GaPs.ir - Geology and Petroleum Science - نفت

دانلود کتاب زمین شناسی نفت - دکتر رضایی 

http://www.samenblog.com/uploads/g/gaps/151306.gif

يك سازند ممكن است از يك يا چند لايه‌ي رسوبي تشكيل شده باشد. البته لايه‌هاي يك سازند كاملاً به هم پيوسته هستند.

2- پالئوزوئيك : 245-560 ميليون سال پيش
3- مزوزوئيك : 65-245 ميليون سال پيش
4 - سنوزوئيك كه شامل 2 دوره است:
4 -1: ترشياري: 2-65 ميليون سال پيش
4 -2: كواترنري: از 2 ميليون سال پيش تا كنون

در ايران سه منطقه نفتي براي مطالعه سازندهاي نفتي وجود دارد كه شامل منطقه زاگرس منطقه ايران مركزي و منطقه كَُپه داغ است. منطقه يا حوضه زاگرس در ايران از شمال غربي تا جنوب شرقي امتداد دارد و در واقع جهت‌ كشيدگي رشته كوه زاگرس است. حوضه ايران مركزي ، فارس و شمال بندرعباس و حوالي‌ آن را شامل مي‌شود و حوضه ايران شمالي يا همان حوضه كُپه داغ ، شامل شرق گرگان و شمال شرق ايران است. (البته اين نكته‌ را بايد ياد آور شد كه در اين مقاله تنها سازندهاي مهم نفتي معرفي مي‌شوند)
نكته‌ي مهم ديگري كه مي‌تواند مورد توجه كارشناسان و خبرنگاران علاقه‌مند قرار گيرد، ترتيب قرارگيري و سن سازند‌هاست. ترتيب قرارگيري و معرفي سازند‌ها در اين مقاله ازسازند‌هاي مسن تر و عميق‌تر به سازند‌هاي جديدتر است.

توجه: شيل به رسوبات ريزدانه‌اي گفته مي‌شود كه به صورت لايه‌هاي بسيار نازك روي هم قرار گرفته‌اند. تخلخل اين نوع سنگ بالاست، اما داراي تراوايي كمي‌است. از اين رو شيل‌ها از خاصيت مخزني سنگ مي‌كاهند و عمدتاً كاركرد سنگ منشأ يا سنگ پوش را دارند.

هم‌چنين براي اين‌كه نفت درون مخازن نگه داشته شود نياز به يك سد در مقابل حركت دارد. سنگي كه اين عمل را انجام مي‌دهد، پوش سنگ (Cap rock) يا (Seal Rock) مي‌گويند. اين پوش سنگ‌هاعبارتند از:

حوضه‌ي نفتي ديگر مورد مطالعه حوضه‌ي كپه‌داغ در شرق گرگان و شمال شرق ايران است كه داراي سيستم‌هاي نفتي مختلفي شامل پوش سنگ ، سنگ مخزن و سنگ منشأ مي‌باشد.

ارزيابي سنگ‌هاي مخزن در حوضه‌ي كپه‌داغ بر اساس بررسي‌هاي دقيق دستگاهي تخلخل و تراوايي صورت نگرفته است، بلكه بر مبناي بررسي‌هاي صحرايي و مطالعه مقاطع نازك (مقاطع نازك در واقع نمونه گرفته شده از سنگ يك سازند است كه آن را به مقاطع بسيار نازك تبديل كرده تا در زير ميكروسكوپ قابل مطالعه باشند) استوار مي‌باشد. سنگ‌هاي مخزن و پوش سنگ آن‌ها در منطقه به دو گروه سنگ مخزن‌هاي مربوط به دوران مزوزئيك (mesozoic) است كه احتمالا در تمام حوضه كپه‌داغ گسترش و توسعه يافته‌اند و ديگري سنگ مخزن‌هاي دوران پالئوزويك (paleozoic) است كه تنها در محدوده‌ي جنوب غرب كپه‌داغ شناسايي شده‌اند.

اين سازند‌ها بر اساس شواهد صحرايي و سنگ‌شناسي از ظرفيت بالقوه‌اي جهت تشكيل مخازن هيدروكربوري برخوردار و براي ارزشيابي مناسبند و تنها در قسمت جنوب منطقه كپه‌داغ گسترش دارند.

معمولا سازند های بختیاری،آغاجاری، میشان و بخش هفتم سازند گچساران جزء سازند های کم فشار هستند. بطور کلی آب شیرین و گاهی محلول آب نمک به عنوان گل استفاده می شود و مقدار PHگل برای جلوگیری از خورندگی اکسیژن موجود در آب باید بین 10 تا 11 باشد. از آنجایی که این سازندها کم فشار هستند از گل با وزن حدود 75pcf استفاده می کنند.

بهترین نوع مته برای حفاری سازند گچساران از بخش ششم تا پوش سنگ مته الماسه (Diamond Bit) میباشد. مته های دندانه دار(Roller Cone Bit) به سختی قادر به حفاری این سازند هستند. البته مته های PDCنیز پیشرفت خوبی را در حفاری این سازند نشان داده اند.

سازند گچساران به علت هایی چون سنگ شناسی و متشکل بودن از نمک، مارن، و همچنین دارا بودن زونهای پر فشار از آب می بایستی با گل سنگین جهت جلو گیری از فوران چاه و اشباع از نمک برای جلوگیری از حل شدن نمک در گل و ایجاد غار در دیواره چاه ، حفاری شود. وزن گل در حفاری این سازند در حدود 140pcf میباشد. PH گل در این سازند را بین 9تا 10 نگه می دارند.

در اینجا تعدادی از عکس های اجزای موجود روی دکل و حتی تجهیزات واحد بهره برداری را برای شما قرار دادیم. برای دانلود عکس ها بر روی لینک های زیر کلیک کنید.

Kelly

Junk sub

JACK KNIFE MAST

Insert

Hy Drill THREAD PROFILE

HUMMER UNION

HOOK

HOLLI BERTON PORT

HAY PULLEY

GUIDE SHOE

GRAY LOCK

GEO LO GRAPH

GEO-PILOT

GAUGE CUTTER

flapper

ELEVATOR

DULL GREADING FORMS

DRILL PIPE PROTECTOR

DRILL STEM

DRILL COLLAR ARRANGE

DRAW WORKS DRUM

DRAW WORKS

DERRICK OR MAST

CSG HEAD SPOOL

CREW

COUPLING

CHEISSEL

CEMENTING PUMP TRUCK

CABLE LOCK

BULL PLUG

BOP

BIT PROFILE

bit breaker

BASE FLANGE

غنی بودن حوضه زاگرس از ساختارهای حاوی هیدروکربور در منطقه خاورمیانه موجب شده است که تعدادی از مخازن نفتی و گازی این منطقه به طور مشترک در بین کشورها واقع گردد. این مخازن به لحاظ زمین شناسی یکپارچه بوده ولی از لحاظ مالکیت اشتراکی است. رقابت بین کشورهای همسایه موجب شده است که این مخازن مرزی نسبت به مخازن درون کشور در اولویت بهره برداری قرار گیرد. علاوه بر این بزرگترین مخازن گازی و نفتی ایران در مرزهای سیاسی واقع شده اند. لذا شناخت بیشتر از این مخازن موجب بهره برداری بهتری از آنها خواهد شد. در اینجا به بررسی این مخازن می پردازیم.

مخازن هیدروکربوری مشترک:

کشور ما با کشورهای همسایه یعنی عراق، کویت، عربستان، قطر، امارات و عمان دارای مخازن اشتراکی است. حداقل 15 مخزن در این ارتباط وجود دارند.این در حالی است که امکان مشترک بودن تعدادی دیگر از مخازن در هاله ای از ابهام واقع شده است.

مخازن مشترک خشکی ایران با کشور عراق می باشد. در طول مرز مشترک ایران و عراق 5 مخزن نفتی نفت شهر (سابقاً نفت شاه)، دهلران، پایدار غرب، آزادگان و یادآوران (سابقاً حسینیه - کوشک) وجود دارد. هم اکنون ميادين دهلران، پايدار غرب و نفت شهر در حال توليد بوده و دو ميدان يادآوران و آزادگان نيز در مراحل مختلف توسعه قرار دارند. ادامه میدان نفت شهر در عراق با نام میدان"نفت خانه" معروف است. میادین آزادگان و یادآوران به ترتیب در مجاورت میادین "مجنون" و "سنباد" عراق واقع شده­اند ولی در مورد ارتباط (ساختمانی و پیوستگی مخزنی) این میادین اطلاعی در دسترس نیست.

10میدان باقی مانده آبی با کشورهای همسایه خلیج فارس مشترک می باشند. میدان گازی آرش تنها میدان مشترک ایران با کشور کویت در آبهای خلیج فارس است. به نظر می رسد که ادامه این میدان در آبهای کویت با میدان "دورا"در ارتباط باشد.

میادین نفتی اسفندیار، فروزان، فرزاد(A) و فرزاد(B) با کشور عربستان مشترک می باشد. میدان نفتی اسفندیار در آبهای عربستان به میدان "لولو" تبدیل می گردد. بخش عربستانی میدان فروزان نیز در این کشور با نام میدان "مرجان" شناخته می شود.میادین فرزاد (A) و(B) گاهی با نامهای میادین فارسی(A) و (B) نیز از آنها یاد می شود. بخش خارجی میدان فرزاد(A) در عربستان با نام میدان "حصبه"شهرت یافته است.

تاکنون مخزن مشترکی بین ایران و بحرین در آبهای خلیج فارس کشف و گزارش نشده است.

میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی که در ادامه به میدان شمال تبدیل می­شود با کشور قطر مشترک می باشد. این میدان بزرگترین و مهمترین میادین اشتراکی ایران و دنیا است.

میادین نفتی بلال، رشادت ایران و الخلیج قطر بسیار نزدیک به خط مرزی می­باشد ولی از ادامه ساختار­های این مخازن در کشور مقابل اطلاع معتبری در دسترس نیست.

مخازن سلمان، فرزام، نصرت از مخازن مشترک ایران با امارات متحده عربی است که این میادین در کشور همسایه به ترتیب با نامهای"ابولبخوش"، "فلاح" و "فاتح" شناخته شده­اند. امکان مشترک بودن مخازن دنا، اسفند، مبارک و صالح جنوبی با این کشور نیز وجود دارد.

تنها میدان مشترک ایران و عمان میدان گازی هنگام می باشد.

بزرگترین میدان گازی مشترک دنیا (پارس جنوبی - شمال قطر)در بخش قطری 20 سال زودتر از بخش ایرانی اکتشاف و به بهره برداری رسیده است.همچنین در حال حاضر امارات متحد عربى از ميدان مشترك سلمان و عربستان از ميدان مشترك فروزان بيش از دو برابر ايران برداشت مى کنند. از سوى ديگر، برداشت يك جانبه از ميدان هاى مشترك، افت فشار را در بخش بهره بردارى شده کاهش و در نتيجه، منابع نفت و گاز را به سوى ديگر سوق مى دهد. ضمن اين که اين پديده (مهاجرت) سبب مى شود کشورى که در حال بهره بردارى يك جانبه است، از سهم بيشترى بهره مند شود. جبران انرژى از دست رفته نيز، هزينه هاى مضاعفى را درزمينه اعمال روش­هاى افزايش مجدد توليد از جمله تزريق آب، گاز، فرآورى مصنوعى و ... در پى خواهد داشت. اینها همه اهمیت شناخت، مطالعه و توسعه میادین مرزی را نشان می دهد.

شرح مختصری در مورد مخازن مشترک

1- میدان نفتی نفت شهر

ميدان نفتی نفت شهر در فاصله ١٠٠ کيلومتر شمال غربی ایلام و ٢٣٠ کيلومتری جنوب غربی کرمانشاه واقع است. این میدان در سال 1923 در تاقدیس نفت شهر کشف گردید. ميدان نفت خانه بخش عراقی میدان نفت شهر، در سال ١٩٢٧ توسط شرکت نفت انگليسی و عراق کشف کرد. پس از پيروزي انقلاب اسلامي به " ميدان نفتي نفت شهر " تغيير نام يافت. تنها ميدان نفتي در حال توليد استان کرمانشاه دارای692 میلیون بشکه نفت و کلاهک گازی می باشد.

آسماری فوقانی (بخش کلهر) با ضخامت 71 متری در این میدان خواص مخزنی دارد. شیل های گورپی (98 متر) سنگ منشأ و انیدریتهای گچساران سنگ پوش این مخزن می باشد. تخلخل متوسط سنگ مخزن درحدود 13 درصد است. نفت سبک API=42با درصد سولفور 6/0 از این میدان برداشت می شود.

2- میدان نفتي دهلران

ميدان دهلران در سال1351 کشف شد. ميزان نفت خام درجاي اوليه اين ميدان 4212 ميليون بشكه است که 635 ميليون آن را ميتوان برداشت کرد.همچنین این میدان دارای کلاهک گازی می باشد. در طول جنگ تحميلي چاههاي اين ميدان به آتش کشيده و توليد از آنها متوقف شد. از ميدان نفتي دهلران تا سال١٣٧٠ حدود ١٢ ميليون بشكه نفت برداشت شده است. سنگ مخزن این میدان سازندهای سروک، پابده و آسماری می باشد. نفت خام دهلران داراي 3/43 درجهAPI و درصد وزني گوگرد آن 7/2 است.

3-میدان نفتی پایدار غربی

این میدان در سال 1359 کشف گردید. سازند های آسماری و گروه بنگستان (بویژه سروک) در این میدان سنگ مخزن می باشند. نفت ميدان پایدار غرب از نوع سنگين است (درجه سبکی نفت در آسماری 9/17 درجه و بنگستان 4/21 درجه است) و فشار طبيعی مخازن به تنهایی پاسخگوی استمرار توليد نفت نيست. از این رو وجود تلمبه های نفت بر سر چاه ها ضروری است. این میدان دارای کلاهک گازی و نفتی با درصد سولفور5/1 درصد است.

4- ميدان آزادگان (آزادگان شمالی و جنوبی)

ميدان عظيم نفتی آزادگان یکی از بزرگترين ميدان نفتی ايران و جهان است که در سال 1376 کشف شده است. در محدوده­اي به وسعت ٢٠ در75 کيلومتر در٨٠ کيلومتري غرب اهواز در منطقه دشت آزادگان واقع است. ميدان نفتي آزادگان به دو بخش شمالي و جنوبي تقسيم مي شود (البته به نظر شرکت گازپروم نفت ميدان آزادگان يک ميدان واحد است). ميدان نفتی آزادگان شمالی در ١٢٠ کيلومتری غرب اهواز، منطقه مرزی بين ايران و عراق واقع شده است. از لایه های نفتی تاقدیس ژئوفیزیکی آزادگان می توان به سازندهای کژدمی، ایلام و فهلیان اشاره کرد. لایه مخزنی ایلام دارای نفت سنگین ) ۫(API=17 است.این ساختمان در حدود 5008 میلیون بشکه نفت دارد.

5- ميدان نفتی يادآوران (يا مخازن حسينيه /کوشك سابق)

ميدان يادآوران از ترکيب دو ميدان یا تاقديس حسينيه و کوشک تشکيل شده است. تاقديس حسينيه در ناحيه دزفول شمالی در مجاورت و به موازات خط مرزی و مشترک بين ايران و عراق و چاه حسينيه به فاصله٢١ کيلومتری شمال غربی چاه دارخوين ٢ و حدود ۵/۴٣ کيلومتری شمال غرب چاه خرمشهر١ و حدود ٣٠ کيلومتری جنوب چاه کوشک ١ واقع شده است.تاقديس کوشک در فاصله ۵٣ کيلومتری جنوب غرب ساختمان جفير و ٢٢ کيلومتری جنوب شرق ساختمان آزادگان و٨٠ کيلومتری جنوب غرب اهواز نزديک مرز ايران و عراق قرار دارد. امتداد آن شمال غرب – جنوب شرقی می باشد .

تاقديس يادآوران در سطح زمين فاقد رخنمون بوده و ساختاری است که بوسيله برداشتهای ژئوفيزيکی اکتشاف شده است (تاقدیس ژئوفیزیکی). تاقديس حسينيه در امتداد ساختمانهای دارخوين، خرمشهر و آزادگان دارای روند شمالی – جنوبی می باشد . اين تاقديس بر روی افق های سروک و فهليان با بستگی های افقی به ترتيب140-۴٨ و۶۵٢-٨٠ کيلومتر مربع و بستگی قائم 50 و ٩٠ متر با توجه به نقشه­های عمقی ژئوفيزيکی می­باشد و با توجه به نقشه های لرزه نگاری تاقديس کوشک در افق سروک دارای بستگی افقی٧٢ کيلومتر مربع و بستگی قائم ۵۵متر می باشد همچنين بستگی افقی و قائم بر روی افق فهليان به ترتيب٢٢ کيلومتر مربع و ٢٠ متر بر آورد گرديده است .

تاقديس حسينيه بدون هيچگونه رخنمونی در سطح زمين با عمليات لرزه نگاری در سال 1375 مشخص و محرز گرديد. اولين لرزه نگارى در منطقه در سال 1375انجام شده و در سال ١٣٧٩اکتشافى صورت گرفت. در سال ٨١ ميدان نفتى حسينيه با 5/1ميليارد بشکه ذخاير تثبيت شد و با ادامه اکتشاف مشخص گرديد که فاصله بين دو ميدان نفتى کوشک و حسينيه نيز مخزن نفت است. بينابين ميادين کوشک و حسينيه فاصله اى است که ظاهراً محل مخزن جديد است. مجموع ميادين کوشک و حسينيه و حد فاصل تازه کشف شده بين اين دو ميدان به نام " يادآوران" تغيير نام داد.

6- میدان گازی / نفتی آرش

این میدان مشترک در بین ایران و کویت در سال 1379 کشف گردید. ميدان نفتي و گازي آرش با نفت خام درجاي اوليه ۴۵٧ ميليون بشكه در سازند گدوان و گاز درجاي اوليه 5/22 ميليارد متر مكعب و ۶/٨٣ ميليون بشكه ميعانات گازي در سازند فهليان است. به نظر می رسد بخشهایی از این میدان در آبهای عربستان مشترک است.

7- میدان نفتی اسفندیار

میدان یادشده در سال 1345 در تاقدیس اسفندیار توسط شرکت آیپک کشف شد. سنگ مخزن این میدان سازند گدوان (رتاوی زیرین) می باشد. نفت این میدان دارای درجه سبکی ای.پی.آی 30 درجه است. ميدان اسفنديار مشترك با عربستان داراي 532 ميليون بشكه نفت خام درجا می باشد.

8-میدان فروزان

میدان نفتی فروزان که قبل از انقلاب به نام فريدون خوانده مي شد، يكي از میادینی است که توسط شرکت نفت پان آمريكن در سال 1966 در آب­هاي فلات قاره ايران کشف شد. نفت خام فروزان با ٣١ درجه اي.پي.آي حدود 7/2 درصد وزني گوگرد دارد. این میدان ٢٣٠٩ ميليون بشكه نفت خام درجا دارد. میدان فروزان به همراه میدان اسفندیار جز بلوک عملیاتی و اکتشافی ناحیه خارک شرکت فلات قاره می باشد.

9- میادین گازی فرزاد A و B

این میادین از ميادين کوچك گازی ايراني در نزدیکی هم(جزیره فارسی) بلوک اکتشافی فارسی هستند. در ميدان گازي فرزاد B تا کنون دو چاه توليدي حفر شده است.ميدان گازي فرزاد B با ذخيره درجاي حدود 5/١٢ تريليون فوت مكعب گاز طبيعي دارد. بخش بسیار ناچیزی از ساختمان فرزادA-حصبه در قسمت ایرانی می باشد. در حالی که بخش اعظم ساختمان فرزاد Bدر آبهای ایران واقع شده است. روند ساختمان فرزاد A به صورت شمال شرقی-جنوب غربی است در حالی که روند ساختمان فرزاد B بصورت شمال غربی-جنوب شرقی است.

10- میدان گازی / نفتی پارس جنوبی

بزرگترین ساختمان حاوی گاز در دنیا یعنی میادین پارس جنوبی- شمال قطر در بین ایران و قطر مشترک می باشند. این میدان دارای ذخیره عظیمی از گاز در سازندهای فراقون- دالان- کنگان (سازند خوف) می­باشد. اگرچه سازندهای گروه خامی و بنگستان نیز در این میادین دارای نفت می باشد. مهم ترين ميدان گازي دريائي کشور داراي ١٣١٣٠ ميليارد متر مكعب گاز درجا است. هم اکنون 28 تريليون متر مكعب گاز درجا در کشور وجود دارد که نزديک به 50 درصد از ذخاير گازى کشور (8 درصد کل مخازن گازی دنیا) تنها در ميدان پارس جنوبى قرار دارد. اين ميدان همچنين داراى ميعانات گازى در جاى معادل ١٨ هزار ميليون بشكه است. این میدان به همراه میادین پارس شمالی، گلشن و فردوسی تحت پوشش شرکت نفت و گاز پارس است.

11- میدان نفتی / گازی سلمان

ميدان سلمان (ساسان سابق) در سال 1344 (1965) در خلیج فارس و منطقه لاوان (تحت پوشش شرکت فلات قاره) کشف شد. ذخيره نفت خام ميدان سلمان 4073ميليون بشكه و گاز۵/١٨٣ ميليون متر مكعب گاز درجا است. این میدان نخستين ميداني است که به وسيله شرکت نفت لاوان (LAPCO) در آب هاي فلات قاره ايران کشف شد و با ميدان نفتي ابوالبخوش ابوظبي مشترك است.تاقدیس سلمان ابعادی در حدود 6 در 9 کیلومتر دارد. بهره برداري از اين ميدان در سال 1347 آغاز شد.

گروه دهرم سنگ مخزن گاز و سازند عرب (سازندهای بوئيب، عرب فوقانی و عرب تحتانی) سنگ مخزن نفتی این میدان می باشد. بخش اعظم این میدان در آبهای ایرانی خلیج فارس واقع شده است.

12-میدان نفتی فرزام

میدان فرزام بخش بسیار کوچکی از میدان فلاح امارات متحده عربی است که در آبهای ایران (ناحیه سیری) واقع شده است. این میدان در کنار میادین سیوند، دنا، نصرت و الوند قرار دارد. روند قرارگیری تاقدیس این میدان به صورت شمالی-جنوبی است.

13- میدان نفتی نصرت

ميدان نصرت در سال 1340 در ناحیه سیری توسط شرکت سوفیران کشف شد. در این میدان سازند سروک (ميشريف) دارای خواص مخزنی است. مقدار نفت درجای این میدان ١٨٨ ميليون بشكه می باشد.

14- میدان گازی هنگام

تنها میدان مشترک ایران با کشور عمان میدان هنگام می باشد که در گذشته به نام (HE-E1) مشهور بوده است. این میدان توسط شرکت سوفیران در سال 1354 کشف گردید. گاز درجایی برابر با حجم ۴/٢٢ ميليارد متر مكعب در سازندهای ايلام و سروك در این میدان وجود دارد.

نتیجه گیری:

مخازن مشترک هیدروکربوری از منابع استرتژیک هر مملکت می باشد. بزرگترین مخازن نفتی (یادآوران و آزادگان) و گازی (پارس جنوبی) ایران در مناطق مرزی و بصورت مشترک با کشورهای همسایه می باشد. شناخت بیشتر این مخازن و اولویت مطالعه آنها می تواند در بهره برداری بهتر اهمیت ویژه داشته باشد.

از آن جا که بیشتر مخازن کشور در نیمه دوم عمر خود به‌سر می‌برند و هر چه از عمر مخزن می‌گذرد برداشت از آن دشوار‌تر می‌شود باید با روش‌های خاصی با توجه به شرایط مخزن، برداشت از آن را بهتر و بیشتر کرد، البته این نکته را نباید فراموش کرد که در روش‌های ازدیاد برداشت باید از میان روش‌های مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد. در این مقاله سعی شده روش‌های مختلف ازدیاد برداشت معرفی و موارد کاربرد آن ها توضیح داده شود.

مقدمه:

مخزن هیدروکربوری ساختاری است متخلخل و نفوذپذیر در زیرزمین که انباشتی طبیعی از هیدروکربورها را به صورت مایع و یا گاز در خود جای داده و به‌وسیله‌ی سنگ‌های غیرتراوا از محیط اطراف مجزا گردیده است.درتوصیفی ملموس‌تر می‌توان مخازن هیدروکربوری را به بادبادکی پر از هوا تشبیه کرد که پوسته‌ی این بادبادک نقش همان سنگ‌های غیرتراوا را بازی می‌کند و به محض سوراخ کردن این محیط متعادل سیال‌های مخزنی (هم‌چون هوا که به سرعت از بادبادک خارج می‌شود)توسط نیروهای هیدرولیکی به درون چاه رانده می‌شوند. البته قدرت این رانش طبیعی هم‌زمان با تولید از مخزن کاسته می‌شود، چنان‌که برای نمونه گفته می‌شود مخازن ایران به‌ طور متوسط سالانه ۱۰-۸ درصد افت طبیعی فشار مخزن و افت دبی‌ تولید از چاه - افت دبی‌ تولید از چاه با افت فشار مخزن رابطه مستقیم دارد - دارند.

با افت مداوم فشار مخزن، دبی‌ تولید رفته‌رفته کم شده تا جایی که دیگر تولید طبیعی از مخزن مقرون به‌صرفه نخواهد بود. این نقطه زمانی اتفاق می‌افتد که بازیابی (Recovery) نفت از مخزن به نسبت پائین است. این بازیابی برای مخازن ایران حدود ۱۵-۲۰درصد است؛ به عبارتی ۸۵ تا ۸۰درصد کل نفت مخزن در سازند باقی می‌ماند. بنابراین برای برداشت نفت‌های باقی‌مانده در مخزن نیازمند روش‌های جدید و تکنیک‌های پیشرفته هستیم. ازاین رو می‌توانیم مراحل تولید از یک چاه را به‌طور کلی به دو دسته‌ی زیر تقسیم کنیم (که البته این تقسیم‌بندی به نحوه‌ی برداشت از مخزن اطلاق می‌شود):

1- تولید طبیعی (Primary Recovery)

2- تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery)

فشار اشباع(Bubble Point Pressure):

با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می‌کند که از نفت خارج شود، «فشار اشباع» فشاری است که اولین حباب گاز از نفت جدا می‌شود. روشن است که در فشار‌های بالاتراز آن تنها یک فاز مایع و در فشار‌های پایین ‌تر از آن دو فاز مایع و گاز وجود دارد.

در صورتی که در یک مخزن نفتی هر سه سیال آب، نفت و گاز وجود داشته باشد، ترتیب قرار گرفتن سیالات درون مخزن به گونه‌ای است که از پایین به بالا ابتدا آب، بعد نفت و سپس گاز قرار می‌گیرد. به سازند‌ی که در آن گاز قرار دارد، سازند گازی و به سازندهای دیگر سازندهای نفتی و گازی می‌گویند.

به بخش بالایی مخزن که حدفاصل میان پوش سنگ و سطح تماس نفت و گاز است، کلاهک گازی مخزن نفتی می‌گویند. گفتنی است که برخی از مخازن فاقد کلاهک گازی، برخی دیگر فاقد بخش آب ده هستند و برخی فاقد هر دوی آن‌ها هستند.

سازند آبی‌ای که در پایین مخزن می‌تواند وجود داشته باشد.

دومایع را وقتی امتزاج‌پذیر می‌گویند که کاملاً درهم حل شده و امولیسون نسازند.

اوپک که شکل خلاصه شده‌ی (Organizations of Petroleum exporting Countries) یعنی سازمان کشورهای صادرکننده‌ی نفت است . این سازمان در ۱۴-۱۰سپتامبر ۱۹۶۰ توسط ۵ کشور ایران، عربستان، ونزوئلا و کویت و عراق تشکیل شد که بعد از آن ۹کشور دیگر الجزائر، قطر، نیجریه، امارات، اندونزی، لیبی، الجزیره، اکوادور، آنگولا به آن‌ها اضافه شدند. هدف از تشکیل این سازمان کنترل سیاست‌های قیمتی نفت بود.

برداشت اولیه یا تولید طبیعی به استحصال نفت تحت مکانیسم‌های رانش طبیعی موجود در مخزن و بدون استفاده از انرژی خارجی نظیر آب و گاز اطلاق می‌شود. همان‌گونه که بیان شد از یک مخزن تا مدت تقریباً کمی می‌توان به‌طورطبیعی تولیدی اقتصادی داشته باشیم . در تولید طبیعی از مخزن رانش نفت به‌علت مکانیسم‌های خاصی انجام می‌پذیرد که درزیر به بیان آن‌ها خواهیم پرداخت:

- انبساط سنگ و سیال(Rock and Fluid expansion)

- رانش توسط گازمحلول(Solution Gas Drive)

- رانش کلاهک گازی (Gas Cap Drive)

- رانش توسط آب ورودی به مخزن(Aquifer Drive)

دراین مکانیسم فشار وزنی لایه‌های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به‌صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می‌شود. بنابراین می‌توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این‌گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی‌که با کمی دقت متوجه می‌شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می‌شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می‌شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می‌کنند، بنابراین می‌توان گفت مهم‌ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می‌کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود. به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می‌کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می‌راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن‌که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد ‌کند و باعث تولید طبیعی نفت ‌شود، می‌توان لایه‌ی آبی‌ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می‌راند.البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به‌عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می‌کند اما می‌توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ‌یک را نداشته باشد.

پیش از توضیح تولید بهبود یافته می‌توان این‌گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین‌تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می‌شود که تکنیک‌های دیگری دربازیابی نفت به‌کار برده شود. کلیه روش‌هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن‌ها تزریق می‌شود، روش‌های ازدیاد برداشت نامیده می‌شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)

البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک‌های دیگری مانند فرازش گاز (بدین‌گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می‌کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج‌پذیری را به وجود می‌آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین‌تر است و می‌توان با همان فشار ته‌چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ‌های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می‌کنند)به‌کار گرفته می‌شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک‌ها به‌عنوان یکی ازروش‌های ازدیاد برداشت یاد نمی‌شود؛ آن‌چه روش‌های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می‌شود روش‌هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می‌شود و هدف این روش‌ها، کاهش میزان نفت پس‌ماند مخزن است، این روش‌ها را به دودسته زیر تقسیم می‌کنند:

1- برداشت ثانویه (Secondary Recovery)

2- برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)

این روش، افزودن انرژی‌های خارجی بدون اعمال هیچ‌گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده‌تر، سیال تزریقی تنها نقش هل‌دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان‌ترین و دردسترس‌ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به‌عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت‌کوتاهی افزایش می‌داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می‌آورد. بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش‌دهنده است و مشکلات عدیده‌ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می‌آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:

- اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق

- خوردگی (که مهم‌ترین عامل آن اکسیژن است)

- تشکیل امولسیون‌ها

این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به‌ عنوان ماده تزریقی در روش‌های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده ‌نشود. امروزه از گاز و آب‌ به ‌جای هوا در این تکنیک استفاده می‌شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در‌آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم‌چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم‌اکنون ایران از برنامه‌ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می‌دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید،۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می‌شود و درنتیجه‌ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می‌آید. به زبان ساده‌تر دراین‌جا ماده‌ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد.عملیات ثالثیه را می‌توان به موارد زیر تقسیم کرد:

- سیلاب‌زنی امتزاجی با گاز

- سیلاب‌زنی شیمیایی

- فرآیندهای حرارتی

- فرآیندهای استفاده از کف

- فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم‌بندی‌ها تزریق میکروب را به‌عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان(MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می‌شناسند. در این روش میکروب‌ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می‌کنند و این میکروب‌ها تحت عواملی یا تولید اسید می‌کنند که برای حل کردن سنگ‌های کربناتی بکار می‌رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می‌شوند.متأسفانه در حال حاضر در بزرگ‌ترین کشورهای تولید‌کننده عضو اوپک(OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش‌های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله‌ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش‌های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش‌های ازدیاد برداشت را به تازگی به ‌صورت زیرتقسیم می‌کنند: (برخلاف تقسیم‌بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)

- تزریق بخار آب (Steam Flooding)

- سیلاب‌زنی آب گرم (HOT Water Flooding)

- احتراق درجا (In situe combustion) –خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)

گرم کردن حرارتی ( تزریق آب (Water Flooding))

- سیلاب شیمیایی (Chemical flooding) – (پلیمری یا قلیایی)

- جابه‌جایی امتزاج‌پذیر (misible Flooding)

- رانش گازغنی‌ شده

- سیلاب الکلی

- سیلاب گاز Co2

- سیلاب گاز N2

- جابه‌جایی غیرامتزاج‌پذیر (immisible Flooding) - گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده

در این قسمت قصد داریم بیش از 500 عنوان کتاب رشته زمین شناسی را بصورت کتابخانه ای رایگان در اختیار کاربران عزیز قرار دهیم، که مدام به تعداد آنها افزوده می گردد.

با تشکر

مدیران وب سایت بزرگ زمین شناسی و نفت (GaPs)