Bitumene naturalePrin bitumen natural se intelege un amestec variabil de HC

gazoase, lichide si solide. Se gasesc in diferite proportii inrocile sedimentare. Dintre aceste bitumene fac parte titeiurile,gazele precum si produsele de oxidare ce alcatuiesc titeiulnaftenic (asfalt) sau titeiul parafinos (ozocherita).

In functie de raporturile dintre bitumene si rocile care legazduiesc, avem:-roci bituminoase, in care bitumenele sunt legate chimic desedimentul natural(bitumene autohtone);-roci bitumifere, in care bitumenele satureaza porozitatearocilor gazda (bitumene allohtone).

Dpdv chimic, bitumenele sunt alcatuite din 3 elementemajore: C, H, O.Aceste bitumene se deosebesc de carbuni prinproportia mult mai mare in H (10-14%), fata de cea din carbuni(1%).Procentul in O este mai mare la bitumenele solide (30%) sifoarte micla cele lichide (1,5). Proportia in C este asemanatoarecu cea din carbunii superiori (80-90%).

Clasificarea bitumenelor naturaleClasificarea chimico-genetica a lui Engler are la baza atat

compozitia chimica cat si geneza si proprietatile fizice alebitumenelor naturale. Aceasta clasificare cuprinde 5 clase:1.Anabitumene. Reprezinta primele produse ale bitumizarii,amestecate cu substante organice nebitumizate. Cuprind acizigrasi, ceruri, grasimi sapropelice (sapropel).2. Poilibitumene. Suntproduse oxidate al anabitumenelor fiindinsolubile in solventiorganici obisnuiti. Aceasta catgorie de bitumen,ramane legata de suportul mineral al rocilor gazda, formandrocile bituminoase.3. Katabitumene. Reprezinta elementele mobile ale bitumolitelorprovenite fie direct din anabitumene, fie din polimerizareapolibitumenelor. Sunt solubile in solventi organici.4. Ecgnobitumene. Reprezinta petrolul propriu-zis, acesta nefiindlegat de roca sursa, putand migra in scoarta terestra formandacumularile de HC. Este solubil in solventii organici.

5. Oxibitumene.Sunt produse oxidate rezultate in urma distrugerii(oxidarea) HC. Sunt greu solubile in solventi, sunt vascoase si suntreprezentate prin asfalt si ozocherita.

Principalele tipuri de bitumeneGazele hidrocarburice

Se pot prezenta atat in stare gazoasa cat si lichida,formand fie zacaminteseparate, fie asociate cu titeiul.Principala HC gazoasa este metanul-CH4, care se prezintaintotdeauna in stare gazoasa si reprezinta mai mult de 50% dinvolumultotal al gazelor dintr-un zacamant. In unele zacamintegazeifiere (b. Tr), metanul constituie circa 99% din volumulgazelor.

Gazele care sunt asociate zacamintelor de titei, pe langametan, mai contin etan-C2H6, propan-C3H8, butan-C4H10. Dintre toateaceste gaze metanul este cel mai stabil, mentinandu-si echilibrulfizico-chimic pana la temperaturi de 800-900°C. Acest gaz estesingura HC care rezista conditiilor de temperatura si presiuneaferenta adancimilor de 7000m. La peste 200°C molecula titeiuluicracheaza in molecule de gaz.Dpdv tehnologic se pot spara gazeleuscate, care, spre deosebire de gazele asociate cu titei (umede)pot contine intre 30-200g gazolina/m3 gaz.

Pe langa gazele hidrocarburice , intr-unzacamant mai sunt si gaze nehidrocarburice. Cel mai daunatorfiind H2S, mai sunt CO2, N, He. In cazul in care ne aflam inapropierea unor zone vulcanice, cum ar fi aureola mofetica aCarpatilor Orientali, CO2 poate avea valori de 50% din totalulgazelor.

Proprietatile fizice ale gazelor hidrocarburice, sunt: 1.Puterea calorica. Este direct proportionala cu procentul inmetan. Aceasta variaza intre 5000-12000kcal/kg in functie de procentul in impuritati,putand ajunge la 16000kcal/kg. 2.Densitatea.-relativa, se cuantifica in raport cu ceea a aerului atmosfericsi variaza intre 0,55 si 1. Daca luam gazele separat, ea crestede la ρrel de 0,55 la CH4 si poate ajunge la o ρrel de 2 la C4H10.-absoluta, variaza in functie de presiune si tempeatura.Densitatea in conditii standard a CH4 este f mica si anume 0,00073

g/cm3, insa la presiuni de 350-700 bari, amestecurile gazoase potajunge la 0,5 g/cm3. Variatiile mari ale densitatilor gazului , a tieiuui si a apei dezacamant prezinta o importanta mare, permitand separareagravitationala in zacamant a gazelor, de titei si de apa. 3. Solubilitatea gazelor in apa este influentata in primulrand de presiune, apoi de temperatura, mineralizatia apei sicompozitia gazelor. Volumul de gaze dizolvat intr-o unitate devolum de apa creste odata cu presiunea, cu reducerea temperaturiisi cu mineralizatia apei. Solubilitatea gazelor in titei estedirect proportionala cu presiunea si cu gradul de apropierechimica a celor 2 tipuri de HC si este invers proportionala cutemperatura. 4. Condensarea retrogradareprezinta trecerea de la fazagazoasa, de la adancimi mari, la starea lichida. Punctul depresiune (p) si temperatura (T) la care apare prima picatura delichid (condensat) poarta denumirea de punct de roua.

Gaz hidratiIn anumite conditii de temperatura, de obicei scazuta, si

presiuni mari, sistemul compus din apa si gaz poate trece instare solida, formandu-se asa numitii gaz hidrati.Se considera caacest amestec de gaz si apa trece in gaz hidrati in anumiteconditii:

In aceasta compozitie a criohidratilor,moleculele de gaze devin solide si seasociaza cu mai multe molecule de apa. Omolecula de CH4 se asociaza cu 6 molecule deapa sau o molecula de etan-C2H6 se asociaza cu7 molecule de apa.

In natura acestia pot aparea in zonele cuclimat rece sau pe fundul oceanelor, laadancimi mari. Insa pot aparea si inconductele de extractie sub forma unordopuri,

datorita variatiei mari a presiuniigazelor (inghetarea sondei) si poate fi

gaz

T p

metan

+4,5°C+10°C

45atm100atm

etan

+4,5°C+10°C

6,2atm16atm

prevenita prin reducerea presiunilor sub valoarea critica pentrufaza solida.

AsfaltReprezinta un amestec de hidrocarburi grele si petrol

oxidat. Se intalneste ca impregnatii in roci detritice (gresii)pe fisurile calcarelor, in nisipuri si uneori mai apare ca „dopde asfalt”, cu rol de roca protectoare pentru hidrocarburi.Sisturi bituminoase (pirosisturi)

Fac parte din categoria pelitelor care au un anumit continutin bitumene. Acestea pe langa substantele bituminoase, cu caresunt impregnate si care sunt solubile la cald in solventiorganici, mai contin si o anumita cantitate de materie organicainsolubila numita kerogen.

Dupa natura sedimentului, sisturile bituminoase sunt de maimulte feluri:-argiloase: disodile oligocene din flisul carpatic-silicioase: menilite din flisul carpatic-calcaroase: kukersit in calcare ordoviciene din Estonia

Sisturile bituminoase in general prin distilare latemperaturi de 550-600°C pot elibera o anumita cantitate desubstante volatile care prin condensarea trec in „ulei de sist”.

TiteiReprezinta un amestec natural, lichid si inflamabil de

hidrocarburi in care componentii gazosi si cei solizi suntdizolvati in HC lichide, formand solutii sau suspensii coloidale.Denumirea de petrol provine din grecescul petra + latinescul oleum.

Proprietatile titeiului sunt: 1. Starea de agregare. La temperaturi obisnuite titeiurilesunt lichide, in functie de HC continute, putand fi mai mult saumai putin vascoase. 2. Densitatea reprezinta masa pe unitatea de volum a titeiuluisi in mod obisnuit este intre 0,75-1 g/cm3. In mod exceptionalpoate atinge 1,8 g/cm3. In functie de densitate au fost impartitein: -titeiuri foarte usoare 0,75-0,82g/cm3

-titeiuri usoare 0,82-0,88 g/cm3

-titeiuri grele >0,88 g/cm3

Diferenta intre densitatea apelor de zacamant si cea atiteiului permite separarea gravitationala a celor 2 fluide inrocile rezervor. 3. Culoare. Titeiurile naftenice au densitatea mai mare siculori inchise: negre, negru-verzui, iar titeiurile parafinicesunt mai usoare si de regula culori mai deschise. 4. Mirosul este datorat de compusii usori volatili dincontinutul acestora. Titeiurile grele, naftenice, fiind greuvolatile au miros imperceptibil, iar cele cu continut mare insubstante volatile au miros eteric sau aromatic. Titeiurile cusulf prezinta miros specific.5. Vascozitatea si fluiditatea sunt doua proprietatiinterdependente care intervin in procesele de curgere a acestorHC lichide prin porii rocilor. Se cunosc 3 tipuri de vascozitati:-absoluta: reprezinta gradul de frecare intre moleculele de titeiaflate in curgere. Unitatea de masura este centipoise (cP).-relativa: arata de cate ori titeiul este mai vascos ca apa. Semasoara in grade Engler (°E) si variaza de la 1-4°E. -cinematica: proprietate influentata de compozitia chimica,gradul de maturare, densitate, cantitatea de gaze dizolvate, detemperatura si presiune.

Dpdv al vascozitatii se pot deosebi urmatoarele cazuri:-in general titeiurile naftenice sunt mai vascoase deoarececontin proportii ridicate de molecule cu numar mare de atomi decarbon;-titeiurile grele sunt mai vascoase;-cantitatea de gaze dizolvate cu cat este mai mare duce lascaderea densitatii si implicit a vascozitatii; aspect importantin migrarea naturala a titeiurilor dar si in usurea conditiilorde exploatare a acestora.-cresterea temperaturii duce la scaderea vascozitatii;-cresterea presiunii duce la cresterea vascozitatii. 6. Solubilitateaeste o relatie stabilita intre apa-titei-gazesi compusi organici nehidrocarburici. Titeiul este solubil inanumiti solventi organici, cum ar fi benzen, alcool, acetona,cloroform. Exista afinitati intre anumiti solventi si uniicompusi ai titeiului.Solubilitatea reciproca titei-apa

In conditii de suprafata, solubilitatea compusilor de titeiin apa este aproape nula cu exceptia compusilor cu sulf, ce potajunge la cateva mii de ppm. In conditii de zacamant si inprezenta CO2, solubilitatea titeiului in apa este de 1-3%.Solubilitatea apei in titei este nula la suprafata insa cresteliniar odata cu temperatura pana la 260°C.Solubilitatea gazelor in titei

Prezinta importanta in exploatarea zacamintelor pentru ca inanumite conditii date, cantitatea de gaze dizolvate in titeidepinde de compozitia chimica a celor 2 componente. S-a observatca prima data se dizolva gazele cu molecula mare (ex: hexan) iarultimul se dizolva metanul, odata cu cresterea presiunii. Iesireagazelor din titei este invers, primul care se degaja find metanulurmat de gazele cu molecule din ce in ce mai mari. Cantitatea degaze dizolvate este conditionata de presiune, crescand liniarpana la atingerea presiunii de saturatie, presiunea de la care nici ocantitate suplimentra de gaze nu mai poate fi dizolvata.

Temperatura influenteaza negativ cantitatea de gazedizolvate, insa influenta ei este anulata de presiuni foartemari.

In procesul de exploatare existenta gazelor dizolvate intr-un zacamant pana la presiunea de saturatie este foarte benefica,ele determinand o energie naturala a HC care permite exploatarealor fara consum de energie suplimentar.7. Volumul HC solide. Prezenta gazelor in solutie duce la ocrestere de volum a acestuia pana in momentul in care se atingepresiunea de saturatie. Volumul titeiului cu gaze dizolvate semodifica din momentul extragerii din zacamant, de la adancime lasuprafata.

Variatia volumului depinde de iesirea gazelor din solutie.Astfel volumul titeiului din conditii de suprafata poate fiechivalat cu volumul corespunzatoare conditiilor de adancime princorectarea cu un factor de volum supraunitar, cuprins intre 1,2-2.

Factorul care se aplica unui m3 de titei aflat in conditii dezacamant pentru al converti in echivalentul sau de suprafata s.n.factor de compresibilitate si are o valoare subunitara 0,63-0,88. 8. Tensiunea superficiala reprezinta forta raportata lalungime, care se exercita la suprafata de contact dintre

moleculele de titei si granulele rocii gazda. Aceasta sedatoreaza atat fortelor de atractie dintre molecule cat sifortelor capilare din roca. Unitatea de masura este dyne/cm sieste de 3 ori mai mare la apa de zacamant 75-79 dyne/cm decat latitei 25-35 dyne/cm. Drept urmare aceasta forta retine apa incanalele fine si totodata expulzeaza titeiul din porii foartemici in porii mai largi. Astfel se explica formarea unoracumulari de titei in roci nisipoase cuprinse la randul lor indepozite argiloase. 9. Puterea calorica variaza in functie de compozitia chimica atiteiului, fiind cuprinsa intre 9000 si 11700 kcal/kg. Titeiurileparafinoase sunt mai bogate in hidrogen si au o putere caloricamai mare, iar cele naftenice au o putere calorica mai mica. 10. Florescenta reprezinta proprietatea substantelorbituminoase de a radia lumina atata timp cat sunt sub incidentaunor raze ultraviolete.

Geneza petrolului (petroligeneza)Originea petrolului -originea anorganica – in urma activitatilor vulcanice-originea organica – s-au format din fosta materie organica, ce atrait in cantitati f mari cu un ciclu de viata scurt in bazinelede acumulare din diversele perioade geologice (zooplancton,fitoplancton).

Geneza petrolului cuprinde tatalitatea factorilor si afenomenelor care intervin in procesul de formare al titeiului sial gazelor naturale combustibile. Plecand de la ideea ca inprezent este admisa ipoteza originii organice a HC, se puneproblema cunoasterii urmatoarelor aspecte:-materia organica initiala-mediul de sedimentare-procesele de transformare al materiei organice in HC-rocile sursa de HC

1. Materia organica initialaIn prezent se considera ca materia prima din care s-au

format HC a fost oferita de microorganismele vegetale si animale

din mediile acvatice, si mai putin de cele din mediulcontinental.

Nu toate organismele vii contribuie la generarea petrolului.In cazul celor care participa la aceasta generare, doar o partedin compusii organici sunt transformati in kerogen din careulterior rezulta HC.

Principala sursa de materie organica o reprezintaorganismele planctonice si anume fitoplanctonul (diatomee,dinoflagelate) si zooplanctonul (foraminifere).

2. Mediul de sedimentareMediul continental nu poate oferi conditii satisfacatoare de

acumulare a substantei organice in cantitati mari, datoritaactiunii factorilor externi care duc la distrugerea acesteia. Cutoate acestea o sursa de materie organica continentala oreprezinta substantele humice (acid humic) care rezulta in urmadescompunerii lente a ligninei. Acestea se formeaza mai ales inzonele mlastinoase tropicale si subtropicale.

Conditiile propice de acumulare si transformare a materieiorganice in HC le ofera mediul acvatic (oceane, mari, lagune,lacuri adanci). Este necesar ca bazinul de sedimentare saprezinte o anumita batimetrie. Conservarea materiei organice sitransformarea sa ulterioara se realizeza in special intr-un mediureducator de tip euxinic (ex: zonele lagunare si de self). Odatacu materia organica intr-o astfel de zona se depun si sedimenteminerale (pelitice) cu rol de protectie si ingropare rapida asubstantei organice. Sedimentele formeaza asa numitele maluribogate in substante organice, partial descompuse, numitesapropeluri.

3. Transformarea materiei organice in HCPentru ca o anumita cantitate de materie organica din

sedimente sa genereze HC este necesara interventia unor factorisi procese care sa asigure evolutia materiei organice catre titeisau gaze.

Transformarea materiei organice in bazinele de sedimentarese poate realiza in urmatoarele conditii geochimice:a) sedimentarea in bazine acvatice in prezenta O2, are loc in bazine putinadanci, unde prezenta O2 favorizeaza oxidarea materiei organicecare trece intr-un gaz biogen ce se elibereaza usor in atmosfera.b) cu accesul O2 limitat, conditii ce se realizeaza indeosebi inmlastini, lipsite de curenti. In acest mediu are loc otransformare partiala a substantelor organice in gaze,concomitent avand loc si un proces de bitumizare.c) lipsa totala de O2 se produce in bazine mai adanci, inchise, curegim euxinic (reducator). Evolutia substantelor organice inaceste medii conduce la formarea HC.

In ceea ce priveste procesele de petroligeneza ce au loc indepozite sedimentare cu o anumita vechime, se considera caacestea sunt strans legate de evolutia kerogenului. Procesele deformare a kerogenului incep odata cu moartea organismelorvegetale sau animale si depunerea lor pe fundul bazinului desedimentare. Aceasta fractiune organica este distrusa aproape intotalitate daca ajunge intr-un mediu oxidant sub influentabacteriilor aerobe, ramanand doar partea minerala. Astfelconservarea materiei organice este favorabila bazinelor euxinice,putand ajunge la o valoare de 4% kerogen inclus in roca (ex: sedactuale de fe fundul marii).

Kerogenul poate fi definit ca proportia de substantaorganica prezenta intr-o roca sedimentara, insolubila in solventiorganici. Fractiunea solubila in solventi s.n. bitumene.Distributia kerogenului intr-o roca sedimentara poate fi:

Sunt cunoscute, in diferite tipuri de roci sedimentare, 3tipuri de kerogen, avand origini si componenti chimici diferiti.Clasificarea kerogenului se face dupa diagrama Van Krevelen.Kerogen I – algal

Este intalnit mai rar in rocile sedimentare si provine dinacumularea masiva a algelor de tip Botryoccoccus. O formatiuneageologica bogata in kerogen algal este Green River Shale, devarsta Eocen mediu din Utah, SUA. Acest tip de kerogen este celmai bun producator de HC, dar si cel mai rar, prezentand ocapacitate mare de generare a HC lichide. Prezinta un continutmai ridicat in H2.Kerogen II – mixt

Provine din surse diferite, inclunzand atat alge marine(fitoplancton) cat si spori, polen, tesaturi vegetale siparticule de carbuni de origine continentala. Si acest tip dekerogen are o capacitate mare de generare a HC lichide. Esteintalnit frecvent in rocile sursa de petrol, depozitate in bazinemarine, in conditii reducatoare (ex: rocile petroligene dinflisul Carpatilor Orientali).

Kerogen III – continentalEste ambundent in material organic terestru reprezentat prin

tesuturi vegetale, cuticule, carbuni, fiind frecvent generator degaze.Kerogen IV – inert

Nu rezulta HC.In cadrul evolutiei geologice a bazinelor de sedimentare,

datorita subsidentei, depozitele sau formatiunile sedimentareajung la adancimi din ce in ce mai mari si implicit latemperaturi si presiuni din ce in ce in ce mai mari.

In aceste conditii, kerogenul fin dispersat in roci va fiscos din echilibrul initial, eliminand la inceput gruparileoxigenate (ex:CO2), apoi va elibera HC lichide si ulterior pemasura ce intra in zona de metageneza (cracare), HC devingazoase.

Dupa Tissot&Welte (1984) sau separat 3 stadii de evolutie akerogenului, odata cu ingroparea: diageneza, catageneza, metageneza.

DiagenezaModificarile materiei

organice se produce in paralel cucele ale sedimentelor, iar prindiageneza substantelor organice seintelege modificarile pe careaceasta le sufera la temperaturicuprinse intre 40-65°C si adancimide ingropare de circa 1000-1300m.

Materia organica ajunsa pefundul bazinului de sedimentareeste distrusa partial de faunabentonica si bacteriile aerobecare au o actiune mai mare peprimii metri de roca sedimentara.In aceasta prima etapa adiagenezei se poate elibera doargaz biogen.

Dupa etapa de tranversare azonei cu bacterii anaerobe, unde temperatura atinge 30-40°C,materia organica intra in etapa diagenezei tarzii. In timpul

acestei etape, alterarea materiei organice are loc exclusiv prinprocese chimice. Produsele rezultate sunt in principal un kerogenmai stabil in aceste conditii si unele gaze secundare: metan,carbon.

Catagenza Reprezinta procesul de alterare termica sau piroliza

naturala lenta a materiei organice ingropata odata cusedimentele. Incepe la adancimi de aprox 1000m si temperaturi deaprox 60°C, limita inferioara, si 140-150°C, limita superioara,cand catageneza ia sfarsit. Aceste praguri de temperatura nu suntfixe insa s-au observat ca dupa 60°C, kerogenul isi pierdeechilibrul termodinamicsi in procesul deechilibrare care areloc isi modifica atatcompozitia cat sistructura. Datoritacresteriitemperaturilor peste temp minimale, kerogenul elibereazacantitati de gaze, atat de natura organica (metan, etan) cat sianorganica CO2, H2S. Rata de generare a HC din kerogen cresteodata cu adancimeade ingropare si cu temperatura. Astfelproductivitatea kerogenului este conditionata in primul rand detipul acestuia si apoi de conditiile de piroliza.

Acesta etapa de catageneza se mai numeste si fereastra de petrol.Catageneza se considera a fi incheiata atunci cand rata degenerare a petrolului scade semnificativ , acest fenomenpetrecandu-se pe la 150°C. Din acest moment incepe cracareatermica a titeiului rezultat si transformarea acestuia in gaze.

Rolul timpuluiSub actiunea timpului materia organica in stadiul final al

diagenezei sufera prcese destul de complexe, in special de naturachimica la care aceasta este supusa. Conform acestui mecanismmasa HC generate la un moment dat va depinde de rata de formare anoilor structuri si de intervalul de timp in care au loc acestereactii. Temperatura si timpul actioneaza in acelasi sens insa cuponderi diferite. In fiecare bazin de sedimentare in functie de

timp si temperatura, se va atinge la un moment dat pragul degenerare maxima a HC. Cu cat temperatura acestui prag va fi maimare cu atat timpul necesar generarii va fi mai mic.

MetagenezaPoate ajunge pana in faza metamorfismului incipient al

sedimentelor insa pana la temperaturi de 300°C si presiuni de2500-3000bari. Peste temperaturi de 150°C, materia organicaramasa, sufera o puternica descompunere reprezentata de cracareatermica a compusilor organici. Kerogenul ramas dupa catagenezaelibereaza ultimii atomi de hidrogen, care se combina cu cei decarbon, rezultand principala HC din aceasta etapa- gazul metan(gaz termogen). In paralel cu formarea gazului termogen mai are locsi cracarea termica a titeiului remanent din roca sursa, care nua migrat, rezultant tot metan. Se observa ca acest gaz metan,este singurul produs hidrocarburic care se formeaza in toate celetrei etape. Cel format in etapa de inceput este numit metanbiogen, iar cel format in timpul catagenezei si metagenezei estedenumit metan termogen. Diferentierea dintre cele doua categoriiale metanului se poate face pe baza compozitiei izotopice acarbonului. Pentru metanul biogen raportul izotopului C13la C12

este mai mare 55-70%, iar pt metanul termogen raportul este maimic, 5-13%.

4. Rocile petroligene

Rocile sursa de petrol sunt acele roci care s-au format dinsedimentele depuse odata cu materia organica din care au rezultatulterior HC. Caracterul comun al tuturor rocilor sursa de HC esteacela ca sunt in general roci pelitice, depuse intr-un mediuanoxic favorabil depunerii materiei organice. Dupa naturasedimentului mineral ele pot fi argiloase, silicioase,calcaroase, sau carbunoase. Prin compactare datorita presiunilorlitostatice, capata un aspect sistos, mai frecvent fiind intalnitla argile, care prin uscare devin mai foioase. O roca sursa de HCprezinta in general culori inchise, din cauza bitumenelor pe carele contine, si totodata sunt lipsite de fosile cochilifere, careau fost dizolvate ulterior de H2CO3 (acidul carbonic) rezultat inurma procesului de descompunere a matriei organice.

Identificarea rocilor sursa de HCO roca sursa este acea roca organo-clastica care a generat

efectiv sau este capabila sa genereze in timp geologic la oanumita temperatura adecvata (60-120°C), o anumita cantitate depetrol. Rocile sursa se recunosc dupa caracterul lorpetrografic, sunt roci pelitice depuse intr-un mediu anoxic sicare contin 2 categorii de substanta organica:-solubila in solventi organici – bitumenul-insolubila in solventi organici – kerogen

Criteriile de evaluare a gradului de maturare a materieiorganice au la baza determinarea calitativa, bio si geochimica simai ales a gradului de maturare a componentelor insolubile.

In general cantitatea de kerogen este mai mare decat cea abitumenului. Continutul in kerogen se determina ca un reziduu fixdupa tratarea probelor cu HCl si HF pentru dizolvareacarbonatilor si silicatilor. Aceasta metoda de unele erori dincauza unor produse secundare ce pot aparea in urma tratariichimice a rocii.

O metoda mai precisa de indetificare este introducerea rociiintr-un curent de aer si masurarea cantitatii de CO2 degajat,determinandu-se astfel cantitatea de Carbon Organic Total (TOC).Intre TOC si tipul rocii exista o stransa legatura, la rocileclastice aceasta valoare este de 2-15% iar la rocile carbonaticeeste de 0,5-1%.

Tipul de materie organicaMateria organica incorporata in

aceste roci sursa de hidrocarburi esterepartizata la 3 tipuri de kerogen,fiecare are o anumita productivitatecare este conditionata de componentachimica a materiei organice initiale

din care s-a format. Cel mai important este continutul in hidrogen care este mai

mare la organismele marine, comparativ cu vegetatia terestra.Tipurile de kerogen pot fi determinate prin metode optice si

fizico-chimice:Metoda microscopica - se aplica particulelor de kerogen(71microni) realizandu-se prin 4 procese: -studiul in lumina reflectata pe slifuri-studiul in lumina reflectata a particulelor de kerogen extrasedin roca-studiul in lumina transmisa a particulelor de kerogen-studiul in lumina fluorescenta a particulelor de kerogenCercetarea chimica a kerogenului se realizeaza prin stabilireacompozitiei chimice elementare, adica a C, H, O, N, S, caredepinde de tipul de kerogen si de gradul de maturare a materiei organice.Se utilizeaza diagrama Van Krevelen pe care sunt separate cele 3tipuri de kerogen, in functie de raporturile H/C si O/C.Metoda Rock eval are la baza piroliza rocii.

Gradul de maturare al materiei organiceSe indentifica prin metode microscopice:

1. Analiza de reflectanta a vitrinitului2. Cuantificarea valorii palinomorfelor in urma acestui studiu sedetermina indicele de alterare termica (IAT). Aceasta metoda sebazeaza pe indentificarea valorii palinomorfelor care se schimbaodata cu cresterea temperaturii, aceasta schimbare fiindireversibila. Se utilizeaza acest indice IAT, care reprezinta oscara numerica de la 1 la 5, a fost inventata de Staplin (1969)si updatata de Pearson(1984).

Potentialpetroligen

TOC %

saracmediubunfoarte bunexcelent

0 – 0,50,5 – 11 -22 – 4>4

3. Metoda Rock Eval

Geneza zacamintelor de hidrocarburiPrin zacamant de HC se intelege o acumulare de petrol lichid

sau gazoasa intr-o roca poroasa izolata de restul formatiunilorprin roci impermeabile si care are un regim hidrodinamicindependent.

De formarea acestor zacaminte sunt responsabile mai multefenomene, dintre care cele mai importante sunt:-migrarea petrolului-acumularea in roca rezervor-conservarea zacamantului-degradarea zacamantului

1. Migrarea petroluluiDupa generarea petrolului acesta migreaza atat in interiorul

rocii sursa cat si in interiorul rocii rezervor. Deplasareapetrolului se face sub influenta unui complex de factori fizici,chimici si geologici, iar rezultatul migratiei il reprezintaacumularea petrolului si formarea zacamintelor.

Sunt cunoscute 3 tipuri de migratii:Migratia primara presupune expulzarea petrolului din roca sursa

si migrarea acestuia in interiorul respectivei roci. Acest tip demigratie ridica urmatoarele probleme:a) Felul substantei organice care migreaza in etapatransformarilor litogenetice in care are loc migratia primara.Migratia primara incepe inca din primele stadii ale sedimentarii,cand substanta organica este reprezentata prin protopetrol.Acesta s-a format in primele etape ale diagenezei fiind retinutde particulele minerale si de kerogen, pana cand atingetemperatura ferestrei de petrol.

b) Factorii si mecanismele migratiei primare sunt legate decompactare, temperatura si capilaritate.

Compactarea este un proces complex care are loc odata cuingroparea sedomentelor si reprezinta o reducere a volumului subactiunea presiunilor litostatice. Ca o consecinta a acesteicompactari, fluidele si gazele din porii acestor roci tind sa sedeplaseze catre periferia bazinului, unde atat greutateasedimentelor cat si presiunile sunt mult mai mici. Intrecompactare, adancimea rocilor si porozitate exista o relatie de

interdependenta. Astfel cu cat creste adancimea si scadeporozitatea cu atat compactarea este mai mare.

Temperatura creste odata cu subsidenta bazinului de sedimentareducand la dilatarea rocilor si a petrolului continut in pori.Fluidele avand o dilatare mai mare decat a rocilor, tind sa sedeplaseze catre zone cu temperatura mai scazute. Datoritatemperaturilor mari la care este supus titeiul poate sa treaca instare gazoasa, putand astfel sa migreze mai usor catre o rocarezervor, care sa-l gazduiasca, formandu-se in acest modzacamintele de condensat.

Capilaritatea. Exista tendinta ca petrolul sa se localizeze inpori cu dimensiuni mai mari iar apa in pori cu dimensiuni maimici. S-a demonstrat experimental ca aceasta presiune capilara atiteiului intr-o roca pelitica este de ordinul zecilor deatmosfere, pe cand intr-un nisip este de numai o atmosfera. Dinacest motiv, petrolul va fi expulzat din porii rocilor peliticein porii nisipului sub actiunea presiunilor litostatice.

c) Starea fizica a HC in timpul migrarii poate fi sub mai multeforme, titei cu gaze dizolvate sau sub forma de vapori. HC instare de vapori migreaza prin difuzie prin porii fini ai rocilor,ajungand in zone cu presiuni mici unde condenseaza.

Migratia secundara. Dupa expulzarea petrolului din roca sursa,odata ajuns in roca rezervor, gradul de saturatie in gaze sicantitatea de titei dizolvat scade pana la valori corespunzatoarenoilor conditii de presiune. Incepe astfel un proces deconcentrare a petrolului in faza separata si deplasarea acestuia

catre zone favorabile acumularii (capcana) proces care s.n.migratie secundara.

Deplasarea petrolului in timpul acestei migratii estepreponderent laterala, pe stratificatia rocii, spre deosebire demigratia primara care este pe verticala. Odata atinsa interfataroca rezervor-roca de etanseizare, deplasarea se continua inlateral, ascendent catre zonele cele mai ridicate ale rociirezervor - capcane de HC.

Fortele capilare si tensiunile superficialeS-a observat ca in unele zacaminte nivelele petrolifere

constau din nisipuri grosiere saturate in titei izolate in altenisipuri mai fine saturate in apa. Intr-un amestec de titei siapa, fluidul cu tensiunea superficiala mai mica (titeiul) vatinde sa curga in roca cu cele mai largi capilare, in timp cefluidul cu tensiuni superficiale mai mari (apa) este retinuta inroca cu pori mai fini.

Pentru ca deplasarea sub actiunea presiunii capilare sa aibaloc trebuie ca intre cele 2 capete ale unui por capilar sa existeo diferenta de presiune. Aceasta se datoreaza diferentelor deraze capilare de la cele 2 extremitati.

Pc=2γcosθr ; γ-tensiunea superficiala petrol-apa; θ-unghi de

udare; r-raza capilarului

Flotatia(separatia gravitationala) este un proces de separatie atiteiului din apa pe criterii strict gravitationale. Titeiul sigazele exisente intr-o roca poros permeabila, si care estesaturata si cu apa, se vor ridica pana la partea superioara a

acestei roci sub actiunea diferentelor de densitate dintre acestesi apa (comform legii lui Arhimde).

Migratia tertiara(dismigratia) procesele care controleaza aceastamigratie tertiara sunt similare cu cele intalnite in timpulmigratiei secundare. Aceasta poate fi verticala, orizontala saucombinata. Eliberarea accidentala unor gaze dintr-un zacamant pefracturi poate forma la suprafata crustei asa numitii vulcani noroiosi(ex: Buzau-Pâcle).

2. Acumularea hidrocarburilor in roca rezervorHC formate si migrate in crusta terestra nu pot forma

zacaminte daca nu intalnesc conditii favorabile acumularii incantitati mari, intr-un spatiu oarecum restrans. Pentru ca oacumulare de HC sa se poata reaiza sunt necesar urmatoareleconditii: -prezenta unui rezervor natural de acumulare -prezenta unor roci de etanseizare la partea sup arezervorului, cu rol de izolare fata de agentii distructivi -prezenta capcanelor de HC, adica a aranjamentului spatial alstratelor capabil sa realizeze acumularea

Rocile rezervorSunt acele roci care au o mare capacitate de acumulare in

propria porozitate si o usurinta in cedarea HC acumulate. Crctacestor roci sunt: -capacitatea de inmagazinare, data de porozitate -capacitatea de expulzare, data de permeabilitateCele mai frecvente roci rezervor sunt cele detritice,consolidate-gresia sau neconsolidate-nisipuri. In aceast categorieamagazin mai pot fi incadrate si calcarele fisurate sau orice altaroca cu structura cavernoasa.

Porozitatea reprezinta proportia de goluri dintr-o roca

raportata la volumul total al rociiφ=VgVt

(%). Porii dintr-o roca

pot fi legati intre ei si reprezinta un fel de retea de canaleprin care atat lichidele cat si gazele pot circula.

Porozitatea este de 3 feluri:

Porozitatea totala (absoluta) reprezinta volumul tuturor golurilor dinroca, indiferent de marimea lor si de gradul de interconectaredintre acestia.Porozitatea efectiva este data de volumul de goluri intercomunicatiindiferent de dimensiuni.Porozitatea utila este reprz de volumul porilor a caror dimensiunepermite curgerea fluidelor sub actiunea unor gadienti mici depresiune.

Porozitatea poate fi primara, rezultata in urmasedimentarii si litificarii rocii, si poate fi si secundara,formata ulterior litificarii, fiind de natura diagenetica.

Permeabilitatea reprezinta proprietatea rocilor de a permitecircularea fluidelor si a gazelor prin pori sub actiuneagradientilor de presiune. Se calculeaza comform legii lui Darcy

Q=

k∗Aμ

∗dp

dlk-coeficientul de permeabilitate (darcy)Q-debitul de fluid (cm3/s)A-aria suprafetei de curgereμ-vascozitatea dinamica a fluiduluiDp/dl-gradient hidraulic

Dupa acest coeficient de permeabilitate (k) avem roci cu: -permeabilitate slaba 1-10 mdarcy-permeabilitate buna 10-100 mdarcy-permeabilitate f buna >100 mdarcyex: gresia de Kliwa are 30-60 mdarcy, titeiul repauzand inacestea.

Roca de etanseizareEste o roca slab permeabila (argila, marna0 sau perfect

impermeabila (roci evaporitice-sare, gips, anhidrit). Mai suntconsiderate si calcarele nefisurte, sau unele roci magmatice,insa mai rar.

Un alt factorimportant estegrosimea acesteia. S-a demonstrat teoretic

ca un strat de argila gros de 1m este suficient pentru a oprimigrarea HC, insa este greu de acceptat ca un strat atat de grospoate avea o extindere laterala suficient de mare. In cazulfaliilor, inchiderea rezervorului depinde de saritura acestora.Faliile cu sarituri mari pot deschide un zacamant.

S-a cautat gasirea unei relati intre grosimea stratuluiprotector si inaltimea coloanei de HC din rezervor. Se acceptaraportul de 1 la 4 pt gaz si 1 la 7 pt titei.

Capcana de hidrocarburiPentru ca HC migrate sa se poata acumula intr-o roca

rezervor este necesar ca stratele sa aiba un anumit aranjamentspatial care sa permita formarea si conservarea zacamantuluirespectiv. Un astfel de aranjament rezultat in urma evoultieitectonice (anticlinale, falii) sau stratigrafic dintr-o anumitaregiune poarta denumirea de capcana.

Clasificare:-capcane structurale-capcane stratigrafice-capcane combinate-capcane hidrodinamice

Capcane structuraleAceasta grupa de capcane se formeaza prin interventia

fenomenelor de cutare, faliere, sariaj, sunt cele mai numeroasesi cele mai importante dpdv al acumularilor de HC.

Exista mai multe modalitati de formare ale acestora infunctie de factorul generator dominant:

-tectonica: distensiune-falie normala, compresiune-falii inverse,cute diapire, anticlinale

-compactare (tasare), datorita fortelor litostatice-gravitationala, sunt asociate cu faliile listrice (anticlinaleroll-over)

Capcane stratigraficeFactorul predominant in formarea acestor capcane este fie

de natura petrografica (variatii laterale de facies) fie suntlegate de discordante.

Aceasta grupa de capcane poate fi impartita inurmatoarele tipuri:

a) Capcane depozitionale litologice:-capcane asociate efilarilor de strate;-capcane asociate recifilor coraligeni;-capcane asociate umpluturilor de canal;-capcane asociate dunelor de nisip.

b) Capcane erozionale (paleogeomorfice);-capcane pe scoarta de alterare.

c) Capcane mixte.

d) Capcane hidrodinamiceDaca o structura

anticlinala prezinta unrezervor mai gros saturatin apa aflata in regimhidrodinamic, atunci infunctie de viteza dedeplasare a apei, gazele sevor putea acumula in boltaprincipala a anticlinaluluiiar titeiul pe flancul lateral al anticlinalului in sensul demiscare al apei.

4. Degradarea si distrugerea zacamintelor de HCIn procesul de distrugere si degradare a zacamintelor

intervin factori naturali dar si factori artificiali:Factorii naturali

Acestia pot interveni ducand la schimbarea echilibruluide zacamant. Pot fi de mai multe feluri:Hidrodinamici – acestia intervin prin miscarea apelor in interiorulrezervoarelor naturale care gazduiesc acumulari de HC. Schimbarea

vitezei si a directiei de circulatie a apei conduce la deranjareaechilibrului fluidelor din zacamant.Biochimici – actioneaza in zona de contact a HC cu apele sulfatate.In prezenta bacteriilor ce intretin procesele de oxidare atiteiului. Bacteriile distrug HC si reduc sulfatii din apele sidin rocile cu care vin in contact.Tectonici – se manifesta prin ridicari si coborari in cadrulmiscarilor orogenetice. Miscarile de ridicare supun cuverturazacamintelor la eroziune sau rupere in zone de orogen.Degradarea zacamantului incepe cu pierderea gazelor, scadepresiunea de zacamant si se continua ulterior cu distrugerearezervei de titei. Miscarile de coborare duc zacamintele laadancimi mari unde temperatura este din ce in ce mai ridicata.Daca zacamantul ajung in zona domeniului metamorfic el estedistrus prin procese de cracare a titeiului iar componentiivolatili pot migra in ale zone ale scoartei.Factorii artificiali

Aceasta categorie de factori est pusa pe seama erorilorde foraj sau de exploatare a sondelor. Astfel in timpul sapariisondelor se pot produce colmatarea stratelor cu noroi de foraj sau cucimentul folosit la cimentarea coloanei de tubaj. Aceste cauzepot micsora permeabilitatea stratelor sau inchide complet ducandla scaderea debitului sondei.

O alta cauza a degradarii zacamintelor este degazeificareaprematura. Exploatarea gazelor din partile superioare ale scoarteicat si a celor dizolvate in titei face ca o mare cantitate detitei sa ramana fara o energie proprie in zacamant, micsorandfactorul final de recuperare si productia zacamantului. Aceastasituatie se poate remedia prin injectarea sub presiune a unorgaze refacandu-se in acest mod presiunea initiala de zacamant.

Caracterele fizice de zacamant ale HC si importanta lorin procesul exploatarii

HC in conditiile de zacamant prezinta o serie decaractere fizice conditionate de complexitatea realitatilor dinscoarta terestra. Aceste caractere se traduc prin forte deexpulzare a HC din zacamant si forte de retinere a petrolului inrezervoarele naturale.

A. Fortele de expluzareSunt fortele care determina expluzarea HC din rezervor

atunci cand sunt interceptate prin intermediul unei sonde. Elesunt reprezentate in primul rand prin presiunea de zacamant siapoi prin temperatura.

a) Presiunea de zacamant in determinarea acestei valori trebuietinut cont ca un zacamant are o presiune initiala si una curenta.

Presiunea initiala de zacamant se noteaza cu Po si estepresiunea la care se afla zacamantul inainte de exploatare.

Presiunea curenta poate fi dedusa la un moment dat dupa cezacamantul a fost dat in exploatare. Aceasta presiunea poate fistatica atunci cand e masurata dupa o perioada de stagnare aproductiei sau poate fi dinamica (masurata in timpulexploatarii).

Presiunea de zacamant creste odata cu adancimea, eadepinzand de presiunea hidrostatica, litostatica si cea agazelor.

Presiunea hidrostatica. PH2O=γH2O*H/10 (m) Relatia dintrepresiunea hidrostatica normala si densitatea fluidului este urm:p=γ*H*g. Densitatea apei/fluidului este in functie de cantitateade saruri dizolvate in ea.

Tipulapei

Salinitate NaCl(mg/l)

Densitate (kg/dm3)

Densitate (ppg)

Apa dulce 0-1500 1,00 8,34M.Nordului

30 000 1,02 8,51

M.Barents

117 000 1,07 9,00

Suprasaturat

318 000 1,20 10,01

ppg – pound per gallon1 pound = 0,4535 kg1 galon = 3,78 l1m = 2,28 ft

Adancime(feet)

Densitatenoroi(ppg)

4150 11,1 shale

4300 11 shale

6670 11,1 shale

7200 11,2 nisip

11150 14,2 shale

11590 14,7 calcar+shale

Presiunea litostatica este presiunea exercitata la o anumitaadancime de catre greutatea unei coloane ce include segmentele,cu tot cu apa marii, la care intra si lichidele din porii rocii.Aceasta mai poate fi definita ca stress vertical sau presiuneageostatica.

Valoarea ei, exprimta fie in Pa (N/m2), este mai maredecat cea a presiunii hidrostatice normale calculata la aceasiadancime (1atm = 101 325 Pa).

Pl=ρmf*H*gDensitatea medie a formatiunii

este stabilita functie dedensitatea mineralelor, porozitateasi densitatea fluidelor din acestipori. Este calculata dupa formula:

Smf=Φ*ρf+(1-Φ)*ρm

Porozitatea sedimentelor scadesub efectul compactarii si esteproportionala cu crestereapresiunii litostatice.

Pentru un anumit tippetrografic de roca, descresterea porozitatii odata cu adancimeaeste insotita de ocrestere a densitatiiformatiunii respective.De exemplu la oformatiune argiloasareducerea porozitatiieste strict dependentade presiunealitostatica.

Presiunea din porii rociireprezinta presiunea fluidelor si a gazelorcontinute in poriisedimentelor. In componentaunui bazin de sedimentare potfi intalnite 3 tipuri depresiuni ale porilor:

-presiune negativa (subnormala) are o valoare inferioarapresiunii hidrostatice normale-presiune normala, unde presiunea din pori este egala cu cea apresiunii hidrostatice normale-presiunea pozitiva (suprapresiunea) este mai mare decat ceahidrostatica normala si in mod obisnuit limitata de presiunealitostatica. 1 atm = 15 psi

Ecuatia lui Terzaghi reprezinta diferenta dintre presiunealitostatica si presiunea din porii rocilor (stresul efectiv):Es=Pl-Pp

Cunoasterea valorii stresului efectiv este importanta inalegerea densitatii noroiului de foraj ce trebuie introdus ingaura de sonda a.i. presiunile fluidelor din porii rocilor sa fieanihilate. Daca se introduce in gaura de sonda un noroi cudensitate mica si presiunea din porii rocilor este mare, atunci,se poate intampla ca intreaga coloana a noroiului de foraj aflatîn anular sa fie impinsa la suprafata de HC aflate sub presiune.

Presiune de fracturare reprezinta presiunea necesara fracturariiformatiunii. Aceasta presiune este in functie de cea litostatica,de cea din porii rocilor si comportamentul mecanic al unei rocidintr-o anumita formatiune geologica.

Formula de calcul este urmatoarea: Pf=Pp+k (Pl-Pp) k nisip =0,5; k gresie=0,67; kargila/evaporite=1

In practica pentru determinarea valorii presiunii defracturare a unei formatiuni se foloseste asa numitul test deformatiune (leak off test). In timpul timpul acestui test, gaura de sondaeste inchisa la suprafata iar noroiul de foraj va fi pompat pringarnitura de prajini la o presiune din ce in ce mai mare. La oanumita valoare de presiune noroiul de foraj , cu densitatecunoscuta , va incepe sa migreze in roca ce este supusa testului,fenomen ce este detectat la suprafata odata cu scaderea presiuniide la statia de pompare. Rezultatul acestui test are rolul de aimplica presiunea maxima a noroiului sau greutatea noroiului cepoate fi aplicata in timpul operatiunii de forare a sondei a.i.sa nu se inregistreze pierderi de noroi de foraj in formatiunilestrabatute de sonda.

Daca presiunea hidrostatica exercitata de noroiul din gaurade sonda este mai mica decat presiunea din porii rocilor, acesteHC continute de formatiune pot migra in gaura de sonda si imping

coloana noroiului de foraj spre suprafata, acest fenomen poartadenumirea de kick. Intr-o astfel de situatie sonda trebuieinchisa cat mai repede cu putinta pentru a evita ridicarea HC lasuprafata.

Cauze ale kickului: -utilizarea unui noroi cu densitate prea mica-suprapresiuni in porii rocii -pierderea noroiului in sonda

Indicatori ai kickului:-cresterea volumului de noroi la haba-variatia densitatii noroiului la iesirea din sonda-cresterea ratei de avansare a sapei

b) Temperatura reprezinta un al doilea factor pe lângapresiunea de zacamant ce conditioneaza expluzarea HC din roci.Aceasta temperatura in zacamintele de HC prezinta valori ce tinde cresterea normala a lor paralel cu adancimea. In determinareatemperaturii, odata cu cresterea adancimii se utilizeaza fietreapta geotermica fie gradientul geotermic.

Treapta geotermica reprezinta numarul de metri masurati peverticala la care temperatura creste cu un grad celsius. In modnormal aceasta este de 33m insa exista si abateri de la aceastavaloare medie. Astfel se cunosc cazuri in care valoarea trepteieste de 9 m sau aceasta valoare este de 100-120m. De exemplu inMexic sunt zone ce au o treapta de 130 m iar in zona Caucazuluiin structura Groznei treapta este de 7-8 m.

Valoarea treptei geotermice este influentata deconductivitatea termica a rocii, de reactiile chimice ce seproduc in adancime si care influenteaza temperatura (oxidareapiritei), circulatia apelor subterane (reci sau calde).

La noi in tara cateva valori ale treptei geotermice sunturmatoarele: Boldești-4110m temperatura rocilor este de 104°C(treapta = 38,5m), Craiova-1770 m = 60° (treapta = 29m), Videletreapta este de 18,9m.

Gradientul geotermic reprezinta numarul de grade cu care crestetemperatura la 100 m adancime. Ca o valoare medie acest gradienteste de cca 3°C/100m insa poate varia de la o zona la alta. Inzona Banatului Gt este de 4,8°C/100m.

Cunoasterea temperaturii zacamintelor ne permite sa apreciemconditiile de presiune, aceasta influentand capacitatea titeiului

de a dizolva gazele cat si vascozitatea acestuia cu rol indinamica HC.

B. Fortele de retinere a HC in rocile rezervorSunt reprezentate de fortele capilare, de adeziune si

fortele de frecare.a) Fortele capilare se manifesta de-a lungul canalelor capilare

fiind rezultatul simultan al tensiunii superficiale, al coeziuniilichidului si ale fortelor de atractie dintre petrol siparticulele minerale.

b) Fortele de adeziune reprezinta atractia intermoleculara dintrepetrol si granulele rocii. Datorita acestor forte in jurulclastelor din componenta unui nisip se formeaza pelicule depetrol care nu se mai pot detasa decat prin interventia unorforte capabile sa distruga aceste granule.

c) Fortele de frecare retin HC prin frecarea titeiului si agazelor de peretii canalelor prin care curge, apoi prin frecareainterna dintre moleculele de titei – vascozitatea.

Cantitatea de petrol retinuta de aceste forte in zacamantneputand fi recuperata primar, trebuiesc extrase prin altemetode, deoarece uneori cantitatile de HC ramase in zacamant suntinsemnate. Intr-un volum de 1m3 de nisip, volumul porilor care potfi ocupati cu fluide sau gaze il consideram 100%. Din acest volum30% este ocupat de apa peliculara, din jurul granulelor, 62% esteocupat de titei, si 8% de gaze. Din cei 62% titei 21,7% este untitei remanent, care nu poate fi extras, si doar 40,3% esterecuperabil. Din acesti 40% titei recuperabil doar 10% poate firecuperat primar iar 30% trebuie recuperat prin diverse metodesecundare.

Provincii petrolifereCriterile geologice care controleaza repartitia zacamintelor

prezinta cel mai adesea o oarecare extensie geografica si setraduce prin formarea unei familii de zacaminte sau a unui sistempetrolifer. Un asemenea ansamblu transpus in plan geograficdefineste existenta unei provincii petrolifere sau altfel spus, eareprezinta o regiune in subsolul careia sunt grupate o serie dezacaminte de HC exploatabile.

Toate aceste bazine sau provincii petrolifere pot fiimpartite in 3 grupe principale in functie de arealul unde se potdezvolta:-provincii de platforma. -provincii de afundare din interiorul placilor tectonice - zonade rift, bazine de margine pasiva, provincii deltaice-provincii din orogen cuprinde bazinele din zonele de decrosare,de subductie.

Provincii de platforma (intracratonice)Aceste provincii sunt crct in asamblu printr-o mare

stabilitate tectonica avand urmatoarele particularitati:-in plan structural prezinta o subsidenta slaba, deformatiiledepozitelor sedimentare sunt de mica amplitudine, reprezentateprin niste cute cu raza mare si diverse falieri. -in plan sedimentar depozitele prezinta grosimi relativ mici sisunt in general omogene petrografic.

Din punct de vedere petrolifer, nefiind structuri deranjatetectonic, continuitatea mare a rzervoarelor implica existentainchiderilor structurale eficace pt capcanele de HC. In cazcontrar HC putand migra pe stratificatie la distante foarte mare.Prezenta anumitor conditii de sedimentare, cum ar fitransgresiunile marine sau accelerarea temporara a subsidenteipot da nastere a unor bancuri nisipoase sau a unor constructiirecifale care pot sta la baza formarii unor roci magazin. Totaceste momente de transgresiune sunt favorabile depunerii rocilormagazin.

In functie de complexitatea si dimensiunile acestor bazinese pot distinge doua categorii: bazine de platforma stabile sibazine de platforma instabile.

Provincii stabile se crct prin serii sedimentare in general degrosimi mici slab cutate corespunzand adesea unui singurmegaciclu de sedimentare, si sunt relativ bogate in rocirezervor. Subsidenta slaba nu favorizeaza geneza HC sizacamintele sunt in general mici, determinate in principal dedomuri de anticlinal slab cutate cum sunt cele din bazinulMichigan (SUA), bazinul Parisului, Libia de vest, cat si inzonele de efilari stratigrafice.

Bazinul Michigan este un exemplu clasic de provinciepetrolifera de platforma stabila. In cuprinsul acestuia se poateintalni o succesiune de roci de varsta precambriana pana lapleistocen. Zacamintele de HC fiind regasite in capcanelestructurale de tip cute de anticlinal. Sunt considerate rocisursa cele de varsta Ordovician-Devonian.