دانلود مقاله ترجمه شده مخازن نفتی ماسه سنگی در مقابل مخازن کربناتی: چشم اندازی جهانی پیرامون روابط تخلخل- عمق و تخلخل- تراوایی
چطور این مقاله مهندسی نفت را دانلود کنم؟
فایل انگلیسی این مقاله با شناسه 2005741 رایگان است. ترجمه چکیده این مقاله مهندسی نفت در همین صفحه قابل مشاهده است. شما می توانید پس از بررسی این دو مورد نسبت به خرید و دانلود مقاله ترجمه شده اقدام نمایید
حجم فایل فارسی :
686 کیلو بایت
نوع فایل های ضمیمه :
Pdf+Word
کلمه عبور همه فایلها :
www.daneshgahi.com
عنوان فارسي
مخازن نفتی ماسه سنگی در مقابل مخازن کربناتی: چشم اندازی جهانی پیرامون روابط تخلخل- عمق و تخلخل- تراوایی
عنوان انگليسي
Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships
این مقاله چند صفحه است؟
این مقاله ترجمه شده مهندسی نفت شامل 11 صفحه انگلیسی به صورت پی دی اف و 21 صفحه متن فارسی به صورت ورد تایپ شده است
چکیده
پلات ها، میانگین مقایسه شده تخلخل در مقابل عمق 30122مخزن نفتی سیلیسی آواری و 10481 مخزن نفتی کربناتی کشورهای تولید کننده نفت بجز کشور کانادا می باشند. اما پلات های جداگانه،5534 مخزن سیلیسی آواری و 2830 مخزن کربناتی را از حوضه آلبرتا در کانادا پوشش می دهد. میانگین تراوایی در مقابل میانگین تخلخل، برای مخازن کشورهای غیر کانادایی، نشان داده شده است. به تشابهات و اختلافات کلیدی بین ماسه سنگ ها و کربنات ها اشاره شده است و مفاهیم با توجه به عوامل عمده کنترل کننده کیفیت مخزن در هر لیتولوژی بحث شده است. با افزایش عمق روندهای بطور یکنواخت کاهشی میانگین و ماکزیمم تخلخل، نشان می دهد که، تخلخل درونزادی (دیاژنزی) تدفینی، در پاسخ به افزایش دما با عمق کاهش می یابد. به نظر می رسد که این روندها با این نظریات که تخلخل در هر دوی ماسه سنگ ها و کربنات ها بوسیله انحلال در طی تدفین عمیق تر افزایش می یابد، سازگار نباشد. مخازن کربناتی دارای مقادیر کمتر میانگین و ماکزیمم تخلخل برای یک عمق تدفینی خاص هستند، که احتمالاً به دلیل واکنش پذیری شیمیایی بیشتر کانی های کربناتی نسبت به کوارتز و نتیجه مقاومت کمتر به تراکم شیمیایی و سیمان شدگی همراه است. تعداد نسبتاً کم مخازن سیلیسی آواری (%8-0) در همه اعماق در مقایسه با مخازن کربناتی، ممکن است حضور شایع تر شکستگی ها را در کربنات ها و اثر بخشی این شکستگی برای تسهیل نرخ های جریان اقتصادی در سنگ با تخلخل کم را انعکاس دهد. روی هم رفته، در مقایسه با ماسه سنگ ها، مخازن کربناتی برای یک تخلخل خاص، دارای تراوایی کمتری نیستند، اما باید دارای نسبت های کاملاً پایین تری از هر دو مقادیر تخلخل و تراوایی بالا باشد. داده های ارائه شده می توانند به عنوان راهنمایی عمومی برای توزیع کیفیت مخزنی استفاده شوند که می تواند بطور عقلانی در نبود اطلاعات تفصیلی زمین شناسی، همچون تاریخچه تدفین و دمایی، در چاه های اکتشافی حفاری شده، با هر عمق مشخصی استفاده شوند.
1-مقدمه
دو اختلاف اصلی در بین سنگ های مخزن ماسه سنگی و کربناتی وجود دارد (1) محل تولید رسوب (نابرجا برای ماسه سنگ، در مقابل برجا برای کربنات ها) و (2) واکنش شیمیایی بیشتر کانی های کربناتی (Choquette and Pray, 1970; Moore, 2001). تفاوت دوم دارای اهمیت زیادی برای دیاژنز و کیفیت مخزن است، اینطور که، اکثراً، لایه های سیلیسی آواری تنها اثرات کمی از دیاژنز دیرینه زادی نسبت به سخت شدن (هم افزایی)کربناتی و توسعه خاک دارند، در صورتی که کربنات ها بوسیله سنگ شدگی شدید اولیه و بهبود تخلخل مشخص شده اند...
تخلخل عمق تخلخل تراوایی مخازن نفتی ماسه سنگی مخازن کربناتی
:کلمات کلیدی
چکیده انگلیسی
Abstract
Plots are presented comparing average porosity vs. depth for 30,122 siliciclastic petroleum reservoirs and 10,481 carbonate petroleum reservoirs covering all petroleum-producing countries except Canada. However, separate plots cover 5534 siliciclastic and 2830 carbonate reservoirs of the Alberta basin in Canada. Average permeability vs. average porosity is shown for the non-Canadian reservoirs. Key similarities and differences between sandstones and carbonates are noted, and implications are discussed regarding the dominant factors controlling reservoir quality in each lithology. Trends of steadily decreasing median and maximum porosity with increasing depth reflect burial diagenetic porosity loss in response to increasing thermal exposure with depth. These trends seem inconsistent with the suggestions that both sandstones and carbonates commonly increase in porosity by dissolution during deeper burial. Carbonate reservoirs have lower values of median and maximum porosity for a given burial depth, probably because of greater chemical reactivity of carbonate minerals relative to quartz and the resulting lower resistance to chemical compaction and associated cementation. Relative paucity of low-porosity (0–8%) siliciclastic reservoirs at all depths compared with carbonates may reflect the more common occurrence of fractures in carbonates and the effectiveness of these fractures for facilitating economic flow rates in low-porosity rock. Overall, carbonate reservoirs do not have lower permeability for a given porosity compared with sandstones but do have strikingly lower proportions of both high-porosity and high-permeability values. The data presented can serve as a general guide for the distribution of reservoir quality that can reasonably be expected in exploration wells drilled to any given depth in the absence of detailed geologic information, such as burial and thermal history
Keywords:
porosity-depth porosity-permeability Sandstone carbonate petroleum reservoirs