انواع مخازن زير زميني نفت و گاز

انواع مخازن زير زميني نفت و گاز
تاريخچه نفت
صنعت نفت در جهان تاريخي بسيار كهن دارد وقديمي‌ترين تمدني كه تا به حال شناخته شده در دره هاي نيل، دجله و فرات و در چين بوده است. اسناد تاريخي و كاوشهاي باستان شناسي نشان مي دهد كه مردم مزبور از كهن‌ترين روزگاران نفت را مي شناختند. چهار هزار سال قبل از ميلاد مسيح مردم دجله و فرات قير را به عنوان ملاط ساختمانها به كار مي‌بردند. در ايران كاوشهاي باستان شناسي معلوم داشته كه ساكنين كشور ما از 5 تا 6 هزار سال پيش قير را به عنوان ملاط در ساختمان و يا براي نصب و به‌هم چسباندن جواهرات و ظروف سفالين و اندود كردن كشتيها به‌كار ميبردند. امروزه بزرگترين منابع نفتي جهان در خاورميانه، ايالات متحده امريكا، آفريقاي شمالي و روسيه است. اولين چاه نفت در دنيا در شهر پنسيلوانيا به‌ نام تيستوسوپل امريكا توسط شخصي به نام ادوين دريك در سال 1859 حفر شد.عميقترين چاه در دنيا چاهي در لويزيناي امريكاست كه 6500 متر عمق دارد. در سال 1908 نفت در خاورميانه براي اولين بار در ايران و در شهر مسجد سليمان كشف شد و بعد از آن در ديگر كشورهاي خاور ميانه نفت كشف شد.

تئوري پيدايش نفت
تئوريهاي مختلفي نسبت به پيدايش نفت و گاز طبيعي وجود دارد و به طور دقيق نمي‌توان گفت منشأ موادي كه نفت رابه وجودآورده چه بوده است اما دو نظريه اي كه بيشتر از همه عموميت دارد عبارتنداز :
· پيدايش نفت معدني يا غير آالي : پيدايش نفت به طريق معدني تركيب هيدروژن و كربن تحت فشار و درجه حرارت موجود در اعماق زمين است.
· پيدايش نفت به طريق آلي : در اثر به وجود آمدن هيدروژن و كربن حاصل از گياهان و حيوانات در درياها به خصوص حيوانات ريز ذره بيني به نام پلانكتون و پس از يك‌سري فعل و انفعالات شيميايي نفت تشكيل شده است.
مي‌دانيد كه تئوري آلي بيشتر مورد قبول دانشمندان است زيرا دلايل و شواهد نشان مي‌دهد كه در جايي‌كه مخازن نفتي وجود دارد بيشتر سنگ هاي رسوبي وجود دارند كه زماني زير دريا بوده اند. از لحاظ شيميايي نفت مركب از دو عنصر كربن و هيدروژن به صورت خالص گازي است که سبك و آتشگير هستند. نفت از جهتي خالص و از جهتي مركب است. بدان جهت خالص است كه تركيبي از هيدروكربنهاي گوناگون است و ساختمان ملكولها به واسطه كم و زياد شدن تعداد اتمها يكي از دو عنصر مذكور با هم متفاوت است و اين بر حسب تركيب ملكولهاي اتمكربن است.

مخزن زير زميني گاز و نفت
بطور كلي براي به وجود آمدن يك مخزن نفت بايد عوامل زير موجود باشد :

مبدا هيدروژن و كربن كه از گياهان و حيوانات زميني و دريايي مدفون شده در زير گل و لاي در مكاني كه زماني دريا بوده به دست آمده است.
شرايطي به وجود بيايد تا اين نباتات و حيوانات تجزيه شده و هيدروژن وكربن حاصل از آن با هم تركيب شوند و نفت و گاز طبيعي را بوجود بياورند.
تخلخل وجود داشته باشد تا هيدروكربن بتواند از جائيكه تشكيل شده حركت (مهاجرت) كند.
طبقه غير قابل نفوذي وجود داشته باشد تا از حركت بيشتر هيدروكربن جلوگيري كند و آن را به صورت جمع آوري شده در مخازن نفتي نگه دارد.
تقريباً در تمام منابع نفتي مقداري گاز در نفت به صورت حل شده وجود دارد كه سبب ذخيره سازي انرژي گاز به صورت انرژي پتانسيل می گردد و در هنگام بهره برداري سبب مي شود كه نفت به همراه گاز به سطح زمين انتقال يابد. در بعضي مواقع مقدار اين گاز آنقدر زياد است كه ضمن آنكه مقداري در نفت حل شده مقدار زيادي به صورت گاز آزاد در بالاي نفت با فشار زياد جمع مي‌شود كه اصطلاحاً به آن كلاهك گاز[1] می گويند و بهره برداري نفت با آن خيلي بيشتر از راندن توسط گاز حل شده به تنهايي است.

مخزن زیر زمینی[2]
به منطقه وسیعی زیر سطح زمین که در آنجا نفت تشکیل و محبوس می شود مخزن اطلاق می شود که جهت تشکیل آن وجود سه بخش زیر الزامی است :
1 – سنگ مادر[3]
2 – سنگ مخزن[4]
3 – سنگ پوشش

سنگ مادر
لایه زیر زمینی (سازند )[5] که در قسمت پایین مخزن و در عمق زیاد (حدود چهار هزار متری در جنوب غربی ایران) قرار گرفته و به دلیل اینکه سنگ های تشکیل دهنده آن دارای خلل و فرج زیادی می باشند بقایای گیاهان و جانوران خشکی و دریایی (مواد آلی) در آنجا مدفون و طی میلیون ها سال تحت فشار زیاد و دمای بالا و تجزیه توسط باکتری های بی هوازی به کروژن و سپس به نفت خام یا میعانات گازی تبدیل می شود.

سنگ مخزن
این سازند در قسمت میانی مخزن قرار گرفته و نفت پس از تشکیل شدن در سنگ مادر از طریق شکاف ها و ترک ها به این قسمت مخزن مهاجرت نموده و در آن بر اساس وزن مخصوص، سه سیال آب ، نفت و گاز به ترتیب در آن تشکیل سه ناحیه تقریباً مجزا را می دهند. سنگ های این سازند دارای خاصیت نفوذپذیری و عبوردهی خوبی می باشند.
سنگ پوشش
وجود این سازند نقش عمده ای در تشکیل مخزن دارد. از آن جایی که سنگ های تشکیل دهنده آن دارای نفوذپذیری و عبوردهی خیلی ناچیزی می باشند مانند یک کلاهک بالای سنگ مخزن قرار گرفته و از مهاجرت نفت به سطح زمین جلوگیری می کند .

شکل 2-1 : مخزن زیر زمینی نفت و گاز
انواع مخازن زیرزمینی
همان طور که می‌دانیم نفت خام مخلوطی از هیدروکربن های مختلف می باشد که این هیدروکربن ها با توجه به فشار،دما و همچنین خواص فیزیکی سنگ های مخزن می توانند به حالت گاز ، مایع ، جامد و یا به صورت سه فازی (گاز ،مایع ، جامد) مشاهده شوند. بنابراین می توان مخازن زیرزمینی را از نظر سنگ های تشکیل دهنده سنگ مخزن و همچنین سیال درون آن طبقه بندی نمود. یکی از وظایف مهندسین نفت و مخازن بررسی خواص سیالات و سنگ مخزن جهت استفاده بهینه از آن می‌باشد.

الف ) طبقه بندی مخازن زیرزمینی با توجه به سیال درون آن
مخازن زیرزمینی با توجه به موارد ذیل بصورت مخازن نفت ،گاز ویا نفت وگاز می توانند وجود داشته باشند :
· ترکیب مخلوط های هیدروکربن سیال در مخزن
· دما و فشار اولیه مخزن
· فشار و دما هنگام تولید در سطح زمین
برای بررسی حالت سیال، درون مخازن زیر زمینی از منحنی های خاصی که به آنها منحنی فاز[6]گفته می شود استفاده می‌کنند. یکی از این منحنی ها، منحنی فشار ودما می باشد.

منحنی فشار و دما :
این منحنی ممکن است برای ترکیبات مختلف هیدروکربن ها شکل متفاوتی داشته باشد. اما شکل کلی آنها تقریباً مشابه است (شکل 1-3 ). از این منحنی برای بررسی موارد ذیل استفاده می شود :

طبقه بندی مخازن زیرزمینی
طبقه بندی سیستم های درونی هیدروکربن
توصیف رفتار سیال درون مخزن
جهت استفاده از منحنی فشار- دما ابتدا نیاز می باشد نقاط کلیدی آن با توجه به شکل 1-3 توضیح داده شود.

D

شکل 3-1: فاز دیاگرام فشار - دمای سیستم چند جزئی (مربوط به نفت خام معمولی)

· نقطه ماکزیمم دما Tct[7]: این نقطه ماکزیمم دمایی است که بالای آن بدون در نظر گرفتن فشار مایعی تشکیل نمی‌شود. به عبارت دیگر بالای این دما در فشار ثابت سیال همواره به حالت گازی می باشد. (نقطه E)
· نقطه ماکزیم فشار Pcb[8]: این نقطه ماکزیمم فشاری است که بالای آن بدون در نظر گرفتن دما ، گازی تشکیل نمی‌شود، به عبارت دیگر بالای این فشار در دمای ثابت سیال به سمت مایع شدن حرکت می کند. (نقطه D)
· نقطه بحرانی [9] : نقطه بحرانی در ترکیبات چند جزئی نقطه ای است که در آن دما و فشار خواص شدتی فاز مایع وگاز برابر می باشند. به فشار و دمای این نقطه به ترتیب فشار بحرانی و دمای بحرانی گویند.(نقطه C)
· منحنی فازی [10] : منحنی ای که به دو منحنی نقطه حباب و نقطه شبنم محدود می شود. (خط BCA) که دو فاز مایع و گاز روی این منحنی به تعادل می رسند.
· خطوط کیفیت: این خطوط، بصورت خط چین درون ناحیه دو فازی که بیانگر درصدهای حجمی متفاوت در فشار و دمای معین است مشخص گردیده، که این خطوط از نقطه بحرانی شروع می شوند.
· منحنی نقطه حباب [11]:این منحنی (AC) مرزبین ناحیه فاز مایع و ناحیه دو فازی می باشد.
· منحنی نقطه شبنم [12] :این منحنی (BC) مرز بین ناحیه گاز و ناحیه دوفازی می باشد.
با توجه به منحنی فازی سیال درون مخزن و شرایط فشار و دمای اولیه می توان مخازن را براساس سیال درون آنها به دو
دسته کلی ذیل تقسیم بندی نمود :

مخازن نفتی
مخازن گازی

مخازن نفت
اگر دمای مخزن Tr کمتر از دمای بحرانی Tc سیال آن باشد به آن مخزن نفتی گویند. مخازن نفت با توجه به فشار اولیه مخزن به چند دسته طبقه بندی می شوند.
1- مخازن نفتی زیر اشباع [13] : اگر فشار اولیه مخازنPi بیشتراز فشار نقطه حباب Pb سیال مخزن باشد به آن مخزن نفتی زیر اشباع گویند.
2- مخازن نفتی اشباع[14] : هنگامی که فشار اولیه مخزن برابر فشار نقطه حباب سیال باشد به آن مخزن نفتی اشباع شده گویند.
3- مخازن نفتی با پوشش گاز : اگر فشار اولیه مخزن پایین تر از فشار نقطه حباب سیال مخزن می باشد به آن مخزن با پوشش گازی یا دو فازی گویند. فاز گاز به همراه فاز نفت زیر خط منحنی واقع می شوند، که خطوط کیفیت بیانگر درصد حجمی گاز در ناحیه گازی به درصد حجمی نفت در ناحیه نفتی می باشند.
نفت خام درون زمین با توجه به خواص فیزیکی و شیمیایی در محدوده وسیعی موجود می باشد، بنابراین می توان جهت تفکیک آن را به انواع مختلف به شرح ذیل تقسیم نمود :
1- نفت سیاه معمولی [15]
2- نفت خام با فراریت کم [16]
3- نفت خام با فراریت زیاد [17]
4- نفت خام در محدوده بحرانی [18]
تقسیم بندی فوق بر اساس خواصی است که نفت خام از خود نشان می دهد، که این خواص شامل خواص فیزیکی، ترکیبات، نسبت گاز به نفت، شکل ظاهری و دیاگرام فاز فشار و دما می باشد.

نفت خام معمولی
دیاگرام فاز فشار و دما این نوع نفت در شکل 1-3 رسم گردیده است، باید توجه داشت که خطوط کیفیت در این نوع دیاگرام فاز با فاصله تقریباً مساوی از یکدیگر رسم گردیده‌اند. با کاهش فشار در دمای ثابت از نقطه E می توان منحنی درصد حجمی نفت که تابعی از فشار می باشد را بوسیله خط EF نشان داد. منحنی انقباض نفت (EF) بجز در فشارهای خیلی کم تقریباً در اغلب مواقع خط راست می باشد،(شکل 1-4). وقتی که نفت خام معمولی تولید می شود معمولاً نسبت گاز به نفت بینscf/STB 700-200 و چگالی نفت بین15-40 درجه API [19] می باشد. رنگ این نفت در مخازن ذخیره معمولاً قهوه ای مایل به سبز پررنگ می باشد.

نفت با فراریت کم
فاز دیاگرام این نوع نفت در شکل 1-5رسم گردیده است. همانطور که مشاهده می کنید منحنی کیفیت به سمت منحنی نقطه شبنم تراکم بیشتری دارد، منحنی انقباض این نوع نفت در شکل 1-6 نشان داده شده، که خواص انقباض نفت را نشان می‌دهد. سایر خواص مشابه به این گروه عبارتند از :
- ضریب حجمی نفت (Bo) کمترازbbI/STB 2/1.
- نسبت گاز به نفت کمتراز scf/STB200.
- چگالی نفت کمتراز 35 درجه API.
- دارای رنگ سیاه و تیره.

شکل 4-1 : منحنی انقباض نفت خام معمولی
نفت فرار
فازدیاگرام این نوع نفت در شکل 1-7 رسم شده است. همانطور که مشاهده می شود، خطوط کیفیت در نزدیکی منحنی حباب دارای تراکم می باشند ولی با کم شدن فشار فاصله این خطوط از هم زیاد می شود. منحنی انقباض آن در شکل 1-8 نشان داده شده است، دیگر خواص این نوع نفت عبارتند از :
- ضریب حجمی نفت کمتراز bbl/STB 2.
- نسبت گاز به نفت بین scf/STB3200-2000.
- چگالی نفت بین API55-45.
- پایین بودن بازیابی مایع در حالت تفکیک که بوسیله نقطه G نشان داده شده است.
- دارای رنگ سبز متمایل به نارنجی.

نفت خام در محدوده نقطه بحرانی
اگر دمای مخزن کمتر و در نزدیکی دمای بحرانی سیال مخزن باشد (شکل 1-9) مخلوط هیدروکربن در آن ناحیه بیانگر نفت خام نقطه بحرانی می باشد. اگر در نقطه (E) با افت فشار psi 50-10 در دمای ثابت فشار افت کند، انقباض مایع از %100 به %55 می رسد. رفتار خواص انقباض این نوع نفت در شکل 10-1 نشان داده شده است. دیگر خواص این نفت عبارتند از :
- نسبت گاز به نفت بالای scf/STB 300.
- ضریب حجمی نفت bbl/STB 2 یا بیشتر.
ترکیبات آن معمولاً 5/12 تا 20 درصد مولی 7+C، 35% یا بیشتر اتان تا هگزان و مابقی متان می باشد. شکل 1-12 منحنی انقباض چهار نوع نفت را با یکدیگر مقایسه می کند .

شکل 5-1 : فاز دیاگرام نفت با فراریت کم
شکل6-1 : منحنی انقباض برای نفت با فراریت کم
شکل 7-1 : فازدیاگرام نفت فرار
شکل 8-1 : منحنی انقباض نفت فرار
شکل 9-1 : فازدیاگرام نفت در محدوده نقطه بحرانی
شکل 10-1: منحنی انقباض نفت برای نفت در نزدیکی نقطه بحرانی
شکل 11-1 : مقایسه منحنی انقباض هر چهارنوع نفت خام
مخازن گاز
به طور کلی هرگاه دمای مخزن از دمای بحرانی سیال درون مخزن بیشتر باشد، به آن مخزن گازی اطلاق می شود. براساس دیاگرام های فاز و حالت های حاکم بر مخزن، گاز طبیعی را می توان به انواع ذیل تقسیم نمود :
الف – مخزن میعانی فاز برگشتی (پدیده معکوس )[20]
ب – گاز میعانی نزدیک نقطه بحرانی[21]
ج – گاز مرطوب[22]
د- گاز خشک[23]

مخزن گاز میعانی برگشتی
هنگامی که دمای مخزن Tr بین دمای بحرانی و دمای ماکزیمم Tct سیال درون مخزن باشد، سیال بصورت گاز میعانی برگشتی می باشد. این حالت خاصی است که نتیجه رفتار ترمودینامیکی سیال می باشد. وقتی که فشار کاهش پیدا می کند انتظار می رود سیال منبسط و نفت به گاز تبدیل شود ولی در این ناحیه در دمای ثابت با کاهش فشار حالت عکس فوق اتفاق می افتد یعنی با افت فشار درصد حجمی مایع نسبت به گاز زیاد می شود. به همین دلیل به این نوع مخازن مخزن گازی معکوس گویند. و این امر تا رسیدن فشار مخزن به پایین تر از فشار نقطه شبنم سیال ادامه پیدا می کند. (شکل1-12). در شکل 1-13 منحنی حجمی انقباض مایع برای سیستم مایعات گازی نشان داده شده است. به این منحنی، منحنی ترک مایع[24] اطلاق می شود. خواص فیزیکی این نوع مخزن شاملموارد ذیل است :

نسبت گاز به نفت بین scf/stc 8000-7000
چگالی مایع بالای 50 درجه API
رنگ مایعات گازی در مخزن ذخیره به رنگ آب یا کمی دارای رنگ می باشند.

شکل12-1 : فاز دیاگرام مخزن گازی پدیده معکوس
شکل13-1 : منحنی ترک مایع
مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی
اگر دمای مخزن نزدیک به دمای نقطه بحرانی سیال باشد(شکل1-13)، به آن مخزن گازی نزدیک بحرانی گویند. با افت فشار ناچیز در دمای ثابت فاز مایع بیشتر تولید می شود که منحنی انقباض آن در شکل 1-14 نمایش داده شده است.

شکل14-1 : مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی
شکل15-1 : منحنی انقباض مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی
مخزن گاز مرطوب
فازدیاگرام این نوع سیال در شکل 1-16 نشان داده شده است. اگر دمای مخزن از دمای ماکزیمم Tct بیشتر باشد سیال در دمای ثابت با افت فشار همواره بصورت گاز خواهد بود (خط AB). از خواص این نوع مخزن می توان موارد ذیل را بیان نمود :
- نسبت گاز به نفت scf/STB 600000-100000.
- چگالی نفت مخزن ذخیره بالای 60 درجه API.
- رنگ مایع مانند آب بی رنگ می باشد.
- شرایط تفکیک مانند دما و فشار تفکیک در ناحیه دو فازی واقع شده است.

مخازن گاز خشک
چنانچه سیال درون مخزن هم در مخزن و هم در سطح زمین به صورت گاز باشد به آن مخزن گاز خشک گویند، و تنها مایعی که در سطح زمین همراه آن دیده می شود فقط آب است. فاز دیاگرام شکل 1-17 بیانگر این نوع مخزن می باشد. نسبت گاز به نفت در این نوع مخازن بالایSCF/STB 100000 می باشد که عموماً گاز خشک است.

شکل16-1 : فاز دیاگرام مخزن گازی مرطوب

شکل17-1 : فازدیاگرام مخزن گاز خشک
شکل18-1 : مقایسه پنج مخزن گاز میعانیA، نفت فرارB، نفت خام معمولیC، مخزن نفت با فراریت کمD و مخزن گاز خشک E.

ب - انواع مخزن زیر زمینی از نظر سنگ تشکیل دهنده مخزن
از نظر جنس سنگ های تشکیل دهنده سنگ مخزن، مخازن زیر زمینی را به دو دسته کلی تقسیم بندی می کنند :
1- مخزن متعارف (ماسه سنگی) Convectional Reservoir (Sand Stone .RES).
2– مخازن ترک دار Fractured Reservoir.
خصوصیات سنگ این نوع مخازن باعث تغییرات مهمی درخواص سیالات، تخلخل، عبوردهی، مکانیزم های تولید و... می شود و به همین دلیل هر کدام را باید به طور جداگانه مورد بررسی قرار داد. جنس سنگ مخازن متعارف از ماسه سنگ و مخازن ترک دار از نوع لایمستون (Limestone – CaCo3) و دولومیت (2(Dolomite – CaMg(Co3) می باشد، که به همین دلیل به این نوع مخازن مخازن ترک دار نیز می گویند. حدود %90 مخازن ایران از نوع ترک دار می باشند.
به دلیل خاصیت شکنندگی سنگ های تشکیل دهنده در مخازن ترک دار و همچنین حل شدن آنها در آب های زیرزمینی، تخلخل (فضاهای خالی درون سنگ)، این گونه مخازن کاملاً متفاوت با مخازن متعارف است، که این امرباعث ایجاد پدیده های خاصی می گردد. شکل های 19,20,21,22 بیانگر تفاوت تخلخل در این دو نوع مخزن زیرزمینی می باشند.

شکل19-1 : انواع تخلخل در مخازن ترک دار

ب) تخلخل در مخرن ترکدار

الف) تخلخل در مخزن متعارف

شکل20-1 : مقايسه تخلخل در مخزن ترک دار و متعارف

شکل 21-1 : مقايسه تخلخل در مخزن ترک دار و متعارف

شکل22-1 : تخلخل درچند نمونه سنگ مخزن ترک دار

[1]gas cap

[2]reservoir

[3]source rock

[4]reservoir rock

[5]formation

[6] -Phase Diagram

[7] - Cricondentherm

[8] - Cricondenbar

[9] - Critical point

[10] - Phase envelope

[11] - Bubble point

[12] - Dew Point Curve

[13] Under saturated Oil Reservoir

[14] Saturated Oil Reservoir

[15] Ordinary black oil

[16] Low – Shrinkage crud oil

[17] High – Shrinkage crud oil

[18] Near – Critical crude oil

[19] American Petroleum Institute

[20] Retrograde gas – condensate

[21]Near – critical gas condensate

[22] wet gas

[23] Dry gas

[24] Liquid Dropout Curve