KONU 5 HAZNE KAYA (REZERVUAR) PETROL JEOLOJİSİ KONU 5 HAZNE KAYA (REZERVUAR)

REZERVUAR Petrolün içerisinde yerleşmiş olduğu kayaya hazne kaya ya da rezervuar denir. Prensip olarak gözenek, boşluk ve çatlak içeren her kaya rezervuar olabilir. Ancak pratikte rezervuar genellikle kumtaşı ve kireçtaşlarıdır. Bir rezervuarın petrol jeolojisi açısından en önemli özelliği porozite (gözeneklilik) ve permeabilitesi (geçirimlilik) dir.

POROZİTE Bir kayacın toplam boşluk hacminin toplam katı hacmine oranına porozite denir. Petrol jeolojisinde porozite % cinsinden tanımlanır. Porozite (%) = Boşluk hacmi X 100 Toplam kayaç hacmi

GÖZENEK MORFOLOJİSİ Porozite, efektif ve efektif olmayan porozite olmak üzere ikiye ayrılır. Petrol açısından efektif porozite önemlidir.

POROZİTE SINIFLAMASI

İntergranüler ve intragranüler porozite sıkışma (kompaksiyon) ve çimentolanma ile kolayca tahrip edilir. Bu durum bilhassa kil ve karbonatlarda yaygındır. Moldik porozite belirli tanelerin erimesi ile oluşan porozitedir. Vug porozitenin belli bir şekli yoktur. Kayanın kendisinin erimesi ile oluşur. Boyut olarak moldik poroziteden daha büyüktür. Vug porozite çok daha büyürse mağara-boşluk oluşur. Fenestral porozite çökelme sırasında oluşan boşluklardır. Örneğin laminaların dehidratasyon sonucunda büzüşmesi ve çatlaması ile oluşur. Bu nedenle birincil porozite olarak da değerlendirilmektedir. İnterkristalin porozite kristalli kayalarda kristal aralarında gelişir ve daha çok dolomitlerde görülür.

Çatlaklar kıvrımlara (A), faylara (B) ve diskordanslara (C) bağlı olarak gelişirler. Çatlak porozitesi petrol açısından en önemli porozitedir.

POROZİTENİN ÖLÇÜLMESİ a- Doğrudan karot üzerinde b- Jeofizik kuyu logları ile c- Sismik bilgilerle ölçülür. Karot üzerinde laboratuarda yapılan porozite ölçümlerinde iki metod kullanılır. Bunlar Washburn-Bunting metodu ve Boyles Kanunu metodudur.

WASHBURN-BUNTING METODU 1922 de Washburn ve Bunting tarafından ortaya konan bir metoddur. Bu metodda numunenin havası bir vakum sistemi ile alınır. Alınan havanın hacmi belirlenir. Numune bir sıvı içerisine batırılarak hacmi belirlenir. Çekilen hava hacmi Porozite (%) = X 100 Numunenin toplam hacmi

BOYLES KANUNU METODU Basınç x Hacim = Sabit prensibine dayanan bir ölçme yöntemidir. Numune Ruska porozimetresi denilen bir alet içerisine (basınçlı bir kap) konularak basınç uygulanır. Basınç belli bir miktar düşürülür ve kap içerisindeki gazın hacim artışı ölçülür. Buradan porozite hesaplanır.

PERMEABİLİTE Bir rezervuar kaya için porozitenin yanısıra permeabilite (geçirimlilik) de son derece önemli bir özelliktir. Darcy formülüne göre K (P1-P2) A Q = µ L Q = akış oranı K = permeabilite P1 - P2 = numune boyunca basınç farkı A = numunenin enine kesit alanı L = Numune boyu µ = Akışkanın viskozitesi

Permeabilite birimi Darcy’dir. 1 cm/sn hızla 1 atm/cm basınç farkı altında geçen 1 santipoiz (cP) viskozitedeki akışkan miktarı 1 Darcy’dir. Rezervuarların çoğunda permeabilite 1 Darcy’den az olduğu için milidarcy (md) kullanılır. Ortalama rezervuar permeabilitesi 5 ile 500 md arasında değişir. Darcy kanununun geçerli olması için formasyon içerisindeki sıvı ile kaya arasında kimyasal bir reaksiyon olmaması, akışkanın tek bir fazda olması gerekir ki bu doğada çoğu zaman gerçekleşmez. Yani olaylar çok daha kompleks olarak gelişmektedir.

Permeabilite ikiye ayrılır: 1- Spesifik permeabilite: Kayanın bütün gözenekleri akışkan ile doygun (satüre) ise 2- Efektif permeabilite: Kayanın gözenekleri % 100 tek bir akışkan ile doldurulmamış ise sözkonusu olan permeabilitedir. Efektif permeabilitenin spesifik permeabiliteye oranı rölatif permeabilite adı ile bilinir.

POROZİTE-PERMEABİLİTE-DOKU İLİŞKİSİ Sıkılaşmamış bir çökelde dokusal parametreler porozite ve permeabiliteyi belirler. Bu parametreler şunlardır: Tane şekli Yuvarlaklık Küresellik Tane boyu Boylanma İstiflenme Paketlenme Tane düzenlenimi

TANE ŞEKLİ Bir kırıntılı kayada taneler ne kadar küresel ise porozite o kadar azalır. Çünkü küresel taneler daha sıkı paketlenirler.

TANE BOYU Teorik olarak tane boyu ile porozite arasında bir ilgi olmamasına rağmen pratikte iri taneli çökeller ince taneli olanlara oranla daha gözeneklidir. Tane boyu küçüldükçe permeabilite de azalır. Çünkü boşluklar arsındaki boğazlar daralır ve buna bağlı olarak kapiler basınç artar. Bu da permeabilitenin azalmasına yol açar.

BOYLANMA Boylanma iyi ise porozite ve permeabilite artar, boylanma kötü ise porozite ve permeabilite azalır.

PAKETLENME Porozite ve permeabilite kübik paketlenmede daha fazla, romboidal paketlenmede ise daha azdır. Ancak paketlenme türü zamanla sıkışmaya bağlı olarak değişebilir. Kübik paketlenme Porozite % 46 Romboidal paketlenme Porozite % 26

TANE YÖNELİMİ Tane yönelimi poroziteden ziyade permeabilite ile ilgilidir. Çökellerde genellikle çubuksu ya da düzlemsel taneler tabakalaşmaya paralel bir yönelim gösterirler. Bu nedenle rezervuarlarda düşey permeabilite yatay permeabiliteye nazaran daha düşüktür.

DİYAJENEZİN REZERVUARLAR ÜZERİNDEKİ ETKİLERİ Çökeller gömülmenin başlaması ile birlikte çok sayıda değişikliklere uğrarlar. Bu değişikliklerin büyük bir kısmı permeabilite ve porozitenin azalmasına yolaçar.

DİYAJENEZİN KUMTAŞI REZERVUARLARINA ETKİSİ Diyajenezin kumtaşı rezervuarlarına etkisi gömülme, çimentolanma ve erime yolu ile olur. Kumtaşlarının diyajenetik evrimi

KUMTAŞI REZERVUARLARINDA POROZİTE GRADYANI Modern kumlarda porozite % 40-50, permeabilite ise onlarca Darcy civarındadır. Buna karşılık kumtaşı rezervuarlarında ortalama olarak %10-20 porozite, milidarcy mertebesinde permeabilite görülür. Bu da gösterir ki diyajenez porozite ve permeabiliteyi azaltmaktadır. Eğer bir bölgede birincil porozite ve porozite gradyanı bilinirse verilen bir derinlikte porozite değeri hesaplanabilir. ØD = ØP - GD ØD = belirli derinlikteki porozite ØP = yüzeydeki birincil porozite G = Porozite gradyanı (% Ø/km) D = Gömülme derinliği

POROZİTE GRADYANINA ETKİ EDEN BAŞLICA FAKTÖRLER Mineralojik bileşim: Mineralojik olarak olgun kumtaşları birincil poroziteyi daha iyi korurlar. Doku: İyi boylanmış kumlar kötü boylanmış ve killi kumtaşlarına göre birincil poroziteyi daha iyi korurlar. Jeotermal rejim: Kimyasal reaksiyonlar sıcaklıkla paralel olarak arttığından düşük jeotermal gradyan porozitenin korunmasını sağlar Basınç rejimi: Anormal basınç kompaksiyonu engellediği için porozitenin korunmasını sağlar.

POROZİTENİN ÇİMENTOLANMA İLE AZALMASI Belli ölçüde çimentolanma petrol üretimi için yararlıdır. Çünkü az da olsa çimentolanma yoksa üretim esnasında petrol ile birlikte kum gelir ki bu hem rezervuarın tahrip edilmesine hem de üretim sisteminin bozulmasına neden olur. Çimentolanma fazla ise bu rezervuarın porozitesinin azalmasına neden olur.

KUMTAŞLARINDA GÖRÜLEN ÇİMENTO TÜRLERİ : KUVARS Yaygın bir çimento olan kuvars genel olarak kırıntı kuvars taneleri üzerinde optik olarak devamlı bir şekilde büyür. Ortamda artan pH ile silikanın eriyebilirliği de arttığından gözenekler boyunca asitik sıvıların hareket ettiği yerlerde silis çimento gelişmez.

KUMTAŞLARINDA GÖRÜLEN ÇİMENTO TÜRLERİ : KALSİT Genellikle kalsit kristalleri halinde bulunur. Bu kristaller gözenekten gözeneğe doğru büyüdükleri için kalsit kristalleri kum tanelerini içine alan poikilitik bir doku sergilerler. Kalsitin eriyebilirliği silisin tersinedir ve artan pH ile azalır. Bu nedenle kalsit çimento, gözeneklerde alkali sıvıların dolaşmasının bir sonucudur.

KUMTAŞLARINDA GÖRÜLEN ÇİMENTO TÜRLERİ : KİL Kil kumtaşları içerisinde matriks olarak ya da çimento olarak bulunabilir. Porozite ve permeabiliteyi azaltıcı etkisi vardır. Kaolinitik, illitik ve montmorillonitik killerin rezervuar üzerine etkileri farklıdır.

ERİME İLE POROZİTENİN ARTIRILMASI Karbonat tanelerinin ve feldspat gibi duraysız minerallerin erimesi ile rezervuarın porozitesi artırılabilir. Karbonat erimesine asitik (meteorik) sular ya da ana kayanın olgunlaşması sırasında derinlerde dışarı atılan sular neden olur.

DİYAJENEZİN KARBONAT REZERVUARLARI ÜZERİNDEKİ ETKİLERİ Kumtaşı rezervuarlarının aksine kireçtaşı rezervuarlarında diyajenez çok önemli bir rol oynar. Kireçtaşı ve dolomitler çökelme esnasında oldukça gözeneklidir. Ancak diyajenez sonucunda bu nitelik kaybolur. Dokusal olarak kireçtaşları resif, karbonat kumu ve karbonat çamurundan oluşurlar.

RESİFLERİN DİYAJENEZİ ve PETROFİZİĞİ Resifler katılaşmamış bir çökelin taşlaşması yolu ile oluşmadıkları için diğer kaya gruplarından farklı özellikleri vardır. Bunlar bulundukları yerde kaya olarak oluşurlar ve sıkışmaya uğramazlar. Güncel resiflerde porozite % 60-80 civarındadır. Resiflerin porozitesini koruması statik bir akışkan ortamında kalmaları ile mümkündür. Yani oluşumlarının hemen ardından üzerleri geçirimsiz bir çamurla örtülmelidir.Aksi halde çimentolanma poroziteyi yokeder. Resif meteorik suların etkisi altında kalırsa erime nedeniyle porozitesi artabilir.

KARBONAT KUMLARININ DİYAJENEZİ ve PETROFİZİĞİ Karbonat kumları resiflerden farklı olarak gömülme ile kompaksiyona uğrayıp porozite ve permeabilitelerini kaybederler. Bunlar içerisindeki alkali sıvılar çimentolanmaya, asit sıvılar ise gözenek oluşumuna neden olurlar. Eğer alkali sıvı akımı olmayacak şekilde gömülürlerse birincil gözeneklilik korunur. Ya da petrol yerleşmesi erken çimentolanmadan sonra olursa gözenekler korunmuş olurlar. Erken çimentolanmaya uğramamış karbonat kumlarının iyi bir rezervuar olma şansları azdır, çünkü kompaksiyon bunların gözeneklerini atırır.

Karbonat kumlarının diyajenetik evrimi

KARBONAT ÇAMURUNUN DİYAJENEZİ ve PETROFİZİĞİ Güncel karbonat çamurları genellikle aragonitten oluşur. Aragonit ise duraysız olduğu için yeraltı koşullarında kalsite dönüşür. Bu dönüşüm sonucunda toplam katı hacminde % 8 lik bir artış olur ki bu da porozitenin azalması demektir. Kompaksiyon ile porozite daha da azaltılır. Bu nedenle yaşlı karbonat çamurları sıkı ve gözeneksizdir. Ancak dolomitleşme varsa gözenekli hale gelirler.

DOLOMİT REZERVUARLARI Ca Mg (CO3)2 formülü ile gösterilen dolomitler birincil ya da ikincil olurlar. Birincil dolomitler genellikle tabakalı ve yatay devamlıdırlar. Sabka ortamında oluşurlar. Kriptokristalen dokulu ve tebeşirimsidirler. Poroziteli ancak düşük permeabilitelidirler. İkincil dolomitler tabakalaşmayı keser, düzensiz bir geometri gösterirler. Diskordansların altında, fay ve kırıkların yakınında gelişirler. Kristalin dokuludurlar. İnterkristalin poroziteleri % 30 u geçebilir. Permeabiliteleri yüksektir. Dolomit kalsitin yerini alınca kayanın katı hacmi % 13 azalır ki bu da gözeneğin artması demektir.

İkincil dolomitleşmenin diskordans ve faylarla ilişkisi

ÇATLAK REZERVUARLARI Dünyada üretilen petrolün % 90 ı kumtaşı ve kireçtaşı rezervuarlarında bulunur. Ancak kalan % 10 luk kısım tektonik etkilerle porozite ve permeabilite kazanan diğer kayalarda (örneğin şeyl, magmatik ya da metamorfik kayalar gibi) bulunur. Bu şekilde gelişmiş olan rezervuarlara atipik çatlak rezervuarları denir. Çatlak yoğunluğu (FII) = Øt - Øm 1- Øm Øt = Toplam porozite Øm = Çatlakla ilgisi olmayan porozite

REZERVUAR SÜREKLİLİĞİ Rezervuarların çoğu sürekli ve sabit özellikler göstermezler. Rezervuarın litolojik sürekliliği, permeabilite ve porozitesinin sürekliliği ve dağılımı rezervuardan üretilecek petrol miktarının tahmini açısından son derece önemlidir. Bu özellikler gözetilerek rezervuarlarda toplam ve net verim zonları ayrılır. Toplam verim zonu petrol-su dokanağından itibaren rezervuarın tüm kalınlığını içine alan zondur. Net verim zonu ise petrolün bizzat üretildiği zonların toplam kalınlığıdır. Rezervuarlarda yanal ve düşey süreklilikten sözedilir.

YANAL SÜREKLİLİK Yanal sürekliliğine göre kumtaşı rezervuarları iki grupta toplanır: 1- Düzlemsel kumtaşı rezervuarları: Her boyutta süreklidirler. Uzunluk/genişlik oranı 1 dir. Bu tür rezervuarlar türbidit yelpazelerinde, alüvyal yelpazelerde, yan yana eklenmiş kanal ortamlarında gelişirler. 2- Prizmatik (uzunlamasına) kumtaşı rezervuarları: Uzunluk/genişlik oranları 3/1 den daha fazladır. Bu tür rezervuarlar bariyer (set) adalarında, delta kanallarında, gelgit kanallarında, eoliyen kumullarında gelişirler.

Kum kütlelerinin geometrik sınıflaması

DÜŞEY SÜREKLİLİK Kumtaşı rezervuarları A- Düşey olarak istiflenmiş, B- Yatay olarak istiflenmiş, C- İzole şekillerde olurlar.

ÜRETİM SIRASINDA REZERVUARLARDAN SONDAJ KUYUSUNA PETROL AKIŞININ NEDENLERİ Petrolün üretilebilmesi için petrolün sondaj kuyusuna akması gerekir. Bunu sağlaya üç mekanizma vardır. 1- Su gücü 2- Gaz şapkası gücü 3- Erimiş gaz gücü

SU GÜCÜ Akifer içerisindeki su petrolün akış ve üretimini sağlar. Petrol üretildikçe su boşalan yeri doldurur ve sürekli olarak petrolün akışına neden olur. Ancak bazen su petrol ile girişim yapar veya konileşerek petrol geliminin durmasına neden olur. Girişimin nedeni rezervuardaki permeabilite düzensizliği, konileşmenin nedeni ise hızlı üretimdir. Su gücü ile üretim yapılan kuyularda maksimum üretilebilen petrol % 60 tır.

Su gücü ile üretim mekanizması: Petrol üretildikçe su tarafından itilmektedir.

Su gücü ile üretim mekanizması

GAZ ŞAPKASI GÜCÜ Petrol rezervuarlarında petrol ve gaz ayrı ayrı zonlarda bulunurlar. Üretim yapıldıkça basınç düşeceği için petrol içerisindeki erimiş gaz açığa çıkar ve üstteki gaz şapkası içerisine dahil olur. Bu suretle üretim ilerledikçe üstteki gaz şapkası büyür ve genişler. Petrol-gaz dokanağında bir gazlaşma geçiş zonu oluşturulur. Hızlı üretim yapılırsa bu sistemde aşağı doğru bir gaz konileşmesi gelişebilir. Bu tür petrol sahalarında üretilebilirlik faktörü % 20-50 dir.

Gaz şapkası gücü ile üretim

ERİMİŞ GAZ GÜCÜ Bu mekanizma başlangıçta herhangibir gaz şapkasının olmadığı rezervuarlarda gözlenir. Üretim başlayınca basınç düşer ve bunun sonucu olarak başlangıçta petrol içerisinde erimiş durumda olan gaz petrolden ayrılır. Bu gaz petrol üzerine basınç uygulayarak onun kuyuya akmasını sağlar. Üretim ilerledikçe veya zaman geçtikçe rezervuarın tepesinde bir gaz şapkası oluşur. Bu kritik gaz saturasyonu rezervuar için tehlikelidir ve zamanla gazın ters konileşmesine neden olabilir. Bu durumu önlemek için üretim yavaşlatılmalı ve elde edilen gaz yeniden rezervuara basılmalıdır.

Erimiş gaz gücü ile üretim

YAPAY ÜRETİM TEKNİKLERİ Doğal güç bakımından zayıf olan rezervuarlara yapay güç uygulanır. Eğer petrol yeryüzüne gelmiyorsa kuyu dibi pompaları ya da at kafası pompaları kullanılır. Yapay üretimi zenginleştirme tekniklerinde önemli olan rezervuarın basıncını sürekli kılmak ya da bunu artırmaktır. Bunun için rezervuara 1-Gaz enjekte edilir. Bu doğal gaz veya CO2, N gibi yapay gazlar olabilir. 2- Deniz suyu veya formasyon suyu enjekte edilir. 3- Bazı özel deterjanlar kuyuya enjekte edilebilir.