Analiza Proprietatilor Elastice ale Rocilor din Diagrafia Geofizica

Anexa 1-[NUME_REDACTAT]

Bibliografie

C. Beca,D. Prodan. „Geologia zacamintelor de hidracarburi” . Editura didactica si peadagogica, Bucuresti, 1983;

[NUME_REDACTAT], :Geologia zacamintelor de hidracarburi din Romania”, Institutul de Geologie si Geofizica , 1975;

I. Malureanu, A. Negut, „ Investigatii geofizice ale sondelor de hidracarburi in timp real”, [NUME_REDACTAT]-[NUME_REDACTAT] 2001;

I. Malureanu, [NUME_REDACTAT], „Geofizica de sonda,Lucrari practice-vol I”, Univeristatea „Petrol-Gaze” Ploiesti 2009.

Schlumberger – [NUME_REDACTAT] Principles & Applications

V. Mutihac, L. Ionesi: „[NUME_REDACTAT]”, [NUME_REDACTAT], Bucuresti, 1983

www.unibuc.ro Teza de doctorat : „ Evaluarea formatiunilor oligocene din zona Provita-Runcu-Mislea-Bustenari, pe baza datelor geologice, geofizice si de foraj”, [NUME_REDACTAT].

www.scrigroup.com Cercetarea complexa a zacamintelor

www.ondrill.com Proprietatile fizice si mecanice ale rocilor

[NUME_REDACTAT] are drept obiectiv analiza proprietatilor elastice ale rocilor din diagrafia geofizica.Studiile de amplasament, în vederea construirii unor obiective industriale (centrale nucleare, baraje etc.) și civile importante furnizează informații cantitative asupra parametrilor fizici și elastici ai rocilor de fundare, date necesare proiectării antiseismice a construcțiilor respective.

Aceste studii implică măsurători seismice in situ, precum și determinări de laborator pe probe de roci recoltate din foraje săpate în ariile investigate. Ambele genuri de măsurători vizează determinarea vitezelor undelor elastice (longitudinale și transversale) prin complexul de roci din subsolul construcției, a greutății volumetrice a acestora și a parametrilor fizici care intervin în calculul principalelor constante elastice (modulul de elasticitate Young,modulul de forfecare și coeficientul Poisson). Valorile parametrilor elastici determinați sunt comparate cu valorile obținute în alte zone, constituite din tipuri de roci asemănătoare.

Literatura de specialitate furnizează informații asupra parametrilor elastici ai

unor formațiuni geologice, în principal roci dure, de diverse alcătuiri petrografice.

Puține date se referă la roci sedimentare neconsolidate sau puțin consolidate,

de vârstă geologică recentă, situate în partea superficială a subsolului. Se constată

faptul că atât modulii de elasticitate (Young), cât și modulul de forfecare al rocilor

stâncoase au valori mari, iar coeficienții Poisson au valori reduse, proprii rocilor cu

elasticitate mare. Valorile acestor parametri sunt cuprinse între limite destul de

largi, datorate probabil și diversității remarcabile a structurilor mineralogice

specifice rocilor respective (Stamatiu, 1962; Băncilă et al., 1980; Florea, 1983).

Evident, aceste particularități fizico-elastice se reflectă și în distribuția valorilor vitezelor seismice (Vp, Vs) prin aceste roci, valori cu ajutorul cărora s-au calculat

modulii dinamici de elasticitate și coeficientul Poisson.

În teoria elasticității sunt cunoscute relațiile matematice de calcul al acestor

parametri elastici, și anume:

Gd = ya Vs2 (modulul dinamic de forfecare)

unde :

ya – greutatea specifică aparentă;

Vs – viteza undelor transversale;

Ed = 2 Gd (1 + μd) (modulul dinamic Young)

unde μd este coeficientul dinamic Poisson, definit astfel:

μd = (Vp 2 – 2 Vs2) / 2(Vp2 – Vs 2).

În cazul măsurătorilor in situ, care furnizează vitezele undelor seismice (Vp , Vs),

cu ajutorul acestor relații se pot calcula valorile modulilor dinamici de elasticitate

(Ed, Gd) și valoarea coeficientului dinamic Poisson (μd).

Studiile efectuate în acest domeniu au definit și parametrii statici (modulul

static, coeficientul Poisson static) și raporturile acestora față de parametrii

dinamici. Astfel, între modulul static de elasticitate și cel dinamic s-a admis

existența unei relații empirice de forma:

Ed ≥ Est α

unde α este o constantă care se determină experimental pentru fiecare tip de rocă.

Experiențe pe probe de sare gemă de la [NUME_REDACTAT] au indicat un raport Ed / Est

cuprins între 7,1 și 10,3 (Băncilă et al., 1980). Stamatiu (1962) consideră acest

raport ca fiind Ed /Est ≈ 1,5. Coeficientul dinamic Poisson (determinat cu ultrasunete) al sării geme de la [NUME_REDACTAT] a fost cu 22% mai mare decât cel determinat static.

Proprietatile mecanice ale rocilor

I. [NUME_REDACTAT]

Unele roci dar și minerale componente ale rocilor se comportă ca niste corpuri elastice.Daca aplicam niste presiuni exterioare în interiorul lor se produc deformații liniare. Polimineralele nu sunt considerate corpuri elastice.

[NUME_REDACTAT] procesul de dislocare unele roci se deformează plastic, deformare incepe atunci când starea de tensiune depășește limita elasticității. Plasticitatea rocilor depinde de compoziția mineralogică. Creșterea conținutului de cuarț, sau de alte minerale cu duritate mare conduce la reducerea plasticitatii rocilor. Cea mai mare plasticitate o au argilele hidratate.Plasticitatea rocilor influențează mult procesul dislocării.

In cazul rocilor plastice efortul pentru separarea de fragmente în talpa sondei este mai mare. Deci contează foarte mult viteza și tipul de sapă cu care se acționează.

Rezistența sau taria rocilor

Rezistența unei roci reprezinta capacitatea sa de a se opune deformarii, în momentul în care este solicitată de către o forță.Este o proprietate care influențează procesul de dislocare prin foraj, respectiv viteza de avansare a sapei, uzura sapelor, etc. Rezistența rocilor este dependentă de tipul solicitării, care poate fi de mai multe tipuri : compresiune , de întindere, sau forfecare. Rezistența mecanică a rocilor este influențată de factori naturali și de factori tehnici. Dintre factorii amintim:

Compoziția mineralogică a rocilor :- natura mineralelor și cantitatea;

-tipul și cantitatea cimentului;

Gradul de fisurare, stratificația, clivajul (ex. în roci cu șistuozitate, rezistența la compresiune uniaxială este de două ori mai mare, în planul perpendicular pe cel de șistuozitate);

Gradul de porozitate;

Adâncimea rocilor – rocile cu cât sunt mai adânc în scoarța terestră au o rezistență mai mare :de exemplu presiunea;

Gradul de alterare.

Factorii tehnici care pot influența rezistența rocilor:

Tipul solicitării :compresiune, de întindere, de forfecare;

Durata de acționare a sarcinii- rezistența scade cu creșterea duratei de acționare;

Viteza de aplicare a forței de dislocare- experimental s-a constatat că tăria rocilor crește cu viteza de aplicare a solicitărilor.

Duritatea sau rezistența la pătrundere

Prin rezistența la pătrundere înțelegem valoare presiunii din centrul suprafeței de acțiune a sapei, unde se atinge starea limită și roca cedează. Această proprietate este dependentă de chimismul și structura cristalină a mineralelor sale componente.

Deosebim o duritate a mineralelor (duritate absolută) și o duritate a rocilor (duritate agregativă). Duritatea influențează durata de uzură a elementelor de dislocare (capul carotierei cu role sau diamante), iar duritatea agregativă influențează viteza de avansare a sculei de dislocare.

Duritatea rocilor poliminerale este determinata cu ajutorul mai multor metode. Una dintre acestea fiind metoda lui Schreiner. Metoda aceasta permite determinarea durității, a elasticității și plasticității rocilor și se bazează pe pătrunderea prin apăsare, a unui poanson într-o rocă cu suprafața plană, bine șlefuită. Elementul activ al poansonului este un cilindru cu suprafața frontală plană. Sarcina pe poanson crește treptat (se încarcă), cu posibilitatea ca la fiecare sarcină, deformația să se producă până la capăt. Dependența dintre deformație și sarcina pe poanson este ilustrată cu ajutorul unor curbe caracteristice, diferitelor tipuri de roci. După această metodă rocile se împart în trei grupe :-slabe,

-medii

– tari, fiecare grupă cu cate patru categorii.

Pentru majoritatea rocilor, valoarea rezistenței la pătrundere este mai mare decât rezistența la compresiune.

I.1 Proprietatile elastice

I.1.1. Bazele constantelor elastice

In această pagină se discută despre modul în care sunt utilizate logurile și pentru a determina proprietățile mecanice ale rocilor. Aceste proprietăți sunt adesea numite proprietățile elastice sau constantele elastice ale rocilor. Cele mai cunoscute constantele elastice sunt modulul de compresibilitate, modulul lui Young (modulul de elasticitate), si coeficientul lui Poisson. Constantele elastice dinamice pot fi derivate cu ecuații corespunzătoare, folosind carotajul sonic de compresiune și forfecare, împreună cu datele de jurnal de densitate.

Constantele elastice dinamice pot fi, de asemenea, determinate în laborator folosind impulsuri acustice de înaltă frecvență pe probe de bază. Constantele elastice statice sunt derivate în laborator din măsurători tensometrice stres tri-axiale (non-distructivă) sau distructiv.

Constantele elastice sunt necesare pentru cinci discipline distincte în industria petrolieră:

Geofizicienii interesati în utilizarea carotajelor pentru a îmbunătăți seismogramele sintetice, modele seismice, interpretarea de atribute seismice, inversiune seismic, și secțiuni seismice prelucrate.

Ingineri de producție sau de completare care doresc sa determine dacă migratia de nisip este fina, necesită operațiuni speciale de finalizare, cum ar fi pachete de pietriș.

Ingineri de proiectare hidraulice de fractură, au nevoie să știe mediile de rezistență ale rocii și de presiune pentru a optimiza tratamentele fracturarii.

Geologii și inginerii interesati de regimurile de stres in-situ în rezervoarele fracturate natural.

 Ingineri de foraj care doresc să prevină fracturare accidentala a uni rezervor cu o greutate prea mare noroi, sau care doresc să prezică formațiunile overpressured pentru a reduce riscul de o explozie.

Constantele elastice ale rocilor sunt definite de ecuațiile Wood-Biot-Gassmann.Ecuațiile poate fi transformate pentru a obține proprietățile rocilor din sonde.

Dacă carotajul sonic este disponibil, stresul anizotropic poate fi observat de diferențe în X și Yce afișează axe compresionale și de forfecare . Când se întâmplă acest lucru, toate constantele elastice poate fi calculate atât pentru direcțiile maxime cat si de stres minim și. Acest lucru necesită ca jurnalul de date să fie orientat corect cu informațiile de direcție, și sa poata necesita procesare suplimentara în societate centrului de calcul.

Elasticitatea este o proprietate a materiei, careol face să reziste la deformarea în volum sau formă. Legea lui Hooke, descrie comportamentul de materiale elastice, precizează că în limite elastice solicitarea rezultată este proporțională cu tensiunea aplicată. Stresul este forța externă (presiune) aplicată pe unitatea de suprafață, iar solicitarea este distorsionarea fracționată care rezultă din cauza forța care acționează.Modulul de elasticitate este raportul de stres la efort sau solicitare.

Trei tipuri de deformare se pot duce, în funcție de modul de forța care acționează. Cele trei module elastice sunt:

[NUME_REDACTAT] ,

        1: Y = (F / A) / (dl / L)

Modul în vrac,

        2: Kc = (F / A) / (dV / V)

Modul de forfecare,

        3: N = (F / A) / tanx

Unde F / A este forța pe unitatea de suprafață și dl / L, dV / V, iar tanx sunt solicitarile fracționare de lungime, volum, și forma, respectiv.

O altă constantă elastică importantă, numit coeficientul lui Poisson, este definit ca raportul dintre efortul într-o direcție perpendiculară pe în direcția forței de extensie,

        4: PR = (dX / X) / (dY / Y).

În cazul în care X și Y sunt dimensiunile originale, și dX si dY sunt schimbările în x și y directiei respective, ca stresul deformant acționează în direcția y.

Proprietăți elastice sunt măsurate în laborator cu ajutorul testelor de stres triaxiale (măsurători statice) și prin măsurarea densității în vrac și timpul de călătorie acustic cu un impuls de înaltă frecvență (testare dinamică). Ambele sunt efectuate sub presiune supraîncărca reprezentativ.

Proprietăți elastice dinamice măsurate cu impuls ultrasonic în laborator. Notă diferențele dintre valorile statice și dinamice. Proprietăți elastice de modele de analiză inregistreaza datele dinamice de laborator mai bine decât de datele statice.

I.1.2. Teoria constantelor elastice

Viteza sunetului într-o roca este legată de proprietățile elastice ale amestecului de roca- fluid și densitatea acesteia, in functie de ecuatiile lui Wood, Biot, și Gassmann.

Compozitia modulului vrac compresional de lichid în porii (invers fluidului de compresibilitate ) este:

Kf = 1/Cf = Sw / Cwtr + (1 – Sw) / Coil

OR 1a: Kf = 1/Cf = Sw / Cwtr + (1 – Sw) / [NUME_REDACTAT] spațiului poros (Kp) este derivat din porozitatea fluidului si din proprietățile matricei de rocă:

         2: ALPHA = 1 – Kb / Km

         3: Kp = ALPHA ^ 2 / ((ALPHA – Phit) / Phit / KF)

Compozitia rocii / modulul fluidului compresional este:

        4: Kc = Kp + Kb + 4/3 * N

Viteza de compresiune și forfecare (sau timpul de deplasare), depinde de densitatea și de proprietățile elastice, așa că avem nevoie de o valoare de densitate care reflectă compoziția reală a amestecului de fluid de rock:

        5: DENS = (1 – Vsh) * (EHIP * SW * DENSW + EHIP * (1 – SW) * DENSHY + (1 – EHIP) * DENSMA)

                         + Vsh * DENSSH

Viteza compresivă (Vp) și viteza de forfecare (Vs) sunt definite ca:

        6: Vp = KS4 * (Kc / DENS) ^ 0.5

        7: Vs = KS4 * (N / DENS) ^ 0.5

UNDE:

   Parametru elastic ALPHA = lui Biot (fracționată)

   Cgas = compresibilitatea gazelor

   Coil = compresibilitate ulei

   Cwtr = compresibilitate apă

   DENS = densitatea rocii (kg/m3 sau g / cc)

   DENSW = densitatea fluidului în pori (Kg/m3 sau g / cc)

   Kb = modulul vrac compresional de cadru rocă gol

   Kc = modulul vrac compresional de rocă poroasă

   Kf = modulul vrac compresional de lichid în porii

   Km = modulul vrac compresional de cereale de rock

   Kp = modulul vrac compresional de spațiu poros

   N = modul de forfecare de cadru rocă gol

   Phit = porozitatea totală a rocii (fracționată)

   Sw = saturatia apei (fracționată)

   Vp = viteza undei compresionale (m / sec sau ft / sec)

   Vs = viteza undei de forfecare (m / sec sau ft / sec)

   Viteza undei vp = Stoneley (m / sec sau ft / sec)

   KS4 = 68,4 pentru unități English

   KS4 = 1,00 pentru unități metrice

II. Carotajul acustic

2.1 [NUME_REDACTAT] acustic este o metoda de investigare geofizica a formatiunilor geologice traversate de sonda, este bazat pe evolutia proprietatilor elastice ale rocilor in urma propagarii undelor elastice rocile respective.

   Parametrii determinatisunt : -viteza de propagare a undelor in roci

-absorbtia undelor elastice in roci sau in coloana de tubaj si ciment.

Viteza de propagare a undelor elastice este functie de compozitia mineralogica a roci, si natura cimentului (cu cat roca este mai cimentata, viteza de propagare a undelor elastice este mai mare), de porozitate (viteza de propagare este functie invers proportionala de porozitate), de natura fluidelor cantonate in roci (viteza de propagare in rocile cu hidrocarburi este mai mica decat in cele acvifere), de presiune.

   Functie de parametrul determinat, sunt aplicate in practica doua tipuri de carotaj acustic :

-carotajul acustic de viteza ;

-carotajul acustic de atenuare.

In cadrul primului tip, cu ajutorul unui emitator, se produce in gaura de sonda o unda elastica si se inregistreaza timpul de parcurs al undei emitatoare (R1, R2 – bobine receptoare) pana la un receptor situat la o anumita distanta.Cand se utilizeaza un dispozitiv cu doua receptoare, se masoara timpul de parcurs al unei unde pe distanta dintre cele doua receptoare .

Viteza si timpul de parcurs in diferite medii

In cadrul celei de al doilea tip, carotajului acustic de atenuare : se urmareste gradul de absorbtie a undelor in roci ; acestea prezinta proprietati de absorbtie a semnalelor acustice diferite, de aici pleaca si diferentierea lor.

            Aplicatile carotajului acustic constau in :

      –  separarea formatiunilor travesate si respectiv posibilitatea corelarii lor din punct de vedere litologic .

–        separarea orizonturilor cu titei, gazeifere si acvifere dar si plasarea contactelor apa-titei, gaze-titei, gaze-apa.

Shema principala a unui                              Separarea formatiunilor traversate

Dispozitiv de masura in carotajul                            de sonda, din punct de vedere litologic cu

acustic: 1 – dispozitiv de sonda ;                             ajutorul carotajului acustic :

1 – marna

2 – blocul de prlucrare semnalului ;                        2 – nisip, gresii ; 3 – calcar grezos ;

3 – aparat inregistrator ; E – bobina                       4 – calcar compact.

Plasarea contactelor apa-titei si titei-gaze dupa diagrafia de carotaj acustic :

1 – argila; 2 – nisip (a – zona cu gaze ; b – zona cu titei ; c – zona cu apa de zacamant).

2.2 Carotajul acustic de viteza

Principial, un dispozitiv de carotaj acustic este constituit dintr-un emițător de semnale acustice și un receptor care înregistrează momentul sosirii acestora.

Carotajul acustic exprimă practic timpul necesar undei acustice pentru a străbate mediul respectiv, acesta fiind practic dependent de viteza undei. Mediul respectiv poate fi exprimat printr-o porozitate și o litologie.

Această dependență față de porozitate, atunci când litologia este cunoscută, face din carotajul acustic un instrument foarte bun pentru determinarea porozității. Totodată este de mare ajutor în interpretarea secțiunilor seismice. Carotajul acustic poate fi realizat concomitent cu multe alte investigații geofizice.

Propagarea undei acustice în gaura de sondă este un fenomen complex guvernat de proprietățile acustice diferite a mediilor întâlnite. Acestea includ formațiunea, fluidul de foraj și dispozitivul de carotaj propriu-zis.Unda acustică generată de emițător ajunge la peretele găurii de sondă aceasta

determinând apariția de unde compresionale și de forfecare în formațiune și unde de suprafață de-a lungul peretelui găurii de sondă.

În carotajul acustic, poziția stratelor, rugozitatea peretelui găurii de sondă ș fracturile pot influența negativ investigația. Astfel apariția fenomenelor de refracție și reflexie conduc la apariția multor unde acustice atunci când efectuăm carotajul.

Aceste unde au fost înregistrate de o rețea de 8 receptori amplasați la o distanță de 8 până la 11 ½ ft față de emițător. Deși undele acustice nu sunt separate total în timp, sosirile corespunzătoare undelor compresionale, de forfecare și Stoneley pot fi observate. Unda compresională este cea care a traversat coloana de fluid de foraj ca undă de presiune, a fost refractată la nivelul peretelui găurii de sondă, a parcurs formațiunea ca undă compresională și s-a întors din nou prin coloana de fluid către receptor ca undă de presiune.

Tipuri de unde acustice înregistrate de 8 receptori amplasați consecutiv

Unda de forfecare este cea care a traversat formațiunea ca undă de forfecare iar în

coloana de fluid s-a deplasat ca undă de presiune.De asemenea există și o undă care se deplasează numai prin fluidul de foraj de la emițător către receptor, dar în această imagine nu este prea evidentă.[NUME_REDACTAT] este o combinație dintre unda compresională și cea de forfecare și prezintă viteza de deplasare cea mai mică.

În prezent sunt utilizate trei tipuri de carotaje acustice: BHC ( [NUME_REDACTAT] [NUME_REDACTAT]), LSS ( [NUME_REDACTAT] Tool) și Array-Sonic tool.

Dispozitivul monoreceptor

Cel mai simplu dispozitiv de investigare pentru carotajul acustic este dispozitivul cu un emițător și un receptor – ER denumit și dispozitiv monoreceptor. Acesta este compus din:

– un traductor emițător – E, care primește impulsuri electrice de la un generator electronic, le transformă în oscilații ultra acustice și le transmite în mediul exterior;

– un traductor receptor -R, care recepționează undele ultra acustice după ce au parcurs intervalul între emițător și receptor în mediu, le transformă în oscilații electrice (semnal) și le transmite sistemului electronic de măsură.

Cele două traductoare, montate pe suport, sunt separate printr-un izolator acustic,realizat dintr-un material care nu permite transmiterea oscilațiilor ultra acustice – plumb, cauciuc

– pentru a evita transmisia directă dintre emițător și receptor.

Traductoarele emițător și receptor se bazează pe efectele de transformare ale oscilațiilor electrice în oscilații mecanice și invers, respectiv efectul piezoelectric sau efectul magneto-strictiv.

Dispozitiv de carotaj acustic monoreceptor

Distanta dintre emițător și receptor, notată L este denumită lungimea dispozitivului .

Parametrii fizici care sunt determinați din carotajul acustic sunt: viteza de propagare si absorbția (atenuarea) undei elastice ultra-acustice în rocile traversate de sonde.

Acești parametri sunt determinați prin măsurarea următoarelor două elemente: timpul de propagare, necesar undei ultra acustice să străbată prin rocă distanța de la emițător la receptor (timpul de interval) și amplitudinea oscilației sosite la receptor.Unda elastică emisă de traductorul emițător pe direcții de propagare radiale se propagă prin fluidul de foraj sub formă de undă longitudinală (compresională). La limita de separație dintre cele două medii – fluid de foraj și rocă, o parte din energia incidentă este supusă refracției și va pătrunde în rocă, iar altă parte va fi reflectată și nu va interveni în procesul de măsură.Partea din unda ultra acustică care întâlnește limita de separație în punctul A, sub un unghi față de normală egală cu unghiul critic , conform teoremei de refracție a lui Snell va suferi o refracție totală și se va propaga de-a lungul peretelui sondei pe parcursul AB.

Unghiul critic este dat de relația:

Sin Ɵ=

unde vn -este viteza de propagare a undei ultra acustice prin fluidul de foraj (noroi), iar vr -viteza de propagare prin rocă.Prin formație unda ultra acustică se propagă sub formă de undă longitudinală (compresională), undă transversală și de suprafață.

Fiecare punct al parcursului undei va deveni, conform principiului lui Huygens o sursă de oscilații, astfel că în punctul B, aflat în dreptul receptorului se va emite o undă emergentă,care pleacă de la formație sub același unghi critic și se propagă prin noroi, sub formă de undă longitudinală până la receptorul R.Timpul de parcurs al undei de la emițător la receptor se măsoară de-a lungul traseului de parcurs minim EABR și reprezintă timpul scurs de la momentul emisiei undei ultra acustice, până la sosirea frontului undei longitudinale la receptor.

Acest timp poate fi scris:

tER = tEA + tAB + tBR

unde componentele tEA și tBR formează timpul de parcurs prin noroi, iar tAB timpul de parcurs prin formație, deci timpul de parcurs de la emițător la receptor este afectat de un timp suplimentar de parcurs prin noroi:

tn = tAB + tBR

Dispozitivul compensat

Dispozitivul compensat poate fi constituit din două traductoare emițătoare E1 și E2 și patru traductoare receptoare R1, R2, R3, R4. Acest dispozitiv mai este cunoscut sub denumirea de BHC (Borehole compensated). Acest dispozitiv se compune de fapt din două dispozitive duale E1R2R4 și E2R3R1.Carotajul acustic compensat, BHC, înregistrează timpul necesar t necesar undei acustice pentru a străbate distanța emițător-receptor prin imediata vecinătate a peretelui găurii de sondă. Receptorul înregistreză momentul primei sosiri și cum unda compresională este cea care are viteza cea mai mare, aceasta este cea care declanșează receptorul.

Dispozitiv de carotaj acustic compensat

Forma de reprezentare a diagrrafiei acustice de viteză

2.3 Carotajul acustic de cimenare

A – este curba de amplitudine ; t – reprezinta curba de timp ; tc – este timpul coloanei ; 1 – nu are aderenta ; 2 – exista o aderenta partiala ; 3 – este aderenta buna (I – formatie de viteza mica ; II – formatie de viteza medie ; III – formatie de viteza mare).

 Pot fi intalnite trei cazuri :

a) coloana libera – in spatele coloanei nu exista ciment sau exista in spatiul inelar, dar nu este fixat la coloana, curba de amplitudine indica o valoare mare ;

b) coloana partial cimentata – cimentul poate fi fixat partial atat la coloana,si la formatiune, cimentul este fixat la coloana dar nu la formatiune, cand amplitudinea semnelor este mica si curba de timp are o configuratie caracteristica,semnalul este insuficient de puternic pentru deplansarea dispozitivului de masurare a timpului ;

c) coloana bine cimentata – este bine fixat cimentul atat la coloana cat si la formatiune, caz in care de la formatiune este primit un semnal foarte puternic ce variaza cu viteza de propagare a undelor elastice in strat si poate fi corelat cu alte curbe de carotaj geofizic.

III. Modele de calcul al parametrilor elastici ai formatiunilor pe baza diagrafiei electrice

Proprietățile mecanice ale formațiunilor traversate de sonde pot fi estimate, în prezent, în mod continuu pe baza diagrafiei geofizice complexe, în particular a diagrafiei acustice și de densitate, ca și a altor informații geofizice de sondă.

Astfel de determinări sunt deosebit de utile pentru:

Explorarea și exploatarea zăcămintelor de hidrocarburi (petrol și gaze);

Explorarea zăcămintelor de cărbuni prin sonde, unde cunoașterea proprietăților fizico-mecanice ale cărbunilor și rocilor adiacente, pe toată secțiunea traversată, permite o proiectare adecvată a lucrărilor miniere de deschidere și exploatare;

Calculele de dimensionare a golurilor subterane și pilierilor de siguranță la exploatarea sării geme prin sonde, precum și a golurilor de înmagazinare subterană în sare.

Pentru zăcămintele de hidrocarburi, problemele geomecanice sunt prezente în toate fazele de cercetare: Explorare, Delimitare-Dezvoltare, Exploatare și Recuperare avansată (Schlumberger WEC, Algeria, 2007). Obiectivele majore avute în vedere sunt:

Regimul de foraj;

Construcția sondelor (verticale sau direcționale, în particular orizontale);

Stabilitatea găurii de sondă;

Metodele de stimulare a rezervoarelor, inclusiv fisurarea hidraulică și controlul acesteia;

Recuperarea avansată a hidrocarburilor;

Controlul înnisipării sondelor (în zone cu nisipuri slab consolidate ca roci rezervor);

Modificarea stării de stress a rezervoarelor pe măsura exploatării;

Compactarea rezervoarelor și subsidența asociată în formațiunile acoperitoare, care poate activa falii în zăcământ.

Toate aceste probleme, la care pot fi adăugate și altele, sunt condiționate de proprietățile fizico-mecanice ale formațiunilor geologice traversate de sonde, în diferite condiții geologice-structurale și de zăcământ.

Parametrii implicați sunt reprezentați de:

Modulul de elasticitate longitudinală sau Modulul lui Young (E) – Young's Modulus;

Modulul de elasticitate transversală sau de forfecare (G) – [NUME_REDACTAT];

Modulul de compresibilitate volumetrică (K) – [NUME_REDACTAT] sau inversul său, Coeficientul de compresibilitate volumetrică (Cb) – [NUME_REDACTAT] Coefficient;

[NUME_REDACTAT] (µ) – Poisson's Coefficient.

În practică s-au aplicat două modele de calcul:

Modelul de calcul propus de Tixier, Loveless și Anderson (1975);

Modelul de calcul propus de Kowalski și Fertl (1976).

III.1 Modelul de calcul Tixier-Loveless-Anderson (1975)

Relațiile de calcul sunt:

3.1.1. [NUME_REDACTAT] (µ) se determină prin folosirea unei relații empirice între µ și conținutul în argilă al formațiunilor (Ca):

µ = 0.125 Ca + 0.27 (3.1)

În relația 3.1, Tixier et al. (1975) au evaluat conținutul în argilă printr-o metodă duală (densitate-acustic), în ipoteza că argila se află în rocă sub formă dispersată (q):

Ca = q = (PA – PD) / PA (3.2)

în care:

PA = porozitatea obținută din carotajul acustic;

PD = porozitatea obținută din carotajul de densitate.

Porozitatea din carotajul acustic se determină cu relația:

PA = (Δt – Δtm) / (Δtf – Δtm) (3.3)

unde: Δt = timpul de parcurs (µs/ft) din carotajul acustic, Δtm = timpul de parcurs în matricea minerală (µs/ft), Δtf = timpul de parcurs în fluidul din spațiul poros (µs/ft).

Timpul de parcurs în matrice este funcție de natura litologică a formațiunilor. Valorile medii acceptate curent în practică sunt consemnate în Tabelul 1. Timpul de parcurs în fluid este funcție de natura fluidului de foraj folosit. Astfel, filtratul de noroi dulce are Δtf = 189 µs/ft iar filtratul de noroi sărat Δtf = 185 µs/ft.

Porozitatea din carotajul de densitate se determină cu relația:

PA = (δm – δ) / (δm – δf) (3.4)

unde: δ = densitatea (g/cm3) din carotajul de densitate compensat, δm = densitatea matricei minerale (g/cm3), δf = densitatea fluidului din spațiul poros (g/cm3). Valorile medii ale densității matricei pentru principalele tipuri de formațiuni sunt prezentate în Tabelul 1. Pentru densitatea fluidului, valorile utilizate curent sunt δf = 1.0 g/cm3 pentru filtratul de noroi dulce și δf = 1.1 g/cm3 pentru filtratul de noroi sărat.

Tabelul 1. Parametrii matricei minerale.

Calculul conținutului în argilă se poate face cu relația 3.2 sau prin prelucrarea și interpretarea integrată a datelor carotajelor geofizice.

3.1.2. Calculul modulului de elasticitate transversală (G):

G = 1.34 * 1010 A δ / Δt2 (psi) (3.5)

3.1.3. Calculul modulului de compresibilitate volumetrică (K):

K = 1 / Cb = 1.34 * 1010 B δ / Δt2 (psi) (3.6)

în care:

A = (1 – 2µ) / [2(1 – µ)] și B = (1 + µ) / [3(1 – µ)] (3.7)

Coeficientul 1.34 * 1010 din relațiile 3.5 și 4.6 adaptează unitățile când se exprimă densitatea în g/cm3 și timpul de parcurs acustic în µs/ft. Ținând seama de faptul că 1 psi = 0.07031 kg/cm2, relațiile 3.5 și 3.6 se transformă în:

G = 0.942 * 109 A δ / Δt2 (kg/cm2) (3.8)

K = 0.942 * 109 B δ / Δt2 (kg/cm2) (3.9)

3.1.4. Calculul modulului de elasticitate longitudinală (E):

E = 2(1 + µ) G (kg/cm2) (3.10)

Modelul propus prezintă avantajul că utilizează carotajul acustic (Δt) numai pentru undele longitudinale, așa cum se folosește curent în practică.

III.2 Modelul de calcul Kowalski – Fetil (1976)

Modelul are în vedere aceiași parametri elastici consemnați în Tabelul 2. Diferența constă în faptul că toți cei patru parametri elastici sunt calculați direct pe baza relațiilor indicate, plecând de la datele carotajelor acustice și de densitate, fără a mai fi nevoie de calculul prealabil al coeficientului Poisson în funcție de conținutul în argilă al formațiunilor.

Tabelul 2. Definirea constantelor elastice (după Kowalski și Fertl, 1976).

Pentru calculul timpului de sosire al undei transversale (ΔtS), Kowalski și Fertl (1977) au propus o metodă empirică care cuprinde următoarele etape:

Determinarea timpului de sosire al primei unde longitudinale;

Multiplicarea acestei valori cu 1.5 și 1.8 pentru a delimita domeniul probabil al sosirilor undelor transversale;

Se studiază variațiile în panta benzilor de pe înregistrările acustice cu densitate variabilă (VDL);

Prima sosire a undei transversale corespunde benzii la timpul cel mai mic care are o pantă diferită de cea a benzilor undelor longitudinale.

Procedeul propus nu a avut o utilizare largă în practică.

III.3 Modul de prezentare a rezultatelor

Există două moduri de reprezentare a rezultatelor calculelor parametrilor elastici:

Curbele individuale ale parametrilor elastici, în corelație cu coloana litologică stabilită pe baze calitative;

Curbele parametrilor elastici pe o trasa distinctă în cadrul unei diagrame de tip "sinergetic", în corelație cu o curbă a radiației gama naturale (pentru controlul adâncimii și litologiei).

În prezent, odată cu perfecționarea tehnicilor de carotaj acustic și introducerea în practică a [NUME_REDACTAT] cu [NUME_REDACTAT] ("[NUME_REDACTAT]") sau a variantei mai recente "[NUME_REDACTAT] [NUME_REDACTAT]" (DSI) – SCHLUMBERGER, există posibilitatea înregistrării simultane a mai multor curbe acustice:

Curba timpului de parcurs al undei longitudinale (compresionale) (ΔtP);

Curba timpului de parcurs al undei transversale (ΔtS);

Curba timpului de parcurs al undelor Stoneley (ΔtSt).

Cunoscând ΔtP și ΔtS se poate calcula, de asemenea, curba raportului ΔtP / ΔtS care, în procesul de evaluare complexă a formațiunilor, are semnificație litologică.

Pe baza cunoașterii ΔtP, ΔtS și, evident, densității (δ), parametrii elastici pot fi calculați direct, din relațiile de definiție prezentate în Tabelul 2.

Capitoul 2. Cadrul geologic

2.1 Modelul geologic

Ansamblul structural Runcu-Mislea-Bustenari apartine zonei mio-pliocene din fata [NUME_REDACTAT] situata intre [NUME_REDACTAT] si [NUME_REDACTAT] care incaleaca de-a lungul faliei pericarpatice [NUME_REDACTAT] la sud, datorita actiunii de suimpingere spre nord a acesteia, iar la nord se srijina pe depozitele paleogene ale Pintenului de Valeni ( Anexa 1 ).

In partea de nord a zonei mio-pliocene, la contactul cu Pintenul de Valeni, se afla un aliniament de structuri care se caracterizeaza in general prin cute anticlinale faliate, flancul nordic inclinat si incalecat.Acestui aliniament ii apartine si structura Runcu-Bustenari ( figura 1).

Fig.1. Schita cu amplasarea structurii Runcu-Bustenari(Sc. 1:500.000)

[NUME_REDACTAT], este curpinsa intre [NUME_REDACTAT] si [NUME_REDACTAT] si dupa datele obtinute prin foraje, ea incaleca de-a lungul faliei [NUME_REDACTAT] Moesica, din fata, datorita actiunii de subimpingere sre nord a acesteia.Aceasta zona se rezeama cu flancul nordic pe [NUME_REDACTAT] Paleogen si cu flacul sudic pe [NUME_REDACTAT].

[NUME_REDACTAT] Slanicului de Buzau si [NUME_REDACTAT] Sarat, respectiv in partea de est a zonei miopliocene, sunt cute-falii deversate spre sud sau chiar spre nord si in axul lor apar lame de sare sau diapire, dar numai in zona de la vest de [NUME_REDACTAT] se intalnesc cute diapire tipice.

In sens strict, [NUME_REDACTAT] este curpinsa intre [NUME_REDACTAT] Sarat, in est, [NUME_REDACTAT], in vest, cei doi pinteni, de Valeni si Homoraciu, in mord, si falia Pericarpatica, de pe directia Mizil, [NUME_REDACTAT]- Nord- Gaiesti in sud.Caracteristicile aceste regiuni o constituie caracterul diapir al majoritatii structurilor care se dispun pe cel putin cinci aliniamente principale, paralele, in general, lantului carpatic.

Zona miopliocena constituie una dintre cele mai prolifice regiuni de acumulare din Romania, in care s-au descoperit numeroas zacaminte de hidrocarburi, localizate in Oligocen, Burdigalian, Sarmatian, Meotian, Pontian, Dacian si Romanian.

Trecand peste cateva zacaminte catonate in Oligocen, se constata ca hidrocarburile din Burdigalian se gasesc in capcane paleogeomorfice, pe flancurile unor anticlinale majore( Teis, Moreni, Runcu-Bustenari), sub planul de discordanta al trasgresiunii meotiene.Ca urmsre, s-a emis ideea ca petrolul gasit in aceste formatiuni provine din Meotian.

Meotianul contine zacamintele cele mai importante de hidrocarburi din zona Miopliocena si, potrivit studiilor din ultimii ani ( Anton, 1973), ele se gasesc in formatiunea care le-a generat. Pe marginea nordica, mai ridicata, a regiunii se intalnesc, practic, numai acumulari de petrol, iar pe masura ce se merge spre S creste ponderea gazelor, ceea ce reprezinta o confirmare a teoriei lui Gussow( 1954).

Pontianul, in general pelitic, contine, totusi, acumulari de petrol si mai ales de gaze (Barbuncesti), in partea de E a zonei Miopliocene, acolo unde el prezinta intercalatii de nisipuri. Se considera ( Hristescu, Olteanu, 1973) ca pelitele Pontianului reprezinta roca sursa atat pentru zacaminteleproprii cat si pentru o parte din cele din Meotian si Dacian.

Dacianul, cea de-a doua formatiune productiva importanta ( dupa Meotian) a zonei Miopliocene, contine atat zacaminte de petrol cat si zacaminte de gaze libere, generate de pelitele aceleiasi formatiuni si, propabil, de cele ale Pontianului.

Levantinul s-a dovedit productiv, cu petrol, la moreni si, cu gaze, la Boldesti.

Multe dintre acumularile din Burdigalian formeaza zacaminte comune cu cele din Meotian, iar majoritatea zonelor productive ale formatiunilor de interes se suprapun, in cadrul acelorasi elemente structurale.Din aceste motive se considera indicat ca prezentarea zacamintelor din zona Miopliocena sa se faca pe structuri si nu pe formatiuni productive.

Rocile-mama din [NUME_REDACTAT] Diapire sunt reprezentate prin sisturile menilitice si disodilice oligocene, sisturile argiloase din stratele de [NUME_REDACTAT], sisturi calcaroase bituminoase din burdigalian, sisturile cu radiolari din tortonian, sisturi calcaroase bituminoase din buglovian si sarmatian.

Rocile rezervor sunt de tip granular, respectiv sunt reprezentate prin nisipuri, nisipuri marnoase si gresii.

Rocile protectoare.Rocile pelitice care au avut rolul de roci-mama de hidrocarburi, dupa ce au indeplinit acest rol, s-au tasat si au devenit roci protectoare.Admitandu-se prezenta rocilor generatoare de hidrocarburi in toate etajele geologice in care sunt zacaminte, petrolul este in zacamant primar si acesta s-a format in urma migratiei laterale a hidrocarburilor, nu este nici o legatura intre sare si formarea zacamintelor. Sare fiind impermeabila, nu sunt argumente pentru a se considera ca hidrocarburile au migrat pe verticala, pe langa peretii sarii, dintr-o formatiune geologica mai veche in una mai noua, ca, de exmplu, din oligocen in meotian sau dacian.

Tipul zacamintelor.Zacamintele din pliocen sunt stratiforme boltite, compartimentate sau ecranate tectonic; zacamintele din oligocen, burdigalian, buglovian si sarmatian sunt de tip stratiform, ecranate stratigrafic.Daca in partea de nord a zonei, structurile au samburi de sare so, deseori, in forma de cute diapire revarsate, inspre sud structurile au samburi de sare iesite pana sub depozitele cuaternare, cute diapire exagerate, pentru ca, mai spre sud, structurile sa aiba o forma, in general, domoala, cu sarea ramasa sub nivelul meotianului sau ceva mai jos, cute diapire atenuate, iar la sud de acestea, respectiv in spre platforma, sarea sa fie situata la adancimi mult mai mari decat la nivelul meotianului, cute diapire profunde sau criptodiapire.

Harta structurala la cap [NUME_REDACTAT] III, sectorul central al structurii Runcu.

2.1.1 Geologia structurii

Stratigrafia si litologia

Formatiunile geologice prezente in zona sunt:

Eocenul ce apare sporadic,intalnit mai ales in partea de nord a structurii, este dezvoltat in facies de flis iar elementele remaniate ale acelstuia (gresii cu hieroglife, marne rosii, verzi) se regasesc in bracia de Cosminele.

Oligocenul se prezinta sub faciesul de Kliwa inferioara alcatuita prepoderent din bancuri de gresii silicioase si nisipui cu intercalatii subtiri marnoase si argiloase ce produc innisipari ( sonda 11 53 MP).

In continuitate de sedimentare se afla stratele [NUME_REDACTAT] avand in baza sisturi argiloase disodilice iar superior gresii calcaroase cenusii. In cadrul secventelor pelitice se gasesc intercalatii grezo-nisipoase cu dezvoltare lenticulara.

Kliwa superioara, cu grosimi de 350-500 m, este alcatuita din gresii silicioase in alternanta cu pachete nisipoase sau marno-nisipoase si argile.

Deasupra apare sporadic orizontul menilitelor si disodilelor superioare.

In partea de sud a zonei se gaseste o alta ridicare oligocena care reprezinta alta structura – [NUME_REDACTAT] I – sub care au fost identificati Solzul II si depozite oligocene reprezentand Solzul III si chiar IV care, situate la adancimi de peste 300 m, ar fi posibil purtatoare de hidrocarbrui.

Aceasta structura in cute-solzi sta in raport de incalecare, de-a lungul faliei longitudinale majora F1 (falia Runcu) pe care a migrat intruziunea de sare, peste depozitele burdigaliene si meotiene ale flancului scufundat de pe acest aliniament structural.

Intre cele doua ridicari de oligocen( de la nord la sud), in raport tectonic, se afla o zona de subzidenta puternica ce a generat o cuveta de depozite burdigaliene si badeniene a carei grosime in zona contrala nu se cunoaste. Pe flancuro are insa o grosime de cca. 500- 1000 m si este constituita dintr-o succesiune de argile, marne, in alternanta u grasii moi si nisipuri micafere cenusii, cu gipsuri si tufuri vulcanice la partea superioara.

Burdigalianul inferior este cunoscut sub denumirea de orizontul rosu iar cel superior orizintul cenusiu, in functie de culoarea ce le caracterizeaza.

Gresiile si nisipurile sunt dispuse in partea mediana si superioara a depozitelor burdigaliene si au un continut pelitic ridicat, formand pachete de strate sau compleze grezo-nisipoase, in care s-au format acumulari de titiei. Se remarca de asemenea mari varintii laterale de facies. In timp, s-a incercat impartirea Burdigalianului in strate de sine statatoare dar greutatea corelarii lor rezida in faptul ca sondele sunt distantate, uneori rare, iar inclinarea stratelor ajunge la circa 70 grade prezentand, la nivelul discordantei Meotian-Burdigalian, capete de strate. Evolutia acestora in cadrul cuvetei formate prin tectonizare si erodare a oligocenului si pentru ca nu exista repere corelabile sigure in aceasta stiva de depozite s-a intocmit harta structurala la suprafata de discordanta Meotian-Burdigalian.

Badenianul este dezvoltat in facies predominant pelitic, fara existenta sarii, falt ce denota ca sarea sub cuveta miocena este de varsta acvitaniana.

Peste aceste depozite oligocene si burdigaliene se dispun, cu o inclinare mica spre sud, depozite meotinene si pontiene ca o cuvertura care acopera discorndant Oligocenul de Nord+ Centru, [NUME_REDACTAT] Ridicate si [NUME_REDACTAT] I din sud.

Meotianul este cel mai extins biectiv pe acest aliniament structural si este altcatuit dintr-o alternanta de roci psamitice( nisipuri si gresii) si roci pelitice ( marne, argile ), cu o grosime de circa 400- 500 m, in functie de paleorelieful burdigalian sau oligocen pe care s-a depus.

Este dezvoltat intr-un stratotip clasic in zona mio-pliocena, avand trei complexe grezos-nisipoase distincte( mai mult sau mai putin ) separate de intercalatii peilitce, notate de jos in sus MII, M Intermediar, M I. Fiecare comp lex este constituit din mai multe pachete de strate grezos-nisipoase, in alternanta cu intercalatii subtiri,a desea discontinui, de roci pelitice.Se remarca mari variatii de facies, cu efect asupra productivitatii sondelor, atat pe verticale cat si pe orizontala. De aseamea se constanta ca proprietatile colectoare si de curgere sunt mai slabe in zona nordica pentru toate complexele iar complexul M Intermediar si M I sunt productive numai pe alocuri in zona estica si centrala.

Pontianul este despus in raport de continuitate peste Meotian si , prin caracterul sau predominant pelitic, constituie un ecran protector pentru zacaminte localizate in rezervoare de varsta mai veche. Local, contine intercalatii nisipoase.

[NUME_REDACTAT] aceste zone este complicata si comporta o serie de falii longitudinale majore care pun diversele structuri in raporturi de incalecare spre sud.

Fliile reprezentative sunt cele ce marginesc la nord cuvertura miocena(Burdigalian si Badenian)- F6 ([NUME_REDACTAT]), la sud – cuvertura miocene, incalecata peste zona solzilor oligoceni de-a lungul faliei F3 si falia F1 peste flancul scufundat mio-pliocen, falie de-a lungul careia intruziunile de sare au dimensiuni apreciabile,

Strateleoligocenului fie nordic, fie zona Solzului I au inclinari de 45-85° si aceleasi valori de inclinare le au si depozitele burdigaliene , atat din cuvertura nordica si centrala, cat si cele din flancul scufundat.

In cadrul perimetrului studiat se definesc, pe obiective si de jos in sus, urmatoarele obiective:

-[NUME_REDACTAT] II (zona sudica, intre faliile F1 si F3 );

-[NUME_REDACTAT] I (zona sudica, intre faliile F1 si F3 );

-[NUME_REDACTAT] + Centru ( la nord de falia F6 );

-[NUME_REDACTAT] Ridicata ( la nord de falia F3 );

-meotian + Burdigalian – [NUME_REDACTAT] ( la sud de falia F1 );

-Meotian – [NUME_REDACTAT]( intre faliile F1 si F3 );

-Meotian- [NUME_REDACTAT] ( la nord de falia F3 );

Obiective de interes petrolifer

Pe ansamblul aliniamentului structural obiectivele de interes petrolifer sunt:

-[NUME_REDACTAT] II –Kliwa inferioara;

– [NUME_REDACTAT] I- Kliwa superioara;

-[NUME_REDACTAT] + Centru: – Kliwa superioara;

-Strate de [NUME_REDACTAT];

-Burdigalian – [NUME_REDACTAT];

– Burdigalian + Meotian- [NUME_REDACTAT]: – Burdogalian;

-M II inferior;

-M II superior; -M Intermediar; – M I. Inferior + M I superior;

-Meotian- [NUME_REDACTAT] si Intermediara: – M II;

– M intermediar;

– M I.

2.1.2. Geologia campului si a zacamintelor

Stratigrafia si litologia

[NUME_REDACTAT] II

[NUME_REDACTAT] II este dezvoltat in facies de Kliwa inferioara-bancuri de gresii silicioase si nisipoase cu intercalatii metrice de marme si argile-in grosime de 300-350 m, separate in 4 complexe productive, notate de jos in sus: complexul IV, III, II, I.Analizarea carotelor mecanice extrase din obiectivele productive indica un caracter mai stratificat in complexele II si I datorita intercalatiilor marno-argiloase, in comparatie cu cele inferioate, IV si III, care sunt predominant grezoase.

[NUME_REDACTAT] I

Aceasta formatiune are cca 350 m grosime si este alcatuita din gresii silicioase cu bob in, in alternanta cu nisipuri fine, marne nisipoase si argile.In argile de est, in zona blocurilor I, II, III si in vest, blocul IX, s-a realizat o corelare a stratelor a, b, c, d, foarte inclinate ale oligocenului iar harta structurala prezinta izobate la capul acestor strate pentru o precizare mai riguroasa a resurselor si rezervelor.

[NUME_REDACTAT] + [NUME_REDACTAT] din aceasta zona structurala este acoperit partial, in mod discordant, de Sarmatian in bloc I, Badenian in blocul IV nord iar in celelalte de Meotian, aflorand in blocul IV centru.

Au fost intalnite secventele ale:

-orizontului Kliwa inferioara de cca. 300 m grosime , la adancime de 350-650m.s.n.m.., alcatuit din gresii cuartoase, slab cimentate, de culoare deschisa.

-orizontul stratelor de [NUME_REDACTAT], cu o grosime de 700-800m, prezent in blocurile II, III, V, acoperit discordant de Meotian.

-orizontul Kliva superioara, care are cca. 350 m grosime ( blocurile I, IV, VI) si este alcatuit din pachete de gresii silicioase, uneori argiloase, slab consolidate, cu bobul de la fin la mediu, cu intercalatii de situri disodilice si menilite.

Burdigalian ( [NUME_REDACTAT] )

Depozitele burdigaliene sunt depuse in cuvertura centrala,izolata tectonic de formatiunile oligocene din jur sau prin emersiune si erodare de cele situate desupra(meotiene)- discordante.

Grosimea in zona centrala a cuvetei nu este cunoscuta, dar pe flancuri se intalnesc grosimi intre 500 si 1000m si este constituit dintr-o succesiune de argile, marne in altenanta cu gresii moi si nisipuri micafere cenusii, cu gipsuri si tufuri vulcanice la partea superioara.

Burdigalian + Meotian- [NUME_REDACTAT]

Burdigalianul din aceasta zona este apreciat la 500 m grosime si este format din alternante neregulate de marne grezoase brune cu paiete de muscovit si biotit, argile slab nisipoase, partial grezoase, gresii marnoase cenusii, uneori calcaroase, nisipuri marnoase, clacaroase cenusii, cel mai frecvent marne nisipoase cenusii.

Meotianul are cca 400 m grosime, variabila din cauza stratelor ridicate pe flancul faliei F1( a sarii) si este alcatuit dintr-o alternanta de roci psamitice ( nisipuri si gresii in bancuri de zeci de metri grosime ) si roci pelitice ( marne si argile ) ca intercalatii intre acestea, cu grosimi de la submetrice la 30-50m.Probele de productie efectuate la M II au condus la divizarea in stratele II inferior si II superior iar in aceasta lucrare a fost necesara o recolare a acestui obiectiv constantandu-se inconsecventa in aprecierea reperelor

Meotian- [NUME_REDACTAT] + [NUME_REDACTAT] asupra obiectivului Meotian prezentate anterior raman valabile si pentru aceste capitole.

[NUME_REDACTAT] structurale prezentate mai sus sunt ilistrate de o serie de sectiuni geologice transversale, efectuate de la est spre vest si care pun in evidenta toate obiectivele geologice si raporturile structurale in care se afla unele fata de altele.

[NUME_REDACTAT] II

Lucrarile efectuate anterior au prezentat in amanunt modificarile impuse de toate datele geologice noi ( 5 sonde noi, din care 2 orizontale, diagrafie geofizica complexa), de comportarea in exploatare a sondelor de pe structura, de rezultatele cercetarii la inchidere efectuate la 4 sonde, si altele, motive pentru care, in cele ce urmeaza, aspectele tectonice vor fi prezentate succint:

-[NUME_REDACTAT] II reprezinta un monoclin cu ridicare de la nord spre sud, cu inclinari de 45-60 ° sau chiar mai mari, delimitat la nord de zona de acvifer, la sud si est de intruziunea de sare de-a lungul faliei F1 iar la vest de f 14;

-Comportarea in exploatare a unor sonde a impus redefinirea modelului de zacamant cu implicatii asupra existentei si caracterului unor falii (F, f11 , f’11 ),crearea unor noi blocuri tectonice ( V, V1, V2, V3 );

-Falia F’ reprezinta contactul tectonic cu stratele de [NUME_REDACTAT] si afecteaza complexele I si II din blocurile VII, VI, V1 , V2 ;

-Faliile f11 si f’11 delimiteaza bocurile V3 si V2.

[NUME_REDACTAT] I

Solzul I Oligocen este delimitat de faliile longitudinale majore, de incalecare de la nord spre sud , F3 si F1 din parea de nord, respectiv de sud. Harta structurala reprezinta imaginea [NUME_REDACTAT] I la suprafata de discordanta cu Meotinul.Izobatele construite la nord de falia F3 reprezinta izobateli falii pe planul acestei falii cu inclinare spre nord si pe care se face inchiderea zacamintelor.Inclinarile stratelor oligocene sunt cuprinze intre 45 si 85° spre nord.

[NUME_REDACTAT] + [NUME_REDACTAT] structura reprezinta flancul sudic cazult al aniticlinalului Telega- Bustenari care incaleca, de-a lungul unor falii longitutdinale, cuveta de formatiuni miocene spre sud.

O alta faliei importanta este falia longitudinala F2, pe flancul careia, la sud, se ridica stratele de [NUME_REDACTAT], in constact tectonic cu stratele de Kliwa.Ca falii trasversale este importanta falia f1 (Tulburea-Puturosu) de-a lungul careia zona estica a Oligocenului decroseaza spre sud.

Harta structurala a fost intocmita pe baza intrarilor in Oligocen, mentionate pe harta de productie( 1977), in cadrul formulelor de productie si pe baza celor cateva diagrafii electrice efectuate la sonde.

[NUME_REDACTAT]-Bustenari pune in contact tectonic zona ologicena acoperita de Badenian cu zona de aflorare a Oligocenului.

Falia longitudinala F1 separa blocul IV sud de o zona incerta stratigrafic situata la nord.

Falia transversala f2 este o falie de distributie, sparand zona cu apa( sonda A 162) de blocurile I.

Burdigalian ([NUME_REDACTAT])

Se prezinta sub forma unei cuvete orientate VE (Runcu-Scorteni-Teis) marginita tectonic la nord si sud de cele doua ridicari ale Oligocenului.

Stratele au inclinari de pana la 85° sprijinindu-se pe discordanta Meotian-Burdigalian sub forma de capete de strate si se pare ca iau forma cuvetei formate prin tectonizare si erodare a Oligocenului.

Aspectul structural ramane neschimbat in mare parte cu exceptia zonei de nord in care sondele sapate dupa data efecturii ultimuli studiu aduc informatii noi in privinta extinderii cuvetei.

Burdigalian + Meotian – [NUME_REDACTAT]

Aceasta structura este delimitata la nord de falia F1 (generata de impingerea sarii spre suprafata) in zona de est si de diapirul de sare incepand din zona centrala spre vest si reprezinta edectul diapirismului de sare incepand din zona sudica a ansamblului structural.

Structura are aspectul unui monoclin cu inclinare spre sud.Au fost intocmite harti la discordanta Burdigalian/Meotian si la cap Meotian II inferior, II superior, M intermediar, MI iar pentru modificarile structurale efectuate s-au intocmit materiale ce ilustreaza recolarea obiectivului structural in blocurile 1c, 1d, V si V’.

In blocul II la Meotianul II superior s-a reinterpretat traseul faliei F’1 separand sondele 305 RAP si 560 MPC care apartin de [NUME_REDACTAT] si au fost incluse in harta la M II din zona respectiva.

Meotian –[NUME_REDACTAT]

Situate intre falia longitudinala majora F3 si falia F1 ( falia Runcu) , depozitele meotiene din aceasta zona pastreaza caracteristicile celor din [NUME_REDACTAT] cu specificatia ca are inclinari spre sud de pana la 60°. Este incalecat spre nord, de-a lungul faliei F3 de meotianul din [NUME_REDACTAT] si incaleca la randul sau, pe planul faliei F1, zona pliocena a [NUME_REDACTAT] , la sud.

Tipul capcanelor si al zacamintelor

Zacamintele de petrol din depozitele oligocene, burdigaliene si meotiene ale ansamblului structural Runcu-Bustenari, fac parte din grupa zacamintelor stratiforme cu si fara cap de gaze, dupa ca, in capcane stratigrafice, structurale, in majoritatea si litologice( stratele de [NUME_REDACTAT] din [NUME_REDACTAT] + Centru , [NUME_REDACTAT] si M I din [NUME_REDACTAT] ). Produc in regim de gaze dizolvate, destinderea capului de gaze si gravitational.

Distributia initiala a fluidelor

Distributia initiala a fluidelor- [NUME_REDACTAT] II

Datele sunt prezentate in tabelul 1.

Tabelul 1.

[NUME_REDACTAT] I

Datele sunt prezentate in tabelul 2.

Tabelul 2.

2.2.Modelul fizic

Prin incheierea nr 420-2000 au fost confirmate valorile de rezurse si rezerve,conditiile initiale,parametri fizici ai rocii,fluidelor si sitemului roca-fluide.

In lucrarea orezenta s-au pastrat in general valorile confirmate.S-au adus modificari acolo unde au intervenit informatii noi si au fost necesare anumite recorelari si rajustari prin reinterpretarea datelor existente,eontru o mai vuna potrivire a modelului fizico-geologic cu productivitatea sondelor si zacamintelor.

[NUME_REDACTAT] in conditii de zacamant

Stabilirea parametrilor fizici ai fluidelor in conditii de zacamant s-a facut considerand concludente urmatoarele analize PVT:

-pentru [NUME_REDACTAT] II , din probele colectste din sondele 863RAP,870RAP si 891 RAP, zacamintele fiind de tip pseudo-masiv si cu inclinare mare se observa o variatie mare a parametrilor fizici pe verticala;

-pentru [NUME_REDACTAT] I si [NUME_REDACTAT]+ Centru se considera ca parametrii confirmati sunt cei mai reprezentativi pentru comportarea zacamintelor din aceste obiective.

-pentru Burdigalian + [NUME_REDACTAT] s-au considerat concludente analizele PVT efectuate la sondele 218 bis, 1702 si 1724 MP;

-pentru Meotianul din [NUME_REDACTAT], au fost stabiliti pe baza analizelor PVT ale probelor prelevate din sindele 587 MPC,670MPC,644MPC si 668 MP iar pentru cel din [NUME_REDACTAT], pe baza analizei PVT din sonda 596 MP.

Caracteristici in conditii standard

Analizele de laborator efectuate au pus in evidenta urmatoarele tipuri de titei:

-la [NUME_REDACTAT] II, parafinos, putin tasinos, cu o densitate de 840 kg/ms si o vascozitate dinamica de 6-30 cP;

-la [NUME_REDACTAT] I, ceros, putin parafinos ,cu densitate de 830 kg/mc;

-Burdigalian –[NUME_REDACTAT] titeiul este semiprafinos , cu o densitate de 820 kg.mc, respectiv 830-840kg/mc si un punct de congelare de -16°C;

-la [NUME_REDACTAT]+[NUME_REDACTAT]-titeiul este de acelasi tip si cu o densitate de 830kg/mc.

In privinta gazelor asociate se disting urmatoarele caracteristici principale:

-pentru [NUME_REDACTAT] II gazele bogate,cu un cotinut in fractie C3+, degazolinabila. –la Burdigalian si [NUME_REDACTAT]+Ridicata au un comtinu in metan cuprins intre 65-74%, respectiv de peste 80% la Meotian.

Roca magazin

Caracterul sedimentologic si petrografic

Ansamblul structural studiat este parte a [NUME_REDACTAT] ce a constituit o arie de intensa acumulare sedimentara intr-un facies marin, in cadrul caruia s-a format o succesiune de depozite apropate continue, cel putin [NUME_REDACTAT] pana in Pliocen.Se considera ca sedimentarea a avut loc intr-o mare deschisa, dat fiind lipsa carbunilor si evaporitelor in Cretacis ci Paleogen.

Sedimentarul espre predominant terigen constand din marne, argile, nisipuri, gresii, conglomerate si secvente de calcar caruia se recunosc roci cu proprietati de rezervor, formatiuni compacte protectoare si roci pelitice, posibil generatoare de hidrocarburi.

Din punct de vedere petrografic roca este constituita dintr-un material detritic cu cu sortare slba,prins intr-un ciment silicios cu structura de umplere in asocitatie cu material argilos-sericitic.

Gresia silicioasa are excelente calitati colectoare ajungand in zona [NUME_REDACTAT]-Bustenari pana la 30% porozitate si 1300mD permeabilitate.

Burdigalianul este dezvoltat dintr-o succesiune de argile si marne in alternanta cu gresie si nisipuri, cu un continut pelitic ridicat, ceea ce imprima o mare varietate de facies.

Meotianul, obiectivul productiv cel mai intins, este alcatuit dintr-o alternanta de roci psamitice si roci pelitice cu mari variatii de facies atat pe verticala cat si pe orizontala.

[NUME_REDACTAT] parametru este mentinut pentru toate obiectivele componente ale zacamantului comercial, neexistand alte informatii suplimentare pentru reevaluare.

Se mentioneaza doar ca la [NUME_REDACTAT] II au fost reinterpretate diagrafiile geofizice complexe, pe blocuri si complexe productive iar rezultatele obtinute indica valori comparabile cu cele confirmate avand in vedere caracterul indirect al metodei obtinute.

Permeabilitatea absoluta

In privinta acestui parametru, se pot face observatii doar din [NUME_REDACTAT] II la care analizele de carote au indicat o plaja larga de valori pentru permeabilitaea absoluta cumprinsa intre 1-900mD, cu valori mari din determinarile in laborator pe carotele extrase si valorile mici rezultate din indicii de productivitate ai sondelor.

Neuniformitatea si anizotropia

Asupra acestui subiect se pot faced referiri doar pentru [NUME_REDACTAT] II unde u existat probe de carote din interpretarea carora a rezultat coeficientul Lorentz cu valoarea 0,639 si coeficientul Dykstra-Parsons u valaoarea 0,964.

Sistemul roca-fluid

Saturatia in apa interstitiala

[NUME_REDACTAT] Solz II , din interpretarea cantitativa a diagrafiilor geofizice complexe, s-au obtinut valori ale saturatiei in apa interstitiala apropiate de cele 20-40%.

Permeabilitatea efectiva si relativa, saturatia reziduala in petrol

Cercetarile hidrodinamice realizate la nivelul [NUME_REDACTAT] II au pus in evidenta valori ale permeabilitatilor efective intre 1-40mD.Deoarece nu exista masuratoei de laborator nu se pot face aprecieri asupra umectibilitatii rocii si asupra saturatiei reziduale in petrol.

III. Aplicatie pe structura

Exemplu al analizei proprietatilor elastice ale rocilor din diagrafia geofizica

Clalculul proprietatilor elastice

Modulul de forfecare este definit ca fiind tensiunea aplicată împărțită la tensiunea de forfecare.

Pentru roci cu porozitate:

       1: N = KS5 * DENS / (DTS ^ 2)

Pentru roci cu nici o porozitate:

       2: DENSMA = (DENS – Phit * DENSW) / (1 – Phit)

       3: DTSMA = DTS / (1 – Phit)

       4: Nu = KS5 * DENSMA / (DTSMA ^ 2)

UNDE:

   KS5 = 13400 English unități

   KS5 = 1000 de unități metrice

În cazul în care roca este anizotropa, atât N ca si N0 nu pot fi calculate pentru direcțiile maxime de stres minim și prin utilizarea DTSmin și DTSmax de un dipol de forfecare a sonicului. Densitatea este în gm / cc, timpul de călătorie este în sec / ft, iar N este în psi * 10 ^ 6 de unitati English. Densitatea este în kg/m3, timpul de călătorie este în usec / m, iar N este în Giga-Pascali (10 ^ 9 Pa sau GPa) pentru unități metrice.

Pentru o analiza rapidă, diagramele poate fi mai rapide decât un calculator:

Grafic pentru a calcula N din DENS si DTS

Raportul lui Poisson este tensiunea laterală împărțită la tensiunea longitudinală.

Când viteza de forfecare este disponibila:

Pentru roci cu porozitate:

       1: R = Vp / Vs

OR 2: R = DTS / DTC

       3: PR = (0,5 * R ^ 2 – 1) / (R ^ 2 – 1)

Pentru roci cu nici o porozitate:

       4: Ro = DTSMA / DTCMA

       5: PRo = (0,5 * Ro ^ 2 – 1) / (Ro ^ 2 – 1)

În cazul în care roca este anizotropa, P poate fi calculat pentru direcțiile maxime si de stres minim prin utilizarea DTSmin și DTSmax de un dipol de forfecare din logul sonic trecut. PRmax vine de la DTSmin și vice-versa.

Când timpul de deplasare pentru forfecare nu este cunoscut, cum este cazul în marea majoritate a puțurile vechi, o valoare pentru coeficientul lui Poisson poate fi estimată. Estimarea de obicei pentru coeficientul lui Poisson în nisipuri argiloase este:

       6: PR = 0,125 * Vsh + 0,27.

Pentru analiza QuickLook, este folosit acest tabel cu coeficientul lui [NUME_REDACTAT] pentru calculul PR de la DTC și DTS

O reprezentare grafică a raportului Poisson versus viteza compresivă,prezintă efectul de litologie și de gaz.

Coeficientul lui Poisson versus litologia

În absența unor date bune de forfecare, coeficientul lui Poisson poate fi estimat din graficul de mai jos, pe baze cunoscute sau presupuse de litologie.

Corelațiile coeficientul lui Poisson versus DTC

Ecuațiile de pe acest grafic sunt:

      7: PRshl = min(0.5,max(0,0.000 000 086 754 * DTC^3 – 0.000 044 154 * DTC^2 + 0.008 587 * DTC – 0.155))
      8: PRqrtz = min(0.5,max(0,0.000 000 126 482 * DTC^3 – 0.000 058 769 * DTC^2 + 0.010 703 * DTC – 0 .296))
      9: PRlime = min(0.5,max(0,-0.000 000 341 745 * DTC^3 + 0.000 117 836 * DTC^2 – 0.011 609 * DTC + 0.646))
      10: PRdolo = min(0.5,max(0,-0.000 002 394 128 * DTC^2 + 0.000 708 300 * DTC + 0.2281355))
      11: PRcoal = min(0.5,max(0.32,0.000 000 334 448 * DTC^3 – 0.000 083 251 * DTC^2 + 0.004 122 * DTC + 0.478))
      12: PR = SUM(Vi * PRi)

Unde:

   DTC = timpul de călătorie sonic (usec / ft)

   Vi = volumul fiecărei componente a rocii (fracționată)

   Pri = Raportul lui Poisson pentru fiecare componenta (fracționată)

Un raport ridicat Poisson indică nivel ridicat de stres, care, la rândul lor, indică posibile limite la o fractură hidraulica. Rata scăzută Poisson indică zonele slabe, care rezultă în comunicare la formațiuni nedorite.

Coeficientul lui Poisson este utilizat pentru a prezice fracturari gradiente de presiune în formațiunile consolidate

Modul în volum este presiunea hidrostatică împărțită la tensiunea volumetrică.

Pentru rova cu porozitate:

       1: Kb = KS5 * DENS * (1 / (DTC ^ 2) – 4/3 * (1 / (DTS ^ 2)))

Pentru roca cu nici o porozitate:

       2: DENSMA = (DENS – Phit * DENSW) / (1 – Phit)

       3: DTCMA = (DTC – Phit * DTW) / (1 – Phit)

       4: Km = KS5 * DENSMA / (1 / (DTCMA ^ 2) – 4/3 * (1 / (DTSMA ^ 2))).

UNDE:

   KS5 = 13400 de unități English

   KS5 = 1000 de unități metrice

În cazul în care roca este anizotropa, atât Kb și km pot fi calculate pentru direcțiile maxime si minime de stres prin utilizarea DTSmin și DTSmax de un dipol de forfecare a carotajului sonic.

Diagrama de calcul Kb de P și N

[NUME_REDACTAT] este aplicat de un stres uniaxial împărțit la tensiunea normală.

Pentru roca cu porozitate:

       1: Y = 2 * N * (1 + PR)

Pentru roca cu nici o porozitate:

       2: Yo = 2 * Nu * (1 + Pro)

În cazul în care roca este anizotropa, Y poate fi calculat pentru direcțiile maxime si de stres minim prin utilizarea DTSmin și DTSmax de un dipol de forfecare a carotajului sonic trecut la calcularea N și P.

Modulul lui Young calculat pe baza datelor din carotaj este adesea numit dinamic modulul lui Young, Ydyn.

Grafic pentru a calcula Y din P și N

În absența unor date bune sonicul de forfecare, modulul lui Young poate fi estimat din graficul de mai jos, pe baza datelor cunoscute sau presupuse din litologie.Ordonata pe acest grafic este modulul lui Young împărțit de densitate (g / cc), astfel multiplica valoarea axei Y de densitate pentru a obține Y.

Modulul lui Young versus DTC pentru diverse litologii

Ecuațiile de pe graficul de mai sus sunt:

3: Yshl = 6.894 * DENS * (0.000 000 100 214 * DTC^4 – 0.000 050 013 * DTC^3 + 0.009 417 * DTC^2

– 0.806 315 * DTC + 27.30)

4: Yqrtz = 6.894 * DENS * (0.000 000 099 297 * DTC^4 – 0.000 049 604 * DTC^3 + 0.009 3678 * DTC^2

– 0.807 280 * DTC + 27.68)

5: Ylime = 6.894 * DENS * (0.000 000 037 682 * DTC^4 – 0.000 019 762 * DTC^3 + 0.003 996 * DTC^2

– 0.380 084 * DTC + 14.97)

6: Ydolo = 6.894 * DENS * (0.000 000 084 048 * DTC^4 – 0.000 041 6941 * DTC^3 + 0.007 775 * DTC^2

– 0.659 893 * DTC + 22.59)

7: Ycoal = 6.894 * DENS * (0.000 001 498 * DTC^3 – 0.000 588 141 * DTC^2 + 0.069 142 * DTC – 1.84)

8: Ydyn = SUM(Vi * Yi)

Unde:

   DTC = timpul de călătorie sonic (usec / ft)

   DENS = densitatea (g / cc)

   Vi = volumul fiecărei componente a rocii (fracționată)

   Yi = modulul lui Young a fiecărui component (GPa)

   Ydyn = Modul dinamic Young de rocă (GPa)

Proprietățile mecanice ale rocilor derivate din jurnale de date, sau de la înalta frecvență a măsurătorilor sonice în laborator sunt numite constante dinamice. Cele provenite de la laboratorul de teste de stres sau teste distructive sunt numite constante statice. În opinia mea, datele de laborator deriva date de forfecare dinamice ar trebui să fie corectate pentru efecte de înaltă frecvență, așa cum este descris mai devreme în acest capitol. Acest lucru este rareori realizat, astfel încât este dificil de a compara datele din jurnal dinamice cu date de laborator dinamic.

De la static la dinamic transformare pentru modulul lui [NUME_REDACTAT] de carotaje pentru proprietatile mecanice

Proprietăți mecanice: carotaj cu litologie / porozitate la dreapta.

[NUME_REDACTAT] initiala „Analiza proprietetilor elastice alre rocilor din diagrafia geofizica” se extinde pe un numar de… de pagini si este structurata in trei capitole.

In primul capitol sunt prezentate proprietatile mecanice si elastice ale rocilor dar si generalitati despre carotajul acustic de viteza si de cimentare.Urmatorul capitol este constituit de cadrul geologic ai structurii cu modelul geologic si cel fizic al acesteia pe structura Runcu-Bustenari, iar ulticul capitoul prezinta aplicatia pe structura a calculului proprietatilor elastice.

Aceasta structura este situata in zona de contact dintre Unitatea de Tarcau si cea Subcarpatica, in partea de nord a zonei cutelor diapire.

Desi nu este prezent fenomenul de sariaj,atat de comun in zona moldoveneasca a [NUME_REDACTAT], tectonica acestei zone este deosebit de complicata, din cauza miscarilor tectonice foarte spectaculoase asociate fazei valahice pliocen superior-pleistocena.

Inca de la inceputul secolului XIX, au fost evidentiate doua ridicari oligocene, una nordica Bustenari ce afloreaza in Pintenul de Valeni si una relativ mai adanca la sud , Runcu.

Zona este relative bine investigata prin sonde.Cele doua ridicari structurale oligocene sunt incalecate peste Miocenul de la sud prin intermediul unei importante falii, falia Runcu, cu un rol major in formarea capcanelor.

Lucrarea are drept obiectiv analiza proprietatilor elastice ale rocilor din diagrafia geofizica.Studiile de amplasament, în vederea construirii unor obiective industriale (centrale nucleare, baraje etc.) și civile importante furnizează informații cantitative asupra parametrilor fizici și elastici ai rocilor de fundare, date necesare proiectării antiseismice a construcțiilor respective.

Puține date se referă la roci sedimentare neconsolidate sau puțin consolidate,

de vârstă geologică recentă, situate în partea superficială a subsolului. Se constată

faptul că atât modulii de elasticitate (Young), cât și modulul de forfecare al rocilor

stâncoase au valori mari, iar coeficienții Poisson au valori reduse, proprii rocilor cu

elasticitate mare. Valorile acestor parametri sunt cuprinse între limite destul de

largi, datorate probabil și diversității remarcabile a structurilor mineralogice

specifice rocilor .

Evident, aceste particularități fizico-elastice se reflectă și în distribuția valorilor vitezelor seismice (Vp, Vs) prin aceste roci, valori cu ajutorul cărora s-au calculat

modulii dinamici de elasticitate și coeficientul Poisson.

Bibliografie

C. Beca,D. Prodan. „Geologia zacamintelor de hidracarburi” . Editura didactica si peadagogica, Bucuresti, 1983;

[NUME_REDACTAT], :Geologia zacamintelor de hidracarburi din Romania”, Institutul de Geologie si Geofizica , 1975;

I. Malureanu, A. Negut, „ Investigatii geofizice ale sondelor de hidracarburi in timp real”, [NUME_REDACTAT]-[NUME_REDACTAT] 2001;

I. Malureanu, [NUME_REDACTAT], „Geofizica de sonda,Lucrari practice-vol I”, Univeristatea „Petrol-Gaze” Ploiesti 2009.

Schlumberger – [NUME_REDACTAT] Principles & Applications

V. Mutihac, L. Ionesi: „[NUME_REDACTAT]”, [NUME_REDACTAT], Bucuresti, 1983

www.unibuc.ro Teza de doctorat : „ Evaluarea formatiunilor oligocene din zona Provita-Runcu-Mislea-Bustenari, pe baza datelor geologice, geofizice si de foraj”, [NUME_REDACTAT].

www.scrigroup.com Cercetarea complexa a zacamintelor

www.ondrill.com Proprietatile fizice si mecanice ale rocilor

Anexa 1-[NUME_REDACTAT]