Ditë: 5 Tetor 2018

NEOGENIKE

Vendburimet e naftës në Shqipëri përbëhen nga dy lloje formacionesh (Neogenit dhe Jurasik – Paleogenit) të vendosura në breza strukturorë.

 

1 – Vendburimet Neogenike. Vendburimet e Neogenit përbëhen nga shumë shtresa pa komunikim vertikal. Disa nga ato janë formuar përgjithësisht nga depozitime detare të brigjeve të vjetra dhe të tjerat nga depozitime lagunore.

Hidrokarburet që ngopin formacionet ranorike, përgjithësisht janë nafta të rënda dhe viskoze. Disa prej shtresave kanë dhe kapelë gazore.

Energjia kryesore e shfrytëzimit të këtyre vendburimeve është energjija e gazit. Distanca e puseve është 80 – 150 m (formacionet Driza, Gorani) dhe 200-300 m (objekti nr. 1 Marinza, objekti nr. 2 Marinza). Përshkrimi i shkurtër i mëposhtëm përmbledh vendburimet më të rëndësishme, të cilat janë objekt i metodave EOR:

 

Vendburimi Patos – Marinëz.

 

Vendburimi Patos – Marinëz ndodhet në juglindje të Ultësirës Pran Adriatike. Struktura gjeologjike e rajonit të Patos-Marinzës përbëhet nga depozitimet karbonatike të Mesozoit, Kenozoit, pakos flishore dhe flishoidale, Eocen i Sipërm, Oligocenit dhe Miocenit të poshtëm, që ndërtojnë katin e poshtëm tektonik. Kati i sipërm tektonik ndërtohet nga depozitime terrigjene të Tortonianit, Messinianit dhe ato të Pliocenit. Formacionet karbonatike të strukturës së Patos – Verbasit ndërtohen nga depozitimet gëlqerore të Kretak – Paleogenit dhe depozitimet terrigjene deri në Kuaternar. Formacioni i Drizës në monoklinalin e Patos-Marinzës u zbulua në vitin 1928, dhe në të njëjtën kohë u zbulua dhe vendburimi i naftës Kuçovë në depozitimet e Neogenit të muldës së Kuçovës. Sipërfaqia e formaconit Driza ka ardhur vazhdimisht duke u rritur me shpimin e puseve të rinj, dhe në vitin 1957 u zbuluan edhe dy formacione, Marinza nr. 1 dhe Marinza Nr. 2 në depozitimet e Tortonianit të vendosura nën formacioni Driza. Përhapja e këtyre shtresave naftëmbajtëse është e provuar në drejtimet veri dhe veriperëndim, ku rezervat e tyre vlerësohen të limituara.

Në shkembinjtë ranorik të Tortonianit gjënden 5 formacione naftëmbajtëse të cilët nga poshtë lart emërtohen; Bubullima, Marinza nr. 1, Marinza Nr. 2, Driza dhe Gorani.

Formacionet kryesore janë, Marinza nr. 1, Marinza Nr. 2 dhe Driza.

Formacioni Marinza Nr. 1 përbëhet nga 6 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara M₃, M₂, M₁, M₀, M and M’

Formacioni Marinza Nr. 2 përbëhet nga 2 shtresa naftëmbajtëse të ëmërtuara M₄, M₅.

Formacioni Driza përbëhet nga 6 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara D₅, D₄, D₃, D₂, D₂⁰ dhe D₁.

Formacioni Gorani përbëhet nga 2 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara G₆, G₅.

Formacionet naftëmbajtëse në lindje kanë kufij stratigrafik për shkak të kontaktit me sipërfaqen e shplarë. Në veriperëndim gjëndet kontakti naftë-ujë dhe në perëndim shtresat naftëmbajtëse fillojnë të bëhen më argjilore. Zona të ndryshme kanë numër të ndryshëm shtresash. Mënyra kryesore e nxjerrjes së naftes nga shtresa është ajo e energjisë së gazit të tretur në naftë.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                   Ranor

– Rezervat gjeologjike (ton)                                                                258 393 913

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                             31 120 186

– Prodhimi i naftës (ton) deri më 01.01.2018                                     28 350 718

– Rezervat të nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018        2 769 468

– Tipi i fluidit                                                                                                      Naftë

– Tipi i naftës                                                              Gjysëm aromatike – asfalto aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                         3 – 38.8

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                      50 – 190, 000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                       20 – 185

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                               2 – 6

– Temperatura (⁰ C)                                                                                           0 – 50

– Trashësitë e përgjithshme të shtresave ranore (m)                                 1 – 120

– Përshkushmëria e shtresave ranore (MD)                                           10 – 7500

– Kripshmëria e ujit e shtresave ranore (mg/l)                              1000 – 42 000

 

Vendburimi Kuçovë – Arrëz

 

Vendburimi i Kuçovës ndodhet në anën lindore të ultësirës pran Adriatike, shtresat naftë e gaz mbajtëse të këtij vendburimi janë të lidhura me suitat “Driza”, “Gorani”, “Kuçova” dhe “Polovina”. Rajoni ku ndodhet ky vendburim, ka ndërtim të qartë dy katësor. Kati i poshtëm strukturor përfaqësohet nga gëlqerorët e Kretak – Paleogenit dhe flishi i Eocen – Oligocenit dhe është vazhdimi verior i brezit antiklinal të Beratit, ndërsa kati i sipërm strukturor përfaqësohet nga depozitimet e Neogenit të cilat vendosen trasgresivisht mbi depozitimet e katit të poshtëm strukturor me diskordancë këndore dhe azimutale duke përfaqësur pjesën më lindore të ultësirës pran Adriatike.

Ky vendburim përbëhet nga shtresa naftëmbajtëse me sipërfaqe të kufizuara në formë linzash të vendosura njëra mbi tjetrën dhe të ndara nga argjilat. Këto shtresa shkojnë drejt qëndrës së vendburimit me kënde rënie prej 20 – 30⁰. Zona të ndryshme kanë numër të ndryshëm linzash dhe numri maksimal i tyre arrin deri në 15. Linzat kanë forma të çrregullta me gjatësi nga 100 deri 1 500 m, dhe trashësi nga 3 deri 10 m. Në lindje dhe në perëndim shtresat naftëmbajtëse dalin në sipërfaqe. Formimacioni Arrëza ndodhet në perëndim të vendburimit Kuçovë. Sipërfaqia e tij është 5 km². Ky formacion ka dy shtresa naftëmbajtëse. Shtresa produktive është Az – 1, ndërsa shtresa e sipërme Az – 2 është e pakonsoliduar, me një përmbajtje të lartë të argjilës dhe nuk është prodhuese. Formacionet e Arrëzës bien nga juglindja drejt veriperendim me kënde 10-15⁰.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                        Ranorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                       80 302 196

– Rezervat fillestare te nxjerrshme (ton)                                             11 969 525.69

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                                 4 346 383

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018            7 623 142.7

– Tipi i fluidit                                                                                                            Naftë

– Tipi i naftës                                                                                      Nafteno – aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                                  12 – 22

– Viskoziteti në 20⁰ C (Cp)                                                                                50 – 200

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm/10m)                             1.05, Arrëza (118 atm)

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                                   3.4 – 5

– Temperatura (⁰ C)                                                                                               30 – 35

– Përshkushmëria e shtresave ranore (MD)                                                   20 – 900

– Kripshmëria e ujit e shtresave ranore (mg/l)                                10 000 – 45 000

– Trashësia e përgjithshme (m)                                                       2 – 19 dhe 10 – 160

 

Vendburimet Gelqerore

 

Vendburimet gëlqerore në Shqipëri janë të depozitimeve nga Jurasiku deri në Paleogen. Nga ana tektonike këto vendburime janë pjesë e brezit të Kurveleshit. Në përgjithësi shtratimet e naftës janë antiklinale (brahiantiklinale). Ato mbulohen nga depozitimet flishore të Oligocenit. Formacionet e këtyre vendburuimeve karakterizohen me porozitet të dyfishtë, me çarje natyrale të rangjeve të ndryshme përgjatë shtresëzimeve, si dhe porozitet të vogël të matriksit.

Litologjia dhe mosha e këtyre formacioneve janë të ngjashme. Mekanizmi kryesor i nxjerrjes së naftës është ai regjimit të ujrave aktiv fundor. Në vendburimet Ballsh – Hekal dhe Cakran – Mollaj, përveç energjisë së ujrave fundor është edhe energjia e kapelës gazore dhe e gazkondesatit. Naftat e këtyre vendburimeve, përveç naftës së vendburimit Cakran-Mollaj, janë të rënda dhe viskoze dhe përmbajnë squfur. Fillimisht kur puset prodhonin si rezultat i energjisë së gazit kishin debite të larta. Këto debite të larta bën të mundur krijimin e konuseve të ujit në puse, duke ndikuar negativisht në rezervat e nxjerrshme.

Kompletimi i puseve në përgjithësi është i njëjtë. Kezingu është i vendosur deri në tavan të gëlqerorëve, ose pak më poshtë se niveli gaz-naftë në se ai ekziston. Intervali i prodhimit të naftës është në trung të hapur.

 

 “Litologjia dhe mosha e këtyre formacioneve janë të ngjashme. Mekanizmi kryesor i nxjerrjes së naftës është ai i regjimit të ujrave aktiv fundor”.

 

 

Vendburimi Visokë – Kolonjë

 

Ky vendburim ndodhet rreth 13 km në juglindje të qytetit të Fierit, në pjesën më jugore të periklinalit të strukturës Patos – Verbas. Vendburimi i Visokës u zbulua në vitin 1963.

Shtratimi i Viskoës është hidrodinamik, me kontakt fillestar naftë-ujë të pjerrët. Çarjet zhvillohen vertikalisht dhe horizontalisht. Rezervuari ka ruajtur presionin shtresor gjatë shfrytëzimit të tij. Shtratimi është i tipit masiv kulmor me ujra aktiv fundor.

Aktualisht ka mbetur vetëm një brez i vogël nafte dhe shumica e puseve shfrytëzojnë pjesën e sipërme të gëlqerorëve. Për uljen e viskozitetit të naftës është përdorur injektimi i hollusit në pus.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                   28 362 316

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                               6 806 956

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         6 287 198.3

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018          519 757.7

– Tipi i fluidit                                                                                                       Naftë

– Tipi i naftës                                                                           Asfaltiko – aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                             5 – 16

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                       1000 – 2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                141

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                      0.6 – 5.05

– Temperatura (⁰ C)                                                                                       42 – 50

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                              200

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)     1000 – 62 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                      200 – 300

– Poroziteti (matriksit) + çarjet (%)                                                                 0.56

– Presioni i ngopshmërisë (atm)                                                                          90

 

 

Vendburimi Ballsh – Hekal

 

Vendburimi Ballsh – Hekal ndodhet 29 km në juglindje të qytetit të Fierit, në strukturën antiklinale të Ballshit. Ky vendburim u zbulua në vitin 1966. Vendburimi Ballsh – Hekal ndodhet në vargun Kremenarë – Patos – Verbas të brezit të Kurveleshit, dhe i përket moshës Kretak – Paleogen. Ky vendburim ka kapelë gazore me kontakt fillestar gaz-naftë në thellësinë 730 m. Puset e shpuara në kapelën gazore e kanë të ulur kezingun disa metra poshtë kontaktit gaz-naftë. Rezervuari është i tipit masive kulmor, me ujra fundor aktiv. Në shtratimin Ballsh – Hekal, një ndikim të madh në mekanizmin e nxjerrjes së naftës ka luajtur edhe kapela gazore.

Pjesa jugore e vendburimit ka komunikim të dobët me ujrat e basenit, rrjedhimisht debitet e puseve janë të vegjël. Energjia kryesore për nxjerrjen e naftës në këtë zonë është ajo e gazit të tretur. Duke shkuar më në jug gjendet ngritja e Hekalit të ndara ndërmjet tyre me një qafë ndarëse. Prodhimi i naftës në Hekal është i vogël.

 

 

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                   19 269 224

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                               6 359 844

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         5 125 166.5

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura(ton) deri më 01.01.2018      1 234 788.4

– Tipi i fluidit                                                                                                       Naftë

– Tipi i naftës                                                                               Asfaltik – aromatik

– Densiteti (⁰ API)                                                                                              8 – 17

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                     2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                133

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                               5.7 – 6.4

– Temperatura (⁰ C)                                                                                                 41

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                    40 – 300

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)  15 000 – 35 000

– Trashësi e përgjithshme e rezervuarit (m)                                                     350

 

 

Vendburimi Gorisht – Kocul

 

Ky vendburim ndodhet rreth 20 km në lindje të qytetit të Vlorës. Vendburimi i Gorisht – Koculit u zbulua në vitin 1965. Ky vendburim ndodhet në vargun Selenicë – Amantia të brezit të Kurveleshit. Ky vendburim përbëhet nga dy ondulime, të mbihypura mbi njëri-tjetrin, të emërtuara Gorishti dhe Koculi. Këto dy ondulime kanë një disnivel hipsometrik midis tyre dhe përshkohen nga një prishje tektonike. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra fundor aktiv. Sipërfaqia produktive është reduktuar nga 9.66 km² që ishte në fillim në 4.5 km² aktualisht, dhe kati naftëmbajtës është reduktuar nga 800 m në 100 m. Distancat midis puseve në zonën qëndrore të vendburimit janë reduktuar nga 150-200 m në rreth 100 m.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                    Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                      30 500 000

– Rezervat fillestar te nxjerrshme (ton)                                                   14 674 087

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         12 084 298.6

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018         2 589 788.4

– Tipi i fludit                                                                                                            Naftë

– Tipi i naftës                                                                                  Asfaltik – aromatik

– Densiteti (⁰ API)                                                                                               13 – 23

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                         2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                   120

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                          3.16 – 6.3

– Temperatura (⁰ C)                                                                                          32 – 38

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                                300

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)   28 000 – 58 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                          350 – 450

 

Vendburimi Cakran – Mollaj

 

Ky vendburim ndodhet 6 km në perëndim të qytetit të Ballshit. Vendburimi i gazkondesatit Cakran – Mollaj u zbulua në vitin 1977. Struktura e saj është një brahiantiklinal që shtrihet në drejtimin juglindje-veriperëndim. Pjesa lindore e kësaj strukture është më pak e pjerrët se pjesa perëndimore, e cila më në lindje formon krahun perëndimor të sinklinalit ndarës me linjën Ballsh – Patos – Verbas. Krahu perëndimor i kësaj strukture komplikohet nga një prishje tektonike. Vendburimi Cakran – Mollaj ndodhet në brezin e Kurveleshit dhe i përket moshës Kretak – Paleogen. Fillimisht ishte një vendburim gazkondesat, por fontanimi i pusit Cakran – 37, solli përkeqësimin e performancës së shtratimit. Gjatë kësaj kohe (3 vjet) kontakti i naftës u zhvendos nga thellësia 3 600 m në 2 800 m. Pas vënies në kontroll të fontanës, presioni i shtratimit u rrit nga 180 atm. në 360 atm. Nafta e vendburimit Cakran – Mollaj është e lehtë, squfurore dhe asfaltike. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra fundor aktiv.

Në shtratimin Cakran – Mollaj një ndikim të madh në mekanizmin e nxjerrjes së naftës ka luajtur edhe kapela gazore.

Distancat fillestare të puseve ishin 600 m, por rrjeti aktual i puseve është më i dendur dhe distanca aktuale ndërmjet puseve është 300 m.

 

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                     16 127 983

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                                  8 144 469

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                        4 320 238.9

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018      3 824 230.1

– Tipi i fluidit                                                                                                        Naftë

– Tipi i naftës                                                                  Gjysëm aromatike deri parafinike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                        11.5 – 37

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                 10 – 30

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                                 368

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                            3.16 – 6.3

– Temperatura (⁰ C)                                                                                               68

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                      2 – 600

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)    30 000 – 50 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                      400 – 800

 

 

Vendburimi i Amonicës

 

Ky vendburim ndodhet 30 km në lindje të qytetit të Vlorës. Vendburimi i Amonicës është zbuluar në vitin 1980. Ky vendburim ndodhet në vargun Selenicë – Amantia të brezit të Kurveleshit. Depozitimet e këtij shtratimi përbëhen nga gëlqerorë të Kretakut të sipërm deri Eocen dhe nga ato terrigjene të Oligocenit të poshtëm e Langhian – Serravalianit. Shtratimi i Amonicës ka formën një brahiantiklinali me drejtim juglindje – veriperëndim. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra aktiv fundor.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                      2 835 849

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                                   1 503 000

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                              717 065.2

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018           785 934.8

– Tipi i fluidit                                                                                                          Naftë

– Tipi i naftës                                                                  Asfalto aromatike – gjysëm aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                            14.5 – 22

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                               150 – 2300

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                                      241

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                                               4

– Temperatura (⁰ C)                                                                                            35 – 52

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                           20 – 150

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)               10 000 – 45 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                               deri më 200

 

Vendburimi i Delvinës

 

Vendburimi gazkondesat i Delvinës është zbulimi më i fundit në gëlqerorë në Shqipëri konkretizuar me pusin Delvina-12 në vitin 1989. Struktura e Delvinës me rezervuar karbonatik shtrihet pothuaj në qendër të brezit antiklinal të Kurveleshit, nën mbihypjen e Malit të gjerë.

Ajo përfaqëson një strukturë antiklinale karbonatike të Kretak – Eocenit të mbuluar nga flishi. Ndryshe nga vendburimet e tjera karbonatike ajo maskohet totalisht nga një mbulim dytësor të shkëputjes mbihypëse të një strukture të madhe të eroduar e shoqëruar me diapirizëm evaporitik përgjatë planit të shkëputjes.

Dy nga katër puset e shpuara deri më tani në këtë vendburim, janë produktiv. Ata janë puset Delvina – 4 dhe Delvina – 12, prej të cilëve prodhimi fillestar i tyre ka qënë respektivisht rreth 5 000 dhe 28 000 metra kub gaz në ditë, si dhe 1 dhe 8 metra kub kondensat në ditë. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me regjim natyror volumetrik.

Rezervuari përbëhet nga tre pako litologjike (1 – Gëlqerorë argjilor të Eocenit, 2 – Gëlqerorë kokrrizor të Paleocenit, 3 – ndërthurje te Gëlqerorit argjilor dhe Gëlqerorëve kokrrizor me gëlqerorët coprizor të Kretakut të Sipërm), me trashësi respektive prej 200 m, 100 m dhe 350 m.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                       Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                               335 000

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                           134 000

– Nxjerrja e naftës (ton) deri më 01.01.2018                                   19 228.1

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018   114 771.9

– Tipi i fluidit                                                                                              Naftë

– Tipi i naftës                                                                                      Gaz kondesat, brez nafte

– Densiteti (⁰ API)                                                                               23.5 – 260

– Densiteti i Kondsatit 20⁰ C (⁰ API)                                                  62.5

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                   439

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                     0.3 – 0.5

– Temperatura (⁰ C)                                                                             35 – 36

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                0.1 – 0.2

– Kripshmëria e ujit të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)              60 000

– Trashësitë e përgjithshme të rezervuarit (m)                              500 – 600

– CH₄ (%)                                                                                                         85

– C₂H₆ (%)                                                                                                        4

– N₂ (%)                                                                                                             1

– CO₂ (%)                                                                                                        0.2

– Pporoziteti mesatar (%)                                                                          3 – 5

– Raporti korent gas/kondensate (Nm³/Ton)                                       2460