Geologia złóż gazu zamkniętego

Termin "gaz zamknięty" (ang. "tight gas") jest niejako odwrotnością terminu "gaz wolny" (swobodny). Ten ostatni dotyczy gazu ziemnego, który może swobodnie przemieszczać się w ośrodku skalnym (najczęściej piaskowcu). Gaz zamknięty występuje zaś w skałach o niskiej i bardzo niskiej przepuszczalności, co praktycznie go unieruchamia. Nie ma jednoznacznej definicji zbiornika gazu zamkniętego.

Według Lawa i Curtisa (2002) zbiornik gazu może być określany jako typu "tight", jeśli przepuszczalność skał gazonośnych wynosi poniżej 0,1 mD (0,1 mD ≈ 1 x 10 – 16 m2). Definicja ta jest powszechnie stosowana, chociaż w niemieckim przemyśle naftowym przyjęto, że średnia efektywna przepuszczalność zbiornika "tight gas" (dla gazu) jest nie mniejsza niż 0,6 mD. W tej sytuacji wyznaczenie stopnia przepuszczalności skał dla gazu w danym typie zbiornika (piaskowce lub węglany) – z istniejąca lub nie naturalną szczelinowatością – może zależeć od ich różnych właściwości, np. wielkości ziaren. Istnieją również zbiorniki określane terminem ultrazwięzłych (ang. "ultra tight") o przepuszczalności poniżej 0,001 mD.

przyklad niekonwencjonalnego zloza


Na podstawie danych dotyczących amerykańskich złóż gazu zamkniętego można stwierdzić, że porowatość w przypadku tego typu złóż to najczęściej 5–15%, natomiast przepuszczalność zazwyczaj wynosi dziesiąte, setne bądź tysięczne części milidarcy.

model tight gas

Główna cecha skał zawierających gaz zamknięty to ich bardzo słabe właściwości zbiornikowe w porównaniu ze skałami, w których występują konwencjonalne złoża gazu.

Stosunkowo niska porowatość, a więc niewielki rozmiar przestrzeni, w których może gromadzić się gaz, jest dodatkowo pomniejszona z powodu obecności wody (solanki), znajdującej się w izolowanych porach. Udział wody porowej (swobodnej i związanej), czyli współczynnik Sw (ang. water saturation), stanowi ważną informację o jakości i możliwych zasobach złoża gazu.
Złoża gazu zamkniętego są eksploatowane od dziesiątków lat z użyciem różnych metod stymulacji skał, w szczególności szczelinowania hydraulicznego.

Zasadniczo eksploatacja tych złóż, określanych jako niekonwencjonalne, jest mniej opłacalna ekonomicznie w porównaniu z eksploatacją złóż konwencjonalnych, głównie ze względu na konieczność poniesienia większych nakładów finansowych (większa głębokość występowania surowca, konieczność wykonania większej liczby wierceń, konieczność prowadzenia zabiegów szczelinowania). Dodatkowo, w złożach gazu zamkniętego może występować woda, która musi zostać odseparowana, co stanowi dodatkowy koszt produkcji gazu.

Złoża gazu zamkniętego dzielą się na złoża w pułapkach konwencjonalnych (podobnych do tych, w których występują konwencjonalne złoża gazu ziemnego) i niekonwencjonalnych.
Dotychczas w Polsce złoża niekonwencjonalne w pułapkach konwencjonalnych stwierdzono w Wielkopolsce (rejony Poznań – Siekierki – Trzek i Pniewy) oraz w Karpatach (Dukla i Niebieszczany); w Niemczech są one eksploatowane już od wielu lat. Pod względem wielkości i zasobów złoża gazu zamkniętego, które występują w różnego typu pułapkach strukturalnych (i innych) i mają uszczelnienie litologiczne, są podobne do konwencjonalnych złóż gazu. Czasem takie złoża są hybrydowe (złoża wielopiętrowe lub segmentowe), tzn. część złoża jest konwencjonalna, a część niekonwencjonalna. Złoża w pułapkach niekonwencjonalnych, w centrach basenów naftowych, prawdopodobnie mają znacznie większy potencjał i to właśnie głównie ich dotyczy niniejszy rozdział, choć dotąd nie zostały udokumentowane w Polsce.

Gaz zamknięty ma bardzo duże znaczenie w USA i Kanadzie (w obecnej i przewidywanej produkcji); także w Polsce uznano go za surowiec istotny i wart poszukiwań. Eksploatacja tego gazu stała się możliwa dzięki wizjonerskiemu podejściu Amerykanów i Kanadyjczyków do poszukiwań węglowodorów w głęboko położonych częściach basenów sedymentacyjnych, gdzie uszczelnienie nagromadzeń gazu stanowi woda kapilarna. Okazało się, że odwrotnie niż w typowych złożach konwencjonalnych, gdzie powyżej wody występuje ropa naftowa, a nad nią gaz (lub tylko ropa/ tylko gaz), w przypadku złóż BCGS (Basin Centered Gas System) gaz jest niejako przykryty wodą kapilarną, która stanowi jego uszczelnienie (zapora wodna; Masters, 1979).

Skrót BCGS pochodzi od angielskiego terminu Basin Centered Gas System. Terminu tego używa się do określenia złóż gazu ziemnego występujących w centralnych częściach basenów sedymentacyjnych (ang. Basin Centered Gas Accumulation – BCGA), przeważnie na znacznych głębokościach. Według Lawa (2002) warunki niezbędne do powstania takich akumulacji gazu to: niska przepuszczalność skały zbiornikowej, anomalne ciśnienie, nasycenie gazem (tzn. istnienie systemu generacyjno - zbiornikowego) i brak wody podścielającej (występującej poniżej warstwy zbiornikowej lub wzdłuż jej skłonu).

model akumulacji i uszczelniania gazu

Według Naika złoże BCGS składa się z różnych elementów związanych zarówno z rzeczywistym centrum basenu sedymentacyjnego, jak i z jego pogrążonymi obrzeżami. Obrzeża i centralne części basenu sedymentacyjnego mogą występować w systemie jako oddzielne, niezależne elementy regionalne nasycone gazem.

Bardzo ważnym elementem systemów BCGS jest woda występująca w skale zbiornikowej w postaci związanej lub swobodnej. W trakcie generowania gazu woda jest wypierana w całości lub częściowo, a jeśli w zbiorniku nasycanym gazem występuje strefa o pogarszającej się przepuszczalności, woda stanowi uszczelnienie, określane według Lawa (2002) jako capillary pressure seals – zapora wodna. Zapora wodna w złożach typu tight powstaje w wyniku działania ciśnienia kapilarnego, którego wielkość zależy od przepuszczalności i litologii skał (rodzaju przestrzeni międzyziarnowych lub systemu mikroszczelin) danego zbiornika.

model powstania zloz

Przełamanie zapory wodnej i ucieczka lub wyciek gazu mogą nastąpić dopiero po przekroczeniu pewnej wartości granicznej ciśnienia w zbiorniku gazu. Dla powstania systemu BCGS znaczenie mogą mieć również konwencjonalne uszczelnienia w postaci nieprzepuszczalnych barier litologicznych i diagenetycznych. Meckel i Thomasson (2008) stwierdzili, że system BCGS jest dynamiczny i ulega ewolucji w czasie.

Początkowo, podczas generowania gazu i nasycania nim skał, powstaje nadciśnienie i zachodzi dehydratacja zbiornika. W późniejszej fazie następuje remigracja i dyfuzja gazu. Może to spowodować powstanie podciśnienia i powtórną migrację wody (określaną czasem jako zasysanie) do skały zbiornikowej. Według Poprawy i Kiersnowskiego (2010b) „w takich systemach współczesna bardzo powolna migracja gazu przez strefę o zredukowanej porowatości i przepuszczalności powoduje, że gaz wypiera wody formacyjne. W efekcie w płytszej części zbiornika (tzn. pogrzebanego na niższej głębokości), o dobrych własnościach zbiornikowych, występują wody formacyjne o normalnym ciśnieniu hydrostatycznym, często z niewielką ilością rozproszonego w nich współcześnie migrującego gazu ziemnego. Głębiej zaś w strefie zbiornika typu zamkniętego, przestrzeń porową nasyca bądź to migrujący powoli gaz ziemny, bądź też ropa naftowa. Jako że migrujące węglowodory wypierają wody formacyjne ciężar ich kolumny nie przenosi się na kompleks zbiornika zamkniętego, przez co w strefie tej występuje podciśnienie. Głębiej w strefie okna gazowego i współczesnego generowania gazu występuje gaz ziemny w nadciśnieniu.

W efekcie powstaje specyficzny system naftowy z inwersyjnym w porównaniu do konwencjonalnych systemów układem płynów złożowych w górotworze”. Nagromadzenia gazu w centralnych częściach basenów sedymentacyjnych siłą rzeczy znajdują się w najgłębszych częściach tych basenów, dlatego stosowane jest również określenie gaz głębokiej części basenu (ang. Deep Basin Gas System), co nie oznacza, że rzeczywiście musi to być znaczna głębokość. W literaturze amerykańskiej przyjmuje się głębokość >15 000 stóp (4572 m), jednak wiele tego rodzaju złóż występuje płycej. Niekiedy mamy do czynienia tylko z fragmentami pierwotnie rozleglejszych basenów sedymentacyjnych.

Nagromadzenia gazu w centrach basenów sedymentacyjnych, chociaż są określane jako continous accumulations (czyli złoża ciągłe, bez ściśle określonych granic) o gigantycznych kubaturach, mają postać „chmury”, gdzie w poszczególnych częściach basenu sedymentacyjnego, w formacjach zbiornikowych, występują lepsze bądź gorsze własności zbiornikowe, a tym samym kolumny gazu o zróżnicowanej wysokości.

Z tego powodu w kategoriach ekonomicznych liczy się de facto wydobycie gazu znajdującego się w systemie BCGS lub określanego jako deep gas, a nie gazu zamkniętego zawartego w pułapkach konwencjonalnych. Podane na końcu tego rozdziału oszacowania potencjalnych zasobów gazu zamkniętego dotyczą wyłącznie modelu BCGS i jego elementów.

wlasciwosci skaly zbiornikowej

Literatura: LAW B.E., CURTIS J.B., 2002. Introduction to unconventional petroleum systems. AAPG Bull., 86, 11: 1851–1852.

AUTORZY: IRENEUSZ DYRKA, HUBERT KIERSNOWSKI, ADAM WÓJCICKI