http://www.onislam.net
Results 1 to 3 of 3

Thread: المصائد النفطية

  1. #1

    Join Date
    May 2007
    Posts
    351
    Blog Entries
    16
    Thanks
    4
    Thanked 52 Times in 27 Posts

    المصائد النفطية

    المصيدة هي نسق هندسي للطبقات الرسوبية يسمح للبترول أو الغاز أو لكليهما بالتجمع فيه بكميات اقتصادية، ويحول دون هروبهما منها، ويتخذ هذا النسق الطبقي الهندسي أشكالاً عدة، لكن تظل السمة الرئيسية للمصيدة هي وجود صخر مسامي مغطى بصخور حابسة غير منفذة. ويعد الماء عاملاً أساسياً في توجيه البترول والغاز إلى المصيدة في أغلب الحالات، مثلما يساعد في إزاحة البترول والغاز إلى فتحات الآبار في مرحلة الإنتاج، وهكذا... تكون المصيدة بؤرة تبادل نشط للسوائل.
    ويسمى الجزء المنتج من مصيدة البترول بنطاق العطاء Pay zone، ويختلف سمكه من مترين في بعض حقول ولاية تكساس بالولايات المتحدة الأمريكية إلى مئات الأمتار في حقول بحر الشمال والشرق الأوسط. ومع ذلك ليس ضروريا أن تنتج كل كمية البترول في "نطاق العطاء الإجمالي"، ولذا نميز بينه وبين "العطاء الصافي" الذي يمثل السمك العمودي التراكمي للمكمن المنتج للبترول. وفي تطوير أي مكمن بترولي لا بد من تحديد نسبة المنتج الصافي إلى المنتج الإجمالي في الحقل. ويمكن إنتاج البترول من خط مستوى Spill Plane حتى قرب الهامة Crest وهي أعلى نقطة في المصيدة.
    ومن الممكن أن تحتوي المصيدة على البترول أو الغاز أو كليهما، ويمثل سطح تماس البترول والماء Oil Water Contact-OWC أعمق مستوى لإنتاج البترول، بينما يعتبر سطح تماس الغاز والبترول Gas Oil Contact-GOC أدنى مستوى لإنتاج الغاز، ومن الضروري تحديد هذين السطحين بدقة قبل حساب احتياطي البترول والغاز الطبيعي في المكمن وتقدير معدل الإنتاج.
    ومن أفضل وأحدث تصنيفات مصائد البترول ذات الجدوى الاقتصادية ما قدمه سيلي عام 1985 فإذا بدأنا بالمصائد التركيبية التي تنشأ بفعل تغييرات تكتونية أو بنائية Tectonic للصخور الرسوبية نجدها تشمل مصائد الطي المحدبة، ومصائد الصدوع. وتعد مصائد الطي المحدبة التضاغطية أكثر أنواع المصائد شيوعاً ، وتتكون بفعل تقاصر قشرة الأرض Crustal Shortening، ومن أمثلتها حقول البترول في جنوب غرب إيران، التي تشمل 16 حقلا عملاقا عند سفوح جبال زاجروس بالقرب من منطقة اندساس الصفيحة العربية تحت الصفيحة الإيرانية، وكذلك مصائد عديدة في الجانب الغربي من الخليج العربي، تتميز بأجناب ذات انحدار خفيف للطيات المحدبة العريضة، وتنتشر في حقول البترول شرقي الممكلة العربية السعودية، وأهمها حقول الغوار، أبقيق، السفانية، والخفجي. أما مصائد الطي المحدبة المحكمة فقد تكونت بفعل استجابة الطبقات الرسوبية لشد قشرة الأرض Crustal Tension ما أدي إلى تشكيل حوض رسوبي، به طيات محدبة فوق مرتفعات تكونت في العمق Deep Seated Horsts.
    وتقوم الصدوع بدور مهم ومباشر في تكوين المصائد، عندما تؤدي إلى تغيير في ترتيب الطبقات، وتعترض طبقة غير مسامية وغير منفذة هجرة البترول "وتصطاده" ، كما قد يكون للصدع دور غير مباشر في اصطياد البترول، بأن يشترك في ذلك مع ظواهر تركيبية أخرى، مثل الطي أو تغيير النفاذية. وقد يكون سطح تماس الغاز والبترول متصلا في المصيدة المحدبة المتأثرة ببعض الصدوع، وعندئذ يكون عنصر الاصطياد الرئيسي هو الطي، أو غير متصل فيكون الصدع هو العامل الرئيسي في تكوين المصيدة، أو تكون الطية المحدبة قد تأثرت بالصدع فانفصل التجمع البترولي بها إلى أجزاء.
    وتتكون مصائد الاختراق القبوي نتيجة تحرك كتل من الملح أو الطين إلى أعلى، ويندر وجود القباب الطينية، لكن القباب الملحية ظاهرة جيولوجية منتشرة، وهي تتكون نتيجة اختلاف كثافتي الملح والطبقة الرسوبية التي تعلوه، فالملح أقل كثافة، ومن ثم يندفع إلى أعلى، ويتسبب في "تقبب" الطبقات الرسوبية التي تعلوه، فإذا وجد بها البترول فإنه يتحرك نحو الجوانب الخارجية للطبقة الملحية، وينحصر بين الطبقات الرسوبية من جهة والقبة الملحية من جهة أخرى. ويؤدي النمو غير المنتظم للقباب الملحية إلى تكوين مصائد متعددة متتالية ومتنوعة كما في حقل الدمام. وأهم أسباب تكوين مصائد القباب الملحية هي اندفاع غازات مصاحبة لنشاط بركاني، ينتج عنها ترسيب الأملاح من المحاليل المائية، ثم اندفاع الكتل الملحية إلى أعلى، أو صعود المحاليل الملحية الحارة إلى أعلى من خلال ثغرات ضعيفة في الطبقات، ثم انخفاض درجات حرارتها تدريجيا مسببة ترسيب الملح، وتزايد كميته وحجمه تدريجيا، نتيجة استمرار عمليات التبريد Crystallization والتبلور، ما يؤدي إلى اختراق القباب الملحية للطبقات الرسوبية التي تعلوها وتوغلها فيها.
    والنوع الثالث من مصائد البترول هو الطبقية منها، التي تتكون نتيجة تغييرات جانبية من حيث السماحية والنفاذية في صخور المكمن أو عدم استمراريتها، وفي هذا النوع يكون تماس الصخور المختلفة حاداً أو تدريجيا ومتوافقا. ومن أهم المصائد الطبقية تلك التي يحاط فيها صخر المكمن المنفذ بآخر غير منفذ مثل الطفل الصفحي، وبذلك يكون التغير في النفاذية أساس تكوين المصيدة .
    وتقسم المصائد الطبقية إلى مصائد غير مصاحبة لسطح عدم توافق، وأخرى مصاحبة لسطح عدم توافق، وهناك نوعان من المصائد البترولية غير المصاحبة لسطح عدم توافق، هما المصائد الترسيبية والمصائد البين تكوينية. والمصائد الترسيبية بدورها إما مصائد ترقيق Pinch-out، أو مصائد شعب مرجانية. فعندما يتضاءل سمك قطاع سميك من صخور ذات مسامية ونفاذية، ويدمج هذا القطاع في صخر طيني غير منفذ يتم اصطياد البترول في الجزء المسامي والمنفذ من القطاع. وفي مصائد الشعاب المرجانية تحاط أحجار الجير المرجانية ذات المسامية والنفاذية بصخور غير منفذة، ومن الشعاب المرجانية أنواع مستديرة، وأخرى مستطيلة يبلغ طولها مئات الأميال، وعرضها بضعة أميال مثل حقل كركوك بشمال العراق.

    ومصائد القنوات Channels عبارة عن وسط بيئي لنقل الرمال على شكل قنوات طويلة ذات مسامية ونفاذية عالية، يتم اصطياد البترول والغاز فيها. أما مصائد الحواجز Barrier Bar Traps فهي كتل رملية أو من الزلط والحصى، وتظهر غالبا بشكل جزيرة على الشاطئ، ورمالها غالباً نظيفة وجيدة التصنيف Well-sorted. وهناك حواجز رملية مطوقة بطين صفحي بحري، أو طين صفحي من بحيرات شاطئية، تكون مصائد نفطية.

    ومن العمليات البين تكوينية دور السوائل في إذابة صخور المكمن لتكسبها مسامية ثانوية، أو دور المحاليل الغنية بالمعادن في عملية التسميت Cementation، التي تكاد تؤدي إلى تدمير مسامية الخزان البترولي. ويمكن أن تؤدي هذه العمليات إلى تكوين مصيدة بترولية إذا اعترض نطاق مسمنت طريق بترول أو غاز يتحرك إلى أعلى في طبقة منفذة. كذلك يمكن اصطياد البترول أو الغاز في نطاق معين بسبب نشوء مسامية ثانوية في حيز محلي في صخور مسمنتة، وقد تتسبب عملية "التدلمت" Dolomitization في تكوين مصائد نفطية بين تكوينية غير منتظمة؛ لأن الدولوميت يشغل حيزا فراغيا أقل من الحجم الأصلي الذي كان يشغله الحجر الجيري.

    أما المصائد المصاحبة لسطح عدم توافق فتنشأ نتيجة عمليات تآكل Erosion تؤدي إلى تكوين سطح عدم توافق يفصل بين صخور منفذة وصخور غير منفذة، وعندئذ يتم تكوين مصيدة البترول في الصخور المنفذة أعلى سطح عدم التوافق أو أسفله.

    والنوع الرابع هو مصائد البترول الهيدروديناميكية حيث تقوم قوة الماء بدور أساسي في منع البترول من التحرك في اتجاه أعلى الميل في الطبقة الرسوبية، إذ يعترض الماء المتحرك هيدروديناميكيا في اتجاه أسفل الميل السوائل البترولية الصاعدة إلى أعلى عندما تكون القوة الهيدروديناميكية للماء أكبر من القوة الناتجة من قابلية طفو قطرات البترول في الماء Buoyancy، وبذلك يمنع الماء تحرك البترول لأعلى، ما يمكِّن من اصطياده دون الحاجة إلى وجود حاجز غير منفذ .

    والنوع الخامس هو مصائد البترول المركبة التي تتكون من عنصر طبقي نشأ عن وجود حافة فاصلة بين طبقات منفذة وأخرى غير منفذة، وعنصر تركيبي نتج عن حركات بنائية للقشرة الأرضية تسمى بالحركات التكتونية. ومن أمثلتها اصطياد البترول في مواجهة صدع Fault ، وهو عنصر تركيبي، في طبقة رملية أحاطت حوافها طبقة غير منفذة تمثل عنصرا طبقيا، ومصيدة طبقية مصاحبة لسطح عدم توافق تم طيها لاحقا . وتعطي المصائد المتعددة التي يواكب تكوينها نشوء القباب الملحية أمثلة لكل أنواع مصائد البترول من تركيبية أو طبقية أو مركبة.

    ونشير أخيراً إلى تلك الأشكال الهندسية التي تمثل مصائد محتملة للغاز أو البترول ولكنها خاوية منهما، وأحيانا تعلوها أو تبطنها طبقات حاملة للمياه الجوفية خالية من آثار البترول. وقد يحدث ذلك نتيجة لاصطياد الرواسب البترولية قبل وصولها للمصائد الخاوية، أو لأنها لم تمر على تلك المصائد، أو لعدم توفر صخور مصدر مناسبة في أماكن وجود المصائد الخاوية.

    مراحل الإنتاج وتنمية الحقول
    يعد الحفر الوسيلة الوحيدة للتأكد من وجود مصيدة البترول، ما يتطلب الدقة في اختيار مواقع حفر آبار الاستكشاف وتقويم الحقل، كما أن الحفر يحدد تتابع الطبقات التي يجري اختراقها وسمكها وصفاتها وامتدادها الأفقي، ويعد مهما في تحديد حجم البترول المخزون في البئر وإنتاجيته المتوقعة، ومعدل الاستخلاص المنتظر الذي يرتبط بنوع مكمن البترول، وطاقته الطبيعية التي تؤدي إلى تدفق الزيت والغاز في تجويف البئر، وكلها تعد مؤشرات عملية على الجدوى الاقتصادية والفنية لحقل البترول. ويتحدد موقع وعمق البئر طبقا لنوعها سواء كانت استكشافية، أو مساندة تحفر للحصول على مزيد من المعلومات الجيولوجية، أو لتطوير حقول البترول.

    ويجري طبقا لنوعيات صخور الطبقات، وطبيعة تماسها سويا، وتقديرات السمك التقريبي، التحديد المبدئي لعمق الآبار، وأقطار وأطوال مقاطع الحفر، وأنواع أنابيب التبطين التي يتم إنزالها بعد الانتهاء من حفر هذه المقاطع، وأنواع طين الحفر المستخدم في كل مقطع. وقبل الحفر تحدد القياسات المطلوبة من كهربائية وإشعاعية وصوتية وحرارية، وأعماقها، والمقاطع المطلوب اختبارها وأخذ العينات منها، سواء كانت من الصخور الفتاتية المجروشة أو من اللباب أو السوائل، لتحديد نوعيات الصخور ومساميتها ونفاذيتها، إلى جانب اختيار مانعات الانفجار التي تركب على فوهة البئر.
    وقد تطورت تكنولوجيا حفر الآبار لتصل أعماقها إلى آلاف الأمتار، وابتكر الحفر التوربيني بعد أن استمر الحفر الرحوي طويلا، واستحدثت عمليات الحفر الأفقي الذي يمتاز عن الحفر العمودي بإمكانية تجاوز كثير من العقبات الطبيعية والعمرانية للوصول إلى مكامن البترول محدودة السمك وقليلة النفاذية. وتحفر بئر البترول عادة بقطر نحو ثلاثين بوصة عند سطح الأرض، ثم يتناقص قطرها تدريجيا كلما تعمقت البئر إلى أسفل، حتى يصل إلى حوالي أربع بوصات عند قاع البئر.


    وإذا كان الحفر بالدق، تُفتت الصخور وتحفر البئر برفع وإسقاط عمود الحفر والدقاقة المرتبطة به، وإخراج الفتات أولا بأول في عملية بطيئة، يكتنفها قدر كبير من الخطورة عند الوصول إلى طبقة بترولية أو غازية ذات ضغط عال. وفي الحفر الدوراني أو الرحوي تُفتت الصخور بدوران الدقاقة مع عمود الحفر، وتحت تأثير الثقل الواقع على الدقاقة من قبل الأنابيب الثقيلة التي تشكل جزءا من عمود الحفر، ويجري التخلص من فتات الصخور عن طريق ضخ طين معين في أنابيب الحفر بواسطة مضخات على السطح، ويخرج الطين محملاً بفتات الصخور من البئر من خلال حيز الفراغ الموجود بين الأنابيب وجدار الحفر، ثم يفصل فتات الصخور من الطين وإعادة تدويره مرة أخرى. ويؤدي استخدام الطين إلى تبريد الدقاقة وعمود الحفر، ودعم جدران الحفرة بتكوين طبقة طينية عليها.

    وبعد انتهاء الحفر، وأحيانا في أثناء تقدم الحفر تجري عملية تبطين البئر Well Casing، بإدخال أسطوانة فولاذية حول عمود الحفر، تشكل جداراً دائماً للبئر يحميه من الانهيار، أو تداخل المياه الجوفية، والغازات والسوائل من الطبقات الأرضية غير الطبقة الرئيسية التي سينتج البترول منها، وكذا لتوفير مسار لصعود طين الحفر محملا بفتات الصخور الناتجة عن حفر البئر. وعند الوصول إلى الطبقات المنتجة تثقب الأسطوانة لتسمح بمرور السوائل البترولية والغازات إلى سطح الأرض. ثم تبطن البئر بين الصخور والأسطوانة الفولاذية بطبقة من الخرسانة تكون دعامة للبئر، وتمنع تسرب السوائل وتداخلها من طبقات الأرض المختلفة عن طريق جدار البئر، ويستأنف الحفر أو إكمال البئر مع تقليل قطر تجويفه أسفل الدعامة الخرسانية. وبعد التبطين تجري عملية تركيب مجموعة رأس البئر، ومانعات الانفجار، واختبارها، والسماح للبئر بالإنتاج وتقدير إنتاجيته. ويصنف إنتاج البترول من الطبقة الحاملة إلى إنتاج أولي وثانوي وثلثي Tertiary Recovery.

    الإنتاج الأولي والثانوي والثلثي للبترول
    تختلف الخامات البترولية من حيث محتوياتها الأساسية من المقطرات الخفيفة مثل الجازولين، والمقطرات الوسطى مثل الكيروسين، والمقطرات الثقيلة مثل المواد الشمعية وزيوت التزييت، والمنتجات الثقيلة غير المقطرة مثل البتيومين والأسفلت، وتصنف الخامات البترولية وفق كثافتها النوعية التي تعتمد على نسب مكوناتها من تلك المقطرات والنواتج الخفيفة والمتوسطة والثقيلة.

    ويلاحظ أنه عند بدء إنتاج البترول تكون نسبة الغازات البترولية عالية بصورة واضحة، وتنتج ما تسمى بالمكثفات البترولية Petroleum Condensates ، ثم تقل نسبة الغازات المذابة في الزيت تدريجيا مع استمرار

    والإنتاج الأولي هو إنتاج البترول من الآبار في بداياتها بالتأثيرات الطبيعية، أي بقوته الذاتية الكامنة، إذ تكون الطاقة اللازمة لدفع البترول من المكمن إلى فوهة البئر أكبر من مجموع طاقات التماسك بين الصخور والسوائل الموجودة في مسامها ومن تأثير الجاذبية. ويستمر هذا النوع من الإنتاج حتى ينخفض الضغط في المكمن، ويبدأ معدل الإنتاج في الهبوط. وتشير الإحصاءات في أغلب آبار منطقة الشرق الأوسط إلى أن كمية البترول المنتجة في مرحلة الإنتاج الأولي لا تتجاوز 20 - 30% من إجمالي البترول المتوفر في المكمن. ومن بين مشاكل الإنتاج الأولي أن الضغط قد يكون عاليا إلى حد أن يطيح ببرج الحفر في أثناء الحفر الاستكشافي أو الإنتاجي، ما يتطلب تركيب صمامات متعددة للتحكم في تدفق البترول ولمنع الانفجار، وبعضها يعمل يدويا والآخر يعمل آليا وتجري السيطرة عليه عن طريق مركز مراقبة وتحكم آلي.

    ويعتمد الإنتاج الأولي إما على تأثير الغاز أو ضغط الماء أو على الجاذبية الأرضية. لكن تأثير الضغط الناتج عن الغازات المذابة يتناقص بسرعة، كما يصعب التحكم في نسبة الغاز إلى الزيت، وفي الغالب يتناقص ضغط القاع في البئر Bottom Hole Pressure بسرعة، وبالتالي يتناقص الإنتاج تحت هذا التأثير. وإذا ما وجد الغاز الطبيعي في طبقة منفصلة تعلو طبقة الزيت وتتميز بضغط ذاتي عال يمكن إنتاج 40 - 50% من الخام، إذا أمكن الإبقاء على نسبة عالية من الغاز إلى الزيت حتى قرب نهاية المرحلة الأولي لإنتاج الآبار.

    وفي حقول البترول ذات الضغط المتوسط، قد يكون الضغط الذاتي في الطبقة الحاوية للبترول غير كاف لتدفق البترول بكميات اقتصادية، أو غير كاف لدفع البترول ذاته إلى سطح الأرض وبخاصة في حالة الآبار العميقة. وعندئذ ينتج البترول من هذه الحقول بواسطة مضخات ماصة لرفع البترول إلى سطح الأرض، ويطلق عليها اسم مضخات رأس البغل Mule Head Pumps. كما تستخدم المضخات الماصة في رفع معدل الإنتاج المنخفض في بعض الحقول. وهناك نوعان من المضخات أولهما مضخات الأعماق التي يجري إنزالها في قاع البئر، والثاني يركب على فوهة البئر، وتعمل هذه المضخات إما بالطاقة الكهربية أو بوقود الديزل.
    أما في الإنتاج الثانوي فيرفع ضغط المكمن عن طريق حقن الماء في الطبقة الحاوية للماء، أو الغاز أعلى الطبقة الحاوية للبترول، أو الاثنين معاً بالتبادل. ويبدأ الإنتاج الثانوي بعد أن يتوقف الإنتاج الأولي للبترول. وقد تضخ كميات كبيرة من الغازات البترولية - إذا توفرت - لرفع الضغط الذاتي لبترول المكمن، أو كميات من الماء الساخن، وبخار الماء للامتزاج مع الطبقة الحاوية للماء أسفل طبقة الزيت، وأحيانا مع طبقة الزيت ذاتها لتكوين المستحلبات Emulsions التي يمكن ضخها إلى سطح الأرض. وقد تضاف إلى الماء مركبات ذات نشاط سطحي تساعد على تكوين المستحلبات، وعلى إحلال البترول الممتز على أسطح مسام الصخور الرسوبية ودفعه إلى السطح. وغالبا ما تحفر آبار على أعماق مختلفة تصل إلى طبقات الغاز والزيت أو الماء حسب أنواع المواد التي تستخدم في استخلاص البترول، ووفق طبيعة التراكيب الجيولوجية للمكامن البترولية وطبيعة وجود الزيت بها، وضغوطها الذاتية.

    وفي المصائد البترولية ذات التركيب القبوي توجد طبقة المياه أو ماء التكوين Formation Water في حالة اتزان مع الخامات البترولية تحت طبقة الزيت، كما قد يوجد الماء في صورة معلقات الماء في الزيت، أو معلقات الزيت في الماء في طبقة بينية بين الماء والزيت. ومع استمرار الإنتاج يتناقص الضغط في الطبقة الحاوية للبترول، وتتناقص المساحة السطحية للحقل البترولي إلى الداخل، وقد يصل الماء إلى مستوى بعض الآبار المنتجة، وعندئذ يستعمل بعض هذه الآبار في ضخ المياه إلى طبقة ماء التكوين لتعويض التناقص في الضغط، مع مراعاة أن يكون معدل إزاحة الزيت متناسبا مع معدل سريان طبقة الماء لتجنب إنتاج كميات كبيرة من الماء المخلوط بالخام، ومن الممكن في بعض الحقول المنتجة بضغط الماء الحصول على 80% من الزيت الموجود في المصيدة.

    ويستخدم، منذ بداية الخمسينيات، أسلوب الحقن بالمياه في أغلب حقول البترول في الولايات المتحدة الأمريكية لزيادة معدل استخراج البترول. وقد استخدمت طريقة الحقن الذاتي بالمياه في حقل الرزاق (بالصحراء الغربية بمصر، من خلال تحويل المياه الموجودة تحت سطح الأرض في أحد الآبار - وهي مياه ذات ضغط عال وفي خزان منفصل - إلى الطبقات الحاملة للزيت، وهي ذات ضغط أقل، وأدى الفارق بين الضغط في الطبقتين إلى اندفاع المياه إلى الطبقة الحاملة للزيت، ورفع ضغطها، وزيادة إنتاجها، وتحسين نسبة استخراج الزيت منها.

    أما في حقول المرجان ويوليو ورمضان في مصر كذلك، فقد استخدمت طريقة حقن المياه بعد معالجتها في آبار حفرت خصيصا لهذا الغرض طبقا لترتيب هندسي معين، وملائم لطبيعة الخزان البترولي وحجمه، وتقوم المياه المحقونة إما برفع ضغط المياه الأصلية المحيطة بالخزان، وبالتالي ترفع ضغطه، وتدفع المياه الزيت إلى السطح، أو قد يجري الحقن في آبار الحقن وسط الخزان البترولي ذاته في تشكيل هندسي خاص، حيث تدفع المياه الزيت مباشرة، وبخاصة في حالة الخزانات غير المحاطة بالمياه الجوفية.

    وفي حقل المرجان، في خليج السويس، الذي يتجاوز احتياطيه الحالي مليار برميل، انخفض ضغط الخزان من 3000 رطل/بوصة مربعة عام 1974، إلى أقل من ألف رطل/بوصة مربعة على عمق 6100 قدم تحت سطح البحر، ما أثر على معدلات الإنتاج. ولما كان هذا الخزان من النوع الذي يعمل بنظرية الدفع بالغازات المذابة في الزيت مع ضغط المياه غير النشطة، فقد استخدم نظام الحقن بالمياه في الإنتاج الثانوي، مع أن صخور حقل المرجان من النوع الذي يتبلل بالزيت فقط، وقد بلغ معدل الحقن حوالي أربعمائة ألف برميل يومياً.

    ومن أهم طرق الإنتاج الثانوي دفع كميات من الغاز الطبيعي المصاحب للنفط إلى البئر بعد فصله عن خام البترول، وضغطه، للتخلص من أية مكثفات بترولية مثل البروبان والبيوتان، والبنتان المتطايرة مع الغاز الطبيعي. ويمكن نقل الغاز الطبيعي من حقل مجاور إذا لم تكن كميته المصاحبة للبترول المنتج كافية لدفعه في البئر. ويدفع الغاز إما إلى قاع البئر من بين التبطين الخرساني والعمود الأسطواني، أو بضخه من خلال الآبار التي تصل إلى طبقة الغطاء الغازي. ومن بين طرق زيادة معدل الإنتاج القوة الهيدروليكية للماء لإحداث تشققات Fractures في الطبقة الحاملة للزيت، أو استخدام الأحماض في حالة الحجر الجيري لزيادة وتكبير قنوات التدفق وتكبيرها إلى جانب الاحتراق الجوفي لتسخين الزيت حتى يتدفق بسهولة في الآبار.

    وأحيانا قد يؤدي ارتفاع لزوجة خام البترول إلى صعوبة سريانه خلال الصخور الرسوبية بمعدل يحقق الجدوى الاقتصادية للآبار، وعندئذ يمكن رفع درجة حرارة الخام، وخفض لزوجته بإدخال وحدة تسخين كهربائية في البئر أو بدفع الماء الساخن. كذلك يمكن إشعال جزء صغير من خام البترول بتمرير كمية محدودة من الهواء في إحدى الآبار، واستخدام الحرارة الناتجة لإسالة الخام وتسهيل تدفقه من خلال الآبار الأخرى.

    وفي الإنتاج الثلثي يٌزاح خام البترول من مكمنه بعدة طرق للحصول على الكميات المتبقية من الخام، والتي تكون عادة في صورة حبيبات صغيرة منفصلة عن بعضها، وممتزة على أسطح الصخور الرسوبية الحاوية للخام. وتتراوح الكمية المتبقية من خام البترول بعد الانتهاء من الإنتاج الأولي والثانوي بصورة اقتصادية بين 50% الى 70% من الاحتياطي المرجح في الحقل البترولي.

    وأهم طرق الإزاحة هي الإزاحة المتجانسة بواسطة حقن المكامن البترولية بالغازات أو السوائل الهيدروكربونية، أو بالغازات غير الهيدروكربونية، أو الإزاحة الحرارية من خلال الاستخدام المتقطع والمستمر لبخار الماء كالغمر بالبخار. وتجري الإزاحة المتجانسة باستخدام مخلوطات من المركبات ذات النشاط السطحي، سواء الذائبة في الماء أو على شكل غرويات Colloids، تدفع إلى طبقة الزيت، وتعمل على إحلال حبيباته الملتصقة على أسطح مسام الصخر البترولي بقوة الخاصية الشعرية، وتجميعها ثم دفعها إلى سطح الأرض.

    وتصنف هذه المركبات ذات النشاط السطحي - حسب نوعية المجموعة المحبة للماء في تكوينها - إلى مركبات أيونية سالبة وموجبة أو غير أيونية. وتشمل الأيونات السالبة مشتقات الكبريتات، والسلفونات Sulfonates، وسلفونات حامض السلفونيك، والكربوكسيلات Carboxylates. وتشتمل الأيونات الموجبة على أملاح الأمونيوم الرباعية. أما المركبات غير الأيونية فمنها الكحولات، والجليكولات Glycols، وايثوكسيلات الكحولات والفينولات، وكحولات الأميدات، والجلوكوسيدات Glucosides وكذلك السكريات العديدة Polysaccharides. ويمكن اختيار نوع، المجموعات الشرهة للماء والتحكم في كميتها؛ لتحديد مدى ذوبان المركبات ذات النشاط السطحي في الماء، كما يمكن أيضا تغيير الشق الهيدروكربوني لزيادة مواءمة الجزيئات لطبقة الزيت.

    وبوجه عام تنقسم عمليات مركبات النشاط السطحي إلى مجموعتين، وفي أولاهما يستخدم محلول منخفض التركيز من المنظفات، على هيئة جزيئات رغوية، لدفع حبيبات الزيت أمامه بواسطة الإحلال غير الممتزج Immiscible Displacement، وفي الثانية يستعمل محلول عالي التركيز من المنظفات، ويحتوي على كميات متفاوتة من الكحولات، لتمتزج مع حبيبات الزيت وتكون مستحلبات Emulsions بترولية يسهل دفعها إلى سطح الأرض، فيما يسمى بالإغراق الممتزج Miscible Flooding.

    وهذه المنظفات تخفض التوتر السطحي بين الماء والزيت، وتساعد على تكوين الطبقة البينية بينهما، وإذا كان استخدامها مكلفا من الناحية الاقتصادية، فإنها تحقق الحصول على نحو 90% من الخامات البترولية المتبقية في الحقول بعد استنفاد طرق الإنتاج الأولي والثانوي.

    وتبقى الإزاحة الحرارية طريقة شائعة في الإنتاج الثلثي، وتشمل الاستخدام المتقطع والمستمر لبخار الماء، والحرق الموضعي بنوعيه الجاف والرطب. وقد أسهمت الإزاحة الحرارية في استخراج أكثر من 60% من البترول المنتج بواسطة الإنتاج الثلثي.

    وطريقة الاستخدام المتقطع للبخار من أكثر الطرق استعمالا في حقول البترول في ولاية كاليفورنيا الأمريكية، وفي رومانيا وكندا وفنزويلا. وفي كل الأحوال لابد من مراقبة دقيقة لكل آبار الإنتاج، وقياس ضغط الخزان البترولي، ونسبة الغاز إلى الزيت في إنتاج البئر. فإذا ارتفعت نسبة الغاز إلى الزيت في البترول المنتج فقد يتطلب الأمر الحد من إنتاج البئر أو إغلاقها، أو خفض المستوى الذي يبدأ عنده تثقيب الأسطوانة الفولاذية المحيطة بعمود الحفر.

    ويعزى تدني إنتاج البئر إلى ترسيب رواسب شمعية من الزيت في تجويف البئر أو قرب قاعه أو فوهته، أو إلى دخول الرمل إلى البئر، ما يعطل تدفق الزيت بالمعدل المطلوب، أو يعطل المضخات. ومن ناحية أخرى فقد يتآكل التبطين، أو تتساقط طبقته الخرسانية ما يؤدي إلى تسريب الماء أو الغاز إلى البئر من صخور أخرى غير صخور الخزان البترولي.

  2. # ADS
    Spons Circuit advertisement
    Join Date
    Always
    Posts
    Many
     
  3. #2

    Join Date
    May 2007
    Posts
    351
    Blog Entries
    16
    Thanks
    4
    Thanked 52 Times in 27 Posts

    Petroleum Traps 1


    In addition to the requirement that source rock exists for the generation of hydrocarbons, and that reservoir rock exists for the storage and production of the generated hydrocarbons, traps must also exist to trap, or seal, the hydrocarbon in place forming a hydrocarbon reservoir.
    The fluids of the subsurface migrate according to density. As previously discussed, the dominant fluids present or potentially present are hydrocarbon gas, hydrocarbon liquid, and saltwater. Since the hydrocarbons are less dense than the saltwater, they will tend to migrate upward to the surface, displacing the heavier water down elevation. These fluids will continue to migrate until they encounter impermeable rock, which will serve as a reservoir “seal” or “trap.” These impermeable rocks serving as reservoir seals, of which shale’s are among the most common, are referred to as confining beds or cap rocks. Traps exist because of variations in characteristics of rocks of the subsurface. If impermeable rock does not exist, the hydrocarbons will migrate to the surface and dissipate into the environment. In order for a hydrocarbon reservoir to exist, a proper sequence of events must have occurred in geologic time.
    Traps can be classified as:
    structural trap:
    is a shifting or alteration in the horizontal formations of the earth's crust. The alteration is caused by the physical processes of plate tectonics, continental drift, earthquakes, rifting or the intrusion of salt, shale or serpentine. The intrusion forms faults and folds in the original horizontal formations thus creating the traps necessary for reservoirs Other structures common to hydrocarbon reservoirs are folds and faults
    type of Structural Traps:
    1) Anticline Traps:
    Sedimentary beds are generally deposited in horizontal parallel planes over a geographic region, so that many of these sediments will be of essentially uniform thickness over This trap may exist as a simple fold or as an anticlinal dome.that region. If geologic activity should occur, resulting in the folding of these sediments, the result may be the formation of hydrocarbon reservoirs in anticlinal traps. Two major potential advantages of the anticlinal trap reservoir are the simplicity of the geology and the potential size of the trap and therefore of the hydrocarbon accumulation. The high part of the fold is the anticline, and the low part of the fold is the syncline. Since the hydrocarbons are the less dense of the subsurface fluids, they will tend to migrate to the high part of the fold. Consider the hydrocarbon reservoir illustrated in Figure 18. Hydrocarbon reservoir rock,where shale is the cap rock formation of this hydrocarbon reservoir. Sedimentary beds are deposited in a water environment, as indicated by the presence of limestone’s and shale’s. During or after lithification, geologic activity causes folding of the sediments. After folding and lithification, the sandstone has a 100% connate water saturation. Millions of years later, hydrocarbon generated in source rock down elevation from this anticlinal fold is forced from its source rock into the water-saturated, permeable sandstone. Since hydrocarbon is less dense than the water, it begins to migrate up elevation, displacing the heavier water down elevation. As it migrates upward, pressure decreases. At some point in this migration, the reservoir fluid pressure might equal the bubble point pressure of the original hydrocarbon combination. From this point upward, gas is being released from the hydrocarbon. Since the gas is so much less dense than the oil or the water, it will migrate more rapidly toward the top of the anticlinal trap. This process of migration and fluid separation according to density may continue over millions of years in geologic time, until finally, equilibrium is achieved as the hydrocarbon fluids accumulate within the trap formed by the impermeable shale cap rock When this condition of equilibrium is finally achieved, there will be a gas zone (gas cap) on top of an oil zone and then a water zone beneath the oil zone.
    2) Fault Traps :
    Fault implies fracturing of rock and relative motion across the fracture surface. Consider a possible sequence of geologic events that, in geologic time, . Sedimentary beds are deposited in a water environment, as indicated by the presence of shale’s and limestone’s. During or after lithification,geologic events result in uplift of these original horizontal sediments, and fracturing and tilting above sea level, so that the surface rocks are exposed to erosion. During uplift, the rocks are fractured and slippage occurs along the fault plane.This brings the shale across the fault so that it seals the tilted sandstone below the fault. Millions of years later, hydrocarbon generated in its source rock down elevation from the fault is forced into the connate water-saturated sandstone. Since the hydrocarbon is less dense than the water, it will migrate up elevation, displacing the heavier water down elevation. This upward migration will continue until it reaches the fault and is trapped by the impermeable shale. If the faulting had not occurred, the hydrocarbon would have continued to migrate upward until it was dissipated at the surface into the environment. Since faulting occurred, the shale provides the necessary seal, resulting in the existence of the hydrocarbon reservoir.Notice that, in this example, if slippage had occurred to a greater extent, there would have been flow into the permeable sandstone above the fault. The hydrocarbon would have been lost to the surface, and no reservoir would have been formed.This situation illustrates the significance of geologic probability.
    What is the probability that the relative motion across the fault would have resulted in a reservoir seal being formed?Geologic events must occur in the proper sequence, resulting in the proper geologic conditions for a reservoir to exist. The North Sea hydrocarbon environment is an excellent example of the
    significance of this geologic probability. Of the hydrocarbon generated in the source rock of the North Sea, it is estimated that less than 10% was trapped. Over 90% of the hydrocarbon was lost back to the surface in geologic time and dissipated into the environment because traps were not present. Fault traps leading to the presence of hydrocarbon reservoirs are often difficult to define because of the complexity of the geology.

    3) Salt Dome Traps:
    Consider the salt dome geologic system illustrated in Figure and a possible sequence of geologic events that could lead to the formation of this salt dome environment. A major portion of a continental plate was below sea level at a point in geologic history. Due to geologic events, this region rose above sea level, trapping inland a salt water sea. As geologic time passed,the climate changed to a desert environment. This event could have resulted from movement of the continental plate near tothe equator. In this arid desert environment, water evaporated from the salt water sea, leaving the salt residue on the dry seabed. As millions of years passed in the desert environment,sand blew over the salt to cover and protect the salt sediment.Later geologic events resulted in the sinking of the region below sea level, followed by tens of millions of years of sedimentation in the resulting water environment. As time passed, lithification occurred. The desert sand became sandstone, and the salt became rock salt (sedimentary salt).
    After lithification, this salt bed was impermeable. It also had two properties significantly different from typical shale, sandstone or limestone:
    • It was less dense, with a measurably smaller specific weight.
    • At subsurface overburden pressures and subsurface
    temperatures, the rock salt was a plastic solid (it was highly deformable).
    The combination of this lesser density and plasticity resulted in a buoyant effect if flow possibilities existed. Geologic events caused fracturing of overlying confining rocks. The salt, forced upward by the overburden pressures, began to flow plastically back to the surface, intruding into the overlying rock structures
    to lift, deform, and fracture them. The intruding salt was solid,yet geologically deformable. It might intrude at an average rate of only 1 inch per 100 years, yet on a geologic time basis, such deformation is highly significant. This rate would result in 10inches in 1,000 years, or 10,000 inches (833 ft) in 1 million years. In a geologic time period of only 10 million years, this salt dome could intrude to a height of over 1.5 mileoverlying structures. Obviously, a vertical subsurface structure1.5 miles high is geologically significant. Since the salt isimpermeable, the region around the perimeter of the salt domeis an ideal geologic environment for hydrocarbon traps. The tendency of the intruding salt to uplift the rocks as it intrudesenhances the separation of the less dense oil from the more dense salt water by reducing the area of the oil-water contact.The fracturing of surrounding rocks due to the intruding salt and the lifting of the rocks above the salt dome also provide an environment for the existence of fault traps and anticlinal traps in addition to the salt dome traps around the perimeter of the
    dome. A salt dome region, therefore, is an excellent geologic environment for all three types of traps discussed so far.An excellent example of a salt dome trap is Spindle top near Beaumont, Texas. The first major discovery and resultant initial oil boom at Spindle top occurred in 1901. Through the 1890s Patillo Higgins had promoted drilling for oil outside Beaumont.He concluded that it was an excellent geologic environment for hydrocarbon reservoirs, because he noted a location near Beaumont where the surface elevation was 15 ft higher than the surrounding land. This rise was a circle approximately 1 mile in diameter. He concluded that this indicated high points in the underlying geology. In 1901, Captain Anthony Lucas drilled a wildcat well at this location, resulting in the Spindle top discovery. Future drilling confirmed that this reservoir existed as an anticlinal dome trap, with the dome created by the uplift of overlying rocks by an intruding salt dome in the subsurface,creating the surface indication of what the subsurface geology might be.The second oil boom at Spindle top began in the mid-1920s.
    When further wells were drilled, it was discovered that fault trap and salt dome trap reservoirs existed around the circumference of the salt dome. The drilling pattern for the wells drilled during this later activity was almost a perfect circle as these circumferential reservoirs were developed.
    stratigraphic trap:
    The stratigraphic trap is a change in the lithology of the rock sequence. This change is caused by erosional forces or changes in rock type within a limited areal extent. An unconformity is an erosional feature where a portion of the geological sequence is eroded and an impermeable rock is deposited on top of a porous formation. The process of erosion will enhance or create the porosity and permeability necessary for the existence of a petroleum reservoir. Other stratigraphic trapping include channel sand deposits surrounded by shale, growth of limestone reefs and the formation of barrier islands or sand bars along the ancient shoreline.

    Classification of stratigraphic trap:
    -Primary Stratigraphic Traps:
    These traps result from deposition of elastic or chemical materials. Shoestring sands, lenses, sand -----es, bars, channel fillings, facies changes, strand-line (shoreline) deposits, coquinas, and weathered or reworked igneous materials are classified as elastic sedimentary deposits and can result in stratigraphic traps. An ancient sand-filled stream channel meander has cut into older south-dipping shales and created a perfect stratigraphic trap.
    The shale plug served as the seal for reservoirs within a west-plunging structural nose. Hydrocarbons are trapped in the truncated up dip portions of the reservoirs. Organic reefs or biohenns and biostromes are the primary chemical stratigmphic traps; they are built by organisms and are foreign bodies to the surrounding deposits .The Strawn and Cisco-Canyon series are limestone reefs that have had younger
    the seal. Differential compaction of the thicker shales on the Type of stratigraphic trap : flanks of the reef as compared with the thinner shale at the crest has created structural closure in younger overlying formations. Hydrocarbon accumulations have occurred in the Cisco and Fuller formations as a result of this differential compaction. Additional traps in other reservoirs arc the result of up dip permeability and porosity barriers and are either primary or secondary stratigraphic traps.
    Secondary Stratigraphic Traps:
    Traps of this type were formed after the deposition of the reservoir rock by erosion and/or alteration of a portion of the reservoir rock through solution or chemical replacement. Secondary tratigmphic traps actually should fall into the combination-trap classification because most are associated with or are the result of structural relief during some stage of development of porosity and permeability or limitation of the reservoir rock. However, many of the so-called typical “stratigraphic traps” fall into this category, and it is felt that it would be impossible tochange the historical usage of this term. Therefore, secondary stratigraphic traps are defined for this discussion as those traps created after deposition and having limitations caused by lithology changes.
    Erosion creates a major part of these through truncation of the reservoir rock. On-lap deposition (when the water is encroaching landward), off-lap deposition (when the water is regressing), and the chemical alteration of limestone result in many secondary stratigraphic traps) It is a truncation of the Woodbine formation as it approaches the regional Sabine uplift. A certain amount of leaching of the cementing material by waters over the unconformity has resulted in increased porosity and permeability in the field as compared with similar Woodbine sands in the deeper portions of the East Texas basin.



  4.    Sponsored Links



    -

  5. #3

    Join Date
    May 2007
    Posts
    351
    Blog Entries
    16
    Thanks
    4
    Thanked 52 Times in 27 Posts

    Petroleum Traps 2


    Examples of Stratigraphic Traps:
    1)pinchout:
    are the result of the changes in deposition of the sediment. Thick layers of mud are covered by thinner layers of sand from migrating shoreline, or by the sand deposited by large rivers. As sea level changes, or rivers migrate, the different sand and mud layers are interwoven creating lenses or pinch-outs. These sand layers allow the petroleum to accumulate and the mud rock layers trap the petroleum. can create traps by burying truncated sandstone or limestone layers with layers of mudstone.
    2) Carbonate Reef:
    are great places to trap oil. The open cavities between the corals create excellent reservoirs, and when the reef is buried by mud, the oil becomes trapped. Many of the large oil and gas fields in west Texas are found in buried age reef.
    3)Sandstone Lens:
    Lenses - Layers of sand often form lens like bodies that pinch out. If the rocks surrounding these lenses of sand are impermeable and deformation has produced inclined strata, oil and natural gas can migrate into the sand bodies and will be trapped by the impermeable rocks. This kind of trap is also difficult to locate from the surface, and requires subsurface exploration techniques.
    4) Faces Change:
    Consider the deposition near a shoreline of a continent, as distance from the shoreline increases. From the shoreline out into the body of water, the particle size decreases from gravel to pebbles, to sand, to silt, to mud. When lithification occurs, the silt-to-mud size particles, form shale. Therefore, in the same sedimentary bed, as distance from the original shoreline increases, the rock grades from sandstone, through a transition zone, to shale. Assume that, after lithification, with further sediments having been deposited on this original sediment, a geologic event results in uplift and tilting of this sediment, so that the shale is “up dip” from the sandstone, as illustrated in Figure 24. The dip of a bed is the angle its plain makes with the horizontal.
    Later in geologic time, hydrocarbon generated in its source rock at lower elevations is forced into the connate water-saturated sandstone and begins to migrate up elevation, displacing the heavier water down elevation. This hydrocarbon will continue to migrate until it encounters the impermeable shale at the transition zone within the rock. It is trapped as a result of the change of permeability within the sedimentary bed, as the transition occurs from sandstone to shale or from permeability to no permeability. This transition of properties within the rock sediment is called a facies change.
    Through the transition zone, the transition occurs from sandstone to shaley sandstone, to sandy shale, to shale. As to the distinction between”shaley sand” and”sandy shale,” as long as the rock has sufficient porosity and permeability to be considered an acceptable reservoir rock, it is classified as sandstone. However, when either property has reduced sufficiently within the transition zone so that the rock can no
    longer be considered an acceptable reservoir rock, it is considered shale.
    Combination Traps:
    Combination traps are structural closures or deformations in which the reservoir rock covers only part of the structure. Both structural and stratigraphic changes are essential to the creation of this type of trap. Traps of this nature are dependent on stratigraphic changes to limit permeability and structure to create closure and complete the trap. Up dip shale-outs, strand-lines, and facies changes on anticlines, domes, or other structural features causing dip of the reservoir rock create many combination traps. Unconformities, overlap of porous rocks, and truncation are equally important in forming combination
    traps. Faulting is also a controlling factor in many of these traps. Asphalt seals and other secondary plugging agents may assist in creating traps.
    Examples of Combination traps:
    1)Traps Associated with salt domes:
    A salt dome is a mass of NaCl (Sodium Chloride) generally of a cylindrical shape and with a diameter of about 2 km near the surface, though the size and shape of the dome can vary. This mass of salt has between pushed upward from below through the surrounding rock and sediments into its present position. The source of the salt lies as a deeply buried layer that was formed in the geologic past. Salt is an evaporate. Salt beds were formed by the natural evaporation of sea water from an enclosed basin; in Louisiana, this occurred in Permian or Jurassic time. Subsequently, the precipitated salt layer is buried by successive layers of sediments over geologic time until segments of it begin to flow upward
    toward the surface of the earth .The origin of salt domes is best explained by the plastic-flow theory. Salt has a density of 2.2 under standard conditions. But at a depth of about 12,000 feet, the mass of the overlying sediments exerts a compressive, downward force, density decreases and salt begins to flow like a plastic substance. A small fracture in the overlying, higher density sediments or a slightly elevated mass of salt above its surroundings would trigger the upward movement. Once this upward salt movement begins, salt from elsewhere in the salt bed moves into the region surrounding the salt plug to replace the salt that is flowing upward to form the salt plug. The upward movement of the salt plug, or dome, continues as long as there is sufficient source of salt "feeding" the dome OR until the upward movement is halted by a more rigid formation. Once equilibrium is reached, upward movement of the salt dome ceases, but may begin again if sufficient sediments are added to the weight of the overburden which again increases the load pressure on the parent salt mass. In Louisiana, the age of the salt domes is dependent upon which side of the Cretaceous reef structure you are on. The domes are oldest on the north side and youngest on the south side. This also corresponds to the age of the hydrocarbon deposits discussed earlier.
    2) Unconformity
    Consider the sequence of geologic events summarized in Figure 23. Sedimentation occurs over millions of years in a water environment, resulting in horizontal, parallel, sedimentary beds. Lithification occurs, followed by uplift and tilting above sea level. As a result of being uplifted above sea level, erosion occurs over millions of years, removing rocks down to an erosionalsurface, or unconformity. Following erosion, the region subsides again below sea level and is followed by millions of years of sedimentation in a water environment. After lithification, the first sediment on top of the unconformity is impermeable shale. The unconformity represents a discontinuity in the geologic system, because there is a geologic time discontinuity between the rocks above the unconformity and those below it. Millions of years after this sequence of events, hydrocarbon that is generated in source rock at lower elevations is forced into the connate water-saturated sandstone. Due to its lesser density, it migrates upward through the permeable sandstone, displacing the heavier water down elevation. When the hydrocarbon reaches the unconformity, it is trapped. This trap is a stratigraphic trap, and this particular type of stratigraphic trap is referred to as an unconformity, or “truncation.” The specific type of unconformity illustrated here is an angular unconformity.
    Notice that the hydrocarbon trap would not have existed had thefirst sedimentary bed above the unconformity not been impermeable after lithification. Again, the proper sequence of geologic events was necessary in order for the trap to exist.
    3)Other Traps:
    Many other traps occur. In a combination trap, for example, more than one kind of trap forms a reservoir. A faulted anticline is an example. Several faults cut across the anticline. In some places, the faults trap oil and gas (fig- ). Another trap is a pier cement dome. In this case, a molten substance-salt is a common one-pierced surrounding rock beds. While molten, the moving salt deformed the horizontal beds. Later, the salt cooled and solidified and some of the deformed beds trapped oil and gas (fig-). Spindle top was formed by a pier cement dome.
    Lenticular Traps:
    Oil and gas may accumulate in traps formed by the bodies of porous lithofacies (rock types) embedded in impermeable lithofacies, or by the pinch-outs of porous lithofacies within impermeable ones, as seen in Fig. 2.10.
    Examples of such lenticular traps include: fluvial sandstone bodies embedded in flood basin mud rocks, deltaic or mouth-bar sandstone wedges pinching out within offshore mud rocks, and turbid tic sandstone lobes embedded in deep marine mud rocks. Similar traps occur in various
    limestones, where their porous lithofacies (e.g. oolithic limestone or other calcarenites) areembedded in impermeable massive lithofacies; or where porous bioclastic reefal limestones pinch out in marls or in mud rocks.
    The approximate percentages of the world’s petroleum reservoirs associated with those major trap types are given in Fig. 2.11.
    On of the present-day Earth’s surface, over half of the continental areas and adjacent marine shelves have sediment covers either absent or too thin to make prospects for petroleum accumulation. Even in an area where the buried organic matter can mature, not all of it results in petroleum accumulations. The following statistical data may serve as a fairly realistic illustration [49]:
    • Only 1% by vol. of a source rock is organic matter,
    • < 30% by vol. of organic matter matured to petroleum,
    • > 70% by vol. of organic matter remains as residue and
    • 99% by vol. of petroleum is dispersed or lost at the ground surface in the process of
    migration, and only 1% by vol. is trapped.
    These data lead to the following estimate: only 0.003 vol.% of the world’s source rocks actually turn into petroleum that can be trapped and thus generate our petroleum resources
    What is the difference between each of the three trap types in terms of how they were formed?
    Answer: A Structural trap is formed by tectonic processes AFTER deposition of the reservoir beds involved while a Stratigraphic trap is created during deposition of the reservoir beds. A Combination trap is formed by a combination of processes present in the sediments DURING the time of deposition of the reservoir beds AND by tectonic activity that occurred in the reservoir beds after their deposition.

Similar Threads

  1. المكامن النفطية والغازية
    By Esam in forum الركن العربي للبترول والتعدين
    Replies: 0
    Last Post: 06-29-2012, 12:27 AM
  2. المواد الكيمياوية المستعملة في حفر الآبار النفطية
    By Esam in forum الركن العربي للبترول والتعدين
    Replies: 0
    Last Post: 06-29-2012, 12:20 AM
  3. الحرائق و الانفجارات في المنشآت النفطية
    By Mohamed in forum الركن العربي للبترول والتعدين
    Replies: 1
    Last Post: 03-13-2011, 06:02 AM
  4. Replies: 0
    Last Post: 12-01-2008, 10:10 AM
  5. Replies: 0
    Last Post: 02-09-2008, 08:30 AM

Bookmarks

Posting Permissions

  • You may not post new threads
  • You may not post replies
  • You may not post attachments
  • You may not edit your posts
  •