SPECIALIZAREA GEOLOGIA RESURSELOR PETROLIERE [309174]

[anonimizat].dr.ing Ion Mălureanu

ABSOLVENT: [anonimizat] – Remus

PLOIEȘTI 2016

I. Determinarea proprietăților petrofizice ale colectoarelor de hidrocarburi din diagrafia geofizică

1. [anonimizat], deoarece raspunsul carotajelor este influențat de argila existentă în roci . O bună evaluare a [anonimizat] a [anonimizat].

Pentru determinarea volumului de argilă, , pot fi utilizate mai multe metode de evaluare (I.Mălureanu, Daniela Doina Neagu 2009) :

[anonimizat], utilizarea a două diagrafii sau a mai multor metode de carotaj

1.1 Determinarea volumului de argilă din curba gama natural

Modul de lucru :

[anonimizat] ;

[anonimizat] ( nisip, gresie, calcar, dolomit ) și se citește în dreptul lui ( fig.1.1 );

(I.Mălureanu, Daniela Doina Neagu 2009)

Se citește pe curba gama ( în dreptul stratelor analizate ) valoarea ;

[anonimizat] :

= (1)

Unde :

– [anonimizat]

– valoarea maximă a [anonimizat] a [anonimizat] () se calculează volumul de argilă ( ) cu relația de mai jos :

= 0,083( (2)

1.2 Determinarea volumului de argilă din diagrafia de rezistivitate

Modul de lucru :

Se determină rezistivitatea reală a rocilor, ,din carotajul dual laterolog ( DLL) sau carotajul dual inducție laterolog (DIL);

Se citește valoarea rezistivității argilei, , în dreptul unui strat impermeabil;

Se calculează conținutul în argilă al stratului cu relațiile de mai jos :

≤ () (3)

≤ (4)

Unde :

= 1 pentru 0,5 ≤ 1

1< 2 pentru < 0,5

– [anonimizat];

1.3 Determinarea volumului de argilă după curba de carotaj neutronic

Modul de lucru :

Se citește valoarea minimă respectiv maximă a porozității ( m ) , din diagrafia de carotaj neutronic ( valoarea maximă de porozitate citită din diagrafie îi corespunde unui strat argilos );

Citim valoarea porozității neutronice în dreptul fiecărui strat analizat;

Calculăm conținutul în argilă al stratului cu relațiile de mai jos :

= (5)

= (6)

Unde :

– porozitatea citită pentru stratul studiat;

– porozitatea minimă citită pentru stratul studiat;

– porozitatea citită în dreptul unui strat argilos;

Conținutul final de argilă al colectorului va fi egal cu minimul valorilor determinate prin cele trei metode folosite și anume :

=min[(] (7)

2. Determinarea porozității, m

Porozitatea, m, este definită ca fiind raportul dintre volumul spațiului poros, și volumul total al rocii,

m = ∙ 100 (%) (8)

Porozitatea exprimată de relația (8) reprezintă porozitatea totală sau porozitatea absolută și caracterizează capacitatea mediului poros de înmagazinare a fluidelor

Dacă se ia în considerare numai volumul porilor care comunică între ei, se poate defini porozitatea efectivă,, ca fiind raportul dintre volumul porilor comunicanți, și volumul total,

= (9)

(I.Mălureanu, Daniela Doina Neagu 2009)

Determinarea porozității din diagrafia geofizică se poate face utilizând următoarele metode (I.Mălureanu, Daniela Doina Neagu 2009) :

Metode indirecte , prin care porozitatea este dedus[ pe baza dependenței factor de formație – porozitate – rezistivitate

Metode directe , sunt considerate metode de investigație geofizică la care răspunsul este direct dependent de porozitate. Aceste metode sunt cunoscute și sub numele de metode de porozitate :

Carotajul neutronic (CN)

Carotajul de densitate (CD)

Carotajul acustic de viteză (CAc)

2.1. Determinarea porozității din carotajul neutronic (CN)

Modul de lucru :

– Se separă stratele poros-permiabile

– Se citește indicele de porozitate aparentă pentru calcare () în dreptul stratelor analizate

– Se separă un strat impermeabil ( argilă) , se citește în dreptul lui indicele de porozitate neutronică ()

– Se calculează porozitatea efectivă cu relația de mai jos :

= – (10)

Unde :

– porozitatea efectivă din carotajul neutronic

– indicele de porozitate neutronică

– porozitate aparentă pentru calcare

2.2 Determinarea porozității din carotajul de densitate

Pentru efectuarea carotajului de densitate, în sondă se introduce un dispozitiv de investigare cu o construcție specială (fig. 1.3 ) , care conține o sursă de radiații gama si un sitem de detecție .

Modul de lucru :

– Se citește valoarea de densitate în dreptul stratelor analizate,

– Se stabilește densitatea fluidului de foraj,

– Se determina densitatea matricei , în funcție de litologie sau de graficul de dependentă rezistivitate-densitate

– Se calculează porozitatea cu ajutorul relațiilor de mai jos :

= (11)

= (12)

= – (13)

Unde :

– densitate în dreptul stratelor analizate;

– densitatea fluidului de foraj;

– densitatea matricei;

– porozitatea din carotajul de densitate;

– indicele de porozitate al argilei din carotajul de densitate;

– porozitatea efectivă din carotajul de densitate;

2.3 Determinarea porozității din carotajul acustic de viteză

În urma carotajului acustic de viteză determinăm viteza de propagare a undelor elastice denumite si unde ultraacustice în rocile traversate de către sondă pe baza timpului de parcurs al acestor unde (fig.1.4 ) , unde : P- partea de semnal ; S- impulsul ;

(I.Mălureanu, Daniela Doina Neagu 2009)

În urma carotajului acustiv de viteză măsurăm intervalul de timp dintre sosirea fronturilor de undă la cele două receptoare.

Diagrafia de carotaj acustic de viteză conține două curbe :

Curba gama natural ( înscrisă pe trasa din stânga )

Curba , care reprezintă timpul de parcurs prin formațiunea geologica ( înscrisă pe trasa din dreapta )

Modul de lucru :

– Separăm stratele poros-permeabile;

– Citim timpul unitar de parcurs al undelor,, în dreptul stratelor analizate;

– Stabilim timpul unitar de parcurs prin fluidul din spațiul poros (=189 µ s/ft – pentru noroi dulce și =185 µ s/ft – pentru noroi sărat );

– Determinăm timpul de parcurs al undelor acustice prin matrice ( în funcție de litologie ) ,;

– Determinăm porozitatea din carotajul acustic de viteză cu ajutorul relațiilor :

– Pentru strate curate consolodate ( = 0) :

= (14)

– Porozitatea efectivă pentru stratele argiloase consolidate

( 0) :

= (15)

= – (16)

Unde :

– timpul de parcurs unitar pentru fluidul din spațiul poros ;

– timpul de parcurs unitar în matrice;

– timpul de parcurs unitar determinat din diagrafie;

– timpul de parcurs unitar în materialul argilos;

– indicele de porozitate al argilei din carotajul acustic;

3. Graficul M-N Plot

Modelul cel mai general si complex de litologie îl constituie formațiunile cu matricea compusă din trei sau mai mulți constituenți mineralogici, care au porozitate primară și secundară, cu sau fără conținut de material argilos, saturate cu apă si/sau hidrocarburi.

Graficul M-N Plot combină datele celor trei metode de porozitate si anume : porozitatea din carotajul neutronic , porozitatea din carotajul de densitate , porozitatea din carotajul acustic de viteză ; pentru a furniza date cantitative despre litologie în funcție de valorile parametrilor M-N.

Roca monominerală are un răspuns caracteristic la cele trei metode de porozitate. După Bruke et al care arată ca reprezentând densitatea () , în funcție de timpul unitar de parcurs ( ) sau de răspunsul carotajului neutronic ( ) , unde pentru o rocă monominerală saturate cu un singur fluid, obținem o linie dreaptă.

Relațiile utilizate pentru calcularea parametrilor M-N sunt următoarele :

M= ∙ 0,01 (17)

N= (18)

Unde :

– – timpul de parcurs unitar pentru fluidul din spațiul poros ;

– timpul de parcurs unitar determinat din diagrafie;

– densitate în dreptul stratelor analizate;

– densitatea fluidului de foraj;

4.Determinarea conținutului în fluide și a coeficientului de saturație

În porii rocii sunt prezente următoarele fluide : apă, țiței, și gaze . Astfel spus , se poate vorbi de o saturație în apă, o saturație în țiței și o saturație în gaze. Saturația se exprimă ca raport între volumul de fluid din pori și volumul de pori , care are valori cuprinse între 0 și 1 , respective între 0% și 100% .

Cunoașterea saturațiilor în fluide este foarte importantă pentru o evaluare a resurselor și rezervelor de hidrocarburi foarte precise . Determinarea saturațiilor se poate face cu ajutorul metodelor geofizice ( din curbele de rezistivitate) , metode fizice ( determinate în laborator pe baza carotelor mecanice ) sau prin calcule ( pe baza ecuațiilor de bilanț material , folosind datele din producție).

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

+ = (19)

Din relația (19) rezultă că :

+ = 1 (20)

Pentru determinarea potențialului productiv al roci colectoare, este necesar să stabilim conținutul în hidrocarburi și apă. Estimarea acestui potential productive se poate face prin prelucrarea diagrafiei geofizice, pentru formațiunile “curate “ cât și pentru formațiunile argiloase , utilizăndu-se diferite modele.

În vederea determinării saturației, străbatem o serie de etape ale interpretărilor diagrafiilor geofizice , și anume :

– Determinarea rezistivității reale,;

– Determinarea factorului de formație ,F;

– Determinarea rezistivității apei de zăcământ,;

– Determinarea saturației în apă și hidrocarburi , respectiv ;

Pentru calcularea saturațiilor am utilizat următoarele relații (după relația lui Simandoux ) :

– (21)

= 1 – (22)

5. Determinarea coeficientului de permeabilitate, k

Permeabilitatea reprezintă măsura în care o rocă permite curgerea unui fluid , are o deosebită importanță în estimarea potențialului productiv . Permeabilitatea absolută, respectiv cea efectivă se exprimă în , dar se folosește, de obicei, Darcy ( 1D=10-12 ) și submultiplul ei miliDarcy (mD).

Permeabilitatea se poate estima și indirect, pe baza parametrilor de porozitate și saturație în apă (fig.1.5).

Se poate determina o relație empirică de dependența dintre valorile porozității și saturației pentru nisipuri și gresii are forma :

K=(23)

Unde :

C=250 pentru hidrocarburi lichide ( petrol ) de densitate medie;

C=75 pentru gaze uscate;

– Saturația în apă ireductibilă în zona cu hidrocarburi

II. Studiu de caz structurile Runcu-Buștenari

Introducere

În această lucrare se urmărește punerea în evidență a caracteristicilor geologice, stratigrafice, tectonice și sedimentologice precum și a potențialului petrolifer într-un perimetru situat în zona deluroasă a Subcarpaților Curburii.

1.1 Încadrarea perimetrului

Comuna Telega este formată din satele Boșilcești, Buștenari, Doftana, Melicești, Telega ( reședința ) . Este situată în apropiere de orașele Câmpina și Breaza.

Cadrul geomorfologic, hidrologic, hidrogeologic

Telega se află în zona deluroasă a subcarpaților Curburii, întinsă de-a lungul văii pârâului Sărata și pe dealurile: Rotunda, Mărtin, Obârșie, Măceș, Recea.Altitudinea medie a localității este de aproximativ 550 m. Cel mai înalt deal din zonă, Măceș, are o înălțime de 815 m.

Dealurile din împrejurimi sunt acoperite parțial de păduri de foioase, unele au fost transformate pe parcursul vremii în livezi de pomi fructiferi.

Pârâul Sărata este un afluent al râului Teleajen care izvorăște din zona satului Melicești. Datorită poziționării predominant pe valea acestei gârle , comuna este protejată de vânturi puternice.

Solurile din zonă sunt sărace ( argile) , datorită prezenței sării în subsol și a solului argilos, există zone unde au loc alunecări de teren.

Prin comună trece șoseaua județeană DJ100E, care o leagă spre vest de Câmpina, unde se intersectează cu DN1.

Resursele comunei Telega este sarea și petrolul. Telega a fost construită în jurul exploatării de sare , pe toată perioada istoriei pre-moderne și moderne a Țării Românești, pânâ în sec. XX, Telega și Slănic Prahova au reprezentat principalele două locații de exploatare a sării. Cealaltă resursă subterană găsită pe teritoriul Telegii și strâns legată de dezvoltarea sa este petrolul, deși cunoscut de mai mult timp (păcură), petrolul a început să fie exploatat la scară industrială în Telega la sfârșitul sec. XIX. Extracția de petrol din satul Buștenari a fost prima din România și una din primele din lume. Datorită dezvoltării indrustriei extractive petroliere , comuna Telega a cunoscut o puternică dezvoltare pe parcursul primei jumătăți a sec. XX. , în anul ’20-’30, Buștenari a cunoscut o dezvoltare explozivă.

Istoricul zonei

Prin anii ’30, la Buștenari exista una dintre cele mai mari schele petroliere din țară. Zăcămintele de la Buștenari se detașau însă față de marea majoritate a exploatărilor petrolifere prin câteva calități excepționale. Țițeiul extras de aici era în perioada interbelică cel mai scump din lume, fiind de cea mai bună calitate, la Buștenari se găsea cele mai multe forări, peste 10.000 de puțuri.

Sondele Buștenari (societatea Concordia, 1912)

La vremea aceea petrolul era extras pretutindeni cu mijloace moderne, prin utilizarea motoarelor electrice sau cu benzină, la Buștenari se mai foloseau mijloace arhaice. Existau puțuri la care forarea se făcea manual, de către muncitori .

Sondele Buștenari (societatea Concordia, 1912)

Prezentarea generală a structurii RUNCU – BUȘTENARI

Ansamblul structural Runcu – Buștenari se află la limita dintre zona Flișului și zona Cutelor Diapire care este situată în fața Carpaților Orientali și este cunoscută sub numele de zona Miopliocenă (fig. 1),aceasta este cuprinsă între Valea Slănicului de Buzău și Valea Dâmboviței . În urma datelor din foraje, Zona Miopliocenă încalecă de-a lungul Faliei Pericarpatice Platforma Moesică, din față, datorită acțiunii de subîmpingere spre nord a acesteia . Diapirismul a fost denumit, explicat și definit pentru prima dată în țara noastră de L.Mrazec ( 1915 ) . În Zona Cutelor Diapire , zăcămintele de hidrocarburi sunt cantonate în Paleogen, Miocen și Pliocen, zăcămintele de petrol sunt într-un procent de 66,35% față de zăcămintele de gaze care sunt în procente de 36,35% . Pe primul loc în ceea ce privește repartiția zăcămintelor de hidrocarburi se află Meoțian, Dacian, Ponțian, Burdigalian, Levantin, Oligocen. Această zonă se reazemă cu flancurile pe două zone: cu flancul nordic pe Zona Flișului Paleogen și cu flancul sudic pe Platforma Moesică. În partea de est a zonei Miopliocene sunt cute-falii deversate spre sud sau spre nord, în axul lor apar diapire sau lame de sare. La vest de Cricovul Sărat se găsesc cute diapire tipice.

Figura 1 : Localizarea structurii petroliere Runcu-Buștenari (după Beca & Prodan, 1984)

Condițiile de formare a zăcămintelor de hidrocarburi din Zona Cutelor Diapire

Rocile-mamă sunt reprezentate prin șisturi menilitice și disodilice oligocene, șisturile bituminoase din Burdigalian .

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

Primul loc îl constituie Oligocenul, atât în faciesul de Fusaru, cât și în faciesul de Kliwa .

Burdigalian se numără printre obiectivele cu dezvoltare pronunțată a rocilor cu proprietăți de rezervor , în toată zona .

Meoțianul ocupă un loc principal în rândul formațiunilor cu roci rezervor, începând de la curbura Carpaților și până la Dunăre .

Rocile protectoare sunt rocile pelitice care au avut rolul de roci-mamă, după ce au îndeplinit acest rol, s-au compactat și au devenit roci protectoare.

Legătura dintre zăcămintele de hidrocarburi și diapirismul sării este de natură mecanică. Sâmburele de sare a contribuit la formarea capcanelor fie prin formarea cutelor anticlinale, fie prin formarea ecranelor pe flancurile cutelor anticlinale străpunse de sare.

Tipurile de zăcăminte . Zăcămintele din pliocen sunt stratiforme boltite; zăcămintele din Oligocen, Burdigalian, Buglovian și Sarmațian sunt de tip stratiform ecranate.

(după Beca & Prodan, 1983)

Prezentare geologică a structurii Runcu – Buștenari

Câmpul petrolifer Runcu – Buștenari se situează, în zona de încălecare a Oligocenului, Pintenului de Văleni peste depozitele Miocene . Pliocenul acoperă în cea mai mare parte și maschează această încălecare . Avem două structuri : Buștenari – la N și Runcu – la S, ambele fiind anticlinale asimetrice, afectate de falii. În dreptul anticlinalului Runcu s-au observat străpungeri ale sâmburelui de sare burdigaliene, astfel încât cuta poate fi încadrată în rândul structurilor diapire.

Acest câmp petrolifer, situat la E de orașul Câmpina, produce petrol în : orizontul superior al gresiei de Kliwa ( gresia de Buștenari ) numai pe flancurile nordice ale structurilor Buștenari și Runcu, gresiile și nisipurile din jumătatea inferioară a Burdigalianului pe flancul sudic de la Buștenari și pe flancul nordic de la Runcu și orizonturile Meoțiene de pe ambele structuri .

Exploatarea regiunii este începută încă din anul 1857 cu formațiunile Oligocene, urmată de cele Meoțiene și Burdigaliene . Principalii parametrii ai zăcămintelor de petrol din câmpul petrolifer sunt sintetizați în următorul tabel :

Tabelul 1

Stratigrafia și litologia structurii

Formațiunile geologice prezente în zona Runcu – Buștenari sunt următoarele :

Eocenul apare sporadic, întâlnit mai ales în partea de nord a structurii dezvoltat în facies de fliș.

Oligocenul se prezintă sub faciesul de Kliwa inferioară alcătuită preponderent din bancuri de gresii silicioase și nisipuri cu intercalații subțiri mărnoase.

Kliwa superioară, cu grosime de 350-500m, este alcătuită din gresii silicioase alternantă cu pachete nisipoase sau marno-nisipoase și argile. Deasupra acestuia apare orizontul menilitelor și disodilelor superioare.

Structura în cute-solzi stă în raport de încălecare, de-a lungul faliei Runcu pe care a migrat intruziunea de sare, depozitele Badeniene și Meoțiene ale flancului scufundat de pe acest aliniament structural. Între cele două ridicări ale Oligocenului se află zona de subsidență puternică ce a generat o cuvetă de depozite Badeniene a cărei grosime nu se cunoaște.

Badenianul inferior este cunoscut sub denumirea de orizontul roșu, orizontul cenușiu, în funcție de culoarea ce le caracterizează.

Gresiile și nisipurile sunt dispuse în partea superioară și mediană a depozitelor Helvețiene și au un conținut pelitic, formând pachete de strate sau complexe grezoaze-nisipoase, în care sunt formate acumulări de țiței. În timp, s-a încercat împărțirea Badenianului în strate de sine stătătoare, iar înclinarea stratelor ajunge proximativ la 70°. Se pare că stratele iau forma cuvetei formate prin tectonizare și erodare a Oligocenului, neexistând repere corelabile sigure în această stivă de depozite s-a întocmit harta structurală la suprafată de discordanță Meoțian-Badenian.

Badenianul este dezvoltat în facies predominant pelitic, fără existența sării, fapt ce denotă că sarea de sub cuveta Miocenă este de vârstă acvitaniană.

Meoțianul este cel mai extins pe acest aliniament, este alcătuit dintr-o alternanță de roci nisipuri, gresii, și roci pelitice ( marne, argile ), cu grosimea de circa 400-500m, în funcție de paleorelieful Badenian sau Oligocen pe care s-a depus.

Se exploatează Meoțianul , Burdigalianului și Oligocenul (fig. 3). Această cută anticlinală este străpunsă de sare și se consideră că Runcu Sud face parte din zona cutelor diapire.

(după Beca & Prodan, 1983)

Dificultăți în foraj (după Beca & Prodan, 1983)

În Ponțian au loc strângeri de gaură, prindere a garniturii de foraj. Pentru combatere se utilizează, fluide de foraj tratate în mod special, pentru evitarea umflării marnelor. Pe unele structuri, se menționează gazeificări ale fluidului de foraj și se întâlnesc gradienți mari de presiune și temperatură. Pentru remedierea acestora se recomandă îngreuierea fluidelor de foraj sau folosirea fluidelor de tip „ inhibitiv cu humat de calciu”, cu greutăți specifice mari și stabile la temperaturi ridicate. Se mai întâlnesc și tendințe naturale de deviere a găurii de sondă, pentru combaterea cărora se folosesc ansambluri de fund cu stabilizatori.

În Meoțian se menționează pierderi ale fluidelor de foraj, în cazul zăcămintelor de mică adâncime, pentru combaterea acestor dificultăți se utilizează fluide de foraj ușoare, cu filtrate reduse, sau emulsie inversă și materiale de blocare. Variațiile dese de facies conduc la strângeri de gaură, datorită faptului că zăcămintele de țiței și gaze din Pliocen sunt, în fază de exploatare avansată, iar traversarea Miocenului impune folosirea fluidelor de foraj grele.

În Burdigalian se întâlnesc frecvente variații ale gradientului de presiune și temperatură și se recomandă folosirea unor fluide de foraj cu greutăți specifice mari sau tratate în vederea evitării blocării stratelor productive. Pe unele structuri, se produc și pierderi ale fluidelor de foraj.

În Oligocen, la adâncimi mici și medii, se produc strângeri de gaură în funcție de înclinările stratelor , se recomandă utilizarea unui fluid de foraj tratat, cu filtrat redus sau fluide de foraj tip emulsie inversă. La adâncimi mari apar dificultăți datorită gradienților mari de presiune și temperatură , se recomandă folosirea fluidelor de foraj de tip emulsie inversă, cu greutăți specifice mari. În Oligocen se mai întâlnesc și manifestări de ape sărate.

Dificultăți în exploatare (după Beca & Prodan, 1983)

În Burdigalian, în zăcămintele depletate și cu țiței asfaltos, exploatarea se face prin combustie sau injecție cu abur. În cazul viiturilor de nisip și a inundărilor premature, care duc la defectarea coloanei de exploatare, se aplică consolidări, se folosesc filtre de nisip, coloane de exploatare șlițuite. În timpul exploatării, poate avea loc turtirea coloanelor în dreptul Ponțianului și pentru combaterea acestor dificultăți se folosesc coloane cu grosimi mari de perete, cimentate pe toată lungimea lor.

În Meoțian, apar dificultăți legate de viituri de nisip, ce pot fi prevenite prin consolidarea stratelor, folosirea de filtre sau noi coloane de exploatare, în cazul blocării stratelor se aplică acidizări sau se fac perforări.

În Burdigalian, înclinările mari, cu viituri de nisip și zone de marnizare, obligă la tratamente și acidizări în vederea deblocării stratelor.

10. Perspective de noi zăcăminte (după Beca & Prodan, 1983)

Pe structura Runcu – Buștenari obiectivele de interes pentru noi zăcăminte petrolifere sunt:

Oligocen Solz II – Kliwa inferioară;

Oligocen Solz I – Kliwa superioară;

Oligocen Nord + Centru :

– Kliwa superioară;

– Strate de Podu Morii;

Badenian – Zona Ridicată;

Badenian + Meoțian – Flanc Scufundat:

Badenian;

M II inferior;

M II superior;

M intermediar;

M I inferior + M I superior;

Intermediară :

– M II

– M intermediar

– M I

Tabelul nr. 2 (după Beca & Prodan, 1983)

Tabelul nr. 3(după Beca & Prodan, 1983)

Structurile și formațiunile geologice productive din zona cutelor diapire

Zona de acumulare de pe aliniamentul cutelor diapire revărsate

III. Determinarea valorilor proprietăților petrofizice ale colectoarelor de vârstă meoțian din diagrafia geofizică de pe structura RUNCU

Sonda 875 RUNCU

Volumul de argilă

Tabel 1-Determinarea după curba

Relații utilizate în vederea determinării după curba :

= ; = 0,083(

Tabel 2 – Determinarea după curba de rezistivitate

Relații utilizate în vederea determinării după curba de rezistivitate :

≤ () ; ≤

Tabel 3-Determinarea după curba de carotaj neutronic

Relații utilizate în vederea determinării după curba de carotaj neutronic :

= ; =

Tabel 5 – =min[(]

Porozitatea

Tabel 1- Determinarea m din CN

Relații utilizate în vederea determinării din Cn :

= –

Tabel 2- Determinarea m din CD

Relații utilizate în vederea determinării m din CD :

= ; = ; = –

Tabel 3 – Determinarea m din CAc

Relații utilizate în vederea determinării m din CAc :

= ; = ; = –

Tabel 4 – Calculul porozității efective

Relații utilizate în vederea determinării porozității efective :

=

Graficul M-N Plot

Tabel 5 – Parametri M și N

Relații utilizate în vederea determinării parametri M și N :

M= ∙ 0,01 ; N=

Utilizând parametri M și N obținem triunghiul ternar din imaginea urmatoare

Calculul rezistivității apei de zăcământ

Relații utilizate în vederea determinării rezistivității apei de zăcământ :

F = ( unde A= 0,8 , V=2 ) ; = =min

Coeficientul de saturație ,

Tabel 1 – și după relația lui Simandoux

Relații utilizate în vederea determinării și după relația lui Simandoux :

–

Coeficientul de permeabilitate , k

Relații utilizate în vederea determinării Coeficientul de permeabilitate :

K=

Sonda 1517 RUNCU

Volumul de argilă

Tabel 1-Determinarea după curba

Relații utilizate în vederea determinării după curba :

= ; = 0,083(

Tabel 2 – Determinarea după curba de rezistivitate

Relații utilizate în vederea determinării după curba de rezistivitate :

≤ () ; ≤

Tabel 3-Determinarea după curba de carotaj neutronic

Relații utilizate în vederea determinării după curba de carotaj neutronic :

= ; =

Tabel 5 – =min[(]

Porozitatea

Tabel 1- Determinarea m din CN

Relații utilizate în vederea determinării din Cn :

= –

Tabel 2- Determinarea m din CD

Relații utilizate în vederea determinării m din CD :

= ; = ; = –

Tabel 3 – Determinarea m din CAc

Relații utilizate în vederea determinării m din CAc :

= ; = ; = –

Tabel 4 – Calculul porozității efective

Relații utilizate în vederea determinării porozității efective :

=

Graficul M-N Plot

Tabel 5 – Parametri M și N

Relații utilizate în vederea determinării parametri M și N :

M= ∙ 0,01 ; N=

Utilizând parametri M și N obținem triunghiul ternar din imaginea urmatoare

Calculul rezistivității apei de zăcământ

Relații utilizate în vederea determinării rezistivității apei de zăcământ :

F = ( unde A= 0,8 , V=2 ) ; = =min

Coeficientul de saturație ,

Tabel 1 – și după relația lui Simandoux

Relații utilizate în vederea determinării și după relația lui Simandoux :

–

Coeficientul de permeabilitate , k

Relații utilizate în vederea determinării Coeficientul de permeabilitate :

K=

Anexe Grafice

ANEXA . Localizarea perimetrului studiat pe foaia Târgoviște a hărții 1:200.000 (Comitetul de Stat al Geologiei Insititului Geologic București, 1968)

ANEXA . Coloană stratigrafică a Pânzei de Tarcău din perimetrul studiat (Comitetul de Stat al Geologiei, Institutul Geologic București, 1968)

ANEXA 3. Corelarea faciesurilor Oligocen-Miocen inf-Pânza de Tarcău (după Rusu et al., 1996)

ANEXA 4. Corelarea unitatilor litostratigrafice –Moldavidele externe (după Săndulescu, 1984)