Corelarea Datelor din Carote Mecanice Si Diagrafia Geofizica

Cuprins

Introducere

CAPITOLUL I. Localizare fizico-geografică a perimetrului

CAPITOLUL II. Geologia regiunii

2.1. Stratigrafia

2.2. Tectonică

2.3. Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi

CAPITOLUL III. Geologia structurii

3.1. Istoricul cercetărilor ȋn zonă

3.2. Stratigrafie

3.3. Tectonica

3.4. Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi

3.5. Descrierea litologiei Miocen

CAPITOLUL IV. Aspecte teoretice privind determinarea porozității,

permeabilității și saturației în apă din diagrafia geofizică

4.1. Determinarea rezistivității reale ρR din Carotajul dual-laterolog (DLL)

și Carotajul dual inducție laterolog (DIL)

4.1.1. Carotajul electric dual-laterolog (DLL)

4.1.2. Carotajul dual inducție laterolog (DIL)

4.2. Determinarea porozității din carotajul neutronic, carotajul de densitate și

carotajul acustic compensat. Determinarea volumului de argilă din

carotajul radiației gama naturale

4.2.1. Carotajul neutronic compensat (CNL)

4.2.2. Carotajul de densitate gama-gama

4.2.3. Carotajul acustic compensat

4.2.4. Carotajul radiației gama naturale

4.3. Detreminarea saturației în apă și hidrocarburi, Sa și Sh

4.4. Determinarea cantitativă a permeabilității

4.4.1. Metoda produsului factor de formațiune-porozitate

4.4.2. Metoda gradientului de rezistivitate în zona de

tranziție ( metoda Tixier)

CAPITOLUL V. Aplicație pe Structura Calacea

5.1. Scopul aplicației

5.2. Date disponibile

5.2.1. Porozitatea, permeabilitatea și saturația în apă din

carote mecanice

5.2.2. Porozitatea, permeabilitatea și saturația în apă din

diagrafia geofizică

5.3. Corelarea parametrilor fizici obținuți din carote cu cei din diagrafie

5.4. Coeficientul de corelație

5.5. Concluziile aplicației

Concluzii

Bibliografie

Anexe

Introducere

Explorarea rezervelor de hidrocarburi urmărește legi complexe și naturale ce depind de un numar de factori.

Scopul geologilor este de a înțelege procesul acumulării de hidrocarburi pentru că, pur și simplu, cu cât este înțeles mai bine cu atât sunt mai multe șanse să descopere noi rezerve de hidrocarburi.

Pentru a ține pasul cu cererile moderne de explorare a hidrocarburilor, tehnicile devin din ce în ce mai sofisticate. Aceste investigații au ca obiectiv să determine cât țiței există în zăcământ, cât pot să recupereze, care sunt contactele de fluide în zăcământ, care sunt mecanismele de dislocuire și care este debitul de producție în viitor.

Estimarea rezervelor de țiței și gaze sunt cerute pentru diferite scopuri și entități implicate în indrustria de petrol și gaze. Operatorii solicita estimarea rezervelor, iar gradul de certitudine al estimărilor rezervelor depind de:

-calitatea și cantitatea de date geologice inginerești;

-mediul de operare;

–abilitatea, experiența și integritatea celui care estimează.

Obiectivul acestei lucrări îl reprezintă prezentarea celor mai importante modalități de determinare a parametrilor fizici, în funcție de specificul acestora: porozitate, permeabilitate și saturație în apă din diagrafia geofizică. Determinarea acestor parametrii constituie baza de calcul a stabilirii volumului de resurse geologice pentru aliniamentul structural Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș.

Prezenta lucrare își propune să compare valorile obținute din diagrafia geofizică cu valorile obținute din carotele mecanice. Între cele două seturi de date și prin determinarea coeficientului de corelație se va demonstra că valorile determinate din diagrafiile geofizice pot fi utilizate cu un grad bun de încredere în calcului resurselor de hidrocarburi pentru Zăcământul X.

CAPITOLUL I

Localizarea fizico-geografică a perimetrului

Figura 1.1. România, “Bazinul Pannonic” ( sursa Bojoi I.- Geografia fizică a României)

Perimetrul CALACEA-SATCHINEZ-ȘANDRA-VARIAȘ este localizat în partea vestică a României, în partea de nord a județului Timiș și în partea de sud a județului Arad, fiind limita de hotar între cele două județe.

Zona cercetată face parte din Câmpia Piemontană a Vingăi, care se găsește în Marea Câmpie a Tisei. Această câmpie fragmentată de văi cu caracter piemontan, înaltă, care prezintă direcție de scurgere spre sud-vest, în funcție de altitudinea medie, se împarte în trei sectoare:

– Sectorul Calacea – Bărăteaz – Satchinez, este zona cu cea mai mică altitudine care face trecerea într-un ritm foarte moderat spre câmpia joasă (începând din partea vestică a localității Calacea), prezentând platouri foarte largi și o fragmentare a terenului mică, realizată de văi cu o adâncime de 5-10 m, cu versanți moderat înclinați. Are o altitudine cuprinsă între 100-130 m,

– Sectorul Ortișoara – Vinga se caracterizează printr-o altitudine cuprinsă între 150 – 170 m.Platourile sunt mai întinse, planele ușor înclinate, pantele versanților sunt mai reduse (10-18%).

– Sectorul Seceani,este caracterizat de cea mai înaltă altitudine din Câmpiei Piemontană Vinga ( 187,7 m în punctul Luda Bara) . Platourile sunt destul de înguste, fragmetate de văi adânci de 40-80 m și largi de 20-70 m, cu pante de 10-25%.

CAPITOLUL II

Geologia regiunii

Zona studiată Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș aparține, din punct de vedere geologic, părții de sud a sectorului romanesc al Bazinului Pannonian. Pe teritoriul țării noastre se găsește numai partea de est a sa și se întinde până la Carpații Meridionali ai Banatului și Munții Apuseni.

Figura 2.1. Bazinul Pannonic (sursa:http://www.prospectiuni.ro/files/010_pannonian_basin.pdf)

2.1. Stratigrafia

În urma forajelor cât și a prospecțiunilor seismice, s-a pus in evidență fundamentul cristalin care este caracterizat de un relief de eroziune care are tendința de coborâre în trepte de la est spre vest. Peste fundamentul cristalin urmează cuvertura sedimentară, care nu este

aceeași pe toată întinderea bazinului care se găsește pe teritoriul țării noastra, astfel, s-au separat trei mari zone:

– zona de nord, situată la nord de prelungirea Munților Plopiș: peste depozitele cretacice și paleogene urmează depozite miocene și pliocene.

– zona centrală, delimitată de ridicarea cristalinului Icland- Salonta și de prelungirea spre vest a Munților Plopiș: fundamentul cristalin este acoperit de depozite ce aparțin permianului și mezozoicului, miocenului (tortonian, sarmațian) și pliocenului;

– zona de sud: peste fundamentul cristalin urmează depozite de vârstă miocenă și pliocenă. Izolat, sub depozitele miocene, au fost întâlnite și depozite ce aparțin cretacicului superior și eocenului.

În tabelul 2.1. sunt prezentate într-un mod mai detaliat informațiile despre stratigrafia și litologia depozitelor sedimentare, cât și despre fundamentului cristalin.

Tabelul 2.1. Profilul litostratigrafic din Bazinul Pannonian (după Beca și Prodan, 1983)

Tabelul 2.1. Profilul litostratigrafic din Bazinul Pannonian (după Beca și Prodan, 1983)-continuare

2.2. Tectonică

Orogenul Carpatic a jucat un rol important în mișcările tectonice de ridicare și de coborâre în Paleozoic și Mezozoic, iar acest lucru s-a resimțit în Depresiunea Pannonică la nivelul fumdamentului, prin mișcări tangențiale, care au condus la reactivarea și amplificarea unui sistem complicat de accidente tectonice, precum și generarea ( în Turonian) a pânzelor de Codru și Biharea. De fapt, imaginea fundamentului și rețeaua de falii care îl compartimentează într-o mulțime de blocuri sunt elementele principale ce au jucat un rol important în evoluția Depresiunii Pannonice, influențând sedimentarea și determinând aranjamentul stratelor din cuvertură.

Sedimentele de vârstă Neogen s-au acumulat într-o serie de bazine mai mici cu evoluție diferită în urma proceselor de subsidență, a aportului de sedimente în bazin, paleorelieful fundamentului și viteza diferită de subsidență a microbazinelor. Sedimentele neogene au suferit ulterior transformări diagenetice ce au condus la structuri de mulare și tasare diferențială.

Structurile sedimentare s-au conservat în bună măsură și s-au realizat în condițiile evoluției zonei într-un regim tectonic extensional, cu subsidență activă, cu rate de sedimentare variabile în timp și spatiu, care au condus la acumularea unor depozite sedimentare specifice .

Figura 2.2. Profilul seismic (secțiune de adâncime) (după A.D. Tulucan, 2001)

2.3. Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi

Condițiile de generare și acumulare a hidrocarburilor au în vedere existența unui sistem petrolifer de tip termogen Miocen – Pliocen caracterizat de roci generatoare cu un conținut de carbon organic de 0,2 până la 3% și un gradient termic ridicat, cuprins între 3,5 –

7 °C/100 m. Expulzarea hidrocarburilor a început încă de la sfârșitul miocenului și are loc până în prezent.

Capcanele sunt foarte complexe, au caracter intermediar îmbinând falii, elemente structurale, boltiri, cu variații litologice (de natură sedimentară sau/și diagenetică), stratigrafice, discordanțe, paleorelief,etc.

Zăcămintele formate sunt saturate cu gaze, țitei și gaze sau țiței. Pe numeroase structuri este prezent dioxidului de carbon, cu concentrații de până la 90-95%, ca acumulări distincte sau împreună cu petrolul.

Figura 2.3. România, “Bazinul Pannonic”, câmpul petrolifer Suplacu de Barcău: (a) schița structural la cap, “Panonian I”, (b) secțiune geologică și (c) profil tip pentru Pannonian ( după Condurachi, Al., Hârjoabă, I. et al., 2000)

CAPITOLUL III

Geologia structurii

1-Sînmartin; 2-Calacea; 3-Satchinez; 4-Șandra; 5-Variaș; 6-Tomnatec; 7-Teremina Mare; 8-Cherestur-Sud; 9-Cherestur;

10-Cherestur-Nord; 11-Pordeanu; 12-Turnu; 13-Sîntana; 14-Borș; 15-Mihai Bravu; 16-Ciocaia; 17-Sîniob; 18-Suplacu de Barcău; 19-Săcuieni; 20-Abrămuț; 21-Curtuiușeni; 22-Pișcolt; 23-Moftinu Mare; 24-Mădăraș; 25- Cărei; 26-Viișoara;

27-Biled; 28-Nădlac; 29-Salonata; 30-Alioș; 31-Sarvăzel; 32-Sînpetru German; 33-Pecica; 34-Dumbrăvița; 35-Șeitin.

Figura 3.1. Poziționarea structurii Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș în cadrul structurilor petrolifere din Bazinul Panonian (sursa: Paraschiv, D.,- Geologia Zacamintelor de Hidrocarburi din Romania, 1975)

3.1.Istoricul cercetărilor ȋn zonă

Structura Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș a fost cercetată începând cu anul 1941, mai întâi prin metode gravimetrice și magnetometrice, apoi prin prospecțiuni seismice și electrometrice și, în final, cu foraje de adâncime. Primele indicații de hidrocarburi au fost semnalate în anul 1968.

3.2. Stratigrafie

Numeroase sonde de cercetare și exploatare au străbătut întreaga cuvertură sedimentară, întâlnind fundamentul de șisturi cristaline. Acesta este alcatuit din roci magmatice reprezentate prin granite, granodiorite, diorite, metagabrouri, diabaze și melafire și roci sedimentare metamorfozate: filite, cuarțite, micașisturi, șisturi sericito-cloritoase și amfibolice, gnaise. Fundamentul este acoperit de termeni diferiți ai sedimentarului neogen. În anumite sectoare au fost întâlnite conglomerate și gresii cu grosimi de până la 200 m, urmate de marne compacte.

Hidrocarburile sunt localizate în scoarța alterată a fundamentului metamorfozat, în Miocen și Pliocen.

Vârsta acestor două complexe diferă, aparținând, în câteva sectoare Badenianului, iar în altele, Tortonianului. Pe flancul vestic de la Șandra, la limita dintre Tortonian și Sarmațian, se dezvoltă un orizont de gresii calcaroase și nisipuri de 25-50 m grosime.

Sarmațianul este alcătuit dintr-o succesiune de gresii și nisipuri, distribuite neuniform, fapt datorat îndepărtării lor parțiale de către denudația pre-pliocenă.

Pliocenul, care urmează peste Sarmațian, poate avea grosimi de 30 până la 1900 m. El debutează prin diverși termeni de-a lungul crestei îngropate, fapt confirmat prin faptul că ultima și cea mai importantă transgresiune a început dinspre vest (Șandra), adică din sectorul mai afundat, continuând să acopere, progresiv, tot masivul, până când a depășit sectorul ridicat de la Seceani. În baza Pliocenului se întâlnește de regulă, un complex grezo-nisipos ori marno-calcaros, reprezentând un litofacies al transgresiunii post-miocene, în care au fost găsite elemente paleontologice specifice Meoțianului superior. Succesiunea continuă cu un complex predominant marnos în cadrul căruia, în periclinul vestic, mai coborât, de la Șandra, se extind două orizonturi cu gresii și nisipuri, având grosimi de circa 200 m fiecare. Către est, grosimea acestor orizonturi descrește foarte repede, până dispar complet. În sectoarele Satchinez și Calacea, nu mai apar decât nisipuri lenticulare, la nivele stratigrafice diferite. La partea superioară a Pliocenului se dezvoltă o serie predominant psamitică, constând din nisipuri și gresii, cu intercalații de microconglomerate și argile.

Suita sedimentară se încheie cu Cuaternarul, alcatuit dintr-o alternanță de nisipuri, argile și conglomerate, din depozite de terasă și din aluviuni.

Figura 3.2. Ridicarea Calacea – Satchinez – Șandra – Variaș.

a. imaginea morfostructurală la suprafața fundamentului metamorfizat;

b. secțiune geologică transversal în zona Satchinez;

c. profil tip al Pliocenului inferior, Miocenului și al fundamentului alterat ( după T., Iehim și D., Paraschiv, „1975)

3.3. Tectonica

Structura se suprapune unui masiv muntos îngropat, care se afundă de la est spre vest, conturând, pe acest fond de coborâre, trei culminații, la Calacea ( cea mai ridicată), Satchinez și Șandra. Din dreptul localității Calacea se desprinde o apofiză orientată spre vest nord-vest, către Variaș.

Sedimentarul neogen acoperă creasta de șisturi cristaline, imprimându-i configurația actuală. În detaliu, masivul și cuvertura sedimentară sunt afectate de falii, în parte etanșe, care împart ridicarea în mai multe blocuri.

Această structură este rezultată dintr-o combinație de bazin backarc ce a funcționat în Cretacic-Paleogen și un bazin transtensional cu bazinete pull-apart în Eocen mediu – Miocen inferior, datorită coroziunii dintre placa Europeană și alte plăci mai mici. La sfârșitul Cretacicului în urma orogenezei laramice are loc o exondare și o eroziune a sedimentelor cuverturii posttectogenetice. În Miocenul mediu, datorită subducției litosferei funcționează faliile strike-slip transtensionale și are loc un vulcanism andezitic.

Depozitele sedimentare se depun peste formațiunile sedimentare ale cuverturii post tectogenetice și debutează cu depozitele miocene (faza stirică nouă).

Bazinul a fost umplut progresiv cu sedimente cu rată mică de sedimentare și, local, în zonele depresionare, conuri turbiditice și corpuri deltaice au colmatat aceste subbazine cu rată mare de sedimentare conducând la o subsidență diferențiată.

Figura 3.3. Secțiune geologică de-a lungul structurii Șandra – Satchinez – Calacea.

Poziția masivului la sfârșitul Miocenului;

1. acumulări de gaze;

2.acumulări de petrol;

3. gresii și nisipuri acvifere;

4. fundamental cristalin ( după G., Popa și D., Paraschiv, 1974)

3.4. Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi

În anul 1968 au fost semnalate primele indicații de hidrocarburi pe structura Calacea-Satchinez-Șandra. Sondele săpate mai târziu au arătat că acumulările de petrol și gaze se plasează la nivelul părții superioare a fundamentului pentru structurile Satchinez, Șandra și Variaș, în Miocen, pe toate cele patru structuri și în Pliocen, la Calacea și Satchinez.

Pe structurile Calacea și Satchinez au fost definite un număr de 32 zăcăminte. Adâncimea stratelor productive crește în același sens cu afundarea structurii majore, astfel, la Calacea, adâncimea orizonturilor petrolifere și gazeifere corespund izobatelor de 823-1287 m, la Satchinez de 1190-1710 m, la Variaș, de 1791-1932 m, iar la Șandra, de 1880-2120m.

Deși culminația Calacea se află în prezent pe treapta cea mai ridicată, partea superioară a fundamentului nu este productivă. Acest lucru se explică prin inversiunea structurală care s-a produs după Sarmațian în cadrul masivului respectiv. În Miocen, culminația Calacea ocupă o poziție mai coborâtă decât cea de la Șandra, dovadă existența unor depozite badeniene și tortoniene groase pe această ultimă structură. În plus, la Calacea, fundamentul rămânând protejat, acesta n-a mai fost supus alterației, astfel că el nu prezintă

proprietăți de rezervor. Fundamentul se înscrie în rândul capcanelor combinate, la realizarea cărora au contribuit factorii structurali și paleogeografici.

Aceste rezervoare conțin petrol, iar în unele blocuri și cap primar de gaze. Zăcămintele sunt de tip masiv, constituind adesea aceleași unități hidrodinamice cu Miocenul sau Pliocenul care îl acoperă. Debitele inițiale de petrol au fost de 10-60 t/zi de fiecare sondă. Rezervorul prezintă grosimi efective de 15-115 m, mai mari acolo unde el corespunde rocilor granitice care sunt fisurate până la adancimi mai mari. Porozitatea medie este de 16%, permeabilitatea de 3-130 mD, saturația în apă interstițială de circa 42%.

Miocenul prezintă capcane combinat, dar ceva mai complexe. Aici se recunoaște influența factorilor structurali, stratigrafici și paleogeorgrafici. Miocenul conține acumulări de petrol, uneori cu cap primar de gaze (la Calacea). Debitele inițiale de petrol au fost de 13-51 t/zi. Principalii parametri ai rezervorului sunt următorii: grosimea 2-81,7 m, porozitatea 18-27%, permeabilitatea 5-300 mD, saturația în apă interstițială 25-47%.

În Pliocen predomină capcanele structurale, dar nu lipsesc nici cele combinate, realizate cu contribuția factorilor stratigrafici și paleogeografici.Aici sunt prezente acumulări de petrol, iar la Satchinez și cap primar de gaze. Rezervoarele Pliocenului au grosimi efective de 2,5 – 14 m, porozități de 23-25%, permeabilități de 5-640 mD, saturația în apă interstițială de 24-32%.

Petrolul produs este de tip C (parafinos), cu densitatea de 0,79-0,81kgd/dm3. Se observă o slabă scădere a greutății specifice către partea superioară a secțiunii saturate cu petrol. Vâscozitatea este sub 1cP. Rația gaze/petrol variază între 57 și 168 Nmc/mc. Presiunile inițiale de zăcământ au indicat valori de 99-235 atm, ceva mai mari decât presiunea hidrostatică, gradientul fiind de 10,5-10,9 atm/100m. Treapta geotermică este de 24m/oC, ajungând, la Șandra sud, până la 19 m/oC.

Apele asociate ale fundamentului sunt de tip CaCl2 și MgCl2, cu concentrații de 4-19 g/l. Acestora se adaugă, uneori, mai ales în Miocen, ape continentale de tip vados (HCO3). În Pliocen predomină apele de tip NaCO3, cu mineralizații de 7-26 g/l. Apele din Pliocen și Miocen mai conțin fenoli, amoniu ( de la urme până la 90 mg/l) și brom (până la 11,25mg/l), elemente care indică existența acumulărilor de hidrocarburi.

Regimul zăcămintelor este variat. Acumulările de petrol fără cap primar de gaze îșî datorează energia expansiunii gazelor din soluție. Fundamentul și în general rezervoarele de

tip fisurat se caracterizează prin împingerea apei. Zăcămintele cu cap de gaze au un regim combinat: gaze dizolvate – destinderea capului de gaze. În prezent, în anumite sectoare, se efectuează injecții de apă în strat.

3.5. Descrierea litologiei Miocen

Forajele efectuate în zona structurii Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș au interceptat și traversat, în cadrul adancimii de 1033 m depozite aparținând Miocenului, respectiv Miocen superior, mediu și inferior.

Miocenul superior este constituit dintr-o serie detritică alcătuită din nisipuri și pietrișuri în alternanță cu secvențe pelitice, argile și marne argiloase. Întâlnim asociații de Intratriporopollenites sp., Laevigatosporites sp., Subtriporopollenites sp., Pinus palustris Mill., Abietipites sp., Poliporopollenites sp., Caryapollenites sp. ,care atestă vârsta depozitelor.

Miocenul mediu, dezvoltat de asemenea în facies detritic, este caracterizat de marne argiloase și argile slab marnoase în alternanță cu pachete de gresie grosieră pe alocuri microconglomeratică, cu ciment argilo-nisipos, bogat micafer. S-au gasit asociații de Pinus sp., Manocolpopollenites sp., Sphagnumsporites sp., Tricolporopollenites sp., Peridinium ponticum., Dinoflagellate, caracteristice acestui interval de timp.

Miocenul inferior, dezvoltat de asemenea în facies detritic este caracterizat de o mai netă diferențiere a complexelor arenitice, constituite din gresii cu ciment dolomitic-calcitic, marne argiloase microgrezoase și dolomite argilose microgrezose.

Figura 3.4. Coloană stratigrafică Miocen ( sursa: Harta Geologică a României scara 1:200 000, Foaia Timișoara)

Figura 3.5. Hartă structurală la cap miocen 1 și secțiune geologică pe structura Satchinez (după Tulucan A.D., 2001)

Figura 3.6. Hartă structurală la cap miocen 2 și secțiune geologică pe structura Satchinez (după Tulucan A.D., 2001)

CAPITOLUL IV

Aspecte teoretice privind determinarea porozității, permeabilității și saturației în apă din diagrafia geofizică

Pentru determinarea acestor mărimi, sunt necesare următoarele date:

-rezistivitatea reală ρR și rezistivitatea apei de zăcământ ρai;

-porozitatea;

-volumul de argilă și rezistivitatea argilei.

Aceste date sunt determinate din diagrafia geofizică, după cum urmează:

-rezistivitatea reală din carotajul electric dual-laterolog și dual inducție laterolog;

-porozitatea din carotajul neutronic compensat, carotajul de densitate și carotajul

acustic compensat;

-volumul de argilă se determină din carotajul gama-natural;

-rezistivitatea argilelor se determină în dreptul unui strat.

4.1. Determinarea rezistivității reale ρR din carotajul dual-laterolog (DLL) și carotajul dual inducție laterolog (DIL)

4.1.1.Carotajul dual-laterolog (DLL)

Dispozitivul dual laterolog reprezintă un dispozitiv focalizat realizat dintr-un aranjament de nouă electrozi, care înseamnă de fapt două dispozitive focalizate: laterolog de investigare adâncă (LLD) și laterolog de investigare superficială (LLS).

Figura 4.1. Dispozitiv Dual Laterolog: (a) laterolog de investigare adâncă – LLD;

(b) laterolog de investigare superficială – LLS (pseudolaterolog)

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

A0,numit electrodul central, este alimentat de un curent principal: I0 și produce câmpul de măsură. În fucnție de modul de constituire a acestui câmp, avem:

a) investigare superficială – A1 și A1’ emit liniile de curent ale câmpului de focalizare (sunt alimentați de un curent de focalizare “+I1“) și se întorc la electrozii A2 și A2’( care sunt alimentați cu un curent de focalizare “-I1 ”);

b) investigarea adâncă – A1 și A1’, în paralel cu electrozii A2 și A2’ emit liniile de curent ale câmpului de focalizare, care apoi se întorc la armătura cablului geofizic, care constituie electrodul de întoarcere B0 aflat teoretic la infinit. Cei patru electrozi de focalizare sunt alimentați cu un curent de focalizare I1 cu aceeași polaritate cu I0;

Pentru a determinarea rezistivitățile aparente indicate de fiecare dispozitiv se folosesc următoarele relații:

(4.1)

și respectiv :

(4.2)

unde:

constantele dispozitivului determinați conform relației: (4.3)

Dispozitivul înregistrează următoarele curbe:

Figura 4.2. Forma de prezentare a diagrafiei electrice focalizate: diagrafia dual laterolog+microlaterolog

(după: Malureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Carotajului electric dual-laterolog (DLL) este utilizat pentru a evalua conținutul rocilor colectoare; pentru a separarea limitele dintre fluide și pentru a determina rezistivitatea reală a colectoarelor.

Pentru a determinarea rezistivității reale (ρR), folosim următorul algoritm:

● în anexele 4.1. și 4.2. găsim toate datele necesare (adâncimea finala, temperatura maximă la talpa sondei, rezistivitatea noroiului, diametrul sondei și rezistivitățile înregistrate cu dispozitivele focalizate);

● se stabilesc limitele dintre stratele poros-permeabile și se determină adâncimile medii ale acestora;

● din microcarotajul cu focalizare sferică – MSFL se află rezistivitatea subzonei spălate, ρio;

● rezistivitățile citite din diagrafie, ρLLD și ρLLS sunt corectate pentru diametrul sapei, d și pentru rezistivitatea noroiului, ρn și cu ajutorul Anexei 4.3. în următorul mod:

– se efectuează calulul rapoartelor și ;

– rezultatele obținute sunt introduse în abscisă după care se ridică o verticală până întâlnește curba a cărui modul este egal cu diametrul sondei, iar din punctul de intersecție se trasează o orizontală până în ordonată unde se citește valoarea rapoartelor:

(4.4.)

● valorile se vor mai corecta și pentru grosimea stratului h și rezistivitatea stratelor adiacente, ρad cu Anexa 4.4. astfel:

– se efectuează calulul rapoartelor și ;

– în abscisă se întroduce valoarea grosimii stratului h după care se duce o verticală până intersectează curba corespunzătoare raportului calculată . Din punctul de intersecție se trasează o orizontală până în ordonată unde se citește valoarea rapoartelor:

(4.5)

● cu valorile obținute calculăm rapoartele .

● cu Anexa 4.5. se determină rezistivitatea reala ρR:

-în abscisă folosim valoarea raportului , în ordonată folosim valoarea raportului ;

-determinăm punctul de intersecție P, , ;

-se citesc pe anexă valorile rapoartelor:

(4.6.)

(4.7.)

4.1.2. Carotajul dual inducție laterolog (DIL)

Investigarea formațiunilor se face cu ajutorul curenților induși în mediul înconjurător și se efectuează cu următoarele dispozitive:

– inducție cu investigație medie CEIm-5FF40;

– inducție cu investigație adâncă CEIa-6FF40;

– focalizat (laterolog) de investigare superficială-LLs.

Figura 4.3. Dispozitiv de carotaj electric inductive cu mai multe bobine:

a-CEIm – 5FF40 b – CEIa – 6FF40

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Dispozitivul înregistrează următoarele curbe:

Figura 4.4. Forma de prezentare a diagrafiei dual inducție – laterolog.

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Pentru a determinarea rezistivității reale (ρR), folosim următorul algoritm:

● din Anexa 4.6. citim parametrii fluidului de foraj, adâncimea la talpa sondei și temperatura la talpa sondei;

● se stabilesc limitele dintre stratele poros-permeabile și se determină adâncimile medii ale acestora;;

● din Anexa 4.7 citim rezistivitatea pentru ρID și ρIM;

● cu ajutorul Anexei 4.8 (pentru ρID) și Anexei 4.9. (pentru ρIM) corectăm valorile de rezistivitate aparentă pentru grosimea stratului h;

● cu aceste valori corectate utilizăm Anexa 4.10. pentru a determina rezistivitatea reală ρR:

, pentru (4.8.)

– calculăm rapoartele: și ;

– determinăm punctul de intersecție P, și calculăm valoarea raportului:

→ (4.9.)

4.2. Determinarea porozității din carotajul neutronic, carotajul de densitate și carotajul acustic compensat. Determinarea volumului de argilă din carotajul radiației gama naturale

Carotajul geofizic este necesar pentru că aduce informații despre formațiuni mai rapid decât carotajul mecanic, acesta din urmă prelungind timpul de intervenție la sondă și mărind costul sondei. Parametrii măsurați în carotaj reprezinăa caracteristicile unui volum mai mare de rocă decât în cazul unei carote ; astfel, parametrii măsurați în carotajul geofizic sunt mai reprezentativi, cu posibilitatea de extrapolare pe verticală sau orizontală.

Porozitatea () este dată de raportul dintre volumul spațiului poros, Vp și volumul total al rocii, Vt:

(exprimată în fracții zecimale) (4.10)

(exprimată în procente) (4.11)

Porozitatea dată de relațiile (4.4) și (4.5) reprezintă porozitatea totală sau absolută și arată capacitatea mediului poros de înmagazinare a fluidelor. Volumul spațiului poros al unei roci granulare (formată din granule de rocă – figura 4.5.) este funcție de dimensiunile particulelor care alcătuiește scheletul mineral al rocii, de modul împachetare și aranjare al acestora, precum și de gradul de cimentare. Se poate observa că nu toate golurile comunică între ele ( figura 4.5.a).

Porozitatea efectivă, : raportul dintre volumul porilor comunicanți Vpc și volumul total, Vt :

sau (4.12)

Porozitate dinamică, : raportul dintre volumul porilor care permit curgerea Vd și volumul total, Vt :

(4.13)

Determinarea porozității din diagrafia geofizică se poate face utilizând urmatoarele metode:

– indirecte: pe baza dependenței factor de formație-porozitate-rezistivitate;

– directe, sunt considerate metodele de investigație geofizică la care răspunsul este direct dependent de porozitate.

Aceste metode sunt cunoscute și sub numele de metode de porozitate:

– carotajul neutronic – CN;

– carotajul de densitate – CD;

– carotaj acustic compensat – BHC

4.2.1. Carotajul neutronic compensat (CNL)

Carotajul neutronic constă în bombardarea cu neutroni a formațiunilor și înregistrarea efectelor interacțiunii neutronilor cu mediul. Neutronii interacționează cu nucleii atomilor prin difuzie și captură.

A fost introdus carotajul neutronic cu două detectoare situate la distanțe diferite pentru a reduce influența acestor factori asupra răspunsului carotajului neutronic, numit carotaj neutronic compensat.

Figura 4.8. Reprezentarea schematic a parcursului neutronilor de la sursă la detector

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Carotajul neutronic se măsoara în unități de porozitate (%). Dispozitivul de măsură este calibrat în matrice de calcar, astfel că furnizează porozitatea reală doar în calcare curate, pentru celelalte litologii aplicându-se o corecție. Dispozitivul constă dintr-o sursă de neutroni și 2 detectori și este descentrat prin intermediul unei lame elastice. Raza de investigație este mică. Răspunsul la detectorul apropiat (de sursă) cuprinde influența găurii de sondă iar cel de la detectorul îndepartat conține atât influența găurii de sondă cât și a formațiunii. Carotajul neutronic reprezintă raportul răspunsurilor celor doi detectori, fără influența găurii de sondă. Detectorul practic numară neutronii care se întorc din formațiune. Dacă se întorc mulți, înseamnă că nu au întâlnit mulți atomi de hidrogen, deci porozitatea este mică. Dacă se întorc puțini, înseamnă că au suferit ciocniri și au fost captați, deci porozitatea este mare.

Pe trasa din dreapta a diagramei de carotaj radioactiv este înscrisă curba de variație a porozității aparente pentru calcare a formațiunilor geologice în funcție de adâncime.

Figura 4.9. Reprezentarea schematic a parcursului neutronilor de la sursă la detector

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Carotajului neutronic compensat este utilizat pentru a determinarea porozității rocilor, pentru a identifica litologia în combinație cu alte carotaje și pentru a determina limita apă-petrol, petrol-gaze si apă-gaze

Pentru a determina porozitatea rocilor prin intermediul carotajului neutronic compensat, folosim următorul algoritm:

● separăm stratele poros-permeabile;

● citim în dreptul stratelor analizate indicele de porozitate aparantă pentru calcare– NCa;

● separăm un strat impermeabil ( de argilă) pe curba neutronică după care citim în dreptul lui indicele de porozitate neutronică arg;

● corectăm cu litologia valorile de porozitate citite în dreptul stratelor analizate astfel:

– pentru gresii: N=Ca+4; (4.14.)

– pentru dolomite: N=Ca-6; (4.15.)

– pentru calcare: N=Ca. (4.15.)

● în final, calculăm porozitatea efectivă:

efN=N-Vargarg (4.17)

4.2.2. Carotajul de densitate gama-gama

Carotajul de densitate este o înregistrare continuă a densității formațiunii, fiind răspunsul matricii rocii și a fluidului din spațiul poros. Carotajul gama-gama se bazează pe interacțiunea radiației gama cu materia, măsurandu-se radiația gama care rezultă.

Pentru efectuarea carotajului de densitate în sondă se folosește un dispozitiv de investigare de o construcție specială, care conține o sursă de radiații gama și un sistem de detecție. Sursa este separată de sistemul de detecție printr-un ecran de plumb pentru ca la detector să nu ajungă radiațiile gama directe. Sistemul de detecție este prevăzut cu două detectoare de radiații gama D1 și D2 situate la distanțe diferite de sursă. Atât sursa cât și detectoarele au canale colimatoare prin care pătrund radiațiile gama de la sursă în formațiune, dar și invers. Pentru a micșora influența coloanei de noroi asupra valorilor de densitate măsurate, dispozitivul prezintă canale colimatoare pe peretele sondei cu ajutorul unui braț excentric – dispozitivul de densitate compensat.

Figura 4.10. Reprezentarea schematic a dispozitivului pentru carotajul de densitate compensate

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Mediul investigat este format din turta de noroi (care influențează radiația gama măsurată) și formațiunea geologică.

Pe diagrafia carotajului de densitate se observă:

– curba gama și cavernograma, pe trasa din stânga.

– variația densității globale a formațiunilor geologice traversate de sondă în funcție de

adâncime, pe trasa din dreapta a diagramei;

Figura 4.11. Forma de prezentare a carotajului de densitate

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Carotajul de densitate are aplicabilitate în determinarea porozității, separarea litologică și corelarea formațiunilor.

Porozitatea o determinăm astfel:

● separăm colectoarele;

● în dreptul stratelor analizate citim valoarea de densitate, ;

● stabilim densitatea fluidului de foraj, fl (1,0 g/cm3 – pentru noroaie dulci și 1,1 g/cm3 – pentru noroaie sărate);

● determinăm densitatea matricei cu ajutorul anexei 23;

● calculăm volumul de argilă Varg;

● determinăm porozitatea cu ajutorul relațiilor:

– pentru strate curate, fără conținut în argilă:

(4.18)

– pentru strate ce conțin argile:

(4.19)

4.2.3. Carotajul acustic compensat

Carotajul acustic compensat măsoară variația timpului de parcurs a unei unde elastice în rocile traversate de sonda. Timpul de parcurs este invers proportional cu viteza de propagare a undei.

Dispozitivul de măsură pentru carotajul compensat constă din 2 emițători și 4 receptori (figura 4.15.). Se compune de fapt din două dispozitive duale E1R2R4 și E2R3R1. Acest dispozitiv mai este cunoscut sub denumirea de BHC ( Borehole compensated).

Carotajul acustic compensat (BHC) înregistrează timpul necesar Δt necesar undei acustice pentru a străbate distanța emițător-receptor prin imediata vecinătate a peretelui găurii de sondă. Receptorul înregistrează momentul primei sosiri: unda compresională este cea care are viteza cea mai mare, aceasta este cea care declanșează receptorul.

Figura 4.15.: Dispozitiv de carotaj acustic compensat;

Dispozitiv E1R1R2R3R4E2 (după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Conform figurii 4.15., dacă se face media măsurătorilor celor două, erorile introduse de cele două dispozitive datorită înclinării dispozitivului în sondă sau efectului cavernelor, se anulează.

Pentru dispozitivul E1R2R4, timpii de parcurs vor fi:

(4.20)

(4.21)

Pentru dispozitivul E2R3R1 timpii de parcurs vor fi:

(4.22)

(4.23)

Dacă se iau pentru cele două dispozitive diferențele de timp și se face media:

(4.24)

unde: L=BC=EF este lungimea dispozitivului compensat.

Din cele de mai sus se poate trage concluzia că în cazul dispozitivului cu compensarea efectului găurii de sonda (BHC) timpul de parcurs determinat corespunde timpului de parcurs real prin fornație indiferent dacă dispozitivul este centrat sau nu în gaura de sondă, ba chiar mai mult se compensează și efectul variațiilor de diametru (cavernelor).

Principalele aplicatii ale carotajelor acustice sunt:

– determinarea porozității;

– construirea seismogramelor sintetice utilizate in proiectarea prospectiunii seismice si prelucrarea si interpretarea datelor;

– estimarea proprietatilor elastice ale formatiunilor pentru analize de stimulare a sondelor, în combinație cu carotajul de densitate (moduli elastici și coeficientul Poisson);

– analiza variațiilor laterale ale vitezelor pe baza datelor din mai multe sonde, pentru evidențierea variațiilor de facies și delimitarea capcanelor.

Pentru determinarea porozității folosim următorul algoritm:

● separăm stratele poros-permeabile;

● în dreptul stratelor analizate citim timpul unitar de parcurs al undelor, Δt;

● stabilim timpul de parcurs prin fluidul din spațiul poros și prin filtratul de noroi;

● cu ajutorul anexei 23 determinăm timpul de parcurs al undelor acustice prin matrice;

● calculăm volumul de argilă Varg;

● determinăm porozitatea cu ajutorul relațiilor:

– pentru strate curate consolidate, Varg=0: (4.25)

– porozitatea efectivă pentru strate argiloase consolidate, Varg ≠ 0:

(4.26)

● pentru strate curate neconsolidate, Varg│=0: ; (4.27)

● porozitatea efectivă pentru strate argiloase neconsolidate, Varg ≠0:

(4.28)

4.2.4. Carotajul radiației gama natural

Curba gama natural este o înregistrare a radioactivității formațiunii produsă de elementele radioactive aparținând seriei radioactive a Uraniului, a Thoriului și izotopului 19K40 al Potasiului, ca principalele elemente radioactive natural existente în roci. Curba gama obisnuita inregistreaza radiatia totala a acestor trei elemente iar curba gama natural spectral da contributia fiecaruia in parte.

Dintre cele trei elemente, potasiul este cel mai abundent in natura.

Tabelul 4.1. – Abundența în roci a elementelor radioactive

Pentru măsurarea variației intensității radiației gama naturale cu adâncimea, se folosește dispozitivul de investigare pentru carotaj radioactiv în care se află plasat un detector de radiații gama. Prin carcasa de presiune a aparatului, radiațiile gama ajung la detector și provoacă apariția unor impulsuri electrice. Amplitudinea și intensitatea acestor impulsuri electrice ajung la suprafață printr-un amplificator electronic de impulsuri. Cu ajutorul galvanometrilor din camera foto-înregistratoare sau a benzii magnetice se efectuează înregistrarea în funcție de adâncimea a intensiății gama naturale. Se obține o curbă de variație a intensității radiației gama naturale în funcție de adâncime, cunoscută sub numele de curba gama.

Figura 4.12. Aparat de sondă pentru carotajul radioactiv

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Curba gama este înregistrată pe diagramă pe trasa simplă din stânga, radioactivitatea este exprimată în unități A.P.I., iar radioactivitatea crește de la stânga la dreapta.

Curba gama mai depinde și de diamentrul sondei, grosimea coloanelor și a cimentului din spatele coloanelor, densitatea fluidului de foraj din sondă, numărul de coloane tubate, densitatea formațiunilor geologice caracteristicile detectorului utilizat, poziția dispozitivului de investigare în sondă,.

Răspunsul carotajului gama natural Iγ este proporțional cu concentrația în substanțe radioactive din formațiune conform relației:

(4.28)

unde: -densitățile mineralelor radioactive;

-factorii de volum ai mineralelor;

-factorii de proporționalitate corespunzători radioactivității mineralelor;

-densitatea globală a formațiunii.

Figura 4.13. a – forma de prezemtare a carotajului gama natural;

b – exemplu de corelare PS – gama

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Carotajul gama natural este folosit pentru a determinarea grosimea și limitele stratelor poros-permeabile și determinarea conținutului în argilă a rocilor colectoare.

Pentru determinarea volumului de argilă din carotajul gama natural se consideră că argila este singura sursă de radioactivitate din formațiune.

Se calculeaza un parametru derivat, astfel :

(4.29)

unde:

GR = valoarea curbei gama în punctul de calcul ;

GRmax= valoarea curbei gama în argile curate;

GRmin= valoarea curbei gama în stratele cele mai curate.

Există mai multe relații de calcul a volumului de argilă:

relația liniară : volumul de argilă Va=IGR (4.30)

Aceasta relație dă o valoare maximă a volumului de argilă, deci volumul rezervorului este subestimat, fiind cazul pesimist de calcul.

2a) cazul rocilor vechi, mezozoice și paleozoice:

Va = 0.33 (22*IGR – 1) (4.31)

2b) cazul rocilor noi, din neozoic:

Va = 0.083 (23.7*IGR – 1) (4.32)

4.3. Detreminarea saturației în apă și hidrocarburi, Sa și Sh

Saturația în apă a unei roci reprezintă raportul dintre volumul de apă, Va, din spațiul poros și volumul spațiului poros, Vp:

(4.33)

Dacă se consideră volumul unitar total al unui eșantion de rocă cu volumul Vt=1m3 și Vp=P, relația (4.33) devine:

2 (4.34)

atunci, se poate scrie pentru volumul de apă relația:

3 (4.35)

Saturația în hidrocarburi a unei roci reprezintă raportul dintre volumul de hidrocarburi Vh din spațiul poros și volumul spațiului poros:

(4.36)

În mod analog dacă se consideră volumul unitar al unui eșantion de rocă Vt=1m3, rezultă:

(4.37)

așadar, se poate scrie pentru volumul de hidrocarburi:

(4.38)

Dacă o rocă conține și apă și hidrocarburi, atunci volumul spațiului poros saturat cu ambele fluide:

(4.39)

și prin împărțirea în ambii mambri prin se obține:

(4.40)

Când spațiul poros este saturat numai cu apă de zăcământ, atunci

() – rocă acviferă.

Dacă în colector sunt gaze și țiței, volumul de hidrocarburi este:

(4.41)

și împărțind la volumul spațiului poros – Vp se obține saturația în hidrocarburi:

(4.42)

(4.43)

În procesul de interpretare cantitativă, în scopul determinării saturației trebuie străbătute o serie de etape ale interpretării, după cum urmează:

-determinarea grosimii efective și a limitelor colectorului, h;

-determinarea rezistivității reale, ρr;

-determinarea rezistivității subzonei spălate;

-determinarea rezistivității apei de zăcământ;

-determinarea porozității, m;

-determinarea factorului de formație, F;

-determinarea saturației în apă și hidrocarburi SA și SH.

Metodele de determinare a coeficienților de saturație diferă în funcție de tipul formațiunilor pentru care se face evaluarea, formațiuni curate sau argiloase, diferențierea făcându-se datorită efectului pe care argila o are asupra acestor determinări.

Pentru formațiuni curate, dependența dintre saturația în apă și rezistivitatea reală este dată de relația empirică stabilită de Archie:

(4.44)

unde: F este factorul de formație definit de relația:

(3.45)

unde:

a=coeficient litologic determinat empiric, cu valoare aproximativ 1 pentru roci consolidate și 0,62 pentru roci neconsolidate;

v=factor de cimentare sau indice structural, cu valori ce variază de la 1,3 la 2,8 în funcție de litologie;

Pentru roci neconsolidate se acceptă formula lui Humble:

(4.46)

Relațiile de calcul pentru formațiuni argiloase sunt prezentate în tabelul 4.2

Tabelul 4.2. Ecuații pentru determinarea saturației în apă în formațiuni sedimentare argiloase (după Walter H. Fertl, 1987)

Tabelul 4.2. Ecuații pentru determinarea saturației în apă în formațiuni sedimentare argiloase

(după Walter H. Fertl, 1987) continuare

Tabelul 4.2.Ecuații pentru determinarea saturației în apă în formațiuni sedimentare argiloase (după Walter H. Fertl, 1987) . continuare:

4.4. Determinarea cantitativă a permeabilității

Permeabilitatea caracterizează mediul poros din punct de vedere al proprietății acestuia de a permite circulația fluidelor prin el, sub influența unui gradient de presiune.*

Din punct de vedere cantitativ, pentru un mediu de curgere cilindric orizontal, permeabilitatea rezultă din formula lui Darcy:

(4.47)

unde Q este debitul fluidului;

– A- suprafața ariei transversale;

– Δp- căderea de presiune

– μ-viscozitatea fluidului

– l-lungimea mediului

– k-permeabilitatea

(4.48)

4.4.1. Metoda produsului factor de formațiune-porozitate

Această metodă este aplicabilă în general la formațiunile nisipoase-grezoase și se bazează pe o relație de interdependență empirică de forma:

Fm=α·k-β (4.49)

– F-factor de formație;

– m-porozitate;

– α=5,55;

– β=0,108.

Aplicarea acestei metode apare favorabilă pentru zonele inundate, unde dintr-o investigație geofizică complexă pot fi determinate separat cele două mărimi F și m. Totuși, dintr-o serie de cercetări efectuate se constată că utilizarea coeficienților medii poate duce la erori mari de determinare, față de determinările din carote. Totodată, precizia este mai redusă și datorită unor variații mari ale lui k, față de variații mici ale lui F și m ( în 4.49).

În figura 4.16 este prezentat un grafic de tip F·m=f(k) obținut pentru o structură determinată, care poate fi utilizat pentru estimarea permeabilității colectorului pe structura respectivă.

Figura 4.16. Grafic de dependent între produsul factor de formațiune – porozitate în funcție de permeabilitate

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

Ca o variantă a acestei metode se poate scrie o relație de interdependență porozitate-permeabilitate, obținută din transformarea ecuației (4.49), sub forma:

k=10·e-(a·logm+b) (4.50)

unde:

-a este panta dreptei de regresie log k/log m, trasată prin punctele de dependență a valorilor k și m determinate pe carote, pentru o anumită formațiune;

-b- punctul de intercepție al acestei drepte cu axa y (figura 4.17)

Prin determinarea unor dependențe de acest gen între parametrii porozitate și permeabilitate, pe baza măsurătorilor efectuate pe carote, pot fi obținute astfel de grafice de estimare valorilor de permeabilitate, în funcție de porozitatea determinată din diagrafie.

4.4.2. Metoda gradientului de rezistivitate în zona de tranziție ( metoda Tixier)

Metoda gradientului de rezistivitate se bazează pe observația că într-un strat colector omogen de grosime mare ( în general gresii), în care există o zonă de tranzicție între zona de saturație totală în apă și zona productivă, având saturația în apă egală ci așa numita “saturație ireductibilă”- care poate fi asimilată cu termenul de saturație în apă interstițială, poate fi evaluat un gradient de rezistivitate ( pe curbele de rezistivitate).

În figura 4.18 este prezentat un exemplu, tipic al unui colector gros având zona de tranzicție, prin reprezentarea acestuia într-o diagrafie de rezistivitate aparentă.

Figura 4.17. Grafic logaritmic k = 10e-(aloogm+b) Figura 4.18. Exemplu de gradient de rezistivitate

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007) într-un colector omogen

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

În intervalul A formațiunea este petroliferă, iar în intervalul B – saturate 100% cu apă, între ele existând o zonă de tranziție, reprezentată printr-o creștere oarecum liniară a valorilor de rezistivitate aparentă pe curba gradient (având raza de investigație mai mare).

Deasupra limitei apă-petrol, rezistivitatea aparantă poate fi exprimată printr-o relație liniară de forma:

(4.51)

unde h este distanța desupra liniei apă-petrol;

ρRi – rezistivitatea zonei active, cu saturația în apă sa=100%;

– gradientul de rezistivitate;

Relația 4.48 poate fi scrisă sub forma raportului

(4.52)

Făcând aproximarea că ρR≈ρA, saturația în zona de tranziție poate fi exprimată în funcție de parametrul “gradient de rezistivitate”:

(4.53.a)

prin relația

(4.53.b)

Relația dintre presiunea capilară și saturația în apă, depinde de tipul rocii și variază în principal cu permeabilitatea acesteia.

Prin simplificare se poate scrie pentru presiunea capilară relația:

(4.54)

În modul acesta presiunea capilară poate fi exprimată în funcție de înălțimea la care se deplasează apa într-o formațiune deasupra limitei apă-petrol prin relația:

(4.55)

în care pc este exprimată în [psi], h – în [pic], iar reprezintă respectiv densitățile apei și petrolului.

Din combinarea relațiilor (4.54) și ( 4.55) se poate scrie:

(4.56)

unde C=constantă.

În figura 4.19 sunt reprezentate graficele de determinare a permeabilității în funcție de gradientul de rezistivitate, determinate pe baza relației 4.55 pentru diferite valori ale rezistivității ( respective densității) apei de zăcământ.

Gradientul de rezistivitate “a”, dat de relația 4.53.a poate fi determinată din diagrafie, conform figurii 4.18 – respectiv din carotajul electric de rezistivitate – curba gradientă (a) sau din carotajul inductiv (b).

Pentru aceasta se determină rezistivitățile ρ1 și ρ2 la adâncimile H1 și H2 și se citește rezistivitatea ρRi în zona saturată cu apă, determinându-se apoi gradientul de rezistivitate

. (4.57)

Valoarea obținută se introduce în abace corespunzătoare din figura 4.20, determinându-se permeabilitatea k [ în mD].

Figura 4.19. Abacă pentru determinarea permeabilității prin metoda gradientului de rezistivitate

(după Mălureanu, I., Geofizică de sondă, 2007)

CAPITOLUL V.

Aplicație pe Structura Calacea

5.1.Obiectivul aplicației

Obiectivul acestei aplicații îl reprezintă descrierea modului de determinare a parametriilor fizici: permeabilitate, porozitate și saturația în apă prin interpretarea diagrafiei geofizice .

Pentru a obține informații mai exacte despre zăcământul studiat, se fac corelări între datele obținute din carotele mecanice și cele obținute din diagrafia geofizică, care constituie baza de calcul a stabilirii volumului de resurse geologie pentru zăcământul studiat.

Datele obținute din diagrafia geofizică prezintă un grad bun de încredere și sunt comparabile cu cele determinate din carotele mecanice, considerate în general de inginerii de zăcământ ca fiind cele reale. Dar si determinările din carotele mecanice sunt afectate de o serie întreagă de erori cum ar fi alegerea monstrelor sau modul de prelevare al acestora.

Avantajele determinării din diagrafia geofizică:

-continuitatea determinării valorilor;

– distribuția aproape uniformă pe întreg zăcământ;

– procedeul unic de determinare a proprietăților petrofizice a rocilor colectoare.

5.2.Datele disponibile

5.2.1.Porozitatea, permeabilitatea și saturația în apă din carote mecanice

Figura 5.1: Hartă cu izobate cu sondele analizate

● sonde cu carote mecanice

Carotele mecanice oferă cele mai reale surse de informații despre zăcământul studiat, mai ales cu cât dispunem de un numar cat mai mare de esantioane. Studiul carotelor mecanice se realizează prin efectuarea mai multor tipuri de analize de laborator, în urma cărora putem determina porozitatea, permeabilitatea, saturația în apă care ne dau informații necesare determinării resursei geologice inițiale de hidrocarburi. Parametrii luați în calcul pentru determinarea resursei geologice de hidrocarburi sunt:

– suprafata si grosimea efectiva a zacamantului;

– porozitatea rocii;

– saturatie initiala in hidrocarburi;

– factorul de volum.

Pe baza carotelor mecanice extrase s-au determinat prin metode specifice următoarele valori de porozitate, permeabilitate și saturație în apă ( tabel 5.1.):

tabel 5.1.: Valori de porozitate, permeabilitate și saturație în apă din carote mecanice

5.2.2.. Porozitatea, permeabilitatea și saturația în apă din diagrafia geofizică

Figura 5.2. Hartă cu izobate cu sondele analizate

● sonde investigate geofizic complex

Interpretarea diagrafiilor obținute în urma investigației geofizice a sondelor se referă la determinarea litologiei, porozității, permeabilității și a conținutului în fluide al stratelor.

Metodele geofizice de determinare a porozității se bazează pe influența fluidului ce ocupă porii roci asupra valorii înregistrate a parametrului fizic măsurat. În capitolul 4.2. sunt prezentate metodele de determinare a porozității .

În prezența mai multor fluide imiscibile a căror curgere prin spațiul poros interferează, din diagrafia geofizică se pot estima permeabilitățile efective pentru petrol și gaze exprimate în milidarcy. Procedeele utilizate au la bază dependența permeabilității de conținutul în apă în zona colectorului petrolifer și porozitate și sunt detaliate în capitolul 4.4.

Spațiul poros al rocilor este saturat cu apă, hidrocarburi și amestecuri de apă de zăcământ cu hidrocarburi. Pentru stabilirea potențialului productiv este necesară determinarea conținutului în hidrocarburi și apă.

Relațiile care definesc conținutul în fluide sunt detaliate în capitolul 4.3.

Figura 5.3.: Diagrafie geofizică la sonda X:Trasa 1: radioactivitatea gama naturală (GR); Trasa 2: rezistivitatea aparentă întegistrată cu dispozitivele de investigare adâncă (LLD) și superficială (LLS) din carotajul electric focalizat de tip Dual Laterolog; Trasa 3: timpul de parcurs acustic (DT), densitatea globala (RHOB) și porozitatea neutronică (NPHI).

Figura 5.4. Interpretare complexă a diagrafiei geofizice la sonda X

Valorile obținute din diagrafia geofizică sunt prezentate în tabelul 5.2..

tabel 5.2.: Valori de porozitate, permeabilitate și saturație în apă din diagrafia geofizică

5.3. Corelarea parametrilor fizici obținuți din carote cu cei din diagrafie

Valorile parametrilor fizici obținute din interpretarea diagrafiilor trebuie corelate cu cele obținute din analiza carotelor mecanice, pentru a extinde gradul de cunoaștere asupra parametrilor fizici, atât în adâncime, cât și în suprafață. Se corelează în funcție de adâncimea din diagrafii și valorile de adâncime din carote.

Tabel 5.3. Valori de porozitate, permeabilitate și saturație în apă din carote mecanice și diagrafia geofizică

Grafix 5.1. Corelație porozitate carote- porozitate diagrafia geofizică

Grafix 5.2. Corelație permeabilitate carote- permeabilitate diagrafia geofizică

Grafix 5.3. Corelație permeabilitate carote – permeabilitate diagrafia geofizică

5.4.Coeficientul de corelația

Coeficientul de corelație redă legătura dintre două mărimi, astfel, atunci când ele sunt corelate pozitiv, valorile coeficientului de corelație sunt cuprinse între 0 și 1 ( amândouă crescătoare). Când sunt corelate negativ (una crescătoare și alta descrescătoare), valorile coeficientului de corelare sunt cuprinse între -1 și 0.

Pentru a vedea gradul de corelare a parametrilor fizici din carotajul mecanic și diagrafia geofizică, se procedează astfel:

– se determinat coeficientul de corelație cu relația (5.1.).

(5.1.)

unde:

C(x,y) este covarianța și se calculează cu relația (5.2.)

Sx reprezintă dispersia și se calculează cu relația (5.3.)

Sy reprezintă abaterea medie și se află cu relația (5.4.)

(5.2.)

(5.3.)

, Sy (5.4.)

Pentru datele din tabelul 5.3., rezultatele sunt următoarele:

pentru porozitate: 4067,1

Covarianța: pentru permeabilitate: 1467881

pentru saturația în apă: 8138,931

pentru porozitate: 65,9737

Dispersia: pentru permeabilitate: 1109,117

pentru saturația în apă: 92,31272

pentru porozitate: 61,65002

Abaterea medie pătratică: pentru permeabilitate: 1300,473

pentru saturația în apă: 88,16694

pentru porozitate: 0,98

Coeficientul de corelație: pentru permeabilitate: 0,97

pentru saturația în apă: 0,95

Cele trei valori ale coeficientului de corelație indică o corelare pozitivă și foarte buna, ceea ce confirmă că valorile determinate din diagrafiile geofizice pot fi utilizate cu un grad bun de încredere în calculul resurselor de hidrocarburi ale unui zăcământ.

5.5.Concluziile aplicației

Pentru zăcământul x la care se face referire în aplicatie s-au luat în considerare valori obținute din interpretarea carotelor mecanice și interpretarea diagrafiilor geofizice (tabel 5.3.).

Plecând de la aceste valori s-a facut comparatia între cele două seturi de date și prin determinarea coeficientului de corelație s-a ajuns la concluzia ca valorile determinate din diagrafiile geofizice pot fi utilizate cu un grad bun de încredere în calcului resurselor de hidrocarburi pentru zăcământul x.

Concluzii

Cunoașterea resursei geologice de hidocarburi este esențială pentru un zăcământ de hidrocarburi. În funcție de volumul de resursă estimat și volumul de rezervă ce poate fi extras în condiții tehnico-economice la data efectuării evaluării, se poate stabili planul de dezvoltare al zăcământului, prin săparea de sonde noi, aplicarea de noi tehnologii și realizarea de investiții în infrastructură.

Parametrii luați în calcul pentru determinarea resursei geologice de hidrocarburi sunt: suprafața și grosimea efectivă a zăcământului, porozitatea rocii, saturație inițială în hidrocarburi și factorul de volum al fluidului. Permeabilitatea este parametrul care ajută specialiștii să evalueze potențialul unui zăcământ și să dezvolte planul de exploatare al acestuia.

Prezenta lucrarea este organizată în cinci capitole, dintre care primele patru abordează o serie de probleme teoretice, legate de localizarea perimetrului ales, cadrul geologic regional și de detaliu și mijloacele prin care se determină mărimile fizice din diagrafia geofizică. Ultimul capitol tratează pentru Zăcământul X la care se face referire, aplicația în care s-au corelat datele din carotelor mecanice și diagrafiilor geofizice.

Perimetrul Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș este localizat în partea vestică a României, iar din punct de vedere geologic, aparține regiunii sudice a Bazinului Pannonian.

În regiunea sudică a Bazinului Pannonian, unde hidrocarburile sunt localizate în scoarța alterată a fundamentului metamorfozat, în Miocen și Pliocen, acumulările principale se suprapun creșterii Calacea-Satchinez-Șandra-Variaș,.

Vârsta acestor două complexe diferă, aparținând, în câteva sectoare Badenianului, iar în altele, Tortonianului. Pe flancul vestic de la Șandra, la limita dintre Tortonian și Sarmațian, se dezvoltă un orizont de gresii calcaroase și nisipuri de 25-50 m grosime.

Sarmațianul este alcătuit dintr-o succesiune de gresii și nisipuri, distribuite neuniform, fapt datorat îndepărtării lor parțiale de către denudația pre-pliocenă.

Pliocenul, care urmează peste Sarmațian, poate avea grosimi de 30 până la 1900 m. În bază se întâlnește de regulă, un complex grezo-nisipos ori marno-calcaros, reprezentând un litofacies al transgresiunii post-miocene, în care au fost găsite elemente paleontologice specifice Meoțianului superior. Succesiunea continuă cu un complex predominant marnos în cadrul căruia, în periclinul vestic, mai coborât, de la Șandra, se extind două orizonturi cu gresii și nisipuri, având grosimi de circa 200 m fiecare. La partea superioară a Pliocenului se dezvoltă o serie predominant psamitică, constând din nisipuri și gresii, cu intercalații de microconglomerate și argile.

Suita sedimentară se încheie cu Cuaternarul, alcatuit dintr-o alternanță de nisipuri, argile și conglomerate, din depozite de terasă și din aluviuni.

Pe structurile Calacea și Satchinez au fost definite un număr de 32 zăcăminte. Principalele caracteristici fizico-chimici pentru aceste zăcăminte sunt:

Tabel 6.1. Caracteristicile fizico-chimice ale zăcământului

Interpretarea diagrafiilor obținute în urma investigației geofizice a sondelor se referă la determinarea litologiei, porozității, permeabilității și a conținutului în fluide al stratelor.

Metodele geofizice de determinare a porozității se bazează pe influența fluidului ce ocupă porii roci asupra valorii înregistrate a parametrului fizic măsurat.

În prezența mai multor fluide imiscibile a căror curgere prin spațiul poros interferează, din diagrafia geofizică se pot estima permeabilitățile efective pentru petrol și gaze exprimate în milidarcy.

Pentru a obține informații mai exacte despre Zăcământul X studiat, s-au fac corelări între datele obținute din carotele mecanice și cele obținute din diagrafii geofizice, care constituie baza de calcul a stabilirii volumului de resurse geologie pentru zăcământul studiat.

Datele obținute din diagrafia geofizică prezintă un grad bun de încredere și sunt comparabile cu cele determinate din carotele mecanice.

Bibliografie

Airinei, Ș., (1977): Geofizică pentru geologi, Editura Tehnică, București;

Beca, C., Prodan, D., (1983): Geologia Zăcămintelor de Hidrocarburi – E.D.P. București;

Bojoi, I., (2000): Geografia fizică a României, Ed.Univ."Al.I.Cuza" Iași;

Burch, K., (2012): Geostatistical integration of core and well log data for hight-resolution reservoir modeline, Kansas City, Missouri;

Georgescu, P., Ionescu, Fl., Horomea, P., Popescu, M. (1982): Prospecțiuni electrice, Universitatea București;

IGR, (1968): Harta Geologică a României scara 1:200 000, Foaia Timișoara;

Lungu, A., (1996): Informații seismice din subasementul marginii estice a bazinului Pannonic, BTS Prospectiuni S.A., vol. XXVI, nr.2;

Mălureanu , I., (2007): Geofizică de Sondă Vol.1. Editura Universității Petrol – Gaze, Ploiești;

Mălureanu, I., Neagu, D., (2009): Geofizică de Sondă, Lucrări practice – vol.1, Editura Universității Petrol – Gaze, Ploiești;

Mutihac, V., Ionesi, L., (1974): Geologia României, Ed.Tehnică, București;

Niculescu, B., (2013): Ghid de analiză și interpretare a diagrafiilor geofizice Ed.Tehnică, București;

Paraschiv, D., (1975): Geologia zăcămintelor de hidrocarburi din România, București;

Price, D., Curtis, A., Wood, R., (2008): Statistical correlation between geophysical logs and extracted core;

Săndulescu, M., (1984): Geotectonica României – Editura tehnică – București;

Scrădeanu, D., Popa, R., (2002): Geostatistică aplicată, Editura Universității București;

Soare, A., Crețu, I., Beca, C., Babskow, Al. , Manolescu, G., Soare, O.,(1981): Ingineria zăcămintelor de hidrocaruri, vol. I, Editura Tehnică, București;

TulucanA.D., (2001): Studiul geologic complex al Sectorului Românasc al Depresiunii Pannonicecu privire specială asupra capcanelor de hidrocarburi, Bucuresti;

https://dunastu.wordpress.com/tag/elemente-fizico-geografice-vest-si-romania/;

https://prospectiuni.ro/files/010_pannonian_basin.pdf;

https://prezi.com/sisrbevnffnp/explorarile-geofizice-in-sonde-original/.

Anexe

Anexa 4.1. Antetul diagrafiei sondei A1

Anexa 4.2. Diagrafie geofizică complexă sonda A1

Anexa 4.3. Corecția rezistivităților, ρLLD si ρLLS , cu diametrul găurii de sondă și rezistivitatea

noroiului de foraj (după Schlumberger)

Anexa 4.4. Corecția rezistivităților, ρLLD si ρLLS , cu grosimea stratelor și rezistivitatea

stratelor adiacente (după Schlumberger)

Anexa 4.5 Determinarea rezistivității reale și a diametrului de invazie, ρR și Di ,

(după Schlumberger)

Anexa 4.6. Antetul diagrafiei sondei A2

Anexa 4.7. Diagrafie geofizică complexă sonda A2

Anexa 4.8. Corecția rezistivității, ρID si ρLLS , cu grosimea stratelor și rezistivitatea stratelor adiacente (după Schlumberger)

Anexa 4.9. Corecția rezistivității, ρIM , cu grosimea stratelor și rezistivitatea stratelor adiacente (după Schlumberger)

Anexa 4.10. Determinarea rezistivității reale și a diametrului de invazie, ρR și Di ,

(după Schlumberger)