Zbiornik skalny

Zbiornik skała jest skała formacja , której porowatość umożliwia gromadzenie się płynów. Ta porowatość jest naturalnie zajęta przez wodę, ale w szczególności w kontekście strukturalnym lub stratygraficznym , wodę można zastąpić ropą naftową lub gazem ziemnym . Skały zbiornikowe są czasami wykorzystywane przez ludzi do podziemnego składowania dwutlenku węgla (przypadek zbiornika Lacq ).

W geologii ropy naftowej skała zbiornikowa jest jednym z trzech składników systemu naftowego , obok skały macierzystej i skały wierzchniej . Wyróżniamy:

• zbiorniki konwencjonalne, które mają wysoką przepuszczalność (przeważnie piaskowce lub wapienie );
• zbiorniki niekonwencjonalne, o małej przepuszczalności (głównie łupki i mułowce ).

Nieruchomości

Jakość skał zbiornikowych i ich klasyfikacja zależą od wartości ich porowatości i przepuszczalności .

Porowatość

Porowatość skały to stosunek objętości pustej przestrzeni (porów) do całkowitej objętości skały:

φ=pustka objętość (pory)całkowita objętość skał{\ Displaystyle \ varphi = {\ Frac {\ tekst {pusta objętość (pory)}} {\ tekst {całkowita objętość skały}}}}

Ta porowatość jest na ogół międzyziarnista (między ziarnami szczątkowej skały), ale może być również szczelinowa (pęknięcia wewnętrzne).

Badając zbiornik, rozróżniamy:

• bezwzględna lub całkowita porowatość ( ) odpowiadająca całkowitej objętości pustek w skale;φw{\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {a}}}
• efektywna porowatość ( ) odpowiadająca objętości wzajemnie połączonych porów (porowatość umożliwiająca cyrkulację płynów wewnątrz skały);φmi{\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {e}}}
• efektywna porowatość ( ) odpowiadająca objętości porów zajmowanej przez ruchomy (lub „wolny”) płyn, w przeciwieństwie do:pmi{\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}
• pojemność retencyjna ( ) odpowiadająca ilości płynu utrwalonego przez działanie kapilarne (płyny skórne, higroskopijne i kapilarne).vsr{\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}

Absolutna porowatość to suma składników (porowatości efektywnej) i (zdolności retencyjnej). Im mniejsze cząstki skały zbiornikowej, tym bardziej zwiększa się dostępna powierzchnia ziaren, tym bardziej maleje i rośnie. Zatem gliny mają na ogół większą porowatość całkowitą niż piaski, ale ze względu na rozmiar i geometrię ziaren mają prawie zerową efektywną porowatość: pmi{\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}vsr{\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}pmi{\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}vsr{\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}

Zbiornik skalny	Całkowita porowatość ( ) φw{\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {a}}}	Efektywna porowatość ( ) pmi{\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}
Piasek i żwir	25 do 40%	15–25%
Drobny piasek	Od 30 do 35%	10 do 15%
Glina	40 do 50%	1 do 2%
Kreda	10 do 40%	1 do 5%
Wapień	1 do 10%	Od 10 do 50%

Przepuszczalność

Przepuszczalność, ogólnie oznaczana przez k , jest właściwością materiałów, która charakteryzuje ich łatwość w przepuszczaniu płynu przez ich porowatość. Jest zaangażowany w prawo Darcy'ego , które wyraża, w jaki sposób przepływ płynu zależy od gradientu ciśnienia przyłożonego do skały:

Q=kη(ΔP.Δx)S{\ Displaystyle Q = {\ Frac {k} {\ eta}} \ lewo ({\ Frac {\ Delta \, P} {\ Delta x}} \ prawej) S}

gdzie Q oznacza natężenie przepływu, k przepuszczalność, η lepkość płynu, (Δ P / Δ x ) gradient ciśnień, a S przekrój poprzeczny próbki. Wyodrębniając k otrzymujemy:

k=ηQS(ΔxΔP.){\ Displaystyle k = \ eta \, {\ Frac {Q} {S}} \ lewo ({\ Frac {\ Delta \, x} {\ Delta P}} \ prawej)}

Płyny

Warstwy wodonośne

W domenie kontynentalnej mówimy o warstwie wodonośnej, gdy skała zbiornikowa ma wysoką przepuszczalność, a jej porowatość jest zajęta przez wodę słodką. Mówi się, że warstwa wodonośna jest „uwięziona”, gdy jest odizolowana od wód powierzchniowych przez nieprzepuszczalny poziom geologiczny i „wolna”, gdy styka się z powierzchnią. Ewolucja gradientów ciśnienia, w szczególności związanych z działalnością antropogeniczną (pompowanie lub zatłaczanie geotermalne ), może powodować tworzenie się słonych klinów na wybrzeżach, to znaczy wnikanie słonej wody do skały zbiornikowej uprzednio wypełnionej wodą. ”Czysta woda.

Systemy naftowe

Podczas wydobywania ropy naftowej i gazu ziemnego przez skałę źródłową , węglowodory unoszą się na powierzchnię poprzez porowatość skał zbiornikowych dzięki dwóm mechanizmom:

• Ciśnienie lithostatic , ciśnienie pielęgnacji kolumnowej skała skompresować najgłębsze skały zmniejszenie ich porowatości
• Gęstość gęstość węglowodory będą niższe niż dla wody, a drugim jest początkowo obecnej w większości zbiornika skał węglowodory wzrośnie do „float” w tabelach wody.

W miarę wypływania na powierzchnię ropa może gromadzić się w pułapce stratygraficznej lub strukturalnej . Nazywa się to złożem ropy, w którym na ogół występuje gaz ziemny, ropa i woda (słona lub nie). Gaz znajduje się na szczycie kolumny, unosząc się na oleju, sam zaś unosi się na wodzie.

Bibliografia

1. „  Total rozpoczyna projekt wychwytywania i składowania CO 2in Lacq  ”, Les Echos ,9 lutego 2007( czytaj online ).
2. (w) Colin P. North i Jeremy D. Prosser, „  Characterization of fluvial and eolian tank: problems and approach  ” , Towarzystwo Geologiczne, Londyn, Special Publications , Vol.  73, n o  1,Styczeń 1993, s.  1-6 ( DOI  10.1144 / GSL.SP.1993.073.01.01 ).
3. J.M. Vallée, „  Study of porosity and permeability  ” , na eduterre.ens-lyon.fr , Ecole Normale Supérieure de Lyon ,24 marca 2005(dostęp 24 czerwca 2019 )
4. Yves Géraud, „  Przepuszczalność skał i prawo Darcy'ego  ” , na planet-terre.ens-lyon.fr , Ecole Normale Supérieure de Lyon ,23 marca 2000(dostęp 24 czerwca 2019 )
5. Jean-Jacques Biteau, Geologia ropy naftowej: historia, geneza, eksploracja, zasoby , Dunod , wyd.  "Sup Sciences",czerwiec 2017( EAN  9782100763078 )