1

12. Principalele tipuri de roci generatoare, colectoare si protectoare de hidrocarburi. Prin roci mamă de hidrocarburi se definesc rocile care s-au format din sedimentul mineral

depus odată ca materie organică, în bazinul de sedimentare, şi din a cărei transformare au rezultat bitumene naturale libere şi fixe. Rocile-mamă se caracterizează prin aceea că sunt fine, uneori şistoase, de regulă de culoare închisă, cafenie-brună, din cauza bitumenelor fixe, sunt lipsite de schelete calcaroase, care au fost dizolvate de acidul carbonic rezultat din procesul de descompunere a materiei organice. Unele roci-mamă conţin schelete de microorganisme silicioase şi prezintă eflorescente de sulfaţi şi cristale mici de pirită. În zonele de afloriment, adesea, rocile-mamă sunt însoţite de izvoare sulfuroase, feruginoase, sărate.

Aceste roci se mai caracterizează prin: conţinutul în substanţe organice şi bitumene, compoziţia granulometrică, culoarea, volatibilitatea (V), cantitatea de substanţă volatilă ce se extrage din rocă. conţinutului carbon, coeficientul de reductibilitate, conţinutul de CaC03, raportul între conţinutul de carbon şi conţinutul de azot, raportul între conţinutul de azot şi coeficientul de reductibilitate, raportul între conţinutul de carbon şi coeficientul de reductibilitate, raportul între volatilitate şi coeficientul de reductibilitate. Aceste caractere uneori sunt destul de greu de precizat.

Rocile-mamă de hidrocarburi, uneori, sunt foarte greu de identificat şi această problemă a format şi formează obiectul unor cercetări.

Exemple de roci-mamă. După natura sedimentului mineral, rocile-mamă pot fi argiloase, silicioase, calcaroase, marnoase şi, într-o mai mică măsură, cărbunoase.

Rocile care pot să înmagazineze cantităţi însemnate de hidrocarburi şi pe care, cel puţin în parte, le pot ceda, se numesc roci rezervor, magazin sau colectoare.

Capacitatea de înmagazinare a acestor roci depinde de caracterele fizico-geologice ale lor, exprimate prin coeficienţi de porozitate, de permeabilitate, de saturaţie. Gradul de saturaţie cu gaze, petrol sau apă, este condiţionat de porozitate şi de permeabilitate. Legat de porozitate, se reaminteşte că orice rocă sedimentară elastică prezintă pori, chiar marnele şi argilele au un volum total de spaţii goale, chiar mai mare decât al nisipurilor şi pietrişurilor, în unele cazuri. Rocile compacte, când sunt fisurate sau când prezintă cavităţi pot îndeplini rolul de rocă rezervor.

Funcţia de rocă rezervor este condiţionată de posibilitatea de circulaţie a fluidelor în masa rocii şi nu orice rocă cu un volum mare de pori poate avea această funcţie; ea depinde de diametrul porilor care pot fi principali (singenetici) sau secundari (epigenetici).

Rocile protectoare sunt rocile care au rolul de a proteja zăcămintele de hidrocarburi de degradare. Ele sunt impermeabile, suficient de groase, plastice şi rezistente la deformări.

Aceste roci închid rezervoarele în mod diferit, funcţie de tipul acestora, în cazul rezervoarelor stratiforme boltite, închiderea lor de către rocile protectoare are loc atât în acoperişul, cât şi culcuşul (patul) acestora, iar în cazul rezervoarelor ecranate închiderea lor are loc pe suprafeţele de discontinuitate tectonică, stratigrafică sau litologică, spre deosebire de rezervoarele delimitate litologic, care sunt închise de jur împrejur.

Ca exemple tipice de roci protectoare se cunosc argilele şi marnele, în special argilele hidrolizate, şisturile argiloase, silicioase, gresiile şi calcarele compacte, lipsite de fisuri şi întâlnite pe întinderi mari. Depozitele halogene, prin sare, anhidrit, gips, de grosimi şi întinderi suficient de mari pot fi, de asemenea, roci protectoare pentru acumulările de hidrocarburi.

Uneori stratele productive sunt erodate şi petrolul din zona de afloriment se asfaltizează, formându-se un dop de asfalt care are rol de rocă protectoare pentru zăcământul de petrol cantonat în aceleaşi strate, dar situate mai jos structural.

În ţara noastră, rocile protectoare, în general, sunt reprezentate prin argile şi marne, miocenul cu sare sau printr-un dop de asfalt, cum este cazul zăcămintelor de petrol din oligocenul structurii Solonţ.

De asemenea, datorită rocilor protectoare, o formaţiune geologică în care sunt cantonate zăcăminte de hidrocarburi poate fi împărţită pe complexe, iar acestea, pe orizonturi sau straturi. Intercalaţiile de roci protectoare, groase de 4—5 m pot să realizeze o izolare etanşă a

2

stratelor productive, cu presiuni diferite şi dau posibilitatea unei exploatări separate şi selective. Intercalaţiile de roci impermeabile dintre complexe şi, uneori, chiar cele dintre straturile acestora, dau posibilitatea unor corelări a diagrafiilor profilelor sondelor pe întinderi mari, respectiv dau posibilitatea punerii în evidenţă, destul de uşor, a unor obiective de exploatare.

13. Harţi şi secţiuni geologice. a - Definirea hărţilor.

Hărţile structurale, numite şi hărţi cu izobate, reprezintă proiecţia în plan orizontal a intersecţiilor dintre suprafaţa unui reper bine definit pe diagrafiile geofizice, pe întreg zăcământul, cu plane orizontale echidistante şi ele sunt absolut necesare în studiul unui zăcământ în totalitatea lui sau chiar numai pentru un sector al acestuia.

b — Tipuri de harţi geologice. Hărţile structurale numite şi hărţi cu izobate reprezintă proiecţia în plan orizontal a

intersecţiilor dintre suprafaţa unui reper bine definit pe diagrafiile geofizice, pe întreg zăcământul, cu plane orizontale echidistante şi ele sunt absolut necesare în studiul unui zăcământ în totalitatea lui sau chiar numai pentru un sector al acestuia.

Hărţile de producţie sunt hărţi structurale pe care sunt trecute rezultatele de producţie obţinute dintr-o formaţiune productivă, dintr-un complex, sau dintr-un strat. în cazul unei formaţiuni geologice productive care nu are decât un singur complex sau strat productiv, se întocmesc hărţi de producţie pentru acest complex sau strat. De asemenea, se întocmesc hărţi de producţie pentru o formaţiune care are mai multe complexe productive, exploatate separat sau simultan.

Harta cu izopachite (izopace) reprezintă variaţia grosimii unui strat productiv de la o sondă la alta. Se poate lua în considerare fie grosimea totală, fie grosimea efectivă sau grosimea saturată cu ţiţei sau cu gaze a unui complex sau a unui Pentru stratele poros-permeabile subţiri se ia în considerare 1/3 de la linia marnelor. în exemplul dat se pune în evidenţă direcţia de efilare a stratului respectiv. Când se construiesc izopachite pentru un complex, se însumează grosimile, pe verticală, ale tuturor stratelor poros-permeabile din complexul respectiv.

Harta cu izobare. Cu ajutorul acestei hărţi se pune în evidenţă variaţia presiunii zăcământului (a presiunii statice) şi pentru a fi întocmită este necesar ca presiunea zăcământului să fie măsurată în sondele de exploatare în aceeaşi perioadă, pentru ca valorile să corespundă la aceeaşi dată de referinţă. Prin compararea hărţilor cu izobare întocmite la diferite date se poate constata cum s-au produs schimbările de presiune de la o etapă la alta de exploatare, pe zăcământul respectiv.

Pentru un strat poros-permeabil se mai pot întocmi hărţi cu izoperme, care indică variaţiile permeabilităţii stratului respectiv sau se întocmesc harţi cu izoporozităţi care indică schimbările de porozitate.

c — Construirea harţilor structurale. La construcţia unei hărţi cu izobate trebuie să se ţină seama de deviaţia găurii de sondă, reprezentată în plan orizontal şi pe hartă. Pe proiecţia deviaţiei, în plan orizontal, a sondei respective, se marchează adâncimea la care se află reperul pentru care s-au construit izobatele

d — Aplicaţii ale hărţilor structurale in industria de petrol. Aceste hărţi de producţie, ţinute la zi în ceea ce priveşte orice rezultate noi obţinute, sunt de o deosebită importanţă în urmărirea evoluţiei exploatării unui zăcământ. Pe baza acestor hărţi se pot amplasa noi sonde, se pot face programe de adiţionări de strate sau retrageri la alte strate sau complexe, după cum, în final, se poate şti dacă o sondă mai are posibilităţi de a mai produce sau urmează să fie abandonată. Toate aceste operaţii trebuie făcute ţinându-se seama de poziţia sondei analizate, pe structură, de istoricul de producţie al acesteia în corelare cu cel

3

al sondelor vecine şi bineînţeles de valoarea izobatică a limitei ţiţei-gaze, ţiţei-apă sau gaze-apă, pentru orizontul care interesează. Se prezintă proiecţia limitei apă-ţiţei, la jumătatea distanţei dintre culcuşul şi acoperişul stratului productiv pe harta cu izobate, respectiv pe harta de producţie. Proiecţia acestor limite se poate face şi la culcuşul şi acoperişul stratului şi, în acest caz, pe hartă sunt reprezentate două proiecţii.

e — Definirea şi întocmirea secţiunilor geologice. Printr-o secţiune geologică construită după datele obţinute prin foraje se redă în plan vertical succesiunea formaţiunilor geologice ale unei structuri. Pentru a întocmi o secţiune geologică cât mai aproape de situaţia reală pe baza datelor obţinute prin foraje se impune a se ţine seama de următoarele:

1. amplasarea sondelor pe hartă să corespundă întocmai situaţiei de pe teren; 2. altitudinea (elevaţia) sondelor să fie măsurată exact; 3. limitele geologice dintre formaţiuni sau orizonturile reper să fie luate după diagrafiile

geofizice de sondă, după ce acestea au fost bine fixate şi corelate între ele, să fie constante, pe întreaga structură. În cazul când aceste limite stratigrafice sau orizonturi reper sunt fixate eronat în cel puţin o sondă, apar interpretări eronate.

f— Aplicaţii ale secţiunilor geologice in industria de petrol.

Cu ajutorul secţiunilor geologice se poate cunoaşte tectonica unei structuri, se pot estima pentru sondele ce urmează să fie forate adâncimile la care vor fi întâlnite formaţiunile geologice, respectiv limitele dintre acestea, grosimea lor, adâncimea unde vor fi întâlnite accidente tectonice sau eventual un masiv sau o lamă de sare, precum şi intervalele de mari dificultăţi în foraj.

în cazul când sunt trecute şi diagrafiile geofizice şi rezultatele de producţie sub forma formulelor de producţie, secţiunile geologice sunt de un real folos în cunoaşterea cât mai bună a posibilităţilor fiecărei sonde, în ceea ce priveşte operaţiile de adiţionări sau de retrageri la alte strate sau complexe. De asemenea, dacă într-o secţiune geologică este inclusă şi o sondă care n-a atins adâncimea finală şi, din motive tehnice, a fost abandonată şi dacă sondele vecine au descoperit un zăcământ, se poate pune problema resăpării sau adâncirii ei — dacă starea tehnică a sondei permite executarea acestor lucrări.

14. Metode geofizice de investigare a sondelor.

14.1. Condiţii de investigare in gaura de sonda. În timpul forajului formaţiunile geologice sunt supuse presiunii hidrostatice a coloanei de fluid de foraj şi unei presiuni suplimentare dată de circulaţia acestui fluid. Această presiune este de obicei mai mare decât presiunea fluidelor din rocile colectoare. Ca urmare a diferenţei dintre cele două presiuni în stratele poroase-permeabile are loc invazia fazei lichide a fluidului de foraj şi pe o distanţă mică pătrund şi particule solide. Această invazie este condiţionată de: presiunea diferenţială, proprietăţile, calitatea şi tipul fluidului de foraj folosit, precum şi de proprietăţile formaţiunilor geologice traversate de sondă. Fenomenele de filtrare care au loc în dreptul stratelor poros-permeabile au o importanţă deosebită privind, atât condiţiile de investigaţie, stabilirea programului de investigaţie şi alegerea celor mai adecvate metode, cât şi interpretarea calitativă şi cantitativă a diagrafiei. Diferenţa de presiune determină separarea unei părţi din faza lichidă liberă a noroiului (filtratul de noroi) care filtrează prin peretele sondei, fenomen însoţit de o depunere a particulelor solide sub forma turtei de colmataj sau turtei de noroi.

Acest proces este cunoscut sub numele de fenomenul de invazie, pătrunderea filtratului de noroi şi formarea turtei are loc simultan, odată cu procesul de dislocare a rocilor. Cu excepţia perioadei iniţiale cantitatea de filtrat care pătrunde în strat este condiţionată de caracteristicile turtei de colmatare. Acestea sunt, la rândul lor, determinate de natura şi

4

compoziţia fluidului de foraj. Permeabilitatea acesteia este foarte redusă (de ordinul miimilor de mD) de aceea cantitatea de filtrat care pătrunde în strat după formarea turtei de noroi este foarte mică.

14.2. Metode de carotaje de rezistivitate: Clasificarea metodelor geofizicii de sondă este făcută în funcţie de câmpul fizic pe

care-l studiază fiecare din aceste metode. Fără a acoperi absolut toate metodele de investigaţie cunoscute, se prezintă mai jos clasificarea principalelor metode ale geofizicii de sondă.

Carotajul electric, bazat pe măsurarea rezistivităţii electrice a rocilor şi a potenţialelor spontane care iau naştere în gaura de sondă (PS), este utilizat în următoarele variante:

-carotajul de rezistivitate aparentă cu macrodispozitive: - carotajul electric standard; - carotajul electric lateral; - carotajul electric focalizat de tip laterolog; - carotajul inductiv; - carotajul electromagnetic;

- carotajul de rezistivitate aparentă cu microdispozitive: -microcarotajul convenţional; -microcarotajul focalizat de tip laterolog cu variantele:

-microlaterolog; -proximty log; -microcarotajul cu focalizare sferică;

- carotajul potenţialelor naturale sau spontane; - carotajul potenţialelor provocate.

a. - parametrii înregistraţi

Propagarea curentului electric printr-un mediu oarecare este condiţionată de rezistivitatea electrică a acestuia, adică de capacitatea pe care o are mediul respectiv de a lăsa să treacă un curent electric prin el. Legea lui Ohm stabilită experimental pentru conductoare filiforme este: R I V VU BA unde: U este diferenţa de potenţial la capetele conductorului, I - intensitatea totală a curentului Constanta de proporţionalitate R din relaţie este numită rezistenţă electrică a conductorului între punctele A şi B. Pentru aceeaşi porţiune de conductor A-B menţinută la aceeaşi temperatură, rezistenţa R nu depinde de intensitatea curentului ce trece prin el. Rezistenţa depinde, în mod evident, de lungimea şi secţiunea conductorului, fiind proporţională cu lungimea l şi invers proporţională cu aria secţiunii transversale S. Ea depinde de asemenea, de materialul din care este confecţionat conductorul şi poate fi exprimată sub forma:

Sl ρR .

Factorul se numeşte rezistenţă electrică specifică sau rezistivitatea substanţei. Unitatea de măsură corespunzătoare rezistivităţii este ohm·m [Ωm]. Legea lui Ohm poate fi scrisă sub o formă tensorială utilizabilă în distribuţiile de curent tridimensionale (conductoare masive): JE ρ

sau E J σ

unde:

5

E

este intensitatea câmpului electric, J

- densitatea de curent; se numeşte densitate de curent într-un punct dat un vector

având direcţia şi sensul curentului în acel punct şi o mărime egală cu intensitatea care trece pe unitatea de suprafaţă, aşezată perpendicular pe direcţia curentului; σ - se numeşte conductivitate electrică şi reprezintă inversul rezistivităţii:

ρ

σ 1 .

Unitatea de măsură pentru conductivitate este (Ωm)-1 sau S/m (S = Ω-1 - Siemens). În marea lor majoritate rocile se prezintă din punct de vedere electric ca nişte medii eterogene cu un comportament diferenţiat. Rocile sedimentare, în care sunt cantonate marea majoritate a zăcămintelor de hidrocarburi, sunt sisteme complexe poliminerale (cu sau fără porozitate) şi prezintă o plajă foarte largă de valori de rezistivitate de la aproximativ 1 Ωm şi până la valori de peste 1014 Ωm. În cazul rocilor cu porozitate, rezistivitatea acestora depinde atât de rezistivitatea scheletului mineral cât şi de rezistivitatea fluidelor conţinute în spaţiul poros. Rezistivitatea scheletului mineral ca de altfel şi a rocilor fără porozitate depinde atât de rezistivitatea mineralelor componente cât şi de rezistivitatea cimentului. Rezistivitatea fluidelor este specifică fiecărui fluid conţinut în spaţiul poros apă de zăcământ sau apă de zăcământ şi hidrocarburi. O analiză a rezistivităţii rocilor necesită o analiză a fiecărui component dar şi a sistemului rocă - fluid în ansamblu. Conductibilitatea rocilor, respectiv capacitatea acestora de a conduce curentul electric, poate fi de două tipuri:

- conductibilitatea electronică, caracteristică pentru metale, care se realizează prin deplasarea purtătorilor de sarcină constituiţi din electronii liberi, sub acţiunea unui câmp electric; - conductibilitatea ionică sau electrolitică, caracteristică pentru electroliţi, care se realizează prin deplasarea în soluţie a ionilor formaţi în urma disocierii sărurilor, sub acţiunea câmpului electric.

Majoritatea rocilor sedimentare, posedă o conductibilitate electrolitică, conducţia se face în mod preponderent prin soluţiile conţinute de roci. b. - mod de prezentare.

6

Forma de prezentare a diagrafilor geofizice TRASA 1: SP – curba de potenţial spontan, SGR – curba de variaţie a radiaţiei gama natural, CALI – curba de variaţie a diametrului sondei, TRASA 2: adâncimea, TRASA 3: LLD – rezistivitatea înregistrată cu dispozitiv focalizat cu rază de investigaţie adâncă, LLS – rezistivitatea înregistrată cu dispozitiv focalizat cu rază de investigaţie superficială, MSFLC - rezistivitatea înregistrată cu microdispozitiv cu focalizare sferică, TRASA 4: RHOB – curba de densitate, TNPH – curba de porozitate neutronică, DTLN – timpul unitar de parcurs

c. - interpretare calitativa Diagrafia electrică standard reprezintă o metodă de investigare aplicată la marea

majoritate a sondelor forate în ţara noastră, atât pentru hidrocarburi, cât şi pentru explorarea zăcămintelor de substanţe minerale utile, ape geotermale, cărbuni etc.

Fac excepţie cazurile în care nu se pot obţine înregistrări cu metoda respectivă şi anume în sonde forate cu fluide neconductive, precum şi când diagrafiile obţinute nu sunt concludente, respectiv în sonde forate cu fluide cu un grad înalt de mineralizaţie. La acestea din urmă se adaugă în ultimul timp şi fluidele cu inhibitori, conţinând în cantităţi mari clorură de potasiu, care-i conferă fluidului caracter de fluid mineralizat.

Aplicaţiile diagrafiei electrice standard pot fi concretizate în următoarele situaţii: a) corelarea geologică a profilelor de sondă, care constă în recunoaşterea după aspectul

diagrafiei a formaţiunilor geologice traversate de sonde, în comparaţie cu sondele de pe aceiaşi structură;

b) stabilirea reperelor geologo - geofizice (markeri) şi a limitelor geologice, pe baza cărora se construiesc hărţi structurale şi secţiuni geo-logice

7

c) separarea stratelor poros-permeabile care pot conţine fluide sau a stratelor care conţin alte substanţe minerale;

d) determinarea limitelor şi grosimilor stratelor; e) estimarea conţinutului în fluide a rocilor poros-permeabile sau a altor substanţe

minerale; f) determinarea nivelului limitelor de separaţie dintre fluide; g) stabilirea adâncimii şi grosimii intervalelor care urmează a fi puse în producţie; h) efectuarea de studii geologice privind posibilităţile de generare şi colectare a

hidrocarburilor şi altele.

14.3. Carotajul radioactivităţii naturale: Această metodă constă în măsurarea intensităţii radiaţiei gama totale rezultată în urma

dezintegrării elementelor radioactive conţinute de formaţiunile geologice traversate de sondă. Principalele elemente care dau radioactivitatea naturală a rocilor sunt: izotopul radioactiv al potasiului K40

19 şi elementele radioactive din seria uraniului şi thoriului. Fiecare din aceste elemente emit radiaţii gama cu energii distincte. Energia radiaţiei gama emisă de potasiu este egală cu 1,46 MeV, iar seriile uraniului şi thoriului emit radiaţii gama cu diferite valori de energie. Energia acestor radiaţii descreşte foarte repede cu distanţa datorită interacţiunii cu atomii elementelor din formaţiunile geologice (prin efect Compton şi efect fotoelectric). Din această cauză, adâncimea de investigare a carotajului gama natural, în formaţiuni sedimentare este cuprinsă între 15 şi 25 cm de la peretele sondei.

Principiul metodei Pentru măsurarea variaţiei intensităţii radiaţiei gama naturale cu adâncimea, se

introduce în sondă, cu ajutorul unui cablu geofizic, dispozitivul de investigare pentru carotaj radioactiv (fig.9.8) în care se află plasat un detector de radiaţii gama (contor cu scintilaţie sau contor Geiger-Muller).

Prin carcasa de presiune a aparatului realizată dintr-un tub de oţel etanş la ambele capete, radiaţiile gama ajung la detector şi provoacă apariţia unor impulsuri electrice. Amplitudinea şi intensitatea acestor impulsuri electrice nu este suficientă pentru a putea fi transmise prin cablu la suprafaţă şi de aceea dispozitivul de investigare este prevăzut cu un amplificator electronic de impulsuri.

Ajunse la suprafaţă prin cablu, impulsurile sunt amplificate, egalizate în durată şi amplitudine şi însumate de un panou special, astfel încât să rezulte un curent electric proporţional cu numărul impulsurilor şi deci cu intensitatea radiaţiei gama măsurată în sondă.

Cu ajutorul galvanometrilor din camera foto-înregistratoare sau a benzii magnetice se efectuează înregistrarea în funcţie de adâncime a intensităţii radiaţiei gama naturale. Se obţine o curbă de variaţie a intensităţii radiaţiei gama naturale în funcţie de adâncime, cunoscută sub numele de curba gama.

a. - parametrii înregistraţi. b. - mod de prezentare.

Curba gama se înregistrează pe trasa simplă din stânga a diagramei, radioactivitatea este exprimată în unităţi A.P.I., iar radioactivitatea creşte de la stânga la dreapta.

Curba gama este funcţie nu numai de conţinutul în radioelemente a formaţiunilor geologice ci şi de alţi factori şi anume: caracteristicile detectorului utilizat, poziţia dispozitivului de investigare în sondă, diametrul sondei, densitatea fluidului de foraj din sondă, numărul de coloane tubate, grosimea coloanelor şi a cimentului din spatele coloanelor, densitatea formaţiunilor geologice. Valoarea înregistrată a radiaţiei gama depinde de toţi aceşti factori care acţionează simultan cu ponderi diferite şi de aceea această valoare măsurată este diferită de nivelul real al radioactivităţii naturale.

8

a - Forma de prezentare a carotajului gama natural;

b – exemplu de corelare PS – gama (Schlumberger document).

c. - interpretare calitativa Carotajul gama natural poate fi efectuat atât în sonde tubate cât şi în sonde netubate

indiferent de natura fluidului de foraj folosit. In cazul sondelor săpate cu noroaie mineralizate sau cu noroaie de foraj pe bază de petrol sau motorină, curba gama substituie curba de P.S. Aplicaţiile carotajului gama natural constau în:

- diferenţierea litologică a rocilor. In formaţiuni sedimentare, tipice zăcămintelor de hidrocarburi, rocile se diferenţiază după nivelul lor de radioactivitate. Argilele şi marnele prezintă un nivel ridicat de radioactivitate faţă de rocile silicioase sau carbonatice. Din această cauză argilele şi marnele prezintă valori mari pe curba gama, iar gresiile, nisipurile, calcarele curate, valori mici, ceea ce permite diferenţierea litologică a acestora.

- corelări ale profilelor sondelor pe scară locală sau regională. - determinarea grosimii şi limitelor stratelor poros-permeabile. Limitele şi grosimea

colectoarelor se determină prin acelaşi procedeu ca la P.S. - "metoda jumătăţii amplitudinii". La stratele de grosime mică este necesară introducerea unei corecţii pentru produsul v. (v = viteza de înregistrare, = constanta de timp a circuitului de măsură).

9

- determinarea conţinutului în argilă a rocilor colectoare. Pentru formaţiunile grezos-nisipoase şi carbonatate este caracteristică creşterea radioactivităţii naturale cu creşterea conţinutului în argilă. - localizarea zăcămintelor de minereuri radioactive, a zăcămintelor de săruri de potasiu, a stratelor de cărbuni.

14.4. Carotajul neutronic: Carotajul neutronic include o serie de metode de investigare: carotajul neutron –gama, carotajul neutron – neutron cu neutroni termici sau cu neutroni epitermici, carotajul neutronic compensat, carotajul neutronic în impulsuri. În cadrul acestor metode se urmăresc rezultatele interacţiunii dintre neutronii emişi de sursă si formaţiunile geologice traversate de sondă.

Principiul carotajului neutronic În principiu pentru efectuarea carotajul neutronic se utilizează un dispozitiv de

investigare format dintr-o sursă de neutroni, un sistem de detecţie a radiaţiei gama nI , a neutronilor termici TN sau a neutronilor epitermici eTN . Totodată, dispozitivul este prevăzut cu un bloc electronic care preia semnalul de la sistemul de detecţie pe care îl amplifică şi îl transmite la suprafaţă prin cablul geofizic.

Neutronii sunt particule componente ale nucleului unui atom, neutrii din punct de vedere electric. Interacţiunea neutronilor cu nucleele reprezintă cea mai largă şi mai răspândita clasa de interacţii nucleare.

Neutronii cu energie mare, emişi de sursă (neutron rapizi), interacţionează cu materia cedând din energia sa în procesele de interacţiune ajungând la energii când are loc procesul de difuzie şi/sau reacţii de captură. În urma fenomenului de împrăştiere neutronii pierd din energia lor şi ajung la energii corespunzătoare neutronilor epitermici sau termici. Se observă că pierderea de energie este cu atât mai mare, cu cât masa particulei ţintă este mai apropiată de masa particulei incidente. Neutronul pierde cea mai mare parte a energiei la interacţiunea cu hidrogenul. Dacă se consideră ca tot conţinutul în hidrogen al rocilor poros-permeabile sub forma de lichide şi dacă aceste lichide ocupa complet volumul total al porilor, conţinutul in hidrogen este un indicator al porozităţii.

Detector îndepărtat

Detector apropiat

Sursa

Formaţiune

Alt dispozitiv

+

+

+

Gaura de sondă

Reprezentarea schematica a dispozitivului de investigare pentru

carotajul neutronic (compensat)

Densitatea neutronilor încetiniţi, rezultaţi în procesul de interacţiune a neutronilor rapizi emişi de sursă, depinde de următorii parametri:

10

a. - parametrii înregistraţi. In funcţie de varianta aplicată se înregistrează Intensitatea radiaţiilor gama de captura

pt carotajul neutron-gama, densitatea neutronilor termici sau epitermici pt. carotajul neutron -neutron cu neutroni termici respectiv epitermici, porozitatea neutronica pt carotajul neutronic compensat

b. - mod de prezentare.

c. - interpretare calitativa a) Formaţiuni "curate" saturate cu apă. Intr-o primă aproximaţie, într-un domeniu de

porozităţi cuprinse între circa 5-30 %, intensitatea radiaţiilor gama de captură, In şi respectiv densitatea neutronilor termici (sau epitermici) NT(eT) sunt funcţii liniare de logaritmul porozităţii:

BmANI

eTT

n

log)(

11

unde A şi B reprezintă două constante care depind de tipul şi dimensiunile detectoarelor, de geometria dispozitivului de investigare şi a sondei, de caracteristicile noroiului de foraj, de caracterul saturaţiei formaţiunii etc.

Determinarea răspunsului în sonde etalon conţinând blocuri de calcar cu diferite porozităţi şi cu diferite diametre ale găurii de sondă, permite obţinerea unor grafice de dependenţă de tipul:

- porozitate în funcţie de intensitatea radiaţiilor gama de captură; - porozitate în funcţie de densitatea neutronilor epitermici. Aceste grafice, utilizate ca abace de interpretare, asigură determinarea porozităţii, în

funcţie de valorile intensităţii radiaţiei gama de captură In - exprimată în unităţi "convenţionale" - din diagrafia neutron-gama, sau de valorile densităţii neutronilor (epi)termici - exprimată în unităţi neutronice A.P.I. - din diagrafia neutron-neutron.

Valoarea porozităţii, obţinută astfel, reprezintă porozitatea aparentă pentru calcare. In cazul unor litologii diferite - formaţiuni silicioase sau dolomitice se efectuează o

corecţie cu litoiogia (pentru aparatura de carotaj neutron-neutron epitermal). b) Formaţiuni "curate" cu hidrocarburi. S-a văzut că răspunsul dispozitivului de

investigare în carotajul neutronic depinde de numărul de atomi de hidrogen ai formaţiunii. Prezenţa unor hidrocarburi reziduale uşoare în subzona spălată are ca efect reducerea numărului de atomi de hidrogen pe unitatea de volum de rocă, în special în cazul hidrocarburilor gazoase. Aceasta duce la creşterea parcursului mediu al neutronilor liberi, respectiv la micşorarea numărului de ciocniri şi la scăderea randamentului împrăştierii, astfel încît densitatea de neutroni termici şi intensitatea radiaţiilor gama de captură va corespunde - aparent unui mediu mai sărac în hidrogen, respectiv unui mediu cu porozitate aparentă mai redusă decât cea reală. La acest efect se mai adaugă şi efectul de "excavare", dat de prezenţa particulelor gazoase în spaţiul poros din matricea rocii, astfel încât proprietăţile de încetinire ale formaţiunii pentru neutroni sunt diferite.

Porozitatea din carotajul neutronic în formaţiuni colectoare cu hidrocarburi uşoare poate fi estimat cu formula:

)1(17,067,1)1(

1fnfn

hfnfnrhN P

PsEmm

unde: fn este densitatea filtratului de noroi; h < 0,7 - densitatea hidrocarburilor uşoare; E = 1,0 pentru hidrocarburi lichide şi E = 1,3 pentru gaze reprezentând un coeficient empiric al efectului de "excavaţie"; Pfn - salinitatea filtratului de noroi [10-6 p.p.m]; srh - saturaţia reziduală în hidrocarburi; m - porozitatea colectorului.

14.5. Carotajul acustic de viteza Principial, un dispozitiv de carotaj acustic este constituit dintr-un emiţător de semnale

acustice şi un receptor care înregistrează momentul sosirii acestora. Carotajul acustic exprimă practic timpul necesar undei acustice pentru a străbate mediul respectiv, acesta fiind practic dependent de viteza undei. Mediul respectiv poate fi exprimat printr-o porozitate şi o litologie. Această dependenţă faţă de porozitate, atunci când litologia este cunoscută, face din carotajul acustic un instrument foarte bun pentru determinarea porozităţii. Totodată t este de mare ajutor în interpretarea secţiunilor seismice. Carotajul acustic poate fi realizat concomitent cu multe alte investigaţii geofizice.

Propagarea undei acustice în gaura de sondă este un fenomen complex guvernat de proprietăţile acustice diferite a mediilor întâlnite. Acestea includ formaţiunea, fluidul de foraj şi dispozitivul de carotaj propriu-zis.

12

Unda acustică generată de emiţător ajunge la peretele găurii de sondă aceasta determinând apariţia de unde compresionale şi de forfecare în formaţiune şi unde de suprafaţă de-a lungul peretelui găurii de sondă.

În carotajul acustic, poziţia stratelor, rugozitatea peretelui găurii de sondă şi fracturile pot influenţa negativ investigaţia. Astfel apariţia fenomenelor de refracţie şi reflexie conduc la apariţia multor unde acustice atunci când efectuăm carotajul.

Aceste unde au fost înregistrate de o reţea de 8 receptori amplasaţi la o distanţă de 8 până la 11 ½ ft faţă de emiţător. Deşi undele acustice nu sunt separate total în timp, sosirile corespunzătoare undelor compresionale, de forfecare şi Stoneley pot fi observate.

Unda compresională este cea care a traversat coloana de fluid de foraj ca undă de presiune, a fost refractată la nivelul peretelui găurii de sondă, a parcurs formaţiunea ca undă compresională şi s-a întors din nou prin coloana de fluid către receptor ca undă de presiune.

Tipuri de unde acustice înregistrate de 8 receptori amplasaţi consecutiv

Unda de forfecare este cea care a traversat formaţiunea ca undă de forfecare iar în

coloana de fluid s-a deplasat ca undă de presiune. De asemenea există şi o undă care se deplasează numai prin fluidul de foraj de la

emiţător către receptor, dar în această imagine nu este prea evidentă. Unda Stoneley este o combinaţie dintre unda compresională şi cea de forfecare şi

prezintă viteza de deplasare cea mai mică. În prezent sunt utilizate trei tipuri de carotaje acustice: BHC ( Borehole Compensated

Sonic Tool), LSS ( Long-Spaced Sonic Tool) şi Array-Sonic tool. Dispozitivul monoreceptor

Cel mai simplu dispozitiv de investigare pentru carotajul acustic este dispozitivul cu un emiţător şi un receptor - ER (fig.10.4) denumit şi dispozitiv monoreceptor. Acesta este compus din:

- un traductor emiţător - E, care primeşte impulsuri electrice de la un generator electronic, le transformă în oscilaţii ultra acustice şi le transmite în mediul exterior;

- un traductor receptor -R, care recepţionează undele ultra acustice după ce au parcurs intervalul între emiţător şi receptor în mediu, le transformă în oscilaţii electrice (semnal) şi le transmite sistemului electronic de măsură.

13

Cele două traductoare, montate pe suport, sunt separate printr-un izolator acustic, realizat dintr-un material care nu permite transmiterea oscilaţiilor ultra acustice - plumb, cau-ciuc - pentru a evita transmisia directă dintre emiţător şi receptor.

Traductoarele emiţător şi receptor se bazează pe efectele de transformare ale oscilaţiilor electrice în oscilaţii mecanice şi invers, respectiv efectul piezoelectric sau efectul magneto-strictiv.

Dispozitiv de carotaj acustic monoreceptor

Distanta dintre emiţător şi receptor, notată L este denumită lungimea dispozitivului . Parametrii fizici care sunt determinaţi din carotajul acustic sunt: viteza de propagare si

absorbţia (atenuarea) undei elastice ultra-acustice în rocile traversate de sonde. Aceşti parametri sunt determinaţi prin măsurarea următoarelor două elemente: timpul de propagare, necesar undei ultra acustice să străbată prin rocă distanţa de la emiţător la receptor (timpul de interval) şi amplitudinea oscilaţiei sosite la receptor.

Unda elastică emisă de traductorul emiţător pe direcţii de propagare radiale se propagă prin fluidul de foraj sub formă de undă longitudinală (compresională). La limita de separaţie dintre cele două medii - fluid de foraj şi rocă, o parte din energia incidentă este supusă refracţiei şi va pătrunde în rocă, iar altă parte va fi reflectată şi nu va interveni în procesul de măsură.

Partea din unda ultra acustică care întâlneşte limita de separaţie în punctul A, sub un unghi faţă de normală egală cu unghiul critic, , conform teoremei de refracţie a lui Snell va suferi o refracţie totală şi se va propaga de-a lungul peretelui sondei pe parcursul AB.

Unghiul critic este dat de relaţia:

r

nvv

sin

unde vn este viteza de propagare a undei ultra acustice prin fluidul de foraj (noroi), iar vr viteza de propagare prin rocă.

Prin formaţie unda ultra acustică se propagă sub formă de undă longitudinală (compresională), undă transversală şi de suprafaţă.

Fiecare punct al parcursului undei va deveni, conform principiului lui Huygens o sursă de oscilaţii, astfel că în punctul B, aflat în dreptul receptorului se va emite o undă emergentă, care pleacă de la formaţie sub acelaşi unghi critic şi se propagă prin noroi, sub formă de undă longitudinală până la receptorul R.

Timpul de parcurs al undei de la emiţător la receptor se măsoară de-a lungul traseului de parcurs minim EABR şi reprezintă timpul scurs de la momentul emisiei undei ultra acustice, până la sosirea frontului undei longitudinale la receptor.

14

Acest timp poate fi scris: BRABEAER tttt

unde componentele tEA şi tBR formează timpul de parcurs prin noroi, iar tAB timpul de parcurs prin formaţie, deci timpul de parcurs de la emiţător la receptor este afectat de un timp suplimentar de parcurs prin noroi:

BRABn ttt Dacă exprimăm viteza de propagare ca raportul dintre spaţiul parcurs EABR şi timpul

de parcurs, se obţine:

nAB tBREA

tLv

unde L AB (la unghiuri 10°) este lungimea de dispozitiv. Astfel, viteza de propagare măsurată de dispozitivul monoreceptor nu reprezintă cu

exactitate viteza de propagare prin rocă dată de termenul:

ABr t

Lv

ci este afectată de timpul suplimentar de parcurs al undei prin noroi, care depinde, atât de caracteristicile noroiului, cât şi de diametrul sondei.

La variaţia diametrului sondei (existenţa unor excavaţii) pe diagrafia cu dis-e pozitiv monoreceptor apar deformaţii datorită acestei variaţii.

Dispozitivul compensat Dispozitivul compensat poate fi constituit din două traductoare emiţătoare E1 şi E2 şi

patru traductoare receptoare R1, R2, R3, R4. Acest dispozitiv mai este cunoscut sub denumirea de BHC (Borehole compensated). Acest dispozitiv se compune de fapt din două dispozitive duale E1R2R4 şi E2R3R1.

Carotajul acustic compensat, BHC, înregistrează timpul necesar t necesar undei acustice pentru a străbate distanţa emiţător-receptor prin imediata vecinătate a peretelui găurii de sondă. Receptorul înregistreză momentul primei sosiri şi cum unda compresională este cea care are viteza cea mai mare, aceasta este cea care declanşează receptorul.

Dispozitiv de carotaj acustic compensat

15

Dacă se face media măsurătorilor celor două dispozitive dispuse într-un mod corespunzător, conform figurii, erorile introduse de cele două dispozitive, luate separate, datorită înclinării dispozitivului în sondă sau efectului cavernelor se anulează.

Pentru dispozitivul E1R2R4, timpii de parcurs vor fi:

211 2 BRABAERE tttt

411 4 CRACAERE tttt

Pentru dispozitivul E2R3R1 timpii de parcurs:vor fi:

322 3 ERDEDERE tttt

122 1 FRDFDERE tttt

Dacă se iau diferenţele de timp pentru cele două dispozitive şi se mediază, se obţine:

r

RERERERE

vLtttt

t

2

32122141

unde L = BC = EF este lungimea dispozitivului compensat. Relaţia este valabilă întrucât perechile de receptoare R1, R2, respectiv R3, R4 sunt

apropiate şi timpii tFR1 tBR2 şi tCR4 tER3. Din cele de mai sus se poate trage concluzia că în cazul dispozitivului cu compensarea

efectului găurii de sondă (BHC) timpul de parcurs determinat corespunde timpului de parcurs real prin formaţie indiferent dacă dispozitivul este centrat sau nu în gaura de sondă, ba chiar mai mult se compensează şi efectul variaţiilor de diametru (cavernelor).

a. - parametrii inregistrati. Timpul unitar de parcurs , amplitudinea undei acustice

b. - mod de prezentare.

Forma de reprezentare a diagrrafiei acustice de viteză

16

C. - interpretare cantitativa Interpretarea carotajului acustic de viteză constă în determinarea porozităţii. Pentru formaţiuni consolidate cu porozitate intergranulară, având porii relativ mici,

distribuiţi în mod uniform, timpul de parcurs al undelor elastice, poate fi exprimat prin relaţia:

mafl ttt )1( unde: flt este timpul de parcurs pentru fluidul din spaţiul poros, respectiv filtratul de noroi din subzona spălată ( flt = 189 fts / , respectiv 620 ms / pentru noroi dulce şi flt = 185

fts / , respectiv 606 ms / pentru noroi sărat cu cn = 150 g/l); mat - timpul de parcurs unitar prin matrice, având valorile din tabelul urmator: Tabelul Timpul unitar de parcurs şi viteza de propagare a undelor elastice în matricile rocilor sedimentare

Roca Timpul unitar de parcurs mat

Viteza de propagare mama tv /1

fts / ms / ft/s m/s Nisipuri, gresii 51,2 – 55,5 168,0 – 182,0 1800 – 19500 5486 – 6943 Calcare 43,5 – 47,5 142,7 – 155,8 21000 – 23000 6417 – 7000 Dolomite 39,0 – 43,5 128,0 – 142,7 23000 – 26000 7000 – 7815 Anhidrite 50 167 20000 6095 Sare 67 219,8 15925 4550

Din relaţia anterioara poate fi dedusă relaţia de determinare a porozităţii din carotajul acustic de viteză:

mafl

maAC tt

tt

unde t reprezintă timpul de parcurs unitar determinat din diagrafie, în dreptul intervalului investigat.

În cazul formaţiilor neconsolidate (nisipuri) este mai mare pentru o anumită porozitate, decât cel determinat din relaţia (10.34) astfel că relaţia (10.35) pentru determinarea lui este afectată de un "coeficient de compactare”, Cp care poate avea valori între 1,10 şi 1,60. Coeficientul Cp poate fi determinat din raportul valorilor de porozitate, din carotajul acustic şi de densitate sau o metodă electrică (microcarotaj), obţinute în dreptul unui interval „curat” saturat cu apă:

E

AC

CD

ACpC

unde AC reprezintă porozitatea determinată conform relaţiei (10.5); CD - porozitatea din carotajul de densitate; E - porozitatea dintr-o metodă electrică (microcarotaj).

Coeficientul Cp poate fi scris şi sub forma:

arg

100tc

C p

unde argt este timpul de parcurs în argilă.

17

15. Principalele structuri petrolifere din Romania. Structurile gazeifere şi petro-gazeifere din Subzona Flişului Paleogen şi Zona Miocenă din Moldova: l — Geamăna; 2 — Gropile lui Zaharache; 3 — Chilii-Vest; 4 — Taşbuga; 5 — Taşbuga-Sud; 6 — Chilii-Est; 7 — Cilioaia-Vest: 8 — Zemeş; 9 — Moineşti-Vest; 10 — Leorda; 11 — Comăneşti; 12 — Arşiţa; 13 — Foale—Tazlău—Modârzău—Piatra-Crăpată—Moineşti; 14 — Văsieşti- Vest; 15 — Dărmăneşti; 16 — Frumoasa; 17 — Solonţ—Uture-Moineşti—Oraş; 18 — Văşiesti-Est; 19 — Tazlăul Mare; 20 — Mihoc; 21 — Cucuieţi; 22 — Dofteniţa; 23 — Slănic Băi; 24 — Nineasa; 25 — Păcuriţa; 26 — Cerdac-Vest; 27 — Cerdac-Centru; 28 — Lepşa; 29 — Cerdac-Est; 30 — Larga; 31 — Doftana; 22 — Slănic: 33 — Fierăstrău; 34 — Ghelinţa; 35 — Cîmpeni-Vest; 36 — Cîmpeni; 37 — Tescani; 38 — Caşin; 39 — Cîmpuri Structurile petro-gazeifere şi gazeifere din Zona Miopliocenă: 1 — Cărbuneşti; 2 — Surani; 3 — Predeal—Sărari: 4 — Opăriţi: 5 —Copăceni; 6 — Câmpina—Runcu: 7 — Buştenari; 8 — Vârful Drăgănesei; 9 —Colibaşi; 10— Ocniţa; 11 — Valea Reşca: 12 — Glodeni; 13 — Doiceşti—Şotânga: 14 — Dolani: 15 — Apostolache; 16 — Păcureţi; 17 — Măgurele; 18 — Ţintea; 19 — Băicoi; 20 — Floreşti; 21 — Călineşti; 22 — Siliştea—Magureni: 23 — Filipeşti: 24 — Moreni; 25 — Gura Ocniţei; 26 — Răzvad; 27 — Viforâta; 28 — Ochiuri; 29 — Teiş; 30.— Dragomireşti: 31 - Drăgăeşti (Depresiunea Getică); 32 — Ludeşti (Depresiunea Getică): 33 — Podenii Vechi; 34 — Boldeşti: 35 — Ariceşti; 36 — Mărgineni; 37 — Bucşani: 38 — Brăteşti; 39 — Şuta Seacă (Depresiunea Getică); 40 — Cobia (Depresiune G et ică) : 41 — Arbănaşi: 42 — Beciu: 43 —44 — Plopeasa; 45 — Berca; 46 — Bărbunceşti; 47 — Grăjdana: 48 — Sărata Monteoru; 49 — Malu Roşu: 50 — Ceptura: 51 — Tătaru: 52 — Chiţorani; 53 — Vlădeni—Măneşti; 54 — Brazi; 54. — Marceşti – Gheboaia, 55. — F int a , 57 — Gura Şuţii (Depresiunea Getică); 58 — Bilciureşti Structurile petro-gazoifere şi gazeifere din Depresiunea Getică: 1 — Bala; 2 — Tămăşeşti; 3 — Tîrgu Jiu (Iaşi); 4 — Strâmba—Rogojelu; 5 — Colibaşi; 6 — Alunu: 7 — Vîlcele; 8 — Boţeşti; 9 — Bîlteni; 10 — Ţicleni; 11— Socu; 12 — Bustuchini; 13 — Căzăneşti: 14 — Grădiştea; 15 — Băbeni; 16 bis — Urşi: 16 — Sâpunari; 27 — Merişani; 18 — Colibaşi; 19 — Dobreşti; 20 — Drăgăeşti: 21 — Româneşti: 22 — Galicea; 23 — Hurezani; 24 — Zâtreni; 25 — Cocu—Slătioarele; 26 — Călineşti—Oarja: 21 — Glîmbocelu; 28 — Bogaţi; 29 — Ludeşti: 30 bis — Strâmbu; 30 — Drăganu—Călina: 31 — Oteşti; 32 — Vaţa; 33 — Leordeni; 34 — Cobia: 35 — Şuţa-Seacă; 36 — Bibeşti—Bulbuceni: 37 — Siliştea Cireşu; 38 — Gura Şuţii, 39 — Spineni (Platforma Moesică); 40 — Coseşti; 41 — Baiculeşti; 42 — Tutana Structurile petro-gazeifere şi gazeifere din Bazinul Panonian: 1 — Sînmartin; 2 — Galacea; 3 — Satchinez; 4 — Şandra; 5 — Variaş; 6 — Tomnatec; 7 — Teremia Mare; 8 — Cherestur-Sud; 9 — Cherestur; 10 — Cherestur-Nord; 11 — Pordeanu; 12 — Turnu; 13 — Suntana; 14 — Borş; 15 — Mihai Bravu; 16 — Ciocaia; 17 — Sîniob; 18 — Suplacu de Barcău; 19 — Săcuieni; 20 — Abrămuţ; 21 — Curtuiuşeni; 22 — Pişcolt; 23 — Moftinu Mare; 24 — Mădăraş; 25 — Carei; 26 — Viişoara; 27 — Biled; 28 — Nădlac; 29 — Salonta; 30 — Alioş; 31 — Sarvăzel; 32 — Sînpetru German; 33 — Pecica; 34 — Dumbrăviţa; 35 — Şeitin. Structurile gazeifere din Bazinul Transilvaniei :

18

1 — Beudiu; 2 — Enciu; 3 — Strugureni; 4 — Puini; 5 — Buza; 6 — Fântânele; 7 — Sărmăşel; 8 — Crăieşti—Ercea; 9 — Bozed; 10 — Sînmartin; 11 — Ulieş; 12 — Şincai; 13 — Grebeniş; 14 — Zăul de Cîmpie; 15 — Săulia; 16 — Dobra; 17 — Luduş; 18 — Sînger; 19 — Iclănzel; 20 — Vaidei; 21 — Săuşa; 22 — Bogata; 23 — Lechinţa—Iernuţ; 24 — Cucerdea; 25 — Delenii (Saroş); 26 — Cetatea de Baltă: 27 — Bazna; 28 — Tăuni; 29 — Lunca; 30 — Păingeni; 31 — Voivodeni; 32 — Ibăneşti; 33 — Dumbrăvioara; 34 — Talea; 35 — Ernei; 36 — Tîrgu Mureş; 37 — Corunca; 38 — Acăţari; 39 — Miercurea Nirajului; 40 — Dămieni; 41 — Măgherani: 42 — Ghineşti—Trei Sate; 44 — Suveica; 45 — Sîngeorgiu de Pădure; 46 — Cuşmed; 47 — Filitelnic; 48 — Laslăul Mare; 49 — Prod-Seleuş; 50 — Şoimuş; 51 — Nadeş; 52 — Firtuşu; 53 — Tărceşti; 54 — Benţid; 55 — Chedia; 56 — Eliseni: 57 — Cristuru; 53 — Brădeşti; 59 — Beia; 60 — Buneşti— Criţ; 61 — Daia—Telina; 62 — Noul Săsesc; 63 — Copşa Mică; 64 — Petiş: 65 — Vîrghiş: 66 — Ruşi; 67 — Ilim-bav; 68 — Pipea; 69 — Porumbenii Mici; 70 — Chedia-Est; 71 — Simioneşti; 72 — Medişor.