafață și în subsol, folosind diferite instrumente, aparate și sonde, pentru descoperirea petrolului.

– exploatare („production”): procesul de punere în valoare a descoperirii, prin diferite

metode, primare sau utilizând tehnologii de mărire a recuperării (IOR/EOR).

– obiectiv de exploatare („production objective”): o formațiune geologică sau o parte din aceasta (membru),

dintr-o secvență stratigrafică traversată de sondă, perforată selectiv sau neselectiv (cu alt „obiectiv”).

– petrol („petroleum”): produs natural complex, sub formă fluidă sau solidă, acumulat

în roci; petrolul sub formă fluidă are în compoziție un conținut extrem de bogat în hidrocarburi, adeseori în amestec cu un conținut redus de non-hidrocarburi (dioxid de carbon, azot, heliu, hidrogen sulfurat); după complexitatea compoziției chimice, petrolul „fluid” poate fi separat în următoarele categorii: gaze sărace („dry gas”), gaze bogate („wet gas”), gaz condensat, țiței volatil („volatile oil”), „near critical oil” și țiței („black oil”); petrolul sub formă solidă este întâlnit sub diferite denumiri: asfalt, bitumen, „tar”. N.B.: Petrol sub formă fluidă, echivalent hidrocarburi fluide.

– „play”: „o porțiune continuă dintr-un volum sedimentar care conține

zăcăminte cu următoarele caracteristici: 1. rezervoare în aceeași secvență productivă, 2. hidrocarburi cu compoziție chimică similară și 3. capcane de același tip” [Bois, 1975; din Demaison and Huizinga, 1994].


pag. 10

– litofacies: termen compus, care definește, „compresiv”, litogeneza și faciesul unei secvențe stratigrafice: a. litogeneză: termen conținând toate procesele care duc la formarea sedimentelor și a rocilor sedimentare (alterarea, transportul, sedimentarea, diageneza); b. facies: termen care exprimă gruparea litologică specifică, ex.: orogenetic (de geosinclinal) sau epirogenetic (de platformă), evidențiată prin grosime, texturi, structuri, compoziție, tipuri de roci, ritm de sedimentare ș.a.

– zăcământ de petrol („petroleum pool”): termen care definește o acumulare de petrol dintr-un rezervor

unitar, formată într-o singură capcană, aflată sub un sistem propriu de presiune. Notă: – „rezervor unitar”: a. strat omogen, b. multistratificat, dar separat discontinuu (cu „crossflow”), c. eterogen, litologic și/sau, eventual, cu porozitate duală; – „o singură capcană”: un bloc tectonic dintr-o structură geologică (ex.: anticlinal), delimitat (separat) etanș la nivelul secvenței saturate cu petrol; – „sistem propriu de presiune”: exprimă formele de energie care asigură mecanismul de expulzare a petrolului la punerea în producție a zăcământului (destindere elastică, gaze dizolvate, destinderea cupolei de gaze, avansare de apă sau combinate).

– câmp petrolifer („petroleum field”): denumire utilizată pentru „toate zăcămintele de petrol” legate

de o „construcție geologică specifică”, structurală, stratigrafică sau complexă („geological feature”). N.B.: A nu se confunda cu termenul „capcană”.

– resurse de petrol („petroleum resources”): termen care exprimă volumele de petrol, pe categorii de fluide,

descoperite prin lucrările de explorare. – rezerve de petrol („petroleum reserves”): termen utilizat pentru partea din resursă care poate fi extrasă

(„productive capacities”) cu ajutorul tehnicilor, tehnologiilor și metodelor de recuperare a petrolului din zăcăminte, respectând legile în vigoare.

– descoperire comercială („commercial discovery”): termen care confirmă importanța economică a unei descoperiri,

cu respectarea legilor în vigoare, deschizând drumul spre continuarea lucrărilor de evaluare și dezvoltare. N.B.: În mod obișnuit, argumentarea se bazează pe nivelul debitului sondei „reprezentative”, diferit pe zone geografice și țări.

– Termeni geografici: a. provincie: o regiune productivă, cu câmpuri petrolifere având caracteristici asemănătoare, uneori sinonimă cu „bazin”, alteori cuprinzând mai multe bazine; b. district: o zonă restrânsă dintr-o provincie, cu cel puțin două câmpuri petrolifere asemănătoare ca stil, structural-stratigrafic și conținut în fluide.


pag. 11

1.4. Abrevieri În general, în cuprinsul lucrării (text, figuri, tabele), caracteristicile zăcămintelor petrolifere,

condițiile și proprietățile fizice și aspectele geometrice și proprietățile chimice ale fluidelor sunt explicate „punctual”. Uneori însă, sunt folosite abrevieri și simboluri fără explicitare și fără menționarea coeficienților de transformare în SI. Pentru înlăturarea eventualelor confuzii, sunt menționate diferite notații și abrevieri (inclusiv „SI Metric Conversion Factor”), care sunt folosite uneori în lucrare:

Sc = „Scale” (scara); SL = „Sea Level” (nivelul mării); OO(G)IP = „Original Oil (Gas) in Place” (resursa inițială de țiței sau gaze); OO(G)R = „Original Oil (Gas) Reserve” (rezerva inițială de țiței sau gaze); OE = Oil Equivalent (țiței + gaze = țiței echivalent; în mod obișnuit, 1 000 Stm3 gaze = 1 m3 țiței); IOR = „Improve Oil Recovery” (îmbunătățirea recuperării țițeiului prin procese clasice: injecție de apă și/sau gaze); EOR = „Enhance Oil Recovery” (mărirea recuperării țițeiului prin cele mai eficiente procese, inclusiv combustie, injecție de abur, polimeri, micelare, procese bacteriologice, minerit ș.a.); fr = „Recovery factor”; TOC = „Total Organic Carbon”; Ro = „Vitrinite reflectance” (reflectanța vitrinitului); HC = „Hydrocarbon”; O (T) = „Oil” (țiței); G = „Gas”; W (A) = „Water” (apă); CO2 = „Carbon dioxide”; N = „Nitrogen”; S = „Sulphur”; h, hz, he = „thickness: total, effective” (grosimea: totală, efectivă); H = „Deep” (adâncimea), m (ft); ft = „foot” (picior):

ft x 3,048* E – 01 = m; ft2 x 9,290304* E – 02 = m2; ft3 x 2,831685 E – 02 = m3;

in = „inch” (inci, țol): in = 2,54* = cm; in3 x 1,638706 = cm3;

ф (фef) = „porosity (effective)”; Kab = „absolute permeability”; mD (md) = millidarcy:

mD x 9,869233 E – 0,4 = µm2; Sw = „connate water saturation” (saturația în apă interstițială); bbl = „barrel”:

bbl x 1,589873 E – 01 = m3; BOPD (bopd) = „barrel oil per day”; °API = „oil density” γ = 141,5 , kg/dm3; °API + 131,5 µo = „oil viscozity”, cp:

cp x 1,0* E – 03 = Pa x s; P = „Original reservoir pressure (presiunea inițială a zăcământului):

* Conversion factor is exact.

* Conversion factor is exact.


pag. 12

psi x 6,894757 E + 00 = KPa; atm x 1,013250 = Pa; bar x 1,0* E + 05 = Pa;

Gp = „Pressure gradient” (P/H); T = „Reservoir temperature” (°C = Celsius, °F = Fahrenheit):

°C = (°F – 32)/1,8; GT = „Geothermal gradient (T – t0 ) H

t0 = „The annual average temperature in the zone of the hydrocarbon field” (temperatura medie anuală în zona câmpului de hidrocarburi).


pag. 13

3. BAZINE SEDIMENTARE 3.1. Considerații generale Într-o definiție simplă și concisă, termenul de „bazin sedimentar” înseamnă o regiune din

suprafața Terrei cu o subsidență prelungită, încărcată, în timp, cu un important volum de sedimente, în care pot fi întâlnite, diferențiat, apă și materie organică. Interdependența dintre procesele termale, deplasarea plăcilor, stresul tectonic, subsidență, inversiunea și modificarea nivelului mării determină configurația unui bazin sedimentar. Clima, morfologia, eroziunea, transportul sedimentelor și activitatea biologică sunt factorii exogeni care controlează aspectele depoziționale ale sedimentelor [Allen and Allen, 1990, Batistatu, 2000, Brod and Vysotsky (eds.), 1965, Einsele, 1992].

Acumularea și îndepărtarea rocilor acumulate definesc ciclul vieții unui bazin, de la evenimentul care l-a creat până la îmbătrânire, culminând într-o eventuală ridicare sau distrugere.

Ca o consecință a unor fenomene majore în evoluția Terrei, subsidența este un proces geologic dependent de transformările suferite de unitatea superioară dintre zonele ei compoziționale și reologice, cunoscută sub denumirea de litosferă (Fig. 3.1). Diviziunile reologice și mecanice nu se potrivesc neapărat cu zonele compoziționale ale Terrei. Astfel, o limită reologică fundamentală este menționată între litosferă și astenosferă, marcată de o izotermă caracteristică (1 100-1 330 °C), delimitând „învelișul” rigid al Terrei („outer shell”), care cuprinde „crusta” și partea superioară a mantalei, zonă denumită „litosferă termală”. Partea superioară a acestei zone este denumită „litosferă elastică” și este caracterizată printr-o rigiditate suficientă pentru a reține stresul timp îndelungat (circa 109 ani).

Ca unitate compozițională, crusta este „continentală” și „oceanică”. Crusta continentală are grosimi de 30-70 km (media, 35 km) și este separată în două „strate” cu compoziții și densități diferite. Stratul superior, „granitic”, are grosimea de 20-25 km și densitatea de 2,5-2,7 kg/dm3, iar stratul inferior, „bazaltic”, încă nedefinit bine, are densitatea de 2,8-3,1 kg/dm3. Crusta oceanică, mai subțire (4-20 km), are densitatea medie de circa 2,9 kg/dm3 și este compusă din mai multe strate, cu o trecere treptată între ele (1. sedimente neconsolidate, 2. strat bazaltic și 3. gabrouri și peridotite). Crusta oceanică ocupă circa 60% din suprafața Terrei, dar durata existenței ei este limitată (circa 3,2 x 109 ani), deoarece, prin răcire, devine instabilă gravitațional în raport cu substratul ei și „se consumă”. Așa se explică faptul că, în prezent, cea mai veche „crustă oceanică” este, în general, din Jurasic (excepțiile sunt rare).

Variația densității rocilor crustale este descrisă prin măsurători seismice. Realizând aceste măsurători, geofizicianul croat Andrija Mohorovičić a descoperit crusta de joasă viteză a undei seismice „P” (longitudinală), la limita crustă-manta, marcată printr-o discontinuitate abruptă de creștere a vitezei, reflectând creșterea densităților rocilor. Această discontinuitate, care poartă denumirea descoperitorului ei (abreviat, „Moho”), are o variație foarte accentuată odată cu adâncimea (Fig. 3.2a-b).

Litosfera este fragmentată în mai multe „unități” independente, numite „plăci” (Fig. 3.3). Mișcarea interdependentă a plăcilor pe substratul de rezistență redusă (astenosferă) produce, de-a lungul marginilor, deformări și seismicitate. Aceste margini sunt de trei feluri:

a. divergente, ca cele din centrele de expansiune („spreading”) ale crestelor sau dorsalelor medio-oceanice („mid-ocean ridge”) din bazinele oceanice; b. convergente, asociate fenomenelor b1. de subducție și b2. de coliziune; c. „transform” (culisante), caracteristice deformărilor cu decroșaj („strike-slip”).

Deși plăcile sunt considerate „rigide”, nedeformabile, evenimentele care se produc pe margini pot genera unele deformări la distanțe considerabile în interiorul lor.

3.2. Formarea bazinelor sedimentare Mecanismele de construcție ale bazinelor sedimentare se împart în trei clase (Fig. 3.4):


pag. 14

1. total termale, cum ar fi răcirea și subsidența litosferei oceanice în timp ce se îndepărtează de centrele de expansiune; 2. modificări în grosimile crustale/litosferice: 2a. subțierea crustei este acompaniată de subsidență controlată de falii extensionale, 2b. subțierea litosferei produce ridicări termale; 3. încărcarea litosferei, care determină o deformare prin îndoire sau curbare, deci subsidență (ex.: subsidența în bazinele „foreland”).

Din punct de vedere genetic sunt două grupe principale de bazine sedimentare: 1. bazine datorate întinderii litosferei și 2. bazine generate de flexura litosferei (continentale și oceanice). La aceste două grupe poate fi adăugată „grupa 3”, cu bazine asociate faliilor „strike-slip” sau „megashear”, care sunt caracterizate prin întinderi locale în zonele complex faliate.

În stabilirea gradului de încărcare cu sedimente și a duratei umplerii bazinelor, subsidența are un rol deosebit (Fig. 3.5).

3.3. Scheme de clasificare a bazinelor sedimentare În evoluția clasificării bazinelor sedimentare se disting mai multe etape, cu puncte de vedere

diferite [Allen and Allen, 1990, Batistatu, 2000, Beloussov, 1962, Bleahu, 1983, 1988, Einsele, 1992, Kukle, 1994, North, 1985]. Cele mai recente scheme de clasificare se bazează pe conceptul „tectonica plăcilor”. Localizarea bazinelor sedimentare și mecanismul lor de construcție sunt intim asociate cu mișcarea discretă a plăcilor pe substratul lor, mantaua, în care se produc curenții de convecție termală.

Bazinele sedimentare sunt clasificate pe baza tipului substratului litosferic (continental, oceanic, intermediar), poziția lor în raport cu marginea plăcii (intracratonic, marginal) și tipul marginii plăcii (divergent, convergent, „transform”). Evoluția bazinelor poate fi explicată prin schimbarea cadrelor și interacțiunilor plăcilor învelișului Terrei.

Printre importantele puncte de vedere exprimate la începutul introducerii conceptului „tectonica plăcilor” [Allen and Allen, 1990] este menționat cel reprezentat de clasificarea lui Dickinson (1974), în care sunt recunoscute cinci tipuri principale de bazine: 1. bazine oceanice, 2. margini continentale în „rifturi”, 3. sisteme „arc-trench”, 4. centuri suturale și 5. bazine intracontinentale. În această clasificare nu sunt cuprinse, ca tip distinct, bazinele asociate marginilor de plăci „transform”. Această deficiență a fost corectată de Reading (1982).

Bally (1975) și Bally and Snelson (1980) separă trei familii diferite de bazine sedimentare (Tab. 3.1):

1. bazine situate pe litosfera rigidă, relativ nedeformabilă, asociată cu formarea megasuturilor; 2. bazine perisuturale pe litosfera rigidă asociată cu formarea megasuturilor compresionale; 3. bazine episuturale localizate și, mai ales, cuprinse în megasuturi compresionale.

Megasuturile sunt asociate adeseori cu subducția, indiferent dacă placa subdusă este cu litosferă continentală (subducția Amferer sau „A-type”) sau oceanică (subducția Benioff sau „B-type”).

Pentru geologii petroliști [Magoon and Dow, 1994], cele mai sugestive clasificări tip „sistem industrial” au fost realizate de Weeks (1952), Knebel and Rodrigues-Eraso (1956), Brod (1959, 1964, 1965), Uspenskaia (1967), Halbouty et al. (1970), Perrodon (1971, 1980, 1983), Klemme (1971, 1975, 1980, 1986), Fischer (1975), Huff (1975, 1978, 1980), Bois (1975, 1982), Tissot et al. (1987), Kingston, Dishroon, and Phillips (1983).

Acceptând ca reprezentativă clasificarea lui Klemme, se remarcă faptul că aceste sisteme sunt bazate esențial pe aspectele caracteristice hidrocarburilor, mai degrabă decât pe proprietățile geologice fundamentale (Fig. 3.6). Multe bazine sunt trecute, în evoluția lor, de la un tip la altul. Desigur, ideea bazinului „poli-istoric” sau multiciclic este utilă, dar o clasificare care nu ia în considerare mecanismele formării și dezvoltării lui, spun criticii, are puține șanse să ofere explicații cuprinzătoare. Țelul comun al clasificărilor „sistem industrial” este punerea în evidență a perspectivelor pentru prezența surselor petrolifere, tipul și calitatea rezervoarelor, formarea capcanelor, protejarea zăcămintelor ș.a.


pag. 15

Acest sistem de clasificări a fost completat de o echipă de specialiști, cunoscută sub denumirea de „Exxon Group” [1], cu un sistem care ajută la compararea între bazine și furnizează o soluție rapidă în legătură cu potențialul de hidrocarburi.

Elementul de bază în această clasificare este „ciclul”, care este alcătuit din sedimentele depuse în timpul unui episod tectonic. Unele bazine au numai un ciclu sedimentar sau tectonic. Acestea sunt numite bazine simple. Cele mai multe au însă două sau mai multe cicluri sedimentare sau tectonice, fiind numite bazine poli-istorice sau complexe (Tab. 3.2). Trebuie subliniat faptul că, în această clasificare, termenii „ciclu” și „bazin” pot fi schimbați reciproc. Bazinele, simple sau complexe, pot fi clasificate prin analiza istoriei lor geologice în contextul tectonicii plăcilor. Elementele majore ale acestei istorii sunt: 1. ciclurile sau secvențele depoziționale, 2. tectonica de formare a bazinului și 3. tectonica de modificare a bazinului. În această clasificare sunt menționate opt tipuri de cicluri simple, care acoperă arii continentale, margini continentale și oceanice. Aceste opt tipuri de cicluri fundamentale, umplutura lor depozițională și modificările tectonice au primit simboluri prin litere și numere, astfel încât istoria geologică specifică a fiecărui bazin poate fi scrisă ca o „formulă”. Formulele pot fi comparate ulterior, notându-se asemănarea sau diferențierea dintre bazine. Acest sistem de clasificare a bazinelor sedimentare este util în activitatea de explorare.

În structura acestei lucrări a fost utilizată, în limita informațiilor disponibile, schema de clasificare a bazinelor sedimentare propusă de Klemme, cu unele completări explicative din North (1985) și Kulke (1994), care cuprinde următoarele tipuri (Fig. 3.6):

A. „Intracontinental basins, or cratonic plates”: – „Type 1”. „Single cyclic cratonic basins, interior simple (or interior sags)”. Sunt bazine fundamental atectonice, „sag”-uri circulare sau eliptice, cu o subsidență lentă (Fig. 3.5), dar extinsă pe sute de milioane de ani. În general cu o suprafață mare (diametre de sute de km, rar sub 100 km), aceste bazine acumulează o coloană stratigrafică relativ redusă, care nu prea depășește 4 000-5 000 m și în care se întâlnesc frecvent șisturi negre, roci carbonatice și evaporite. Faliile fundamentului sunt aproape singurele elemente structurale primare importante. Ex.: „Michigan Basin (USA), Williston Basin, Paris Basin (France)”. – „Type 2”. „Composite, multicycle cratonic basins”. Aceste bazine au trecut prin variate stadii structurale în timpul dezvoltării lor. O frecventă combinație este realizată între un stadiu „rift” și un stadiu „interior simple” (Fig. 3.6-2A). Ex.: „Volga-Ural and West Siberian Basins (Russia), Western Canadian Basin (Canada), Mid-Continent, Permian and Appalachian Basins (USA)”. – „Type 3”. „Rift-grabens (or interior fractures)”. Aceste tipuri de bazine sunt mai des legate de marginile continentale decât de limita plăcilor, iar unele sunt întâlnite chiar în interiorul plăcilor. Unele sunt concordante cu un mai vechi sâmbure structural, altele sunt transversale față de acesta. Unele sunt extensionale, altele sunt în combinație cu falii minore „strike-slip”. Multe rifturi sunt jumătate grabene, pronunțat asimetrice. Coloana sedimentară în acest tip de bazine este determinată de poziția lor. Bazinele cu o localizare cratonică încep prin a primi sedimente non-marine. Aproape toate trec printr-o fază lacustră incipientă, iar unele ajung și la o fază marină. Ex.: „Pripjat-Donetsk Basin (Ukraine and Belarus), Sirte Basin (Libya), Gulf of Suez Basin (Egypt), Northeast Chinese Basins (China), Upper Rhine Valley Graben (Germany), Viking Graben in the North Sea, Recôncavo Basin (Brazil)”.

B. „Extracontinental, borderland basins”: – „Type 4”: „Downwarp into small oceanic basins”:

A. „Basins closed by deformed belts.” Ex.: „Arabian/Persian Gulf, Orinoco Basin (Venezuela), Caucasian Basin, Ganges Basin (India)”. B. „Troughs between deformed belts.” Ex.: „Upper Assam Basin (India), Po Basin (Italy)”. C. „Open one-sided basins.” Ex.: „Gulf Coast, Alaska North Slope, Norhwest Borneo”.


pag. 16

Notă: În multe lucrări recente se consideră că „downwarp type basins” generează geosinclinalele orogenelor viitoare (tip 4A) și avanfosele dezvoltate, în general, deasupra „former downwarp basins” (tip 4B). Ca exemplu de „downwarp type” generator orogenic este prezentat „Western Canadian Basin”, iar ca exemplu de avanfosă, „Carpathian Foredeep (North Austria-Slovakia-Poland-Ukraine-Romania)” [Kulke, 1994].

– „Type 5”: „Pull-apart (stable coastal) basins”. Aceste bazine s-au format pe marginile întinse ale continentelor, reprezentând ultima fază a bazinelor de „Type 3”. În lucrările recente sunt descrise și sub denumirea de „passive margins (or marginal sags)” [Kulke, 1994], fiind separate în două subtipuri:

a. „Pull-apart sub-type”. Ex.: „Campos Basin (Brazil), Cuanza Basin (Angola), US East Coast (USA), Gabon Basin, Dampier Sub-basin (Australia)”. b. „Transform fault sub-type”. Ex.: „Abidjan Basin (Ivory Coast)”.

– „Type 6”. „Subduction basins, second-cycle”. Sunt asociate arcurilor vulcanice formare de-a lungul megastructurilor, unde crusta oceanică este subdusă crustei continentale. Aceste bazine sunt distribuite în trei grupe:

A. „Fore-arc basins (trench-associated basins)”. Sunt lungi, înguste, adânci, cu o subsidență foarte rapidă. Ex.: „Talara Basin (Ecuador), SW-Sumatra and South Java Basins (Indonesia)”. B. „Back-arc basins”. Se dezvoltă pe partea terestră a arcului vulcanic, pe crusta instabilă (în multe cazuri cratonică). Ex.: „Central Sumatra Basin (Indonesia), Nügata and Akita Basins (Japan)”. C. „Nonarc or Megashear basins”. Această grupă este legată de condițiile în care, prin ciocnirea oblică a plăcilor, s-a dezvoltat o componentă „strike-slip” și s-au format bazine transpresionale și transtensionale foarte complexe. Ex.: „San Joaquin and Los Angeles Basins (California, USA), South Caspian Province (Baku, Azerbaijan)”.

– „Type 7”. „Median basins, second cycle (or intermontane basins)”. Ex.: „Maracaibo Basin (Venezuela), Pannonian Basin (Hungary-West Romania-North Serbia), Vienna Basin (Austria), Fang Basin (Thailand)”. Notă: În lucrările recente, „intermontane” și „intramontane” sunt sinonime. Uneori însă, se simte nevoia interpretării sensu stricto. Se cunosc bazine „intramontane” care prezintă carcateristici specifice (ex.: „Comănești Basin, post orogenic basin, in central Oriental Carpathians, Romania”). – „Type 8”. „Delta basins”. Sunt formate în zona de vărsare a marilor fluvii în mări și oceane. Ex.: „Mississippi Delta (USA), Mackenzie Delta (Canada), Niger Delta (Nigeria), Mahakam Delta (Kutai Basin, Kalimantan Island, Indonesia)”.

Localizând tipurile de bazine pe harta Terrei (Fig. 3.7) s-a obținut o construcție conceptuală oferind o imagine care ajută la aprecierea (fie chiar și discutabilă, în unele zone) stabilirii unor obiective favorabile în cercetare.

3.4. Cercetarea bazinelor sedimentare Analizele bazinelor sedimentare investighează formarea și conținutul acestora din numeroase

puncte de vedere. In felul acesta, termenul „bazin” poate fi privit diferit de specialiști. Din această cauză, caracterizarea sau descrierea evoluției unui bazin sedimentar devine discutabilă dacă nu se ține seama de sintezele paleontologilor, stratigrafilor, petroliștilor și tectonicienilor. Hărțile alcătuite prin cartarea geologică și investigarea geofizică alcătuiesc suporturi fundamentale în construirea imaginii unui bazin sedimentar.


pag. 17

Din multitudinea aspectelor investigate privind conținutul bazinelor sedimentare, pentru geologul petrolist prezintă o deosebită importanță cercetările legate de caracteristicile, rolul și transformările suferite de sedimente, apă și materie organică acumulate în timp.

Informațiile privind depozitele sedimentare sunt preluate, în cea mai mare parte, din studiile de „Geologie sedimentară” [Anastasiu et al., 2002, Batistatu, 2000, Einsele, 1992, Frunzescu, 2000, Krumbein and Sloss, 1963, Pettijohn, 1957] și „Geologie structurală” [Beloussov, 1962, de Sitter, 1964, Kosâghin, 1962, Russell, 1955]. Datele referitoare la apele bazinelor sedimentare vor fi însușite din lucrările care formează obiectul „Hidrologiei” [2, 3]. Natura și rezultatele transformării materiei organice dintr-un bazin sedimentar vor constitui însă obiective de studiu specifice geologului petrolist-explorator [5, 6, 7]. Contribuția „Geochimiei” în această etapă este indispensabilă [North, 1985].

3.5 Apele bazinelor sedimentare Studiile referitoare la apele subterane formează un important segment din „Hidrologie”.

Aspectele cele mai semnificative pentru geologul petrolist sunt legate de originea, compoziția chimică și caracterul hidrodinamic al apelor dintr-un bazin sedimentar și rolul lor în formarea și distrugerea zăcămintelor de petrol.

3.5.1. Tipuri fundamentale de bazine hidrodinamice Urmărind formarea și evoluția unui bazin unitar, simplu, simetric (Fig. 3.8a-c), s-a constatat (foarte schematic) că pot fi diferențiate trei perioade principale în istoria acestuia: a. juvenilă („juvenile basin”), b. intermediară („mature basin”) și c. de îmbătrânire („senile basin”).

„Juvenile basin” înregistrează o încărcare cu sedimente printr-o subsidență accentuată. În cazul în care nu sunt înregistrate deformări, și marginile sunt etanșate cu sedimente, singura forță efectivă care acționează asupra apei și, eventual, a altor fluide din bazin este compactizarea, care instaurează gradienți centrifugali, determinând o „expulzare” a apei și a fluidelor (Fig. 3.8a). Într-un bazin tânăr, variația presiunii cu adâncimea în stratele cu permeabilitate mică și în rezervoarele lenticulare depășește variația presiunii hidrostatice, determinând o „suprapresurizare”. Apele meteorice nu pot pătrunde adânc în stratele acestui tip de bazin, astfel încât apele originale devin hipersaline și stagnante. Hidrocarburile acumulate în acest tip de bazin rămân nealterate. Ex.: „Pannonian Basin, Niger Delta Basin, Mississippi Delta Basin”. „Mature basin” definește un tip de bazin intermediar din punct de vedere hidrodinamic. Sedimentarea și subsidența au încetat, compactizarea continuă, determinând o reducere a grosimii sedimentelor, mai ales a celor pelitice. Suprapresurizarea se atenuează foarte mult. În cazul în care bazinul a înregistrat o ridicare, cu o eroziune mai extinsă pe margini, apele meteorice vor pătrunde spre centrul lui, instaurînd gradienți centrifugali și stabilind un regim activ gravitațional și hidrodinamic (Fig. 3.8b). Treptat, apele meteorice („fresh waters”) ocupă spații poros-permeabile mari, degradând hidrocarburile sau chiar distrugând acumulările cu care vin în contact. În bazinele în care „rezervoarele” au o zonă de „încărcare (alimentare)” și o zonă de „descărcare”, contactul țiței-apă din acumulările formate în capcanele unitare, deschise, ale acestor rezervoare se va înclina în direcția de curgere a apei [4]. Panta contactului apă-țiței variază în funcție de densitatea țițeiului, cu valori mici pentru țițeiurile ușoare și mari pentru țițeiurile grele [Gavăt, 1964, Levorsen, 1958]. „Senile basin” este reprezentativ pentru stadiul final al „ciclului evolutiv”. Bazinul devine „îmbătrânit” când se creează peste tot condiții hidrostatice, fără gradienți de presiune hidrodinamică (Fig. 3.8c).

Cercetările extinse privind condițiile hidrodinamice din bazinele sedimentare au evidențiat faptul că nu întotdeauna se poate observa ciclicitatea evolutivă descrisă. Astfel, unele bazine au rămas „juvenile” sute de milioane de ani (ex.: „Michigan Basin, USA”), în timp ce altele parcă s-au născut „senile” (ex.: bazinele din California, USA). În explicațiile susținute pentru lămurirea acestor situații au fost menționate observațiile care evidențiază faptul că bazinele de categoria „veșnic juvenile” sunt situate în arii foarte stabile, pe cratoanele vechi, iar cele


pag. 18

„senile instantaneu” se găsesc în ariile foarte mobile, adesea în zonele de limită dintre plăcile continentale și oceanice. Concluzia formulată, cunoscând aceste aspecte, a fost că tipul fundamental de bazin hidrodinamic nu este determinat de timp, ci de poziția structurală și stilul bazinului. În procesul de exploatare a zăcămintelor petrolifere, rolul apelor din stratele productive este foarte important ca factor energetic de expulzare a hidrocarburilor din rocile rezervor în sonde. În bazinele „închise”, apa din stratele productive participă la o parțială menținere de presiune, prin energia elastică de compresiune, iar în bazinele „deschise”, acviferul alimentat continuu cu apă meterotică este activ (Fig. 3.9a-c), menținând presiunea zăcămintelor exploatate prin acțiune hidrodinamică [2, 3]. 3.5.2. Natura și compoziția chimică a apelor din bazinele sedimentare În cadrul studiilor elaborate în legătură cu geneza apelor asociate zăcămintelor petrolifere, Mrazec [din Gavăt, 1964] a identificat două tipuri de ape: primare (fosile sau veterice) și secundare. Apele primare sunt cele reținute din mediul acvatorial (marin sau lagunar) în sedimentele depuse în bazin. În bazinele „închise”, aceste ape, cărora li se adaugă apa rezultată în procesul de dezintegrare și descompunere a organismelor (în special planctonice) reținute în sedimente [Macovei, din Gavăt, 1964], suferă modificări în compoziția lor chimică, din cauza contactului îndelungat cu mediul mineral în care se află, precum și a proceselor biochimice din bazin. Compoziția chimică poate varia în limite largi. În mod normal, apele marine au o salinitate de 3,5%. În bazinele „închise”, salinitatea apelor variază între 5 și 15% (pentru cele hipersaline). Între sărurile conținute de apele primare predomină clorura de sodiu. Prezența bromului, iodului și acizilor naftenici trădează relațiile caracteristice cu surse petrolifere. În această situație, apele subterane devin indicatori foarte importanți pentru activitatea de explorare petroliferă, ele fiind denumite „ape de zăcământ”. În bazinele „deschise”, când există o circulație a apelor meteorice, compoziția chimică inițială a apelor subterane suferă modificări fundamentale [North, 1985], determinând adeseori [2, 4, 6] și o înclinare a contactului inițial dintre fluide, în sensul curgerii apei (Fig. 3.9a-c).

3.6. Bibiografia specifică, „cap. 3”


pag. 19

4. SISTEM PETROLIFER-PLAY-PROSPECT 4.1. Definiții Sistemul petrolifer reprezintă ansamblul relațiilor genetice dintre o rocă sursă generatoare („pod

of active source rock”) și acumulările de petrol rezultate [Magoon and Dow, 1994]. Sistemul petrolifer este definit ca un sistem natural, dinamic, de generare și acumulare a petrolului, care cuprinde „elementele geologice esențiale” și „procese”, funcționând în scara spațiului și a timpului geologic. Descrierea sistemului petrolifer definește primul nivel de investigare petroliferă al unui bazin sedimentar (Fig. 4.1).

Termenul „petroleum” include mari concentrații de 1. gaze termogene sau biogene, întâlnite în rezervoare convenționale sau în „gas hydrate, tight reservoirs, fractured shale (gas-shale) and coal”, 2. gaz condensat, țițeiuri („crude oils”) și 3. asfalturi, întâlnite în natură [1].

Termenul „system” descrie interdependența „elementelor esențiale” și a „proceselor” care, formând o unitate funcțională, creează acumulări de hidrocarburi.

Termenul „elemente esențiale” include roca sursă generatoare („pod of active source rock”), roca rezervor, roca protectoare („seal”) și rocile acoperitoare („overburden rocks”).

Termenul „procese” cuprinde evenimentele geologice care au condus la generarea-migrarea și acumularea hidrocarburilor, precum și la formarea capcanelor.

Pentru siguranța transformării materiei organice din roca sursă și formarea unei acumulări de petrol, elementele esențiale și procesele trebuie să apară într-o cât mai bună corelare în timp. Într-un bazin sedimentar cu „elemente esențiale” și „procese” există un sistem petrolifer, iar bazinul poate fi numit „bazin petrolifer”.

Punerea în evidență a unui „bazin petrolifer” deschide largi perspective pentru o laborioasă activitate de cercetare, în scopul evaluării potențialului economic al bazinului. În mod obișnuit, lucrările de explorare (geologico-geofizice) care vor fi efectuate pot fi grupate în nivelurile de investigare „play” și „prospect” (Fig. 4.1).

Nivelul de investigare „play” este descris diferit în lucrările de specialitate. După unii autori, acest termen se referă la o porțiune continuă dintr-un volum sedimentar care conține zăcăminte de petrol, cu următoarele caracteristici: 1. rezervoarele sunt în aceeași secvență productivă, 2. hidrocarburile au compoziție chimică similară și 3. capcanele sunt de același tip [Bois, 1975; din 1]. Alți autori consideră că nivelul de investigare „play” poate fi definit în primul rând ca o percepție sau model în mintea geologului despre modul cum un anumit număr de factori geologici se poate combina pentru a produce acumulări petrolifere la un nivel stratigrafic specific dintr-un bazin. Acești factori sunt [Allen and Allen, 1990]:

1. „a reservoir unit”, capabil să acumuleze hidrocarburi fluide și să le producă la „niveluri comerciale (commercial rates)”; 2. „a petroleum charge system”, cuprinzând rocile sursă petrolifere, mature termal, capabile să expulzeze hidrocarburile fluide în „porous and permeable carrier beds”, care le „transportă” către capcane, acumulându-se în unitățile „rezervor”; 3. „a regional topseal or caprock”, pentru protecția acumulării petrolului din unitatea rezervor; 4. „petroleum traps”, care concentrează petrolul în situații specifice, permițând exploatarea industrială; 5. „the timely relationship” a celor patru factori menționați (1-4).

Într-un mod concis, un „play” poate fi definit, în plus, ca o familie de „prospect”-e neforate și zăcăminte petrolifere descoperite care sunt considerate că împart un important rezervor comun, protejat de un „regional topseal” și un „petroleum charge system”.

Nivelul de investigare „prospect” descrie o configurație geologică actuală („geological feature”) având caracteristici specifice fie unei capcane, fie unui set de capcane [1].

4.2. Caracteristici Aspectele caracteristice ale sistemului petrolifer sunt extinderile geografice, stratigrafice și

temporale, precum și aprecierea „momentului critic”. Luarea în considerare a „tipului de bazin”, într-o astfel de analiză, este necesară.


pag. 20

Extinderea geografică a sistemului petrolifer la momentul critic este suprafața care cuprinde „pod of active source rock” și include toate acumulările de petrol, „ivirile” și manifestările generate de această sursă.

Extinderea stratigrafică a sistemului petrolifer definește situația „elementelor esențiale” în „momentul critic”.

Momentul critic este „momentul din timpul geologic” care, din punctul de vedere al unui cercetător, descrie cel mai satisfăcător „procesul” sistemului petrolifer.

Un sistem petrolifer poate fi identificat la trei niveluri de siguranță: cunoscut (!), ipotetic (.) și presupus (?).

În cele mai fundamentate studii, denumirea sistemului petrolifer include „roca sursă-roca rezervor principală”.

Evoluția sistemului petrolifer se poate extinde pe un interval considerabil de timp și pe o suprafață mare.

După terminarea „proceselor” începe „timpul de prezervare”. Dacă în timpul prezervării nu apare o activitate tectonică importantă, acumulările de petrol vor rămâne în situația în care s-au format. Dacă apar elemente destabilizatoare (cutări, falieri, ridicări, eroziuni ș.a.), în majoritatea cazurilor se va produce „remigrarea” hidrocarburilor, cu „reacumulări” sau, eventual, „distrugeri (pierderi)”.

4.2.1. Distribuția stratigrafică și geografică a zăcămintelor de petrol Numeroasele și extinsele cercetări geologice au pus în evidență faptul că „elementele esențiale„ și „procesele” au fost generate din cele mai vechi timpuri pe Terra. Totuși, constatările actuale arată o distribuție stratigrafică neuniformă a petrolului (Fig. 4.2). Datele statistice confirmă în mod evident faptul că, până în prezent, cele mai bogate formațiuni care au produs țiței sunt din Mezozoic și Terțiar, iar cele mai prolifice formațiuni geologice sunt din Paleozoic și Mezozoic. Volumul mai redus de resurse de petrol din Paleozoic este explicat prin efectul „distructiv” al proceselor tectonice. Într-o analiză a distribuției geografice a rezervelor de petrol pe Terra s-au separat patru super-regiuni sau domenii (Fig. 4.3): 1. „Tethyan realm”, cu 68% din rezervele inițiale de petrol (BOE), pe un domeniu reprezentând 17% din suprafața totală, 2. „Boreal realm”, cu 23% din rezervele inițiale, pe o suprafață reprezentând 28% din suprafața totală, 3. „Pacific realm”, cu 5% din rezervele inițiale, pe o suprafață reprezentând 17% din suprafața totală, și 4. „South Gondwana”, cu 4% din rezervele inițiale, pe o suprafață de 38% din suprafața totală. 4.2.2. Relațiile dintre tipul bazinului și acumulările de petrol Într-o sinteză a rezultatelor lucrărilor de cercetare geologică pe Terra au fost identificate peste 1 500 de bazine sedimentare [Orășianu and Popescu, 1985]. Analizând distribuția rezervelor de petrol („OE-reserves”) pe tipuri de bazine s-a observat o mare neuniformitate. S-a constatat faptul că aproape 90% din rezervele mondiale de țiței (excluzând „tar sands and oil shales”) și 80% din rezervele de gaze sunt concentrate în circa 30 de bazine petrolifere (Fig. 4.4). Între 70 și 75% din rezervele mondiale de petrol provin din 10 regiuni: Golful Persic, Maracaibo, Volga-Ural, „bazinele vest-siberiene”, Reforma-Campeche, Gulf Coast, Permian (USA), Sirte, Delta Nigerului și nord-Marea Nordului. Pentru a putea compara „bogăția bazinelor petrolifere” în privința capacității productive, Bally [din North, 1985] a propus un sistem de clasificare cu luarea în considerare a volumului de țiței echivalent produs (OE), în m3 pe km3 de roci sedimentare din aria bazinului:

1. bazine ultrabogate, cu mai mult de 10 000 m3/km3; 2. bazine bogate, 3 600-10 000 m3/km3; 3. bazine cu capacitate productivă medie, 2 400-3 600 m3/km3; 4. bazine sărace, 1 000-2 400 m3/km3; 5. bazine foarte sărace (dar încă productive), sub 1 000 m3/km3.

În mod obișnuit, valoarea medie a „bogăției petrolifere” pentru bazinele petrolifere în exploatare în cadrul lor tectonic actual este de 30 000-60 000 BOE/mi3 (circa 1 200-2 400


pag. 21

m3/km3). Aceste valori sunt foarte mult reduse prin includerea regiunilor nord-americane cu rezerve mici [North, 1985]. Analizele statistice referitoare la „bogăția bazinelor petrolifere” au pus în evidență următoarele aspecte:

– Aproape toate rezervele de țiței din Paleozoic sunt în bazine intracratonice și aproape toate cele din Cenozoic sunt în apropierea marginilor plăcii. Cu rezervele din Mezozoic, distribuția rezervelor de țiței din platforme și margini se mai uniformizează. – Aproape toate rezervele de gaze, de toate vârstele, sunt în bazine intracratonice. – Cele mai multe dintre bazinele petrolifere ultrabogate sunt în partea coborâtă („downwarps”) a marginii continentale, fie încă deschise spre crusta oceanică (ex.: „Gulf Coast Basin”), fie închise prin deformare și convertite în avanfose (ex.: „Persian/Arabian Gulf Basin”). Aceste bazine (tipul 4-Klemme) conțin aproape 50% din rezervele de țiței descoperite. – Aproximativ 12% din rezervele mondiale de țiței sunt în câteva bazine intermontane (tipurile 6 și 7-Klemme) ultrabogate. – Aproape 10% din rezervele mondiale de țiței sunt în „rift or graben basins” (tipul 3-Klemme). – Bazinele deltaice (tipul 8-Klemme) contribuie cu mai puțin de 5% la rezervele mondiale de țiței. Conținutul în materie organică terestră fiind dominant, ele au o tendință „gas-prone”. Bazinele deltaice „oil-prone” conțin multe câmpuri petrolifere, dar de dimensiuni de la modeste la mici. Un exemplu reprezentativ este „Niger Delta Basin”, cu circa 100 de câmpuri petrolifere cu rezerve de țiței de cel puțin 8 x 106 m3 și numai vreo 12 cu rezerve de țiței de circa 80 x 106 m3. Valorile relativ reduse de rezerve sunt o consecință a capacităților restrânse de acumulare, cele mai multe dintre capcane fiind legate de structuri diapire și anticlinale „roll-over”. – Contribuția bazinelor petrolifere lacustre la rezervele mondiale este modică, multe fiind rămase la stadiul „kerogen shales”. O excepție devenită clasică este „Songliao Basin”, China, cu celebrul câmp petrolifer „super-gigant Daqing”. – Cel mai răspândit tip de bazin petrolifer productiv este „intracontinental-cratonic-composite basin” sau „cratonic foredeep” (tipul 2-Klemme). Acest tip de bazin este productiv pe fiecare continent (axceptând Antarctica) și conține circa 25% din rezervele de țiței ale Terrei (Fig. 4.5A-E). Fiind situate aproape în totalitate în interiorul continentelor, aceste bazine au gradul cel mai ridicat în explorare și exploatare.

Valorile medii ale „bogăției petrolifere” („reserves or production capacity”), evaluate de North (1985), sunt de 2 400-3 600 m3/km3 OE pentru „composite interior basins” (tipul 2-Klemme) și sub 1 000 m3/km3 OE pentru „simple cratonic basins” (tipul 1-Klemme). 4.2.3. Condițiile fizice din bazinele petrolifere Rocile și fluidele din bazinele petrolifere sunt supuse unor factori fizici cu un rol deosebit pe toată perioada existenței lor: presiunea și temperatura.

4.2.3.1. Presiunea Într-o definiție simplă, presiunea este forța aplicată pe unitatea de suprafață, reprezentând întotdeauna o compresiune. Rocile și fluidele bazinelor petrolifere sunt supuse unor surse diferite de compresiune (Fig. 4.6). Astfel, rocile „crustei” de la un anumit nivel suportă presiunea exercitată de coloana de roci suprapusă, denumită „presiune geostatică (Pg)”, determinată de „matricea rocii”, granule, ciment, care exercită o „presiune litostatică” (Pl), și de fluidele conținute, care determină o „presiune hidrostatică (Ph)”. Pentru o densitate medie a rocilor de 2,3 gr/cm3, „gradientul geostatic” este 22,6 kPa x m-1 (N/B.: 1 Pascal = 1 Newton x m-2; o presiune de 1,013 x 105 Pa = o atmosferă; 105 Pa = un bar). Presiunea hidrostatică este „efectul” unei coloane de apă în condiții statice. În funcție de densitatea apei, rația de creștere poate fi de 9,8 kPa x m-1 pentru apa dulce („fresh water”) sau de 10,5 kPa x m-1 pentru „apa de zăcământ” obișnuită („standard brine”), cu o concentrație totală de săruri dizolvate de 1 000 kg/vagon.


pag. 22

Deoarece potențialul energetic al zăcămintelor de petrol este „depozitat” în fluidele comprimate din rezervoarele bazinelor petrolifere, valoarea gradientului hidrostatic devine reprezentativă. Considerând valoarea acestui gradient de 10,5 kPa x m-1 ca pe una „normală”, toate valorile inferioare sau superioare sunt considerate „anormale” și necesită explicarea cauzelor care le determină. În general, sursele presiunii zăcămintelor sunt: 1. greutatea coloanei de apă (cu rol determinant, densitatea), 2. presiunea litostatică, 3. temperatura, 4. procesul de cimentare a rocilor sau precipitarea secundară, 5. stresul de compresiune (tectonic) și cutremurele, 6. perturbațiile atmosferice și oceanice (ex.: „tsunami”) și 7. reacțiile chimice și biochimice. Influența unora dintre aceste surse poate fi remarcată în distribuția valorilor medii ale presiunilor înregistrate în câmpurile petrolifere din subzona cutelor diapire din Muntenia Centrală, România (Fig. 4.7). Variația presiunii unui rezervor „unitar” dintr-un bazin petrolifer (sau, eventual, în limitele unui câmp petorlifer) poate fi analizată prin construirea unor hărți cu „izobare”. 4.2.3.2. Temperatura Ca factor fizic activ, temperatura arată gradul de încălzire a subsolului odată cu adâncimea. Aplicând legea lui Fourier privind transportul căldurii, la analiza temperaturii într-un bazin sedimentar rezultă:

T = to + g x H unde: T – temperatura la adâncimea H, °C; to – temperatura de suprafață, medie anuală, °C; g – gradientul geotermic (g = debitul de căldură/conductivitatea termală: q/k, °C/m; H – adâncimea la care a fost înregistrată temperatura T, m.

Treapta geotermică reprezintă intervalul de creștere a adâncimii pentru care temperatura crește cu un °C. Conductivitatea termală (K) este capacitatea unei substanțe de a transmite căldura [3]:

K = - q dx , 1 J (s x m x grd)-1 S dT unde: q – debitul de căldură („heat flow”), J x s-1; S – aria secțiunii transversale, m2; dx – grosimea stratului, m; dT – variația temperaturii pe distanța dx, grade. Notă: dT/dx = gradient de temperatură; q/K = gradient geotermic (g). Deoarece bazinele sedimentare nu sunt niciodată într-un complet echilibru termal, pentru analiza lor se construiesc hărți cu variația gradientului geotermic g = T - to, °C/m (Fig. 4.8). H

4.3. Elemente esențiale „Sistemul petrolifer” este un mod logic de interpretare integrată a „componentelor” incluse în

„elementele esențiale” și procesele geologico-geochimice care definesc sistemul petrolifer „from source to trap”.

Elementele esențiale cuprind rocile sursă, rocile rezervor, rocile protectoare („seals”) și rocile acoperitoare („overburden rocks”).

4.3.1. Roci sursă Bazat pe originea organică a petrolului, sistemul petrolifer consideră ca sursă principală a petrolului materia organică bogat dispersată în rocile sedimentare. Sau, definit astfel: ca roci sursă, toate sedimentele fin granulare (argiloase, silicioase, calcaroase, cărbunoase) depuse într-un mediu reducător stagnant, în care transformarea materiei organice se realizează în direcția bituminizării [Gavăt, 1964]. Cercetările efectuate în partea de vest a Golfului Mexic au evidențiat faptul că păstrarea „depunerilor” este asigurată mult mai bine în rocile pelitice,


pag. 23

cantitatea de materie organică din nisipurile fine, silturi și pelite fiind caracterizată prin raportul 1 : 2 : 4 [Trask, 1953; din 4]. Rocile sedimentare care sunt, pot deveni sau ar fi capabile să genereze petrol sunt „roci sursă” [Tissot and Welte, 1984; din 5], dar „roca sursă efectivă” este roca generatoare sau cea care a generat și expulzat petrol. Volumul acestei „roci sursă efective” a fost denumit „pod of active source rock”, caracterizată prin următoarele cerințe geochimice: a. cantitatea de materie organică, b. calitatea sau tipul materiei organice și c. maturitatea termală.

a. Cantitatea de materie organică este exprimată, gradat, în ppm sau prin conținutul de „Total Organic Carbon (TOC)”, în wt, %:

„Poor”: 0-300 ppm sau 0-0,5 wt %; „Fair”: 300-600 ppm sau 0,5-1 wt % ; „Good”: 600-1 200 ppm sau 1-2 wt %; „Very Good”: 1 200-2 400 ppm sau 2-4 wt %; „Excellent”: ˃ 2 400 ppm sau ˃ 4 wt %.

Trebuie menționat faptul că TOC nu este considerat ca un indicator clar pentru potențialul petrolifer, deoarece include și „dead carbon”, incapabil să genereze petrol. Sunt cărbuni care au TOC cu valori foarte mari (ex.: grafitul, cu TOC 100%) care nu vor genera petrol. În alte situații, rocile sursă „gas-prone” au valori TOC mici (ex.: unele șisturi deltaice terțiare, TOC sub 5%), însă sunt capabile să genereze gaze. b. Calitatea materiei organice este descrisă de tipul de kerogen, fracțiune specifică a materiei organice rămasă după distilarea rocii pulverizate cu solvenți organici [5]. Au fost definite patru tipuri principale de kerogen: „types I, II and III” [Tissot et al., 1974; din 5] și „type IV” [Demaison et al., 1983; din 5]:

– „Immature type I kerogens” sunt „oil-prone”, arată raport atomic mare H/C (≥ 1,5), mic O/C (< 0,1) și, în general, un conținut redus de sulf. Acest tip de kerogen pare a fi derivat prin reprocesarea bacteriană extensivă a materiei organice a algelor bogate în lipide. – „Immature type II kerogens” sunt „oil-prone” și arată un raport atomic mare H/C (1,2-1,5) și O/C mai redus decât pentru tipurile III și IV. Conținutul în sulf depășește valorile înregistrate pentru celelalte tipuri. – „Immature type III kerogens” sunt denumite „gas-prone”, deoarece volumul țieiului produs este mic, arată un raport atomic mic H/C (< 1,0) și mare O/C (≤ 0,3). Denumirea este însă înșelătoare, deoarece, în unele regiuni petrolifere, acest tip de kerogen a produs țiței în cantități substanțiale. – „Type IV kerogen” este „dead carbon”, arătând un raport atomic mare H/C (circa 0,5-0,6) și de la mic la mare O/C (≤ 0,3). Acest tip de kerogen poate fi derivat din celelalte tipuri, prin reprocesare sau oxidare, generând uneori cantități foarte reduse de hidrocarburi.

c. Maturitatea termală reflectă transformările determinate de factorul „temperatură-timp”, care convertește materia organică în „oil, wet gas, dry gas and pyrobitumen” (un bitum solidificat, alterat termal, insolubil în solvenți organici). În cursul acestui foarte complex proces de transformare, materia organică trece prin următoarele stadii: „imature” (Ro = 0,2-0,6%), „mature” (cu etapele „early”, Ro = 0,6-0,65%, „peak”, Ro = 0,65-0,9%, „late”, Ro = 0,9-1,35%) și „postmature” (Ro ˃ 1,35%). Reflectanța vitrinitului, care se referă la „oil immersion” (Ro), crește în perioada maturizării termale a materiei organice, datorită reacțiilor complexe, ireversibile, de formare a hidrocarburilor aromatice [5]. Vitrinitul provine din plantele terestre, din această cauză Ro nu poate fi măsurat în rocile care nu au vitrinit. Cercetările efectuate sugerează faptul că mari cantități de bitumen [Hutton et al., 1985; din 5] și „oil-prone macerals” [Price and Barker, 1985; din 5] întârzie creșterea normală, cu maturizarea materiei organice, a reflectanței vitrinitului. Valori reduse ale Ro pot rezulta dintr-o slabă curățare („poor polishing”), iar valori mari sunt tipice pentru vitrinitul oxidat.


pag. 24

Bogăția rocii sursă este mult mai corect exprimată în termenii potențialului genetic al hidrocarburilor, determinați prin analiza „Rock-Eval pyrolysis”, redând cantitatea totală de petrol care poate fi generată de rocă [Tissot and Welte, 1984; din 5].

S1 exprimă cantitatea de hidrocarburi libere care se pot volatiliza din roca sursă fără cracarea kerogenului (mg HC/gr rocă). S2 exprimă cantitatea de hidrocarburi produse prin cracarea kerogenului (mg HC/gr rocă) și a hidrocarburilor grele și reprezintă potențialul existent al rocii sursă de a genera petrol.

În timpul fazei de apreciere a rocii sursă a evaluării bazinului sedimentar, cantitativ, tip și maturizarea termală a materiei organice, este necesar să se aprecieze și volumul acesteia (grosimea și extinderea). Având toate aceste informații, inclusiv rezultatele analizelor de laborator, se determină potențialul cumulativ de hidrocarburi pentru roca sursă, după relația:

SPI = hρ (S1 + S2) 1000 unde: SPI – „Source Potential Index”, în t hidrocarburi/m2; h – grosimea netă a rocii sursă, în m; ρ – densitatea rocii sursă, în t/m3; S1 + S2 – potențialul genetic mediu, în Hg HC/t rocă.

4.3.2. Roci rezervor 4.3.2.1. Proprietățile fizice ale rocilor rezervor Ca „element esențial” al sistemului petrolifer, „rezervorul” este definit ca spațiul de acumulare a hidrocarburilor într-o capcană [6]. Pentru a crea capacitatea de acumulare, rocile care alcătuiesc rezervorul trebuie să aibă porozitate și permeabilitate.

et al., 1960, Barwis et al., 1990, Pettijohn, 1957, Roche and Choquette (eds)., 1985], caracteristică tuturor categoriilor genetice, exprimă proporția „golurilor” (porilor) din volumul total al rocii. Ea poate fi primară (depozițională/singenetică) și secundară (postdepozițională/epigenetică).

a ef). Porozitatea absolută exprimă, procentual, raportul dintre volumul ansamblului poros (Vp) și volumul total al rocii (Vt), iar porozitatea efectivă se referă la raportul dintre spațiul poros intercomunicant (Vef) și volumul total al rocii (Vt). Permeabilitatea (K), sau conductibilitatea hidraulică, este definită ca fiind proprietatea mediului poros de a permite curgerea fluidelor sub acțiunea unui gradient de presiune sau hidraulic [11]. Prin rolul lor fizic în descrierea rezervoarelor, porozitatea și peremabilitatea exprimă „căile intercomunicante” („plumbing”) ale acestora [Allen and Allen, 1990]. Porozitatea și permeabilitatea nu sunt într-o relație simplă sau directă. Complexitatea naturii rocii și geometria porilor pot influența diferit cele două proprietăți fizice. O rocă permeabilă are și porozitate, nu însă orice rocă poroasă este și permeabilă, sub aspectul obținerii unor debite de fluide suficient de mari la gradienți de presiune realizabili [11]. Prezența fisurilor în rocile rezervor, practic posibilă în toate categoriile genetice, complică evaluările, atât pentru capacitatea de acumulare, cât și pentru capacitatea de curgere a rocilor rezervor [Aquilera, 1995]. În prezentarea „modelului de zăcământ” cu rezervoare fisurate, geologul petrolist și inginerul de zăcământ trebuie să descrie, pentru „simularea exploatării”, tipul cel mai probabil de rezervor, ținând seama de modelele menționate în literatura de specialitate:

– „Type A”, rezervoare cu capacitate de acumulare mare a matricei și slabă a sistemului fisural. – „Type B”, rezervoare cu capacități de acumulare egale în matrice și sistemul fisural. Sunt cunoscute două subtipuri (BI și BII), după caracteristicile sistemului matricei.


pag. 25

Subtipul BI cuprinde roci rezervor cu porozități și permeabilități bune. Subtipul BII caracterizează roci rezervor slabe. – „Type C”, rezervoare cu întreaga capacitate de acumulare în fisuri.

Valorile de porozitate, permeabilitate și saturație în apă interstițială sunt obținute prin determinări „directe”, analizându-se în laboratoare eșantioane din carotele extrase din sonde. Evaluările indirecte pentru porozitate și saturația în apă interstițială și obținerea unor indicații calitative despre permeabilitate pot fi realizate prin interpretarea cantitativă a diagrafiilor geofizice înregistrate în sonde [Mălureanu, 2007]. Geologia petrolului distinge trei tipuri de roci rezervor: siliciclastice, carbonatice și cristaline (inclusiv vulcanoclastice). 4.3.2.2. Roci rezervor siliciclastice

4.3.2.2.1. Caracteristicile rezervoarelor siliciclastice Rocile sedimentare sunt rezultatul unor procese fizico-chimice și geologice complexe: dezagregarea, transportul și acumularea mecanică a rocilor pre-existente, procese chimice de precipitare și cristalizare, activitatea organismelor, procese de alterare [Anastasiu and Jipa, 2000, Krumbein and Sloss, 1963, Frunzescu, 2000, Pettijohn, 1957]. În descrierea „rocilor rezervor petrolifere”, o atenție deosebită este acordată texturii și structurii, două caracteristici fundamentale prin care sunt precizate condițiile petrogenetice specifice pentru rocile epiclastice și, respectiv, rocile de precipitație. Analiza texturii rocilor sedimentare cuprinde studii și determinări de laborator, prin care sunt stabilite categoriile dimensionale ale elementelor constitutive (granulometria), formele particulelor (morfometria) și caracterul suprafeței granulelor (morfoscopia). În mod obișnuit, pentru termenii granulometrici, geologii petroliști utilizează numai categorii granulometrice, indiferent de constituția petrografică sau starea de consolidare a rocilor, fie ca denumiri cu etimologie greacă (psefit-psamit-aleurit-pelit), fie cu etimologie latină (rudit-arenit-silt-lutit). În lucrările de sinteză, termenii cu semnificație litologică pentru roci sedimentare și cimentate, pietriș (conglomerat)-nisip (gresie)-silt (siltit)-argilă (șist argilos), sunt, în general, evitați pentru definirea categoriilor granulometrice. Dintre numeroasele scări granulometrice existente în literatura de specialitate, geologii petroliști utilizează din ce în ce mai frecvent „Scara granulometrică Udden-Wentworth” (Fig. 4.9). Rezultatele analizelor granulometrice sunt prezentate grafic, sub formă de histograme, poligon de frecvență și curbe de frecvență simplă și cumulativă [11]. Analiza distribuției granulometrice oferă informații deosebit de utile în legătură cu transportul și depozitarea materialului clastic, ajutându-l pe geologul petrolist să evalueze tendințele de variație ale calității rocii rezervor privind capacitatea de înmagazinare a petrolului. Adeseori, în studiile de evaluare și „conceptual design”, această analiză este efectuată de inginerul de zăcământ („reservoir engineer”), reducând, prin neparticiparea geologului petrolist, descrierea mai fundamentată a caracterizării interpretării. Analiza morfometrică, incluzând „forma granulelor” și „forma cristalelor” (fundamental deosebite), completează caracterizarea petrografică a rocilor, stabilind pentru rocile clastice următorii parametri: rotunjimea (angular, subangular, subrotunjit, rotunjit, foarte rotunjit) [Russell and Taylor, 1937, Scchneiderhölm, 1954; din Anastasiu and Jipa, 2000], sfericitatea, elongația, aplatizarea, disimetria și pivotabilitatea. Pentru rocile sedimentare de precipitație chimică (produse primare sau secundare), forma cristalelor este apreciată în raport cu gradul de dezvoltare a fețelor cristalografice (euhedral, anhedral, subhedral), stabilindu-se următoarele categorii texturale pentru agregatele de cristale: idiotopic, xenotopic și hipidiotopic.


pag. 26

Rezultatele analizei morfometrice a granulelor detritice efectuate în corelare cu cele granulometrice vor conduce la o creștere a gradului interpretării aspectelor sedimentologice ale rezervoarelor petrolifere. Morfoscopia cuprinde analize și determinări privind caracteristicile suprafețelor particulelor care compun roca sedimentară (granuloclaste, litoclaste, cristale). Din punct de vedere genetic, trăsăturile morfologice ale granulelor pot fi geomorfice și fenomorfice. Caracterele geomorfice sunt determinate de procesele endogene, păstrate parțial pe suprafața granulelor alogene. Caracterele fenomorfice sunt derivate, determinate de procesele prin care au trecut granulele din momentul dezagregării rocilor din care provin, în timpul transportului, depozitării și diagenezei sedimentelor. Aspectele specifice ale analizei morfoscopice privesc morfologia și luciul suprafeței granulelor. Elementele analizei morfologice sunt reprezentate prin creste, excavații, șanțuri și cratere, forme și grade de curburi, anvelope de supracreștere și figuri de dizolvare sau concreștere. Luciul suprafeței granulelor exprimă capacitatea suprafeței lor de a reflecta lumina, o funcție complexă a indicilor de refracție a mineralelor din „granul”, a coeficientului de absorbție a masei acestuia și a morfologiei suprafeței. Pentru granulele monominerale, luciul poate fi sticlos, adamantin, semimetalic sau metalic. Pentru masele criptocristaline și geluri, luciul poate fi gras, mătăsos, sidefos sau mat. În general, granulele cu suprafețe lucioase indică un transport într-un mediu acvatic, în timp ce suprafețele mate arată un mediu eolian. Analiza structurii rocilor sedimentare, o altă caracteristică fundamentală, urmărește distribuția spațială a elementelor componente, ca o reflectare a condițiilor genetice, criteriul cel mai relevant în clasificarea acestora. În majoritatea lucrărilor sunt menționate trei tipuri principale de structuri: 1. mecanice (erozionale, construcționale, deformaționale), 2. chimice (sindepoziționale și postdepoziționale sau diagenetice) și 3. biotice [Anastasiu and Jipa, 2000]. Indiferent de natura genetică, structurile reflectă un stadiu „primar” (depozițional) și unul „secundar” (post-depozițional). Caracterele stadiului primar al structurilor vor reflecta căile de acumulare a materialului alogen sau de depunere a celui autigen, relevând paleomediul depozițional. Caracterele stadiului secundar vor reflecta transformările suferite de sedimentele acumulate. Pentru geologul petrolist, corolarul caracteristicilor fundamentale pentru determinarea condițiilor petrogenetice și depoziționale ale rocilor rezervor este stabilirea componenței elementare a secvenței stratigrafice, „stratul”, ca reprezentant al unității de sedimentare [Otto, 1938; din Anastasiu and Jipa, 2000]. Relațiile dintre „stratele rezervor”, în mod obișnuit descrise într-o secvență stratificată sub denumirea de „pachete” sau „complexe”, stabilite de geologul petrolist, vor avea o importanță deosebită în descrierea „modelului” supus analizei „simulării” exploatării, în vederea realizării unei recuperări cât mai eficiente. Rocile siliciclastice au porozitatea primară determinată de următorii factori: mediul depozițional, dimensiunea și gradul de uniformitate a granulelor, compoziția mineralogică a granulelor, modul de împachetare și cimentare a particulelor, gradul de tasare. Porozitatea secundară este rezultatul proceselor de dizolvare, cimentare, recristalizare, substituție, deshidratare și deformare mecanică [Barwis et al., 1990]. În ansamblu, structura spațiului poros al rocilor siliciclastice depinde de principalele materiale componente: a. granule (mărime, formă, grad de sortare, compoziția chimică a mineralelor componente) și b. ciment (natură, compoziție, calitate, distribuție). Calitatea rezervoarelor siliciclastice este determinată, în final, de cele mai importante efecte diagenetice: tasarea, cimentarea, dizolvarea, recristalizarea, substituția mineralogică.


pag. 27

În evaluarea resurselor și punerea în valoare a rezervelor, „Geologia petrolului” [North, 1985] și „Ingineria de zăcământ” [Amix et al., 1960] utilizează „porozitatea efectivă”. Fiind un parametru fundamental în calculul capacității de acumulare a rezervoarelor, s-au realizat diferite clasificări cu limite de variație a porozității pentru a exprima, calitativ, nivelul de acumulare [Anastasiu and Jipa, 2000, Avdușin; din Gavăt, 1964, North, 1985]. Din experiența câștigată prin evaluarea resurselor de hidrocarburi pentru un număr foarte mare de câmpuri petrolifere s-a ajuns la concluzia că cea mai pragmatică sistematizare este cea propusă de Levorsen (1958), cu următoarele limite de variație a porozității pentru fiecare nivel calitativ al rezervoarelor:

– neglijabil: 0-5%; – slab: 5-10%; – satisfăcător: 10-15%; – bun: 15-20%; – foarte bun: 20-25%; – excelent: ˃ 25%.

N.B.: S-a adăugat, pentru o mai bună corelare cu clasificarea recomandată pentru permeabilitate, M. Șt.T.).

Porozitatea rocilor clastice variază cu adâncimea, în funcție de „duration of burial” (Fig. 4.10), vârsta sedimentelor (Fig. 4.11) și temperatură (Fig. 4.12). Eterogenitatea sedimentelor, determinată de distribuția în timp și spațiu a faciesurilor sedimentare, compactizare, deformare, cimentare și natura fluidelor din spațiul poros, a condus la stabilirea unor scări ale eterogenității [Weber, 1986, Pettijohn, Potter and Siever, 1973; din Allen and Allen, 1990], esențiale pentru o recuperare eficientă a hidrocarburilor. În studiile de inginerie de zăcământ sunt utilizate noțiunile de „permeabilitate absolută” (K), „permeabilitate efectivă” (Ko, Kg, Kw) și „permeabilitate relativă” (Ko/K, Kg/K, Kw/K). Aceste noțiuni definesc capacitatea mediului poros de a-i permite fazei fluide care îl saturează „liber” 100%, fără a intra în reacție cu roca, neglijând saturația în apă interstițială Swi, să curgă, sub acțiunea unui gradient de presiune (permeabilitate absolută), capacitatea mediului poros de a permite curgerea diferitelor fluide („oil, gas, water”) sub acțiunea unui gradient de presiune (permeabilitate efectivă) și caracterizarea adimensională a capacităților de curgere ale diferitelor fluide (permeabilitate relativă). Prin caracteristicile determinate de mediul depozițional, rocile rezervor au valori diferite pentru permeabilitate pe orizontală (Kh) și verticală (Kv). Pentru gresii, raportul Kh/Kv are, în mod obișnuit, valori de 1,5-5,0 (Fig. 4.13). Pentru caracterizarea calitativă a capacității de curgere a rocilor rezervor a fost adoptată clasificarea propusă de North (1985):

– de la slabă la satisfăcătoare: < 1-15 mD; – moderată: 15-20 mD; – bună: 50-250 mD; – foarte bună: 250-1 000 mD; – excelentă: ˃ 1 000 mD.

Saturația în apă interstițială („irreductible water saturation”) reduce atât capacitatea de acumulare, cât și capacitatea de curgere a rezervoarelor. Analizele de laborator au pus în evidență variația saturației în apă interstițială pe formațiuni geologice (Fig. 4.14a) și în funcție de dimensiunea granulelor rocii rezervor (Fig. 4.14b). 4.3.2.2.2. Medii depoziționale siliciclastice și câmpuri petrolifere reprezentative Rocile rezervor siliciclastice datorează mult din diversitatea și eterogenitatea stratigrafică mediilor depoziționale în care s-au format [7]. În general, rocile rezervor siliciclastice provin din două grupe de medii principale de sedimentare: non-marin și marin.


pag. 28

Rezervoarele siliciclastice non-marine au fost formate în mediile depoziționale fluvial, eolian și lacustru, iar rezervoarele siliciclastice marine, în mediile depoziționale deltaic, marin de mică adâncime și marin adânc. Analizele statistice au pus în evidență importanța rezervoarelor siliciclastice în privința resurselor petrolifere ale Terrei. Într-o lucrare de sinteză a descoperirilor [12] se menționează faptul că, până în anul 1970, în 66% dintre câmpurile petrolifere „gigant” descoperite, rocile rezervor erau siliciclastice.

A. Rezervoare petrolifere non-marine a. Roci rezervor fluviale și aluvionare. Acestea sunt reprezentate prin corpuri nisipoase curate (fără silt și argilă), cu granulație de la grosieră la fină, slab sortate, sedimentate în teancuri groase, uneori împachetate încrucișat, alteori formând „shoe-string sands, point bar sands or channel sands”. Proprietățile fizice (porozitatea, permeabilitatea) ale rezervoarelor fluviale sunt în funcție de matricea rocii, eterogenitatea litologică, gradul de compactizare și cimentare. Proprietățile fizice cele mai favorabile sunt menționate pentru rezervoarele „channel sands”. Prezența rocilor rezervor fluviale și aluvionare este semnalată în foarte multe provincii petrolifere ale Terrei (Tab. 4.1). Una dintre cele mai prolifice provincii este menționată în Africa de Nord, unde gresia de Nubia (Cretacic) este prezentă din Egipt până în Algeria. b. Roci rezervor eoliene. Rocile siliciclastice eoliene s-au format din nisipuri purtate de vânt și depozitate de-a lungul țărmului mărilor și oceanelor sau în arii deșertice întinse, denumite „sand seas” sau „ergs” [McKee, 1979; din 7]. Nisipurile acumulate sunt extrem de bine sortate în dune și „sand sheets”, cu bobul de la fin la mijlociu. În spațiile dintre dune, sortarea este mai redusă, nisipul fiind amestecat și cu alte varietăți litologice. Alăturat mediilor eoliene se întâlnesc mediile continentale, „alluvial fans, streams, lakes, sabkhas and nearshore marine” [Ahlbrandt and Fryberger, 1982; din 7]. Proprietățile fizice ale rezervoarelor eoliene sunt bune, cu valori maxime în stratele cu poziție centrală din dună. Rezervoarele eoliene reprezintă un procent mic din rezervoarele sedimentare ale Terrei, dar unele sunt prezente cu un rol important (Tab. 4.2). c. Rocile rezervor lacustre sunt reprezentate prin faciesuri lacustre marginale, ca deltaice, bancuri sau „channels” și turbidite [Fouch and Dean, 1982; din 7]. Proprietățile fizice ale rezervoarelor lacustre variază în limite largi, ele fiind determinate de litologia sedimentelor aluvionare care sunt depozitate. Cele mai cunoscute câmpuri petrolifere cu rezervoare lacustre sunt în China, USA și România (Tab. 4.3).

B. Rezervoare petrolifere marine d. Rezervoarele deltaice cuprind „delta plains, mouth bass, interdistributary bays, distributary channels, tidal ridges, beaches, crevase splays and prodelta muds” [Coleman and Prior, 1982; din 7]. Aceste depozite sunt modelate de forțele mareelor, râurilor și valurilor, pentru a le crea un aranjament specific acestor „nisipuri rezervor”. Tipurile specifice de depozite sunt determinate de caracteristicile celor trei medii deltaice: 1. „upper delta plain, 2. lower delta plain, and 3. subaqueous delta plain”. Proprietățile fizice ale rezervoarelor deltaice sunt foarte favorabile. Cele mai mari câmpuri petrolifere ale Terrei cu zăcăminte în rezervoare siliciclastice sunt formate în „stacked deltaic sands” (Tab. 4.4). e. Rezervoarele marine de mică adâncime provin din sedimente transportate și modelate de procese marine, formând „barrier islands, ebb and flood tidal deltas, shallow shelf sands and offshore bars or rides” [Walker, 1979, Reineck and Singh, 1980, McCubbin, 1992; din 7].


pag. 29

Proprietățile fizice ale tipurilor de rezervoare marine de mică adâncime sunt excelente, răspândirea lor pe Terra fiind extinsă (Tab. 4.5). f. Rezervoarele de mare adâncă aparțin următoarelor mecanisme depoziționale: „turbidity flow, debris flow, free fall or cascade and traction flow” [Walker, 1979, Howell and Nozmark, 1982; din 7]. Cele mai renumite câmpuri petrolifere cu zăcăminte în rezervoare de mare adâncă au fost descoperite în Marea Britanie, Brazilia și USA (Tab. 4.6).

Dintr-o analiză statistică a distribuției petrolului în tipurile de medii depoziționale menționate rezultă că cele mai prolifice roci rezervor sunt „deltaic distributary mouth bar and channel sands”, urmate de rezervoarele marine de mică adâncime [7, 12].

4.3.2.3. Roci rezervor carbonatice 4.3.2.3.1. Caracteristicile rezervoarelor carbonatice Principalii factori în evaluarea porozității și permeabilității rocilor rezervor carbonatice sunt litofaciesul, tipurile de pori, cadrul depozițional pe șelf („shelf setting”), secvența stratigrafică și, mult mai important, alterarea diagenetică ulterioară a arhitecturii originale a rocii [Allen and Allen, 1960, Anastasiu and Jipa, 2000, Anastasiu et al., 2002; Amyx et al., 1960, Krumbein and Sloss, 1963, Roche and Choquette, 1985, 8, 13].

A. Litofaciesul Rocile rezervor carbonatice, calcaroase și dolomitice sunt rezultatul transformărilor la care sunt supuse sedimentele carbonatice prin acțiunea complexă a proceselor chimice, biotice și mecanice. Datorită rolului important în cadrul acestor transformări, litofaciesul sedimentelor carbonatice a constituit un permanent subiect de studiu, finalizat prin diverse clasificări [Archie, 1952, Dunham, 1962, Folk, 1968, Choquette and Pray, 1970, Wilson, 1975, Lucia, 1983; din 13]. Din analiza unui important număr de lucrări aprofundate, clasificarea cea mai utilizată este a lui Dunham (Fig. 4.15). În clasificarea lui Dunham (1962), litofaciesurile carbonatice au fost grupate în șase familii texturale, în funcție de raportul granule-suport matriceal [8]: 1. „Mudstone (M), 2. Wackestone (W), 3. Packstone (P); 4. Grainstone (G), 5. Boundstone (B) and 6. Recristalysside limestone or dolomite”. B. Tipul porilor Rocile carbonatice sunt caracterizate prin porozitate și permeabilitate foarte eterogenă în multe clasificări. Această situație este determinată de faptul că spațiul poros trebuie definit și clasificat în funcție de „rock fabrics” și proprietățile petrofizice pentru integrarea informațiilor geologice și inginerești [13]. În literatura de specialitate sunt frecvent prezentate principalele clasificări pentru tipurile de pori [Archie, 1952, Murray, 1960, Choquette and Pray, 1970, Wilson, 1975, Lucia, 1983; din 13]. În lucrările geologilor petroliști este preferată, în cele mai multe cazuri, clasificarea porozității după Choquette and Pray (Fig. 4.16), cu opt tipuri de porozitate: „Interparticle or Intergranular (BP), Interparticle or Intragranular (WP), Intercrystal (BC), Moldic (MO), Fenestral (FEN), Shelter (SH), Growth-Framework (GF) and Keystone Vug (KV)”, considerate ca „fabric selective”, și patru tipuri de pori „not fabric selective: Fracture (FR), Channel (CH), Vug (VUG) and Cavern (CV)”, la care se mai pot adăuga, după caz, patru tipuri de pori „fabric selective or not: Breccia (BR), Boring (BO), Burrow (BU) and Shrinkage (SK)”. Clasificarea Choquette and Pray accentuează importanța genezei spațiului poros, utilizând diviziunea genetică, nu petrofizică. Prin acest mod de diviziune, tipuri de pori cu efect diferit asupra proprietăților petrofizice sunt incluse în aceeași „clasă” (ex.: tipurile „intraparticle” și „moldic”, din clasa „fabric selective”) [13]. În clasificările Archie (1952) și Lucia (1983) este subliniat conceptul prin care distribuția dimensiunii porilor legată de „rock-fabric” controlează permeabilitatea și saturația. Pentru evidențierea acestei legături trebuie să se determine dacă spațiul poros aparține de unul dintre cele trei tipuri majore: „interparticle (intergrain and


pag. 30

intercrystal), separate vug (moldic, intraparticle, intragrain, shelter) or touching vug (fracture, solution-enlarged fracture, cavernous, breccia, fenestral)” [13]. Din lista completă de clasificare pentru porozitatea rocilor carbonatice propusă de Choquette and Pray, șase tipuri sunt considerate de importanță majoră pentru dezvoltarea faciesurilor rezervoarelor în rocile carbonatice: BP, WP, BC, MO, FR și VUG, dintre care numai primele două (BP, WP) sunt tipuri de porozitate primară. Multiplele analize efectuate au pus în evidență faptul că între tipurile de porozitate și textura rocilor carbonatice există o relație directă [8]. C. „Shelf setting” Lucrările de specialitate evidențiază faptul că litofaciesul sedimentelor carbonatice este determinat de poziția relativă a nivelului mării. La orice stadiu al nivelului mării, un șelf poate fi împărțit în „inner, middle, and outer zones”. În general, „the inner shelf setting” este caracterizat printr-un litofacies conținând forme euryhabine, structuri sedimentare sau secvențe litice indicând apropierea țărmului. Include mediile „subtidal”, lagunele de coastă, „tidal flats or sabkhas” și mediile de litoral. „The middle shelf setting” cuprinde o arie extinsă de sedimente „subtidal”, dominate de „lime mud”. „The outer shelf setting” constă dintr-o „moderately marrow facies belt (2-8 km wide) of grainstone shoals or boundstone facies, forming either a linear shelf edge shoal or a barrier reef”. D. Secvența stratigrafică Conceptele de „secvență stratigrafică” referitoare la rocile carbonatice [Shaw, 1964, Irwin, 1965, Sarg, 1988, Schlager, 1992; din 8] sunt bazate pe corelarea laterală a unităților litogenetice contemporane, care sunt separate de un tip sau două de discordanțe:

– „tipul 1”, extindere în bazin; – „tipul 2”, restrângere numai la mediile „inner shelf”.

Secvența stratigrafică referitoare la litofaciesul carbonatic descrie modelele detaliate ale construcției șelfului și umplerea bazinului cu extinderile sistemelor carbonatice. E. Efectele diagenetice Porozitatea rocilor carbonatice este rezultatul a două procese: prezervarea din condițiile depoziționale primare și evenimentele diagenetice. În general, în foarte puține cazuri au fost descoperite zăcăminte de petrol în rezervoare carbonatice cu porozități primare intergranulare modificate (excepție notabilă, câmpurile petrolifere din Jurasic, din Arabia Saudită). În mod obișnuit, porozitatea rocilor carbonatice este secundară [8]. Evenimentele diagenetice principale care pot determina modificări ale porozității și permeabilității sunt dizolvarea, dolomitizarea, fisurarea, recristalizarea și cimentarea [Allen and Allen, 1990]. Diageneza rocilor carbonatice este foarte mult limitată de procesul de migrare a hidrocarburilor [Mazzullo and Harris, 1992; din 8]. Deoarece reacțiile rocă-apă (implicând acizii organici slabi ai formației, maturizarea termală a kerogenului și reactanții din deshidratarea argilelor) controlează cimentarea sedimentului carbonatic, precum și dezvoltarea porozității prin dizolvare, prezența hidrocarburilor restricționează aceste procese la saturații în apă reziduală care îmbracă pereții porilor sub forma unor filme subțiri [Feazel and Schatzinger, 1985; din 8].

4.3.2.3.2. Câmpuri petrolifere cu rezervoare carbonatice Activitatea de explorare efectuată pentru descoperirea zăcămintelor de petrol a pus în evidență distribuția extinsă a bazinelor care produc din rezervoare carbonatice. O analiză statistică amplă a evidențiat următoarele aspecte importante [8]:

1. Numărul bazinelor care produc din roci carbonatice este mai mare în America de Nord și Eurasia, decât în America de Sud, Africa și Australia.


pag. 31

2. Producția de petrol din rocile rezervor carbonatice terțiare este realizată în cea mai mare parte în bazinele din Asia de Sud-Est, restul producției mondiale obținându-se în primul rând din rocile rezervor carbonatice din Paleozoic și Mezozoic, care includ câmpurile petrolifere gigat și super-gigant din Jurasic și Cretacic din Orientul Mijlociu.

Dintr-o prezentare restrânsă (Tab. 4.7), câmpurile petrolifere reprezentative pun în evidență eterogenitatea pronunțată a rezervoarelor carbonatice. Proprietățile fizice ale rocilor rezervor carbonatice au o accentuată dependență de mediile depoziționale (Tab. 4.8). Prezența fisurilor în toate tipurile de roci rezervor are o foarte mare importanță în luarea deciziilor pentru „dezvoltarea și exploatarea” zăcămintelor. Rezervoarele fisurate sunt foarte răspândite în bazinele petrolifere ale Terrei, majoritatea fiind reprezentate prin calcare și dolomite, rezervoarele siliciclastice fiind mai puține (Tab. 4.9). Semnificația și evaluarea sistemului fisural nu reprezintă o problemă simplă pentru exploatarea zăcământului, fiind una de „cercetare pentru fiecare caz” [van Poollen; din Aguilera, 1995].

4.3.3. Roci protectoare („seals”) Rocile protectoare („hydrocarbon seal rocks”) sunt componente importante din „elementele esențiale” ale sistemului petrolifer [14], descrise, simplu, fie ca o „cuvertură” impermeabilă, care are rolul de a izola rocile rezervor pe tot traseul parcurs de hidrocarburi de la „pod of active source rock” până la „capcană” (inclusiv), fie de „închidere”, în cazul dezvoltării lenticulare a rocilor rezervor. Multe orizonturi stratigrafice au proprietăți de „etanșare”, fiind însă important să fie identificate acelea care protejează procesele de migrare și acumulare la „momentul critic”. În literatura de specialitate sunt menționate două clase importante de etanșări într-un sistem petrolifer: etanșări regionale, ca „acoperiș” al hidrocarburilor care migrează, și etanșări locale, care închid acumulările [Ulmishek, 1988; din 14]. Orice litologie poate servi ca etanșare pentru acumulările de hidrocarburi. Singura cerință este ca presiunea minimă de deplasare din unitatea litologică ce alcătuiește suprafața de etanșare să fie mai mare decât presiunea de plutire a coloanei de hidrocarburi din acumularea protejată. Forțele capilare ale unui strat etanșator rețin hidrocarburile dintr-o acumulare conform relației:

Pd = 2Ϭ cos Ɵ/R unde: Pd – presiunea capilară de „etanșare (sealing capacity)”, N x m-2; Ϭ – tensiunea interfacială la suprafața de contact; Ɵ – umectabilitatea, unghiul de contact; R – raza celui mai larg canal format de pori, m.

În conformitate cu relația prezentată, presiunea capilară „de intrare” într-o rocă protectoare crește dacă:

1. raza canalului format de pori se micșorează; 2. umectabilitatea descrește; 3. tensiunea interfacială petrol-apă crește.

Caracteristicile unui strat protector sunt omogenitatea, continuitatea laterală, litologia cu o rețea de canale fine formate de pori, calitatea de a fi suficient de gros și rezistent la deformări și agenți externi, matricea ductilă, plastică, eventual hidrolizat. Dintr-o amplă analiză efectuată în legătură cu modul de etanșare specific multor zăcăminte din câmpurile petrolifere gigant a fost remarcată frecvența mare a șisturilor argiloase și a evaporitelor ca roci protectoare [14]. 4.3.4. Coloana rocilor acoperitoare („overburden rock”) „Overburden rock”, a patra componentă a „elementelor esențiale”, cuprinde toată coloana rocilor acoperitoare depuse peste „roca sursă”. În unele situații, rocile rezervor și rocile protectoare nu sunt incluse în „overburden rock”, ele constituind o secvență stratigrafică unitară [15].


pag. 32

În construcția grafică a sistemului petrolifer, secvența stratigrafică de sub „elementele esențiale”, până la „fundament”, reprezintă „underburden rock”. „Overburden rock” afectează o serie de procese, având un rol multiplu în cadrul sistemului petrolifer. Formând partea cea mai extinsă (ca volum) din cuvertura sedimentară a unui bazin petrolifer, „overburden rock” afectează multe aspecte fizice ale proceselor acestuia:

– asigură, prin condițiile fizice determinate (presiune, temperatură), generarea petrolului; – reduce porozitatea rocilor rezervor, prin compactarea acestora; – asigură o bună protecție migrației petrolului; – asigură protecția acumulărilor împotriva agenților externi și a biodegradării; – afectează geometria suprafețelor de contact ale „componentelor” sistemului petrolifer; – influențează timpul și direcția migrației petrolului; – influențează procesul de formare și eficacitatea capcanelor.

Sintetizând aspectele majore ale influenței intervalului stratigrafic descris sub denumirea de „overburden rock”, se poate spune că acest „element esențial” are un rol foarte important în generarea, migrarea și acumularea petrolului și în formarea capcanelor.

4.4. Procese Pentru existența unor sisteme petrolifere viabile, următorii factori geologici, care controlează

acumularea petrolului, sunt decisivi [1]: 1. Generarea unui volum suficient de petrol, în timpul sau după formarea capcanelor. 2. O geometrie favorabilă a drenajului migrației, conducând la „ținta” mișcării hidrocarburilor, capcana, evitând dispersarea sau pierderile hidrocarburilor, fie în procesul migrației („waste zone”), fie direct la suprafață. 3. Existența unor capcane cu o capacitate de acumulare suficientă, capabile să rețină „încărcătura” lor petroliferă din timpul umplerii inițiale până în prezent. 4.4.1. Generarea petrolului În procesul de transformare a materiei organice din sedimentele unui mediu depozițional au fost puse în evidență numeroase și complexe modificări compoziționale, dominate inițial de acțiunea bacteriilor și ulterior, în cea mai mare parte, de temperatură [16]. În desfășurarea continuă a acestui proces, denumit „thermal process of maturation”, au fost identificate trei stadii, caracterizate prin valori semnificative ale reflectanței vitrinitului (Ro): diaganeza (Ro < 0,5), catageneza (0,5% < Ro < 2,0%) și metageneza (2,0% < Ro < 4,0%). Aceste stadii sunt etape consecutive în ciclul carbonului, acel efect ireversibil de modificări progresive în compoziția materiei organice din sedimente. Fiecare stadiu este caracterizat de diferite tipuri de procese chimice, deși limita dintre stadii este gradată. Diageneza este stadiul inițial, în care materia organică este alterată prin biodegradare și procese chimice de transformare la temperaturi coborâte. Începe în mediul acvatic, în sedimentele neconsolidate sau cu început de compactizare, la temperaturi sub 50 °C (Fig. 4.17). „Roca sursă” este considerată „imatură”. Este stadiul în care, prin activitate bacteriană, se formează „dry gas” [Rice and Clypool, 1981; din 1]. Activitatea bacteriană este maximă la interfața sediment-apă, la adâncimi mici ale apei, cu degradarea materiei organice în molecule simple, CO2, N2 și H2O (în condiții aerobe) și NH3, H2S și CH4 (în condiții anaerobe). Trei materiale macromoleculare supraviețuiesc acestui proces bacterian: „fulvic acids, humic acids, and humin”, în funcție de solubilitatea lor în acizi sau baze. Aceste materiale sunt considerate precursori ai kerogenelor, care sunt, la rîndul lor, precursori majori ai petrolului. Proporția kerogenului rezultat, fie din reacțiile diagenetice, fie din prezervarea directă, depinde de natura „materialului inițial” și de mediul depozițional. Modul în care se formează kerogenul și, respectiv, tipul de kerogen rezultat sunt importante, deoarece pot exercita o puternică influență asupra potențialului rocii sursă de generare predominantă, țiței sau gaze. Catageneza, urmând diagenezei, reprezintă stadiul principal de formare a țițeiului și este caracterizată prin degradarea termală a kerogenului. „Roca sursă” este considerată „matură”.


pag. 33

Pe măsură ce catageneza avansează, cele trei tipuri de kerogen (I, II și III) devin, progresiv, tot mai deficitare în hidrogen și depletate de componenții volatili [Dormans et al., 1957, McIver, 1967, Tissot et al., 1974; din 16]. Proporția de carbon rezidual sau „dead” crește față de valoarea inițială, de la puțin pentru „kerogen type I” la mult pentru „kerogen type III”, la valori totale mai mari ca cele instabile termal, specii volatilizabile de carbon care sunt generate și eliberate din structuri macromoleculare [Gransch and Eisma, 1970, Connan et al., 1975; din 16]. Catageneza poate fi împărțită în „oil zone”, delimitată de „oil window”, în partea superioară, și „gas window”, în partea inferioară, în care țițeiul generat este însoțit de formarea gazelor, și „wet gas zone”, delimitată de „gas window” și „dry gas zone”, în partea inferioară, zonă în care proporția de hidrocarburi ușoare, generate prin cracare, crește rapid [Tissot and Welte, 1984; din 1]. Stresul termal se încheie cu stadiul metageneză, în care numai metanul, hidrogenul și materia organică solidă, puternic carbonizată, rămân stabile. „Roca sursă” este considerată „postmatură”. Metageneza formează „dry gas zone”, în care gazele generate conțin minimum 98% metan [Tissot and Welte, 1984; din 1]. Cercetările de laborator și observațiile din teren au pus în evidență faptul că limitele dintre stadii, stabilite pe baza valorilor vitrinitului, ca și termenii „oil window” și „gas window”, nu descriu într-un mod riguros începutul și sfârșitul procesului de generare a petrolului. S-a constatat că este necesar să se analizeze mai profund efectul presiunii și rolul catalizator al mineralelor în desfășurarea proceselor chimice de formare a petrolului. Cantitatea de țiței pe care „pod of active source rock” poate să o expulzeze este un „parametru” important în determinarea potențialului final în țiței al sistemului petrolifer. Analizele de laborator efectuate pentru determinările necesare pentru „ultimate petroleum charge” includ trei categorii de metode: a. „hydrous pyrolysis”, b. closed anhydrous pyrolysis and 3. open anhydrous pyrolysis”. Procesele responsabile pentru expulzarea țițeiului în natură sunt cel mai bine simulate de „hydrous pyrolysis” [17]. În general, factorii care determină transformarea materiei organice în hidrocarburi sunt a. acțiunea bacteriilor, b. temperatura și presiunea, c. radioactivitatea și d. reacțiile catalitice. Acțiunea bacteriană este determinată de trei tipuri de bacterii: aerobe, anaerobe și facultative. Bacteriile sau enzimele lor (catalizatori organici) îi produc multe modificări chimice materiei organice din sedimente [Zobell, 1946, Trask, 1932, 1945; din Tiratsoo, 1951]. Temperatura constituie un factor determinant în transformarea materiei organice. Observațiile critice cu privire la rolul acestui factor determinant limitează temperatura la circa 200 °C, valoare critică pentru porfirinele prezente în petrol. Presiunea, considerată un factor determinant în transformarea materiei organice din sedimente, nu are încă un grad de importanță clar stabilit. Radioactivitatea, sursă încă nedefinită suficient de furnizare a energiei necesare pentru transformarea materiei organice în hidrocarburi, este atribuită mineralelor din rocile eruptive și sedimentare. Russell (1945) a determinat radioactivitatea relativă a argilelor, gresiilor și calcarelor, în raport de 12 : 5,3 : 4,1, iar Kohlhörster (1924) a menționat că argilele au un conținut mediu radioactiv cel mult de 50%, față de rocile eruptive [Tiratsoo, 1951]. Prin lucrările de laborator s-a demonstrat că sub acțiunea radiației α, hidrocarburile inferioare trec în hidrocarburi superioare, iar prin acțiunea asupra componenților organici azotoși se produc heliu și azot. Deși temperatura este un factor esențial în maturizarea materiei organice din roca sursă, nu este singurul. Unele bazine având sedimente cu un bogat conținut de materie organică aduse la valori suficient de mari ale temperaturii nu au produs petrol. Cercetările efectuate au pus în evidență și importanța vitală a factorului „timp”. Combinat cu energia geotermică, „time factor” determină „effective exposure time”, denumit popular „cooking time”, care constă din suma intervalelor de timp în care roca sursă a fost expusă la fiecare sporire a temperaturii în fiecare stadiu al subsidenței peste pragul temperaturii minime. În general, „pragul de


pag. 34

temperatură” variază de la un bazin la altul, din cauza faciesurilor diferite ale rocilor, tipurilor materiei organice și istoriei geologice detaliate [North, 1985]. 4.4.2. Migrația hidrocarburilor fluide Conceptul de „migrație” include procesele fizico-chimice și geologice care determină expulzarea petrolului fluid din „roca sursă” și conduc la „acumularea” în capcane. Procesele care determină expulzarea hidrocarburilor fluide din roca sursă au fost descrise ca „procese ale migrației primare”, iar cele prin care petrolul este transportat din „pod of active source rock” la capcane, ca „procese ale migrației secundare” [Gavăt, 1964]. În clasificarea genetică a sistemului petrolifer, abilitatea rocii sursă de a expulza hidrocarburile (migrația primară) este descrisă prin „charge factor”. „Charge” este un termen care caracterizează semnificativ cantitatea totală de hidrocarburi disponibilă pentru „captare” [Sluijk and Nederlof, 1984; din 1]. „Charge volume” este egal cu volumul de petrol generat în aria de drenaj a capcanei minus volumul pierdut prin procesul de migrare. „Regional charge” (Rch) este un termen utilizat pentru a reda cantitatea totală de petrol din „pod of active source rock” disponibilă pentru captare:

Rch = Vp – P (E + M) unde: Vp – volumul de petrol produs în „pod of active source rock”; P – pierderile totale de petrol; E – pierderile din perioada „expulzării” din roca sursă; M – pierderile din perioada migrației.

Eficacitatea „charge” este controlată în special de procese chimice constând din transformările biochimice ale oranismelor moarte în kerogen în timpul depunerii rocilor sursă [Demaison et al., 1984; din 1] și parametrii cinetici termochimici care controlează transformarea kerogenului în petrol [Tissot et al., 1987; din 1]. Partea de „migare-captare” a sistemului petrolifer adună petrolul din „pod of active source rock” și îl distribuie într-o manieră care poate conduce fie la o concentrare a lui într-o acumulare economică, fie la pierderea petrolului din cauza dispersării și a distrugerii (Fig. 4.18). „Migrarea-captarea” este controlată primordial de procese fizice, mecanisme ale migrației, incluzând forța de plutire a petrolului în apă, curgerea fluidelor, migrația bifazică și presiunea capilară în mediul poros [Illing, 1939, Schowalter, 1979; din 1], precum și relațiile compoziționale presiune-temperatură, care afectează comportarea fazelor înainte și după captare. În prezent, există o largă acceptare a mecanismului bifazic (petrol-apă) pentru explicarea procesului migrației [Durand, 1983, England et al., 1987, Welte, 1988; din 18]. Petrolul expulzat din „pod of active source rock” se acumulează treptat, ca fază separată, în „carrier bed”. England et al. (1987) au prezentat un model pentru migrația secundară, în care trebuie să se atingă un nivel critic sigur al saturației în „carrier bed”, înainte ca hidrocarburile să urmeze drumul acumulării în capcană. Prin proprietățile fizice diferite de ale apei, petrolul (ca fază gazoasă sau lichidă) este deplasat „în sus” prin forțele de plutire, sub formă de „growing globule or stringer of petroleum” [18]. Eterogenitatea din „carrier bed” determină adeseori o deplasare „ramificată” a șiragului compact de globule petrolifere până în capcană (Fig. 4.19a-d). Procesul de migrare secundară include două stiluri de drenare: lateral („long-distance migration pathway”), prin „carrier bed”, și vertical, prin falii și fisuri. Stilul drenajului de migrare este determinat de cadrul stratigrafic și structural al sedimentelor din bazin. Drenajul migrator lateral este dominant oriunde există continuitate stratigrafică a „perechii (doubets) rezervor-protector” sau „carrier bed” se extinde pe o suprafață mare într-o provincie tectonică stabilă, fiind caracteristic pentru „foreland” și bazine intracratonice. Drenajul vertical este caracteristic pentru sistemele petrolifere din „rift basins”, secvențe deltaice, provincii cu structuri diapire, „wrench basins” și centuri cutate, cu șariaje [1]. Un sistem petrolifer poate fi descris după trei factori geologici: „charge, migration, and entrapment” [1]:


pag. 35

Petroleum System

1. Charge factor – supercharged – normaly charged – undercharged

2. Migration drainage style – vertically – laterally

3. Entrapment style – high impedance – low impedance

4.4.3. Acumularea hidrocarburilor fluide

4.4.3.1. Procesul de acumulare Petrolul migrează prin rocile saturate inițial cu apă, ca fază separată, de-a lungul „pathway”, iar când întâlnește o capcană începe procesul de „acumulare” (Fig. 4.19a-d). Compoziția chimică a „petrolului care migrează” se schimbă constant, datorită evoluției maturizării termale a rocii sursă, de la stadiul „mature” la „overmature” [18]. „Acumularea” înregistrează aceste schimbări. Procesul de „acumulare” se complică și mai mult în cazul în care sunt două sau mai multe „surse de alimentare” beneficiază de unul sau două stiluri de drenaj migrator spre aceeași capcană. Posesor al energiei de dispersare, chiar dacă energia potențială a fluidelor înregistrează o valoare sub aceea a zonelor adiacente, petrolul captat are o tendință permanentă de migrare spre suprafață. Factorul geologico-fizic propriu care se opune dispersării petrolului dintr-o capcană a fost numit „impedanță” [1]. Componentele geologice principale ale acestui factor sunt gradul de deformare structurală și integritatea etanșării („seal”). Împreună, aceste componente determină stilul impedanței, clasificată ca înaltă sau joasă. „High-impedance entrapment style” se caracterizează prin etanșarea laterală continuă, asociată cu un grad moderat sau înalt al deformării structurale. „Low-impedance entrapment style” se caracterizează fie printr-un grad înalt al continuității etanșării regionale și un grad redus a deformării structurale, fie printr-un grad coborât al eficacității etanșării regionale, asociat cu un grad redus sau ridicat al deformării structurale. În ultimul caz, gradul deformării structurale este nerelevant pentru a defini impedanța, deoarece o deficiență în etanșare determină dispersarea verticală și pierderea petrolului, indiferent de structură. La încetarea proceselor de migrație și acumulare, distribuția petrolului în cuprinsul capcanei este influențată de caracteristicile geologico-fizice ale „rezervorului”. În rezervoarele unitare litologic, dar cu variații în caracteristicile fizice, cu conexiuni zonale slabe sau cu intervale caracterizate prin „permeabilități stratificate”, petrolul ocupă, preferențial, părțile „cele mai bune”. Chiar dacă, în timp, zonele saturate cu petrol se mai pot extinde, în interiorul rezervorului vor rămâne zone sau intervale în care apa nu a fost înlocuită de petrol. Zăcămintele descoperite oferă numeroase exemple concludente, confirmând modelul teoretic prezentat de England (1994), care menționează și faptul că foarte rar, în cazul rezervoarelor masive, eterogene, contactul inițial petrol-apă este întâlnit pe aceeași izobată (Fig. 4.19a-d), distribuția fluidelor fiind semnificativ influențată de variația presiunii capilare. 4.4.3.2. Natura hidrocarburilor fluide din acumulări Hidrocarburile fluide sunt amestecuri produse natural din țițeiul și gazele acumulate la presiuni și temperaturi ridicate. În mod obișnuit, compoziția acestor fluide include sute sau mii de hidrocarburi și puține alte gaze (N2, CO2, H2S). Natura și compoziția hidrocarburilor fluide din acumulări depind în mare măsură de mediul depozițional al „sursei” care produce aceste hidrocarburi. Maturizarea termală influențează, de asemenea, compoziția fluidelor acumulate. Literatura de specialitate menționează multe teorii privind generarea-migrarea și acumularea hidrocarburilor fluide. În final însă, se constată că țițeiul și gazele naturale sunt formate dintr-un mare număr de compuși chimici cu o largă extindere a greutății


pag. 36

moleculare. Unele estimări sugerează că pot exista circa 3 000 de compuși organici într-un singur fluid din rezervor [19]. Fluidele din acumulările petrolifere pot fi separate în cinci categorii, în funcție de ordinea creșterii complexității chimice (Tab. 4.10): „dry gas, wet gas, gas condensate, near-critical oil*, volatile oil, and black oil” [19]. Clasificarea hidrocarburilor fluide în cele cinci categorii generale (plus una „specială”) este determinată de următoarele considerații:

1. localizarea temperaturii din acumulări („reservoir”) în raport cu temperatura critică și cricondenterm**; 2. localizarea temperaturii și presiunii stadiului primar de separare în raport cu diagrama de fază a fluidului din acumulare.

Sub aspect teoretic, aceste considerații pot fi ilustrate prin modul în care sunt descrise patru tipuri de zăcăminte depletate din același sistem de hidrocarburi, de localizarea temperaturii și a presiunii inițiale (Fig. 4.20):

– fluidele din zăcământ sunt clasificate „dry gas”, când temperatura este mai mare decât cricondenterm și condițiile de suprafață sunt în afara curbei de separare a celor două faze („two-phase envelope”); – „wet gas”, când temperatura zăcământului este mai mare decât cricondenterm, dar condițiile de suprafață sunt în zona „two-phase”; – „gas condensate”, când temperatura zăcământului este sub cricondenterm și mai mare decât temperatura critică; – „oil (volatile or black)”, când temperatura zăcământului este sub temperatura critică a amestecului.

O separare inginerească rezonabilă dintre „black oils” și „volatile oils” poate fi făcută pe baza unor calcule de „bilanț material” [Whitson and Brulé, 2000]. Comportările fazelor „gas condensates” și „volatile oils” sunt mult mai complexe decât ale celor denumite „black oils”. Comportarea fazei complexe este asociată caracteristic cu sistemele care sunt „near critical”, cele care, în mod obișnuit, conțin 10-15 mol% din componenții care sunt C7+. Referindu-se la țițeiuri, Moses (1968) le separă în două categorii: țițeiuri obișnuite („ordinary oil reservoirs”) și „near-critical oils”, subliniind faptul că între cele două categorii nu există o delimitare abruptă, compoziția și temperatura zăcământului influențând în foarte mare măsură comportarea fluidelor [19]. O clasificare cantitativă mai expresivă a fost redată în termenii compoziției molare, utilizând diagrama ternară (Fig. 4.21). 4.4.3.3. Principalele carcteristici, compoziții și proprietăți ale categoriilor de hidrocarburi fluide

A. „Dry Gas”. Este generat în stadiul inițial (diageneză) de transformare a materiei organice, sub acțiunea bacteriilor (Fig. 4.17). Activitatea bacteriană se poate desfășura în condiții aerobe sau anaerobe. Forma de apariție a gazelor naturale este determinată de gradul de asociere cu hidrocarburile lichide. Pot apărea independent, formând zăcăminte de gaze libere, sau asociate cu petrolul, sub forma gazelor dizolvate sau a cupolelor de gaze. Zăcămintele de gaze libere au un conținut variabil de metan, de la valori foarte mari (98-99%) la valori sub limita de „combustie” (sub 60%), în amestec cu gaze nepetrolifere (CO2, N2, H2S, O2 și heliu). În zăcămintele petrolifere în care gazele sunt asociate cu țițeiul, gazele mai cuprind, în procente variabile, și hidrocarburi mai grele (etan, propan, butan). În condiții atmosferice, „dry gas” are densitate mai mică decât aerul.

*categorie „specială”. ** cricondenterm = temperatura maximă deasupra căreia nu se mai poate forma lichid, indiferent de creșterea valorii presiunii.


pag. 37

B. „Wet Gas”. Se caracterizează printr-un conținut în fracția C7+ < 1%, masa moleculară a fracției C7+ < 130, densitatea sub 0,750 kg/dm3, relația gaz-lichid mai mare de 18 700 Sm3/m3 și o culoare albă, ușor lăptoasă. C. „Gas Condensate”. Are conținutul în fracția C7+ < 8,21%, masa moleculară a fracției C7+ < 184, densitatea < 0,780 kg/dm3, rația gaze-lichid peste 971 Sm3/m3 și o culoare galben-pai deschis. D. „Near-Critical Oil”. Reprezintă o categorie „specială”, cu următoarele caracteristici: conținutul în fracția C7+ sub 10%, masa moleculară a fracției C7+ < 219, densitatea < 0,802 kg/dm3, factorul de volum ˃ 3 Sm3/m3 și rația se soluție ˃ 650 Sm3/m3. E. „Volatile Oil”. Această categorie prezintă următoarele caracteristici reprezentative: conținutul în fracția C7+ < 22%, masa moleculară a fracției C7+ < 228, factorul de volum ˃ 2 Sm3/m3, densitatea < 0,835 kg/dm3, rația se soluție ˃ 265 Sm3/m3 și culoarea portocaliu-mediu. F. „Black Oil”. Termen impropriu („misnomer”; Moses, 1986), culoarea nefiind o caracteristică reprezentativă. Mult mai corect ar fi termenul „ordinary oil” (țiței obișnuit, comun, normal), dar consecvența folosirii în vorbirea curentă și în literatura de specialitate ne determină să utilizăm totuși termenul „black oil”, reținând observația amintită. În condiții de zăcământ, țițeiul are următoarele caracteristici importante: conținutul în fracția C7+ < 56%, masa moleculară a fracției C7+ < 270, factorul de volum < 2, densitatea ˃ 0,835 kg/dm3 și rația gaze-țiței < 265 Sm3/m3 (uneori 360 Sm3/m3; Moses, 1986). Proprietățile fizico-chimice ale țițeiului înregistrează variații pe zăcăminte (uneori chiar în cadrul aceluiași zăcământ) și adâncime, din această cauză nefiind adoptată o clasificare standard a țițeiurilor [20]. Clasificările existente iau în considerare, pentru „țițeiul brut”, fie proprietățile chimice (compoziția), fie proprietățile fizice (în principal densitatea și/sau vâscozitatea). În condiții de suprafață, țițeiurile au în compoziția lor trei tipuri de hidrocarburi: alifatice (CnH2n+2), cicloalcani sau naftene (CnH2n) și aromatice (cu un conținut unic sau multiplu de ciclu benzenic), la care se alătură, în concentrații mici, compuși ca sulful, azotul, oxigenul și unele metale (Tab. 4.11). Dintre cele mai complete clasificări ale țițeiurilor bazate pe compoziția chimică menționăm clasificarea „Carpatica” [22], adusă în atenție de „US Bureau of Mines” [23], asemănătoare cu clasificarea Tissot [din North]. Clasificarea „Carpatica” ia în considerare, în următoarea ordine, „indicii structurali”:

– conținutul procentual de carbon din totalitatea hidrocarburilor prezente în structurile parafinice din țiței (%CP), t-parafine, și catenele laterale ale hidrocarburilor ciclice; – conținutul procentual de carbon din totalul hidrocarburilor din țiței cuprins în structuri naftenice/cicloparafinice (%CN), naftene, și în ciclurile naftenice ale structurilor mixte; – conținutul procentual de carbon din totalul hidrocarburilor din țiței cuprins în structurile aromatice (%CA), aromatice, și ciclurile aromatice din structurile mixte.

După valorile acestor indici structurali, țițeiurile pot fi grupate în șapte clase: 1. parafinice: CP ≥ 72%; 2. parafin-naftenice: CP ≥ 50% (CP + CN) ≥ 90%; 3. parafin-aromatice: CP ≥ 50%; (CP + CA) ≥ 90%; 4. prafin-naften-aromatice: CP ≥ 50%; CN ˃ CA; CA ˃ 10%; 5. parafin-aromato-naftenice: CP ≥ 50%; CA ˃ CN; CN ˃ 10%; 6. naften-aromatice: CP < 50%; CN ˃ CA; 7. aromato-naftenice: CP < 50%; CA ˃ CN.

Țițeiurile din fiecare clasă se împart în grupe, în funcție de indicii de calitate:


pag. 38

– „c”, conținut în ceură (total parafine solide din țiței), deosebindu-se „neceroase” (C < 2%) și „ceroase” (C ≥ 2%); – „r”, reprezentând totalul compușilor asfaltici, menționați ca puțin rășinoase (r < 10%), rășinoase (10 ≤ r < 25%) și asfaltoase (r ≥ 25%); – „s”, menționând conținutul în sulf al țițeiurilor, respectiv nesulfuroase sau „swett” (s < 0,5%) și sulfuroase sau „sour” (s ≥ 0,5%).

Prin combinarea acestor indici rezultă 12 subgrupe de țițeiuri, de tipurile „neceros-puțin rășinos-nesulfuros, ceros-asfaltos-sulfuros, neceros-rășinos-sulfuros, ceros-puțin rășinos-nesulfuros” ș.a. Dintre proprietățile fizice ale țițeiurilor, cele mai frecvent menționate sunt:

a, b. Densitatea (12th WPC, Houston, 1987) și vâscozitatea (n): – ușoare („light”), d < 0,870 kg/dm3 (˃ 31,1 °API), n : 1 – 10 cP; – medii („medium”), d = 0,870-0,920 kg/dm3 (31,1-22,3 °API), n = 10-100 cP; – grele („heavy”), d = 0,920-1,000 kg/dm3 (22,3-10 °API), n = 100-1 000 cP; – extragrele („extra heavy”), d ˃ 1,000 kg/dm3 (< 10 °API), n ˃ 1 000 cP;

c. Compresibilitatea (care crește odată cu creșterea temperaturii): Co = 7 x 10-5 ÷ 43 x 10-5 1/bar;

d. Fluorescența: de la verzui la albăstrui, sub acțiunea razelor ultraviolete produse de lampa de cuarț; e. Activitatea optică: dextrogir; f. Coeficientul de dilatare termică:

CT = 7 x 10-4 ÷ 9,6 x 10-4 1/ºF; g. Puterea calorică: 9 000-11000 Kcal/kg; h. Culoarea: de la galben-pai la negru (frecvent, verzui); i. Mirosul: odorizat, agreabil (țițeiurile aromatice) și dezagreabil (țițeiurile care au compuși ca sulful și azotul); j. Alte caracteristici importante:

– temperatura punctului de congelare; – presiunea de vapori; – solubilitatea în solvenți organici (benzen, tetraclorură de carbon); – tensiunea interfacială și superficială; – capilaritatea; – absorbția; – toxicitatea și impactul asupra mediului.

4.4.3.4. Tipuri de zăcăminte de hidrocarburi fluide După natura hidrocarburilor fluide conținute sunt menționate următoarele tipuri de zăcăminte petrolifere [11, 24, 25]:

– zăcăminte de gaze naturale libere („dry, wet, gas condensate”); – zăcăminte de țiței cu gaze dizolvate (saturate sau subsaturate); – zăcăminte de țiței având cupole primare de gaze; – zăcăminte de țiței degazeificate sau asfaltizate.

După forma rezervoarelor și relația cu apa liberă sunt cunoscute următoarele tipuri generale de zăcăminte [Brod, 1953, Brod and Eremenco, 1957]:

– stratiforme, unistratificate, cu apă marginală sau de talpă; – stratiforme, multistratificate, separate continuu, cu contacte apă-țiței diferite, sau separate discontinuu, cu contact apă-țiței unitar („tip masiv”); – masive, în rezervoare omogene sau neomogene, cu apă de talpă; – neuniforme (lentile într-un interval stratigrafic pelitic sau zone poros-permeabile izolate prin variații de facies sau fisuri, în roci carbonatice, siliciclastice sau cristaline); acumulările din aceste zone pot avea relații cu apa din toate părțile sau să fie lipsite de apă adiacentă.

4.4.3.5. Sursele naturale de energie din zăcămintele de hidrocarburi fluide


pag. 39

Sursele naturale de energie care pot acționa în timpul exploatării zăcămintelor petrolifere sunt energia de compresiune, energia hidrodinamică și energia gravitațională [11, 24, 25]. Energia de compresiune include formele:

– compresibilitatea sistemului rocă-fluide; – destinderea elastică a gazelor (din cupola de gaze din soluție); – destinderea apei adiacente, cu eficiență în funcție de raportul volumelor ocupate de hidrocarburi și apă.

Energia hidrodinamică este determinată de curgerea apei într-un sistem deschis, cu zone de alimentare și descărcare, printr-un strat poros-permeabil în care sunt și acumulări de hidrocarburi. Energia gravitațională, produsă de „gradientul hidraulic”, este prezentă în cazul exploatării zăcămintelor omogene, masive sau stratificate, având cupole de gaze (primare sau secundare). Efectul acestei surse de energie crește pe măsură ce „gradientul hidraulic” depășește „gradientul de presiune” din zăcământ [11]. În funcție de condițiile naturale și de modul în care este condusă exploatarea zăcământului se vor manifesta și sursele de energie, cu acțiunea predominantă a uneia dintre ele sau în combinație [Satter and Thakur, 1994].

4.5. Capcane

4.5.1. Aspecte generale Menționată ca având un rol fundamental în segmentul „procese” din sistemul petrolifer, „capcana” este o construcție geologico-fizică de închidere a „rezervorului”, care are capacitate de a opri și de a reține, în anumite condiții, pentru o anumită perioadă, hidrocarburile fluide care migrează prin respectivul rezervor. În succesiunea evenimentelor din segmentul „procese”, timpul de formare a capcanelor este foarte important, deoarece existența lor înainte de începerea procesului de migrare asigură finalul „fericit” în definirea sistemului petrolifer: formarea zăcămintelor. Componentele esențiale ale unei capcane, „rezervorul, elementele de etanșare și protecție”, și aranjamentul geometric reciproc pot fi combinate pe diferite căi, într-un număr semnificativ de scheme. Din această cauză, și definiția capcanei și mai ales construcțiile sistemelor de clasificare sunt diferite în literatura de specialitate [6]. În ceea ce privește definirea și rolul capcanei, le considerăm ca fiind extrem de sugestiv exprimate prin definiția „A trap is a trap, whether or not it has a mouse in it”* [W.C. Finch; din Magoon and Dow, 1994]. Prezența hidrocarburilor în capcană este consecința proceselor de generare și migrare. Semnificativ, energia potențială a fluidelor „captate” are o valoare minimă în raport cu energiile potențiale din zonele adiacente [11]. 4.5.2. Clasificarea capcanelor În schemele cele mai utilizate de clasificare sunt descrise următoarele tipuri generale de capcane: structurale, stratigrafice și combinate [Levorsen, 1958, North, 1985, 6, 27].

A. Capcanele structurale (Fig. 4.22a-f) sunt formate prin implicarea „rezervoarelor” în orice proces tectonic, orogenetic, epirogenetic, sin sau post-depozițional: cutare, „acoperire”, faliere, străpungere, fără numai eroziune sau numai înclinare [North, 1985]. Subîmpărțirea capcanelor structurale a fost propusă de mulți autori, bazați pe o varietate de scheme. Analiza numărului foarte mare de capcane din câmpurile petrolifere ale Terrei a condus la observația că cele mai frecvente tipuri structurale sunt cele rezultate prin cutare, însoțite, destul de obișnuit, de falii etanșe (separat, rar întâlnite) și „străpungeri” determinate de diapirismul sării și al argilelor [6].

*O capcană este o capcană, indiferent dacă este sau nu un șoarece în ea” [W.C. Finch; din Magoon and Dow, 1994].


pag. 40

B. Capcanele stratigrafice (Fig. 4.23a-c, d-f, g1-2-i, j, 23A-B, 24a-f) sunt create de orice variație în stratigrafie, esențial independentă de deformarea structurală (diferită de o simplă eroziune sau înclinare necomplicată). Multitudinea exemplelor întâlnite în câmpurile petrolifere a condus, în ultimul timp, la o tot mai frecventă clasificare a capcanelor stratigrafice în trei grupe [Rittenhouse, 1972; din 6]: a. capcane stratigrafice primare sau depoziționale, b. capcane stratigrafice asociate cu discordanțe și c. capcane stratigrafice secundare.

a. Capcanele stratigrafice primare sau depoziționale (singenetice) sunt create de schimbările depoziționale contemporane [MacKenzie, 1972; din 6]. Au fost identificate două clase (neasociate cu discordanțe importante): 1. formate prin schimbări depoziționale laterale (litofacies și efilări) și 2. create de reliefuri depoziționale îngropate (echivalente cu capcanele „paleogeomorfice” descrise de Martin, 1966; din 23). b. Capcanele stratigrafice asociate cu discordanțele au fost grupate în două categorii principale: 1. formate sub discordanță și 2. localizate deasupra discordanței (Fig. 4.24a-f).

1. Categoria capcanelor formate sub discordanță cuprinde capcane formate prin trunchierea stratelor înclinate, „flanks of incised valleys and canyons” și „buried landforms or erosional relief” (considerate, în alte clasificări, „paleogeomorfice”). 2. Categoria capcanelor formate deasupra discordanței include capcane cu rezervoare „onlap” pe suprafața de discordanță (cu închidere laterală determinată fie de geometria suprafeței de discordanță, fie de variația laterală de litofacies), capcane „within incised valleys or canyons” și capcane cu rezervoare „onlap of erossional relief”.

c. Capcanele stratigrafice secundare epigenetice sunt create prin alterarea postdepozițională a rezervorului. Au fost menționate două exemple tipice [6]: 1. reducerea accentuată a proprietăților fizice ale rocii rezervor (în special permeabilitatea), prin cimentare, și 2. creșterea capacităților de înmagazinare (Pef x hef) și curgere (Kef x hef), prin dolomitizare și dizolvare a cadrului matriceal al rocii.

4.5.3. Considerații suplimentare privind capcanele Formele geologice complexe care determină formarea „capcanelor” oferă foarte rar capcane care respectă „strict” trăsăturile celor prezentate în clasificarea promovată [6]. În majoritatea cazurilor, capcanele sunt „combinate”, determinate de acțiunile conjugate ale elementelor stratigrafice și structurale (Fig. 4.25a1-2-c). În multe lucrări, termenul „capcană combinată” este utilizat cu multă ușurință, fără remarcarea „factorului” determinant. Levorsen (1967; din 6) a restrâns untilizarea termenului „capcană combinată” la „construcția (feature)” în care niciunul dintre factorii stratigrafici sau structurali nu poate forma singur capcana, ci numai împreună, factorul stratigrafic determinând variațiile litofaciesului, iar factorul structural completând construcția capcanei prin „deformare”. Prin investigațiile efectuate în perioada activităților de explorare și dezvoltare au fost puse în evidență acumulări de hidrocarburi cu un contact hidrocarbură-apă înclinat. S-a remarcat, în prima fază a descoperirilor, că acest fapt este determinat de curgerea apei prin rezervorul cu hidrocarburi [27], formând o „capcană hidrodinamică” [6]. Reamintind definiția principală a capcanei, subliniem faptul că hidrocarburile fluide acumulate nu sunt incluse în definiție. În această situație, după distribuția fluidelor din capcană putem constata o distribuție în condiții hidrostatice și una în condiții hidrodinamice. În consecință, termenul „contacte înclinate” între fluide într-o capcană reflectă „condițiile de acumulare” hidrodinamice, nu caracteristicile capcanei. Pentru geologii petroliști participanți la exploatarea câmpurilor petrolifere sunt importante caracteristicile care definesc aspectele „acumulării”:

– factorul care a generat capcana: structural, stratigrafic, paleogeomorfic sau combinat; – construcția geologică de care aparține capcana („geological feature”); – extinderea capcanei și gradul de „individualizare”;


pag. 41

– gradul ei de închidere; – gradul ei de „umplere”; – caracteristicile rezervoarelor capcanei; – nivelul „spill-point”, închiderea izobatică „minimă” (punctul de scăpare); – evaluarea capcanei sub aspectele „acumulare” și „cedare” a hidrocarburilor fluide acumulate; – mecanismele naturale de „expulzare” a hidrocarburilor fluide în timpul exploatării.

4.6. Bibliografia specifică, „cap. 4”

….. Tab 3.2. Sistemul de clasificare a bazinelor bazat pe tipul substratului litosferic, mișcarea relativă a plăcilor și localizarea pe placă (după Kingston et al., 1983). Legendă: J = Jurasic, K = Cretacic, Eoc. = Eocen, Mioc. = Miocen, Olig. = Oligocen, inf. =

ef =

porozitatea efectivă, Kabs = permeabilitatea absolută, BOE = țiței echivalent, „barrel”. Tab. 4.5. Rezervoare marine de mică adâncime (Morse, 1994). Notă: Kw = factorul de caracterizare „Watson or Universal oil Products (UOP)”, Kw = Tb

1/3/γ unde: Tb – media temperaturilor punctelor de fierbere, în ºR; γ – densitatea relativă (γapă = 1). *) Conversii inginerești, în SI, aproximative (ex.: o atmosferă aprox. 14,22 psi). Tab. 4.10. Hidrocarburi fluide, compoziții și proprietăți (din Whitson and Brulé, 2000). Tab. 4.11. Analiza elementară a țițeiurilor [21].


pag. 42


pag. 43

5. LOCALIZAREA GEOGRAFICĂ A BAZINELOR ȘI CÂMPURILOR PETROLIFERE REPREZENTATIVE PE TERRA

5.1. Date generale: Distribuția geografică a bazinelor și câmpurilor petrolifere este descrisă în

multe publicații de specialitate. În unele analize, distribuția câmpurilor petrolifere este prezentată pe bazine [Beca and Vysotsky, 1968], în altele este preferată distribuția stratigrafică [North, 1985], iar adeseori, din mai multe motive, distribuția bazinelor și câmpurilor petrolifere este prezentată pe țări [Kulke (ed.), 1994-1995, Macovei, 1938, Tiratsoo, 1951]. În această lucrare s-a încercat o expunere „bimodală”. În cazul bazinelor estinse pe teritoriile mai multor țări s-a preferat prezentarea distribuției câmpurilor petrolifere pe bazine, dar în cele mai frecvente cazuri, descrierea s-a făcut pe țări, analiza fiind combinată cu prezentarea cadrului geologic al țării respective. În multe situații, din cauza diferențierii accentuate a „segmentelor” bazinelor (litostratigrafic, tectonic, sistem petrolifer), a fost preferată prezentarea geografică zonală (pe țări).

În descrierea bazinelor și câmpurilor petrolifere nu a putut fi menținut un stil unitar. Principalele motive ale diferențierii au fost: a. importanța economică, b. oferta perspectivelor și c. lipsa informațiilor. În descrierea câmpurilor petrolifere considerate „reprezentative” există o neuniformitate și mai evidentă. Cauza principală o constituie modul diferit în care autorii lucrărilor care au format „sursa bibliografică specifică” au descris zăcămintele și câmpurile petrolifere. În foarte multe lucrări sunt redate numai „modelele structurale” ale câmpurilor, fără indicarea distribuției fluidelor și fără evidențierea clară a tipurilor de capcane, a gradului de eterogenitate a rezervoarelor și a formei contactelor dintre fluide. Cu toate aceste motivații și dificultăți întâmpinate, s-a încercat o prezentare cât mai bine argumentată, pentru crearea unei imagini inteligibile a bazinelor și câmpurilor petrolifere reprezentative ale Terrei.

5.2. Segmentarea localizărilor geografice și selectarea bazinelor și câmpurilor petrolifere: Localizările bazinelor și câmpurilor petrolifere reprezentative sunt prezentate pe următoarele sectoare continentale: Eurasia (Europa, Asia și Extremul Orient), Orientul Apropiat și Mijlociu, Africa și America.

I. Europa A. Europa de Vest: Irlanda, Marea Britanie, Marea Nordului, Norvegia, Danemarca, Germania, Olanda, Franța, Spania, Portugalia, Belgia, Elveția, Luxemburg; B. Europa Centrală și de Est (la vest de Linia Tornquist-Teisseyre): Austria, Republica Cehă și Slovacă, Ungaria, România, Bulgaria, Teritoriul Sr-CS (Serbia, Croația, Slovenia), Italia, Albania, Grecia, Turcia, Polonia; C. Europa de Nord-Est și de Est (continuare, la est de Linia Tornquist-Teisseyre): Suedia, țările baltice, Kaliningrad, Ucraina, Federația Rusă-Partea europeană, Georgia, Azerbaidjan.

II. Asia A. Asia de Nord și Asia de Nord-Est: Federația Rusă-Partea orientală; B. Asia Central-Vestică: Kazahstan, Turkmenistan, Uzbekistan, Kârgâzstan, Tadjikistan, Afganistan; C. Asia Central-Estică: China, Taiwan, Coreea (de Nord și de Sud), Japonia, Mongolia; D. Asia de Sud-Vest: India, Pakistan, Bangladesh; E. Asia de Sud-Est: Myanmar (Burma), Thailanda, Malaezia (Malaezia de Est-Brunei, Sarawak și Sabah), Brunei Darussalam, Vietnam, Indonezia.

III. Extremul Orient: Papua Noua Guinee, Filipine, Australia, Noua Zeelandă. IV. Orientul Apropiat și Mijlociu: Iran, Irak, Siria, Kuweit și Neutral (Divided) Zone, Arabia Saudită, Yemen, Oman, Emiratele Arabe Unite, Qatar și Bahrain, Iordania, Israel. V. Africa

A. Africa de Nord: Egipt, Libia, Algeria, Tunisia, Maroc; B. Marginea Atlantică a Africii:

1. Northwest Africa Segment; 2. Equatorial Segment;


pag. 44

3. Cameroon-Gabon-Angola Segment; 4. Walvis Ridge-Cape Good Hope Segment;

C. Interior Central African Rift System; D. Africa de Est: Uganda, Kenya, Tanzania, Mozambic, Madagascar, Sudan, Etiopia.

VI. America A. America de Nord: Canada, Statele Unite ale Americii, Mexic; B. Caribbean Region: America Centrală, Cuba, Venezuela, Trinidad și Tobago; C. America de Sud: Columbia, Ecuador, Peru, Bolivia, Chile, Argentina, Brazilia, The Guyanas.

5.3. Descrierea principalelor caracteristici ale bazinelor și câmpurilor petrolifere reprezentative ale Terrei.


pag. 45

I. EUROPA (Fig. EUR – 5.1 – 5.2)

a. Date generale: În unele țări europene menționate în prezent ca producătoare, manifestările

petrolifere (vulcani noroioși, „focuri veșnice”) și modul de extracție rudimentar al țițeiului, prin mine („mines”) și puțuri („black oil pits/hand-dugs”), erau cunoscute de multe secole. Raportarea oficială a cantităților de țiței produs a început însă la sfârșitul sec. al XIX-lea și pe parcursul sec. XX: România (1857), Rusia (1859), Germania, Polonia și Italia (până în anul 1900), Franța și „Former” Cehoslovacia (1920), Austria, „Former” Iugoslavia, Ungaria și Marea Britanie (1936-1940), Olanda (1944), Turcia (1947), Albania (1950), Bulgaria (1954) ș.a.m.d.

b. Cadrul geologic regional: Zona analizată, delimitată în partea estică prin „Tornquist-Teisseyre Line”, cu o structură complexă [Ziegler, 1990], include mari unități geologice: masivul Boemiei, Alpinide, Carpatide, Balcanide, Dinaride, Helenide ș.a., cu zonele lor cutate, „foredeep”-uri și „foreland”-uri, platforme cu bazine petrolifere importante (Fig. EUR – 5.1), dar și unități structurale cu dimensiuni mai mici, care prezintă interes geologic-petrolifer mai ales pentru țările cu resurse petrolifere reduse.

c. Distribuția stratigrafică a petrolului: Sistemele petrolifere din principalele provincii ale marilor unități structurale (Fig. EUR – 5.2) sunt complexe. În bazinele din „Paleozoicul consolidat”, „rezervoarele” din Mezozoic conțin majoritatea zăcămintelor de țiței, în Terțiar predominând gazele, iar în Paleozoic întâlnindu-se practic numai zăcăminte de gaze (uneori cu un conținut ridicat de H2S). În unitățile structurale ale provinciei „Alpine”, zăcămintele de petrol sunt concentrate în Terțiar (predominant) și în Mezozoic. Bazinele din provincia „Platforma est-europeană” conțin zăcăminte de petrol în Paleozoic și foarte puține în Mezozoic [1].

Capcanele, cuprinzând toate tipurile „clasice”, conțin volume de resurse care foarte rar pot fi caracterizate ca „gigant” (ex.: câmpurile petrolifere Foale-Tazlău-Lucăcești-Moinești și Videle-Bălăria, din România, și zăcământul de gaze Gröningen, din Olanda).

Rocile rezervor sunt pedominant carbonatice în Paleozoic și Mezozoic și siliciclastice, cele mai multe, în Terțiar. Adeseori, în ambele categorii de roci a fost evidențiată porozitatea duală (matrice și microfisuri).

Câmpurile petrolifere din majoritatea țărilor europene sunt, cele mai multe, exploatate de mulți ani. Investigațiile din aceste câmpuri nu pot asigura o descriere suficient de argumentată în prezentarea „modelului de zăcământ”. Totuși, includerea unora dintre aceste câmpuri petrolifere, considerate reprezentative, ajută la o mai bună cunoaștere a tipurilor de „play”-uri dintr-un bazin petrolifer.


pag. 46

2. FEDERAȚIA RUSĂ (Fig. ERE/ASI – 5.1A-C, RUS – 5.1 – 5.8)

Date generale: Federația Rusă/„Russian Federation”, cu o suprafață totală de 17 125 242 km2

(16 404 742 km2 terestru și 720 600 km2 marin), este una dintre principalele țări producătoare de petrol (țiței și gaze naturale). Zăcămintele petrolifere în producție sunt localizate în numeroase și diferite unități geologice, cu un istoric al formării și dezvoltării caracteristic fiecăreia, determinând astfel analiza lor separată.

Numeroasele studii efectuate, bazate pe un volum mare de lucrări de cercetare și producție, au condus la delimitarea următoarelor mari zone geografice (provincii, regiuni, raioane și districte), care cuprind principalele unități structural-stratigrafice cu zăcăminte petrolifere (Fig. ERE/ASI – 5.1C):

1. „Volga-Ural Province (II); 2. Timan-Pechora Province (I); 3. West Siberian Province (IX); 4. East Siberian Superprovince; 4-VI. Lena-Tunguska Province; 4-VII. Lena-Vilyuy Province; 4-VIII. Jenissey-Anabar Province; 5. East Kamchatka District (XXII); 6. Anadyrsky Basin (XXII); 7. Ohotsk Province (XVII), cu o prezentare generală Arctic Ocean Basins; 8. North-Caucasus-Mangyshlak Province (XI)”.

Activitatea de explorare: Primele lucrări de explorare sunt menționate din anul 1772, în „East Siberian Superprovince”. În 1863 sunt menționate lucrările sistematice din Krasnodar, iar în 1864, lucrările din peninsula Taman (sonda de la Anapa). În anul 1920 a fost descoperit, în „North Sahalin”, câmpul petrolifer „Oha”. În 1929 este semnalată prima descoperire în „Volga-Ural Province”, iar în 1930 a fost înregistrată prima descoperire în „Timan-Pechora Province”.

Activitatea de cercetare în zona siberiană a început în anul 1932. Pentru „West Siberian Province”, volumul important de informații, permanent completat, a

condus la elaborarea hărților geologice de sinteză din anii 1958, 1959, 1961 și 1964. Printre primele descoperiri sunt menționate câmpurile petrolifere din „raionul Berezovsk: „Berezovsk (1953, gas) and Kalpashevsk (1954, oil)”. Au urmat câmpurile petrolifere din zona centrală a provinciei: „Ust-Balyksk, Megjonsk, Pravdinsk, West Surgutsk, Sosninsk” ș.a., descoperite în perioada 1959-1965. În anul 1959 a fost descoperit câmpul petrolifer „Shaimsk”, din partea vestică a „Tyiumenski oblasti”, în „Kondy Basin”. Tot în această perioadă au fost descoperite câmpurile petrolifere din nordul provinciei: „Urengoisk, Zapolyiarnoe, Gubkinsk, Nydinsk, Medvezhe, Novo-Porovsk” ș.a. În „Krasnoyarskji Kraj”, primele descoperiri datează din 1966-1967: câmpurile gazifere „Zimnee, Nizhne-Hetskoe, Messoyahsk” ș.a.

Istoria explorărilor petrolifere din „East Siberian Superprovince” începe din anii ’30-’40, secolul trecut. Prima descoperire este câmpul petrolifer „Inschno-Tigjan”, din anul 1948 („Jenissey-Anabar Province”). Descoperirea semnificativă este menționată în anul 1956, câmpul gazifer „Ust-Vilyuisk”,


pag. 47

din avanfosa Pre-Verkhoyansk (Verkhojansk). În perioada 1961-1967 au urmat descoperirile din sinecliza Vilyuisk, ridicarea Hapchagaisk, cu cel mai important câmp petrolifer, „Markovo”, descoperit în anul 1961.

În extremul orient al Rusiei, prima descoperire de interes economic a fost câmpul petrolifer „East-Ehabi”, din „North Sahalin”, menționat în anul 1935. Au urmat câmpurile petrolifere „Ehabi (1937), South Oha (1947), Gjlyako-Abunan (1949), Erri (1954)” ș.a.

În „Kamchatka”/Kamceatka, primele câmpuri petrolifere menționate în producție, în 1980, au fost câmpurile gazifere „Nizhne-Kvaktschio, Severo-Kolpakovo and Kschuktsch”.

Cadrul geologic și geodinamic al bazinelor petrolifere din Rusia: În vastul teritoriu al Rusiei sunt zeci de bazine petrolifere formate și dezvoltate în diferite condiții geodinamice. În lucrările de sinteză [1-4], clasificarea bazinelor petrolifere a fost efectuată luându-se în considerare, în mare măsură, sugestiile cercetătorilor ruși. În general, bazinele petrolifere au fost separate în trei grupe principale și cinci tipuri:

I. Bazine petrolifere formate și dezvoltate în condiții de extensiune, care poate fi înlocuită printr-o compresiune moderată în stadiul final al evoluției bazinului. Acest grup este compus din bazine petrolifere rezultate prin:

I-1. „intracontinental rifting”; I-2. „continental-margin rifting”, inclusiv ale „modern passive-margins”.

II. Bazine petrolifere de „ancient passive continental margins”, cu sistemele cutate-șariate adiacente. III. Bazine petrolifere formate și dezvoltate în:

III-1. zonele de convergență a plăcilor litosferei (ex.: zonele de subducție a plăcilor oceanice sub plăcile continentale: „back-arc, interarc, fore-arc”); III-2. zonele de coliziune a plăcilor litosferei continentale („foredeep and intermontane basins”), grup care ar putea include bazinele „pull-apart” și bazinele rezultate din extensii locale, însoțind încovoieri de-a lungul unor mari falii inverse sau transversale. În tipul de bazin „rift” și „supra-rift” pot fi menționate „West-Siberian, South-Mangyshlak, Vilyuy, Jenissey-Katanga and Barents Sea Basins”. Tipul „ancient passive margin” include bazinele „Azov-Kuban, Terek-Caspian, Volga-Ural, Timan-Pechora, Tunguska and Angora-Lena”. Din tipul zonelor de coliziune a plăcilor litosferei pot fi citate bazinele „back-arc North Ohotsk, West Kamchatka, Anadyr and Tatar Strait” și „fore-arc East-Sahalin and Khatyrka”. De tipul „intramontan” este menționat „Black Sea Basin”, iar de tipul „foredeep, Lena-Vilyuy Basin”. Incluse geografic în zone delimitate ca provincii, raioane și districte, aceste bazine sunt descrise sumar, prin caracteristicile geologice, sistemele petrolifere și câmpurile petrolifere reprezentative.

3. WEST SIBERIAN PETROLEM PROVINCE (BASIN) (Fig. ERE/ASI – 5.1A-C, RUS – 5.3a – 5.3v)

Localizare: partea nord-estică a zonei asiatice a Rusiei. Delimitare: „West Siberian Basin” se extinde între fluviul Jenissey (Yenisey) și „Eastern Siberia

Platform”, la est, Munții Ural, la vest, și zonele ridicate ale Kazahstanului, Altay și Sayan, la sud. În partea nordică, bazinul se extinde sub apele Mării Kara. Ocupă o suprafață totală de circa 3 400 000 km2, fiind cel mai mare bazin sedimentar continental al Terrei (Fig. ERE/ASI – 5.1C, RUS – 5.3a).

Cadrul geologic general [1, 2]: „West Siberian Basin” a început să se formeze, în cea mai mare parte, în Triasic, în cadrul unui proces de „rifting” continental. Unii cercetători remarcă însă și existența unor dovezi pentru faze de sedimentare și „rifting” mai tipurii.

Stratigrafia (Fig. RUS – 5.3c): – Fundamentul bazinului, diferit zonal ca vârstă, în funcție de aportul unităților structurale adiacente, cuprinde roci cristaline (Archean, Proterozoic) și roci clastice și carbonatice, uneori incomplet metamorfozate, cutate, din Paleozoic;


pag. 48

– Cuvertura sedimentară are în bază depozitele Triasicului, cu conglomerate, gresii și intercalații de roci vulcanice („rift related”), cu mari variații în grosime (Fig. RUS – 5.3d). În Jurasicul inferior și mediu s-au depus, în condiții aluvial-lacustre-mlăștinoase, nisipuri, argile și cărbuni („Tyumen Formation”). Jurasicul superior (Tithonianul), marcat de o extinsă transgresiune marină, conține depozite nisipoase și argiloase („Bazhenov Formation”), cu o secvență de șisturi bituminoase cu strate de calcare pelitomorfe bituminoase, având o grosime maximă de 35 m, accentuat „oil-prone” în partea sudică a bazinului și evident „gas-prone” în partea nordică. În timpul Cretacicului inferior continuă depunerea sedimentelor clastice, cu accentuarea proporției sedimentelor deltaice progradate. Litologiile cel mai răspândite sunt reprezentate prin gresii, „siltstones”, șisturi argiloase și cărbuni. În Apțianul inferior s-a produs o altă transgresiune, în partea sudică a bazinului, marcată prin depunerea argilelor din „Alym Formation”, urmată de o regresiune, în Apțianul superior, Albian și Cenomanian, caracterizată printr-un interval stratigrafic specific, „Pokur Formation”, cu o grosime de până la circa 1 400 m, în care predomină gresiile și nisipurile (reprezentând circa 70% din grosimea totală), cu intercalații de „siltstones, claystones” și cărbuni. Din Paleocen până la mijlocul Oligocenului s-a depus încă o secvență marină, predominant pelitică, înregistrând o grosime de până la 500 m. Lucrările de sinteză menționează faptul că în această secvență apare, în partea nordică a bazinului, în Eocenul superior, un proces de ridicare, acesta conducând la formarea „Central Siberian Swell” și la un fenomen de eroziune, cu o extindere diferențiată, de 200-1 000 m, înregistrat la sfârșitul Terțiarului [4].

Structura (Fig. RUS – 5.3a, b): Arhitectura structurală a „West Siberian Basin” este rezultatul evenimentelor tectonice din Proterozoicul superior și Paleozoic.

Fudamentul, afectat de un sistem complex de falii, se scufundă spre nord, înregistrând o adâncime maximă de 12 000 m.

Elementele structurale ale cuverturii sedimentare au fost determinate de două surse majore: paleorelieful fundamentului și tectonica regională din Mezozoic și Cenozoic, purtând următoarele denumiri: „uplift, swell”, anticlinal, brahianticlinal și dom.

Trăsăturile cele mai proeminente ale fundamentului, reflectate în cuvertura sedimentară, sunt „Koltogor-Urengoy Graben and Neyto Nurmin Anticlinoria”, formate în Permo-Triasic (Fig. RUS – 5.2h1).

Densitatea cea mai mare a „elementelor structurale pozitive” se înregistrează în partea centrală a bazinului.

Sisteme petrolifere: a. Roci sursă: Studiile geochimice efectuate privind originea petrolului din „West Siberian Basin” [4, 6, 7] au arătat că sursa principală o formează rocile pelitice bituminoase din „Bazhenov Formation” (de la Jurasicul superior la Cretacicul inferior, în partea centrală a bazinului, și Jurasicul superior, în partea nordică). Compoziția țițeiurilor analizate din zona centrală a bazinului indică variații în faciesul organic al rocilor sursă. Majoritatea probelor de țiței analizate provin din roci sursă dintr-un „anoxic marine facies”, mai sărace în argile și mai bogate în sulf. Alte probe de țiței, mult mai puține, indică roci sursă dominate de „terrigenous higher plant input”, care au generat țiței în medii „lacustrine or nearshore marine”. Este foarte probabil ca țițeiurile care indică proveniența din medii depoziționale lacustre și marine de mică adâncime să fi fost generate de rocile cărbunoase din „Tyumen Formation” (Aalenian-Callovian). Zăcămintele care conțin țițeiuri cu compoziții caracteristice acestui tip de roci sursă se întâlnesc în rezervoare chiar din „Tyumen Formation” și în rocile alterate și fisurate ale „fundamentului” situate sub discordanța Paleozoic-Jurasic (ex.: zăcămintele din câmpurile petrolifere „Tailym, Geoloziche and Cheremshan”, din rezervoarele „Tyumen Formation”, și „Gerasimov, Yagyl Yakh and Verchenekombar”, din Fundament-Paleozoic [7]. Un aport mai mic de petrol generat în „West Siberian Basin” este apreciat că s-ar datora rocilor pelitice bituminoase din „Vasyugan Formation”, Callovian-Oxfordian. Deși au fost efectuate studii aprofundate în legătură cu originea petrolului din „West Siberian Basin”, relația dintre țițeiurile din zăcămintele descoperite și rocile sursă potențiale rămâne o


pag. 49

problemă controversată. Apreciind însă nivelul elevat, incontestabil, al argumentelor din lucrările efectuate pentru partea centrală a bazinului [4, 6, 7], poate fi acceptată concluzia care subliniază că peste 85% din resursele din „West Siberian Basin” provin din rocile marine epicontinentale din „Bazhenov Formation”, de la Jurasicul superior la Cretacicul inferior. Multe alte roci bituminoase analizate din diferite formațiuni ale Cretacicului, unele foarte bogate în materie organică, sunt imature. Din studiile efectuate pentru câmpurile gazifere din partea nordică a bazinului a rezultat că volumul de gaze generat termogenic este mai mic decât volumul de gaze descoperit în zăcăminte. În consecință, s-a invocat și modul generării biogene a gazelor, chiar în „Pokur Formation”, principalul rezervor, dar care prezintă și o ridicată concentrație de materie organică. O contribuție semnificativă s-ar datora și rocilor sursă din Cretacicul superior. Presupunerea generării biogene a gazelor din Cenomanianul și Cretacicul superior din partea nordică a bazinului nu poate fi exclusă, însă nu este susținută prin datele geochimice (izotopice). Din această cauză, s-a considerat ca mai acceptabilă presupunerea unei arii de generare, drenaj și migrare a gazelor mult mai extinsă. S-a presupus că transportul gazelor s-a realizat sub formă de „soluție apoasă” (gaze dizolvate în apă), din zona sudică spre nord (Fig. RUS – 5.3e). Mecanismul principal de „degazificare” a apei s-a datorat reducerii presiunii și temperaturii în procesul de migrare spre capcanele din Neogen. În unele câmpuri petrolifere (ex.: „Van-Egan, Russkoya”), în „Pokur Formation”, la adâncimi sub 1 000 m, au fost identificate țițeiuri biodegradate, cu densități de 15-17 °API (0,966-0,953 km/dm3). În Pleistocen, datorită condițiilor de climă rece, în partea de nord a „West Siberian Basin” s-a dezvoltat un „permafrost” cu o grosime de până la 500 m [4], în care și dedesubtul căruia au fost identificate acumulări de „solid gas hydrates”. Într-o zonă cu accentuată „concentrație” („Messoyakha Gas Field”, din „Ust-Jenissey Petroliferous District”), aceste gaze au fost produse [8]. b. Roci rezervor:

– Fundamentul (Proterozoic-Paleozoic) conține roci cristaline și sedimentare, alterate și fisurate, unele poros-permeabile; – Cuvertura sedimentară cuprinde mai multe „rezervoare”, din Triasic până în Cretacicul superior. Rocile rezervor cel mai răspândite sunt gresiile și nisipurile, cu variații în granulații, conținutul pelitic și gradul de consolidare. În Jurasicul inferior-mediu („Tyumen Formation”), principalele roci rezervor sunt gresiile, aleurolitele și argilitele, cu porozități „secvențiale” de 5-10% și 20-25% și permeabilități corespunzătoare: sub 10 mD și 100-500 mD. În Jurasicul superior, rocile rezervor sunt reprezentate predominant prin gresii, dar se întâlnesc adeseori conglomerate și aleurolite, uneori și calcare. În mod obișnuit, proprietățile fizice ale rezervoarelor din acest interval stratigrafic sunt bune: porozitatea de 20-30% și permeabilitatea medie de circa 200 mD. Cretacicul, cu roci rezervor reprezentate prin gresii și aleurolite, conține principalele resurse petrolifere din partea nordică a bazinului. Proprietățile fizice ale suitelor și orizonturilor productive („Megion, Vartovsk and Pokursk-Urengoy Formations”) sunt în general bune: porozitatea de 10-30% și permeabilitatea de sute sau chiar mii de milidarcy. (N.B.: Date din regiunea Tyumensk).

c. Roci protectoare: Coloana stratigrafică din „West Siberian Basin” conține numeroase strate argiloase, cu o extinsă dezvoltare, care asigură protecția zăcămintelor. Cele mai semnificative „protectoare” sunt în Callovian, Volgian, Hauterivian, Apțian, Cretacicul superior și Terțiar. d. Capcane: Cele mai frecvente tipuri sunt structurale. Rar, însă, forma acestor capcane este „clasică”. În cele mai multe cazuri, capcanele au forme neregulate, justificate de caracteristicile morfologice ale paleoreliefului. În studiile complexe recente sunt puse tot mai des în evidență capcanele subtile: litologice, efilări stratigrafice, trunchieri și, mai ales, tipul combinat, structural-stratigrafic.

Câmpuri petrolifere (Fig. RUS – 5.3f1-2, 5.3g, 5.3h1, h2): Analiza câmpurilor petrolifere descoperite în „West Siberian Basin” a pus în evidență caracterul diferențiat al acumulărilor,


pag. 50

predominant „țiței” în zona centrală și predominant „gaze” în partea nordică (Fig. RUS – 5.3f1-3), cu extindere, tot predominant gaziferă, în zona acvatorială (Fig. RUS – 5.3g).

Principalele câmpuri petrolifere, prezentate separat pentru partea nordică a bazinului (Fig. RUS – 5.3h1) și partea centrală a bazinului (Fig. RUS – 5.3h2), prin rezervele mari de hidrocarburi pe care le conțin, justifică aprecierea situării „West Siberian Basin” pe locul 2, după „Persian/Arabian Gulf”, în ierarhia bazinelor petrolifere ale Terrei [Meyerhoff, 1980; din 5]. „West Siberian Basin” a fost clasificat ca „supercharged, laterally drained, high impedance basin” [Demaison and Huizinga; din 6].

Din numărul mare de câmpuri petrolifere din „West Siberian Basin” sunt prezentat câteva, considerate reprezentative: „Urengoy, Yamburg, Bovanenko, Zapolyarnoe, Medvezhye, Gubkinsk, Novo-Portovsk, Punginsk, Verhne-Kondinsk, Myldzhinsk, Fedorov, Ust-Balyksk and Priobsk”. II. ASIA IIA. ASIA DE NORD ȘI ASIA DE NORD-EST FEDERAȚIA RUSĂ-Partea orientală (v. FEDERAȚIA RUSĂ-Partea europeană) IIB. ASIA CENTRAL-VESTICĂ

Date generale: Obiectivele de interes, bazine și câmpuri petrolifere, din zona geografică

descrisă sub denumirea de „Asia Central-Vestică” sunt localizate în „Kazakhstan”/Kazahstan, Turkmenistan, Uzbekistan, „Kyrgyzstan”/Kârgâzstan, „Tajikistan”/Tadjikistan și „Afghanistan”/Afganistan.

În această extinsă zonă au fost delimitate importante „provincii, regiuni, districte și ținuturi” petrolifere (Fig. ERE/ASI – 5.1C):

„X. Amudarya Petroleum Province: A. Pre-Kopet Dag Region (perspectival); B. Beurdeschik-Kiva Region; C. Saunuss Region; D. Chardjou Region; E. Bukhara Region; F. Mourgab Region; G. Badkhys-Karabil Region; a. Central-Kara-Koum Area.

XI. North Caucasus-Mangyshlak Petroleum Province: H. South Mangyshlak-Ustyurt Region.

XIII. North Ustyurt Petroleum Region (independently district); XIV. Turgay Petroleum Region (independently district);


pag. 51

XV. Chu-Sarysu Gas Region (independently district); XVI. South Caspian Petroleum Province:

B. Apsheron-Pre-Balkhan Region; C. West Turkmenistan Region;

XX. Surhan-Vahshsk Petroleum Region (independently district); XXI. Fergana Petroleum Region (independently district).”

Descrierea caracteristicilor geologice și petrolifere ale acestor teritorii este efectuată urmărind prezentarea într-o succesiune care să evidențieze unitatea cu părțile lor localizate în „Europa de Est”. IIC. ASIA CENTRAL-ESTICĂ IIC, D, E. ORIENTUL ÎNDEPĂRTAT III. EXTREMUL ORIENT (Fig. ORI – 5.1 – 5.2)

Delimitare (Fig. ORI 5.1): În regiunea delimitată sub denumirea de „Orientul Îndepărtat” au

fost incluse bazinele petrolifere din Asia, din zonele II. C. Asia Central-Estică (China, Taiwan, Coreea de Nord, Coreea de Sud, Mongolia și Japonia), II. D. Asia de Sud-Vest (Pakistan, India și Bangladesh), II. E. Asia de Sud-Est (Myanmar/Birmania, Thailanda, Malaezia, Brunei, Vietnam, Laos, Cambodgia și Indonezia) și Extremul Orient (Papua Noua Guinee, Filipine, Australia și Noua Zeelandă).

Cadrul geologic [2,4]: Bazinele petrolifere ale Orientului Îndepărtat (Fig. ORI – 5.1) au, în evoluția lor, istoria unei lungi perioade geologice, din Paleozoicul superior până în Terțiar.

Separarea zonei estice Gondwana și adăugarea succesivă a fragmentelor continentale separate la marginile sudică și estică ale Eurasiei din Mezozoic au controlat dezvoltarea lor inițială, care a culminat prin consolidarea marginii sud-estice, în Jurasicul superior-Cretacic, în aproximativ configurația ei actuală. Se presupune că bazinele din nord-vestul și centrul Chinei sunt în legătură cu această fază.

Dezvoltarea ulterioară din Paleogen-Neogen a fost controlată de relaxarea/extensiunea crustală, mai ales a marginilor continentale nou-formate, dar, totodată, influențată de continuarea subducției


pag. 52

oblice a plăcii Pacificului la marginea de est, cu mișcările parțiale rezultate. Sistemele petrolifere ale bazinelor din Taiwan și Japonia își datorează existența acestor evenimente tectonice.

Se crede că încălecarea segmentului plăcii indiene pe marginea sudică a plăcii eurasiatice, în Terțiarul inferior, a determinat „tectonica de scăpare (escape tectonics)” a blocurilor crustale de-a lungul zonelor de părți majore. Aceste evenimente, combinate cu cele determinate de continuarea alunecării spre nord a plăcii australiene, au controlat dezvoltarea tectono-stratigrafică a bazinelor „rift/pull-apart” cenozoice ale Asiei de Sud-Est. O caracteristică repetată a multor bazine ale Asiei de Sud-Est este cadrul non-marin de depunere a sedimentelor lor „syn-rift”, care includ roci sursă „oil-prone” lacustre adânci și predominant roci rezervor clastice.

Faza „post-rift (margin sag)” din Miocenul superior a fost însoțită în continuare de transgresune marină extinsă. Argilele marine au format roci protectoare regionale la partea superioară a coloanei stratigrafice. Complexele carbonatice, favorizate de tendințele de paleo-ridicare, formează rezervoare semnificative.

Sisteme petrolifere: Într-o analiză regională a sistemelor petrolifere, au fost identificate trei grupuri mari: „1. Euroasiatic, 2. Paficic și 3. Australasiatic [1]”.

Sistemele petrolifere „Euroasiatic” sunt caracteristice bazinelor din Asia Central-Estică, Asia de Sud-Vest, Asia de Sud-Est și, parțial, Extremul Orient. Sistemele petrolifere „Pacific” sunt considerate cele din bazinele petrolifere în curs de explorare în nordul Indoneziei de Est. Sistemele petrolifere „Australasiatic” sunt prezente în Seram (Ceram), Irian Jaya, Papua Noua Guinee, Timor, Australia și Noua Zeelandă.

Construcția tectono-stratigrafică a sistemelor petrolifere: 1. Sistemele petrolifere „Paleozoic-Mezozoic”. Acestea sunt alcătuite din roci clastice și carbonatice marine din Paleozoicul inferior, depuse peste crusta continentală din Proterozoic, sedimente non-marine de tip molasă din Mezozoic și roci sursă lacustre „oil-prone and gas-prone” din Permian și Jurasic. Formarea capcanelor este legată de regimul tectonic compresional, care a fost determinat de adăugarea succesivă a blocurilor dinspre sud, până în Triasic. Un impuls compresional final a fost determinat de coliziunea „Indian Block” cu „Central Asia”, în Terțiarul inferior. 2. Sistemele petrolifere „Mezozoic-Cenozoicul non-marin”. Acestea sunt caracteristice bazinelor „rift/pull-apart” (ex.: din nord-estul Chinei și din Mongolia). Subțierea crustală, urmată de consolidarea marginii estice a Euroasiei, combinată cu trans-tensionarea pulsatorie de-a lungul fragmentelor zonelor pe direcția NE-SV, a condus la formarea bazinelor scufundate rapid în timpul Jurasicului și al Cretacicului. Activitatea vulcanică episodică a însoțit fazele de „rifting”, în cursul cărora s-au dezvoltat, în Jurasic, Cretacic și Oligocen, sisteme depoziționale fluvio-lacustre care au inclus bogate roci sursă „oil-prone”. Arhitectura tip „horst-graben” a fost definitivată în faza „sag”, în timpul Terțiarului superior. S-au format capcane structurale în horsturile „pre-rift and syn-rift”, în blocurile din „buried hills” și în anticlinalele inversiunii din Terțiarul superior. În „Khorat Basin (Thailanda, onshore)”, sistemul petrolifer cuprinde roci carbonatice și clastice din Peleozoicul inferior la Permo-Triasic, acoperite de sedimente non-marine (Triasic-Cretacic). Rocile sursă sunt reprezentate prin argilele lacustre din Triasicul superior, iar rocile rezervor, prin rocile carbonatice din Permian-Carbonifer. Capcanele, de tip structural, sunt asociate anticlinalelor legate de ridicarea și compresiunea din Terțiarul inferior. În „Indian East-Coast”, bazinele „rift” s-au format în timpul separării „Blocului indian” de Gondwana, în Cretacicul inferior. În consecință, sistemele petrolifere sunt alcătuite din roci clastice marine „syn-rift”, din Jurasicul superior-Cretacic. Rocile sursă sunt reprezentate prin argilele Jurasicului superior, iar rocile rezervor aparțin secvențelor superioare de la „syn-rift” la „post-rift”, de la deltaice la marine de mică adâncime, din Cretacicul superior la Terțiar. Capcanele, predominant structurale, sunt fie structuri de tasare peste blocurile faliate „syn-rift”, fie structuri „roll-over” ale secvențelor deltaice „margin sag” din Terțiarul superior. 3. Sistemele petrolifere „Mezozoic-Cenozoic marine”. Acestea caracterizează marginea nordică a plăcii „australiene”, respectiv bazinele din Irian Jaya și Papua Noua Guinee, formate prin


pag. 53

„riftingul” Triasic-Jurasic al fostei margini pasive și conțin în exclusivitate sedimente marine. Rocile sursă din Permian și Jurasic au alimentat cu hidrocarburi rocile rezervor din Jurasic (gresii și roci carbonatice fisurate) și Miocen (roci carbonatice recifale). Capcanele, predominant structurale, s-au format într-un regim tectonic compresional, cu intensitate descrescătoare de la nord la sud, prin coliziunea plăcilor australiană și pacifică, fiind asociate cu subducția sudică a celei din urmă. Sistemul petrolifer din Ceram are o înrudire distinctă cu marginea plăcii nord-australiene. Tectonica de tip compresional intensă din Terțiar a dezvoltării „Banda Arc” a creat capcane structurale ale cutelor șariate. Cu puține excepții, dezvoltarea bazinelor în Cenozoic este caracterizată de „riftingul” Eocen-Miocen într-un regim transtensional (Fig. ORI – 5.1). Sedimentele megasecvenței „syn-rift” cuprind roci clastice fluviale și lacustre de proveniență locală. Ele includ roci sursă lacustre adânci, în baza megasecvenței, și roci rezervor siliciclastice (Oligocenul superior-Miocenul inferior și mediu), care le acoperă.

Zăcăminte petrolifere (Fig. ORI – 5.2): Analiza distribuției câmpurilor petrolifere pune în evidență câteva aspecte caracteristice ale bazinelor petrolifere din „Orientul Îndepărtat:

1. Câmpurile petrolifere (țiței) gigant și mari au o frecvență semnificativă în China, „East Malaysia”, Brunei și Indonezia (Sumatra). 2. Câmpurile petrolifere (gaze) gigant și mari au o răspândire teritorială mai largă, fiind prezente în China, Afganistan, Pakistan, Bangladesh, Thailanda, Malaezia, Indonezia și Filipine.

CHINA (Fig. ORI – 5.1 – 5.2, CHN – 5.1 – 5.24, CHN/CHT/JAP – 5.1)

Activitatea de explorare: China este una dintre primele țări din lume care au descoperit și

utilizat țițeiul și gazele naturale. „Iviri” active de țiței sunt cunoscute aici de cel puțin 4 000 de ani [26]. Producerea de „brine and natural gas” din câmpul gazifer „Ziliujing (Zigong Municipality, Siciuan

Province)” a început în urmă cu peste 1 500 de ani [10]. Se menționează, de asemenea [25], că primul câmp petrolifer descoperit a fost „Yumen Field

(Gansu Province)”, din „Ordos Basin”. În anul 1878 a fost săpată prima sondă cu o instalație de foraj, în Miaoli, Taiwan. În China continentală, prima sondă („Yan-1”) a fost săpată în anul 1907, în „Ordos Basin”,

descoperind primul câmp petrolifer exploatabil comercial, „Yanchang Oil Field (Shaanxi Province)”. În continuare, până la începutul anilor 1950, au fost puține descoperiri.

Din anul 1949 până în prezent, China a înregistrat patru momente semnificative în activitatea de explorare [31]:

– Primul, atins la finele anilor 1950, realizat ca o consecință a deplasării activității de la vest la est, a fost marcat, în anul 1959, prin descoperirea câmpului petrolifer super-gigant „Daqing”, din „Songliao Basin”; – Al doilea s-a înregistrat în anii 1960 și primii ani 1970, când au fost inițiate lucrările de explorare în „Bohai Bay Basin, South China Sea, Yellow Sea and East China Sea”. În această etapă au fost descoperite o serie de zăcăminte petrolifere în „Bohai Bay Basin”; – Al treilea, atribuit sfârșitului anilor 1970, a constat în deschiderea pentru cooperare în activitatea de explorare și exploatarea bazinelor din „offshore”, cu sprijinul companiilor petroliere străine; – Al patrulea, atins la finele anilor 1980, a fost marcat de lansarea politicii de stabilizare a activității în est și de dezvoltare în vest.

În 1 ianuarie 2000, totalul descoperirilor cuprindea 460 de câmpuri petrolifere și 162 de câmpuri gazifere.


pag. 54

Cele mai recente descoperiri importante: – În anul 1999, „Phillips Petroleum” a descoperit câmpul petrolifer gigant „Pengai 19-3”, în „Bohai Sea”; – În ultimii zece ani au fost descoperite cinci mari câmpuri gazifere: „Sulige, Qingbian, Yulin, Wushenqi and Mizhi”, în partea nordică a „Ordos Basin”, cu rezerve totale dovedite de circa 1012 Sm3.

Bazine petrolifere (Fig. CHN – 5.1a, b, c-d, 5-6a-c, 5.12a, 5.18a, b): Dintre cele peste 600 de bazine sedimentare ale Chinei, circa 30 de complexe bazinale, de mare și moderată dimensiune, sunt în „onshore” [33] și 13 bazine sunt în „offshore” [57]. Structura geologică specifică a acestor bazine și mai ales a depresiunilor din cuprinsul lor, de tip „half-graben” sau „sag”, i-a determinat pe mulți autori să le atribuie un loc special în sistemele de clasificare, denumindu-le „bazine tip chinezesc”.

Prin dimensiunea, complexitatea, dar mai ales prin importanța lor din punct de vedere petrolifer, se evidențiază „Bohai Bay, Yellow Sea, Pearl River Mouth, Yinggehai, Qiongdongnan, Beibuwan, East China Sea, Songliao, Erlian, Ordos, Sichuan, Tarim, Junggar and Qaidam Basins”. Descrierea acestor bazine va fi mai extinsă, comparativ cu altele, pentru care este realizată doar o prezentare sumară (ex.: „Quinshui Basin”) sau sunt făcute numai menționări ocazionale (ex.: Baise, Sanjian, Hulunchi Hailar, Jiuguan, Qamdao and North Tibet Basins”).

Considerații generale privind formarea zăcămintelor de petrol în bazinele sedimentare ale Chinei:

– Bazinele sedimentare ale Chinei (Fig. CHN – 5.1a) au o istorie geologică destul de complexă. Fiecare bazin are alcătuire stratigrafică, stil structural, formă și potențial petrolifer diferit. Configurația lor actuală a fost determinată de evoluția tectonicii „Cratonului chinez”; – „Cratonul chinez” este compus din masivele paleocratonice Sino-Korean, Yagtze și Tarim și numeroase fragmente continentale mai mici și este înconjurat de centuri organice de vârste diferite; – Bazinele intracratonice au avut o evoluție „poli-istorică”, tipuri de bazine diferite suprapunându-se în timp. Cele mai multe au avut un stadiu platformic aproape similar, din Proterozoic la Paleozoic. În etapa următoare (Mezozoic-Cenozoic), devoltarea acestor bazine a fost controlată de interacțiunile dintre plăcile indiană, eurasiatică și pacifică, realizându-se în cea mai mare parte într-un domeniu continental (Fig. CHN – 5.1b); – Au fost propuse mai multe clasificări pentru bazinele sedimentare chineze, dar pentru această concisă prezentare a fost adoptată cea mai simplă și largă clasificare [Li, D., 1985], care ia în considerare evoluția bazinelor, în special din Mezozoic-Cenozoic, împreună cu aspectele caracteristicilor tectonice, stratigrafice și crustale. Astfel, bazinele din estul Chinei pot fi considerate de tip „extensional”, cele din centru, „tranzițional”, iar cele din vest, „compresional” (Fig. CHN – 5.1b); – Bazinele sedimentare diferă și prin sistemele petrolifere pe care le conțin:

Cele din est au pricipalele roci sursă petrolifere în Mezozoic și mai ales în Cenozoic, cele din zona centrală în Mezozoic, iar cele din vest, mai ales în Paleozoic și Mezozoic. Natura rocilor sursă este diferită. În bazinele din est și din centru predomină argilele, formate mai ales într-un mediu lacustru, și cărbunii. În zona vestică sunt frecvente „mudstone”, roci carbonatice, „coal measures” și roci fluvio-lacustre. Rocile rezervor sunt de tip siliciclastic (mai ales gresii) și carbonatic (calcare, dolomite, recife), cu proprietăți fizice foarte variate. Tipurile de capcane cele mai frecvente sunt:

a. structural (anticlinale, falii); b. stratigrafic (efilări, trunchieri, litologice, recife); c. paleogeomorfic („buried hills, drape structures”).

Tipurile de zăcăminte sunt, în mod frecvent, multistratificate, cu apă marginală și, rar, de talpă.

Aspecte legate de tipul genetic și formarea zăcămintelor de gaze naturale: A. Tipuri de roci sursă pentru gazele naturale:


pag. 55

a. Gazele asociate cu țițeiul au fost, în mare parte, generate de „lacustrine mudstone” (argilite lacustre) și argile. Sunt de menționat însă și rocile carbonatice din Paleozoic (ex.: în „Tarim Basin”); b. Gazele libere au derivat în mare măsură din „coal measures” de vârstă diferită.

B. Acumularea gazelor naturale s-a realizat în condițiile unui cadru geologic complex al principalelor bazine petrolifere din China. În funcție de procesul de formare a zăcămintelor de gaze naturale, câmpurile gazifere pot fi grupate în patru tipuri:

1. câmpuri cu generare, migrare și acumulare foarte târzie („super late”), Neogen-Cuaternar; 2. câmpuri cu generare, migrare și acumulare târzie („late”), Paleogen-Neogen; 3. câmpuri caracterizate prin acumulare secundară târzie (Terțiar-Cuaternar) a gazelor generate și acumulate timpuriu (inițial, Mezozoic); 4. câmpuri cu generare, migrare și acumulare timpurie (Mezozoic).

Obs.: 1. Primele trei tipuri au fost finalizate în perioada himalayană. 2. Zăcămintele de gaze din bazinele „foreland” ale Chinei pot fi împărțite în patru tipuri genetice: „a. coal-formed thermal gas, b. coal-formed cracking gas, c. oil-type thermal gas, and 4. mixed gas”. Tipurile genetice a. și b. sunt generate de trei seturi de formațiuni cărbunoase: 1. Permo-Carbonifer, în „Ordos Basin”, 2. Triasicul superior, în „West Sichuan Basin”, și 3. Jurasic, în nord-vestul Chinei. Tipul genetic c. include roca sursă din Permian, în „Junggar Basin”, Terțiar, în „Qaidam Basin”, și „lacustre”, în „Hexi Corridor Basins”.

III. EXTREMUL ORIENT PAPUA NOUA GUINEE


pag. 56

(Fig. IDZ – 5.9a, PNG – 5.1 – 5.3) Istoricul explorării și exploatării: Primele informații cu privire la infiltrațiile de țiței și gaze

au fost menționate, în această țară insulară („Papua New Guinea /Papua Noua Guinee), în anul 1911. Activitatea de cercetare a început în 1912, iar lucrările de foraj au fost inițiate în anul 1915, de-a lungul coastei insulei, la nord-vest de Port Moresby. Condițiile topografice extrem de vitrege au făcut imposibil forajul în „centura cutată și șariată”, până la apariția elicopterelor cu capacitate mare de ridicare. Aici a fost realizată, în premieră mondială, în anii 1956-1957, prima sondă („Puri-1”) cu suport de transport total de către un elicopter.

Lucrările efectuate prin foraje, în zona sud-estică a „centurii cutate și șariate”, în perioada 1957-1960, au condus la descoperirea unor câmpuri gazifere, „Iehi, Barikeva, Bwati and Berriasian”, în orizonturile grezoase ale Jurasicului inferior.

După săparea a 144 de sonde fără rezultate, a fost realizată prima descoperire cu importanță economică: „Iagifu/Hedinia Oil Field”, în anul 1986. Acest rezultat a stimulat activitatea de cercetare și a determinat continuarea săpării sondelor de explorare, care au descoperit alte câmpuri petrolifere (Fig. PNG – 5.1b).

Din anul 1966 au început lucrările seismice în Golful Papua, pe baza cărora au fost săpate sondele de explorare care au ajutat la descoperirea câmpurilor gazifere în „offshore (Uranu, Pasca, Pandova-1X, Pandova-B 1X)”.

Cadrul geologic regional: Zona în care sunt localizate câmpurile petrolifere descoperite până în prezent cuprinde două mari unități structurale: „A. Papuan Fold and Thrust Belt and B. Papuan Basin”. AUSTRALIA (Fig. ASL – 5.1 – 5.14)

Istoricul explorării [8, 10-13]: Primele foraje efectuate pentru hidrocarburi în această țară

sunt din anii 1860. Primul rezultat semnificativ a fost obținut în anul 1900, când o sondă săpată pentru apă, pe „Hospital Hill” (la o milă de Roma), în „Surat-Bowen Basin”, a erupt gaze, cu un debit de 44 600 ft3/d (1 262 m3/zi), de la 3 683 ft (1 123,60 m).

În anul 1908, o altă sondă săpată pe „Hospital Hill” a produs gaze de la 3 702 ft (1 128,40 m). Această sondă a ars circa șase săptămâni.

În anul 1927, sonda „Oil Corporation”, săpată tot pe „Hospital Hill”, a intrat în producție cu un debit de gaze de 1 mil. ft3/d (28 320 m3/zi), de la 3 703 ft (1128,70 m).

Prima sondă care a produs țiței cu un debit semnificativ a fost „Rough-Range-1”, în zona „onshore” din „Northern Carnarvon Basin”, în anul 1953, iar primul câmp petrolifer în producție comercială de țiței, intrat în exploatare în anul 1962, a fost „Moonie Oil Field”, din „Surat Bowen Basin” (sud Queensland), descoperit în anul 1961.

În anii care au urmat au fost realizate importante descoperiri. Astfel, în 1963 au fost puse în evidență câteva câmpuri gazifere în „Cooper Basin”, iar în 1964 au fost realizate unele descoperiri încurajatoare pentru explorare: „Yardarino (gas condensate, Perth Basin)”, câmpul petrolifer gigant „Barrow Island Oil Field (North Carnarvon Basin), Mereenie and Palm Valley (gas, Amadeus Basin), Gilmore (gas, Adavale Basin), Gidgealpa and Moomba (gas, Cooper Basin)”. Tot în anul 1964 a început forajul primei sonde în „offshore (Gippsland Shelf No 1)”, care a condus la descoperirea câmpului petrolifer „Barracounta”, în anul 1965. A urmat descoperirea primelor câmpuri gazifere importante de-a lungul „North West Shelf”, ca „North Rankin”, în anul 1971.

Efortul explorării, care a cuprins investigații geofizice (aeromagnetice, gravimetrice, seismice) și lucrările efectuate prin circa 3 400 de sonde de explorare (dintre care 23% au fost realizate în „offshore”), a condus la punerea în evidență a 24 de bazine petrolifere (din cele 40 de bazine sedimentare cercetate).

Distribuția zăcămintelor petrolifere în scara stratigrafică, în diferite bazine sedimentare, confirmă caracterul complex al sistemelor petrolifere ale Australiei (Tab. ASL – 5.1).


pag. 57

Bazine sedimentare: Australia este un continent insular cu o suprafață de circa 7,7 x 106 km2 și o zonă marină teritorială de circa 8,6 x 106 km2 (fără zonele șelfurilor adiționale teritoriilor insulare și Antarctica). În acest vast teritoriu au fost menționate peste 200 de bazine sedimentare [8].

Bazine petrolifere (Fig. ASL – 5.1): A. „Productive: Amadeus, Adavale, Canning (onshore), Bonaparte, Perth, Cooper/Eromanga, Bowen/Surat, Gippsland, Otway, Carnarvon; B. Flow: Ngalia, Georgina, Bass, Browse; C. Shows: McArthur, Arrowie, Officer, Tasmania, Clarence Morteon, Eyre, Cannig (offshore); D. Recovery: Arafura, Duntroon”.

Sisteme petrolifere: Ocurența hidrocarburilor în Australia este atribuită următoarelor nouă super-sisteme petrolifere:

A. Proterozoic 1. „McArthur”, Mesoproterozic, având roci sursă argile dolomitice lacustre; 2. „Urapungan”, Mesoproterozoic, având roci sursă argile marine; 3. „Centralian”, Neoproterozoic, având roci sursă carbonatice și argile, postglaciare și marine;

B. Paleozoic 1. „Larapintine”, Paleozoicul inferior, cu roci sursă: argile calcaroase marine (Cambrian), marine (Ordovician), roci carbonatice marine (Devonianul mediu) și argile anoxice marine (Carboniferul inferior); 2. „Gondwanan”, Carboniferul superior-Triasicul inferior, cu roci sursă: non-marine și marine (Permianul inferior), non-marine, marine și deltaice (Permianul superior) și marine (Triasicul inferior);

C. Mezozoic 1. „Westralian”, Triasic-Cenozoic, având roci sursă: mediu delataic (Triasicul superior-Jurasicul inferior), marin, anoxic [3] (Jurasicul superior), marin (Cretacicul inferior) și roci carbonatice marine (Mezozoic); 2. „Austral”, Jurasicul superior-Cenozoic, având roci sursă: argile fluvio-lacustre (Jurasicul superior-Cretacicul inferior), roci cărbunoase fluviale (Cretacicul inferior) și fluvio-deltaic (Cretacicul superior); 3. „Murta”, Cretacic, având roci sursă: fluvio-lacustru (Jurasicul superior), lacustru/marin marginal (Neocomian) și argile petrolifere marine anoxice (Albianul superior);

D. Cenozoic 1. „Capricorn”, Cretacicul superior-Cenozoic, având roci sursă argile petrolifere lacustre (Eocen).

Bazine sedimentare (Fig. ASL – 5.2): Principalele bazine sedimentare ale Australiei au fost grupate în următoarele provincii [2]:

A. „Central Intracratonic Basins” (ex.: „Amadeus”); B. Bazine asociate cu evoluția „Tasman Geosyncline (ex.: Cooper-Eromanga, Adavale, Bowen/Surat)”; C. „Peripheral Basins”, de vârstă mezozoică și terțiară (ex.: „Gippsland and Otway”); D. „West Australian Basins”, asociate într-o mare măsură cu faliile crustale principale (ex.: „Perth, Carnarvon, Browse, Bonaparte”); E. „Miscellaneous Basins”, situate pe șelful continental nord-vestic (ex.: „Money Shoal, Arafura”).

IV. ORIENTUL APROPIAT SI MIJLOCIU (Fig. OAM – 5.1 – 5.12)


pag. 58

Date generale: În aria geografică descrisă din punct de vedere petrolifer sub denumirea de „Orientul Apropiat și Mijlociu” au fost incluse țările Israel, „Jordan”/Iordania, „Syria”/Siria, „Iraq”/Irak, „Kuwait”/Kuweit, „Saudi Arabia”/Arabia Saudită, Bahrain, Qatar, „United Arab Emirates”/Emiratele Arabe Unite (Dubai, Abu Dhabi), Oman, Yemen și Iran.

Istoria petrolului în „Orientul Apropiat și Mijlociu” începe de la „Potop” (Geneza, cap. VI), unde se menționează faptul că barca lui Noe a fost călăfătuită cu bitum.

Cercetările arheologice au pus în evidență faptul că elamiții cunoșteau utilizarea uleiurilor minerale, în special asfaltul, încă din timpul primei dinastii sumero-babiloniene.

Herodot menționează în scrierile sale faptul că la Susa era o fântână din care se extrăgeau asfalt, petrol și apă sărată.

Prima descoperire comercială de țiței din această zonă, realizată în anul 1908, a fost cîmpul petrolifer „Masjid-i-Suleiman”, în „Zagros Fold Belt”, din Iran.

Din rezervele mondiale totale, „Orientul Apropiat și Mijlociu” deține [8]: – țiței: 64% (circa 100 x 109 m3); – gaze: 34% (circa 49 x 1012 Sm3).

Cadrul geologic regional: Structura geologică a teritoriului „Orientul Apropiat și Mijlociu” este rezultatul evoluției zonei crustale și a relațiilor dintre plăcile „Eurasia”, „arabă” și „indiană” (Fig. OAM – 5.1). Linia de sutură alpină dintre „Placa arabă” și „microplăcile iraniene”, care au fost incluse în „Placa Eurasia”, delimitează în prezent două unități structurale principale: 1. „Platforma arabă” și 2. „Centura mobilă”. Zona situată la est de sutura alpină, extinsă până la linia de sutură „Elborz-Kopet Dagh”, reprezintă 3. „Domeniul iranian” (Fig. OAM – 5.2).

1. „Platforma arabă” este o placă compusă, asamblată în Proterozoic prin convergența unor arcuri insulare și microplăci continentale, cu deformări în Phanerozoic [4]. Prin această construcție, „Cratonul arab” apare ca un mozaic crustal al diverselor teritorii, cu un fundament cristalin comun, acoperit de o secțiune phanerozoică având o delimitare actuală de la marginea erodată a „Scutului arab” până în zonele de convergență „Zagros and Makran”, care o separă de microplăcile din interiorul Iranului. Cu o extindere peninsulară, „Platforma arabă” are delimitările marginale afectate de procese tectonice complexe, care includ „rifting” în zonele Marea Roșie și Golful Aden, coliziune și subducție de-a lungul liniei de sutură Zagros-Bitlis și, respectiv, Makran, și activarea faliilor din sistemul „Marea Moartă” (Fig. OAM – 5.2). 2. „Centura mobilă”, formată prin coliziunea dintre „Arabian Plate” și o parte din „Eurasian Margin”, include lanțurile muntoase Zagros și Oman, precum și ariile „foreland” respective. 3. „Domeniul iranian” cuprinde vastul teritoriu dintre lanțurile Munților Zagros, în sud vest, Kopet Dagh, în nord-est, Makran, în sud, și Alborz, în vest, cu o evoluție tectonică foarte complexă.

În general, structura teritoriului „Orientul Apropiat și Mijlociu” prezintă caracteristici zonale, descrise sub denumirea de „provincii tectonice”, cele intracontinentale fiind controlate mai ales de configurațiile mai vechi ale părților componente, iar cele marginale, de presupusa interacțiune a plăcilor regionale. Descrierile provinciilor tectonice, cu accent pe semnificația bazinelor petrolifere, sunt efectuate în cadrul referitor la țările din zonă.

Stratigrafia: După cratonizarea „Plăcii arabe”, în Proterozoic, întreaga zonă a evoluat, o lungă perioadă, ca o margine pasivă a continentului Gondwana. S-au depus secvențe alternante de roci clastice, carbonatice și evaporite, în medii de mare puțin adâncă și fluviale, străpunse local de intruziuni magmatice (Fig. OAM – 5.3).

Fundamentul actual al Peninsulei Arabice este constituit din roci din Precambrian la Cambrian, reprezentând trei secvențe orogenetice: „Kibaran, Hajaz and Najd”, episoade ale coliziunii.

Cele mai vechi sedimente, considerate precambriene [8], depuse peste fundamentul cristalin al zonei, aparțin secvenței „Huqf Group”, descris în Oman ca o alternanță de roci clastice și carbonatice cu acumulări de evaporite în partea superioară („Ara Formation”).

Baza Paleozoicului, reprezentată prin Cambrianul inferior, cuprinde o unitate masivă cu gresii continentale. Spre nordul și estul zonei urmează, în Cambrianul mediu, o succesiune de roci carbonatice depuse într-o mare de mică adâncime. Acest mediu de sedimentare s-a extins, în


pag. 59

condițiile unei platforme stabile, în cea mai mare parte a nordului Peninsulei Arabice și interiorul Iranului.

În Cambrianul superior-Ordovicianul inferior, depunerea rocilor carbonatice a continuat în interiorul Iranului, dar în partea nordică și zona centrală a Peninsulei Arabice s-au depus, în medii de la fluviatil și fluvio-deltaic la marin de mică adâncime, roci siliciclastice, cu trecere treptată, spre est, de la psamite la pelite, dominante în aria Zagros.

Ordovicianul mediu și superior, separate printr-o importantă discordanță de Ordovicianul inferior, sunt reprezentate prin nisipuri, argile, local bogate în material organic, și alte depozite siliciclastice progradate, caracteristice unor medii neuritic, estuarin sau deltaic.

În Irak, secvența Cambrian-Ordovician este constituită din cuarțite și argile, iar în Iran, din gresii parțial argiloase și roci carbonatice.

Sfârșitul Ordovicianului (Ashgillian) este marcat de o importantă discordanță, situată la baza unei secvențe glaciare cu tillite (paleomorene) și sedimente siliciclastice, mai ales gresii, depuse în văile tăiate în „Scutul arab”.

Silurianul, reprezentat prin depozite caracteristice mediilor de la marine de mică adâncime la deschise, în ariile marginale, și adânci în depresiunea îngustă din centrul Arabiei Saudite, cu argile și gresii, cuprinde două niveluri de roci sursă. Nivelul inferior (Llandoverian), denumit „hot shale”, cu argile depuse într-un mediu anoxic, este considerat unul dintre principalele niveluri de roci sursă pentru hidrocarburile din Paleozoic. Al doilea nivel (probabil Wenlockian), reprezentat tot prin argile cu un conținut ridicat de material organic, se dezvoltă în partea nordică a zonei.

Megasecvența Silurianul superior-Devonian este neuniform și neomogen distribuită, din cauza instabilității tectonice determinate de orogeneza hercinică, aceasta având influențe evidente în regiunile nordice ale zonei (eroziuni, nedepuneri). Megasecvența, cu o discordanță regională în bază, conține depozite predominant siliciclastice, formate într-un mediu continental (Arabia Saudită, Irak și Siria) și marin (Oman, Irak și Siria). În Iran, această secvență este bogată în roci carbonatice [3].

Carboniferul, marcat în bază printr-o discordanță regională, este reprezentat prin două secvențe litologice. Prima (Carboniferul inferior-mediu) cuprinde mai ales roci siliciclastice depuse în medii de la marin la continental, iar a doua (Carboniferul superior) este caracterizată prin prezența depozitelor glaciare și periglaciare (Oman, Arabia Saudită). În Iran, Carboniferul conține argile și gresii în partea inferioară și o serie alternantă cu argile și calcare, cu intercalații de calcare siltice și nisipoase, în partea superioară.

Permianul, urmând orogenezei hercinice, acoperă discordant rocile formațiunilor mai vechi, din Paleozoic și Fundament. În general, Permianul inferior conține roci siliciclastice, gresii eoliene și silturi depuse în condiții semiaride, acestora urmându-le depozite siliciclastice caracteristice unui mediu marin de mică adâncime și, zonal, lacustru („Unayzah Formation”).

Permianul superior, depus discordant, marchează deschiderea zonei oceanice „Neo-Thetys”, fiind reprezentat prin depozite predominant carbonatice („Khuff Formation”), formate în cel puțin patru cicluri depoziționale.

Triasicul (Fig. OAM – 5.4) este reprezentat printr-o secvență care include roci cu o mare variație litologică, formate în medii marine și non-marine, în condiții aride și semiaride. Triasicul inferior cuprinde roci clastice, evaporite și roci carbonatice, acumulate în condiții continentale și de litoral, într-o perioadă cu activitate tectonică slabă. Variațiile laterale ale litofaciesului pun în evidență o arie stabilă a „Scutului arab” în zonele sudică și vestică și o arie cu o mare epicontinentală de mică adâncime, cu transgresiuni periodice, în zonele nordică și estică. Triasicul mediu marchează o inundare majoră a Peninsulei Arabice, care a condus la o creștere a depozitelor evaporitice în raport cu cele clastice. În Triasicul superior, sedimentația a rămas, în majoritatea zonelor, continentală, cu depuneri de gresii cu lentile de conglomerate și argile. Evaporitele din Triasic asigură regional protecția acumulărilor de gaze din „Khuff Formation”, Permian.

Jurasicul inferior și mediu, secvențe ale unui megaciclu sedimentar (Fig. OAM – 5.5a-c), sunt reprezentate predominant prin roci carbonatice, local cu intercalații de gresii, argile și marne fosfatice bituminoase [3]. Influxul clastic este substanțial în partea vestică, iar evaporitele, prezente pe o arie din ce în ce mai restrânsă, sunt întâlnite în partea nord-vestică a platformei [11]. Jurasicul


pag. 60

superior, transgresiv, conținând mai ales roci carbonatice și anhidrite, include „Tuwaiq Mountain Limestone, Hanifa, Jubailah and Arab Formations and Hith Anhydrite”, într-o regiune extinsă a Peninsulei Arabice, dar și cu unele particularități litologice în câteva zone (Irak, Iran, Kuweit, Qatar, Emiratele Arabe Unite și Oman), fapt pentru care au denumiri diferite pentru niveluri stratigrafice echivalente.

Cretacicul poate fi descris logic [2] prin trei cilcuri sedimentare, separate prin discordanțe regionale (Fig. OAM – 5.6a). Cretacicul inferior, reprezentat prin „Thamama Group”, este considerat ca o perioadă de maximă dezvoltare a depozitelor carbonatice din Platforma arabă. Depozitele marine din partea inferioară a Cretacicului inferior lipsesc în Iran, exceptând regiunea Zagros și, parțial, zona Kopet Dagh. La începutul Cretacicului, vastul teritoriu iranian dintre aceste două zone a fost exondat. În Cretacicul mediu predomină rocile clastice pelitice, constituind „Wasia Group”. În Cretacicul superior, reprezentat prin „Aruma Group”, rocile carbonatice au o frecvență mai mare în jumătatea inferioară a secvenței, iar rocile clastice sunt mai frecvente în partea superioară.

Zăcămintele petrolifere formate în rocile rezervor legate de construcțiile recifale cu rudiști sunt frecvente în zona sudică a Golfului Persic/Arab (Fig. OAM – 5.6b).

Intervalul stratigrafic Paleogen-Miocenul mediu este reprezentat printr-o succesiune carbonatică-evaporitică având lenticularizări de influxuri clastice.

Secvența Miocenul superior-Pliocen-Pleistocen, predominant clastică, are în componență argile, gipsuri, sare, anhidrite, calcare, marne, nisipuri și gresii în partea inferioară, formând „Upper-Fars Formation”, și argile, nisipuri, gresii, conglomerate și pietrișuri în partea superioară, cuprinse în „Bakhtiari Formation”.

Tectonica: Studiile geologice regionale din zona Golfului Persic/Arab au pus în evidență trei componente geotectonice principale actuale caracteristice: „I. Arabian Shield, II. Arabian Shelf and III. Mobile Belt” (Fig. OAM – 5.7).

I. „Arabian Shield” (Scutul cristalin arab) este un vast complex de roci eruptive și metamorfice din Precambrian, care ocupă circa o treime din părțile vestică și centrală ale Peninsulei Arabice. II. „Arabian Shelf”, situat la est de Scutul cristalin, este constituit dintr-o secvență sedimentară marină de mică adâncime și o secvență continentală. În această componentă geotectonică pot fi separate trei zone structurale distincte:

a. platforma stabilă („Interior Homocline”); b. platforma instabilă („Interior Platform”); c. patru arii bazinale („A. Rab Al Khali, B. Northern Arabian Gulf, C. Dibdiba and D. Sirhan-Turaif”), cu o evoluție diferită și o extindere încă neprecizată a unora dintre ele (ex.: „Northern Arabian Gulf Basin and Dibdiba Basin”).

Zona peninsulară arabă este străbătură de trei „praguri” (Fig. OAM – 5.8a), active în Precambrian: 1. „pragul Hail-Mardin”, bifurcat, cu o componentă spre sud-estul Turciei („Mardin”) și o alta spre sud-vestul Irakului („Mosul”), 2. „pragul Qatar-Fars” și 3. „pragul Huqf-Dhofar-Hadhramaut”, în sud-estul Peninsulei Arabice, din zona Golfului Oman până în sudul Yemenului. Aceste praguri au avut un rol important în evoluția „provinciilor tectonice” ale peninsulei. În cuprinsul „platformei” au fost identificate patru bazine salifere: „1. Dhufar-Ghaba, 2. Fahud, 3. Southern Gulf, and 4. Northern Gulf”. Sarea acestor bazine a exercitat o influență majoră asupra structurii în tot Phanerozoicul, fiecare bazin având stilul propriu al tectonicii sării, cu influență asupra grosimii și litologiei formațiunilor mai tinere [3, 11]. Teritoriul descris sub denumirea de „Orientul Apropiat și Mijlociu” a înregistrat, cu intensități și efecte diferite, impactul mișcărilor orogenice din Precambrian, Infracambrian, Devonianul superior-Carboniferul inferior, Permianul superior (Ciclul hercinic) și Terțiar (Ciclul alpin). Cele mai importante activități orogenice au fost cele din Precambrian, când a fost cutată „Seria de Medina”, din Infracambrian, când a fost cutată „Seria Wadi Fatima” (încorporată în prezent în „Scutul Precambrian arabo-nubian) și din Terțiar (Ciclul alpin), care a definitivat centura cutată Zagros și a cutat catena Oman. Principalele elemente tectonice formate prin aceste activități orogenice sunt orientate NNV-SSE sau nord-sud (fig. OAM – 5.8a). Sistemele faliate


pag. 61

mari sunt considerate ca elemente tectonice care au acompaniat coliziunile de-a lungul suturilor Nabitah și Idsas. Extensiunea care a dominat în Infracambrian și Cambrianul inferior a favorizat dezvoltarea bazinelor tip „rift” și acumularea unor mari secvențe de sare. Pe Platforma arabă s-au dezvoltat sisteme de horsturi și grabene orientate nord-sud. În faza de orogeneză hercinică, în Devonianul superior-Carboniferul inferior, multe dintre structurile și blocurile tip „horst” au fost ridicate prin mișcări compresionale. În Permianul superior, „riftingul” de-a lungul suturii Zagros a determinat o nouă fază extensională, care a supus Platforma arabă la o faliere normală, de mare adâncime, cu largă răspândire. În Terțiar s-a definitivat structura actuală a teritoriului „Orientul Apropiat și Mijlociu”. Simultaneitatea coliziunii de-a lungul suturii Zagros și ridicarea regională a Arabiei de Vest, asociate cu deschiderea Mării Roșii, au înclinat întreaga cuvertură sedimentară a Platformei arabe spre est, favorizând eroziunea ei gradată, succesiv, de la formațiunile mai vechi la cele mai tinere. În zona nordică a Platformei arabe au fost identificate patru „provincii tectonice” diferite (fig. OAM – 5.8b): 1. Platoul Allepo, 2. Centura montană intracratonică a Palmyridelor, 3. Ridicarea Rutbah și 4. grupul de bazine dezvoltate la est de Fluviul Eufrat. III. „Mobile Belt”, dezvoltat la nord și est de „Arabian Shelf”, cuprinde lanțurile muntoase Zagros și Oman și ariile înguste „foreland”, cu cele mai mari câmpuri petrolifere din sud-vestul Iranului, nordul Irakului și, parțial, din Oman.

Habitatul petrolifer: Intervalul stratigrafic Carboniferul superior-Miocen din „Orientul Apropiat și Mijlociu” conține cele mai bogate habitaturi petrolifere de pe Terra. În perioadele în care au dominat apele adânci, cu un influx clastic consecvent, s-au depus, pe arii extinse, în bazine euxinice, „intrashelf”, secvențe alternante, cu roci sursă (marne, argile), roci rezervor (carbonatice și clastice) și roci protectoare (sare, anhidrite) în mediu evaporitic, întâlnite atât pe platformele carbonatice cu ape de mică adâncime, cât și în bazinele „intrashelf”, și argile depuse în perioadele de regresiune. Aranjamentul spațial dintre aceste „elemente esențiale”, evoluția în timp a maturizării rocilor sursă, precum și formarea diferitelor tipuri de „capcane” explică distribuția actuală a zăcămintelor de petrol din zonă.

În lucrările de sinteză elaborate pentru „Arabian-Iranian Basin System” sunt menționate, în mod obișnuit, cinci (I-V) habitaturi petrolifere principale sau „play-uri majore” (Fig. OAM – 5.9a):

I. Terțiar-Cretacicul superior; II. Cretacicul mediu-inferior; III. Cretacicul mediu-inferior; IV. Jurasic; V. Triasicul inferior-Paleozoic.

Datele obținute prin activitatea de explorare din ultima perioadă au completat imaginea distribuției stratigrafice de interes petrolifer cu secvențe locale din Precambrian, în Oman, dar mai ales din Triasicul superior, în Irak, Siria, Israel și Iordania (Fig. OAM – 5.9b).

Intervalele stratigrafice importante din punct de vedere petrolifer au o extindere deosebită în „Orientul Apropiat și Mijlociu”. Pentru a putea fi reprezentate într-un mod sistematic și cât mai util pentru continuarea lucrărilor de explorare, aceste intervale, grupate în habitaturi, au fost subdivizate, pe baza unor diferențieri interne semnificative, în „play”-uri (Fig. OAM – 5.10 – 5.12). Caracteristicile acestor „play”-uri au fost analizate în numeroase lucrări. Urmărindu-se succesiunea lor, din partea inferioară a coloanei stratigrafice, apar mai clare aceste caracteristici și pot fi evaluate mai realist potențialele lor.

În Paleozoic („habitatul” V) au fost descrise cinci „play”-uri: 1. Khuff și 2. Unayzah-Gharif, din Permian, 3. Devonian, 4a. „Harisah Gravity-flow”, din Ordovicianul superior (Caradocian), și 4b. „Haima Deep-gas”, din intervalul stratigrafic Ordovician-Devonian [8].

1. „Khuff Play” (Permianul superior), predominant gazifer, este considerat cel mai mare obiectiv litostratigrafic de gaze libere din lume (circa 750 x 1012 ft3, respectiv circa 21 230 x 1012 Stm3). Acest „play” cuprinde patru unități de roci rezervor, corespunzând la patru cicluri depoziționale. Fiecare ciclu începe cu roci carbonatice (calcare, dolomite), transgresive, și se


pag. 62

încheie cu anhidrite, regresive. Ciclurile mai tinere sunt, progresiv, mai subțiri, reflectând descreșterea spațiului depozițional, în timp. Rocile rezervor sunt reprezentate prin „oolitic grainstones and dolomudstones”, răspândite în funcție de condițiile de sedimentare. Calitatea rocilor rezervor variază de la „excelent” la „slab”, depinzând de nivelul de dolomitizare, gradul de fisurare și intensitatea cimentării (în special prin anhidrite). În multe zone, porozitatea rocilor rezervor este duală (matrice + fisuri). Adeseori însă, compactizările apar brusc în cadrul rezervoarelor. Rocile protectoare sunt reprezentate, în majoritatea zonelor, prin anhidrite și, mai ales, prin evaporitele secvenței triasice. Sursa gazelor din această formațiune geologică este încă în discuție, însă poate fi atribuită formațiunilor mai adânci: Silurian (argile), Devonian-Carbonifer („Ora Shale”, în Irak). Migrația hidrocarburilor pe verticală a fost favorizată de reactivarea faliilor hercinice. În unele zone (ex.: în Abu Dhabi), „Khuff Formation” poate conține surse petrolifere proprii. Tipul capcanelor este predominant stratigrafic, dar pot fi întâlnite și capcane structurale. Calitatea gazelor depinde de conținutul în gaze non-hidrocarburi (CO2, H2S și N2). Zăcămintele de petrol din „Khuff Play” sunt cunoscute în Qatar, Iran, Oman, Arabia Saudită, Abu Dhabi. Cele mai mari câmpuri petrolifere (în paranteze, anii descoperirilor) sunt:

– Bahrain: „Awali” (1932, țiței, 1949, gaze); – Arabia Saudită: „Dammam (1938), Khurais (1957)”; – Abu Dhabi: „Umm Shaif (1958)”; – Qatar: „Maydan Mahzam (1963), North Dome” (1971, gaze).

2. „Unayzah/Gharif Play” (Permian), cu primul zăcământ de țiței descoperit în anul 1972, în „Gharif Formation”, pe structura „Ghaba North” (Oman). În anul 1982 s-au obținut, din „Unayzah Formation”, gaze, în partea sudică a structurii Ghawar, și țiței ușor, în 1989, pe structura Hawtah (Arabia Saudită). Rocile sursă nu au fost identificate. Se presupune că hidrocarburile din acest „play” au fost generate în zonele adânci, din care au migrat circa 200 km spre vest, respectiv spre marginea bazinului. Rocile rezervor din acest „play” sunt reprezentate prin gresii, cu dezvoltare discontinuă și calități depinzând de gradul de sortare al granulelor și de cantitatea cimentului, alcătuit din cuarț diagenetic, kaolinit și illit/smectit. Proprietățile fizice ale rezervoarelor sunt apreciabile, porozitatea efectivă de până la 30% și permeabilitatea absolută de peste 1 000 mD, în special în faciesul grezos, eolian. „Unayzah Formation” include trei „sandstone reservoirs”, cunoscute în zonă sub denumirile informative A, B și C, separate de „siltstone and mudstone”. Rocile protectoare sunt reprezentate de argilele din baza „Khuff Formation”. Capcanele sunt structurale și stratigrafice. Țițeiurile, în general ușoare, au densități de 48-53 °API (0,788-0,767 kg/dm3). În timpul explorării, în majoritatea zăcămintelor, apa a fost activă. Prin lucrările de explorare efectuate pentru acest „play” au fost descoperite 18 câmpuri petrolifere (țiței și gaze) de-a lungul „Hawtah and Nuayyim Trends” (Arabia Saudită). 3. „Devonian Play” a fost pus în evidență în anul 1980, printr-o sondă care, la o testare a gresiilor „Jauf” (Devonian), în zona terminației nordice a structurii Ghawar, a produs gaze. În anul 1994 a fost confirmată importanța economică a acestui „play”, prin descoperirea gazelor pe flancul vestic, în zona centrală a structurii Ghawar. Rocile rezervor, reprezentate prin gresiile din „Jauf Formation”, depuse în condiții „shallow-marine”, au porozitatea medie de circa 25%, dar cu un conținut ridicat în illit, ceea ce determină valori ridicate ale apei interstițiale. 4a-b. „Cambrian-Ordovician Plays” sunt caracteristice mai ales pentru Oman, unde, deși lipsește secvența argiloasă („hot shales”) din Silurian, au fost descoperite importante acumulări de hidrocarburi, într-o varietate de „play”-uri, în rocile siliciclastice din secțiunea atribuită acestui interval stratigrafic. Următoarele două exemple pot fi considerate ilustrative.


pag. 63

4a. „Hasirah Gravity-flow Play” (Ordovicianul superior) este descris în „onshore”-ul zonei centrale din Oman. Rocile rezervor sunt nisipuri deltaice sau estuarine care trec, spre centrul bazinului, în depozite marine nediferențiate, „mudstone-claystone” și depozite „sandy gravity-flow” interstratificate, cu discontinuități laterale, depuse în medii „outer-shelf”. Calitatea rezervoarelor, cu adâncimea medie de circa 3 000 m, este foarte bună, porozitatea efectivă ajungând până la 32%. Natura mediului depozițional a favorizat formarea capcanelor stratigrafice. Diapirismul a creat și capcane structurale. 4b. „Haima Deep-gas Play” (Ordovician-Devonian) cuprinde o secvență clastică de nisipuri și gresii deltaice și fluviatile (tip „braid-delta”), conținând și intercalații în facies heterolitic marin de mică adâncime, depuse în perioadele de transgresiune. Profilul-tip este descris în Oman [3, 7, 8], unde peste „Haima Group” se dezvoltă „Haushi Group”, o secvență cu nisipuri glaciare și fluviale din Carbonifer-Permian. Ambele grupuri înregistrează o mare variație laterală în calitatea de rocă rezervor, ca o consecință a implicării variatelor faciesuri depoziționale, în care conținutul în montmorillonit și kaolinit variază între 1 și 31%. În general, valorile medii ale proprietăților fizice ale rocilor rezervor sunt cuprinse între 8 și 10% pentru porozitate și 1 000-2 000 mD pentru permeabilitate Hidrocarburile din acest „play” au ca posibile roci sursă sedimentele carbonatice argiloase din „Khufai Formation (Huqf Group)” și, eventual, din Jurasic sau Cretacicul inferior. Rocile protectoare pentru acumulările petrolifere din „Haima Group” sunt reprezentate prin argilele din „Al Khlata Formation (Haushi Group)” sau „Nahr Umr Formation” (Cretacicul mediu), iar pentru acumulările din „Garif Formation (Haushi Group)”, fie de „Khuff Red Beds” (Permianul superior), fie de „Nahr Umr Formation”. Capcanele acestui „play” sunt predominant de tip combinat, structural-stratigrafic, adeseori asociate diapirelor de sare.

Prima descoperire din Cambrian (Precambrian?), descrisă de Riemens and de Jong, în anul 1985 [3], a fost „Birba Oil Field”, din „Ara Salt Formation (Huqf Group)”, iar prima descoperire din „Haima Group”, menționată în anul 1989 [8], a fost „Barik Field” (gaz condensat), din Oman, cu acumulări în „Barik Sandstone” (Ordovicianul inferior).

În Ordovicianul superior sunt menționate descoperiri în Arabia Saudită („Dilam, Abu-Jifan, Kahf”) și Iordania („Wadi Sirhan 4, Risha”), unde, sub argilele siluriene (roci sursă și protectoare), s-au format mai ales zăcăminte de gaze.

Pentru „Haima Play”, marea problemă este calitatea slabă a rezervoarelor, mai ales în părțile mai adânci ale bazinului, din cauza gradului ridicat de compactizare și a cimentului silicios.

În Triasic (Fig. OAM – 5.4), acumulările de hidrocarburi descoperite până în prezent sunt mai puține (Fig. OAM – 5.11). Din sinteza informațiilor obținute rezultă însă faptul că Triasicul este un obiectiv de mare importanță pentru explorare în nordul Platformei arabe.

În Siria, unde explorarea rezervoarelor triasice datează din anii ’60 ai secolului trecut, au fost descoperite câmpurile petrolifere „Souedia, Rumailan (gas condensate), Karatchok, Hamza, Jebbissa, Tishreen”, cu zăcăminte în „Kurra Chine Formation”, având caracteristici de rocă rezervor și rocă sursă, precum și câmpurile petrolifere din „Euphrates Graben”.

În Irak, câmpul petrolifer „Butmah”, menționat ca prima descoperire, în anul 1952, are zăcăminte de țiței ușor în „Kurra Chine Formation”, alcătuită din calcare (roca rezervor), cu intercalații de dolomite și argile (roca sursă). Mai sunt menționate, pentru Triasicul superior, câmpurile petrolifere „Alan and Sufaiya” (gaze), precum și rezultatele favorabile din diferite sonde (ex.: „Ibrahim-1”).

În Israel sunt menționate 18 sonde cu probe pozitive, dar cu debite neeconomice de țiței, precum și trei sonde cu gaze („Heimar-1, Lot-1 and Zohar-8”). Obiectivul principal pentru explorare este „Ra’af Formation”.

În Abu Dhabi (Emiratele Arabe Unite) se apreciază că „Jilh Formation”, cu un conținut mare de kerogen humic, reprezintă o sursă minoră de gaze.

În Iran, în zona „Zagros Fold Belt”, provinciile Luristan, Khuzestan și Fars, intervalul stratigrafic Paleozoic-Triasicul inferior („habitatul V”) include în sistemul petrolifer rocile sursă (carbonatice și


pag. 64

siliciclastice) din „Supra-Hormuz Formation” (Cambrian) și „Gahkum Formation” (Silurian), rocile rezervor (calcare și dolomite) din „Deh Ram Group (Dalan Formation)”, în provincia Fars, cu rocile protectoare „Dashtak Evaporites” (Triasic).

Jurasicul („habitatul IV”) este accentuat divizat din punct de vedere petrolifer (Fig. OAM – 5.5a-c). În Jurasicul inferior, secvența productivă reprezentată prin „Hamlah (Marrat) Formation” conține roci carbonatice argiloase („mudstones and wackestones”) având proprietăți fizice moderate (ex.: în „Saih Rawl Field”, din Oman). Jurasicul mediu este un important obiectiv productiv în Arabia Saudită, Qatar și Abu Dhabi (Emiratele Arabe Unite). În Arabia Saudită, intervalul productiv principal este reprezentat prin „Dhruma Formation”, cu roci rezervor carbonatice (calcare de apă puțin adâncă). Partea superioară a acestei formațiuni („Fadhili Reservoir”) cuprinde un facies calcarenitic având importante zăcăminte în câmpurile petrolifere „Qatif, Fadhili and Khurais”, descoperite, în ordine, în anii 1945, 1949 și, respectiv, 1957.

În Qatar și Abu Dhabi, acumulările de petrol din Jurasicul mediu sunt localizate în „Araej Formation”, constituită dintr-o alternanță ciclică de roci carbonatice, „packestones” sau „grainstones” cu „mudstones” sau „wackestones”, acumulate pe o „rampă carbonatică”. Cele mai importante zăcăminte descoperite în această formațiune sunt în câmpurile petrolifere „Dukhan (1940), Maydan Mazham (1963) and Bul Hanine (1970)”, din Qatar, și „Umm Shaif (1958)”, din Abu Dhabi, precum și în câmpurile gazifere din „offshore: Hair, Dalmah, Jarnain, Satah, Ghasha and Zakum”, din Abu Dhabi.

În Abu Dhabi, rocile sursă pentru acumulările de petrol din „Araej Formation” sunt localizate în „Izhara and Minjur Formations” (pentru gaze).

În Irak și Iran, Jurasicul mediu este reprezentat prin „Sargelu Formation”, conținând calcare bituminoase, calcare dolomitice și intercalații subțiri de argile, depuse într-un bazin euxinic „intrashelf”, în Irak, și „lime mudstones” și argile, parțial bituminoase, depuse în același bazin, dar în zone mai adânci, în Iran. Această formațiune conține principala rocă sursă în ambele țări, pentru hidrocarburile sistemelor petrolifere din „Jurassic Play”.

În provincia Fars (Iran), rocile sursă din Jurasicul mediu sunt localizate în „Izhara Formation”. În Jurasicul superior, principalele acumulări de hidrocarburi din „Orientul Apropiat și Milociu” sunt

în „Arab Formation”, separată, de sus în jos, în zonele de la „Arab A” la „Arab D” sau în echivalentele lor.

În Arabia Saudită sunt menționate numeroase rezervoare cu roci carbonatice (calcar-calcarenit), în „Tuwaiq Mountain Formation” (ex.: câmpurile petrolifere „Abu Hadrya and Berri”, cu porozități de matrice, „Fadhili and Qatif”, cu prorozități secundare) și „Jubailah and Arab Formations” (ex.: câmpurile petrolifere „Abqaiq, Abu Safah, Dammam, Fadhili, Khurais, Khursaniyah, Qatif and Ghawar”).

În „Hith Formation” a fost descoperit până în prezent numai câmpul petrolifer „Manifa”, în „Manifa Zone”, o secvență poroasă din partea superioară a acestei formațiuni, predominant evaporitică.

În Abu Dhabi („offshore”), principalele rezervoare sunt în „Arab D”, cu cele mai importante câmpuri petrolifere „Umm Shaif, El Bunduq and Abu Al Bukhoosh”.

În Bahrain, în „Arab D Reservoirs”, este menționat câmpul petrolifer „Awali”. În Qatar, acumulările petrolifere sunt în rezervoarele „Arab C and D”, în „onshore” (câmpul

„Dukhan”) și „Arab Formation”, în „offshore” (câmpurile „Idd el Shargi, Maydan Mahzam and Bul Hanine”).

În Iran („offshore”) au fost puse în evidență acumulări de petrol în rezervoarele din „Arab A+B” (câmpul „Rostam”) și „Arab D” (câmpurile „Sassan and Rakhash”).

Rocile sursă pentru hidrocarburile acumulate în Jurasicul superior sunt considerate ca aparținând unor secvențe cu roci bituminoase (calcare argiloase, marne, argile) din Bathonian-Kimmeridgian (Jurasicul mediu și superior), din „Tuwaiq Mountain and Hanifa Formations” (Arabia Saudită), „Dyab/Dukhan Formation” (Abu Dhabi), „Hanifa Formation” (Qatar) și „Naokelekan Formation” (Irak).

Rocile protectoare sunt reprezentate prin evaporitele din „Hith Formation” (Jurasicul superior) și anhidritele din „Arab Zones”.

În Cretacicul inferior și mediu („habitaturile III + II”) se disting două secvențe stratigrafice importante din punct de vedere petrolifer: „Thamama Group”, din Cretacicul inferior, și „Wasia


pag. 65

Group”, din Cretacicul mediu (Fig. OAM – 5.6a). „Thamama Group” cuprinde în partea superioară o unitate sedimentară formată în condiții depoziționale complexe, „Shu’aiba Formation”, care constă din „bioclastic packestones” la „grainstones” și „rudist limestone”, cu nivelurile bazale din corali și „algal boundstones”, adițional „lime mudstones and wackestones”.

Studiile regionale au pus în evidență importante câmpuri petrolifere în Cretacic (Fig. OAM – 5.10). Astfel, în „Shu’aiba Formation (Thamama Group)” sunt menționate câmpurile petrolifere din:

– Emiratele Arabe Unite: „Bu Hasa, Sajaa, Margham, Mubarek, Umm Shaif, Jarn Yaphour, Zibara, Mandous, Zarrara”; – Arabia Saudită: „Shaybah” (extindere „Zarrara”); – Qatar: „Idd El Shargi” (1960), cu porozități de 12-32% și permeabilități de 1-50 mD; Oman: „Al Huwaisah, Yibal, Wadi Rafash, Lekhwair”; – Iran:

a. „Shu’aiba Formation: Rostam (1966), Rakhash (1969)”; b. „Fahliyan Formation (Fars Province): Sallakh, Suru, Kharg, Island, gas”.

În Abu Dhabi (Emiratele Arabe Unite) se consideră că țițeiul din „Shu’aiba Formation” a fost generat de o prolifică secvență jurasică („Diyab Formation”), cu kerogen tip II/I.

„Wasia Group”, din Cretacicul mediu, include secvențele petrolifere a. „Mauddud Formation” (Albian-Cenomanian) și b. „Mishrif Formation” (Cenomanian).

a. „Mauddud Formation” este o secvență carbonatică de „shallow-water”, cu extindere în „Arabian Basin” și Irak, caracterizată ca rezervor printr-o combinație a dolomitizării și fisurării. Porozitatea rocilor rezervor este atribuită acțiunilor combinate ale dolomitizării, fisurării și dizolvării (uneori cu carstifieri). În distribuția regională a zăcămintelor au fost identificate două provincii petrolifere principale: 1. nordică și 2. sudică.

1. Provincia de nord cuprinde câmpurile petrolifere din nordul Irakului: „Kirkuk, Ain Zalah, Bai Hassan, Jambur, Khabbaz” ș.a., cu un sistem petrolifer eficient, „Upper Qamchuqa Formation” (echivalent „Mauddud”), ca rezervor, și o secvență pelagică din Jurasic-Cretacic, „Chia-Gara-Balambo Formations”, cu adausuri indigene, ca roci sursă. 2. Provincia sudică, mai complexă, cu probleme încă nerezolvate în privința sistemelor petrolifere, include câmpuri din mai multe țări ale Golfului (cu denumiri locale ale formațiunii productive echivalente):

– Irak (zona sudică): „Ratawi” (cu țițeiuri grele), „Badra” (pe granița cu Iranul); – Kuweit: „Raudhatain, Sabriya, Bahra” (cu țițeiuri grele), „Dorra, Mutriba, Medina”; – Arabia Saudită („offshore”): „Marjan, Hasba and Safaniya (onshore)”; – Bahrain: „Awali”; – Oman: „Fahud, Natih”; – Qatar: „North Dome”; – Emiratele Arabe Unite: „Sharja A-1”.

Proprietățile fizice ale rocilor rezervor diferă pe zone și câmpuri petrolifere, valorile cel mai des întâlnite fiind:

– porozitatea de 10-35% (în „North Dome” chiar 40%); – permeabilitatea de 10-110 mD (în „North Dome” sunt menționate și valori de 0,2 mD).

b. „Mishrif Formation” reprezintă o secvență depusă într-un mediu de apă liniștită, de mică adâncime, de la platformică spre lagunară, cu treceri de la „shelf-edge barrier” la mare adâncă. Rocile rezervor, cuprinzând „grainstones, packestones and wackestones”, uneori bioclastice, sunt caracterizate prin tipuri variate de porozități (fisural, vacuolar, moldic, intergranular), având valori de 10-35% și permeabilități de 2-1 600 mD. De exemplu, rocile rezervor din câmpurile petrolifere „Rumaila and Zubair” (Irak), de tip „granular”, au porozități medii de 16%, respectiv 9%. Principalele câmpuri petrolifere cu zăcăminte în „Mishrif Formation” (sau echivalente, ex.: „Natih Formation”, în Oman) sunt:


pag. 66

– Oman: „Fahud, Malik, Wadi Aswad”; – Emiratele Arabe Unite: „Fateh, Saleh, Umm Al Dalkh”; – Irak: „Rumaila, Zubair”; – Bahrain: „Awali (1932)”; – Arabia Saudită: „Dammam (1938), Manifa (1957)”; – Iran:

a. „Mishrif Formation: Sasan (1965), Rostam”; b. „Sarvak Formation: Ahwaz, Bibi Hakimeh, Binak, Gachsaran, Marun, Ramshir, Rag-e-Safid, Serveston”.

Într-o sinteză foarte concentrată referitoare la „habitaturile III + II” din „Zagros Fold Belt” se pot considera următoarele:

– Principalele roci sursă din Cretacicul inferior sunt argilele și rocile carbonatice din „Garau and Kazhdumi Formations”, în provinciile Luristan și Khuzestan, și rocile carbonatice din „Shu’aiba and Dariyan Formations”, în provincia Fars, în care sunt menționate și rocile sursă carbonatice din „Shilaif Formation”, Cretacicul mediu. – Rocile rezervor sunt reprezentate prin rocile carbonatice marine din „Khami Formation”, în provincia Khuzestan, și rocile calcaroase din „Fahliyan Formation”, în provincia Fars, în Cretacicul inferior, și prin rocile carbonatice marine din „Servak Formation (Bangestan Group)”, în Cretaciul mediu, în provincia Khuzestan. – Rocile protectoare, predominant argiloase, sunt reprezentate prin „Garau, Gadvan and Kazhdumi Formations”, din Cretacicul inferior, și „Ilam and Gurpi Formations”, din Cretacicul mediu, în provincia Fars. În Cretacicul superior și Terțiar („habitatul I”), sistemele petrolifere sunt localizate în „Zagros Fold Belt” (Fig. OAM – 5.12). – Rocile sursă, reprezentate mai ales prin argile, aparțin unei secvențe din Paleocen-Eocen, „Pabdeh Formation”, cu un grad corespunzător de maturizare în provinciile Luristan și Khuzestan, dar imature, ca și argilele din „Laffan Formation”, Cretaciul superior, în provincia Fars. – Rocile rezervor sunt carbonatice și siliciclastice, incluse în „Asmari Formation”, Oligocen-Miocen. – Rocile protectoare sunt evaporitele secvenței „Gachsaran Formation (Fars Group)”, din Miocen.

Cele mai cunoscute câmpuri petrolifere, cu importante zăcăminte în Cretacicul superior-Miocen, sunt (Fig. OAM – 5.11): „Ahwaz, Agha Jari, Gachsaran, Marun, Rag-e-Safid, Bibi Hakimeh, Gulkari, Kilurkkarim, Nargesi” ș.a., care, împreună, dau 90% din producția de țiței realizată în „Zagros Fold Belt”.

Proprietățile fizice caracteristice ale rocilor rezervor din secvența „Asmari Formation” sunt porozitatea efectivă de 5-15% și permeabilitatea absolută de circa 30 mD. Sistemul fisural-alveolar-cavernos crește permeabilitatea la câțiva darcy. V. AFRICA (Fig. AFR – 5.1 – 5.16)

Date generale: Africa, având o suprafaţă continentală totală de 30,3 x 106 km2, este acoperită

în proporţie de 50% (15,15 x 106 km2) de bazine sedimentare. Într-o lucrare recentă, publicată sub forma unei sinteze, sunt menţionate 83 de bazine [4]. În harta elaborată de „Orăşianu and Popescu” sunt menţionate 101 bazine, cu 67 de sub-bazine) [18].

În lucrarea amintită [4], din cele 83 de bazine (Fig. AFR – 5.1), unele cu o evoluţie policiclică, au fost recunoscute ca aparţinând, după geneza lor, în conformitate cu clasificările Kingston et al. (1983) şi Klemme (1975), tipurilor primare 71 de bazine (14 „Interior Sag”, patru „Foreland or Marginal Sag/Interior Sag”, 34 „Interior Fracture” şi 19 „Marginal Sag”) şi tipurilor secundare 12 bazine (două „Deltaic Sag” şi 10 „Wrench modified”), la care pot fi adăugate şi două bazine „Fold Belt”.


pag. 67

Lucrările de explorare au evidenţiat, până în prezent, 33 de bazine cu indicaţii petrolifere, dintre care 20 au câmpuri petrolifere în producţie.

Aprecierile privind „maturitatea cercetărilor” individuale privind bazinele sedimentare din Africa au fost efectuate numai pe 63% dintre acestea, gradul determinat al maturizării reprezentând:

– foarte mature: 2% (ex.: „Niger, Gulf of Suez”); – mature: 7% (ex.: „Illizi, Gabon, Congo”); – semimature: 9% (ex.: „Sirte, Ghadames”); – imature: 45% [ex.: „Zaire Basin” (RD Congo), „Taoudenni Basin” (Mali); B. Popescu, comunicare personală].

Estimările efectuate, provenind din diferite surse, au evaluat, în anul 2001, rezervele totale dovedite ale Africii între 86 x 109 BOE şi 100,5 x 109 BOE [4], reprezentând circa 7% din rezervele Terrei. Principalele rezerve, descoperite până în anul 1984, sunt localizate în Libia, Algeria, Nigeria, Egipt, Angola, Tunisia, Gabon, Sudan, Camerun, Congo ş.a. [4].

Primele câmpuri petrolifere descoperite în Africa au fost „Ain Zeft” (1875), din Algeria, „Gemsa (1907), Hurghada (1913) and Abu Durba (1918)”, din Egipt.

Lucrările de explorare efectuate în perioada 1920-1940 au extins descoperirile din Egipt şi au pus în evidenţă prezenţa petrolului în Maroc, iar cercetările din perioada 1941-1960 au identificat bogatele bazine petrolifere din Libia, Nigeria, Camerun, Gabon, Angola ş.a.

Principalele caracteristici ale tipurilor de bazine din Africa: I. INTERIOR SAG BASINS

Tipul de bazin „Interior Sag”, format printr-o prăbuşire termală, aproape circulară, a crustei

continentale („intracratonic downwarp”), are dimensiuni mari, nu este foarte adânc şi conţine sedimente marine şi non-marine aparţinând, în multe cazuri, Paleozoicului. Uneori, acest tip de bazin, care reprezintă un singur ciclu al dezvoltării tectonice, se poate suprapune peste un tip de bazin „Interior Fracture Sag”.

Din categoria bazinelor „Interior Sag” a fost descris ca reprezentativ [4] „Illizi Basin” (Fig. AFR – 5.2a-b).

Dezvoltat în partea sud-estică a Algeriei, „Illizi Basin”, separat de „Ghadames Basin”, situat la nord, printr-o creastă a fundamentului orientată est-vest, conţine o succesiune predominant clastică de sedimente din Paleozoic, acoperite discordant („Hercynian Unconformity”) de o importantă secvenţă sedimentară din Mezozoic (Fig. AFR – 5.2b).

Tectonica acestui bazin este mult influenţată de reactivarea faliilor şi mişcarea neuniformă a blocurilor fundamentului. Majoritatea anticlinalelor, frecvente mai ales pe marginea sudică a bazinului (depresiunea „Fort-Polignac”), sunt legate de faliile reactivate, dar unele se pot datora intruziunilor magmatice sau „pragurilor” fundamentului.

Sistemul petrolifer cuprinde elementele esenţiale: principalele roci sursă, reprezentate prin argilele din Silurian („Tannezzuft Formation”), rocile rezervor, cu gresii şi nisipuri din Cambrian-Ordovician, Devonian, Carbonifer şi Triasic, şi rocile protectoare, reprezentate prin argilele interstratificate.

Rocile rezervor au proprietăţi diferite: cele din Devonian, Carbonifer şi Triasic, de exemplu, prezintă porozităţi de până la 25% şi permeabilităţi care variază de la circa 100 mD la câteva mii de mD, însă cele din Cambrian-Ordovician au porozităţi de 5-8%, rar mărite prin crearea unui sistem microfisural.

Gradientul geotermic din acest tip de bazine este mic. Primul câmp petrolifer descoperit în „Illizi Basin” a fost „Edjeleh” (1956), dar cel mai mare este

„Zarzaitine” (1957), cu mari rezerve iniţiale (circa 143 x 106 m3 ţiţei şi circa 80 x 109 Sm3 gaze). Dintre cele 14 bazine sedimentare din Africa considerate de tipul „Interior Sag” [4] poate fi

menţionat ca reprezentativ şi „Cuvette Congolaise or Zair Basin” [B. Popescu, comunicare personală]. În cadrul sintezei referitoare la bazinele sedimentare din Africa [4] se subliniază faptul că 14 din cele

83 de bazine sunt de tipul „Interior Sag”, reprezentând circa 17% din numărul total şi ocupând 29% (circa 4,4 x 106 km2) din suprafaţa totală atribuită bazinelor sedimentare (15,15 x 106 km2).


pag. 68

II. FORELAND BASIN

Tipul „Foreland Basin”, cuprinzând bazinele „Marginal Sag” [4], care acoperă adesea bazine

„Interior Sag”, este creat ulterior formării unei centuri cutate de-a lungul marginilor plăcii convergente sau conservatoare. Acest tip de bazin, cu o dezvoltare tectonică policiclică, este cunoscut şi sub denumirea de „Marginal Sag/Interior Sag” şi reprezintă majoritatea tipului de bazine primare de pe Terra (peste 75%).

În Africa, tipul „Foreland (or Marginal Sag/Interior Sag) Basin” este reprezentat numai de patru bazine (circa 5% din numărul total), ocupând 7% (circa un milion km2) din suprafaţa totală (15,15 x 106 km2), însă cu producţie de petrol de 75% din aceste bazine, toate din Algeria.

Exemplele reprezentative din Africa pentru tipul „Foreland (or Marginal Sag/Interior Sag) Basin” sunt „Ghadames and Qued Mya Basins”. Paleozoicul din ambele bazine, formând un „Interior Sag Basin”, este trunchiat de discordanţa hercinică şi acoperit cu depozitele din Mezozoic, care formează un „Marginal Sag Basin”.

În Algeria, cele mai mari câmpuri petrolifere sunt situate în aceste bazine [20]. „Ghadames Basin” (Fig. AFR – 5.2a-b), cu dezvoltare în Algeria, Libia şi Tunisia, include câmpul petrolifer super-gigant „Hassi Messaoud”, iar în „Triassic Basin” (extindere „Qued Mya Basin”) este localizat câmpul gazifer super-gigant „Hassi R’Mel” (Fig. AFR – 5.3a-b).

În „Ghadames Basin”, petrolul este acumulat în gresiile fisurate din Cambrian şi gresiile eterogene, mai ales pe verticală, din Ordovician. În „Qued Mya Basin”, obiectivele productive sunt gresiile şi nisipurile din Triasicul superior, depus discordant peste Paleozoic. În ambele bazine, rocile sursă principale sunt argilele din Silurian, iar roca protectoare principală este secvenţa evaporitică din Triasic.

În Africa de Sud se dezvoltă „Karroo Basin”, încadrat şi el în tipul „Foreland (or Marginal Sag/Interior Sag)”. Acest bazin, cu o suprafaţă de 570 000 km2, este încadrat într-o grupă cu slabe perspective, din cauza stadiului imatur al rocilor argiloase din Permian, considerate „potenţial roci sursă”. De asemenea, studiile regionale efectuate au evidenţiat faptul că rocile cu aspecte caracteristice de posibile „roci rezervor” prezintă slabe condiţii de acumulare şi prezervare, din cauza efectelor modului de acoperire şi a diagenezei. III. INTERIOR FRACTURE BASINS

Bazinele de tipul „Interior Fracture” sunt reprezentate, în mod obişnuit, printr-un ansamblu

structural „horst-graben”, extensional, alungit, de mici dimensiuni. În Africa, tipul „Interior Fracture Basins” include 34 de bazine (circa 41% din numărul total),

acoperind 18% (circa 2,7 x 106 km2) din aria totală (15,15 x 106 km2) a bazinelor sedimentare. Din numărul total al bazinelor „Interior Fracture” din Africa, până în prezent, 6% sunt în producţie, 26% sunt slab explorate şi 68% sunt neexplorate [4].

Cele mai renumite bazine din Africa incluse în tipul „Interior Fracture” sunt: a. „Gulf of Suez (Egipt), b. Sirte (Libia), and c. Interior Central African Rift System” [4].

a. „Gulf of Suez Basin” este o unitate structurală majoră formată ca o consecinţă a unui proces de „rifting” determinat de ajustarea termală a zonei afectate de două mari sisteme de fracturi, Aqaba, lateral dreapta, şi Suez, lateral stânga. Golful Suez este o depresiune alungită (lungimea de circa 350 km și lăţimea de 60-80 km), despre care se consideră că s-a dezvoltat ca o parte a „Red Sea-Gulf of Suez Rift System” (Fig. AFR – 5.4a). Ca unitate structurală, este un bazin compus, caracterizat prin două stadii de dezvoltare, „pre-rift” şi „syn-rift”, separate printr-o fază de activitate vulcanică şi tectonică rupturală (falire). „Riftingul” a afectat un graben incipient la finele Oligocenului-începutul Miocenului. În perioada „pre-rift” s-au depus sedimente predominant psamitice în intervalul stratigrafic de la Paleozoic la Cretacicul inferior şi predominant carbonatice în intervalul Cenomanian-Eocen. Stadiului „syn-rift” îi sunt atribuite două unităţi litologice principale: una inferioară, predominant clastică (gresii, argile,


pag. 69

conglomerate, calcare, evaporite), şi una superioară, predominant evaporitică (anhidrite, argile, nisipuri). Activitatea tectonică a însoţit continuu procesul de „rifting”. Desfăşurată cu intensităţi diferite, a produs şi numeroase discordanţe, unele cu o importanţă deosebită în formarea capcanelor. La limita Miocen-Pliocen s-a înregistrat o ridicare majoră a marginilor bazinului. Sistemul petrolifer al „Gulf of Suez Basin” este condiţionat într-o foarte mare măsură de procesele sedimentare şi tectonice din Neogen. Capcanele, predominant structurale (Fig. AFR – 5.4b), conţin zăcăminte de petrol în roci rezervor mai vechi, cele mai multe din stadiul „pre-rift” (Paleozoic-Mezozoic), din roci sursă predominant mai tinere (Eocen-Miocen), protejate de niveluri mai ales evaporitice şi argiloase din Miocen. b. „Sirte Basin” s-a format într-o fază principală de prăbuşire în „Sirte-Tibesti Arch”, începută în Cenomanian [21]. Într-o descriere generală (Fig. AFR – 5.5a), se poate spune că în cadrul acestui bazin s-au format cinci grabene importante („Hun, Zallah-Tumayam, Maradah, Ajdabiya and Hameimat”), separate de patru platforme principale („Waddan, Zahrah-Bayda, Zaltan and Amal-Jalu”). „Sirte Basin”, un ansamblu structural „frământat”, dominat de horsturi şi grabene, a avut o influenţă hotărâtoare asupra sedimentării şi formării capcanelor (Fig. AFR – 5.5b). Horsturile, constituite adeseori din blocuri faliate, au favorizat construcţiile recifale, principalele roci rezervor din bazin, şi au creat condiţii favorabile pentru formarea capcanelor structurale şi stratigrafice, iar grabenele au acumulat argile, care reprezintă importante roci sursă petrolifere. Evoluţia bazinului cu acest cadru geologic complex a condus la o distribuţie neuniformă, dar bogată, a elementelor sistemelor petrolifere (Fig. AFR – 5.5c). c. „Interior Central African Rift System” cuprinde o vastă şi complexă reţea de falii din Cretacicul inferior, care delimitează bazine şi sub-bazine sedimentare din Nigeria, Niger, Ciad și Republica Centrafricană, denumite „West and Central African Rift System”. Bazinele au o evidentă tendinţă de legătură între ele (Fig. AFR – 5.6a-b). În multe lucrări [9, 16, 22], această legătură este extinsă până în zona estică africană, din Sudan până în Kenya (Fig. AFR – 5.6a), în care a fost pus în evidenţă un sistem faliat, bifurcat, orientat aproximativ nord-sud, cunoscut sub denumirea de „East African Rift System”. Denumirea de „un sistem” atribuită acestor ansambluri structurale complexe a fost determinată de asemănarea remarcabilă a bazinelor individuale. Din informaţiile obţinute prin sondele săpate în bazinele din „West and Central African Rift System” (Fig. AFR – 5.6b) a putut fi stabilit istoricul evoluţiei lor [4]. Au fost identificate trei faze în procesul de subsidenţă. În prima fază de rift, în care rata subsidenţei a fost de 130-300 m/milioane ani, sedimentele din Cenomanian, depuse discordant, au trunchiat depozitele dintr-o structură faliată anterioară şi s-a produs o reactivare a multora dintre faliile anterioare. În faza a doua, cu o rată a subsidenţei de 30-60 m/milioane ani, s-a înregistrat o eroziune a unor ridicări locale, însoţită de un proces de forfecare, asociat inversiunii bazinului în unele zone. La sfârşitul Cretacicului s-a instaurat subsidenţa termală, cu o rată de 3-15 m/milioane ani, rezultând un „Interior Sag Basin”. Rocile sursă, reprezentate prin argile lacustre, bogate în materie organică, intrate în „fereastra de petrol”, au alimentat rocile rezervor clastice, depuse atât în prima fază, pe marginile bazinului (nisipuri, gresii, trubidite), cât mai ales în fazele următoare, reprezentate prin depozite fluviale progradate (gresii, nisipuri, silturi). Sistemele petrolifere din „West and Central African Rift System” sunt complexe. Studiile de bazin au condus însă la o schemă de principiu (Fig. AFR – 5.6c), punând în evidenţă două „play”-uri distincte în bazinele din „West and Central African Rift System”, unul inferior, caracterizat prin rezervoare „delta-front” şi nisipuri turbiditice, şi unul superior, cu rezervoare fluviale. Principalele roci sursă sunt argile lacustre (Cretacicul inferior şi Eocenul mediu) şi argile marine-paralice (Cretacicul superior şi Eocenul mediu). Rocile protectoare sunt reprezentate prin argile, lacustre (Cretacicul inferior, Eocen şi Oligocen), marine (Cretacicul superior) şi non-marine („flood plain shales”).


pag. 70

Capcanele sunt structurale (anticlinale faliate, blocuri tectonice, falii) şi stratigrafice (efilări, variaţii ale litofaciesului). Procesul de migraţie din rocile sursă lacustre adânci încarcă în primul rând rezervoarele din „play”-ul inferior şi ulterior pe cele din „play”-ul superior (Fig. AFR – 5.6c). Ţiţeiul din „play”-ul inferior este, în general, uşor, iar cel din „play”-ul superior este greu, uneori oxidat prin circulaţia apei meteorice şi activitate bacteriană. Pentru un exemplu tipic de câmp petrolifer caracteristic „play”-ului adânc din „West and Central African Rift System” a fost schiţat un ansamblu stratigrafic şi tectonic fictiv: „Bongo Field” (Fig. AFR – 5.6d). În schiţa evoluţiei paleogeologice a actualului continent african a fost reprezentată o falie majoră, transcontinentală, de-a lungul căreia s-au dezvoltat bazine tip rift (Fig. AFR – 5.6a). „Riftingul”, reactivat în mai multe faze, şi subsidenţa [9] au favorizat transgresiuni marine bidirecţionale repetate în regiunea vestică şi numai îndesiri continentale în regiunea estică, în prima fază şi, mai recent, prin începerea formării Mării Roşii şi a „East African Rift Basins” (Fig. AFR – 5.7a-c). Sistemele rift continentale nu apar, în mod obişnuit, ca entităţi structurale simple, ordonate. În general, ele apar ca un „sistem asociat” de segmente rift izolate. Un segment, reprezentând un domeniu sedimentologic şi structural major, poate fi compus din unul sau mai multe „half-grabens” sau „full grabens”. După modul de propagare a acestor segmente unele către altele se produce efectul asupra geometriei configuraţiei structurale şi asupra potenţialului de hidrocarburi în „Rift System” [16]. „The East African Rift System” este considerat un exemplu tipic de rift continental. Este compus dintr-o serie de bazine „half-graben” ale căror capete se leagă de-a lungul axei riftului. Fiecare „half-graben” are dimensiuni apreciabile (lungimea de peste 100 km, lăţimea de peste 50 km). Cercetările geologice şi geofizice regionale au pus în evidenţă aspectele caracteristice ale celor două ramuri ale „East African Rift System”, cea estică („Eastern Branch”) şi cea vestică („Western Branch”), evaluând modul lor de formare, evoluţia tectono-stratigrafică şi potenţialul în hidrocarburi.

IV. MARGINAL SAG BASINS

Bazinele tip „Marginal Sag” sunt situate în partea exterioară a crustei continentale, întotdeauna

paralel cu graniţa crustală continental/oceanică. Din numărul total al bazinelor din Africa, tipul „Marginal Sag” include 19 (circa 23%), acoperind

un teritoriu de 5,3 x 106 km2 (circa 35% din suprafaţa totală a bazinelor). Până în prezent însă, lucrările de explorare nu au promovat în circuitul productiv decât trei bazine (circa 16% din numărul acestui tip): „1. Northwest African Coastal Basin, 2. Aptian Salt Basin and 3. Red Sea and Gulf of Aden Basin”.

1. În „Northwest African Coastal Basin” sunt prezentate două exemple clasice pentru tipul de bazine „Marginal Sag” din „offshore”, primul din Mauritania (Fig. AFR – 5.8a) şi al doilea din Guineea-Bissau (Fig. AFR – 5.8b). În exemplul din Mauritania, bazinul conţine roci sursă „oil-prone” în Cretacic (Albian-Cenomanian) şi roci rezervor potenţiale reprezentate prin roci carbonatice „shelf-edge” din Cretacicul inferior, nisipuri deltaice şi turbiditice din Cretacicul superior şi turbidite din Miocen. Capcanele potenţiale sunt o consecinţă a diapirismului argilelor şi sării din Triasic, ceea ce a creat elemente structurale complexe. Spre sudul „Northwest African Coastal Basin”, în Guineea-Bissau, într-un cadru geologic din „offshore” similar cu cel din Mauritania, există un „play” potenţial prolific, cu roci sursă potenţiale argiloase în Apţian-Cenomanian şi roci rezervor potenţiale nisipoase în Albian, ambele aparţinând seriei deltaice progradate „Geba”, trunchiate de paleopanta senoniană şi ecranate de argilele bazinale din Maastrichtian.


pag. 71

2. În „Aptian Salt Basin”, cu extindere de-a lungul coastei vestice a Africii, din Camerun până în Angola, sunt incluse mai multe sub-bazine („Campo, Rio Muni, Gabon, Congo, Cuenza and Benguela”) cu caracteristici stratigrafice şi structurale comune. O secvenţă non-marină de la Jurasic la Cretacicul inferior este acoperită de un pachet transgresiv nisipos, urmat de depunerea sării din Apţian şi o secvenţă predominant carbonatică marină de platformă din Albian, cu numeroase niveluri evaportitice. Secvenţa acoperitoare, Cretacicul superior-Terţiar, este constituită mai ales din depozite clastice, cu un ciclu minor carbonatic. Rocile sursă sunt, în mod deosebit, din pre-salifer, reprezentate prin argile lacustre şi puţine argile de bazin contemporane cu gresiile marine. Rocile rezervor sunt, în principal, nisipuri fluviale şi lacustre (turbidite) pre-salifere şi roci carbonatice recifale de apă dulce şi marine post-salifere, „inter-tidal channel or estuarine sands”. Pachetul transgresiv nisipos („Gamba Sand”, în Gabon, „Chela Sand”, în Congo-Brazzaville, şi „Cabinda and Upper Cuvo Sand”, în Angola) este un excelent rezervor, dacă formează capcane, dar şi un eficient „migratory pathway”. Un „play” tipic a fost prezentat din „Aptian Salt Basin, offshore” (Fig. AFR – 5.9). În cadrul acestui „play” (Congo-Brazzaville), blocuri tectonice înclinate („tilted fault blocks”) sunt acoperite de „pachetul transgresiv nisipos” de sub stratul de sare. Evoluţia structurală a influenţat puternic sedimentarea. Mecanismul principal de formare a capcanelor structurale a fost influenţat de blocurile tectonice înclinate din pre-saliferul „Interior Fracture Basin” şi de mişcarea sării, stimulând fie reactivarea faliilor, fie subsidenţa diferenţiată a bazinului. Capcanele stratigrafice sunt determinate de efilările şi variaţiile laterale ale faciesurilor psamitice. Rocile protectoare sunt reprezentate prin intercalaţiile pelitice şi prin seriile cu argile, marne şi calcare din Cretacicul superior şi Terţiar, depuse monoclinal, cu înclinări de 2-5° spre vest. Zăcămintele de petrol din rezervoarele post-salifere sunt condiţionate de existenţa căilor de migraţie din rocile sursă pre-salifere. Bazinele costiere ale Africii de Est sunt considerate, după rezultatele obţinute până în prezent prin lucrările de explorare, predominant gazifere, „Morondava Basin”, din vestul Madagascarului, fiind unul dintre puţinele bazine din lume cu depozite „heavy oil/tar sand”, fără producţie semnificativă de hidrocarburi (Fig. AFR – 5.10a-b). Zăcământul „tar sands” de la Bemolanga (Madagascar), probabil din Jurasicul inferior, s-a format în depozitele din „deltaic distributary channels”, pe o suprafaţă de 260 mi2 (673,40 km2), cu resurse evaluate la circa 2 x 109 bbl, recuperabile prin minerit, cu o eficienţă de circa 25%. Zăcământul petrolifer („heavy-oil pool”) „Tsimiroro”, tot din Jurasicul inferior, conţine resurse de circa 4 x 109 bbl. La testele de producţie s-a obţinut un debit de numai o jumătate bbl/zi ţiţei cu densitatea 12-14 °API (0,986-0,972 kg/dm3). „Selous Basin”, din Tanzania (Fig. AFR – 5.10a), este un „Marginal Sag Basin” mezozoic, suprapus peste „Pre-drift Karroo Interior Fracture Basin”. Cealaltă jumătate a acestui „Interior Fracture Basin” se crede a fi „Majunga Basin”, din nordul Madagascarului (Fig. AFR – 5.10b). Cele două bazine sunt separate de sistemul „Transform Fault” (Fig. AFR – 5.1). În ambele bazine, discordanţa din Jurasicul mediu separă depozitele clastice non-marine şi argilele lacustre de dedesubt de cele marine carbonatice, marne, argile şi clastice de deasupra. 3. În „Red Sea Basin”, se observă caracterul de tranziţie de la tipul „Interior Sag” la tipul „Marginal Sag”. În această potenţială provincie gaziferă au fost puse în evidenţă, prin lucrările de explorare, trei câmpuri gazifere. Unul dintre ele este „Suakin Gas Condensate Field” (Fig. AFR – 5.11a), din „offshore” Sudan, care demonstrează relaţia structurală cu tectonica sării. „Growth-faulting”-ul este listric în evaporitele miocene, cu zăcămintele din rezervoarele nisipoase miocene protejate de un strat superior de sare (Fig. AFR – 5.11b). Rocile rezervor, reprezentate prin marnele cu globigerine din Miocen, sunt excesiv mature, din cauza gradientului de temperatură foarte mare (3-12 °F /100 ft sau 2,56-10,23 °C/100 m).

V. WRENCH-MODIFIED BASINS


pag. 72

În unele bazine sedimentare din Africa s-a remarcat o modificare în timp a tipului de bazin primar, prin afectarea acestora de un sistem de falii transformante, cu efect de forfecare („wrench efect”). Astfel de modificări apar la unele tipuri primare de bazine „Marginal Sag and Foreland”.

Din numărul total de bazine sedimentare din Africa, tipul „Wrench-modified” cuprinde 10 bazine (circa 12%), cu o suprafaţă totală de 1,36 x 106 km2 (circa 9% din suprafaţa totală, de 15,15 x 106 km2). În prezent, şase bazine de acest tip sunt în producţie, cu zăcăminte relativ mici, în condiţii geologice foarte complexe.

1. În Golful Guineei au fost puse în evidenţă câteva bazine cu „wrench efect”, dintre care a fost descris ca reprezentativ „Abidjan Basin”, din „Ivory Coast” (Coasta de Fildeș, Fig. AFR – 5.12a-b). Secţiunea geoseismică schematică realizată prin zona centrală din „Abidjan Basin” (Fig. AFR – 5.12b) pune în evidenţă intervenţia unei puternice discordanţe din Albian-Cenomanian, care acoperă şi trunchiază cu depozite clastice marine depozitele în principal non-marine subiacente, ale Cretacicului inferior, dintr-un „Marginal Sag Basin”. În cadrul acestui bazin, rocile rezervor sunt reprezentate fie prin „shallow-water sand” din Albian-Cenomanian (ex.: „Espoir Oil Field”), fie prin turbiditele din Senonian (ex.: „Belier Oil Field”). Rocile sursă din zonă sunt argilele din Cretacicul superior, având caracteristici „oil-prone and gas-prone”. 2. În partea „onshore” din „Pelagian Basin” (Tunisia) s-a remarcat o inversiune a bazinului, determinată de „wrenching”, asociată cu tectonica sării în continuarea „Atlas Flexure”. În zona Kairouan (Fig. AFR – 5.13) apare o inversiune cu Cretacicul superior a bazinului din Cretacicul inferior, peste intruziunile de sare din Triasic. Zona a devenit foarte complicată din punct de vedere structural. 3. În „Essaouira Basin”, „onshore” Maroc, s-a observat o inversiune a secvenţelor Triasic-salifer şi Jurasic-anhidritic. Elementele diapire urmăresc un trend sigmoidal, sugerând o forfecare spre dreapta cu „South Atlas Flexure”. Secţiunea geologică prin câmpul de gaz condensat „Meskala” (Fig. AFR – 5.14) pune în evidenţă posibilităţile formării unor zăcăminte petrolifere în pre-salifer (Triasic şi Paleozoic).

VI. DELTAIC SAG BASINS

Tipurile de bazine „Deltaic Sag”, formate în Terţiar, sunt localizate pe bazine „Marginal Sag”.

Aceste bazine conţin litofaciesuri caracteristice clastice („delta-top, delta-front, prodelta”), depuse în medii non-marine şi marine, progradate şi înclinate spre ariile oceanice.

Prin modul specific de sedimentare s-au creat condiţii favorabile de formare şi acumulare a petrolului. Cele mai semnificative sisteme petrolifere din bazinele „Deltaic Sag” sunt realizate în condiţiile în care nisipurile „delta-front”, ca principale rezervoare, sunt „îndinţate” cu argilele „prodelta”, ca roci sursă. Sunt importante, de asemenea, sistemele petrolifere cu elemente esenţiale „turbidite sands”, cu rolul dual de roci sursă şi rezervor.

Capcanele, în general cu capacitate mai redusă de acumulare, sunt rezultatul unei arhitecturi structurale tipice, determinată de „down-to-the basin glide-plane faulting” sau de diapirismul sării şi/sau al argilei.

Tipul de bazine „Delta Sag” cuprinde doar două bazine africane („Niger and Nil”), cu o suprafaţă totală de circa 0,3 x 106 km2 (circa 2% din suprafaţa totală a bazinelor sedimentare din Africa).

Un exemplu tipic pentru aceste tipuri de bazine este „Niger Delta Basin” (Fig. AFR – 5.15a, b), cu dezvoltări distincte ale litofaciesului: „delta-top (Benin Formation), delta-front (Agbada Formation) and prodelta (Akata Formation)”. Producţia realizată în acest bazin este obţinută aproape în totalitate din „delta front sands”, „îndinţate” cu cele mai prolifice roci sursă „prodelta shales”. În zonele periferice ale deltei se produce din capcanele complexe formate prin diapirism. În părţile scufundate ale deltei sunt productive nisipurile turbiditice.

Tipurile cele mai obişnuite de capcane, în „Niger Delta Basin”, sunt structurile „roll-over”, simple, cu multiple falii de creştere („growth faults”), cu falii normale şi inverse primare şi secundare, care, în unele situaţii, formează structuri cu creste sfărâmate („collapse crest structures”). Faliile formează şi căile de migrare a hidrocarburilor (Fig. AFR – 5.15b).


pag. 73

VII. FOLD BELTS BASINS

Centurile cutate, cu bazine sedimentare mai mici, însă unele dovedite petrolifere, sunt localizate

în nordul Africii (Fig. AFR – 5.16a). Cele mai importante bazine din cele două ramuri cutate ale Atlasului se găsesc în catenele telliene sau „Atlasul Litoral”. În interiorul acestor catene şi marginea nordică a „South Oran Meseta (or Hauts Plateaux)” este cuprinsă o serie de fose de subsidenţă cu depozite din Mezozoic. Din punct de vedere geografic, pot fi menţionate, ca fiind cele mai mari, „Tessala, Dahra, Quarsenis, Bibian and Babor” (Fig. AFR – 5.16b, c).

În general, în zona Algeria de Nord pot fi distinse următoarele tipuri de bazine sedimentare: a. bazine de coastă, neozoice, dintre care cel mai important este „Lower Chélif Basin”; b. bazine sud-telliene, cu cel mai reprezentativ, „Hodna Basin”; c. un bazin Cretacic, în est: „Constantine”; d. un bazin Jurasic, în vest: „Sud Oran”.

Considerat ca un exemplu tipic pentru „Fold Belts Basins”, „Chélif Basin”, cu lungimea de circa 300 km (Fig. AFR – 5.16a, b), a constituit, la începutul sec. al XIX-lea, primul obiectiv al cercetărilor din Algeria în domeniul petrolului. În timp, au fost descoperite şi puse în exploatare trei câmpuri petrolifere de dimensiuni relativ mici, cu zăcăminte în Miocen („Ain Zeft”) şi în baza Miocenului superior („Medjila and Messila”).

În unitatea structurală şariată „South Tellian Thrust” a fost descoperit câmpul petrolifer „Qued Gueterini” (Fig. AFR – 5.16b).

VI. AMERICA VIA. AMERICA DE NORD (Fig. NAM – 5.1 – 5.3) Situat, în cea mai mare parte, pe „North American Plate”, subcontinentul „North America”/America de Nord, cu o suprafaţă de circa 23,6x106 km2 (fără Groenlanda), cuprinzând teritoriile Canadei, Statelor Unite ale Americii şi Mexicului, este delimitat de Oceanul Pacific, la vest, Oceanul Arctic, la nord, Oceanul Atlantic, la est, şi „Strike-slip System” (coincide cu frontiera Mexic-Guatamela), la sud. În caracterizarea geologică a Americii de Nord sunt menţionate trei unităţi structurale foarte extinse (Fig. NAM – 5.1):

1. „Interior Platform”, relativ stabilă în timp, cu un nucleu cratogen arhaic („Canadian Shield”), înconjurat de o cuvertură sedimentară depusă într-o largă zonă geosinclinală, dezvoltată în „six mega-cycles of the North American Phanerozoic” (Fig. NAM – 5.2). 2. Catenele montane nordică şi estică, formate în timpul mişcărilor caledoniene şi hercinice, cuprinzând zonele de orogen, cu evoluţie policiclică, ataşate succesiv scutului precambrian. Caracteristica dominantă a acestei unităţi structurale este „Appalachian orogen and passive margin sedimentary wedge”. 3. „Cordilleran System”, o unitate structurală complexă, cu impunătoare catene montane: „Brooks, Range Alaska, Coast Range (British Columbia and Yukon Territory), Rocky Mountains” (Canada şi USA), „Sierra Nevada” (USA) şi „Sierra Madre Oriental” (Mexic), extinse, în sud-vestul USA, pe un teritoriu geografic lung de circa 8 000 km şi cu lăţimea maximă de 1 400 km, în care sunt cuprinse şi regiunile „Basin and Range Province” şi „Colorado Plateau”.

În cadrul acestor trei mari unităţi structurale sunt descrise variate bazine sedimentare, unele dintre ele deosebit de importante din punct de vedere petrolifer (Fig. NAM – 5.1, 5.3).


pag. 74

1. CANADA (Fig. CND – 5.1 – 5.40) Date generale: Cu o suprafaţă de 9 976 139 km2 [14], teritoriul canadian poate fi separat în şase regiuni fiziografice sau geologice [5]: „I. Cordilleran Region; II. Interior Stable Land; III. St. Lawrence and Hudson Bay Lowlands; IV. Appalachian Region; V. Precambrian Canadian Shield; VI. Innuitian Region” (Fig. CND – 5.1). În limitele acestor regiuni au fost conturate cinci provincii petrolifere: „1. Western Canada Sedimentary Basin; 2. Cordilleran Basins; 3. Beaufort-Mackenzie Basin; 4. Arctic Islands Basins; 5. Eastern Canada Offshore Basins; 6. Paleozoic Basins-Eastern Canada”, la care s-a adăugat o provincie petroliferă din zona şelfului continental atlantic, de la graniţa cu USA până la „Baffin Bay” (Fig. CND – 5.2A). Activitatea de explorare: Primele menţiuni cu privire la existenţa petrolului în Canada sunt din anii 1719 şi 1788, cu referiri la nisipurile bituminoase, din care „pieile roşii” („Cree Indians”) obţineau gudron pentru călăfătuirea canoelor. Istoria „ţiţeiului convenţional” începe în anul 1858, în estul Canadei, în Ontario, districtul Enniskillen, cu câmpul petrolifer „Oil Springs”, din care J.M. Williams a obţinut ţiţei, printr-o sondă de mică adâncime. În vestul Canadei, primele confirmări privind prezenţa hidrocarburilor au fost obţinute în 1883 şi 1890, când din sonde săpate pentru apă şi, respectiv, pentru cărbuni s-au obţinut gaze. În 1900, aceste gaze au constituit sursa de iluminat pentru oraşul Medicine Hat. În 1902, în „Waterton National Park”, din „Southwest Alberta”, s-a obţinut prima producţie de ţiţei. Extinderea rapidă a lucrărilor de explorare a condus, în 1911, la descoperirea câmpului petrolifer „Turner Valley” şi a confirmat posibilităţile mari existente în „Western Canada Sedimentary Basin”. În evoluţia lucrărilor de explorare sunt menţionate, ca fiind cele mai semnificative arii ale descoperirilor petrolifere, „Norman Wells (1920), Leduc (1947) and Pembina Area (1953)”. Începând din anul 1960 au fost menţionate şi marile câmpuri gazifere descoperite: „Pincher Creek, Fort St. John, Waterton, Swan Hills, Caroline” ş.a. Treptat, prin acumularea noilor informaţii geologice şi geofizice, precum şi graţie progresului remarcabil din activitatea de foraj, lucrările de explorare s-au extins, începând din 1960, în alte zone, investigând toate bazinele sedimentare canadiene şi realizând numeroase descoperiri de câmpuri petrolifere, dintre care cele mai semnificative sunt în:

– „Beaufort-Mackenzie Basin”: – „Parson Lake şi „Taglu” (gaze);

– „Arctic Islands Basins”: – „Drake Point” (gaze) şi „Cisco” (ţiţei şi gaze);

– „Eastern Canada Offshore Basins”: – „Ventura” (gaze), în „Scotian Basins”; – „Hibernia” (ţiţei şi gaze), în „Jeanne d’Arc Basin”; – „Bjarni” (gaze), în „Labrador Shelf”.

A urmat, de asemenea, o dezvoltare impresionantă a lucrărilor de exploatare a ţiţeiurilor ultragrele şi a nisipurilor bituminoase din zonele Athabasca, „Cold Lane and Peace River”. Sinteza rezultatelor lucrărilor de explorare a pus în evindenţă prezenţa hidrocarburilor, practic în toate bazinele sedimentare ale Canadei (Fig. CND – 5.2B).


pag. 75

2. STATELE UNITE ALE AMERICII (Fig. USA – 5.1 – 5.170)

Date generale: Teritoriul continental al „United States of America”/Statelor Unite ale Americii („lower forty-eights”), cu o suprafaţă de 7 827 620 km2, la care se adaugă Alaska (1 518 800 km2), şi apele teritoriale ale acestor două zone prezintă, zonal, caracteristici geologice diferite [58]. Prin analiza detaliată a acestor zone au fost puse în evidenţă numeroase bazine sedimentare, dintre care 34 au fost considerate ca cele mai importante din punct de vedere petrolifer (Fig. USA – 5.1).

Prin lucrările de explorare efectuate, în timp, pe teritoriul USA, au fost descoperite, în număr mare, importante câmpuri petrolifere, distribuite pe teritoriile a 32 de state (Fig. USA – 5.2A).

Ţinând seama de caracteristicile geologice ale unităţilor structurale în cadrul cărora au fost descoperite câmpuri petrolifere, autorii studiilor de sinteză generală au grupat zonele de acumulare, mai mult sau mai puţin diferit, pe mari „regiuni geologice petrolifere”. În această lucrare am adoptat varianta elaborată de „United States Geological Survey”, prin care au fost delimitate 13 „Regiuni geologice petrolifere” (Fig. USA – 5.2B): „1. Alaska; 1A. Alaska Offshore; 2. Pacific Coast; 2A. Pacific Coast Offshore; 3. Colorado Plateau and Basin and Range; 4. Rocky Mountains and Northern Great Plains; 5. West Texas and Eastern New Mexico; 6. Gulf Coast; 6A. Gulf of Mexico; 7. Mid-Continent; 8. Eastern Interior; 9. Atlantic Coast; 9A. Atlantic Coast Offshore”.

Activitatea de explorare: Pe teritoriul USA, prezenţa acumulărilor de hidrocarburi a fost semnalată în primele atestări documentare ale coloniştilor, menţionându-se faptul că băştinaşii („Native Americans”) foloseau ţiţeiul din „oil springs” pentru impermeabilizarea bărcilor (ex.: în statul New York, „Allegany County”). „Izvoare” de ţiţei au fost menţionate în nord-vest New Mexico (1882), în „San Juan Basin”, Wyoming (înainte de 1880), şi în „Powder River Basin”. O remarcă semnificativă din literatura de specialitate, amintind începutul istoriei petrolului din USA, menţionează: „George Washington owned a burning spring, which he willed to the public”* [33]. Scurgerile şi infiltraţiile de hidrocarburi („oil and gas seeps”) sunt foarte răspândite, fiind prezente în multe state, devenite ulterior producătoare de petrol: Pennsylvania, de-a lungul „Oil Creek” (în zona centrală din „Venango County”), Louisiana, în „Acadia Parish (Gulf Coastal Plain)”, Texas, „Sour Lake (Upper Gulf Coast District)”, „North Texas”, Wyoming, Utah (în „Paradox Basin”), California („Santa Barbara-Ventura Basin”), Alaska (pe ţărmul vestic „Cook Inlet”, 1853, „Arctic Shoreline”, 1900, „Cape Simpson”, 1909) ş.a. În lucrările efectuate pentru exploatarea sării şi extragerea apei potabile sunt frecvent menţionate apariţiile de ţiţei şi gaze: Oklahoma (sec. al XIX-lea), în „salt borehole”, Kentucky („McCreary County”, 1819), în „brine well” şi în sonde de apă („North Texas”, înainte de 1870, Utah, lângă „Farmington Bay, Davis County”, 1891, gaze). Este semnificativ de remarcat faptul că în anul 1807 a fost menţionat un producător de sare care a utilizat, pentru cuptorul lui, gaze dintr-o sursă de mică adâncime, în „West Virginia”.

Semnele şi dovezile evidente referitoare la existenţa acumulărilor de petrol au condus la iniţierea „cercetărilor geologice” pentru descoperirea şi punerea în valoare a zăcămintelor de hidrocarburi. În prima etapă (1842-1901), care aparţine precursorilor geologiei petrolului, au fost cercetate sistematic şi inventariate „ivirile” de petrol şi a fost formulată „teoria anticlinală”, ca element structural principal în formarea acumulărilor petrolifere. În această etapă au fost înregistrate primele descoperiri semnificative în majoritatea „regiunilor geologice petrolifere” ale USA (Fig. USA – 5.1):

1. Alaska: 1902, „Katalla Field (Cook Inlet)”. 2. „Pacific Coast” (California):

– 1854-1874, o perioadă foarte activă pentru cercetarea zonei de la „Los Angeles County” la „Humboldt County”; – „Ventura Basin”:

* George Washington a deţinut un „foc veşnic”, pe care l-a lăsat ca moştenire „bun public” (traducere liberă, M. Şt.T.).


pag. 76

1866, o sondă cu 20 bbl/d, în nord-vest „Ventura County”; 1876, „Pico Canyon”, lângă Newhall, „Los Angeles County”; 1894 („onshore”) şi 1896 („offshore”), „Summerland Field”;

– „Los Angeles Basin”: 1892, „Los Angeles City Field”;

– „Santa Maria Basin”: 1901, „Orcutt Field”; 1903, „Lompoc Field”.

3. „Colorado Plateau and Basin and Range”: – „Uinta Basin”:

1902, „Rangely”, Colorado. 4. „Rocky Mountains and Northern Great Plains”:

– „Denver Basin”: 1862, „Florence Field”, Colorado; 1876, „Florence Cañon Field”, Colorado;

– „Big Horn Basin”: 1884, primele descoperiri, Wyoming;

– „Wind River Basin”: 1884, „Dallas Dome”, Wyoming;

– „Powder River Basin”: 1889, „Salt Creek Field”, Wyoming.

5. „West Texas and Eastern New Mexico”: I. „Permian Basin Province”:

– „Delaware Basin”: 1911, „West Texas”, prima sondă cu ţiţei;

– „Eastern Shelf”: 1921, „Westbrook, West Texas”;

– „Midland Basin”: 1923, „Big Lake, West Texas”;

– „Northwestern Shelf”: 1923, „Artesia, New Mexico”;

– „Central Basin Platform”: 1925, „McCamey, West Texas”;

II. „Bend Arch Province”: – „Red River Arch”:

1902, „Petrolia, North Texas”. 6. „Gulf Coast and Gulf of Mexico”:

– „Gulf Coastal Plain”: 1889, „Nacadoches County”, nord-est Texas; 1901, „Spindletop Field, Texas-Upper Gulf Coast”; 1902, „Jennings Field”, Louisiana;

– „Mexia-Talco Fault Zone”: 1896, „Corsicana Field”, nord-est Texas;

– „Sabine Uplift”: 1904, „Cado Field”, Louisiana, nord-est Texas;

– „Black Warrior Basin”: 1909, „Fayette Gas Field”, Alabama; 1926, „Amory Gas Field”, Mississippi.

7. „Mid-Continent”: – „Forest City Basin”:

1860, Kansas, primele producţii; 1888, Missouri, primele producţii de ţiţei şi gaze; 1889, Kansas, prima raportare a producţiei;


pag. 77

– „Central Oklahoma Platform”: 1884, o sondă cu 10 bbl/d, în „Mayes County”; 1889, „Rogers County”, prima raportare a producţiei; 1897, „Bartleville Field”;

– „Red River Uplift”: – „Arkoma Basin”:

1902, „Washburn Anticline” (gaze), Arkansas. 8. „Eastern Interior”:

– „Michigan Basin”: 1886, „Port Huron County”, Michigan;

– „Illinois Basin”: 1885, producţie de gaze, Illinois; 1904, producţie de ţiţei, Illinois; 1906, „La Salle Anticlinal Belt”, Illinois;

– Lima-Indiana: 1860, Kentucky, producţie de ţiţei; 1884, Ohio, producţie de gaze; 1889, Kentucky, producţie de gaze; 1998, „Tri-County Field, New Harmony Field”, Indiana;

– „Cincinnati Arch”: 1819, „McCreary County”, Kentucky; 1866, „Nashville Dome”, Tennessee; 1909, „La Fayette” (gaze), Alabama.

– „Appalachian Geosyncline”: 1807, „West Virginia”, producţie de gaze; 1821, lângă Fredonia (gaze), New York; 1831, „Early Grove Field”, Virginia; 1859, „Oil Creek Field”, Pennsylvania; 1860, „Washington County”, Ohio; 1860, „West Virginia”, o sondă cu ţiţei (?); 1865, New York, producţie de ţiţei; 1871, „Bradford Field”, Pennsylvania-New York; 1879, Richburg, New York.

Referindu-se la această etapă a lucrărilor de „căutare” a petrolului, dispersate pe întreg teritoriul USA, în principal în zonele cu „iviri de hidrocaburi”, literatura de specialitate menţionează săparea primei sonde din USA („Drake well”, 1859), în vecinătatea „occurrence of seeps”, de-a lungul structurii „Oil Creek”, din „Venango County”, Pennsylvania (Fig. USA – 5.3; Tab. USA – 5.1).

Rezultatele deosebit de încurajatoare din prima etapă a explorării au constituit o justificată motivaţie în stimularea completării datelor geologice pentru cunoaşterea unităţilor tectonice în care s-a descoperit petrol. Astfel, în cea de-a doua etapă a cercetărilor (1901-1925) s-a extins activitatea de cartare geologică, alcătuindu-se hărţi geologice cu o fidelitate mărită. Încep să apară primele descrieri despre câmpurile petrolifere descoperite şi se extinde comunicarea între specialişti, îndeosebi după înfiinţarea „American Association of Petroleum Geologists”, în anul 1917. Progresul rapid înregistrat în tehnologiile utilizate în „upstream”-ul tinerei industrii petroliere, mijloacele şi procedeele de investigare folosite în geologia petrolului (şantier-laborator) şi realizarea primelor sinteze pentru zonele de interes petrolifer au condus la extinderea treptată a lucrărilor de explorare. Au fost efectuate numeroase descoperiri, situând USA, pentru o lungă perioadă, în fruntea ţărilor producătoare de petrol.

În etapele care au urmat, cercetarea geologică a completat continuu informaţiile referitoare la principalele unităţi tectonice în care s-a descoperit petrol şi a extins noţiunea de „capcană”, de la tipul structural la stratigrafic şi paleogeomorfic. Totodată, prin dezvoltarea forajului rotativ au crescut adâncimile de investigare. Cercetarea geofizică, mai ales magnetometrică şi seismică, a contribuit substanţial la descifrarea structurii subsolului, iar geofizica de şantier a mărit efectiv


pag. 78

gradul de cunoaştere a formaţiunilor traversate de sonde, ajutând la stabilirea litologiei, a conţinutului în fluide şi la evaluarea, prin metode indirecte, a parametrilor fizici ai rocilor rezervor. Analizele geologice şi geochimice complexe, utilizate pe şantier sau în laborator, au avut şi în continuare un rol substanţial în descifrarea multiplelor aspecte legate de „elementele esenţiale” (roci sursă cu „pod of active source rock”) şi rezervor şi de „procese” (geneză, migrarea, acumularea petrolului şi formarea capcanelor). Lucrările de sinteză, din ce în ce mai complexe în timp, au devenit indispensabile pentru orientarea activităţii de explorare. Primele sinteze, cu o complexitate deosebită pentru cercetarea geologică din USA, s-au referit la bazinele sedimentare. Treptat, după o perioadă de peste patru decenii de dispute ştiinţifice, a fost recunoscut faptul că sinteza unui bazin sedimentar nu rezolvă decât o parte din problemele geologiei petrolifere din bazinul respectiv. Conştientă şi responsabilă, cercetarea geologică din USA a realizat un nou şi important pas, orientând activitatea de explorare pe baza concluziilor rezultate din studii pe zone, regiuni sau bazine, privind „sistemul petrolifer”. Rezultatele acestor studii ajung în literatura de specialitate prin „United States Geological Survey (USGS), American Association of Petroleum Geologists (AAPG), Geological Society of America (GSA), Department of Energy (DOE), States Geological Survey (SGS), Universities, Companies, Consultants”, furnizându-le companiilor din „upstream” un argumentat suport ştiinţific pentru fundamentarea lucrărilor de explorare.

Sintetizând rezultatele obţinute printr-o activitate de explorare de peste 150 de ani, se remarcă faptul că în toate „regiunile geologice petrolifere” există intervale stratigrafice productive, de importanţă diferită, precum şi intervale de perspectivă (Fig. USA – 5.4). Într-o apreciere generală, poate fi menţionat faptul că cele mai importante intervale stratigrafice sunt în Permian (Paleozoic), Cretacic (Mezozoic) şi Neogen (Cenozoic).

Date privin VIC. AMERICA DE SUD (Fig. SAM – 5.1 – 5.2)

Date generale: Subcontinentul „South America”/America de Sud, analizat din punct de vedere

petrolifer, cuprinde „Andean countries”, Columbia, Ecuador, Peru, Bolivia, Chile, şi „Non-Andean countries”, Argentina, Brazilia şi Guiana, acoperind o suprafaţă de circa 16,3 x 106 km2, din care circa 28% reprezintă „Andean countries”.

Structura geologică a acestui extins teritoriu este determinată de evoluţia foarte complexă a marelui „segment tectonic” „South American Plate”, cu „Peru-Chile Arch or Andean Orogenic Belt” (Fig. SAM – 5.1 – 5.2A, B).

Din numeroasele bazine sedimentare puse în evidenţă pe teritoriul Americii de Sud, sunt menţionate, până în prezent, cu un grad diferit de importanţă, 29 de bazine petrolifere. Întrucât cele mai multe dintre ele sunt localizate integral pe teritoriul unei singure ţări, descrierea lor este efectuată luând în considerare cadrul geologic specific din ţările respective. Bazinele petrolifere cu extindere în două ţări, „Progreso” (Ecuador şi Peru), „Madre de Dios” (Peru şi Bolivia), „Magallanes” (Chile şi Argentina), şi chiar trei ţări, „Putumayo” (Columbia)-„Oriente” (Ecuador)-„Marañon” (Peru), au o sinteză unitară pentru cadrul geologic şi sistemele petrolifere.


pag. 79

6. ÎN LOC DE CONCLUZII Istoria „aurului negru”, scrisă uneori cu patimă și sânge, se pierde în negura timpurilor. Omenirea, în marșul ei ambițios spre societatea modernă, a utilizat petrolul sau derivatele lui, mai ales bitumenul, în construcții (ca liant și impermeabilizator), ca medicament sau pentru îmbălsămare, în războaie (ca incendiator), ca sursă energetică și chiar ca „simbol divin”: focul sfânt-zeitate supremă [26]. Apariția și dezvoltarea unei industrii petroliere propriu-zise este legată de evoluția societății umane din ultimii circa 160 de ani. Este începutul unei etape în care știința și tehnologia au generat modificări fundamentale în modul de trai al oamenilor. Iluminatul, public și casnic, utilizând petrol lampant, a cunoscut, încă de la începutul sec. al XIX-lea, o extindere rapidă, petrolul fiind o sursă ieftină și mai practică. A urmat epoca motorului cu combustie internă, mare consumator al derivatelor petrolifere (benzină, ulei, motorină), cu o evoluție și extindere rapide pe întreg mapamondul, simultan cu o modificare în stilul de viață al oamenilor, deveniți din ce în ce mai mari consumatori de energie. Creșterea populației, dezvoltarea economică, marcată printr-o extraordinară dezvoltare a industrializării, și progresul în nivelul societății umane au imprimat un trend ascendent în consumul de energie. În cadrul proiectelor elaborate pentru „International Energy Outlook 2001 (IEO-2001)”, consumul mondial de energie pentru perioada 1999-2020 a fost evaluat la o creștere cu 59%, respectiv de la 382 x 1015 Btu în anul 1999 la 607 x 1015 Btu în anul 2020 (Fig. 6.1). Ca și în anii care au trecut, în balanța surselor energetice mondiale, consumul de hidrocarburi va avea o poziție dominantă. Cota-parte atribuită țițeiului a fost menținută constantă: circa 40% (Fig.


pag. 80

6.2.) Efectiv, pentru consumul de țiței a fost prevăzută o creștere anuală de circa 2,3%, ajungând de la circa 12 x 106 m3/zi în anul 1999 la circa 19 x 106 m3/zi în anul 2020. Gazele naturale reprezintă componenta surselor energetice mondiale primare cu cea mai pronunțată creștere, urmând să atingă, în anul 2020, un nivel de circa 4,6 x 1012 Sm3, reprezentând circa 28% în balanța consumului energetic total, față de 23% în anul 1999. Dacă pentru gazele naturale, nivelurile de consum preconizate nu pun probleme deosebite, pentru țiței, prevederile – circa 6 x 109 m3 pentru anul 2025 [5] – sunt o reală provocare pentru ambele segmente din sectorul „upstream” al industriei petroliere: explorare-dezvoltare și producție. Întrebarea esențială, pusă de mai mulți specialiști de-a lungul ultimilor circa 60 de ani, se referă la cuantumul „rezervelor finale” de țiței. Din analizele periodice efectuate, a fost remarcat faptul că pentru menținerea producției la un nivel constant de aproximativ 65 x 106 bbl/d (circa 10 x 106 m3/zi), în perioada 1990-2000, raportul rezerve/producție a fost de circa 40 de ani, liniștitor pentru etape scurte de timp. Apare însă evident faptul că pentru a menține acest raport constant în continuare, odată cu creșterea nivelului de producție, trebuie mărite în mod corespunzător și rezervele de țiței. În decursul timpului, mai mulți specialiști au analizat, în diferite ipoteze, evoluția raportului rezerve/producție țiței la nivel mondial. Indiferent de părerile exprimate și de amendamentele propuse, majoritatea a acceptat, principial, modelul propus de King Hubbert pentru evoluția rezervelor, bazat pe următoarele considerații [10]: a. sursele energetice fosile sunt finite și b. rata de producție (consum) a resurselor va crește exponențial, va forma un maxim („vârf”) și va descrește exponențial pe măsura depletării resurselor (Fig. 6.3). Analizele globale, cu diferite aspecte legate de descoperiri și de mărirea recuperării țițeiului din zăcămintele mature, au condus, în timp, la evaluări diferite ale rezervei mondiale finale de țiței, cu menționări deplasate în timp ale „vârfului” curbei producției cumulate (Tab. 6.1, Fig. 6.4). Urmărind evoluția rezultatelor evaluărilor rezervelor finale mondiale de țiței de-a lungul timpului și aprecierea perioadei „vârfului” producției cumulative prezentate de diverși autori, pot fi observate următoarele aspecte mai importante:

1. Există un domeniu extins în care se înscriu evaluările pentru „rezerva finală” (Fig. 6.4, înfășurătorile X1-X2). Densitatea cea mai mare a valorilor prezentate este distribuită pe intervalul „a-b”, cu variații ale „rezervelor finale” între 290 x 109 m3 și 480 x 109 m3 (Fig. 6.4). 2. „Vârful” producției cumulative nu depășește anul 2030. 3. Se remarcă un paralelism evident între trendurile evaluărilor de „rezerve finale” (valori interpolate) și ale producției cumulative. 4. Diferențele mari între evaluările „rezervei finale” (circa 60%) au fost determinate de volumul disponibil de date privind rezervele, pe categorii [33], și de „gradul de transparență” al volumelor de rezerve și producții, comunicate de diferite companii sau state [7]. Uneori însă, „tipul de lichid” luat ca bază de calcul este explicația evidentă a diferențelor în evaluări. S-a observat faptul că unii autori au utilizat în calcule volume de lichid total, țiței și condensat, iar alții au folosit în evalările lor numai volumele de țiței [9]. 5. Absența datelor necesare nu ne permite să apreciem aportul diferențiat al descoperirilor și reevaluărilor de rezerve din câmpurile petrolifere „mature”. A fost menționat, de exemplu, faptul că, în ultimii 50 de ani, în USA, numai 14% din rezervele adiționale anuale au provenit din câmpuri petrolifere noi, restul, din „alte lucrări” [19]. 6. În multe evaluări, în potențialul petrolifer mondial („rezerva finală”) au fost incluse și rezervele de țițeiuri foarte grele, cu densitatea de 1,000 kg/dm3 (˂ 10 °API), și chiar bitumenele naturale, pentru care au fost estimate, separat, rezerve de peste 176 x 109 m3, din care 87% sunt în Canada, Venezuela și „Former Soviet Union” [30].

În anul 2014, producția medie zilnică mondială a fost de aproximativ 12,3 x 106 m3/zi, adică circa 77,5 x 106 BOPD [34]. Raportul rezerve/producție s-a menținut în jurul valorii de „40 de ani”. Devine însă din ce în ce mai evidentă tendința de creștere a diferenței dintre „descoperiri” și producția mondială de țiței (Fig. 6.5). Problema rezervelor adiționale de țiței este tot mai frecvent discutată în literatura de specialitate.


pag. 81

În general, pentru creșterea rezervelor de hidrocarburi, petroliștii (geologi, geofizicieni, ingineri de petrol) abordează trei domenii fundamentale: a. noi descoperiri în cadrul sistemelor petrolifere convenționale, b. extinderi și creșteri de rezerve în câmpurile petrolifere mature și c. înlocuitori, hidrocarburi din sisteme petrolifere neconvenționale [16]: „oil shales” [3], „tar sands” [23], „heavy crude oil and natural bitumen” [30], „tight-gas or gas shale reservoirs” [27], „coal-bed methane” [21] și „natural-gas hydrates” [1, 14]. „Obiectivele cele mai promițătoare pentru activitățile de explorare-producție, în prezent și în viitor, sunt localizate, în majoritatea zonelor cu perspective, în „offshore” (Fig. 6.6): marginea atlantică a Norvegiei, Marii Britanii și Irlandei, zona arctică a Rusiei, zonele „offshore” din jurul Africii și Indiei, zonele „offshore” ale Canadei și SUA, Mexic-ape adânci, „offshore” sud-vest „Carribean Sea”, nord-vest America de Sud și Malvine/Falkland, „offshore” Coreea (de Nord și de Sud), Marea Mediterană (zonele centrală și estică) și Marea Roșie. În „onshore”, zonele cele mai atractive sunt localizate în estul Siberiei și Mongolia. „În cadrul activității de creștere a rezervelor în câmpurile petrolifere mature sunt menționate lucrările de extindere în câmpurile petrolifere neconturate și/sau insuficient investigate, precum și lucrările de cercetare pentru evaluarea posibilităților de creștere a factorului de recuperare [29]. Studiile și lucrările efectuate pentru creșterea aportului de hidrocarburi din sursele neconvenționale sunt tot mai frecvent menționate în literatura de specialitate. „În concluzie, în strategia managementului rezervelor de petrol, efortul pentru introducerea de rezerve suplimentare în circuitul economic, prin descoperiri sau prin aplicarea de tehnologii pentru mărirea recuperării, ocupă un loc dominant. Sunt investite fonduri mari, financiare, materiale și umane, pentru lucrările geologice, geofizice și foraje pe întreg mapamondul, în vederea valorificării potențialului petrolifer din diferite zone ale Terrei. Pentru realizarea studiilor și lucrărilor programate este nevoie de specialiști cu un nivel de cunoștințe tot mai ridicat și o tot mai vastă experiență profesională. Fie ca în preocuparea pentru pregătirea proprie a fiecărui specialist, în devenire (student) sau activ (geolog, geofizician sau inginer de petrol), să se regăsească un suport util și în conținutul acestei lucrări.

BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA - fddro.rofddro.ro/CARTE_MOCUT.pdf · asigurarea bazei...

Documents

Transcript of BAZINE ȘI CÂMPURI PETROLIFERE PE TERRA - fddro.rofddro.ro/CARTE_MOCUT.pdf · asigurarea bazei...