ANALIZA SEDIMENTOLOGICĂ ȘI STRUCTURALĂ A DATELOR DE IMAGISTICĂ ELECTRICĂ – STUDIU DE CAZ IN DEPRESIUNEA HISTRIA, MAREA NEAGRA Bucuresti, 2020… [301857]
LUCRARE DE LICENȚĂ
ANALIZA SEDIMENTOLOGICĂ ȘI STRUCTURALĂ A [anonimizat], MAREA NEAGRA
Bucuresti, 2020
DECLARAȚIE
Subsemnatul/a [anonimizat]: [anonimizat], în domeniul Geologie/ [anonimizat] (specializarea) Geofizica, [anonimizat], [anonimizat]. Declar că nu am folosit în mod tacit sau ilegal munca altora și că nici o parte din teză nu încalcă drepturile de proprietate intelectuală a altcuiva, persoană fizică sau juridică. Declar că lucrare nu a mai fost prezentată sub această formă vreunei alte instituții de învățământ superior în vederea obținerii unui grad sau titlu științific ori didactic.
Data : 11.09.2020 Semnătura: Iulian Popescu
CUPRINS
INTRODUCERE……………………………………………………………………………3
CAPITOLUL I………………………………………………………………………………5
METODE DE IMAGISTICA GEOFIZICA A SONDELOR
1.1 Metode electrice…………………………………………………………………………………………………………………….5
1.1.1 Principii si dispozitive utilizate……………………………………………………………………………….5
1.1.2 Forme de prezentare ale rezultatelor…………………………………………………………………………..11
1.1.3 Prelucrarea si interpretarea datelor………………………………………………………………………………12
1.1.4 Domenii de aplicabilitate ale metodelor electrice……………………………………………………….16
1.2. Metode acustice………………………………………………………………………………………………………….17
1.2.1 Principii si dispozitive utilizate………………………………………………………………………………17
1.2.2 Forme de prezentare ale rezultatelor……………………………………………………………………20
1.2.3 Prelucrarea si interpretarea datelor………………………………………………………………………21
1.2.4 Domenii de aplicabilitate ale metodelor acustice………………………………………………….22
1.3. Metode optice……………………………………………………………………………………………………………24
1.3.1 Principii si dispozitive utilizate………………………………………………………………………………24
1.3.2 Domenii de aplicabilitate ale metodelor acustice………………………………………………….29
CAPITOLUL II………………………………………………………………………………29
STUDIU DE CAZ: ANALIZA STRUCTURALA SI SEDIMENTOLOGICA A [anonimizat] – MAREA NEAGRA
II.1 Caracterizarea geologică și tectonică a zonei studiate…………………………………………………….30
II.2 Prezentarea setului de date geofizice disponibile…………………………………………………………….38
II.3 Procesarea datelor geofizice de sondă………………………………………………………………………………45
II.4 Interpretarea structurala si sedimentologica a datelor de imagistica……………………………..49
CONCLUZII 56
REFERINȚE BIBLIOGRAFICE 58
INTRODUCERE
Termenul de imagistica a "găurii de sonda" sau "borehole imaging" desemnează metode de investigare geofizică care sunt utilizate în producerea unor imagini electronice ale pereților găurii de sonda la o scară de ordinul milimetrilor. Imagistica geofizică reprezintă una dintre cele mai importante și rapid dezvoltate tehnologii.
[anonimizat] '50, au constat în camere fotografice adaptate pentru utilizare în foraj. Acestea au fost urmate la mijlocul anilor 1960 [anonimizat] 1960, [anonimizat] (BHTV). Dispozitivele de imagistică electrică au apărut la mijlocul anilor '80 și reprezintă evoluția dipmetrului de înaltă rezoluție (micro electrod) și a dispozitivelor laterolog (macroelectrod). Evoluția recentă a acestei metode de explorare geofizică a fost marcată, în mare parte de schimbările în strategiile de explorare ale resurselor de hidrocarburi. (dupa Prensky, 1999)
Datorită naturii lor bidimensionale, imaginile geofizice ale găurii de sonda sunt considerate instrumente prețioase în extragerea informațiilor asupra: tipurilor de litofacies, existenței faliilor și fracturilor, extinderii și evaluării calității rezervoarelor de hidrocarburi.
Tema acestei acestei lucrări este caracterizarea formațiunii din punct de vedere structural și sedimentologic pe baza datelor de imagistica electrică obținute cu ajutorul unui dispozitiv de imagistica microelectrica FMI (Fullbore Formation MicrorImager) în urma activităților de explorare petrolieră.
Primul capitol cuprinde metodica investigațiilor geofizice de sonda realizate cu ajutorul tehnicilor de imagistica. Sunt prezentate principalele metode de imagistica geofizică, dispozitive și forme de prezentare ale rezultatelor. Am discutat la modul general tehnicile de procesare și interpretare, cât și aplicații ale datelor obținute cu ajutorul imagisticii geofizice.
În al doilea capitol, am realizat un studiu de caz focusat pe aplicațiile structurale și sedimentologice ale metodei de imagistica microelectrica. Prelucrarea datelor s-a realizat cu ajutorul programului Interactive Petrophysics 4.5. Au fost aplicate tehnici moderne de prelucrare a datelor pentru obținerea imaginilor, îmbunătățirea calității și eliminarea artefactelor. Imaginile obținute au fost interpretate în mod complex prin integrarea acestora cu diagrafiile convenționale și datele seismice.
METODE DE IMAGISTICA GEOFIZICĂ A SONDELOR
I.1.1. Principii și dispozitive utilizate
Introduse în anul 1986 de către Schlumberger, metodele de imagistica electrică sunt rezultatul evoluției treptate ale tehnologiilor de dipmetrie. Aceste instrumente s-au bazat pe o serie de electrozi montați pe un singur suport care a măsurat proprietățile electrice ale peretelui, din care erau generate hărți ale rezistivității sau conductivității peretelui forajului. O placă cu un singur electrod a furnizat doar o acoperire limitată a găurii de sondă. Instrumentele moderne folosesc patru până la șase brațe independente, fiecare cu plăcuțe articulate care conțin mai mulți electrozi. Senzorii care articulează individual se conformează peretelui găurii de foraj pentru a oferi măsurători de înaltă rezoluție a rezistivității formării și pot acoperi până la 80 la sută dintr-un foraj de 8 inch. (după Prensky, 1999; Luthi, 2001)
Un instrument tipic emite un curent electric de „sondaj” în formațiune, în timp ce un alt curent focalizează și menține o măsurare de înaltă rezoluție. Curenții măsurați de fiecare electrod variază în funcție de conductibilitatea formării, ceea ce reflectă modificările proprietăților fluidului, permeabilității, porozității, compoziției rocilor și texturii bobului. Imaginile electrice sunt produse prin plasarea patinelor cu electrozi la un potențial electric constant pe peretele găurii de sonda și măsurarea curentului pe măsură ce electrozii se deplasează de-a lungul peretelui forajului (dupa Ekstrom et al., 1987; Ye și Rabiller, 1998). Datele de la mai mulți electrozi sunt combinate pentru a produce imagini de rezistivitate și conductivitate electrică. Deoarece un curent este introdus în peretele forajului, această tehnică măsoară de fapt proprietățile unui volum de rocă la câțiva centimetri. Acoperirea azimutală a imaginii și rezoluția acesteia este determinată de: mărimea și numărul electrozilor, dispunerea lor, dimensiunile plăcuței și diametrul găurii de foraj. (dupa Serra, 2002, Luthi, 2001)
În prezent, exista trei metode de imagistica electrică:
Imagistica microelectrica, o metodă de explorare a găurii de sondă cu tehnologia wireline care se bazează pe principiul tehnologiei de inclinometrie "dipmeter" și ajuta în producerea unor hărți de înaltă rezoluție a rezistivității pereților găurii de sondă
Imagistica rezistivității azimutale, metoda wireline ce constă în construirea unei imagini de rezistivitate electrică de o calitate redusă cu ajutorul unui instrument de tip laterolog
Imagistica electrică efectuată în timpul efectuării forajului (LWD), tehnică care se folosește de electrozii amplasați în rotirea ansamblului de fund, producând o imagine de o calitate intermediară între imagistica microelectrica și cea bazată pe rezistivitatea măsurată azimutal.
Figura 2 ilustrează caracteristicile principalelor tipuri de dispozitive utilizate în imagistica electrică.
Fig.2: Principalele tipuri de dispozitive și caracteristicile acestora
Imagistica microelectrică
Practic tehnicile de microimagistică electrică sunt aceleași cu cele ale dispozitivelor de dipmetrie. Partea de jos a dispozitivului ce conține electrozii montați pe patine electrice este ținută la un potențial diferit față de partea sa superioară. Cele două fiind separate de o secțiune izolată din cadrul dispozitivului. Datorită variației mici de potențial a noroiului de foraj se creează o linie de echipotențial de-a lungul suprafeței peretelui forajului. Aceasta forțează curentul emis din partea inferioară a dispozitivului să pătrundă la un unghi drept în formațiune, fenomen ce poartă numele de focalizare pasivă. Rândurile de electrozi care se găsesc izolați unul de altul sunt situați pe patinele dispozitivului. Curentul emis de fiecare dintre electrozi ce este continuu măsurat de către dispozitiv reprezintă o funcție a rezistivității formațiunii măsurate pe verticală. Pentru a avea o rată de inregistrare și în direcție azimutală la fel ca pe verticală, butonii electrozilor necesita să aibă o suprapunere de cel puțin 50% cu peretele găurii de sondă (după Ekstrom et al., 1987). Acest lucru duce la creșterea suprapunerii rândurilor de electrozi pe fiecare patină de măsură. (după Luthi, 2001; Prensky, 1999; Krigowsky, 2008)
Din punct de vedere al aparaturii specifice utilizate, toate au început cu dispozitivul FMS (Formation MicroScanner), introdus în 1986 de către Schlumberger. Acesta avea la baza SDHT, o sculă ce asigură măsurători pentru calculul inclinării formațiunilor pe baza impulsurilor electrice. SDHT era dotat cu 2 electrozi pe fiecare patină care permiteau o corelare la intervale de 4 inch. Informații de mare precizie asupra deviației sculei și azimutului sunt obținute cu ajutorul unui accelerometru triaxial și a trei magnetometre. Geometria găurii de sonda și volumul găurii sunt determinate din două măsurători de caliper situate la 90 de grade. (după Luthi, 2001; Serra, 2002)
Instrumentul FMI (Fullbore Formation MicroImager) creat de către Schlumberger și introdus în industria petrolieră în 1991, reprezintă o îmbunătățire reală a aparatelor de imagistica electrică, fiind dotat cu 4 plăcute și 4 clapete care totalizează 192 electrozi de microresistivitate. (Fig.3) Capacitatea de înregistrare verticală și laterală este de 0.1 inch sau 2.54 mm cu un ordin de acoperire de 72% într-o gaură de 8.5 inch. Semnalele electrozilor sunt digitizate cu o precizie de 10 biți și transmise împreună cu informațiile despre curentul total, voltaj, caliper și orientarea dispozitivului printr-un cablu wireline. Semnalul înregistrat de aceste dispozitive este alcătuit din două componente: un semnal adânc al curentului total, ce are o adâncime de investigare asemănătoare cu a unui dispozitiv laterolog și un semnal superficial dat de variațiile de curent ale electrozilor, care echivalează cu un dispozitiv microlog. Incă în uz în zilele noastre este cunoscut drept cel mai bun instrument de imagistică electrică. (după Luthi, 2001; Schlumberger, 2015)
Fig.3 Dispozitive de imagistica microelectrica; a) Dispozitivul FMS și principiul de măsurare. B) Dispozitivul FMI (după astro. temple.edu; Schlumberger, 2002)
Aparate similare dezvoltate de Baker Hughes (STAR) și Halliburton (EMI) prezintă 6 brațe, fiecare cu câte 25 de electrozi asemănători celor folosiți de FMI și asigură o acoperire laterală a găurii de sondă de 56% într-o gaură cu un diametru de 8.5 inch. (dupa Seiler et al., 1994; Luthi, 2001).
Dispozitivele convenționale de imagistica a microrezistivitatii necesită prezența unui noroi conductiv de foraj pentru a funcționa. Datorită eficienței forajelor și a stabilității mult mai mări a găuri de sondă în prezența noroaielor de foraj pe bază de petrol sau sintetice, în industria de imagistica electrică au fost introduse dispozitive performante capabile să înregistreze în medii de acest tip cu conductivități mici. Un exemplu concret de acest tip de aparat este cel introdus de Schlumberger, OBMI (Oil-Base MicroImager). Acesta folosește patru patine orientate într-un unghi drept ca să acopere 32% dintr-o gaură de sondă cu diametrul de 8 inch. Fiecare patină conține doi electrozi de curent și un set de cinci perechi de electrozi de potențial foarte apropiați dispuși în poziție centrală față de cei de curent (Fig.6). Modul de aranjare al acestora este asemănător unui dispozitiv clasic Schlumberger utilizat în prospecțiunile geoelectrice de suprafață, apertura senzorilor dau o rezoluție de până la 0.4 inch la o adâncime specifică de 3.5 inch. Deși dispozitivul OBMI este foarte sensibil la rugozitatea peretelui găurii de sondă, acesta poate funcționa bine atunci când conținutul de apă din componența fluidelor de foraj nu depășește 30%. (după petrowiki.com; Serra, 2002)
Fig.4: (a) Dispozitivul OBMI (b) Principiul de funcționare al OBMI. Un curent (i) aplicat între electrozii A și B. Diferența de potențial (δV) măsurată între electrozii C și D. O rezistivitate aparentă a formațiunii (Rxo) este calculată pe baza legii lui Ohm și un factor distribuției geometrice. (după Schlumberger ; Serra și Serra, 2007)
Metoda rezistivității azimutale
Fiind la bază o metodă wireline, hibrid între tehnica dual laterolog și imagistica microelectrică, este o tehnică de măsurare a distribuției în funcție de azimut a rezistivităților formațiunii din jurul găurii de sondă. Cel mai cunoscut dispozitiv utilizat este ARI (Azimuthal Rezistivity Imager) brevetat de Schlumberger (Fig. 7). Acesta poate fi folosit în obținerea informațiilor la fel de bune ca și măsurătorile standard de tip superficial și focusat. Este dotat cu o serie de 12 electrozi de rezistivitate azimutală montați pe un electrod de tip A2-focusat. (dupa Serra, 2004; Luthi, 2001)
Electrozii emit curenți continuu măsurați cu frecvențe de 35 Hz. Pe baza unui circuit în serie, se mențin la același potențial noroiul de foraj și voltajul electrozilor la un potențial echivalent cu al celor doi electrozi inelari alăturați. Focusarea azimutală este pasivă datorită electrozilor alăturați. Rezistivitatea măsurată de electrod este obținută ca fiind produsul dintre factorul geometric, voltajul electrodului și curentul măsurat de acesta. În practică, curenții emiși de către electrozi sunt înregistrați la fiecare 0.5inch în modul de imagistica, cu o rezoluție a imaginii de 20 de centimetrii (8 inch), astfel făcând de trei ori mai eficientă această metodă decât a unui laterolog convențional. Rezoluția azimutală este de 60, iar cea verticală, respectiv orizontală sunt de 20 de ori mai mari decât cele obținute în urma măsurătorilor cu un dispozitiv de imagistica microelectrică. Un dispozitiv asemănător este HALS care este accesibil în găuri mici și este utilizat în special în sondele geotermale. (dupa Serra, 2004; Luthi, 2001)
Fig.5: Dispozitivul ARI și principiul de funcționare (după Schlumberger, 2002)
Imagistica electrică utilizată în timpul efectuării forajului (LWD)
Este o metodă de imagistica de ultima generație bazată pe imagistica macroelectrică din timpul forajului. Reprezintă un hibrid între cele două metode de imagistica electrică enunțate anterior, adaptat la condițiile din timpul executării unui foraj. Efectuarea măsurătorilor se face cu ajutorul unui electrod de măsurare montat pe ansamblul de fund ce scanează peretele sondei din punct de vedere azimutal în timpul rotirii dispozitivului. Odată cu avansarea sapei de foraj, electrodul urmează o traiectorie în formă de spirală. Cel mai utilizat dispozitiv este RAB (Resistivity-at-the Bit), în cadrul căruia sapă de foraj servește drept electrod de măsurare care este alimentat de electrozii toroidali plasați în partea de sus a aparatului. Măsurătorile de rezistivitate obținute sunt sensibile la volumul formațiunii din vecinătatea sapei de foraj. (dupa Luthi, 2002; Serra, 2004; Barton, 2008)
Dispozitivul RAB (Rezistivity-at-the-bit) efectueza măsurători de rezistivitate la cinci nivele diferite: la nivelul sapei se măsoară o rezistivitate de tip nefocusat, iar la nivelul ansamblului inelar și al celor trei electrozi cu rata de investigare diferită sunt obținute valori ale unei rezistivități de tip focusat.
Aparatul emite curenți axiali de mică frecvența de a lungul coloanei de tubaj în interiorul formațiunii. Magnetometrele încorporate dispozitivului asigura informații asupra orientării acestuia în raport cu câmpul magnetic al Pământului, fapt ce ajută la înregistrarea azimutală a rezistivităților. Rezoluția verticală este de aproximativ 2 inch, dar aceasta poate fi afectată de viteza ratei de penetrare a sapei de foraj. Fiind capabil să înregistreze la fiecare 10 secunde, acest aparat asigura obținerea informațiilor asupra formațiunii traversate în timp real.
Dispozitivul RAB (Rezistivity-at-the-bit) efectuează măsurători de rezistivitate la cinci nivele diferite: la nivelul sapei se măsoară o rezistivitate de tip nefocusat, iar la nivelul ansamblului inelar și al celor trei electrozi cu rata de investigare diferită sunt obținute valori ale unei rezistivități de tip focusat.
Aparatul emite curenți axiali de mică frecvența de a lungul coloanei de tubaj în interiorul formațiunii. Magnetometrele încorporate dispozitivului asigura informații asupra orientării acestuia în raport cu câmpul magnetic al Pământului, fapt ce ajută la înregistrarea azimutală a rezistivităților. Rezoluția verticală este de aproximativ 2 inch, dar aceasta poate fi afectată de viteza ratei de penetrare a sapei de foraj. Fiind capabil să înregistreze la fiecare 10 secunde, acest aparat asigura obținerea informațiilor asupra formațiunii traversate în timp real. (după Serra, 2004)
Fig.6: Dispozitivul RAB și principiul de funcționare (după Schlumberger; Serra, 2004)
I.1.2 Forme de prezentare ale rezultatelor
În urma achiziției datelor sunt obținute informații despre proprietățile electrice și geometrice ale găurii de sondă (azimut, înclinare, deviație, diametru). Datele brute obținute în urma înregistrărilor cu dispozitive electrice de imagistica în sonda sunt reprezentate sub formă de curbe de microrezistivitate.
Prin procesare, curbele de microrezistivitate sunt transformate în imagini electrice afișate într-o scară de culori cu contraste deschise și închise. Contrastele deschise reflectă zonele de microrezistivitate mică, adică cu porozitate și permeabilitate mică și rezistivitate mare. În timp ce culorile închise indica stratele cu microconductivitate mare, caracterizate de porozitate și permeabilitate mare și valori de rezistivitate mică. (după Schlumberger, 2012)
După modul în care se realizează normalizarea pot fi de două tipuri: statice sau dinamice. Contrastele fixe (statice) permit geologilor să coreleze valorile culorilor între diferite zone de interes din sondă sau între imagini din diferite tipuri. Imaginile de tip dinamic au o aplicabilitate la scara locală, fapt ce permite distingerea caracteristicilor la un grad de detaliu mai mare (după Schlumberger, 2012)
Imaginile găurilor de sonda sunt în general afișate într-un sistem de referință adâncime-azimut, care corespunde proiecției unei suprafețe cilindrice a unei carote într-un plan tăiat de-a lungul Nordului magnetic. În această proiecție, se pot întâlnii caracteristici planare precum stratificații, fracturi sau falii sub forma unor sinusoide. Minimul sau capătul sinusoidei indica azimutul inclinării, în timp ce amplitudinea ei reprezintă unghiul inclinării. (Fig.7)
I.1.3. Prelucrarea și interpretarea datelor
Dezvoltarea tehnicilor de prelucrare a datelor înregistrate a devenit o necesitate odată cu apariția imaginilor electrice pentru a îmbunătăți calitatea acestora și a elimina cât mai mult posibil artefacte. (dupa Prensky, 1999)
Artefactele sunt caracteristici non-geologice întâlnite pe imaginile geofizice ale găurii de sonda ce sunt cauzate fie de o problemă a peretelui găurii de sondă, fie de particularitățile instrumentului sau de funcționarea defectuoasă a senzorului (dupa Luthi, 2001; Bourke, 1989; Cheung, 1999; Lofts și Bourke, 1999). Cele mai multe tipuri de artefacte observate sunt atribute tehnologiei patinelor dispozitivelor și modului în care sunt folosiți curenții electrici de către aceste dispozitive. Conform lui Prensky (1999) există patru categorii mari de artefacte:
Artefacte legate foraj
Artefacte legate de modul de înregistrare
Artefacte ale peretelui găurii de sondă
Artefacte legate de procesare
Procesarea imaginilor electrice implică de obicei mai mulți pași secvențiali, dintre care unii se pot aplica numai pentru un instrument dat. Figura 8 enumeră etapele comune de procesare. Imaginile electrice sunt hărți digitale eșantionate discret cu ajutorul curenților emiși de patine în funcție de adâncime și azimut.
Fig.8: Etapele procesării imaginilor electrice
Încărcarea datelor brute – necesită un control al calității datelor
Corectarea adâncimii – se realizează pe baza datelor obținute cu ajutorul magnetometrului și accelerometrului
Egalizarea – consta în egalizarea butonilor de pe patinele electrice și se efectuează pentru a corecta erorile electronice, contactul imperfect al patinelor cu peretele sondei și sensibilitățile de măsurare ușor diferite ale electrozilor. Fără acest pas pot apărea dungi pe imaginile rezultate, datorită răspunsurilor diferite ale fiecărui buton. Rezultatul este egalizat prin operația numită „gain-and-offset” peste un interval suficient de lung pentru a nu elimina caracteristicile formațiunii.
Corecția vitezei – se poate face cu ajutorul datelor accelerometrului triaxial (GPIT) sau bazată pe imagine. Aceste două corecții elimină majoritatea efectelor de accelerație asupra imaginilor. Atunci când viteza sculei este mai mare decât viteza cablului, un interval din formațiune poate fi „comprimat”, astfel imaginea va fi mai scurtă pentru un interval mai mare. Dacă viteza sculei este mai mică decât viteza cablului, are loc o „întindere”. Astfel vor apărea erori legate de calculul inclinării și a grosimii stratelor.
Normalizarea – Aceasta se aplică pentru optimizarea spectrului de culori al imaginilor. Normalizarea poate fi statică sau dinamică. Datele vor fi normalizate în mod static și dinamic. Modul static ajuta în identificarea principalelor caracteristici ale imaginilor, în timp ce modul dinamic oferă un grad de detaliu mai mare. (după Schlumberger, 2015)
Controlul calitatiii datelor – consta in verificarea calitatii imaginilor si in eliminarea artefactelor produse de factorii de mediu din gaura de sonda, operatiuni sau procesare
Imagistica bazată pe rezistență azimutală.
Rezoluția mai mică a imaginilor electrice de tip azimutal face ca procesarea lor să fie mult mai ușoară decât în cazul celor bazate pe microrezistivitate. Nu se aplică corecția de adâncime deoarece în timpul măsurătorilor toți electrozii sunt așezați la aceeași adâncime. Egalizarea și corecțiile de viteză bazate pe accelerometru se fac în același mod ca mai sus și pot fi aplicate și îmbunătățiri ale imaginii. Că etapă opțională, interpolarea azimutală poate fi făcută la nivel grafic pentru a reduce aspectul blocat al imaginilor. Nu este necesară interpolarea axială deoarece eșantionarea verticală este mult mai mare decât rezoluția instrumentului. (dupa Luthi, 2001) În figură 10 sunt afișate modalitățile de reprezentare ale măsurătorilor ARI.
Imagistica electrică LWD
Necesită o poziționare cât mai exactă a electrozilor din punct de vedere al adâncimii. Datorită variabilității ratei de avansare a sapei în foraj și a eșantionării în timp a imaginilor, pot apărea erori spațiale mari. În lanțul de procesare a imaginilor, se face de obicei o reeșantionare prin interpolare, astfel încât să se obțină matrice de imagistică cu o densitate constantă de eșantionare. Nu se fac alte corecții de viteză, dar egalizarea și normalizarea se efectuează ca în metodele descrise anterior. (dupa Luthi, 2001) Diferitele tipuri de imagini care pot fi cu dispozitivul RAB sunt ilustrate în figură 11.
Interpretarea imaginilor electrice
Pentru interpretatea imaginilor este nevoie de o prelucrarea și a informațiilor despre geometria găurii de sonda înregistrate cu ajutorul dispozitivelor electrice. Informațiile despre inclinometrie sunt reprezentate cu ajutorul unor reprezentări de tip "tadpole". Acestea au două componente: direcția inclinării și magnitudinea inclinării. Fiecare reprezentare tadpole consista dintr-un punct și o codiță. Punctul este proiectat pe un grafic cu o scară de la 0 la 90°, iar poziția acestuia indica magnitudinea inclinării. Punctele codiței cu direcția în jos sau spre înclinarea formațiunii indica acul unui compas. Reprezentările de tip tadpole pot fi clasificate în mai multe tipuri în funcție de culoare
Calcularea valorilor de inclinometrie se poate face manual sau în mod automat cu ajutorul unor software specializat. Reprezentarea de tip tadpole are un rol foarte important în interpretare afara reprezentării de tip tadpole utilizate pentru interpretarea geologică a imaginilor electrice în industria de specialitate mai sunt utilizate reprezentări de țip: stereonet, stick, polar, rozeta, stratigrafic, statistic, histrograma și altele.
I.1.4. Domenii de aplicabilitate ale imagisticii electrice
Imagistica electrică are o multitudine de aplicații pentru formațiuni traversate de sonde cu gaura liberă. Acestea se pot clasifica în trei mari tipuri:
Analiza stratificației: Aceasta include determinarea structurilor sedimentare, zonarea în strate cu un stil de stratificație similară, măsurarea inclinărilor relevante și evaluarea proprietăților petrofizice pentru fiecare tip de stratificație. Un aspect deosebit de interesant este cuantificarea grosimii rezervoarelor sub rezoluția diagrafiilor convenționale. Cea mai exponențiala aplicație este determinarea diverselor tipuri de litofaciesuri sedimentare.
Analiza structurală: Faliile, fracturile, neconformitățile și – într-un grad mai mic – rupturile (borehole breakouts) pot fi identificate și încorporate într-un model geologic structural. Analiza structurală la scară largă se desfășoară în același mod ca și pentru analiza dipmetru, dar este ajutată de determinarea directă a discontinuităților majore din imagini. Câteva exemple concrete de aplicații sunt:
Determinarea inclinării formațiunilor – pe baza corelării cu măsurătorile electrice
Determinarea și evaluarea parametrilor fracturilor: frecvență, porozitate, densitate apertura
Calcularea orientării stresului tectonic pe baza estimării parametrilor fracturilor induse (Fig.14)
Corelarea cu carote și alte tipuri de date geofizice: Carotele reprezintă instrumente complementare de mare ajutor în calibrarea cantitativă a diagrafiilor convenționale.. Altfel tehnicile de imagistica sunt deosebit de în importante în orientarea și aducerea la aceeași adâncime a carotelor cu măsurătorile geofizice. În funcție de acestea pot fi completate interpretările structurale și sedimentare ale rocilor din formațiune. (Fig.13)
I.2. Metode de imagistica acustică
I.2.1 Principii și dispozitive utilizate
Imagistica acustică se bazează pe aparate numite "borehole televiewers" care creează pe baza imagini acustice cu acoperire de 100% a peretelui găurii de sondă. Primul dispozitiv de acest tip numit BHTV opera la o frecvență ultrasonica de 1.3 MHz, a fost introdus de către compania Mobil Corp. în 1960. (după Zemanek, 1970)
Instrumentele de imagistica acustică constau într-un traductor capacitiv piezoelectric ce operează într-un mod puls-ecou la o frecvență ultrasonica. Traductorul, care funcționează ca transmițător și receptor, măsoară timpul parcurs și amplitudinea unui puls acustic reflectat pe peretele găurii de sonda sau coloanei de tubaj în timp ce scanează gaura de sonda la fiecare rotație a sa. Magnetometrele încorporate ajuta la obținerea informației azimutale corespunzătoare fiecărei scanări. Dispozitivele acustice pot fi folosite atât în sonde cu noroi conductiv, pe bază de apă, cât și în cele neconductive, pe bază de hidrocarburi. Datorită faptului că energia acustică nu acționează în gaz, acest tip de dispozitive nu pot fi folosite în găuri cu aer sau gaz. În figură este prezentat principiul de funcționare al dispozitivelor de imagistica acustică. (după petrowiki.com)
Fig.15: Principiul de functionare al unui dispozitiv acustic de imagistică; se masoara distanta radiala si amplitudinea reflectata folosind o masuratoare directa a vitezei noroiului de foraj (Modificat dupa Hayman, 1998)
Timpul acustic (viteza) este o funcție a distanței dintre peretele găurii de sonda sau coloanei de tubaj și densitatea fluidului de foraj. Semnalul amplitudinii este o funcție a impedanței acustice a fluidului aflat în gaura de sondă. Scăderea semnalului amplitudinii, respectiv a calității imaginii este legată de condițiile ce ajută în răspândirea, absorbția și separarea energiei acustice precum: centrarea dispozitivului, neregularitățile legate de forma și suprafața găurii de sondă, densitatea noroaielor de foraj, contrastele de impedanța acustică. Pentru obținerea unei rezoluții optime a calității imaginii este necesară centrarea dispozitivului. Pierderile de semnal și atenuarea acestuia în noroaiele grele de foraj sau în cele pe bază de petrol sunt reduse prin: utilizarea traductorilor focusati și dispozitivelor de evacuare a noroiului, scăderea frecvenței de operare, eliminarea sau schimbarea materialului din care este confecționat traductorul. (după petrowiki.org)
Pentru imagistica în sondele cu gaura liberă și tubata este utilizat un traductor focusat de o rezoluția mare. În condiții bune de operare, acesta este capabil să asigura detalii asupra pereților găurii de sonda la un detaliu de 1mm. Figura 16 ilustrează proprietăților principalelor dispozitive utilizate în prospecțiunea de imagistica acustică a găurii de sondă.
Fig.16: Principalele tipuri de dispozitive acustice de imagistică
Un aparat modern reprezentativ este Ultrasonic Borehole Imager (UBI) ce a fost dezvoltat de compania Schlumberger. Acesta este alcătuit dintr-un un traductor rotativ de mare rezoluție și un centralizor. Traductorul rotativ este încorporat într-un subansamblu a cărei dimensiune este aleasa pe baza diametrului găurii de sondă. Orientarea traductorului depinde de direcția de rotație a subansamblului. (după Hayman, 1996)
Există două moduri de poziționare ale dispozitivului în timp înregistrării:
Modul standard de măsurare cu traductorul orientat către peretele găurii de sondă. Măsoară atât amplitudinea, cât și timpul de tranzit la una dintre cele două frecvențe, 250 sau 500 kHz, cu viteze de înregistrare recomandate de 800 ft/h și 400 ft/h, respectiv, unde viteza de înregistrare este determinată în principal de densitatea eșantionării verticale și de rotația rotației traductorului. Frecvențele înalte oferă o rezoluție a imaginii de până la 0,4 inch, în timp ce frecvențele mici ajuta la obținerea măsurătorilor mai robuste în noroaiele de foraj foarte dispersive.( sursa petrowiki.org)
Modul în funcție de proprietățile fluidului cu traductorul orientat către o țintă (sursa: petrowiki.org)
Alte dispozitive importante, ce au fost premergătoare UBI, sunt: CBIL (Baker Atlas ’Circumferential Borehole Imaging Log) și CAST (Circumferențial Acoustic Scanning Tool). CBIL, aparat dezvoltat de Baker Hughes, are o capacitate similară de înregistrare, dar este capabil să funcționeze în condiții de presiune-temperatură de până la 138 MPa și 204 ° C.CAST este un instrument inventat de compania Halliburton, ce are în plus capacitatea de inspecție simultană a coloanei de tubaj și evaluarea calității cimentării. Are aceeași capacitate de funcționare în condiții de presiune-temperatură ca și UBI, dar prezintă o viteză de eșantionare de până la 1200 ft/h și o rezoluție de 0.3 inch. (după petrowiki.org, Halliburton services reports).
Fig.17: Dispozitive de imagistică acustică; De la stânga spre dreapta: (a) UBI, (b) CAST, (c) CBIL.
(Modificat după Schlumberger; Halliburton; Baker Hughes)
I.2.2 Forme de prezentare ale rezultatelor
Cea mai comună reprezentare a imaginilor acustice este cea în funcție de adâncime și azimut (Zemanek, 1969). Sunt folosite aceleași culori ca și în cazul imaginilor electrice. Contrastele deschise reprezintă amplitudini mari și unghiuri mici. Imaginile acustice pot fi proiectate în format 3D utilizând timpii parcurși ai undelor pentru a crea adevărate hărți ale amplitudinii undelor acustice.
De asemenea, reprezentarea datelor de imagistica se poate face și sub formă de secțiune a găurii de sondă. Aceasta pot fi de mare ajutor în analiza iregularităților peretelui găurii de sonda care pot avea fi provocate în urma procesului de forare sau de stresul tectonic. O extensie asemănătoare acestora sunt reprezentările undelor sub formă de spirală.
Fig.18: Reprezentări ale imagisticii acustice (după Schlumberger, 2004)
I.2.3. Prelucrarea și interpretarea datelor
Procesarea imaginilor acustice ultrasonice este asemănătoare cu cea a imaginilor de tip electric. Aparatele de măsură pot detecta variațiile de amplitudine și calculă amplitudinea în timp real, fapt ce face că datele rezultante să ajungă la suprafață deja preprocesate.
Datele ajunse la suprafață necesită o prelucrare care să mărească calitatea imaginilor în amplitudine ce conțin informații litologice asupra formațiunilor prospectate. (Luthi, 2001)
Fig.19: Pașii necesari procesării imaginilor acustice
Procesarea începe cu încărcarea datelor brute într-un software specific și continuă metodic în următorii pașii (Fig.19):
Orientarea datelor – se face pentru diferite direcții către Nord cu ajutorul traductorului capacitiv. Aceasta poate include aplicarea unei corecții pentru iregularitățile găurii de sondă.
Corecția de viteză – consta în modificarea adâncimii utilizând datele obținute de accelerometrul atașat aparatului. Datorită deplasării mai ușoare în gaura de sonda a instrumentelor acustice de imagistica, imaginilor acustice prezintă erori mai puțin severe cauzate de viteza aparatului. În unele cazuri necesită adaptarea continuă a accelerometrului la condițiile dificile din gaura de sondă.
Excentrarea – este o corecție unică caracteristica imaginilor acustice ce constă în restabilirea amplitudinii reflectate în cazul incidentei oblice sau a timpului mare de deplasare al undelor datorită lărgirii găurii de sonda sau centralizării sculei. (Menger, 1994) Imaginile prezintă una sau mai multe benzi largi de amplitudini mici la azimutul unde incidenta undei nu este normală. Există două tipuri de corecții care pot fi aplicate. Una dintre acestea este o corecție statistică care se folosește de sinusoide pentru afișarea amplitudinii în funcție de azimut. Acesta metoda ajuta în normalizarea răspunsului amplitudinii în funcție de azimut. Cea de-a doua corecție ce poate fi aplicată este bazată pe construirea unui model în care unghiul de incidenta e calculat din timpul parcurs de unde, iar corectarea amplitudinii se face cu ajutorul unei reprezentări a amplitudinii în funcție de unghiul de incidenta.
Filtrarea imaginilor – ajuta în eliminarea zgomotelor și a artefactelor cauzate de rugozitatea la scară mică a peretelui găurii de sonda și la normalizarea imaginilor. (după Luthi, 2001)
Folosind aceleași tipuri de reprezentări ale unghiurilor de înclinare menționate anterior în cazul imaginilor electrice, pot fi aplicate mai multe metode pentru calcularea inclinării din imaginile ultrasonice rezultate:
– În mod automatic pe baza pseudo-curbelor ce pot fi procesate cu un software specific
– În mod interactiv prin selectarea amplitudinii de către utilizator – este de preferat, dar necesită folosirea unei bune clasificări a reprezentărilor pentru unghiul de înclinare
– În mod automatic din imaginile rezultate – metodă mai puțin eficientă datorită zgomotelor
Interpretarea
Imaginile acustice obținute în urma procesării oferă informații de mare calitate asupra inclinării și azimutului. Interpretarea atributelor imaginilor se face cu ajutorul sinusoidelor. Sinusoidele reprezintă proiecțiile amplitudinilor pe planul înclinat. Amplitudinea unei sinusoide este proporțională cu înclinarea planului. Imaginile acustice pot fi de mare ajutor în determinarea proprietăților structurale ale formațiunii.
I.2.4. Domenii de aplicabilitate ale metodelor acustice
Imaginile ultrasonice rezultate în urma achiziției și procesării datelor de imagistica pot fi utilizate într-o multitudine de aplicații, atât în sondele cu gaura liberă cât și în cele tubate.
În sondele cu gaura liberă imaginile acustice sunt utile în:
identificarea fracturilor – reprezintă cea mai comună aplicație a imaginilor acustice. Imagistica acustică este deosebit de importantă în determinarea și clasificarea tipurilor de fracturi cu ajutorul datelor despre înclinare și azimut. De asemenea, cu ajutorul atributelor acustice se pot calcula aperturile fracturilor.
geomecanica și stabilitatea găurii de sondă – imaginile bazate pe viteza undelor acustice și amplitudinea reflectată conțin informații valoroase despre geometria găurii de sondă. În particular acestea pot fi folosite în detectarea lărgirilor găurii de sonda și a rupturilor din peretele găurii de sondă (borehole breakouts) ce sunt provocate de regimul anisotropic al stresului tectonic care determină forfecarea. Acestea pot fi observate pe imaginile de amplitudine ca zone de reflectivitate mică și pe imaginile în timp ca lărgiri locale ale găurii de sondă. (după Luthi, 2001, Rider, 2011)
Analiza stratificației și foliației rocilor reprezintă o aplicație mai puțin întâlnită decât în cazul imaginilor electrice datorită raportului mic semnal/zgomot și faptului că imaginile ultrasonice necesită valori mari ale impedanței acustice, iar schimbările de litologie se caracterizează doar prin niște mici contraste pe imaginile acustice. (după Luthi, 2001, Rider, 2011)
Cele mai comune aplicații ale imagisticii acustice în sondele cu gaura tubată sunt: monitorizarea perforării, inspecția coloanei de tubaj, evaluarea cimentării (distribuției și calității). În aceste situații, traductorul acustic emite o rezonanță în modul grosime către coloana de tubaj și măsoară semnalul reflectat. Atenuarea semnalului este legată de proprietățile materialelor adiacente, cum ar fi noroiul de foraj sau cimentul. Din analiza datelor rezultă informații despre grosimea coloanei de tubaj, impedanța acustică a cimentului și rugozitatea suprafeței (după Schlumberger, 1993; Prensky, 1999). Un astfel de exemplu de aplicație este reprezentat în figura 21.
Fig.21: Evaluarea cimentării în spatele coloanei de tubaj. De la stânga la dreapta: Trasă 1 ilustrează imaginea acustică în amplitudine pe care se dispune o linie întunecată. Trasă 2 reprezintă o secțiune transversală a prăjinii de foraj, unde grosimea prăjinii de foraj e utilizată în calcularea razei externe a acesteia. Pe trasele 3-4 sunt afișate raza internă după corecția de centralizare a sondei, respectiv o imagine a impedanței acustice a materialului din spatele coloanei de foraj. Contrastele întunecate reprezintă atenuări, în timp constratele deschise indica impedanța acustică. (după Benoit, 2005)
I.3. Metode de imagistica optică
I.3.1. Principii de funcționare și dispozitive
Imagistica optică reprezintă cea mai veche tehnică de imagistică a găurilor de foraj. Apariția acesteia a fost influențată de dezvoltarea tehnologiei fotografice de a lungul secolului XX. Atwood a dezvoltat în anul 1907 prima cameră fotografică pentru fotografiere de sus în jos în interiorul unei sonde ce era coborâtă în sondă cu ajutorul unui fotograf. (după Prensky, 1999). Ulterior evoluția tehnologică a permis geologilor și geofizicienilor să folosească un cablu cu un sistem de teleghidare cu care să obțină informații asupra inclinării formațiunilor.
Din punct de vedere al modului de reprezentare al înregistrărilor, acestea pot fi de tip video sau imagine optică. În funcție de acest fapt dispozitivele se clasifica în: dispozitive de fotografiere și dispozitive de televizare.
Primele dispozitive utilizate au fost pur și simplu camere foto, care au fost coborâte în interiorul sondelor cu ajutorul unui fotograf sau a unui cablu, fără ca acestea să ofere informații asupra inclinării formațiunii. (Prensky, 1999; Luthi, 2001). Tehnicile fotografice au o rezoluție mult mai mare decât alte tehnici de imagistica geofizică în foraje, dar o aplicabilitate mult mai restrânsă. Apariția micilor camere video în anii '60 a permis înregistrarea continuă a imaginilor în jos (după Briggs, 1965), deși transmisia a fost limitată, iar temperaturile și presiunile din puțurile de petrol au impus restricții grave asupra aplicabilității.
Capacitățile tehnicilor de imagistica optică au fost sporite în ultimele două decenii datorită dezvoltării tehnologice în electronică și telecomunicații (după Whittaker & Linville, 1996). Astăzi, mai multe companii oferă servicii comerciale de camere video pentru inspecția sondelor cu gaura liberă sau tubata. Atât aparatele de fotografiere cât și cele video includ o sursă de lumină în jos și utilizează fie o super-lentilă unghiulară (fisheye) sau oglindă (staționară sau rotativă) pentru a asigura o acoperire de până la 100% a pereților găurii de sondă. În tabelul din figura se regăsesc trei dintre cele mai importante dispozitive de imagistica optică. (după Luthi, 2001)
Fig. 22: Tipuri de dispozitive de imagistică optică
Dispozitivele video de tipul OPTV (Optical televiewer) folosesc camere CCD verticale care ajuta în obținerea unei imagini reflectate alb-negru sau color a pereților găurii de sonda într-o oglindă hiperbolică. Aceasta este orientată spre Nord în timp real și înregistrată pe disc pentru analiza premergătoare a datelor. Camere de filmat pentru achiziționa imagini Orientarea acestora este asigurată fie de a busolă magnetică montată pe oglindă, unde aceasta poate fi inclusă în imagine sau un giroscop rulat împreună cu instrumentul de imagistică. OPTV asigura o imagine continua de ultra-rezoluție a pereților găurii de sondă cu ajutorul unui sistem unic de imagistica optică. Achiziția video se face în timp real ca o serie de imagini statice analogice și înregistrate în modul continuu folosind VCR convențional tehnologie. Acestea pot fi rapid interpretate la fel ca o carota virtuală, folosind datele din modulul integral de orientare, pentru a obține o analiză completă a unor proprietăți precum: înclinarea, direcția, lungimea, stratificație și foliație. (după Heikkinen, 2015)
Unul dintre cele mai populare dispozitive este sistemul optic video dezvoltat de DHV Internațional, este evaluat la o temperatură a găurii de sonda de 125 ° C și o presiune maximă de 69 MPa (10.000 psi). Diametrul său exterior este de 4,3 cm și este astfel capabil să treacă prin cele mai multe tuburi și carcase. Este desfășurat pe un cablu fiboptic cu o lungime maximă de 4880 metri și înregistrează imagini video în format VHS la o viteză de 30 de cadre pe secundă. Iluminarea este asigurată de o lampă cu halogen de 100 wați. Cele mai importante aspecte ale sale sunt rezistenta cablului și este faptul că se folosește de un agent polimer special tensioactiv aplicat portului optic, care respinge fluidele și menține astfel lentila limpede. (după Luthi, 2001)
Un alt dispozitiv folosit este OBI (Optical Borehole Imager) dezvoltat de compania Advanced Light Technology. Acesta generează o imagine color și continuă a peretelui găurii de sonda folosind un sistem de imagistica bazat pe o cameră CCD cu cablu standard ce crează imagini ale peretelui într-o prismă la o orientare de până la 360°. Acesta este încorporat cu un magnetometru și un accelerometru triaxial ce îi permite să obțină informații asupra orientării și să determine azimutul și înclinarea găurii de sondă. Rezoluția sa este de până la 0.5 mm pe verticală și 720 pixeli în mod azimutal. Aparatul poate rezista la o temperatură maximă de 50° C și o presiune de circa 20 MPa. De asemenea, acesta permite folosirea lui în combinație cu alte metode de investigare geofizică a formațiunilor și poate înlocui chiar operațiunile de carotare atunci când acestea creează probleme. (sursă: www.geolog-in.com/obi40)
Fig.23: Ansamblul optic folosit de către OBI40 și imaginea obținută în urma înregistrării (sursa: alt.lu/obi40)
Fig.24: OTV Sondex (sursa:wirelineworkshop.com) Fig.25: DHVI Caliper Camera Combo C3 tool (sursa: dhvi.net/caliper-camera-combo-tool)
Alte companii care furnizează servicii video în găuri de sondă cu o presiune de cel puțin 10.000 psi includ Advanced Light Technology, Read Well Services, Sondex și Venture Service. Unele sisteme oferă camere de vizualizare laterală, care au avantajul de a oferi o vedere relativ nedistorsionată a peretelui forajului, dar acestea sunt deseori mai voluminoase și, prin urmare, nu pot fi folosite în găuri de sondă cu diametru mic.
Efectul mișcării poate fi simulat prin rate scurte de actualizare a imaginilor și relativ viteze mici de înregistrare. În mod analog imaginile înregistrate pot fi convertite în imagini digitale, fie la suprafață, fie în timpul său în afara filmării. Odată în formă digitală, se pot aplica tehnici de procesare și interpretare ale imaginilor folosind datele din modulul integral de orientare, pentru a obține o analiză completă a unor proprietăți precum: înclinarea, direcția, lungimea și frecvența fracturilor. (după Heikkinen & Lahti, 2005; Walbe, 1992; Xu & Jacobi, 1997). Pentru că imagistica optică nu se leagă de obiectivul acestei lucrări nu am insistat asupra metodelor de procesare și interpretare, dar figura 26 ilustrează principalii pași de procesare a datelor de imagistică optică.
Fig.26: Procesarea datelor de imagistica optica (dupa Deng et al., 2019)
I.3.2. Domenii de aplicabilitate ale imagisticii optice
Calitatea imaginilor optice în foraj este aproape complet determinată de claritatea fluidului. Noroaiele de foraj utilizate în industria petrolului sunt de obicei opace, ceea ce împiedică o utilizare pe scară largă a găurii deschise pentru aplicații geologice. Există, totuși, exemple de imagini optice înregistrate în sonde de apă care prezintă trăsături geologice cu o claritate și detalii uluitoare (după Overbey et aI., 1988; Palmer & Sparks, 1990). Figura 27 ilustrează vizualizările unui obiect în mijlocul găurii de foraj hidrogeologic.
Majoritatea videoclipurilor sunt redate în sonde cu scop hidrogeologic, geotehnic și de cercetare asupra mediului. În sondele de petrol, acestea au o aplicabilitate aproape inexistentă, datorită datorită lipsei clarității. Înregistrările video au fost realizate în găuri deschise ale sondelor de gaz, inclusiv a sondelor de metan și cărbune, și chiar în unele sonde de cercetare găurite prin gheață (după Luthi, 2001; Harper & Humphrey, 1994).
Ca rezumat, în sondele cu gaura liberă metodele de imagistica optică pot ajuta în:
• Identificarea fracturilor și faliilor
• Inspecția vizuală a forajelor
• Detectarea zonelor productive în sondele cu debit mare de apă
• Înlocuirea carotelor mecanice
• Recunoașterea stratificației și foliației rocilor (Fig.28)
Posibilitatea obținerii unor imagini cu o vizibilitate bună este mai mare în sondele tubate și, prin urmare, ansamblurile de înregistrare video sunt mult mai frecvent utilizate decât în sondele cu gaura netubata. Aplicațiile majore ale imaginii optice a forajului în acest tip de sonde includ următoarele:
• Inspecția coloanei de tubaj și ansamblului de fund
• Identificarea și observarea perforațiilor
• Detectarea circulației fluidelor
• Identificarea și orientarea echipamentului blocat („fish”) (după Luthi, 2001; Poppelreiter, 2008)
II. ANALIZA STRUCTURALĂ ȘI SEDIMENTOLOGICA A DATELOR DE IMAGISTICA ELECTRICĂ – STUDIU DE CAZ ÎN DEPRESIUNEA HISTRIA, MAREA NEAGRĂ
II.1. Caracterizarea tectonică și structurală a zonei studiate
Arealul cercetat în cadrul acestei lucrări se situează în partea nord-estică a Depresiunii Histria, ce se încadrează în Platforma continentală a Marii Negre, bazinul Vestic al Marii Negre. Din punct de vedere structural, Bazinul Histria este delimitat la Sud de Falia Peceneaga-Camena, la Nord de falia Heracleea, la Est de către shelf-break și la Vest de către Pragul Euxinic. Pragul Euxinic reprezintă extinderea nord-vestică a paleopantei Bazinului de Vest al Mării Negre (Saramet, 2004). Deoarece Bazinul Histria se suprapune prelungirii Orogenului Nord Dobrogean în acvatoriu, vor fi prezentate caracteristicile geologice ale acestuia.
Fig.29: Localizarea zonei cercetate ( modificat dupa Midia Resources internal report, 2008)
Platforma continentala din fata litoralului romanesc se intinde spre larg pana la povarnisul continental ( care se gaseste la adancimea de 130 m) care, prin partea sa bazala are o latime de 130-150 km.
Din punct de vedere geostructural, platforma continentala romaneasca reprezinta prelungirea unitatilor geostructurale dobrogene, respectiv: a Platformei Sud-Dobrogene, a Masivului Central-Dobrogean si a Structogenului Nord-Dobrogean, inclusiv a compartimentului nordic coborat acoperit de formatiunile Deltei Dunarii. Se intelege ca Platforma continentala romaneasca nu se individualizeaza ca unitate de platforma in ansamblul ei, ci este o arie consolidata, heterogena si heterocrona si care s-a individualizat ca unitate geostructurala unitara atunci cand spatiul submers a inceput sa evolueze unitar. In timp, acest moment s-ar plasa spre sfarsitul Jurasicului. Bazinul Marii Negre si-a desavarsit aranjamentul geostructural in Eocretacic. In Neocretacic si Eocen, Bazinul Euxinic a evoluat spre forma actuala. (Mutihac et al., 2004). Deoarece Bazinul Histria se suprapune prelungirii Orogenului Nord Dobrogean în acvatoriu, vor fi prezentate caracteristicile geologice ale acestuia.
Evolutia tectono-stratigrafica a șelfului românesc din prelungirea Orogenului Nord-Dobrogean
Fundamentul
Este cunoscut că Orogenul Nord – Dobrogean prezintă 3 unități tectonice: Măcin, Niculițel și Tulcea. Se consideră că fundamentul șelfului din acest perimetru este reprezentat doar de depozitele Panzei de Tulcea datorită limitărilor impuse de faliile Luncavița – Consul și Sarica si că tocmai aceste două falii duc la compartimentarea soclului de pe arealul șelfului in discuție in cele 3 unități tectonice sus-amintite (dupa Ionesi,1994; Șaramet,2004). Cei mai mulți cercetători admit că substratul depresiunii vestice din Marea Neagră ar fi de origine oceanică. Fundamental preeuxinic nord-dobrogean reprezinta prelungirea structurilor hercinic-chimerice nord-dobrogene sub apele Marii Negre, unde au suferit o intensa fragmentare. Este delimitat, la sud de prelungirea Faliei Peceneaga-Camena, la nord de prelungirea Faliei Trotusului-Falia lnsula serpilor, spre vest tarmului romanesc, iar spre est baza taluzului continental. Fundamentul preeuxinic de natura nord-dobrogeana, asa cum este cunoscut din domeniul uscatului, din punct de vedere litofacial si cronostratigrafic, este foarte complex, putand include sisturi cristaline, magmatite, vulcanite si formatiuni sedimentare paleozoice si mezozoice. in acvatoriu nu s-au atins prin foraje decat depozite pana Ia cele triasice si s-a constatat ca Jurasicul mediu este predominant detritic avand o larga raspandire, iar Triasicul este calcaros. (dupa Mutihac, 2010)
Cuvertura sedimentară
In ce privește evoluția cuverturii, procesul de sedimentare, in opinia lui Morosanu (2004), a cunoscut mai multe etape, si anume: o etapa extensionala, o etapa postextensionala, o etapa de inversie si o etapa postinversie. Voi face referire si la doua marii etape ale sedimentarii, și anume: la sedimentarea din perioada pre-Marea Neagră și la cea din perioada Marea Neagră.
Perioada pre-Marea Neagră
Șelful românesc, până spre sfârșitul Jurasicului și chiar până spre sfârșitul Eocretacicului, aparținea unei arii continentale mult mai întinse care, la rândul ei, era formată din mai multe unități structurale.
Etapa extensionala s-a desfasurat in intervalul Neojurasic-Eocretacic, timp in care bazinul Marii Negre s-a largit treptat prin aparitia §i evolutia unor falii distensionale. Acest proces a condus la crearea unor structuri de graben/horst asimetrice. Depozitele acumulate in asemenea situatii alcatuiesc sedimentarul sinrift. (dupa Morosanu, 2004; Mutihac et al., 2010)
Sedimentarul euxinic incepe cu depozite calcaroase conferite Jurasicului superior. Acestea se intalnesc in zonele depresionare, formand platforma carbonatica. Spre sfârșitul Jurasicului, la marginea sudică a Structogenului Nord-Dobrogean, în lungul faliei Peceneaga-Camena, s-a format și a evoluat un graben-rift în care s-a desfășurat și o activitate vulcanică bimodală. Asemenea vulcanite se găsesc și în acvatoriu în prelungirea zonei Cârjelari-Camena si care, pe criterii radiometrice, au fost datate la 150 M.a. (dupa Boote et. al, 2017; Mutihac et. al, 2010); se poate presupune că acest graben-rift nu este străin de apariția și evoluția Mării Negre care și-ar avea începutul chiar din Neojurasic. (dupa Mutihac et al., 2004; Constantinescu et al, 2000). Odată cu apariția depresiunii graben-rift, marginea estică a unităților dobrogene a suferit o puternică fracturare distensională creându-se un sistem de falii, printre care falia est-moesică, falia est-Calica etc., aproximativ perpendiculare pe sistemul de falii crustale (Palazu, Peceneaga-Camena etc.). Acest fapt a determinat compartimentarea întregii arii în mai multe blocuri care s-au mișcat diferențiat atât pe verticală cât și pe orizontală, însă tendința generală a fost de afundare accentuată spre est. În felul acesta, spre sfârșitul Eocretacicului s-a creat un paleorelief pronunțat, delimitandu-se zone depresionare cum este Depresiunea Histria (dupa Mutihac et al., 2004).
Sedimentarea debutează cu Neocomianul, ca termen specific Depresiunii Histria, presupunandu-se efilarea lui spre est intrucat nu a fost interceptat decat in structurile Heracleea și Razelm. Este constituit din argilite ce prezintă oglinzi de fricțiune și intercalații de gresii cuarțoase cenușii. Grosimea sa poate uneori depăși grosimea de 900m.Barremian – Apțianul are grosimi de sub 50m cu o dezvoltare discontinuă a depozitelor de gresii cuarțoase cenușii ce prezintă intercalații de marne și argile siltice. (dupa Constantinescu et. al, 2000)
Perioada Marea Neagră
Incepe in Albian și coincide cu deschiderea Bazinului sedimentar Histria.
Evoluția tectonică regională și schimbarile nivelului mării au dus la o evoluție sedimentară complexă cu perioade de sedimentare intensă, urmate de hiatus sedimentar și / sau evenimente erozionale semnificative . Etapa post-extensionala s-a desfasurat dupa incetarea proceselor tectonice extensionale ale bazinului euxinic. S-a desfasurat in intervalul de timp Neocretacic-Eocen si se caracterizeaza prin incetarea dinamicii extensionale si intrarea zonei de self intr-o faza de subsidenta moderata. (dupa Morosanu, 2004; Mutihac et. al, 2010)
Cretacicul superior include depozite preponderent detritice acumulate intr-un mediu cu apa pupn adanca, reprezentate prin marno-argile cenusii-negricioase cu intercalatii de gresii §i microconglomerate, totul fiind atribuit Vraconian-Cenomanianului. In partea terminala a Cretacicului (ConiacianSantonian), se dezvolta un facies preponderent carbonatic reprezentat prin grezocalcare, calcare organogene. La sud de prelungirea Faliei Peceneaga-Camena, depozitele neocretacice au o dezvoltare incompleta, o grosime mult mai mica si o raspandire mult mai restransa §i discontinua. (dupa Mutihac, 2010)
Eocenul debuteaza prin depozite preponderent grezoase si subordonat carbonatice. Pe verticala, acestea sunt urmate de o formatiune calcaroasa, adesea cu concretiuni de silex. Suita eocena se incheie prin depozite pelitice. La sfarsitul Eocenului a avut loc o faza de exondare. Canalele dîn zonele Minerva și Lotus -Tomis au format căile de transport pentru materialul terigen care a furnizat turbiditatea structurilor din Depresiunea Histria. (dupa Constantinescu et. al, 2000)
Etapa de inversie corespunde Oligocenului si a fost, din punct de vedere geodinamic, o etapa compresionala care a determinat reactivarea unor falii distensionale preexistente, imprimandu-le caractere de falii inverse. In asemenea conditii, acumularile reprezinta sedimentarul euxinic sin-inversie si se caracterizeaza prin aceea ca ia contact cu structurile subiacente prin efilari stratigrafice progresive care dau false discordante stratigrafice. (dupa Morosanu, 2004; Mutihac et. al, 2010)
Oligocenul este reprezentat de o stiva groasa si monotona de depozite silto-argiloase, compacte, cenusii-negricioase. Depozitele oligocene acopera tot selful romanesc si au o grosime care, spre larg, poate atinge 3 000 m, iar spre vest, catre tarm, se reduce pana la disparipe. La sfar§itul Oligocenului se inscrie o importanta lacuna stratigrafica ce s-a prelungit si in Miocenul inferior. (dupa Mutihac et al., 2010).
Etapa postinversie corespunde intervalului Miocenului mediusuperior, Pliocenului si Cuaternarului si se caracterizeaza prin pozitia orizontala a acumularilor si prin raspandirea foarte larga pe care o au acoperind toata zona de self. În Badenian, apele au inundat cea mai mare parte din zona actuală a Mării Negre, inclusiv Depresiunea Histria. Badenian-Sarmatianul se caracterizeaza prin depozite pelito-detritice de apa putin adanca reprezentate prin mame §i argile siltice, gresii si nisipuri, la care se adauga calcare cu dezvoltare lenticulara. Grosimea acestor depozite nu depaseste 200 m. (dupa Constantinescu et. al., 2000; Morosanu, 2004; Mutihac et al., 2010; ).
Ponțian-Romanianului ii revin depozite detritice, adesea preponderent grosiere; subordonat se întalnesc marne si argile. (dupa Mutihac et al., 2010).
Pontianul si Miocenul sunt caracterizate de miscari de retragere ale nivelului marii. Pe datele seismice, pontianul este caracterizat în general de facies sigmoid-progradant specific unui mediu depozitional de apa putin adanca. (dupa Constantinescu et. al., 2000)
Cuaternarului îi revin prundișurile, nisipurile și mâlurile cele mai recente precum și depozitele loessoide. (Mutihac et al., 2004).
Fig.31: Arhitectura secventiala a Depresiunii Histria: Se evidențiază secvențe de ordinul 2/3 Cretacic-Cenozoic și limite ale secvenței de delimitare. Secvența 1: orientare vest (sinrift?) Secventa neocomian-aptiană. Secvența 2: incizie a văii și orientarea spre est a umplerii transgresive din Cretacicul mijlociu-superior? Secvența 3: incizie compozită a văii intra-eocene și umplutura de vale din perioada Eocen târziu? – Oligocen (Miocen inferior?). Secvența 4: incizie în valea intra-Badeniană / eroziune a marginii raftului și umplutură din Miocenul mijlociu-târziu. Secvența 5: eroziune a marginii raftului intra-pontian (mesinian), secventa lowstand și secvență de umplere recentă a Pontianului târziu (întreruptă de evenimente multiple de incizie a canionului de ordinul 4). Numerele de la 1 la 5 se referă la neconformitatea bazală care limitează fiecare secvență. (dupa Boote, 2017)
Elemente tectonice
Bazinul sedimentar Histria s-a deschis in intervalul Apțian superior – Albian ca rift intracontinental ca parte a Orogenului Nord – Dobrogean. A intrat ulterior intr-o etapă de compresiune care a dus la formarea unor bazine sedimentare de tip piggy-back in intervalul Cretacic superior –Eocen. (dupa Ionesi, 2004)
Spre sfarsitul Jurasicului mediu, Structogenul Nord-Dobrogean (intrat in procesul de cratonizare) a suferit o deformare majora. Astfel, o zona limitata de la marginea sudica a ariei hercinic-chimerice nord-dobrogene (zona de contact cu structurile cadomiene central-dobrogene) a fost afectata de procese de detensionare, devenind o zona labila de tip graben/rift sau aulacogen. Aparitia si evolutia zonei depresionare care se extinde mult spre est prefigura aparitia Marii Negre. Formatiunile ce se vor acumula in acest bazin vor reprezenta sedimentarul (cuvertura) euxinic(a) si este proprie Platformei continentale. (dupa Mutihac, 2010)
Starea detensionata creata de aparitia zonei depresionare a determinat, in ariile limitrofe, cu precadere in domeniul moesic, reactivarea faliilor mai vechi (Peceneaga-Camena si Palazu) §i aparitia unor falii listrice, normale, de tip extensional, orientate nord-vest/sud-est. (dupa Mutihac, 2010; Ionesi, 2004)
La sfarșitul Eocenului superior are loc o nouă etapă distensională, urmată imediat de un stadiu compresiv pe parcursul Oligocenului inferior, remarcabil prin rata foarte mare a subsidenței. Acest fenomen a determinat atat o inversiune tectonică, cat și o ridicare a substratului pe marginile depresiunii, concomitentă cu deplasarea axei subsidenței către interior. Rezultatul a dus la depășirea ratei de subsidență de către rata de sedimentare și, in mod inevitabil, la colmatarea bazinului. Tot in aceasta perioada s-au format un nou sistem de falii orientat nord-sud (faliile Razelm, Lacu Rosul, vest Midia etc.) care au decrosat faliile mai vechi. (dupa Mutihac, 2010; Ionesi, 2004)
Urmarind sectiunea seismica din figura 31 incepand din partea nordica a selfului romanesc, se distinge un prim cuplu graben/horst intre faliile lnsula Serpilor la nord si Falia Pelican la sud. Acest cuplu este format din grabenul Sulina si ridicarea Sfantu Gheorghe, separate de Falia Sulina. La sud de Falia Pelican, pana in Falia Heraclea, se intinde o zona depresionara travesata de Falia Sacalin. Aceasta din urma separa jumatatea nordica, mai ridicata decat jumatatea sudica si care manifesta o tendinta de coborare. Falia Heraclea nu are corespondent pe uscat. La sud de aceasta se gaseste ridicarea Lebada care, la randul ei, delimiteaza zona depresionara Histria ce se intinde spre sud pana la Falia Peceneaga-Camena. Depresiunea Histria este traversata de faliile Portita si Sinoe. Prima se coreleaza cu Falia Sarica de pe uscat delimitand spre sud structurile chimerice ale Unitatii Tulcea. (dupa Morosanu, 2010)
.
Fig.32: Hartă tectonică a colțului vestic al Mării Negre. F3A, F3B, F5, F6, F7A, F7B, F8, F9 sunt linii de profile seismice. (sursa: Dinu et. al.,2005)
Fig.33: Linia seismică 5 din figura și interpretarea acesteia în termeni litologici. Gs: greenschist (șisturi verzi); Tr: Triasic; Jr: Jurasic; Jr1: Jurasic inferior; Jr2: Jurasic Mediu; K1: Cretacic inferior; K2: Cretacic Superior; Eo: Eocen (sursa: Dinu et. al., 2005)
Zacamintele de hidrocarburi din Bazinul Histria
Conform lui Morosanu (2011), in selful continental romanesc al Marii Negre sunt localizate patru sisteme petrolifere termogene si un sistem gazeifer biogenic. (Fig.34 )
Pana in prezent in Depresiunea Histria au fost descoperite zacaminte de petrol in Albian, Cretacic tarziu (Turonian, Coniacian, Santonian), Eocen si Oligocen si gaze naturale in formatiunile cretacice, eocene si in special pontian-daciene. In formatiuni de varsta oligocena si pre-oligocena, capcanele sunt de natura tectonica (de tip anticlinal, dom faliat) si stratigrafica (efilare si anticlinale rasturnate). In formatiuni post-Oligocene, capcanele sunt de tip stratigrafic: conuri depozitionale sau anticlinale, extinse de-a lungul unor suprafete mari si afectate de falii gravitationale si de crestere. (dupa Morosanu, 2012; Boote et al., 2018; Konerding, 2010)
Dintre acestea in cadrul sistemului gazeifer biogenic se numara zacamintele: Midia, Ovidiu, Cobalcescu, Ana, Doina si Domino. Rocile rezervor sunt nisipuri pontian-daciene, iar ca roci sursa sunt considerate depozitele pelitice sarmatian-pontiene.
Sonda de la care provin datele intercepteaza structura Ana. Acestea se situeaza in lungul unui flanc al unei falii cu inclinare NE-SW care este delimitata la nord-vest de o falie ridicata si la sud-est de o falie senestra a grabenului Voinicul. Este o structura de tip dom cu o inchidere tectonica ce se datoreaza inclinarii formatiunii si proceselor de faliere din partea sud-estica a acesteia. Rocile rezervor sunt reprezentate de nisipuri fine argiloase-siltice de varsta pliocena. In general mediul depozitional este marin de mica adancime cu un frecvent aflux de sedimente provenit din sistemul paleo – Deltei Dunarii localizat de la vest la nord-vest. Se considera ca acumularile de gaz Ana si Doina descoperite pe structura Doina provin din generarea gazelor biogene specifice Neogenului. (dupa Kitcha et al., 2014; Konerding, 2005; Morosanu, 2012; Niculescu et al., 2018)
Fig.34: Reprezentarea tectono-stratigrafica a principalelor zacaminte de hidrocarburi din Depresiunea Histria
(dupa Kitcha et. al, 2014)
II.2. Setul de date geofizice disponibile
Datele folosite în această lucrare provin de la sonda deviata A2-H situata la 160 km de tarmul romanesc, in zona structurii Mio-Pliocene gazeifere Ana, din blocul Midia XV, Marea Negra. Setul de date cuprinde: imagini electrice FMI, diagrafii conventionale, sectiuni si harti structurale seismice. Locatia sondei este reprezentată în figura 35.
Fig.35: Localizarea sondei A2-H (sursa:Sterling Resources Reports)
Datele seismice
Vor fi prezentate cateva dintre rezultatele studiilor de explorare seismica pentru resurse de hidrocarburi in zona cercetata. Datele seismice sunt de mare ajutor in identificarea precisa a elementelor structurale si stratigrafice la o scara mult mai mica decat metodele electrice de imagistica acustica.
Fig.36: Sectiune seismica de mare detaliu ce ilustreaza complexul progradant traversat de sonda deviata A2-H; Se observa cele 2 falii gravitationale care marginesc formatiunea (sursa: BSOG 2008 internal report)
Fig.37: Linia seismica regionala de-a lungul partii sudice a Blocului Midia, Estul Depresiunii Histria (sursa:Midia Resources internal report)
Sectiunea seismica din figura 37 ilustreaza pozitia sondei A2-H in cadrul Blocului Midia, Depresiunea Histria cat si detalii asupra formatiunilor traversate de aceasta. Se observa secventele clinoforme progradante si faciesul de canal specifice Miocenului si Pliocenului. De asemenea, in apropierea sondei, zonele cu discontinuitate in reflexii indica posibile hornuri de gaz „gas chimneys” cai ascensionale ale gazelor ce migreaza prin sedimentele mai tinere catre suprafata.
Fig.38: Harta structurala in adancime obtinuta in urma interpretarii seismice de detaliu la topul formatiunii (sursa: BSOG internal report); Anomaliile de amplitudine indica conturul formatiunii gazeifere; Pe directia NV-SE se observa prezenta faliilor gravitationale; Se observa ca directia depozitionala are o orientare NV-SE
Fig.39: Interpretare in domeniu timp a formatiunii interceptate de sonda A2-H (sursa: BSOG internal report)
II.2.1 Diagrafii conventionale
Pentru delimitarea formatiunii din punct de vedere litologic, am folosit programul Interactive Petrophysics 4.5 pentru realizarea interpretării cantitative a diagrafiilor geofizice de sondă conventionale.
Figura 40: Diagrafii conventionale pentru sonda A2-H. Trasa 1- adâncimea reală (TVDSS- True Vertical Depth Sub Sea) care în cazul nostru este: TVDSS= MD (measured depth-adâncimea măsurată) + 25m (distanța dintre platformă și nivelul mării) trasa 2 adâncimea măsurată în metri (DEPTH); trasa 3 cuprinde împărțirea in functie de varsta); trasa 4- zonarea in functie de litologie (Fig.); trasa 5- o diagrafie corectata a măsurătorilor de radioactivitate gama natural (verde), ECGR_EDTC (GAPI) zonata in functie de litologie; o diagrafie a potențialului spontan (albastru), SP(MV); trasa 6) diagrafii de porozitate ( TNPH (V/V) reprezintă porozitatea neutronică efectivă,) o diagrafie a carotajului densității formațiunilor- RHOZ (g/cm3), diagrafii a carotajului acustic de viteză (DTCO) reprezentând timpi de parcurs a undelor compresionale ; trasa 7) conține o diagrafie de rezitivitate cu raza de investigare mică (micro) – RXOZ(OHMM) și alte 5 diagrafii de rezistivitate cu raze de investigare din ce în ce mai mari (RLA1 are raza cea mai mică- RLA5 are raza cea mai mare; trasa 8) separatie intervale nisipoase – heterolitic nisipoase cu ajutorul curbei de radioactivitate naturala gamma, trasa 9) limita intervale heterolitic-nisipoase – heterolitic argiloase cu ajutorul curbei de radioactivitata naturala gamma, trasa 10) limita intervale heterolitic-argiloase -argila cu ajutorul curbei de radioactivitate naturala gamma; Acest model ajută la interpretarea cantitativă, si la separarea zonarea formatiunii in functie de raspunsul diagrafiilor conventionale la diferentele litologice
Pentru separarea rocilor colectoare (nisipoase) de rocile argiloase este necesar să se identifice variatiile de litologie astfel:
Din dependențele crossplot ale porozității neutronice/densitatii cu radioactivitatea gamma.
Calitativ din diagrafia de radioactivitate gamma natural pentru a stabili valorile corespunzătoare formațiunilor argiloase și a formațiunilor curate (GClay și GClean)
Calitativ din crossoverul (Inversarea separatiei) diagrafiilor Neutron-Densitate
Fig.41: Raspunsul teoretic al litologiei in functie de dependenta Radioactivitate Gamma – Porozitate Neutronica
Figurile 41-42 afiseaza raspunsul litologiei in functie de dependentele dintre radioactivitatea gamma si porozitatea neutronica/densitate. Se observa faptul ca formatiunile argiloase (verde) sunt caracterizate de valori ale radioactivitatii gamma ce depasesc 95 API, respectiv prin valori mari de densitate si porozitate neutronica datorita continutului mare in hidrogen si element radioactive.
Formatiunile nisipoase (galben) se caracterizeaza prin valori de radioactivitate gamma mai mici de 85 API si valori intermediare ale densitatii si porozitatii neutronice.
Stratele heterolitice (portocaliu si verde deschis) sunt reprezentate de valori cuprinse intre 85-95 API de radioactivitate gamma si valori intermediare ale porozitatii neutronice/ densitatii.
Fig.42: Raspunsul teoretic al litologiei in functie de dependenta Radioactivitate Gamma – Densitate
II.2.2 Datele de imagistica electrica FMI
Datele utilizate in aceasta lucrare provin din masuratorile de imagistica wireline pentru sonda A2-H in intervalul de adancime 755-1601 m au fost inregistrate cu ajutorul unui dispozitiv ultramodern FMI (Fullbore Formation Microimager). Intocmai cum prezentat anterior, datele brute inregistrate constau in curbe de microrezistivitate electrica ce reprezinta raspunsurile formatiunii la impulsurile electrice generate si inregistrate de aparat.
In urma unei procesari curbele brute pot fi convertite in imagini electrice. Dispozitivul FMI este echipat cu un magnetometru si un accelerometru si poate culege date referitoare la geometria gaurii de sonda (azimut, inclinare, deviatie). Acestea pot fi de mare ajutor in interpretarea datelor si in calibrarea dispozitivului si a imaginilor electrice .
Figura 43 ilustreaza principalele tipuri de reprezentari brute ale masuratorilor de imagistica electrica. Se observa raspunsul curbelor de microrezistivitate electrica in cazul schimbarilor de litologie. Imaginile electrice statice sunt de mare ajutor in separarea formatiunilor conductive de cele rezistive. Culoarea intunecata indica un strat argilos intercalat inre doua strate mai putin conductive ce prezinta un contrast mai deschis.
Fig.43 : Reprezentari brute ale datelor de imagistica electrica; trasa 1 – Depth (Adancime) (M); trasa 2 – Masuratori de inclinometrie, HAZIM – azimutul gaurii de sonda, P1AZ – azimutul aparatului FMI, DEVI – masuratoare de deviatie a aparatului; trasa 3 – curbe brute de microrezistivitate; trasa 4 – imagine electrica statica neprocesata
II.3. Procesarea datelor
In mod normal datele de imagistica sunt furnizate de catre companiile de servicii geofizice in format LIS sau DLIS datorita volumului lor mare. Procesarea datelor brute s-a facut metodic utilizand software-ul Interactive Petrophysics 4.5. In cele ce urmeaza vor fi prezentati pasii de procesari.
Primul pas a fost incarcarea datelor in format DLIS impreuna cu setul de date obtinute de accelerometru, magnetometru si caliper. Aceasta s-a facut din meniul Load Data al Interactive Petrophysics. Au fost verificati parametrii dispozitivului pentru a afla detalii despre modul operational si ce impact ar putea avea asupra calitatii datelor. Figura 41 ilustreaza procedeul de incarcare a datelor.
Fig . 44.:Incarcarea datelor in format DLIS
Urmatorul pas a fost crearea imaginilor electrice brute din raspunsurile patinelor electrice. In acest pas s-a aplicat corectia EMEX. Corectia EMEX este utilizata pentru a regla voltajul instrumentului si a elimina efectele voltajului variabil asupra imaginilor. Figura 45 afiseaza imaginile brute rezultate.
Fig.45: Imagini electrice FMI neprocesate: Trasa 1: TVDSS- adâncimea reală (TVDSS- True Vertical Depth Sub Sea) care în cazul nostru este: TVDSS= MD (measured depth-adâncimea măsurată) + 25m (distanța dintre platformă și nivelul mării) trasa 2 adâncimea măsurată în metri (DEPTH); trasa 3 cuprinde împărțirea in functie de varsta); ; Trasa 2: Depth (M) – Adancime; Trasele 3-4: Imagini brute rezultate
A fost realizata o verificare a veridicitatii adancimii imaginilor si s-a utilizat curba de radioactivitate gamma naturala pentru generarea unei adancimi corecte. Adancimea eronata la care erau pozitionate imaginile provine dintr-o eroare de conversie timp-adancime.
Aplicarea corectiei de viteza pe baza datelor accelerometrului este ilustrata in figura 43. Aceasta s-a facut pe baza: adancimii corectate, acceleratiei dispozitivului, timpului si vitezelor de suprafata.
Pentru egalizare s-au aplicat corectiile gain-and-offset, fill gaps, si corectia pentru preprocesarea datelor de la accelerometru. (Fig.44)
Normalizarea statica s-a facut utilizand tehnica automata de imbunatire a contrastelor. Imaginile dinamice au fost generate din imaginile statice printr-un procedeu automat ce implica schimbarea rezolutiei imaginii. Acest procedeu utilizeaza diferite culori pentru a creste variatia subtila a raspunsului rezistivitatii inregistrate de butoane. Pentru imaginile normalizate dinamic, contrastul a fost maximizat folosind o focalizare la 1 metru adancime, care a permis vizualizarea datelor in detalii. Figura 44 ilustreaza procedeul de normalizare al imaginilor, iar figura revela cele 2 tipuri de imagini normalizate.
Post procesarii imaginilor am realizat o verificare a calitatii. Calitatea datelor inregistrate cu ajutorul dispozitivului FMI prezentat anterior e controlata de conditiile din gaura de sonda, constratele de rezistivitate ( proprietatile fluidelor si litologiei), metodele de achizitie si procesare.Au fost identificate artefacte legate de alunecarea patinelor pe peretele sondelor datorita debrisului (Fig. 47 A), acumulari de debris si noroi pe perele sondei (Fig. 47 B)si stripping-ul orizontal (Fig 47 C.)
Fig.47: Exemple de artefacte identificate in sonde; A) artefact legat de alunecarea patinelor pe peretele gaurii de sonda; B) Artefact legat de acumularea debrisului pe peretele gaurii de sonda; C) Artefact legat de stripping-ul orizontal
Imaginile FMI sunt caracterizate de o calitate moderata. In urma identificarii artefactelor s-a constatat ca principalul factor care afecteaza negativ calitatea imaginilor este inclinarea sondei Inclinarea sondei cauzeaza acumularea noroiului si sedimentelor pe peretele gaurii de sonda, facand imposibila observarea exacta a stratificatiei in acele zone.Sonda are o inclinare moderata spre NW (46/328), iar conditiile din gaura de sonda sunt variabile.
II.2.3. Interpretarea structurala si sedimentologica a imaginilor electrice
Analiza structurala a datelor de imagistica electrica
Analiza structurala s-a realizat pe baza selectarii manuale a datelor de inclinometrie inregistrate cu ajutorul senzorului specific aparatului FMI. Scopul acestei parti este de a imparti din punct de vedere structural formatiunea. Calcularea fracturilor
Primul pas a fost zonarea structurala care necesita intelegerea structurii post-depozionale. Aceasta este posibila daca stratele au fost depozitate orizonatal si au fost rotite de catre fortele tectonice. Am folosit ca reper stratele heterolitice si mudstone pentru a calcula inclinarea structurala pe care am eliminat-o mai apoi.
S-a utilizat programul Interactive Petrophysics pentru a calcula in mod automat mean-dip-urile acestora tinand cont si de reprezentari de tipul:
Reprezentari de tip tadpole – care afiseaza inclinarea in functie de adanicme. Schimbarile de inclinare sunt rapid vazute dar schimbarile subtile in directia inclinarii sunt dificil de observat, in mod special acolo unde orientarile au fost reprezentate grafic si frecventa inclinarii e mare.
Reprezentari de tip azimut-adancime – arata schimbarile in directia inclinarii si micile schimbari in orientarea stratelor.
Reprezentari de tip vector-walkout – in care stratele sunt reprezentate de sageti orientate in directia inclinarii. Azimutul corect poate fi direct masurat din reprezentari ca sectiune a trasei se folosesc in tandem cu reprezentari de tip magnitudine inclinare
Fig 47: Zonarea structurala a formatiunii
Odata ce inclinarea structurala a fost eliminata, stratele nisipoase vor deveni mai plate sau vor avea o inclinare reziduala. Intervalul de studiu a fost examinat cu ajutorul catorva tehnici statistice si divizat in intervale cu inclinari proprii.
Fig. 48: Zonarea structurala a formatiunii
Analiza sedimentologica
In continuare am interpretat din punct de veder sedimentologic intervale rezervor ale formatiunii interceptate de sonda A2-H. Obiectivul acestei parti este de a obtine informatii asupra tipurilor de litofacies si mediilor depozitionale din care au provenit rocile care alcatuiesc formatiunea.
In interpretarea sedimentologica se vor folosi informatiile obtinute din analiza diagrafiilor conventionale, observatiile asupra sectiunilor seismice si caracterul static al imaginilor FMI. In figura sunt interpretate patru litologii: Nisip/Gresie, Heterolitic nisipos, Heterolitic/mudstone, Mudstone.
Fig. 49: Separarea litologiei cu ajutorul mai multor metode
Intensitatea bioturbatiei este o marime a nivelului de distrugere al fabricului sedimentar datorita interventiei faunei care traieste in sediment. Schimbarile in intensitatea bioturbatiei au importante implicatii asupra caracterului sedimentar si depozitional si in identificarea faciesului sedimentar. Acolo unde sedimentele nu prezinta bioturbatie, poate fi vorba despre un mediu stresant sau incompatibil pentru vietuitoare si poate fi legat de diferentele de salinitate si temperatura, lipsa de oxigen, compozitia sedimentelor si rate de sedimentare mari.(Taylor & Goldring, 1993, Prosser et al. 1999). Un model de aplicare a bioturbatiei asupra imaginilor FMI poate fi observat in figura 54.
Fig.50: Gradul de bioturbatie ( Dupa Prensky, 1999)
Am interpretat succesiunea sedimentara din cele doua zone rezervor din formatiune: 830-925 m reprezentat de strate heterolitice nisipoase din Romanian (pre-rezervor) si 1380-1535 m strate nisipoase din Dacian-Pontian inferior (rezervor).
Intervalul 832-848 m arata in partea inferioara un mudstone nisipos, strate heterolitic/mudstones in mijlocul unor strate heterolitice nisipoase si gresii argioloase in partea superioara. Intervalul cu mudstone prezinta un grad foarte mare de bioturbare in partea inferioara deasupra zonei de inundare.Tranzitia de la mudstone la strate heterolitice/mudstones e caracterizata de o zona cu bioturbare mare (3-4). Stratele heterolitice nisipoase sunt fin stratificate cu laminatii si prezinta un grad mediu de bioturbatie. Stratele heterolitice ce prezinta un grad mare de bioturbatie (5) si indica un posibil hiatus depozitional prin suprafata de inundare se afla in baza.
Fig.51: Intervalul 832-848 m
Intervalul 848-868 este alcatuit la baza din strate heterolitic nisipos-argiloase cu bioturbatie medie (3). Stratele nisipoase arata o tendinta de . Stratele de mudstone prezinta un grad foarte mare de bioturbatie (5), acestora le urmeaza strate heterolitice nisipoase groase cu un grad mare de bioturbatie.
Fig. 52: Intervalul 848-868 m
Intervalul 868-904 m este alcatuit in top de un interval nisipos putin bioturbat, caruia ii urmeaza niste strate heterolitice de mudstones cu un grad mic de bioturbatie (2). Gradul mic de bioturbatie al stratelor ar putea fi pus pe seama schimbariilor de salinitate din timpul Romanianului. Urmeaza niste strate nisipoase cu hidrocarburi. La baza se afla strate de mudstones putin bioturbate si strate heterolitice. In partea superioara se afla un strat gros heterolitic nisipos cu un grad mare de bioturbatie (4).
Fig.53:Intervalul 868-904 m
Intervalul 904-925 m este reprezentat de un strat gros de nisip si heterolitic mudstones foarte bioturbate (4). Partea inferioara este caracterizata de o secventa nisipoasa care trece treptat la strate heterolitice cu bioturbatie medie.
Fig. 54: Intervalul 904-925 m
Secventa 1380-1428 m incepe cu mudstones putin bioturbate. In contuinuare se prezinta niste strate heterolitice nisipoase fin stratificate cu strate de mudstones. Bioturbatia este de grad mediu caracteristic unui mediu de apa salmastra. In topul succesiunii se afla strate laminate de mudstones si heterolitie nisipoase cu o bioturbatie moderata.
Fig. 55: Intervalul 1380-1428 m
Fig.56: Intervalul 1426-1535 m
Intervalul 1428-1535 m este alcatuit in partea inferioara din mudstone cu biturbatie slaba. Apoi urmeaza o secventa heterolitica nisipoasa la baza stratului nisipos cu o bioturbatie mare. Secventa urmatoare este alcatuita in majoritate din mudstones si strate heterolitic mudstones nisipoase.Gradul de bioturbatei este moderat sugerand o trecere de la regimul salmastru la regimul lacustru.
In urma interpretarii sedimentologice pe baza imagisticii electrice se poate spuna ca aceste intervale corespund intocmai secventelor progradante observate pe sectiunile seismice.
Concluzii:
Am procesat datele folosind tehnici moderne pentru a rezolva erorile de adancime si artefactele de diverse feluri.
Calitatea imaginilor este influentata de inclinarea mare a sondei si factorii legati de procesarea gresita a imaginilor.
Am selectat manual inclinarile stratelor folosind imaginile FMI, pe care le-am prelucrat din punct de vedere statistic si le-am interpretat folosind mai multe tipuri de reprezentari grafice.
Au fost folosite diagrafii convetionale pentru a separa formatiunea in mai multe intervale din punct de vedere al litologiei.
S-au interpretat din punct de vedere sedimentologic intervalele ce contin nisipuri cu hidrocarburi. S-a tinut cont de gradul de bioturbatie, care este un important indicator al schimbarilor de mediu, in special cele legate de regimul salmastru al Marii Negre. In ambele intervale s-a descoperit faptul ca acestea corespund unor secvente progradante.
Referinte bibliografice:
Baker Hughes, Product and Service, http://www.bakerhughes.com/products-and-services
Bateman, R., (2012). Openhole Log Analysis and Formation Evaluation., Second Edition, Society of Petroleum Engineers.
Bega, Z., Ionescu, G. (2009). Neogene structural styles of the NW Black Sea region, offshore Romania. The Leading Edge, 28(9), 1082–1089.
Benoit, F. (2005). Nondistructive testing in oil wells, Schlumberger, Clamart, France
Brown, J., Davis, B., Gawankar, K., Li, A. (2015). Imaging: Getting the Picture Downhole, Oilfield Review 27, no.2 (september 2015), Schlumberger
Boote, D. R. D., (2017). The geological history of the Istria “Depression”, Romanian Black Sea shelf: tectonic controls on second-/third-order sequence architecture. Geological Society, London, Special Publications, 464(1), 169–209.
BSOG (2009). Seismic Interpretation A2-H Well Internal Report.
Cheung, P., (1999). Microresistivity an ultrasonic imagers: tool operations and processing principles with reference to commonly encountered image artifacts. In: Lovell, M.A., Williamson, G. and Harvery, P.K. 1999. Borehole Imaging: applications
and case histories. Geological Society, London, Special Publications, 159, Pg. 45-
47.
Constantinescu, N., Tambrea, D., Matresu, J., Sampetrean, E. (2000). Tectonic And Structural Framework And Geological Evoluation Of The Istria Depression. Offshore Technology Conference.
Deng, Z., Cao, M., Geng, Y., Rai, L. (2019). Generating a Cylindrical Panorama from a Forward-Looking Borehole Video for Borehole Condition Analysis. Applied Sciences. 9. 3437. 10.3390/app9163437.
Dinu, C., Wong, H.K., Tambrea, D., Matenco, L., (2005). Stratigraphic and structural characteristics of the Romanian Black Sea shelf, Tectonophysics 410.
Ekstrom, M. P., Dahan C., Chen M. Y., Lloyd P., Rossi D. J., (1987). Formation imaging with microelectrical scanning arrays, Log Analyst, 28, p. 294–306.
Gaillot, P., Brewer, T., Pezard, P., En-Chao, Y., (2007). Borehole Imaging Tools – Principles and Applications. Scientific Drilling, No. 5 (September 2007), pp. 1-4.
Georgiev, G., (2012). Geology and hydrocarbon systems in the Western Black Sea. Turkish Journal Earth Sciences, 21,723-754.
Halliburton, Tools and Resources, http://www.halliburton.com/en-US/tools-resources
Hansen, B., Buczak, J., (2010). Making interpretable images from image logs, in M. Poppelreiter, C. Garcia-Carballido, M. Kraaijveld, eds., Dipmeter and borehole image log technology: AAPG Memoir 92, p. 51 – 66.
Heikkinen, E., Lahti, M., (2005). Geophysical Borehole logging and Optical lmaging of the Pilot Hole ONK-PH2, Posiva Oy, FIN-27160 Olkiluoto, Finland
Hurley, N., (2004). Borehole Images, in G. Asquith and D. Krygowski, Basic Well Log Analysis: AAPG Methods in Exploration 16, p. 151–163.
Ionesi, L., (1994). Geologia unităților de platformă și a Orogenului Nord-Dobrogean, Ed. Tehnică, București.
Kitchka, A., Gavryliuk, R., (2014). New stage of hydrocarbon exploration in the Black Sea Basin: updating of its geological structure and prospects development. Tectonics and Stratigraphy 41, 62-69.
Konerding, C., (2005). Mio-Pleistocene sedimentation and structure of the Romanian shelf, northwestern Black Sea, Dissertation, Universität Hamburg, Hamburg, Germany.
Konerding, P., (2008). Quaternary tectonics and seismic stratigraphy of the western Black Sea shelf, Dissertation, Universität Hamburg, Hamburg, Germany.
Konerding, C., Dinu, C., Wong, H.K., (2010). Seismic sequence stratigraphy, structure and subsidence history of the Romanian Black Sea shelf. Geological Society, London, Special Publications, 340, 159-180.
Lagraba P., J. O., Hansen, S. M., Spalburg, M., Helmy, M., (2010). Borehole image tool design, value of information, and tool selection, in M. Poppelreiter, C. Garcia-Carballido, and M. Kraaijveld, eds., Dipmeter and borehole image log technology: AAPG Memoir 92, p. 15–38.
Lofts, J., Morris, S., (2010). High-resolution electrical borehole images while drilling, in M. Poppelreiter, C. Garcia-Caballido, M. Kraaijveld, eds., Dipmeter and borehole image log technology: AAPG Memoir 92, p. 229 – 252.
Luthi, S., (2001). Geological well logs, their use in reservoir modelling, Springer-Verlag Berlin, Heidelberg.
Mantilla A., Bueno R., (2006). Petrofísica Básica e Interpretación de Registros, UIS
Midia Resources SRL, (2009). A2-H End of Well Internal Report.
Mirna, I. S., (2010). Borehole-image log interpretation and 3D facies modeling in the Mesaverde Group, Greater Natural Buttes field, Uinta Basin, Utah, MSc Thesis, Colorado School of Mines.
Moroșanu, I., (2012). The hydrocarbon potential of the Romanian Black Sea continental plateau, Romanian Journal of Earth Sciences 86, 2, 91–109.
Mutihac, V., Mutihac, G., (2010). Geologia României in contextul central-estic-european, Editura Didactică și Pedagogică, București, 646p.
Niculescu, B.M., Andrei, G., (2018). Formation Evaluation Challenges in Pliocene Gas-bearing Reservoirs from the Romanian Western Black Sea Shelf, "APPLIED GEOPHYSICS 2018" – 4th International Conference on Applied Geophysics, Proceedings – E3S Web Conf. 66, 01004.
Petroceltic International plc, (2012). Progress and Potential, Annual Results Presentation, 32 p.
Poppelreiter, M., (2009). Borehole Image-Log Technology: Application Across the Exploration and Production Life Cycle. in Dipmeter and Borehole Image-Log Technology, Edition: 1, Chapter: 1, Publisher: AAPG, Editors: Michael C. Poppelreiter, pp.1-13.
Prensky, S.E., (1999). Advances in borehole imaging technology and applications. in Lovell M,Williamson G, Harvey P (eds) Borehole imaging: applications and case histories, vol 159. Geo-logical Society Special Publication, pp 1–43.
Princeton Geoscience (2017). Borehole Geophysical Logging Aplications for Environmental Site Remediation, Princeton, NJ.
Prosser, J., Buck, S., Saddler, S., Hilton, V., (1999). Methodologies for multi-well sequence analysis using borehole image and dipmeter data. Geological Society, London, Special Publications, 159(1), 91–121.
Rider, M., (2011). The geological interpretation of well logs, 2nd edn. Whittles Publishing, Caithness.
Samantray, A., Kraaijveld, M., Bulushi, W., Spring, L., (2010). Interpretation and application of borehole image logs in a new generation of reservoir models for a cluster of fields. in southern Oman, in M. Poppelreiter, C. Garcia-Carballido, M. Kraaijveld, eds., Dipmeter and borehole image log technology: AAPG Memoir 92, p. 343 – 357.
Schlumberger, Services and Products, http://www.slb.com/services.aspx
Schlumberger, (1999). Borehole Image Measurements, Schlumberger Oilfield Services, Printed in U.S.A.,Version 9.2.
Schlumberger, (2002). Borehole geology, geomechanics and 3D reservoir modelling, Schlumberger.
Serra, O., Serra, L., (2003). Well Logging and Geology, Editions Technip, Paris, France.
Serra, O., (2004). Well Logging – Data Acquisition and Applications, Serralog, Editions Technip, Paris, France.
Sivvas, C. (2018). Well Logging and Formation Evaluation in Oil and Gas Exploratory Drilling, Thessaloniki University.
Șaramet, M., (2004). Sistemul petrolifer Histria, Ed. Junimea, Iași.
Task Geoscience, (2009). A2-H Internal Report.
Weatherford, Products and Services, https://www.weatherford.com/en/products-and-services/
Ye, S., Rabiller P., (1998). Automated fracture detection on high resolution resistivity borehole imagery, SPE annual technical conference and exhibition, p. 777–784, Society of Petroleum Engineers, New Orleans, Louisiana.
Zohreh, M., Junin, R., & Jeffreys, P. (2014). Evaluate the borehole condition to reduce drilling risk and avoid potential well bore damages by using image logs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 318–330
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: ANALIZA SEDIMENTOLOGICĂ ȘI STRUCTURALĂ A DATELOR DE IMAGISTICĂ ELECTRICĂ – STUDIU DE CAZ IN DEPRESIUNEA HISTRIA, MAREA NEAGRA Bucuresti, 2020… [301857] (ID: 301857)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.