Proiectarea exploatării unui zăcământ de țiței din blocul 1, structura Văsiești, prin injecție de apă Conducător proie ct: Prof.univ.dr.ing.Iulian… [602886]

UNIVERSITATEA PETROL -GAZE DIN PLOIEȘTI
FACULTATEA INGINERIA PETROLULUI SI GAZELOR

PROIECT DE DIPLOMĂ

Proiectarea exploatării unui zăcământ de țiței din

blocul 1, structura Văsiești, prin injecție de apă

Conducător proie ct:
Prof.univ.dr.ing.Iulian Nistor

Absolvent: [anonimizat] :

– evaluarea resurselor geologice inițiale;

– evaluarea rezer velor și a dinamicilor de producție fără sau cu injecție corespunzătoare

diverselor variante posibile de exploatare;

Aceste variante diferă după :

– mecanismul de dislocuire a hidrocarburilor;

– numărul și amplasarea sondelor ;

– debitele și ordinea de intr are-ieșire din exploatare a sondelor de producție și de injecție;
– natura agenților de dislocuire a hidrocarburilor;
– sistemul de extracție a fluidelor din sondele de producție;

Toate aceste variante au rolul de a completa un proiect de exploatare care să indice varianta
optimă de exploatare .

În cazul zăcămintelor noi nu trebuie începută exploatarea industrială până ce nu se determină
capacitatea energetică a acestora, forma preponderentă a energiei de zăcământ din care se va
determina fixarea regimului de exploatare. De preferabil este să se facă completarea energiei de
zăcământ încă din faza primară a exploatării pentru a se evita intrarea în domeniul estrogen al
curgerii hidrocarburilor în mediu poros. În ceea ce privește zăcămintele aflate în faza sec undară sau
terțiară a exploatării care din punct de vedere energetic sunt epuizate, dar care încă conțin un procent
mare de hidrocarburi , scăzând cheltuielile cu exploatarea să poata rămâne profitabile.

Eficiența exploatării a zăcămintelor de hidrocarbur i este dată de :

– modul de traversare a stratelor productive;
– modul de construcție și amplasare a sondelor de extracție și a celor de injecție.

În această lucrare se va prezenta realizarea modelului geologo -fizic și exploatarea
zăcământului de țiței de p e structura Văsiești, Oligocen, blocul Ia, utilizând date obținute în timpul
forajului și a probelor de producție și comportarea în exploatare a sondelor.

2

Cristina Nicoleta Pandele

Aceste informații au condus la completarea imaginii geologice , sistematizarea acumulărilor
de hidrocarburi pe unități hidrodinamice , calcularea resurselor geologice inițiale și reevaluarea
rezervelor.

Structura Văsiești aparține zonei flișului paleogen ( subzona flișului extern ) și este situată în
imediata vecină tate a municipiului Moinești , pe teritoriul județului Bacău.

Acumulările de hidrocarburi sunt cantonate la nivelul Oligocenului din Unitatea de Vrancea (
Kliwa , Suprakliwa și Tranziție ). Local, s -a dovedit productiv și Eocenul din Unitatea de Tarcău (
Unitatea Medio -Marginală ).

Cele mai vechi lucrări în care s -au prezentat informații asupra geologiei regiunii au fost
efectuate de H.Coquand (1867), Gr.Cobălcescu (1883) și L.Mrazec (1907).

Zona analizată se încadrează în lucrările de sinteză asupra Car paților Orientali elaborate de
S.Atanasiu, I.Atanasiu, L.Mrazec, I.P.Voitești, G.Macovei, D.M.Preda, I.Dancilă, V.Mutihac,
I.Ionesie.

Prospecțiunile geofizice s -au efectuat prin metode magnetometrice, gravimetrice și seismice.
Între anii 1951 -1954 S.Steli an și St.Airinei au elaborat un studiu gravimetric de detaliu. Lucrările
gravimetrice și seismice efectuate în zona Moinești -Tg.Ocna au scos în evidență faptul că de la
paralela comunei Văsiești spre sud sunt acumulări de hidrocarburi.

Importanța deosebit ă pe care o prezintă această zonă, din punct de vedere petrolifer, a făcut
ca lucrările geologice și geofizice, prezentate mai sus, să pună în evidență o serie de elemente
structurale care au determinat săparea unui număr mare de sonde de cercetare ce au c ondus la
descoperirea, în zonă, a unor importante zăcăminte de țiței și gaze.

Cercetarea prin foraje a structurii Văsiești a început în anul 1968 , având ca obiectiv principal
Oligocenul Pânzei de Vrancea , reușind ca până în prezent, să se realizeze cont urarea suprafețelor
productive din principalele unități hidrodinamice.

Cadrul geologic regional cu amplasarea zăcământului Văsiești este prezentat în figura 1.

3

Cristina Nicoleta Pandele

4

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul I : GEOLOGIA STRUCTURII

1.1.Stratigrafia și litologia structurii

Din punct de vedere geologic structura Văsiești aparține zonei de suprapunere a bazinului
post tectonic de sedi mentare Comanești cu marea unitate structurala a flișului Paleogen al Carpaților
Orientali, zonă în care Pânza de Tarcău(Unitatea Medio -Marginală) încalecă și deversează spre est
peste Pânza de Vrancea ( Unitatea Externă).

Sondele săpate pe structură au d eschis formațiuni sarmato -pliocene, care aparțin bazinului
post-tectonic Comănești , formațiuni paleogene din Pânza de Tarcău ( Unitatea Medio – Marginală )
și formațiuni miocene și paleogene din Pânza de Vrancea ( Unitatea Externă ).

Dintre depozitele Un ității de Vrancea sondele au deschis : orizontul gresiei de Kliwa ,
Suprakliwa , disodile superioare și Tranziția din cadrul Oligocenului și Miocenul alcătuite din
depozite argiloase, gipsuri și sare. Unitatea de Vrancea aflorează în partea sud -vestică a s tructurii, în
rest fiind acoperită de formațiunile Unității de Tarcău și de depozitele transgresive sarmato -pliocene
ale bazinului Comănești.

Oligocenul este alcătuit , de jos în sus, din urmatoarele orizonturi:

– Orizontul gresiei de Lucăcești – cu o gr osime de cca.25m , este constituit dintr -o gresie alb –
gălbuie sau verzuie, dezvoltată sub forma unor strate cu o grosime de 2 -4 m, separate prin intercalații
centimetrice argilo -șistoase.

– Orizontul menilitelor inferioare și al marnelor albe bituminoase – cu o grosime de cca. 70 –
100m, este alcătuit din menilite ( roci silicioase dure de culoare brună) , marno -calcare fine, dure
cunoscute sub denumirea de marne albe bituminoase.

– Orizontul disodilelor inferioare – cu o grosime de cca. 10m, este format di n roci argiloase
bituminoase cu o șistuozitate pronunțată. În general, aceste roci sunt considerate ca sursă de petrol.

– Orizontul gresiei de Kliwa – cu o grosime de cca. 150 -200m, este alcătuit din alternanțe de
gresii de tip Kliwa , care predomină și șis turi disodilice. Gresia de Kliwa este o gresie siliciosă , dură, cu
o culoare albicioasă sau alb – ruginie ( din cauza oxizilor de fier). Materialul detritic este format

din fragmente de cuarț cu o granulație fină , purtând semnele influenței factorului eo lian în timpul
transportului.

– Orizontul Suprakliwa – este constituit din disodile, menilite și rare intercalații de strate
subțiri de gresii. Dezvoltarea acestui orizont este neuniformă pe întreaga structură.

5

Cristina Nicoleta Pandele

– Orizontul disodilelor superioare – este alcătuit aproape în exclusivitate din șisturi argiloase,
negricioase, foioase, pe a căror suprafață se observă eflorescențe de silicați de fier și rozete de ghips.

– Orizontul de Tranziție – slab dezvoltat pe zona Văsiești , este constituit din roci aparținând

atât Oligocenului ( gresii silicioase , disodile ) cât și Miocenului ( microconglomerate, argile, gresii
calcaroase cenușii). Local se remarcă absența orizontului de Tranziție datorită influenței șariajului
Unității de Tarcău peste Unitatea de Vrancea.

Unitatea de Tarcău este reprezentată prin depozite Eocene în facies de Tarcău șariate peste
formațiunile Unității de Vrancea .

Depozitele neogene ale bazinului post -tectonic Comănești s -au acumulat într -o depresiune
intramontană situată la marginea externă a flișului paleogen , aparținând intervalului Sarmațian –
Meoțian fiind alcătuit din alternanțe de nisipuri, argile, gresii și marne.

1.2. Tectonica structurii

Ca urmare a mișcărilor orogenice în care au fost ant renate depozitele flișului carpatic au luat
naștere structuri în pânză de șariaj , individualizarea acestora definitivându -se în Miocenul timpuriu,
această caracteristică regăsindu -se și în tectonica structurii Văsiești .

Pânza de Tarcău ( Unitatea Medio -Marginală ), recunoscută în ce privește amploarea sa și
complicațiile de ordin secundar , apare și pe această structură în raporturi de șariaj peste depozitele
Pânzei de Vrancea ( Unitatea Externă ).

Oligocenul Pânzei de Vrancea ( Kliwa, Suprakliwa și Tra nziție ) se caracterizează prin
prezența a două cute anticlinale ( în est blocurile I și în vest blocurile II) dispuse pe direcția nord -sud
și separate de o falie etanșă ( F3 ) cu o orientare aproximativ nord -sud. Faliile cu orientare
aproximativ est -vest (f1-f4) delimitează zona productivă a structurii în blocuri tectonice. Faliile f2 și
f4 sunt falii etanșe și delimitează unități hidrodinamice distincte . Faliile f1, f3 și F2 sunt neetanșe ,
fragmentând doar formațiunile productive din cadrul aceleiași un ități hidrodinamice.

Eocenul Unității Medio -Marginale prezintă acumulări locale de hidrocarburi. În zona nordică
țițeiul este cantonat într -o boltire anticlinală, iar în zona de sud acumulările sunt lenticulare.

6

Cristina Nicoleta Pandele

1.3.Obiective de interes petrolifer

În cadrul structurii Văsiești, obiectivele de interes petrolifer se găsesc grupate în depozitele
Unității Externe ale flișului paleogen și în cele ale Unității Medio Marginale.

Acestea sunt reprezentate de:

– Oligocen – gresia de Kliwa, Suprakliwa, Tranziție;

– Eocen

FIG. 2 Schița geologică reprezentativă

7

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul II: GEOLOGIA ZĂCĂMINTELOR

2.1. Stratigrafia și litologia zăcămin telor

În cadrul structurii Văsiești s -a dovedit a fi productiv Oligocenul de Vrancea ( orizontul
gresiei de Kliwa și Suprakliwa și orizontul de Tranziție) precum și Eocenul Unității de Tarcău,
depozite cu calități poros -permeabile ce au permis acumulări de hidrocarburi.

Oligocenul, reprezentat prin gresii silicioase dure, în facies de Kliwa, în alternanță cu șisturi
disodilice, gresii calcaroase și argiloase constituie principalul colector, țițeiul fiind cantonat în
orizonturile gresiei de Kliwa, Suprak liwa și Tranziție.

Orizontul gresiei de Kliwa este alcătuit din gresie siliciosă de tip Kliwa, dură, cu o culoare
albicioasă sau alb – ruginie .

Orizontul Suprakliwa este constituit din disodile, menilite și intercalații subțiri de gresie
silicioasă.

Orizontul de Tranziție , slab dezvoltat , este constituit din roci aparținând atât Oligocenului
(gresii silicioase , disodile) cât și Miocenului (microconglomerate, argile, gresii calcaroase cenușii).

Eocenul este dezvoltat într -un facies predominant pelitic , fiind alcătuit din strate subțiri de
gresii silicioase , gresii argiloase, gresii calcaroase, cenușiu -gălbui, micafere, bine cimentate, în
alternanță cu strate de argilă grezoasă nisipoasă, cenușiu -verzuie, compactă , uneori cu grosimi
apreciabile.

2.2. Tectonica

Oligocenul Pânzei de Vrancea ( Kliwa, Suprakliwa și Tranziție ) este întâlnit sub forma a
două cute anticlinale dispuse pe direcția nord -sud, și anume zona estică și zona vestică.

În această lucrare ne vom ocupa de zona estică, blocurile I a,b,c și d.

Zona estică ( blocurile I ) este împărțită în patru blocuri tectonice ( Ia, Ib, Ic și Id ), grupate în
doua unități hidrodinamice pentru orizontul de Kliwa și Suprakliwa. La rândul său orizontul de
Tranziție este împărțit în doua blocuri tecto nice (Ib și Ic), grupate într -o singură unitate
hidrodinamică, considerându -se foarte probabil că cele două blocuri sunt în comunicație.

Cele două cute anticlinale la nivelul Oligocenului sunt separate de o falie etanșă ( F3 ) cu o
orientare aproximativ n ord-sud. Faliile cu orientare aproximativ est -vest (f1 -f4) delimitează zona
productivă a structurii în blocuri tectonice. Faliile f2 și f4 sunt falii etanșe și delimitează unități

8

Cristina Nicoleta Pandele

hidrodinamice distincte . Faliile f1, f3 și F2 sunt neetanșe , fragmentând doar formațiunile productive
din cadrul aceleiași unități hidrodinamice.

2.3.Tipul capcanelor și a zăcămintelor

Capcana saturată cu petrol din structura Văsiești sunt capcană de tip structurală.

La Kliwa și Suprakli wa zăcăminte masive de țiței subsaturat cu apă tabulară.

La Tranziție zăcămintele sunt stratiforme de țiței saturat cu apă marginală.

Orizonturile productive sunt, în general, multistratificate, strate poros permeabile în
alternanță cu strate pelitice. Î n plus există și un sistem microfisural mai mult sau mai puțin dezvoltat.

Toate zăcămintele constituite sunt de țiței fără cap primar de gaze.

2.4. Distribuția inițială a fluidelor

Acumulările de hidrocarburi de la Văsiești sunt cantonate în rezervoa re naturale sub formă de
strat și limtate în acoperiș de roci protectoare ( argile, marne, șisturi argiloase, gipsuri) care a protejat
zăcământul de degradare.În partea inferioară a rezervorului închiderea zăcământului este făcută pe
apă .

Estimarea adânc imii contactelor inițiale dintre fluide s -au făcut pe baza probelor de producție
și sunt prezentate sintetic astfel :

– pentru gresia de Kliwa si Suprakliwa:

• Blocul Ia, Ț/A = 1435m.s.n.m.

• Blocul Ib+Ic+Id, Ț/A = 1515m.s.n.m.

– pentru Tranziție:
• Blocul Ib+I c, Ț/A = 1376m.s.n.m.

9

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul III: PRINCIPALELE CARACTERISTICI

ALE MODELULUI DE ZĂCĂMÂNT :

Zăcământul Văsiești, blocul I , Oligocen

Prin model de zăcământ se înțelege reprezentarea schematică și inco mpletă a zăcământului
real, încorporând un grad mai mare sau mai mic de incertitudine, datorită calității, numărului și
reprezentativității datelor de bază supuse interpretării, precum și datorită cunoștințelor și experienței
interpretatorului care elabore ază modelul. Un astfel de model înglobează totalitatea informațiilor
geologice, fizice și hidrodinamice existente la data de referință a studiului: tipul și geometria
acumulării, condițiile inițiale de temperatură și presiune, caracteristicile fizico -chimi ce ale fluidelor
de zăcământ și ale rocii colectoare, evoluția cu timpul și producția a presiunii de zăcământ, respectiv
mecanismul natural de dezlocuire, etc. Deoarece în diferite etape ale cunoașterii zăcământului
volumul acestor informații nu este acela și, modelul de zăcământ are un caracter dinamic.

3.1. Modelul geometric al zăcământului

Cu ajutorul informațiilor obținute prin foraje și diagrafii geofizice de sondă se întocmesc hărți
structurale și secțiuni geologice ce asigură o imagine clară a ză cământului și poziția lui în cadrul
structurii, permițând rezolvarea problemelor de determinare a rezervoarelor , de amplasare a
sondelor, de urmărire a deplasării contactului apă/țiței în procesul de exploatare.

Din diagrafiile geofizice s -au determinat cotele de intrate și de ieșire în/din obiectiv.
Dimensiunile stratului productiv în sonde sunt prezentate în tabelul nr.1

Tabelul nr.1
Sonda Obiectiv Ha Hc H t/a E pi Ha* Hc* hef ht hef / ht
(m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m)

9 Tr. 1819 1896
557 2 1260 1337 6 77

Sk+K 1918 1990 1359 1431 15 72

2 Tr. 1876 1925
589 4 1283 1332 5 49

Sk+K 1980 2028 2028 1387 1435 10 48

TOTAL Tr. 11 126 0,08

Sk+K 25 120 0,208

10

Cristina Nicoleta Pandele

16 Tr. 1858 1934 1921
542 3 1312 1388 10 76

Sk+K 1962 2070 4 1416 1524 25 108

29 Tr. 1870 1930
551 5 1314 1373 10 60

Sk+K 1972 2060 6 1415 1503 36 88

15 Tr. 1890 1938
558 4 1328 1376 10 48

Sk+K 1978 2042 6 1398 1478 30 64

13 Tr. 1867 1920
569 2 1296 1349 9 53

Sk+K 1953 2132 2087 3 1381 1560 64 179

10 Tr. 1878 1910
565 3 1310 1342 10 32

Sk+K 1972 2080 4 1403 1511 50 108

12 Sk+K 1938 2022 567 5 1366 1450 40 84

11 Tr. 1852 1896
561 18 1273 1317 8 44

Sk+K 1920 2030 18 1341 1451 56 110

1 Sk+K 1890 2056 570 18 1302 1468 66 166

7 Tr. 1820 1910
625 8 1187 1277 17 90

Sk+K 1970 2150 10 1335 1515 52 180

8 Sk+K 1975 2030 626 5 1344 1399 30 55

5 Sk+K 1970 2136 627 10 1333 1499 65 166

6 Tr. 1935 1968
637 9 1289 1322 8 33

Sk+K 2025 2140 1379 1494 50 115

TOTAL Tr. 82 436 0,188

Sk+K 564 1423 0,396

42 Sk+K 2027 2130 2080 563 2 1462 1565 42 103

40 Tr. 1904 1950
543 10 1351 1397 12 46

Sk+K 1990 2066 1437 1513 25 76

43 Sk+K 2022 2112 596 5 1421 1511 30 90

14 Tr. 1934 1962
566 4 1364 1392 6 28

Sk+K 1990 2065 1420 1495 26 75

TOTAL Tr. 18 74 0,243

Sk+K 123 344 0,357

45 Sk+K 2028 2136 615 10 1403 1511 46 108

44 Sk+K 2112 2176 638 13 1461 1515 26 64

TOTAL Sk+K 72 174 0,414

11

Cristina Nicoleta Pandele

Noțiunile utilizate în tabelul nr. 1 reprezintă:

Ha – adâncimea acoperișului colectorului, (m);

Hc – adâncimea culcușului colectorului, (m);

H t/a – adâncimea contactului țiței -apă,(m);

E – elevația,(m);

Ha*- cota acoperișului raportată la nivelul mării,(m);
Ha*=Ha -(E + p i)

Hc*- cota culcușului raportată la nivelul mării,(m);
Hc*=Hc -(E + p i)
pi – pierderea de înălțime datorită înclinării găurii de sondă ;
hef – grosimea efectiv saturată cu țiței,(m) – se determină din diagrafia geofizică pe verticală, pe
curba P.S. la jumătatea distanței de la linia marnelor;
ht – grosimea totală a colectorului,(m) , se determină cu ajutorul datelor oferite de geofizica de sondă;

ht =Hc-Ha

3.1.1.Determinare volumului

Un zăcământ de hidrocarburi fluide va ocupa un volum bine determina t in scoarța terestră. El
este delimitat de strate impermeabile ( protectoare ) în acoperiș și culcuș, iar în lateral de accidente
tectonice.

În general zăcămintele de hidrocarburi fluide sunt alcătuite din două zone distincte: o zonă
saturată cu hidrocar buri ( zona productivă) și o zonă saturată 100% apă (acviferul adiacent ).

Volumul brut se calculează cu relația:

Vb = ht +Azp (m3 )

12

Cristina Nicoleta Pandele

Unde:
Azp = aria suprafeței productive . Suprafețele productive au fost d elimitate tectonic și prin
contactele inițiale între fluide. Se determină de pe harta cu izopace în care este prezentată variația
grosimii unui strat productiv de la o sondă la alta . Se poate lua în considerare fie grosimea totală, fie
grosimea efectivă s au grosimea saturată cu hidrocarburi a unui complex sau strat. Grosimea efectivă
a stratului este măsurată, pe verticală, pe curba P.S. la jumătatea distanței de la linia marnelor. În
cazul stratelor subțiri se ia în considerare 1/3 de la linia marnelor.

Volumul efectiv este volumul de rocă poros -permeabil saturat efectiv cu fluide ; se calculează
cu relația:

Vef = Vb · hef / ht

Grosimile efective medii și volumele brute de rocă saturată au fost calculate pe blocuri și total
obiectiv, pentru fiecare or izont productiv în parte.

3.1.2. Presiunea inițială și temperatura de zăcământ

Cunoaștera presiuni de zăcământ este
traversare a stratelor productive, determinarea
comportării în exploatare, etc.

necesară pentru alegerea densității fluidelor de
capacității energetice a zăcământului, prevederea

Presiunea litostatică reprezintă greutatea sedimentelor de deasupra punctului considerat pe
unitatea de suprafață, fiind dat de relația:

pl  r g H ,

unde r reprezintă densitatea aparentă a rocilor d e deasupra punctului de adâncime H.

Datele inițiale cu privire la presiune sunt :

Pi= grad p · H

Această relație arată că presiunea variază cu adâncimea unde :
Pi – presiunea inițială ( at );

13

Cristina Nicoleta Pandele

grad p – gradien t de presiune(at/m);

Temperatura de zăcământ se calculează cu relația :

T= T 0· grad T · H

Unde :

T – temperature medie a zăcământului, (ș C);
grad T – gradient geotermic (ș C/m);
T0- temperatura medie anuală de la suprafață : T 0= 10……15 ș C

Pentru determinarea presiunii inițiale și a temperaturii de zăcământ s -au luat în considerare
măsurătorile realizate în sondele 42 și 13 la orizonturile Kliwa și Suprakliwa.

Pe baza valorilor înregistrate în cele două sonde, s -a stabilit gradientul m ediu de presiune (
1,0776 at /10m ) , respectiv gradientul mediu de temperatură ( 2,36ș C/100m), corespunzător unei
trepte geotermice de 42,4m/șC .

Pe baza valorilor gradienților de presiune și temperatură au fost determinate presiunea inițială
și tempera tura de zăcământ la adâncimea medie a fiecărui unități hidrodinamice, prezentate în tabelul
nr. 2.

Tabelul nr. 2

Orizont Unitate Adâcime Elevație Adâncimea Presiunea Temperatura
medie medie medie inițială de zăcământ productiv hidrodin amică m.s.n.m. m m at șC
Kliwa + Ia 1393 557 1950 210 56
Supakliwa Ib+Ic+Id 1410 570 1980 213 57
Tranziție Ia+Ib+Ic 1335 570 1905 190 55

14

Cristina Nicoleta Pandele

3.2. ROCA MAGAZIN ȘI SISTEMUL ROCĂ – FLUID

3.2.1. Caracterul sedimentologic și petrografic

În cadrul structurii Văsiești , roca magazin este reprezentată de depozitele Oligocene ale
Unității de Vrancea și , local , Eocene ale Unității de Tarcău, depozite cu calități poros -permeabile ce
au permis a cumulări de hidrocarburi.

În Oligocen acumulările de petrol sunt cantonate în gresii silicioase de tip Kliwa, dure, de
culoare albicioasă sau alb -ruginie ( orizontul gresiei de Kliwa și Suprakliwa ) și gresii calcaroase
cenușii, în alternanță cu gresii ar giloase bine cimentate ( orizontul de Tranziție ) . Orizonturile
productive sunt multistratificate; sunt strate poros -permeabile în alternanță cu strate pelitice. În
cadrul fiecărui orizont sunt variații legate de grosimi, dezvoltarea intercalațiilor pelit ice, de regulă
discontinuă. În plus există și un sistem de microfisuri mai mult sau mai puțin dezvoltate.

Orizonturile productive paleogene s -au format în bazine de sedimentare diferite, dobândind
calități poros -permeabile proprii în timpul procesului de sedimentare, influența caracterului
sedimentologic manifestându -se cu precădere asupra capacității de îmagazinare a fiecăruia.

Faptul că, după formarea rezervoarelor, bazinele de sedimentare ale celor două unități majore
au suferit influența unei intense activități tectonice ca ecou al mișcărilor orogenetice , a făcut ca peste
calitățile poros -permeabile primare să se suprapună și un sistem microfisural.

3.2.2.Parametrii rocii magazin și ai sistemului rocă -fluid

Pentru aprecierea valorilor medii ale p arametrilor rocii magazin și sistemului rocă -fluide, pe
formațiuni, s -a dispus atât de rezultate ale analizelor de carote, cât și de informațiile obținute din
interpretarea geofizică.

Porozitatea

Porozitatea reprezintă proprietatea rocii de a prezenta spații goale (pori). Se măsoară prin
coeficientul de porozitate ( m) definit ca fiind raportul dintre volumul spațiilor goale din rocă ( Vp) și
volumul brut al rocii ( Vb):

15

Cristina Nicoleta Pandele

Vp Vp
m = =
Vb Vp+ V s

Porozitatea abso lută (ma) reprezintă volumul tuturor spațiilor goale din rocă, atât al porilor
comunicanți ( Vpc ) cât și al porilor necomunicanți( Vpn ):

m = Vpc + V pn
= Vb- Vs

Vb Vp

Porozitatea efectivă (mef) reprezintă numai volumul porilor comunicanți (Vpc ):

Vpc
m =
Vb

Cunoașterea porozității efective este necesară în calculul resurselor geologice, la stabilirea
capacității energetice a zăcământului, la alegerea metodei de intensificare sau îmbunătățire a
recuperării, etc.

Porozitatea dinamică (md) reprezintă numai volumul porilor prin care are loc curgerea apei
în zona saturată în țiței:

md= m · δ

Unde δ – este factorul de utilizare a volumului de pori, prin care se ia în considerare
incompleta dezlocuire a țițeiului în zona de amestec țiței -apă.

Porozitatea este o funcție de timp și natura rocilor.

ma > m ef > m d

La adâncimi mari , rocile colectoare au porozități mai reduse decât ale rocilor situate la
adâncimi mai mici.

Din punct de vedere geologic, porozitatea poate fi clasificată î n două categorii:

– porozitate primară (intergranulară) – alcătuită din pori forma ți odată cu roca în timpul

depunerii sedimentului;

16

Cristina Nicoleta Pandele

– porozitate secundară – alcătuită din spațiile goale formate ulterior, prin procese me canice,
fizice sau chimice (de compactizarea și de fisurare). După dimensiunile lor pot fi microfisuri sau

macrofisuri.

Valoarea medie a porozității a fost determinata pe baza analizelor de carote și se calculează
ca medie ponderată cu grosimea pachetelo r:

m1·h1 + m 2·h2 + ….. + m n·hn
m =
h1 + h2 + ….. + h n

Unde:
h1….. h n – grosimea diferitelor strate din diagrafia geofizică de sondă , din care s -au extras

carotele, (m);
m1….. m n – porozitatea medie efectivă a intervalului din care s -a extr as carota ,(%);

Porozitatea determină capacitatea de curgere în roca colectoare.

Factorii care afectează porozitatea sunt : forma, dispunerea și dimensiunea particulelor,
materialele de cimentare, presiunea litostatică.

Legătura dintre porozitate și pre siunea hidrostatică este redată în graficul de mai jos:

FIG. 3 Relatia dintre porozitate și presiunea hidrostatică

17

Cristina Nicoleta Pandele

Porozitatea poate fi determinată prin mai multe metode:

– geofizice – toate metodele de investigare geofizică dau indicații calitative, uneori
semicantitative, utile pentru delimitarea formațiilor productive, dar mai puțin folosite pentru

evaluarea resursei;

– hidrodinamice, mai puțin exacte în ceea ce privește porozitatea mul t mai exacte în ceea ce
privește capacitatea de curgere (permeabilitatea);

– de laborator pe carote, cele mai exacte, efectuate pe eșantioane extrase din carote și care
constau în determinarea a două din cele trei volume necesare calcului coeficientului de porozitate.

În tabelul nr.3 sunt date valorile porozității medii determinate pe baza analizelor de carote și
din interpretarea DRR -urilor obținute de la sondele săpate pe blocurile I de pe structura Văsiești:

Tabel nr. 3

Porozitate
Orizont pro ductiv medie efectivă , Observații
%
Kliwa + Supakliwa, s-au utilizat rezultatele efectuate pe 8 carote provenite
bl.I 12 din 7 sonde și a rezultatul interpretărilor DRR -urilor
înregistrate în 6 sonde
Tranziție, bl.I 9 În lipsa carotelor mecanice s-au utilizat rezultatul
interpretărilor DRR -urilor

Permeabilitatea

Permeabilitatea reprezintă proprietatea unui mediu poros de a lăsa să treacă prin el unul sau
mai multe fluide. Permeabilitatea este o funcție directă a porozității dinamice a rocilor.

Permeabilitatea absolută (k) se referă la curgerea unei singure faze fluide care saturează
singură și în totalitate mediul poros ( sigle -phase flow). Curgerea este o curgere omogenă. Roca este
saturată intergral cu fluidul care curge.

Permeabi litatea efectivă se referă la mobilitatea simultană a mai multor faze fluide și este o
funcție a caracterelor fizice ale mediului poros, natura fluidelor (gaz -apă, apă -țiței, gaz -țiței etc.) și
caracterul curgerii (laminare sau turbulente ). În cazul existe nței mai multor faze (în zăcămintele de
hidrocarburi două maxim trei), nu toate în mișcare, curgerea este eterogenă. Când este vorba de
permeabilitatea efectivă trebuie să se menționeze fluidul la care se referă ( Kt , Ka , Kg ) .

Permeabilitatea relativă( Kr) reprezintă raportul dintre permeabilitatea efectivă și
permeabilitatea absolută.

18

Cristina Nicoleta Pandele

Permeabilitatea relativă este o mărime adimensională și ia valori între 1 și 0. Când mai multe
fluide curg simultan prin același colec tor, suma permeabilităților relative față de acesta este mereu
mai mică decât 1.

Permeabilitatea efectivă și cea relativă variază funcție de saturația în fluide.

În condiții de zăcământ permeabiltatea variază atât pe direcție paralelă cât și perpendicula ră

pe liniile de curgere.

În funcție de valorile permeabilităților, zăcămintelor pot fi clasificate după cum urmează:

· k<1mD zăcăminte cu permeabilitate foarte slabă;

· 1<k<10mD zăcăminte cu permeabilitate slabă;
· 10<k<50mD zăcăminte cu permeabilitate med ie;

· 50<k<250mD zăcăminte cu permeabilitate bună;

· 250<k zăcăminte cu permeabilitate foarte bună;

Relația dintre permeabilitate și porozitate este redată mai jos:

FIG. 4 Relația dintre permeabilitate și porozitate

Din analiz a carotelor mecanice prelevate din orizonturile Kliwa și Suprakliwa din sonde de
pe structura Văsiești , s -au obținut, pentru permeabilitatea absolută, valori cuprinse între 0,9 mD și
31mD. Media geometrică a permeabilității paralele este de 3,5mD.

La pat ru din sondele care exploatează unitatea hidrodinamică Ib+Ic+Id s -au efectuat cercetări
la închidere. Permeabilitatea efectivă este cuprinsă între 4mD și 16mD din analiza de restabilire a
presiunii în timp, prin metoda Horner.

19

Cristina Nicoleta Pa ndele

Neuniformitatea, anizotropia

Pe structura Văsiești , după domeniile de variație ale valorilor de porozitate și permeabilitate
redate mai sus, rezultă un anumit grad de neuniformitate ale rocii rezervor.

Neuniformitatea se manifestă în princip al litologic, manifestându -se variații litologice atât pe
orizontală cât și pe verticală. Această neuniformitate litologică se reflectă în final asupra
proprietăților poros -permeabile ale orizonturilor productive, detrminând pentru fiecare o capacitate
proprie de curgere și îmagazinare.

Anizotropia mediului poros la curgere este cauzat de faptul că peste calitățile permeabile
primare ale rocii ( dobândite în procesul de sedimentare) se suprapune, secundar, efectul activității
tectonice( apariția unui siste m de microfisuri) care face ca, în toate zonele de dezvoltare a acestuia să
existe o capacitate de curgere îmbunătățită.

O rocă alcătuită din strate omogene și izotrope, fiecare în parte, este întotdeauna anizotropă,
iar coeficientul de anizotropie (Ca) este întotdeauna, uneori considerabil, supraunitară:

Ca  kII ;
k

Saturația

Saturația se exprimă numeric ca raport între volumul de fluid din pori si volumul total al
porilor,(%). În porii colectoarelor pot fi prezente următoarele fluide: apă (satu rația în apă ), țiței (
saturația în țiței) și gaze ( saturația în gaze).

Sa= Va / Vp; St = Vt / Vp ; Sg = V g / Vp ;

Între volumul de porii pot coexista toate cele trei fluide, dar suma lor va fi întotdeauna 1 sau

100%:

Sa+ St + Sg =1

Având în ve dere că suma saturațiilor este 1 nu este necesară detreminarea saturației pentru
fiecare fluid în parte.

20

Cristina Nicoleta Pandele

Saturația medie a unui fluid reprezintă raportul dintre volumul efectiv ocupat de acel fluid
dintr -un anumit volu m de rocă și volumul de pori comunicanți ai rocii :

Vf
m =
Vp

Saturația în apă interstițială reprezintă saturația în apă ce se stabilește în zona cu
hidrocarburi când între gradienții hidrostatici, gravitaționali hidrodinamici și capilari se realizea ză un
echilibru.

Umectabilitatea reprezintă tendința unui lichid de a adera la o suprafață solidă în prezența
altui lichid. Umectabilitatea se referă la interacțiunea dintre fazele fluidă și solidă.

În general în zăcămintele de hidrocarburi faza umectată este apa.

Umectabilitatea afectează forma curbelor de permeabilitate relativă. Țițeiul se mișcă mai ușor
în rocile umectate de apă decât în rocile umectate cu țiței.

Recuperarea primară este afectată de umectabilitate . Un sistem umectat de apă va avea o
recuperare primară mai mare.

Recuperarea secundară este afectată de umectabilitate . Un sistem umectat de apă va avea o
recuperare mai mare prin aplicarea unui proces de injecție de apă.

Îmbibarea este procesul de curgere a fluidului în care saturația în fază umectată crește și cea
în fază neumectată scade.

Mobilitatea fazei umectate crește pe măsură ce saturația acestei faze crește.

Drenajul este procesul de curgere a fluidului în care saturația fazei neumectate crește.

Mobilitatea fazei neumectate crește pe măsură ce saturația acesteia crește.

Determinarea saturației medii a profilului productive se face cu următoarea relație:

n
 (Sai)Aj

j=1
S(ai)med = –––––

n
 Aj

j=1

21

Cristina Nicoleta Pandele

Această relație se ut ilizează în cazul colectoarelor cu grad ridicat de neuniformitate după
saturație, caz în care trebuie să se construiască hartă cu izosaturații. Deci S (ai) este saturația medie
dintre două izolinii vecine, iar A j este aria suprafeței dintre cele două linii.

Cunoaștrea saturațiilor în fluide este importantă în evaluarea resurselor și rezervelor de
hidrocarburi și la prevederea comportării zăcămintelor în exploatare.

Saturația se poate determina cu ajutorul metodelor fizice ( determinări în laborator pe caro te
mecanice ), prin metode geofizice ( din curbele de rezistivitate ) sau prin calcule ( pe baza ecuațiilor
de bilanț, folosindu -se date de producție).

Pentru determinarea valorii medii a saturației în apă interstițială au fost analizate carotele
mecanice extrase din sondele de pe structura Văsiești.

Din toate eșantioanele de rocă provenite din orizonturile gresiei de Kliwa și Suprakliwa,
numai pentru patru s -a putut determina saturația în apă interstițială.

Întrucât trei valori sunt de aproximativ 35%, această valoare a fost considerată ca fiind
reprezentativă pentru Kliwa și Suprakliwa.

Pentru orizontul de Tranziție nu s -a dispus de carote mecanice, valorile saturației în apă
intrstițială au fost considerate prin similitudine cu structurile vecine , și anume 40%.

3.3. PROPRIETĂȚILE FIZICE ALE SISTEMULUI FLUID

3.3.1. Proprietățile țițeiului în condiții de zăcământ

Proprietățile sistemelor de hidrocarburi și variația acestora în timpul exploatării zăcământului
se studiază prin măsurători directe î n condiții de zăcământ sau prin estimare pe baza unor relații
analitice sau diagrame de corelare.

Pentru înțelegerea comportării fluidelor ( gaze, țiței și apă) în condiții de zăcământ este
important să cunoaștem modificările ce au loc ca urmare a schimbă rilor de Presiune, Volum,
Temperatură.

Pentru analizarea acestor parametri este necesară efectuarea unor analize de laborator pe
probe de fluid obținute din zăcământ și pe legea universală a gazelor perfecte:

pVM = RT

Toate marile unități de cercetare î n domeniul petrolului posedă instalații PVT de diferite
tipuri și complexitate diferită (RUSKA, SHEEL, PRI, ICPT Câmpina, etc.).

22

Cristina Nicoleta Pandele

Expansiunea în autoclavă se conduce la început în contact, cu păstrarea constantă a masei
sistemului și apoi diferențial, cu eliminarea din celula autoclavei a gazelor ieșite din soluție la fiecare
treaptă de presiune realizată, după stabilirea echilibrului dintre faze.

În funcție de complexitatea instalației numărul parametrilor determinați di rect, prin cercetare
este diferit. În principal se determină: volumul total al sistemului, volumul fazei lichide, presiunea
inițială de vaporizare (presiunea de saturație), tensiunea interfacială, viscozitatea fazei lichide,
factorul de neidealitate Z . Prin prelucrarea datelor obținute se determină: factorii (coeficienții) de
volum (monofazic și bifazic) rația de soluție, coeficientul de solubilitate densitățile și viscozitățile
țițeiului și a gazelor asociate, coeficientul de compresibilitate al țițeiului .

În Anexele nr.1,2 și 3 sunt prezentate rezultatele a trei analize pVT pentru un țiței, efectuate
cu autoclava RUSKA din dotarea Laboratorului „Fizica zăcămintelor” din ICPT Câmpina.

Rația de soluție reprezintă volumul gazelor în condiții standard (Stm3 )dizolvate intr -un
volum de țiței în condiții de zăcământ (p,T) din care prin expansiune în contact, rezultă la rezervor
un metru cub de țiței mort (fără gaze), deci la (p 0, T0).

Rația de soluție se referă la cantitatea de componenți volatili dintr -un țiț ei , prin care prin
expansiunea lui de la anumite condiții (p, T) la condiții de rezervor.

Relația de definiție pentru rația de soluție este data de relația:

VGs0
rs =
VL0

Unde:
VGs0 – volumul de gaze dizolvate în condiții standard;
VL0- volumul de țiței mort ( în condiții de suprafață);

Rația de gaze în soluție depinde de compoziția sistemului, de presiune și de temperatură.
Când presiunea de zăcământ este mai mare decât presiunea de saturație, rația de gaze în
soluție rămâne constantă. În aces t caz sistemul este integral în fază lichidă și se numește nesaturat,
nu a început procesul de ieșire a gazelor din soluție.

Când presiunea de zăcământ este mai mică decât presiunea de saturație, rația de gaze în
soluție descrește continuu. În acest caz ț ițeiul este saturat.

Reprezentarea grafică a rației de soluție în funcție de presiunea de zăcământ este redată mai

jos:

23

Cristina Nicoleta Pandele

FIG. 5 Reprezentarea grafică a rației de soluție în funcție de presiunea de zăcă mânt

Coeficientul de solubilitate – volumul normal de gaze eliberat din soluție la scăderea
presiunii cu o unitatea .

Solubilitatea gazului în țiței este influențată de presiune, temperatură și natura țițeiului
solvent și gazului . Solubilitatea crește c u creșterea presiunii și scade cu creșterea temperaturii.
Solubilitatea este cu atât mai bună cu cât natura țițeiului și a gazelor sunt mai apropiate. Valoarea
rației de soluție , la o anumită presiune, depinde de tipul de expansiune ( în contact sau difer ențială ).

Variația rației de soluție are o mare influență determinând celelalte proprietăți ale țițeiului.
Din punct de vedere al naturii țițeiului solvent, cercetările au arătat că solubilitatea crește pe
măsură ce densitatea țițeiului descrește. O dens itate scăzută a țițeiului indică prezența unei
concentrații apreciabile a hidrocarburilor lichide de masă molară mică.

Cu cât masa moleculară este mai apropiată solubilitatea reciprocă este mai mare.

Un alt parametru care influențează solubilitatea est e temperatura. Solubilitatea este mai mare
la temperaturi mai mici.

Factorul de volum al țițeiului reprezintă raportul dintre volumul țițeiului la presiunea și
temperatura de zăcământ și același volum de țiței în condiții de suprafață.

Vl
bt=
Vl0

Pe măsură ce fluidul de zăcământ avansează spre suprafață, ca urmare a modificărilor de
presiune și temperatură, gazele ies din soluție și țițeiul pierde din masă.

Factorul de volum al țițeiului depinde de presiunea și temperatura la care se află, de masa ș i
compoziția lui.

24

Cristina Nicoleta Pandele

Când presiunea de zăcământ este mai mare decât presiunea de saturație, sistemul este integral
lichid, iar factorul de volum nu variază semnificativ.

Când presiunea de zăcământ este mai mică decât pres iunea de saturație, factorul de volum nu
scade continuu cu scăderea presiunii.

Reprezentarea grafică a factorului de volum al țițeiului este redată în graficul de mai jos:

FIG. 6 Reprezentarea grafică a factorului de volum al țiței ului

Factorul de volum bifazic reprezintă raportul dintre volumul ocupat de țiței în condiții de
zăcământ (cu gaze dizolvate în el) însumat cu volumul de gaze libere ieșite din țiței și volumul
ocupat de aceiași cantitate de țiței în condiții de suprafa ță:

Vl +Vg
bt=
Vl0

Coeficientul de compresibilitate al țițeiului reprezintă variația factorului de volum cu
presiunea , la presinea de saturație și la presiunea inițială de zăcământ:

bts +bt0
β=
bts(p0 – ps)

25

Cristina Nicoleta Pand ele

Vâscozitatea țițeiului reprezintă rezistența la curgere exercitată de un fluid. Se măsoară în
centipoise (cp).

Vâscozitatea depinde de compoziție, presiune și temperatură.

Când vâscozitatea are valori mari rata de curgere este scăzută.

În gra ficul de mai jos este reprezentată relația dintre vâscozitatea țițeiului și presiunea de
zăcământ:

FIG. 7 Relația dintre vâscozitatea țițeiului și presiunea de zăcământ

3.3.2. Proprietățile gazelor în condiții de zăcământ

Parametr ul determinat din cercetare este variația factorului de abatere , Z, cu presiunea la
temperatura de zăcământ. Forma tipică a factorului z este redată în figura de mai jos:

FIG. 8 Forma tipică a factorului z

26

Cristina Nicoleta Pan dele

Legea generală a gazelor perfecte, corectată cu factorul de abatere z, poate fi aplicată gazelor
reale. Factorul de abatere variază cu compoziția sistemului, presiunea și temperatura. Factorul z mai
este cunoscut și ca factor de compresibilita te.

Cu ajutorul factorul Z se calculează:

Variația volumului cu presiunea – gazele fiind substanțe cu compresibilitate mare, la
scăderea presiunii volumul lor crește considerabil.

Factorul de volum al gazelor reprezintă volumul de gaz în condiții de zăc ământ ( p,T)
necesar pentru a produce un volum standard de gaz la suprafață.

bg=
Vg
Vgo

bg= z p0
+ T

p T0

Unde :

z- factorul de abatere de la legea gazelor perfecte;

Coeficientul de compresibilitate al gazelor – scăderea vol umului unei unități de volum la
creșterea presiunii cu o unitate la temperatură constantă:

Vâscozitatea gazului – rezistența la curgere exercitată de un fluid.

Vâscozitatea hidrocarburilor gazoase este mai redusă decât cea a hidrocarburilor lichide.
Vâsc ozitatea gazelor depinde de compoziția acestora, prezența unor componenți mai grei sau a unor
impurități conduc la creșterea vâscozității. Ambele densități se măsoară la aceiași temperatură și
presiune , de obicei 60F și la presiunea atmosferică.

Pe masur ă ce presiunea de zăcământ scade vâscozitatea gazului crește.

Greutatea specifică a gazului este raportul dintre densitatea gazului și densitatea aerului.

γg=

ρg
ρa

27

Cristina Nicoleta Pandele

Pentru structura Văsiești gazele dizolva te în țiței au în principal metan ( 84,39 – 76,32%mol),
nu prezintă compuși cu sulf, conținutul în azot este de aproximativ 0,2 -0,23%mol, iar conținutul în
CO2 variază între 0,21 -0,31%mol.Se remarcă un conținut relativ mare de C 3+ ( 240 -449 gr/Sm3 ).

3.3.3. Proprietățile apelor în condiții de zăcământ

Acumulările de hidrocarburi sunt însoțite de o cantitate de apă cu care se află în echilibru.
Apa există atât în zona productivă, în contact intim cu hidrocarburile ca apă ireductibilă, cât și în
zona adiacentă (acviferul). Ele conțin în diferite cantități și proporții, minerale dizolvate ori sub
formă coloidală.

Mineralizația apelor de zăcământ – conținutul în corpi străini exprimat ponderal în mg/l
pentru fiecare anion și cation. Este rezultatul acț iunii de dizolvare pe care apa o realizează în
circuitul său prin natură. Exprimarea conținutului în corpi străini se face printr -o unitate comună,
ionul echivalent de hidrogen reactiv , ri = masa hidrogenului care s -ar substitui masei elementului
găsit pri n analiză, ai, de masă atomică pi și valență ni:

ri = ai (ni / pi) = a i ki;

unde ki este coeficient de reacție.

Într-o apă neutră , cum sunt în general apele de zăcământ, suma echivalenților cationilor este
egală cu suma echivalenților anionilor.

Compoziția apelor mineralizate dintr -o regiune petroliferă poate da informații proveniența lor
și ajută la identificarea apelor de zăcământ. Prezența ionilor de Brom și Iod indică existența și
intensitatea vieții îm mediul de formare a hidrocarburilor.

Prop rietățile apelor de zăcământ : coeficientul de volum, densitatea, compresibilitatea,
vâscozitatea, . La variația presiunii, efectul compresibilității asupra volumului apei depășește efectul
ieșirii gazelor din soluție, ca urmare volumul crește cu scăderea pr esiunii.

Densitatea apelor de zăcământ variază în limite largi (1030 – 1180 kg/m3) fiind determinată
de mineralizație, temperatură și presiune. Prezența gazelor în soluție determină o scădere destul de
importantă a densității apei, indiferent de gradul de mineralizare.

28

Cristina Nicoleta Pandele

Viscozitatea apelor de zăcământ este influențată puțin de presiunea, în schimb creșterea
temperaturii reduce semnificativ viscozitatea acesteia prin micșorarea frecării intermoleculare. La
aceeași tempera tură viscozitatea apei crește cu creșterea mineralizației.

Greutatea specifică a apei de zăcământ este raportul între densitatea apei de zăcământ și
densitatea apei pure.

Factorul de volum al apelor de zăcământ reprezintă raportul dintre volumul unei mas e de
apă aflată în zăcământ și volumul aceleiași mase de apă aflate în condiții standard.

Prin scăderea presiunii sub valoarea presiunii de saturație gazele ies din soluție, însă datorită
solubilității lor reduse în apele mineralizate, contracția fazei li chide este relative mică și nu poate
contrabalansa efectul compresibilității, astfel că factorul de volum al apei crește.

FIG. 9 Relația dintre factorul de volum al apei și presiunea de zăcământ

Pentru analiza apei de zăcământ au fost prelevate mai multe probe de la mai multe sonde de
pe structura Văsiești , rezultând că aceasta este de tip clorură de calciu, grupa cloruri, subgrupa
sodiu, cu densitatea cuprinsă între 1043 -1200 kg/m3 , iar mineralizația între 67,3 și 303,6gram/ li tru.

3.3.4.Sistemul hidrocarburi – apă.

Apa este prezentă invariabil în zăcăminte, fiind asociată sistemului de hidrocarburi. În
condițiile de presiune și temperatură întâlnite frecvent cele două sisteme apa și hidrocarburile sunt
practic nemiscibile solubilitatea reciprocă fiind foarte mică.

29

Cristina Nicoleta Pandele

Umiditatea gazelor este dată de conținutul în vapori de apă al acestora. Este în funcție de
compoziția gazelor, presiune, temperatură și mineralizația apei. În anumite condiți i de presiune și
temperatură, sistemele apă -gaze conduc la apariția criohidraților, care sunt compuși chimici, relativi
labili, de forma CnH2n+2 mH2O, unde n = 1…4, iar m = 6, 7.

Emulsiile apă -țiței – sisteme disperse formate din două lichide nemiscibile din care unul se
află într -o stare înaintată de dispersie. Tipuri de emulsie: apă în ulei, ulei în apă, multiplă.

Distrugerea emulsiilor (dezemulsionarea) constă în separarea printr -un procedeu fizic, chimic
sau fizico -chimic a apei din țiței.

În tabelu l nr. 4 sunt prezentate principalele valori ai parametrilor rocii magazine și sistemului
rocă-fluid utilizate în calcul.

Tabel nr.4

OLIGOCEN
Nr Caracteristici fizice U.M. Kliwa+Supra – Tranziție Observatii
crt kliwa
ELEMENTE
GEOMETRICE
1 Înclinarea stratelor ° 45 – 50
2 Elevația medie m 557 – 570
3 Adîncimea medie zăc. m.s.n.m. 1950 -1980 1905
4 Grosimea totală medie m 30-100 55-68
5 Grosimea efectivă medie m 4-45 9-11.5
CONDIȚII DE ZĂCĂMÎNT
1 Presiunea inițială at 210-213 190 Din masuratori
2 Temperatura de zăcămînt °C 56-57 55 Din masuratori
3 Gradientul de temperatură °C/m 42.4
ȚIȚEI
1 Presiunea de saturație at 182 –
2 Rația inițială de soluție St m3/ m3 116 116
3 Factorul de volum :
– la presiunea inițială 1,325 –
– la presiunea de saturație 1.3319 –
4 Vîscozitatea in cond. de
suprafata ( 30°C) Cp 11,6 – 30,3 –

5 Densitatea în condiții standard kg/ dm3 0,872
6 Tip ț iței C Moldova , parafinos, nesulfuros, putin rasinos;
GAZE ASOCIATE
Factorul de volum la presiunea 0,00452
1 de saturatie –

2 Densitatea relativă (aer = 1) kg/dm3 0,7868 –

30

Cristin a Nicoleta Pandele

APA DE ZĂCĂMÎNT

1 Salinitate kg/vg 67.3 – 303.6 –
2 Densitatea kg/dm3 1043 – 1200 –
3 Tipul apei clorură de calciu, grupa cloruri, subgrupa sodiu, clasa S1
ROCA MAGAZIN
1 Porozitatea efectivă % 12 9 Din analize pe carote
mecanice si DRR

Permeabilitatea absolută mD 3,5 1 Din analize pe carote
2 mecanice

Permeabilitatea efectivă mD 4 – 16 Din cercetare la
3 inchidere

SISTEMUL ROCĂ – FLUID
1 Saturația în a pă interstițială % 35 40 Din anal. pe carote
mecanice

31

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul IV: CALCULUL RESURSELOR

4.1. Calculul resurselor și rezervelor de țiței și gaze

Prin zăcământ de petrol se înțelege o acumulare naturală de petrol dintr -o capcană,
acumulare care poate fi exploatată în condiții de eficiență economică, folosind tehnologia și legislația
în vigoare.

Zăcământul este constituit din una sau mai multe unită ți hidrodinamice , care la rândul lor
sunt formate din zone saturate cu hidrocarburi – zonele productive – și din zonele saturate în
totalitate cu apă – acviferele – acestea din urmă fiind în comunicație hidrodinamică cu primele. O
unitate hidrodinamică se află sub un singur sistem de presiune, orice perturbație a acesteia
transmițându -se în timp în întreg sistemul.

Resursa geologică de petrol reprezintă totalitatea cantităților sau volumelor de petrol din
acumulările naturale descoperite și nedescoperite, prognozate pe structuri neevidențiate, presupuse
pe baza unor considerente geostatistice, ce ar putea fi descoperite în cadrul unităților structurale
majore.

Resursa geologică inițială reprezintă totalitatea hidrocarburilor(volume cantității)fluide
estima te a fi existente într -un rezervor înainte de începerea exploatării acestuia.

Rezervele de petrol reprezintă acea parte din resursa geologică ce poate fi extrasă din
zăcământ pânâ la sfârșitul vieții zăcământului, printr -o variantă de exploatare sau print r-o succesiune
de variante de exploatare, în condițiile tehnico -economice corespunzătoare, folosindu -se tehnologii
curente.

Evaluarea resurselor geologice inițiale se va face pentru fiecare din zăcămintele apartinând
zăcământului comerciale, iar rezervele vor fi estimate pentru obiective de exploatare (unul sau mai
multe zăcăminte puse în comunicare hidrodinamică pe parcursul exploatării).

Rezervele se revizuiesc pe măsura obținerii de noi date geologice și/sau de exploatare sau a
modificării condițiilor tehnice și/sau economice.

Clasificarea rezervelor după gradul de cunoaștere și după /în funcție de mecanismul de
dizlocuire și de statutul categoriilor de rezerve

Gradul de cunoaștere a rezervelor reprezintă o măsură a certitudinii, care poate fi atribui tă
cantității și calității rezervelor evaluate.

După gradul de cunoaștere realizat, rezervele se clasifică în categoriile: dovedite, probabile și
posibile.

32

Cristina Nicoleta Pandele

Se clasifică în categoria dovedite rezervele zăcămintelor afla te în curs de exploatare, cât și
cele al căror stadiu de investigare permite proiectarea exploatării. Se admite o probabilitate de 90%
(+/-10%) față de rezervele evaluate.

Se clasifică în categoria probabile rezervele al căror grad de cunoaștere nu întrun ește
condițiile de clasificare dovedite, dar care se apreciază că se vor putea recupera în viitor din resursele
geologice, în condițiile tehnice cunoscute și economice estimate.

Se clasifică în categoria posibile rezervele considerate că se vor putea extr age din resurse
geologice evaluate pe structuri cunoscute pe baza datelor geologice și inginerești, obținute prin
lucrări de cercetare geologică în zonă sau pe zăcăminte adiacente.

În ce privește incertitudinea datelor de bază , pentru zăcământul Văsiești , se poate afirma
următoarele:

– curba gradientă a carotajului electric nu reflectă întotdeauna conținutul în fluide al stratelor;

– parametrii fizici ai rocii magazin ( Kliwa și Suprakliwa) au fost determinați pe baza unui
număr redus de carote, nu s -a dispus de diagrafii geofizice complexe, iar pentru Tranziție nu au fost
prelevate carote , porozitatea a fost determinată prin metode geofizice, saturația în apă interstițială a
fost stabilită prin similitudine cu structuri vecine;

– parametrii fizico -chimice ai fluidelor în condiții de zăcământ au fost stabiliți pe baza unor
corelații existente în literatura de specialitate;

– deoarece la punerea în exploatare la Tranziție nu s -au realizat măsurători de presiune și
temperatură, presiunea inițială de zăcămâ nt s-a determinat pe baza gradientului hidrostatic, iar pentru
estimarea temperaturii s -a folosit gradientul calculat la complexele Kliwa și Suprakliwa.

– perforarea neselectivă a sondelor ce a condus la imposibilitatea unei separări corect a
cumulativelor de țiței și gaze pe orizonturi productive.

Resursele geologice inițiale au fost calculate prin metoda volumetrică pe baza imaginii

geologice prezentată în anexa nr.4.

Suprafețele productive au fost delimitate tectonic și prin contacte inițial e între fluide pentru
Oligocen.

Grosimile efective medii și volumele brute de rocă saturată au fost calculate și sunt redate pe
blocuri și total obiectiv, pentru fiecare orizont productiv în parte.

Au fost utilizați valorile parametrilor fizici ai rocilo r colectoare și ai fluidelor conținute în
zăcământ prezentate în capitolul anterior.

Resursa inițială de țiței este dată de relația :

33

Cristina Nicoleta Pandele

N =
Ap *h * m * γ*( 1 – Sai )

bt
Unde :
Ap – aria suprafeței productive, m2;

h – grosime efectivă medie, m;

m – porozitate. %;

γ – greutatea specifică în condiții de suprafață, kgf/ dm3
; Sai – saturația inițială în apă, %;
bt – factorul de volum al țițeiului;

Pentru Tranziție a fost calculată o resursă inițială , pentru țiței, de :

N = 46.5 *104*26* 9* 0.872 ( 1 – 40 ) = 430*103 t
1.325

Pentru Suprakliwa și Kliwa a fost calculată o resursă inițială, pentru țiței, de :

N = 33.4 *104*106* 12* 0.872 ( 1 – 35) = 1827*103 t
1.325

Resursa pentru Oligoc en , pentru țiței , este de : N = 430*103+1827*103 = 2257 *103 t

Resursa de gaze din zona productivă , se estimează , astfel:

M = N* r o

Unde:r o – rația de soluție la presiunea inițială de zăcământ, presiune la care toate gazele sunt
dizolvate în țițe i.

34

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul V: ISTORICUL EXPLOATĂRII

5.1. REFERITOR LA SONDE

5.1.1. Construcția și amplasarea sondelor

Construcția sondelor se referă la modul în care se realizează comunicarea strat productiv –
sondă de e xtracție. Dacă sonda este netubată comunicarea are loc pe întreaga grosime a stratului
productiv, se spune că sonda este perfectă din punct de vedere hidrodinamic. Acest caz este destul de
rar în practica exploatării. În mod curent , după traversarea strat ului productiv, sonda se tubează, se
cimentează în spatele coloanei, iar comunicarea strat – sondă are loc prin intermediul perforaturilor.
În acest caz , se spune că sonda este imperfectă după modul de deschidere.

Amplasarea rațională a sondelor este ace a amplasare care asigură producția maximă de țiței
cu cheltuieli minime. Amplasarea sondelor de țiței se face în funcție de modul de manifestare a
energiei de zăcământ , de regimul tehnologic de exploatare adoptat, de configurația geometrică a
zăcământului .

Zăcămintele de țiței de pe structura Văsiești au fost puse în evidență în anul 1968 prin sonda

42.

În funcție de caracterul sondelor și de perioada în care au fost săpate, pe structura Văsiești s –
au utilizat următoarele programe de construcție:

a) const rucția cu două coloane :
– coloană de ancoraj de 12 3/4, 10 3/4 sau 8 5/8 in , fixată la cca. 500 -900m;
– coloană de exploatare de 5 3/4 sau 5 1/2 in, tubată la adâncimea finală.

b) construcția cu trei coloane :

– coloană de ancoraj de 16 5/8, 13 3/8 sau 12 ¾ i n, fixată la cca. 140 -850m;
– coloană tehnică de 9 5/8 sau 8 5/8in pentru închiderea formațiunii Miocen cu sare;

– coloană de exploatare de 5 3/4 sau 51/2 in, tubată la adâncimea finală.

La unele sonde care au interceptat formațiunea productivă în zonă inun dată cu apă sau care
nu au întâlnit obiectivul geologic de interes s -a renunțat la tubarea coloanei de exploatare.

Fluidele de foraj utilizate în timpul forajului au fost:

– de tip dispersat, cu densități cuprinse între 1150 și 1400 kg/m3,utilizat de la s uprafață până la
interceptarea formației Miocen cu sare;

35

Cristina Nicoleta Pandele

– de tip sărat sau semisărat , cu densități cuprinse între 1270 și 1570 kg/m3, de la intrarea în
Miocenul cu sare până la adâncimea de tubaj a coloanei intermediar e;

– de tip dispersat, cu densități cuprinse între 1060 și 1350 kg/m3,utilizat pentru traversarea
formațiunii productive.

Din punct de vedere al metodei de foraj folosite, sondele săpate pe structură pot fi grupate, în
două categorii:

– sonde v erticale , săpate cu tehnologia clasică ( foraj rotativ vertical cu masa);

– sonde deviate, la care unghiul de înclinare a fost inițiat și crescut cu turbina sau cu motoare

submersibile de fund.

Principalele dificultăți de foraj semnalate la săparea sonde lor pe structura Văsiești au fost:

– pierderi de fluid de foraj;
– strângeri ale garniturii de foraj pe gaură;

– prinderi de sapă;
– gazeificarea fluidului de foraj.

Sondele săpate au fost perforate inițial la complexele Kliwa și Suprakliwa și puse în
producț ie prin pistonare.

La unele sonde afluxul de fluide din strat în sondă s -a obținut relativ ușor , însă în unele
cazuri au fost necesare tratamente de stimulare ce au constat în băi acide, acidizări sau fisurări
hidraulice pentru obținerea unui aflux indus trial și punerea în exploatare.

5.1.2. Gabaritul sondelor, debite de fluide, presiuni diferențiale de fund

Expoatarea zăcământului Văsiești a început în 1968 prin sonda 42.Dezvoltarea exploatării s -a
făcut repede, în 3 ani ( 1969 -1971 ) gabaritul sond elor active a crescut la 6 în 1969, 12 în 1970 și 19
în 1971. Conturarea și trecerea în exploatare la scară industrială a zăcămintelor de pe structură s -a
făcut foarte rapid.

Urmează o perioadă constantă 1971 -1976 cu 16 -18 sonde concomitent în producție. După
această perioadă tendința a fost de declin în ceea ce privește numărul de sonde în producție, foarte
accentuată în perioada 1998 -2001 când au fost oprite sondele care produceau cu debite neeconomice.

Referitor la debitele de fluide cu care au produs sondele putem spune că primele sonde săpate
au intrat în producție cu debite de țiței cuprinse între 20 și 70 t/zi și cu impurități reduse.

36

Cristina Nicoleta Pandele

Cercetările hidrodinamice efectuate la sonde ( 13, 1404, 1407 și 1411) a evid ențiat faptul că sondele
produceau la presiuni diferențiale mari de 56 -130at.

În anul 1976 s -a inițiat un proces de recuperare secundară în blocul Ib cu efecte benefice
asupra exploatării.

5.1.3. Stimularea debitelor de fluide extrase și injectate

Din cauza capacităților reduse de curgere la majoritatea sondelor au fost necesare tratamente
de stimulare, atât la punerea în producție cât și în timpul exploatării.

Din analiza efectuată s -a constatat că, la traversarea formațiunilor productive, în timpul
forajului s -au folosit fluide cu densități necorelante cu gradul de depletare ceea ce a condus la blocări
ale formațiunilor productive. Acest lucru este dovedit prin : presiuni diferențiale de fund mari, valori
variabile ale efectului factorului skin determ inate la cercetarea hidrodinamică a sondelor și
nepunerea în producție a sondelor prin simplu pistonaj, ci după operații de stimulare. Tratamente de
stimulare necesare au constat în băi acide și acidizări.

Pe măsura scăderii debitelor de țiței s -au efectu at fisurări , cu rezultate favorabile.

La sondele de injecție , datorită scăderii receptivității în timp, s -au efectuat operații
de creștere a receptivității prin acidizări.

5.2. REFERITOR LA ZĂCĂMÂNT – SONDE

5.2.1.Proiectarea exploatării zăcămintelor de țiței în regim de gaze dizolvate

În cazul zăcămintelor de țiței lipsite de cupolă de gaze și cu un acvifer activ, destinderea
gazelor ieșite din soluție rămâne singura forță care provoacă deplasarea țițeiului prin mediul poros,
către tălpile sonde lor de extracție.

Metodele de prevedere a comportării în exploatare au la bază unele ipoteze simplificatoare,
fără de care modelele ar deveni neutilizabile . Astfel:

– se consideră colectorul ca fiind omogen și uniform;

– presiunea are aceiași valoare în or icare punct al zăcământului și orice variație a presiunii se

transmite instantaneu în întrg zăcământul;

– saturația în țiței este aceeași în orice punct al zăcământului și orice variație a presiunii se
transmite instantaneu în toată zona productivă;

37

Cristina Nicoleta Pandele

– gazele ieșite din soluție difuzează uniform în zona productivă și nu se strecoară către partea
superioară a zăcământului.

Parametri care interesează în cazul proiectării exploatării în regim de gaze dizolvate sunt :

rația g aze-țiței, cumulativul de gaze, debitul de țiței pe fiecare etapă, saturația în țiței, factorul de
recuperare. Metoda folosită în acest caz este cea integral -grafică.

Zăcământul este plin cu fluid ( țiței, gaze, apă) în orice moment.

Ecuația de bilanț ma terial : volumul de fluide existente inițial în zăcământ este egal cu
volumul de fluide produse + volumul de fluide rămase în zăcământ + volumul de influx de apă
pătruns din acvifer + volumul coresunzător destinderii capului inițial de gaze.

Se pleacă de la ecuația de bilanț material pentu faza gaze:

Nr0 = ΔM + ( N + ΔN)r + ΔNb t0/bg + ( N – ΔN)( b t0 – bt)/ bg

Rezultă următorul cumulativ de gaze:

ΔM = N [ ( b t/bg – r ) – ( bt0/bg – r )] – ΔN ( b t/bg – r )

Cumulativul de țiței extras este dat de ur mătoarea relație:

ΔN = V ( S t0/bt0 – St/bt )

Vom scrie relațiile pentru cumulativul de gaze și cel de țiței pentru un metru cub volum de

pori :

ΔM’ = S t0( r0/bt0 – 1/bg ) –St( r/b t – 1/bg)

ΔN = S to/bt0 – St/bt

Impunând treaptă de presiune, e liminăm presiunea ca necunoscută. Dei, cantitatea de gaze
extrase dintr -un metru cub de pori, corespunzătoare unei trepte de presiune , este :

38

Cristina Nicoleta Pandele

Δ( ΔM’)nn-1 = St0( r0/bt0 – 1/bgn ) –St( r/b tn – 1/bgn) – M’n-1

Aceast a este ecuația dreptei.

Ecuația curbei va fi :

Δ( ΔM’)nn-1 = 1/2((r -φψ ) n-1 + (r-φψ ) n )( St0/ bt0 – St / btn – ΔN’ n-1)

Algoritmul de lucru pentru regimul de gaze dizolvate este următorul:

1. Plecând de la momentul t n-1, pentru care se cunosc toți par ametrii exploatării , se impune
treapta de presiune p n-1 – pn.

Se alege Δp = 10 bar.

2. Se citesc, din diagrama pVT, parametri : r, b t, bg, μt, μg.

P r bt μt bg μg φ
75 51.08 1.138 10 0.012 0.0102 3968

70 48.86 1.123 11 0.032 0.0112 3852

60 45.08 1.118 13 0.038 0.0127 3328

50 38.96 1.114 15 1.046 0.0152 3058

40 34.26 1.098 17 1.059 0.018 2872

30 28.1 1.085 18 1.076 0.034 1682

20 20.03 1.076 20 1.13 0.053 1236

10 15.2 1.06 22 1.218 0.068 963

3. Se trece la rezolvarea grafică a sistemului de ecuații.

4. Se detrmină permeabilitățile relative funcție de S, pe baza unor relatii empirice ( relațiile

lui Corey ):

– se aleg trei valori de saturație în țiței mai mici decât saturația inițial ă în țiței :

st’= 0.62
st”= 0.61
st’”= 0.60

39

Cristina Nicoleta Pandele

– se calculează saturația normalizată (Sn’):

Sn’= st’/ 1 – Sai = 0.62 / 1 – 0.35 = 0.954

Sn”= s t”/ 1 – Sai = 0.61 / 1 – 0.35 = 0.938

Sn’”= s t’”/ 1 – Sai = 0.60 / 1 – 0.35 = 0.923

– se calculează permeabilitățile relative ( k rt’) în funcție de Sn pe baza unor relatii empirice

față de țiței și față de gaze:

krt’= (S n’)4 = (0.954 )4 = 0.828

krg’= ( 1 – Sn’)2 – ( 1 – Sn’2) = ( 1 – 0.954 )2 – ( 1 – 0.9542) = 8.805 · 10-6

krt”= (S n”)4 = (0.938 )4 = 0.776

krg”= ( 1 – Sn”)2 – ( 1 – Sn”2) = ( 1 – 0.938 )2 – ( 1 – 0.9382) = 1.155 · 10-5

krt’”= (S n’”)4 = (0.923 )4 = 0.726

krg’”= ( 1 – Sn’”)2 – ( 1 – Sn”2) = ( 1 – 0.923 )2 – ( 1 – 0.9232) = 1.142 · 10-5

– se calcule ază funcția de saturație ( ψ(St)) pentru cele trei saturații :

ψ(S’ t) = krg’/ krt’= 8.805 · 10-5/ 0.828 =1.06 · 10-6

ψ(S” t) = krg”/ krt”= 1.155 · 10-5/ 0.776=1.489 · 10-5

ψ(S’” t) = krg’”/ krt’”= 8.805 · 10-5/ 0.828 =1.956 · 10-5

40

Cristina Nicoleta Pandele

– se presupune ca ΔM 0’este 0 pentru etapa 1 și atunci ecuația dreptei va fi :

Δ( ΔM’)10 = St0( r0/bt0 – 1/b1gn ) –S’t( r1n/b1tn – 1/b1gn) – M’n-1= 0.63( 51.08/1.138 –

1/0.032) – 0.62 ( 48.86/ 1.032 – 1/0.032) – 0 = 0.990

Δ( ΔM’)10= St0( r0/bt0 – 1/b1gn ) –St” ( r 1n/b1tn – 1/b1gn) – M’n-1= 0.63( 51.08/0.138 –

1/1.032) – 0.61(48.86/ 1.032 – 1/0.032) – 0 = 1.112

Δ( ΔM’)10= St0( r0/bt0 – 1/b1gn ) –St”’ ( r 1n/b1tn – 1/b1gn) – M’n-1= 0,63( 51.08/0.1 38 –

1/1.032) – 0.60(48.86/ 1.032 – 1/0.032) – 0 = 1.235

– se rezolvă ecuația curbei pentru cele trei valori ale saturației , considerându -se pentru etapa 1
ΔN’=0 :

Δ( ΔM’)10 = 1/2((r -φψ ) 0 + (r-φψ(S’ t)1 )( St0/ bt0 – St / bt1 – ΔN’ 0)= 1/2((51.08 +

3968 ) + (48.86 + 3852 · 1.06 · 10-6))(0.63/ 1.138 – 0,62/1.123 -0 ) = 0.338

Δ( ΔM’)10 = 1/2((r -φψ ) 0 + (r-φψ(S’ t)1 )( St0/ bt0 – St / bt1 – ΔN’ 0)= 1/2((51.08 +

3968 ) + (48.86 + 3852 · 1.06 · 10-6))(0.63/ 1.138 – 0.61/1.123 -0 ) = 1.231

Δ( ΔM’)10 = 1/2 ((r-φψ ) 0 + (r-φψ(S’ t)1 )( St0/ bt0 – St / bt1 – ΔN’ 0)= 1/2((51.08 +

3968 ) + (48.86 + 3852 · 1.06 · 10-6))(0.63/ 1.138 – 0.60/1.123 -0 ) = 1,825

Din reprezentarea grafică a soluțiilor celor două ecuații și din intersecția lor rezultă Δ( ΔM’)10 =
0,8613 și St= 0,6192. Se va recalcula permeabilitatea relativă față de țiței și față de gaze:

S = s t /1- Sai = 0.6192/ 1 – 0.35 = 0.883

Kt= S4 = 0.8834 = 0.608
Kg= ( 1 – S2) – ( 1 – S) 2 = ( 1 –

ψ(S10) = kg/ kt= 2,866 · 10-5/ 0.608 = 2.71 · 10-4

41
0.883 )2 – ( 1 – 0.8832) =6.866 · 10-5

Cristina Nicoleta Pandele

5. Se determină cumulativul de țiței extras pentru un metru cub de volum de pori:

ΔN’= S 1t0/ b1t0 – S / b t1 = 0.65/1.138 – 0.883/1.123 = 0.021

– se calculează cumulativul de țiței extras pentru V p m3 de volum de pori:

ΔN = Δ N’· V p = 0.021· 1232500 = 25883

6. Se calculează cumulativul de gaze extras pentru un metru cub de volum de pori:

ΔM’ = Δ( ΔM’)10 = 0.8329

– se calculează cumulativul de gaze extras pentru V p m3 de volum de pori:

ΔM = ΔM · V p = 0.8329· 1232500 = 702548

7. Debitul de țiței corespunzător presiunii de saturație :

Qt0 = 85 m3 / zi

– se calculează debitul de țiței la un moment dat corespunzător presiunii p 1 :

Qtn = Qtn-1 ( Krt / μt bt )n / ( K rt / μt bt )n-1 = 0,608 · ( 0.608 /1.123 · 11) / (0.986/1 .138·

10) = 58.4 m3 / zi

– debitul de țiței mediu pe sondă este :

qs-da = Qtn / nr.s -de = 58.4 /2 = 29.7 m3 / zi

42

Cristina Nicoleta Pandele

8. Factorul de recuperare pentru această etapă este :

ε = (ΔN 1 / N)100 = 25883 / 915 · 103 = 2.83%

– rația instantanee de gaze -țiței :

RGT = r 1 + ψ01 · ψ2 = 51.08 + 2.71 · 10-4 · 3852 = 52.124 Nm3/m3

– debitul de gaze pentru această etapă este :

Qgn = ( RGT · Q tn ) / γ t = 52.124 · 58.4/ 0.872 = 3490.9 Nm3/m3

– timpul în care presiunea scade de la pres iunea de saturație la treapta de presiune impusă

este:

ΔT = M / 4 · Q tn · (r1 + r2 + φ · ψ 1 +ψ01 · ψ2 ) =702548 / 4 · 58.4 (51.08 + 48.86 +

0 · 3968 + 2.71 · 10-4 · 3852 = 57 zile

Cu aceste date se completază tabelul de mai jos:

Tabel nr. 5

t Np Qt ΔM Qg RGT FRt FRg
ani mii
m3 m3/zi mii m3 m3/zi Nm3/m3 % %
0.156164 0 17.1784 0 1.0244 52 0 0
0.246575 25883 175.3592 1810.623 12.2671 61 1 0.6
0.38399 269884 305.3744 1836.888 26.265 75 5.1 6.8
0.521648 289416.8 314.9664 1900.82 63.9324 177 7 9.2
0.659306 303543.2 110.8312 1962.209 61.3893 483 11 25.6
0.879156 314007.2 75.428 2035.734 73.525 850 13 40.3
1.126404 326476.8 65.71392 2090.898 55.16352 732 14.2 47.1
1.401048 333714.4 59.8192 2136.037 45.1388 658 18.5 52.6
1.675693 337638.4 49.1808 2163.56 27.5232 488 18.8 57.5
1.950338 344440 51.2736 2185.198 21.6384 368 19.1 61.7
2.224982 347230.4 43.0768 2201.402 16.2032 328 19.3 64.5
2.499627 352026.4 40.3736 2216.032 14.6308 316 19.6 67.7
2.774272 360659.2 40.0248 2229.114 13.0815 285 20.0 68.8
3.048916 370164 32.1768 2238.671 9.5571 259 20.6 69.1
3.323561 381412.8 27.9912 2244.417 5.7459 179 21.2 69.3
3.598206 391528 30.6072 2249.261 4.8438 138 21.8 69.5
3.87285 401556 31.828 2253.677 4.4165 121 22.3 69.8
4.147495 408532 30.52 2261 .132 7.455 213 22.7 70.4

43

Cristina Nicoleta Pandele

4.42214 412194.4 20.928 2266.82 5.688 237 22.9 70.7
4.696784 416641.6 17.44 2271.02 4.2 210 23.1 71.1
4.971429 420740 18.1376 2276.054 5.0336 242 23.4 72
5.246074 423530.4 19.4456 2280.536 4.4823 201 23.5 72.9
5.520718 426059.2 14.0392 2283.321 2.7853 173 23.7 74.2
5.795363 428413.6 11.6848 2284.661 1.34 100 23.8 75
6.070008 430768 10.7256 2286.654 1.9926 162 23.9 76.1
6.344652 433035.2 10.2896 2287.846 1.1918 101 24.1 76.7
6.619297 43547 6.8 10.2024 2289.425 1.5795 135 24.2 77.5
6.893942 437744 9.5048 2290.624 1.199 98 24.3 77.8
7.168586 440011.2 9.3304 2291.641 1.0165 87 24.4 78.2

Debitul unei sonde depinde de condițiile de zăcământ ( proprietățil e rocii și ale fluidelor,
mecanismul de dezlocuire, mărimea zăcământului ) și de condițiile de suprafață ( duze, separatoare,
presiuni în conducte).

Productivitatea sondei depinde de proprietățile rocii și ale fluidelor, mecanismul de
dezlocuire, regimul de curgere, gradul de blocare al formațiunii.

Indicele de productivitate pentru sondele de țiței permite cunoașterea capacității de curgere (
productivitatea ) unei sonde. Este afectat de calitatea zăcământului ( permeabilitate ) , factorul skin
(reprezin tă căderea de presiune din jurul găurii de sondă ca urmare a unui proces de alterare ) și de
perforaturile blocate sau slabe.

44

Cristina Nicoleta Pandele

Din calculele de mai sus se desprind următoarele concluzii:

– presiunea de zăcământ și indicel e de productivitate pentru sondele de țiței sunt în continuuă
scădere;

– rația de gaze -țiței a crescut până la atingerea unui nivel maxim după care a început să scadă;

5.3. INJECȚIA DE APĂ

5.3.1. Injectarea intraconturală a apei în exploatarea secund ară

Petrolul absorbit de granulele rocii sau reținut de forțele capilare în interstițiile subcapilare
dintre granule nu este recuperabil în condițiile curgerii naturale ( exploatare primară ); pentru
mărirea recuperării țițeiului din zăcământ se injecte ază în el apă prin care se realizează recuperarea
secundară.

Recuperarea secundară reprezintă cantitatea de hidrocarburi care poate fi produsă prin
adăugarea de energie suplimentară sistemului de fluide din zăcământ.

Procesul de injecție de apă crește ca ntitatea de de țiței recuperat prin :

– menținerea presiunii de zăcământ;

– dezlocuirea ( spălarea ) țițeiului cu apă.

Rețelele de sonde injecție/producție au un efect mai pronunțat asupra dezlocuirii țițeiului
decât asupra menținerii presiunii de zăcământ.

Reducerea presiunii de zăcământ poate cauza apariția unor fenomene , cum ar fi :

– expansiunea capului de gaze;

– crearea unui cap secundar de gaze;

– crearea unei saturații în gaze în spațiul poros.
Injecția de apă poate împiedica apariția acestor efecte.

Rețelele de sonde de injecție/producție au un efect mai pronunțat asupra dezlocuirii țițeiului
decât asupra menținerii presiunii de zăcământ.

Factorii care influențează alegerea tipului de rețea sunt :

– amplasamentul actual al sondelor;
– azimutul fractur ilor;
– anizotropia permeabilității;
– geometria zăcământului;

45

Cristina Nicoleta Pandele

– injectivitatea;

– planul de foraj de îndesire;
– etanșeitatea coloanelor sondelor candidat la convertirea în injecția de apă.

Orientarea rețelei de injecție es te un element critic în proiectarea procesului de injecție de apă
dacă există o direcție preferențială a permeabilității sau a fisurilor naturale. Orientarea greșită a
rețelei ar putea determina apariția unor fisuri pe o anumită direcție la injecția cu pre siuni mai mari

decât presiunea de fisurare.

Având în vedere nivelul energetic scăzut din zăcământ și faptul că în zona productivă există
un număr mare de sonde , injectarea de apă se va face intracontural. Pentru aceasta se va utiliza
fondul de sonde exi stent sau, eventual, se sapă un anumit număr de sonde noi de injecție.

Curgerea apei în mediu poros este nestaționară, aceasta căpătând caracter staționar după ce

frontul de dislocuire pătrunde în sondele de injecție.

Teoria avansării frontale – zăcămân tul se află sub presiunea de saturație ; sub presiunea de
saturație , în spațiul poros există și o saturație în gaze. Pe măsură ce presiunea de zăcământ crește
până deasupra presiunii de saturație, gazele vor intra înapoi în soluție. Efectul injecției de a pă nu se
va simți decât după apariția fenomenului cunoscut ca „resaturație”. Cu cât un zăcământ este mai
depletat, cu atât timpul necesar resaturării este mai mare și prin urmare efectul injecției se va resimți

mai târziu.
Eficiența recuperării ( ER )reprezintă raportul dintre volumul de hidrocarburi produse și
volumul de hidrocarburi existente inițial în zăcământ.
ER = EP EI ED
= EV ED
= EA EI ED

Unde :
EP – eficiența spălării rețelei
EI – eficiența avansării frontului de apă ( eficiența spălării verti cale )
ED – eficiența dezlocuirii
EV – eficiența volumetrică
EA – eficiența areală ( eficiența spălării orizontale )

Calculul eficienței recuperării este foarte complicat deoarece fiecare factor implicat este
complex. Totuși, cunoașterea fenomenelor ca re afectează fiecare factor este important pentru
înțelegerea procesului de injecție.

46

Cristina Nicoleta Pandele

Factorii care sunt implicați în ecuația eficienței dezlocuirii se determină din curba curgerii
fracționare.

Eficiența spălării oriz ontale este influențată de : rația mobilității, distanța dintre sonde,
geometria rețelei, heterogeneități areale.

Eficiența spălării verticale este influențată semnificativ de rația mobilității și de variația pe
verticală a permeabilităților orizontale.

Mobilitatea reprezintă raportul dintre permeabilitatea rocii pentru un fluid și vâscozitatea
fluidului.Este funcție de saturație.

Mobilitatea apei:
Ma= ka
= k*kra

μa μa
Mobilitatea țițeiului :

Mt= kt
= k*krt

μt μt
Unde:

k- permeabilitatea;
kt – permeabilitatea efectivă pentru țiței;
krt – permeabilitatea relativă pentru țiței;
ka – permeabilitatea efectivă pentru apă;
kra – permeabilitatea relativă pentru apă;

μt – vâscozitatea țițeiului;
μa – vâscozitatea apei;

Rația mobilității este definită ca raportul dintre mobilitatea fluidului care dezlocuiește ( apă)
și mobilitatea fluidului dezlocuit ( țiței ). Este elementul cheie în proiectarea unui proces de injecție
și principalul indicator în determinarea eficienței d e spălare.

Efectele rației mobilităților sunt :

– M = 1 – neutră – apa și țițeiul se mișcă relativ bine;
– M < 1 – favorabilă – țițeiul se mișcă mai ușor decât apa;
– M > 1 – nefavorabilă – apa se mișcă mai ușor decât țițeiul.

Factorul de inundare definește zona invadată de fluid de dezlocuire în zona total supusă
drenării până la un moment dat. reprezintă raportul dintre volumul de apă injectat și volumul poros.
Factorul de spălare este cu atât mai mare cu cât mobilitatea agetului de dezlocuire este mai mic ă

47

Cristina Nicoleta Pandele

dacât mobilitatea țițeiului. Eterogenitatea zăcământului atât din punct de vedere litologic cât și din
punct de vedere al capacității de curgere influențează în mod direct eficienta dezlocirii cu apă (
factorul de in undare).

Eficiența dezlocuirii arată cât de mare este volumul de pori contactat de faza dezlocuitoare
din întregul volumul de pori al zonei productive. Este caracterizată prin factorul de inundare
volumetrică care este compus din eficiența inundării în su prafață ( fracția din suprafața unui
zăcământ invadat de fluidul dezlocuitor ) și eficiența inundării pe verticală (fracția din secțiunea
verticală a unui zăcământ invadat de fluidul dezlocuitor ).

Factorul de inundare volumetrică depinde de raportul mobi lității, de neuniformitatea
zăcământului , de modul de amplasare al sondelor pe structură, de cumulativul de fază dezlocuitoare
pătruns în zona productivă, etc.

Factorul de spălare ce caracterizează dezlocuirea este cu atât mai mare cu cât mobilitatea
apei este mai mică. De obicei mobilitatea apei este mai mare decât a âiâeiului , în special datorită
vâscozității acesteia în raport cu cea a țițeiului. Aceasta conduce la o spălare mai redusă a
zăcământului.

Indecele de receptivitate reprezintă raportul din tre debitul de apă care se injectează (Q a) și
presiunea diferențială (ΔP).

IR=
Qa
ΔP

Unde :
ΔP = P inj – Pzac

Factorii care afectează injecția :

– densitatea – în cazul zăcămintelor subțiri, omogene, apa de injecție se poate deplasa pe sub bancul
de țiței;

– barierele în curgerea verticală – pot fi depoziționale ( intercalații de argile, schimbari de facies,
intercalații de evaporite) și diagenetice ( cimentare, dolomitizare );

– dicontinuitățile laterale din stratul productiv – în zăcămintele neomoge ne, shimbările de facies
„prind” țițeiul ca într -o capcană împiedicând dezlocuirea lui prin injecția de apă. Reducerea
distanțelor dintre sonde prin foraje de îndesire reduce acest efect și îmbunătățește eficiența spălării
orizontale și cele verticale.

– perforarea incompletă a stratelor poros -permeabile și lipsa de corelare între nivelele stratigrafice la

care sunt perforate sondele.

O apă ideală de injecție trebuie să aibă urmatoarele caracteristici:

48

Cristina Nicoleta Pandele

– să nu conțină pa rticule solide în suspensie ( acestea pot forma cruste);

– să nu conțină țiței sau ulei în suspensie;
– să nu conțină produși în soluție care să poată provoca depuneri de crustă sau coroziune;

– să nu conțină gaze în soluție;

– să nu conțină bacterii (acestea pot să determine reacții adverse asupra formțiunii în care se
injectează);

– să nu interacționeze cu apa formațiunii din care să rezulte precipitații;

– să nu fie conductivă pentru a nu produce coroziunea galvanică.

Pentru un zăcământ de țiței fără cap iniț ial de gaze și cu un acvifer inactiv, al cărui mecanism
de dezlocuire este ieșirea gazelor din soluție , se va calcula saturația actuală de țiței și gaze. Calculele
se vor efectua adoptând următoarea ipoteză:

– stabilirea unui gradient de saturație astfel c ă în zona inundată continuă să curgă atât țiței cât și apă;

– apa injectată un conține impurități mecanice;
– apa injectată este compatibilă cu apa de zăcământ și roca;

– permeabilitatea și porozitatea colectorului sunt uniforme în toate direcțiile;

– frontul se dezvoltă radial;

– permeabilitatea efectivă și vâscozitatea țițeiului se vor considera invariabile.

Atunci cand se proiectează injecția de apă pentru un zăcământ al cărui mecanism de
dezlocuire este ieșirea gazelor din soluție trebuie avut în vedere că la începutul procesului în
zăcământ va exista o saturație inițială în gaz.Este necesar să se injecteze un volum de apă care este
egal cu volumul de pori ocupați actul de gaz înainte ca sonda de reacție să înceapă să producă țiței.
In concluzie la startul p rocesului în zăcământ avem o saturație în gaz S gi, saturația în apă interstițială
Sai și saturația actuală în țiței S ti .

Craig a dezvoltat o metodologie în care performantele injectiei de apa sunt impartite in 4

etape:

1-inceputul procesului -interferen ta

2-interferența -umplere

3-umplere -timp de patrundere

4-timp de patrundere -sfarsitul proiectului

Parametrii cunoscuți sunt:

– distanța dintre sondele de injecție : L=100m; 328.083ft;

– distanța dintre sondele de injecție și cele de producție : l=125m ; 410.10375
ft; 49

Cristina Nicoleta Pandele

– aria panoului de injecție: A=12500 m2; 134548.069ft2 ;
– presiunea de zăcământ la începutul inundării : P in = 50 · 105 at;
– grosimea efectivă a stratului productiv : h ef =32m; 104.98656ft;

– porozitatea medi e : m = 12%;

– permeabilitatea medie : k = 2,5 md;

– factorul de volum al țițeiuluila inceputul inundării : 1,283

– vâscozitatea țițeiului : μt =3 Cp
– vâscozitatea apa : μa=0.8Cp
– saturația în apă interstițială : S ai = 35%
– saturația în țiței residual: S tr = 25%
– saturația inițială în gaze : S gi = 10%
– raza sondei : r s =0,07m; 0.22966 ft;
– debitul de injecție : q ij = 100m3/zi; 314.465 bbl/zi;

Calculul saturației în țiței și gaze :

N btin 150000 1.064
Stin=( 1- Sai ) (1- ) = ( 1 – 0.35) * =0.5312

15000
Np bo 1.283

Sgin = 1- Sai – Stin = 1 – 0,35 – 0,5312 = 0,1188

Se calculează permeabilitățile relative pentru țiței (k rt) și apă (k ra ) funcție de saturația în apă
( Sa ) folosind una din metodele cunoscute.

krt=[(1-Sa-Str)/(1 -Sai-Str)]No= [ (1 -0.45-0.25)/(1 -0.35-0.25)]5= 0.2373
kra=krw end -point[(Sa -Sai)/(1 -Sai-Str)]Nw = 0.7*[( 0.45 -0.35)/ (1 -0.35-0.25)]^2.5=0.0266

Unde :

No și Nw -exponent Corey

No – 5

Nw – 2,5

krw end -point – 0,7

50

Cristina Nicoleta Pandele

Ecua ția curgerii fracționare – această ecuație este atribuită lui Leverett (1941). Pentru două
fluide nemiscibile, țițeiul și apa, fracția de apă din curentul de lichid ( fw ) din debitul total de fluid
este definită ca debitul de apă împărțit la debitul total de lichid:

fw=q a/qT =qa/(qa+qt)

Unde:

fw=fracția de apă din curentul de lichid;
qT=debitul total de lichid;
qa=debitul de apă;
qt=debitul de țiței.

– se calculează fw funcție de permeabilitățile relative și vâscozitățile apei și țițeiului:
fw=1/[ 1+(k rt/kra)(μa/μt)] =1/[1+ (0.2373/0.0266)(0.8/15)]= 0.295652174

– se calculează volumul de pori si resursa de titei la inceputul procesului de injectie:
Vp= Ap· he · m = 725000 · 17 · 0,1 = 1232500 m3

Nt= Vp · ( 1 – Sa)/ bt=1232500· 0,65/1,238= 624 · 103 t

– se calculează rația de mobilitate M:

M = M a/Mt= ( k a/ μa)*( μ t / kt)=0.0266/0.8 *3/0.2373=0.0332*12.6422=0.420

– se calculează eficiența de dezlocuire pe suprafata la timpul de patrundere BT,E ABT
EABT =0,54602036+0,03170817/M+0,30222997/eM-0,00509693 *M= 0.818
Unde : e = 2.71 ( constanta)

51

Cristina Nicoleta Pandele

5.3.1.1.Etapa începutul procesului –interferența

La începutul procesului de injecție pentru un zăcământ exploatat în primar în regim de gaze
dizolvate o saturație mare în g az există în aria dintre cele doua sonde(injecție și reacție). După ce o
anumită cantitate de apă a fost injectată, în jurul sondei de injecție se formeaza o zonă de saturație
mare în apă numită banc de apa . Acest stagiu se caracterizează printr -o curgere radial plană. Apa
injectată reușește să formeze un banc de țiței și această curgere radială continua până ce cele două
bancuri formate de sondele de injectie se unesc.

Se calculează cumulativul de apă injectată la interferență cu formula (W inj i) :

Winj i =π · h ·m · Sgi · (roi/2)2/5.615

Unde:

roi= jumatatea distantei dintre 2 sonde de injectie alaturate

Winj i = 3,14* 104.98656*0,12*0,11*( 328.083/2)2 / 5.615 = 31597.37851 bbl sau 5024m3

Se calculează raza exterioară a bancului de țiței ( r o ):

ro=(5.615*Winj/πhmSgi)0.5 = 0.922843814 ft sau 0.281283643 m

Se calculează raza interioară a bancului de țiței ( r ):

r =ro(Sgi/(S* aBT-Sai))0.5= 0.5976143 ft sau 0.182153389 m

Unde:
S*aBT – saturația medie în apă în zona spălată la timpul de păt rundere – 0,4626

Se calculeaza debitul de injectie (q inj ):

qinj =0.00707khΔp/[(μa/kra)ln(r/ri)+(μt/krt)ln(ro/r)]

52

Cristina Nicoleta Pandele

Unde:

kra=0,172

krt=1

Cu aceste date calculate se completează tabelul următor:

Tabel nr. 6

Winj ro r qinj (qinj)mediu Δt t=∑ Δt
m3 m m m3/zi m3/zi zile zile
79.5 8.23 4.92 784.33 0.81 0.81

795 26.02 15.56 585.89 685.11 4.07 4.88

1590 36.80 22.01 544.42 565.15 5.29 10.17

3180 52.04 31.12 508.44 526.43 11.22 21.39

4770 63.74 38.11 489.51 498.97 11.75 33.14

5024 65.41 39.12 487.19 488.35 1.91 35.05

Aceste calcule arată ca timpul de interferență va dura 35 zile de la începutul procesului de
injecție iar debitul de injecție la interf erență va fi de 487 m 3/zi. În aceasta perioada zăcământul nu
va raspunde procesului de injecție.

5.3.1.2. Etapa între interferența și încheierea dezlocuirii gazelor (umplere)

Se calculeaza cumulativul de apa injectata pentru perioada de umplere (W inj f ):

Winj f=(PV)Sgi = 60379.2 bbl sau 9600.29 m3

Se calculeaza eficienta de dezlocuire pe suprafata (E A) cu ecuatia:

EA=Winj/(P V(S*aBT-Sai)) =0.263158

Se calculeaza debitul initial de injectie (q base):

qbase = 0.003541khkrtΔPbase/[μt(ln(A/r s)-0.619 ]= 300.8241621bbl/zi sau 47.831 m3/zi

Se calculeaza debitul de injectie la umplere(q af):

qaf = γ q base = 288.7911956 bbl/zi sau 45.917 m3/zi

53

Cristina Nicoleta Pandele

Se calculeaza debitul mediu de injecție de la interferenta până la umpler e ( (q a)mediu ):

(qa)mediu=( q base + qa)/2= 352.9501bbl/zi sau 56.119 m3/zi

Se calculeaza timpul de la interferență până la sfârșitul perioadei de umplere (Δt):

t =( W inj f – Winj i)/ (q a)mediu =81.54643 zile

Se calculeaza timpul de la începutul proces ului de injecție și până la sfârșitul perioadei de umplere
(tf):
tf =∑ Δt = 35 + 81.54643 =116.5964 zile

5.3.1.3. Etapa între încheierea dezlocuirii gazelor (umplere)
și timp de patrundere a apei în sondele de reacție

Se calculeaza cumulativul de a pa injectat la timpul de patrundere(W iBT):

WiBT=(PV)( S* aBT-Sai)EABT= 116538.69 bbl sau 18529.6523 m3

Se calculeaza eficiența de dezlocuire pe suprafata (E A)cu ecuatia:

EA=Winj/(P V(S*aBT-Sai)) = 0.5079245

Se calculeaza debitul de apa injectata pen tru fiecare valoare a cumulativului de injectie(q af):

qaf = γq base = 288,7912 bbl sau 45,917 m3/zi

Se calculeaza debitul de titei pentru aceasta faza ( Q t) :

Qt = qa / bt

Se calculeaza cumulativul de titei produs ( Np ) folosind relatia:

Np=(W inj-Winj f)/bt = 61775.443 bbl sau 9822.29547
m3 54

Cristina Nicoleta Pandele

Cu aceste date calculate se completează tabelul următor:

Tabel nr. 7

Winj qinj (qinj)mediu Δt=W inj/ qinj
EA γ med t=∑Δt Qt Np

m3 m3/zi m3/zi zile zile m3/zi m3

9600.29 0.05679 0.96 45.9178 116.60 116.60 41.7434546 0

11130 0.06583 0.95 45.43949 45.6786 33.49 150.08 41.308627 1390.64

12720 0.07524 0.94 44.96118 45.2003 35.18 185.26 40.8737993 2836.1

14310 0.08464 0.93 44.48287 44.722 35.55 220.81 40.4389717 4281.55

15900 0.09405 0.92 44.00456 44.2437 35.94 256.75 40.004144 5727.01

17490 0.10345 0.91 43.52625 43.7654 36.33 293.08 39.5693164 7172.46

18529.7 0.1096 0.9 43.04794 43.2871 24.02 317.10 39.1344887 8117.64

Aceste calcule arată că timpul de pătrundere se va petrece peste 317 zile în care perioadă vom
produce cantitatea de 8117.64 m3 țiței.

5.3.1.4. Dupa patrunderea apei in sondele de reactie

Se asum a debite de injecție mai mari decât la etapa anterioară.
Se calculează rația Winj/W iBT pentru fiecare valoare selectata W inj;
Se calculează eficienta de dezlocuire pe suprafata E A pentru fiecare valoare selectata Winj

EA = EABT+0,633* ln(W inj/WiBT)

Se calculează rația Q i/QiBT care ii corespunde fiecarei valori W inj/WiBT ( ratia Q i/QiBT este functie de

EABT si W inj/W iBT )

Qi/QiBT =0.773*(Wai/W iBT)+0.2901

55

Cristina Nicoleta Pandele

Se determina volumul total de apa injectata in volumul de pori (Q i)

Qi=(Q i/QiBT)*QiBT

Se calculează impuritatea zăcământului la sonda de producție f w2 cu ecuația:

fw2=1/[1+(k rt/kra)(μa/μt)]

Se determină saturația medie în apă în aria spălată S* a2:

S*a2= Sa2+((1-fa2)/(df a/dSa)Sa2)

Se calculeaza efic ienta dezlocuirii E D pentru fiecare valoare S a2

ED=(S* a2-Sai)/(1-Sai)

Eficiența dezlocuirii este procentul din țițeiul mobil care a fost recuperat de frontul de
injecție la un moment dat.

Se calculeaza cumulativul de titei produs( Np )

Np=N t*ED*EA*EV-(PV)(1-EA)Sgi/b t

Unde :
Nt – resursa la începutul procesului de injecție
ED – eficiența dezlocuirii
EA – eficiența spălării pe suprafață
EV – eficiența spălării pe verticală
Se calculează cumulativul de apă produsă (W p )

Wp= (W inj-Np*bt)/ba

56

Cristina Nicoleta Pandele

Craing a arătat că și după timpul de pătrundere , fluidul injectat continuă să deplaseze țițeiul
spre sondele de reacție. Acest țiței provine pe de o parte din zona deja spălată și pe de altă parte din
zone neatinse pâ nă acum de frontul de injecție.

Rația de apă – țiței la suprafață WOR înregistrată la sondă de producție se estimează prin
separarea ariilor dezlocuite în două arii :
1- aria dezlocuită anterior de frontul de injecție – este zona în care saturația în apă ( Sai ) este mai de
saturația în apă imediat în spatele frontului de dezlocuire (S aBT );

2 – aria nou dezlocuită ce nu a fost atinsă până în acest moment de frontul de injecție – este o zonă
nouă din care se va produce numai țiței.

Craing a propus o metodă de determinare a rației apă -țiței la suprafață care se bazează pe
estimarea producției incrementale ( N p)n pentru un baril de producție de țiței totală:

WORs=((fw 2*(1( Np)n))/(1-fw2*(1( Np)n)))*(b t/ba)

Se calculează debitul de țiței după pătrunderea f rontului de apă ( Q t )

Qt= q inj/(bt+ba*WORs)

Se calculează debitul de apa (Q a )

Qa=Qt *WORs

Se calculează factorul de recuperare( FR ):

FR = (N p/Nt)*100

Cu aceste date se completază tabelul de mai jos:

Tabel nr. 8

t Winj Np Wp qa Qt Qa FR
ani m3 m3 m3 m3/zi m3/zi m3/zi %
0.31944 9600.2928 0 0 45.9178001 41.743455 0 0
0.41119 11130 1390.64 0 45.4394897 41.308627 0 2.2762822
0.50757 12720 2836.1 0 44.9611793 40.873799 0 4.6422831

57

Cristina Nicoleta Pandele

0.60497 14310 4281.55 0 44.4828688 40.438972 0 7.0082841
0.70343 15900 5727.01 0 44.0045584 40.004144 0 9.374285
0.80296 17490 7172.46 0 43.526248 39.569316 0 11.740286
0.86877 18529.701 8117.64 0 43.0479376 39.134489 0 13.287414
0.99923 20670 11114.8 0 47.83 038 17.313971 28.785 18.193392
1.26194 25440 14018.3 419.626 51.6568104 15.521989 34.5826 22.945865
1.50921 30210 16640 2305.72 54.0483294 13.741627 38.9325 27.237261
1.73881 34980 19016.6 4461.42 59.787975 13.099196 45.3789 31.127482
1.93752 39750 21179.5 6852.26 71.74557 13.763985 56.6052 34.667792
2.11379 44520 23155.4 9448.82 76.528608 13.030881 62.1946 37.901981
2.27939 49290 24967.3 12225.7 81.311646 12.429296 67.6394 40.86784
2.43332 54060 26635.2 15161 88.486203 12.259558 75.0007 43.598009
2.57525 58830 27922.6 18514.8 95.66076 12.11057 82.3391 45.705334
2.71051 63600 28548.5 22596.4 97.5739752 11.366007 85.0714 46.729739
2.84314 68370 29110 26748.7 99.4871904 10.726998 87.6875 47.648879
2.97325 73140 29616 30962.1 101.400406 10.172804 90.2103 48.47707
3.10093 77910 30073.7 35228.6 103.313621 9.6876918 92.6572 49.226306
3.22626 82680 30489.3 39541.4 105.226836 9.2595393 95.0413 49.906668
3.34934 87450 30868.1 43894.8 107.140051 8.8788715 97.3733 50.526666
3.47023 92220 31214.4 48283.8 109.053266 8.5381836 99.6613 51.093514
3.58903 96990 31532 52704.5 110.966482 8.2314598 101.912 51.613359
3.70579 101760 31824.1 57153.2 112.879697 7.9538253 104.13 52.091461
3.82059 106530 32093.4 61626.9 114.792912 7.7012893 106.321 52.532342
3.93349 111300 32342.4 66123 116.706127 7.4705555 108.489 52.939908
4.11861 119250 32717.7 73660.2 118.619342 7.0513709 110.863 53.554154
4.30149 127200 33050.1 81244.6 119.57595 6.6322326 112.28 54.098222

58

Cristina Nicol eta Pandele

Capitolul VI : STUDIUL DE FEZABILITATE

Procesul de exploatare a zăcămintelor de hidrocarburi fluide este un proces complex deoarece
presupune descoperirea de noi rezerve cât și exploatarea rațională și cât mai economică a acestor a.

Complexitatea și specificul procesului de exploatare a zăcămintelor de petrol reclamă un
volum mare de investiții și un grad mare de incertitudine din punct de vedere al eficienței economice.

Principala sarcină în industria extractivă este orientarea investițiilor astfel încât să se obțină
un maxim de eficiență economică , respectiv un preț de cost al tonei de țiței extras cât mai mic și un
timp de recuperare cât mai redus.

Trebuie să se îndeplinească două cerințe :

– exploatarea rațională, adică reali zarea unor factori de recuperare ți un grad de asigurare a producției

cu rezerve cât mai mari ;

– creșterea eficienței economice a investițiilor .

Investiția constă într -o sumă de bani alocată în vederea creării fondurilor fixe, a capacității
ridicate de producție și pentru realizarea tuturor lucrărilor privino modernizarea și automatizarea
proceselor de producție.

Eficiența economică a unui proces de producție se traduce prin raportul dintre efort și efectul
obținut.

O metodă modernă de evacuare economi că este cea numită D.C.F. -DISCOUNTED CASH
FLOW sau metoda FLUXULUI DE TREZORERIE.

Investiția este dată de relația :

I=(Ics+Ies)* sr ( RON)

Unde:
Ics –investiția pentru constructia sondei ( RON)
Ies – investiția pentru echiparea sondei ( RON)

59

Cristina Nicoleta Pandele

Venitul brut se calculează cu relativa:

Vb=Qt+pvt+Qg+pvg (miiRON/an)

Unde:
Qt –cumulativ țiței (to)
pvt – preț vânzare tona de țiței
Qg – cumulati gaze (Stm3)
pvg- preț vânzare mia de metri cubi gaze

Cheltuieli de operare sunt cheltuielile de producție incluzând: materiale, reparații, investiții,
etc. si se esprima în RON.

Redevența (R) reprezintă o cotă procentuală din producția brută realizată și datorată statului
pentru compensarea scăderii rezervelor de petrol.

Venitul înainte de taxare este dat de relația:

VNît= Vb-( R+T e-Chop) (miiRON/an)

Unde:
Te – taxa de exploatare (miiRON/an)
Chop – cheltuieli operaționale (miiRON/an)

Venitul net taxabil este dat de relația:

VNt=VN ît-DDA (miiRON/ an)

60

Cristina Nicoleta Pandele

Unde:

DDA -deprecierea, depletarea, amortizarea referitor la investiția realizată

Impozitul pe profit:

Imp= 0,38* VN t (miiRON/an)

Venit net după taxare :

VNdt= VN ît – Imp (miiRON/an)

Factorul de actualizare:

fa= l/ (1+i)n

Unde:

l-rata de actualizare

i-30%

n-an curent

Net cash flow :

NCF= VNdt – I (miiRON/an)

Net cash flow actualizat :

NCFA= NCF* f a (miiRON/an)

61

Cristina Nicoleta Pandele

Calculele s -au efectua t în două variante de exploatare : în regim de gaze dizolvate și prin
aplicarea injecției de apă. Rezultatele pentru cele două variante sunt centralizate în tabelele
următoare:

Tabel nr. 9

Timp Vb Pt R Te Chop VNît VNt Imp VNdt NCF ∑NCF NCFA ∑NCFA Vb
1 8704 7986 320 261 2887 8660 3291 1250 2040 5170 5170 4395 4395 8704
2 14388 7542 521 432 2854 12404 4714 1791 2922 7492 12663 6368 10763 14388
3 13875 7321 504 416 2826 12035 4573 1738 2836 7264 19926 6174 16937 13875
4 13199 6792 472 396 2804 11571 4397 1671 2726 6976 26902 5929 22867 13199
5 12505 6510 453 375 2787 11087 4213 1601 2612 6676 33578 5674 28541 12505
6 11797 6023 437 354 2757 10578 4020 1527 2492 6360 39937 5406 33947 11797
7 11032 5823 407 331 2726 10043 3816 1450 2366 6028 45965 5124 39070 11032
8 10102 5230 375 303 2524 9220 3503 1331 2172 5518 51483 4690 43761 10102
9 9345 4846 347 280 2505 8699 3306 1256 2050 5195 56678 4416 48176 9345
10 7866 4456 317 236 2476 7666 2913 1107 1806 4555 61233 3871 52048 7866

Timp Vb Pt R Te Chop VNît VNt Imp VNdt NCF ∑NCF NCFA ∑NCFA Vb
1 14507 13310 320 435 4811 18350 6973 2650 4323 8617 5170 7325 4395 320
2 23979 12570 521 719 4756 27148 10316 3920 6396 12487 17657 10614 1500 9 521

62

Cristina Nicoleta Pandele

Capitolul VII: CONCLUZII

Structura Văsiești aparține flișului paleogen. Acumulările de hidrocarburi de pe această
structură sunt cantonate la nivelul Oligocenulu i Unității Externe ( Kliwa, Suprakliwa,Tranziție).
Toate zăcămintele sunt de țiței fără cap primar de gaze.

Datorită declinului de presine accentuat, ca urmare a ritmului de extracție deosebit de intens,
la scurt timp după începerea exploatării a fost ini țiat un proces injecție de apă la Oligocen, proces
care continuă și în prezent. În urma analizei efectuate asupra procesului de injecție de apă, s -a ajuns
la concluzia că acesta a avut un efect favorabil la nivelul Oligocenului, obținându -se o producție
suplimentară semnificativă ca efect al procesului. Analiza exploatării a pus în evidență eficiența
recuperării țițeiului în actualul stadiu de depletare a zăcămintelor, prin injecția intraconturală de apă.

Principalele dificultăți în exploatarea zăcămintelo r de petrol de pe structură au fost legate de
apariția rapidă a apei în unele sonde de reacție, la nivelul Oligocenului, datorat debitului mare de apă
injectată, în prima perioadă a procesului și a fost redusă treptat pe parcursul exploatării. Au existat
cimentări nereușite ale coloanelor cauzate de deviațiile mari ale acestora.

Injecția tehnologică de apă se realizează prin 2 sonde la un debit zilnic de 186 m3 în medie
90 m3/zi sondă.

Factorii de recuperare actuali realizați sunt de 22,3% pentru țiței și 7 4,5% pentru gaze
asociate.

Analizându -se posibilitățile de continuare a exploatării cu sondele existente , continuarea
injecției de apă tehnologică și programe geologo -tehnologice se evidențiază existența a unei rezerve
actuale dovedite dezvoltate de 120 mii tone de țiței și 12 milioane Stm3 gaze asociate și a unei
rezerve actuale dovedite nedezvoltate de 12 mii tone de țiței și 2 milioane Stm3 gaze asociate (
producția suplimentară obținută din lucrări se încadrează la categoria rezerve actuale dovedite
nedezvoltate), cu o exploatare rentabilă până în 2028 .

Completarea gabaritului actual cu 2 locații de racție și una de injecție permite prelungirea
procesului de exploatare în condiții economice rentabile până în anul 2032 , cu un aport de rezervă
de 68 m ii tone țiței și 4 milioane Stm3 gaze asociate .

63

Cristina Nicoleta Pandele

BIBLIOGRAFIE

1. Beca C. , Prodan D. -„ Geologia zăcămintelor de hidrocarburi” – Editura Didactică și Pedagogică
București;

2. Manolescu G. – „ Fizica zăcămintelor d e hidrocarburi” – Editura Didactică și Pedagogică
București;

3. Nistor. I. – „ Proiectarea exploatării zăcămintelor de hidrocarburi fluide” – Editura Tehnică

4. Soare Al. – „ Hidraulică generală și subterană” – Editura Didactică și Pedagogică București;

5. Crețu I. – „ Hidraulica zăcămintelor de hidrocarburi”;

6. Coroian C., Stoicescu I. – „ Economia exploatării zăcămintelor de petrol și gaze” – Editura
Tehnică;

7. Minescu F. – „ Fizica zăcămintelor de hidrocarburi” – Editura Universității
8. Asset IV Moldova Nord – date referitoare la geologia structurii, hărți, diagrafii geofizice;

9. Parcalabescu I. – „Proiectarea exploatarii de hidrocarburi fluide” – Editura Didactica și
Pedagogica 1983

64

Cristina Nicoleta Pandele

CUPRINS

Introducere ………………………………………………………………………………………… 2

Capitolul I : Geologia structurii

1.1. Stratigrafia și litologia structurii……………………………………………………………….. 5

1.2. Tectonica structurii ……………………………………………………………………………. 6

1.3. Obiective de interes petrolifer……………… …………………………………………………. 6

Capitolul II: Geologia zăcămintelor

2.1. Stratigrafia și litologia zăcămintelor…………………………………………………………… 8

2.2. Tectonica ………………………………………………………………………………………. 8

2.3. Tipul capcanelorși a zăcămintelor……………………………………………………………… 9

2.4. Distribuția inițială a fluidelor…………………………………………………………………… 9

Capitolul III: Principalele caracteristici ale modelului de
zăcământ Zăcământul Văsiești, blocul I , Oligocen

3.1. Obiective de interes petrolifer ………………………………………………………………… 10

3.1.1.Dete rminare volumului ………………………………………………………………….. 12

3.1.2. Presiunea inițială și temperatura de zăcământ…………………………………………… 13

3.2. Roca magazin și sistemul rocă -fluid

3.2.1. Caracterul sedimentologic și petrografic………………………………………………….. 15

3.2.2.Paramet ii rocii magazin și ai sistemului rocă -fluid ……………………………………… 15

3.3. Proprietățile fizice ale sistemului fluid

3.3.1. Proprietățile țițeiului în condiții de zăcământ…………………………………………… 22

3.3.2. Proprietățile gazelor în condiții de zăcământ ……………………………… …………… 26

3.3.3. Proprietățile apelor în condiții de zăcământ …………………………………………….. 28

3.3.4.Sistemul hidrocarburi – apă ………………………………………………………………..29

Capitolul IV: Calculul resurselor

4.1. Calculul resurselor și rezervelor de țiței și gaze…………………………………… …………… 32

Capitolul V: Istoricul exploatării

5.1. Referitor la sonde

5.1.1. Construcția și amplasarea sondelor………………………………………………………. 35

5.1.2. Gabaritul sondelor, debite de fluide, presiuni diferențiale de fund………………………. 36

65

Cristina Nicoleta Pan dele

5.1.3. Stimularea debitelor de fluide extrase și injectate ……………………………………….. 37

5.2. Referitor la zăcământ – sonde

5.2.1.Proiectarea exploatării zăcămintelor de țiței în regim de gaze dizolvate ………………….37

5.3. Injecția de apă

5.3.1. Injectare a intraconturală a apei în exploatarea secundară…………………………………45

5.3.1.1. Începutul procesului –interferența………………………………………………. 52

5.3.1.2. Etapa între interferența și încheierea dezlocuirii gazelor (umplere) ……………. 53

5.3.1.3. Etapa între încheierea dez locuirii gazelor (umplere)

și timp de patrundere a apei în sondele de reacție……………………………….. 54

5.3.1.4. Dupa patrunderea apei in sondele de reactie ………………………………….. 54

Capitolul VI : Studiul de fezabilitate ………………………………………………………………59

Capitolul VII: Co ncluzii ………………………………………………………………………… 63

66