أجزاء ومكونات برج الحفر

تعريف المسامية

المسامية وهي صفة من الصفات البتروفيزيائية المهمة في الصخور المكمنية وعن طريقها يقدر احتياط البترول او الغاز  داخل المكامن. المسامية الصخرية تمثل نسبة الحجم المملوء من الصخرة بالمائع الى الحجم الكلي، او نسبة حجم المسامات للنموذج الى حجم النموذج الكلي. وتتدرج قيمتها من (الصفر) بالنسبة الى للصخور الصلدة (Hard Rock) الى (42%) للصخور قليلة التماسك (Unconsolidated Sand) هناك نوعين من المسامية هي:

المسامية المطلقة

المسامية المطلقة (Absolute Porosity) وهي النسبة المئوية لحجم المسامات المتصلة وغير المتصلة (الكلية) الى الحجم الكلي، وهي تحدد كمية المخزون النفطي.

المسامية المطلقة تساوي:

${\varphi }_a=(\frac{V_p}{V_b})\times 100\%$
$V_p=V_b-V_g$

حيث
V_p = حجم المسامات المتصلة وغير المتصلة (الكلية) (cm³)
V_b = الحجم الكلي للنموذج (cm³ , m³)
V_g = حجم الحبيبات (cm³ , m³)
ϕ = المسامية (نسبة مئوية%)

ومن المسامية المطلقة يمكن معرفة الخزين الكلي للنفط داخل المكمن من خلال المعادلة التالية:

$$V_{Or}=V_b\times {\varphi }_a\times S_o$$

حيث
V_Or = حجم النفط (الخزين الكلي للنفط)
V_b = حجم المكمن الكلي
ϕ_a = المسامية المطلقة
S_o = نسبة التشبع للنفط

المسامية الفعالة

المسامية الفعالة (Effective Porostiy) وهي النسبة المئوية للمسامات المتصلة فقط (التي تسمح بحركة النفط داخلها) الى الحجم الكلي، وهي تحدد كمية النفط الممكن استخراجة من المكمن. 

${\varphi }_e=(\frac{V_p}{V_b})\times 100\%$

حيث
ϕ_e = المسامية الفعالة (نسبة مئوية%)
V_p = حجم المسامات المتصلة فقط (وحدات حجمية)
V_b = الحجم الكلي (وحدات حجمية)

ومن المسامية الصخرية الفعالة يمكن معرفة حجم النفط الممكن استخراجة من المكمن من خلال المعادلة التالية:

$$V_o=V_b\times {\varphi }_e\times S_o$$

حيث
V_o = حجم النفط الممكن استخراجة من المكمن
V_b = حجم المكمن الكلي
ϕ_e = المسامية الفعالة
S_o = نسبة التشبع للنفط

المسامية في الصخور المكمنية الفتاتية تمثل المسامات بين الحبيبات (Intergranuler Porostiy)، الشكل التالي يبين مقطع لصخرة مکمنية كلسية شعابية تحتوي على هذا النوع من المسامية، تعتبر من الصخور المكمنية الممتازة. هذا النوع من المسامية هو الشائع في الصخور المكمنية الرملية، هناك بعض الصخور المكمنية الرملية تتصف بوجود مسامات على شكل قنوات أو تشققات مثل مکمن (Sprabery sandstone) في امريكا.

شكل (1) مقطع تحت المجهر لصخرة مكمنية كلسية تحتوي على مسامية نوع (intergranular) المسامية بين الحبيبات .

ويمكن تمييز نوعين من المسامات التي تنشا داخل الصخور وذلك حسب طريقة وفترة تكوينها وهي:

المسامية الأولية (الحشوية)

وهي المسامية التي تنشأ بين حبيبات الصخور أثناء عمليات الترسيب الأولى تسمى المسامية الأولية أو الأصلية (Pirmary or original porosity).

ممكن حساب المسامية الصخرية بواسطة المقارنة مع مخططات مرسومة تبين فيها مساحة المسامات بالنسبة للمساحة الكلية لكل نموذج.
يجب اخذ مقاطع من الصخور الرملية وفحصها تحت المجهر ومقارنتها مع المخطط لتقدير نسبة المسامية. الشكل التالي يبين المخطط المستعمل لتقدير المسامية.

 

شكل(2) مخطط لتقدير المسامية بالمقارنة.

هذا المخطط مبني على أساس أن المسامية السطحية مساوية للمسامية الحجمية، هناك طرق عديدة مختبرية لقياس المسامية من لباب الصخور او فتات الصخور المستخرجة من الآبار.
طريقة قياس الكثافة هي حدى الطرق لحساب المسامية :

$\varphi =\frac{GD-BD}{GD}\times 100\%$

حيث
GD = كثافة الحبيبات (g/cm³)
BD = الكثافة الكلية للنموذج (g/cm³)
ϕ = المسامية (نسبة مئوية%)


تقاس المسامية الاولية عن طريق جس الابار (well log) من خلال المجسات الصوتية وذلك لأن الموجات الصوتية تسير اسرع خلال المواد الصلبة (Matrix) تاركة القنوات والشقوق.

إقرأ أيضاً

جس الآبار النفطية...

المسامية المقاسة عن طريق تسجيل الابار اسرع من الطرق المختبرية وتمثل المسامية داخل المكمن او تحت الظروف المكمنية بينما المسامية المقاسة في المختبر في اكثر الاحيان تكون تحت الظروف المختبرية.

مئات والاف الاقدام من الطبقات تقاس مساميتها بسرعة من طريق مخطط الابار وبصورة خاصة بواسطة الآلات الحاسبة الالكترونية بعد تحويل القياسات الى مسامية.

المسامية الأولية في الصخور الرسوبية تقل مع عمق الدفن بسبب ضغط التحميل(Overburden-pressure) من الصخور ، التسمیت (Cementation) ايضا يقلل من مسامية الصخور الرسوبية.

نقصان المسامية مع العمق يكون بصورة أُسية (exponential) في الصخور الرسوبية الفتاتية التي لم تتعرض لعمليات التغيير (diagenesis). 
وتمثيل نقصان المسامية مع العمق بالمعادلة:

\[\phi = {\phi _0}\,{e^{ - cd}}\]

حيث
ϕ = المسامية على أي عمق (d)
ϕ₀= عند العمق صفر أي عند السطح الأصلي عند الترسيب (تساوي تقريبا %40).
c = ثابت المعادلة (ممكن ايجاد مقدار الثابت عند رسم مخطط بياني بين المسامية والعمق على مقياس (نصف لوغارتيمي) .


الشكل التالي يبين اختلاف المسامية مع العمق المناطق مختلفة من الأحواض الرسوبية، اعلى قيمة للمسامية في الصخور الرسوبية تساوي تقريبا (%40) واقل قيمة تساوي (%0) .

تتعرض المسامية الأولية للصخور المكمنية لعمليات التغيير او التحول خلال تكونها عند الترسيب وبعد الترسيب . هذه العمليات تشمل:

• عمليات الانضغاط (Compaction)
• عمليات التسمیت (Cementation)
• عمليات الانحلال او الذوبان (Solution)
• عمليات اعادة التبلور (Recrystallization)
• عمليات الإحلال او الاستبدال (Replacement)
• عمليات التشقق (Fracturing)

شكل(3) رسم بياني لتغيير المسامية مع العمق

تساعد بعض هذه العمليات على زيادة مسامية الصخور المكمنية وذلك عن طريق تكوين مسامية ثانوية (Secondary porosity) مثل عمليات الانحلال والاستبدال او عمليات التشقق.

تتصف الصخور المكمنية الفتاتية بوجود مسامية اولية بصورة عامة، أما الصخور المكمنية الكلسية او الكاربوناتية (Carbonates) تتصف بنوعين من المسامية:

1. مسامية أولية أو حشوية (Primary or matrix Porosity)
2. مسامية ثانوية (Secondary Porosity)

المسامية الثانوية

هي المسامية التي تنشأ لاحقا بعد عملية الترسيب و الإنضغاط الأولي والتسميت نتيجة حدوث التشوهات الأرضية مثل الفوالق (Fault) والكسور (Fracture) أو القنوات (Vugs) ويمكن ايضا أن تحدث نتيجة لعملية الدلمتة أو الإحلال Dolomitization)، وهي عملية إحلال ذرة مغنسيوم بدل ذرة الكالسيوم مما يؤدي إلى تقليص حجم الحبيبات (Matrix) وزيادة حجم المسامات.

المسامية الثانوية تكون على اشکال مختلفة منها :

1. المسامية المتشققة (Fracture Porosity)
2. المسامية المتكيفة (Vugular Porosity)
3. المسامية المتكهنة الواسعة (Cavernous Porosity)
4. المسامية القنوية (Channel Porosity)

 

شکل (4) اشکال مختلفة من المسامية الثانوية.

يبين الجدول التالي المقارنة بين المسامية في الصخور
المكمنية الرملية والصخور المكمنية الكلسية أو الكاربوناتية.

الصفة المطلوبة	صخرة مكمنية رملية	صخرة مكمنية كلسية
مقدار المسامية الاولية	(25-40%) بصورة عامة	(%70-40) بصورة عامة
مقدار المسامية النهائية	نصف او اكثر من المسامية الاولية (الأصلية) 15-30%	نسبة قليلة من المسامية الاولية   5-15%
نوع المسامية الاولية	interparticle or Intergranular بين الجسيمات او الحبيبات	ايضا بين الجسيمات او الحبيبات لكن انواع آخری موجودة
نوع المسامية النهائية	اولية بين الجسيمات	مختلفة بنسبة كبيرة
حجم المسام	يعود الى درجة التصنيف وحجم الحبيبات	ليس هناك علاقة حجم المسامات ودرجة التصنيف او حجم الجسيمات ان وجدت فتكون بنسبة قليلة
شكل المسامات	يعتمد على شكل الحبيبات او الجسيمات	مختلف بدرجة كبيرة ، قسم يعتمد على شكل المسامات وقسم آخر لا يعتمد اصلاً
انتظام الحجم والشكل والتوزيع	بصورة عامة منتظم في النماذج المتجانسة	متغير من حجوم واشكال منتظمة الى  حجوم واشكال متغيرة لنفس النموذج الصخري
تأثير عوامل التغيير	ثانوي وقليل التأثير ما عدا نقصان في المسامية نتيجة الانضغاط او التسميت	رئيسي ، تكون مسامات جيدة  او تقضي على المسامية الاولية ، الانحلال والتسميت من العمليات المهمة
تأثير التشقق	ليس مهم في الصفات المكمنية	مهم جداً في الصفات المكمنية ان وجدت
حساب المسامية والنفاذية بالمعاينة البصرية	تقدير شبه كمي ممكن بسهولة	المعاينة البصرية مختلفة من تقدير شبة كمي والى حالات غير ممكنه وتحتاج الى استعمال اجهزة لقياس المسامية
صلاحية التحليل اللبي للحسابات المكمنية	سدادة من اللباب (core plug) ذات قطر (1 انج) تكفي لحساب المسامية الحشوية(matrix prosity)	سدادة من اللباب غير كافية وفي بعض المسامات الكبيرة فأن اللباب ذو القطع (3 انج) غير كافية
علاقة المسامية مع النفاذية	نسبياً ثابتة وفي اكثر الحالات تعتمد على حجم الحبيبات ودرجة التصنيف	متغيرة بدرجة كبيرة وفي اكثر الحالات لا تعتمد على حجم الحبيبات ودرجة التصنيف

في الدرسات المكمنية، أن تحديد نسبة المسامية الثانوية في الصخور المكمنية الكلسية من المسامية الكلية مهم من ناحية الاحتياط أو قدرة المكامن على الانتاجية.
لحساب المسامية الثانوية ممكن استعمال المعادلة:

$V=\frac{{\varphi }_t-{\varphi }_b}{(k-{\varphi }_b)⊸{\varphi }_t}$

حيث
V = حجم المسامات الكلية في مقطع النموذج المشغولة بالمسامات الثانوية (تشققات ، فجوات ، تکهفات)
ϕ_t = المسامية الكلية
ϕ_b = المسامية الحشوية (matrix or block porosity)

اذا كانت نسبة المسامية الحشوية (الاولية) داخل النموذج قليلة جدا فانه ممكن اختصار المعادلة الى:

$V=\frac{{\varphi }_t-{\varphi }_b}{{\varphi }_t}$

          

ممكن حساب المسامية الحشوية (ϕ_b) والكلية (ϕ_t) من مقاطع اللباب ومقارنتها بالمخطط شکل (2) للحصول على المسامية الحشوية .

اما المسامية الكلية تقدر عن طريق حساب نسبة المسامية المشغولة بالمسامات الأولية والثانوية تحت المجهر الى المساحة الكلية للمقطع ، يفترض لهذه الطريقة أن المسامية السطحية تمثل المسامية الحجمية .

أيضا ممكن ايجاد قيمة (V) باستعمال طريقة (Locke-Bliss) والتي تشمل على ضخ ماء داخل نموذج من اللباب وتسجيل اختلاف الضغط مع مقدار حجم الماء المضخ التراكمي (Cumulative injeoted water) .

يلاحظ زيادة فجائية بالضغط عند تشبع جميع المسامات الثانوية بالماء، وهذه الزيادة دليل على بدء التشبع في المسامات الحشوية .
لحساب (V) تستعمل العلاقة:

$V=\frac{V_s}{V_t}$

V_s = تشمل حجم الماء الموجود داخل المسامات الثانوية
V_t = الحجم الكلي للماء المضخ داخل النموذج

يفترض في هذه التجربة بان النموذج يتشبع بالماء كلياً عند وصول ضغط (1000Psi).


ويمكن حساب المسامية الثانوية عن طريق جس الابار من خلال إستخدام المجسات الإشعاعية مثل ( Neutron and Density Log) مع المجسات الصوتية (Sonic log) حيث ان المجسات الإشعاعية تستجيب للمسامية الكلية (الأولية والثانوية ) أما المجسات الصوتية فتكون مسؤولة فقط عن المسامية الأولية، الفرق بين المجسات الإشعاعية والمجسات الصوتية يمثل المسامية الثانوية.

$\begin{array}{l}{\varphi }_{\sec ondary}={\varphi }_N-{\varphi }_{sonic}\\ {\varphi }_{\sec ondary}={\varphi }_D-{\varphi }_{sonic}\end{array}$

حيث
ϕ_secondary = المسامية الثانوية
ϕ_N = المسامية التي نحصل عليها من مجس الأشعة النيترونية
ϕ_sonic = المسامية التي نحصل عليها من مجس الموجات الصوتية
ϕ_D = المسامية التي نحصل عليها من مجس الكثافة الكلية

ومن هذه القيم ممكن حساب مقدار المسامية الثانوية داخل الطبقات المكمنية، وتعتبر المسامية الثانوية مهمة في المكامن الكلسية أو الكاربوناتية من الناحية الانتاجية بدرجة كبيرة.

المصادر

1. أنطوان مهران. 1988. تحليلات تسجيلات الآبار. تم الإسترجاع 2020-5-21. نسخة مطبوعة pdf.

إقرأ أيضاً

• النفاذية
• الضغط الشعري
• التشبع
• المقاومة النوعية
• تأثير المعادن الطينية على المكامن المختلفة
• حفر الآبار النفطية
• جس الآبار النفطية

تعديل المقال