Hustota a pórovitost hornin
pochopení hustoty a pórovitosti rezervoárových hornin je klíčovým faktorem při odhadu jejich uhlovodíkového potenciálu. Hustota a pórovitost jsou příbuzné.
hustota
hustota je definována jako hmotnost na objem látky.
………………..(1)
obvykle s jednotkami g / cm3 nebo kg / m3. Dalšími jednotkami, které se mohou vyskytnout, jsou lbm / galon nebo lbm / ft3 (viz tabulka 1).
-
Tabulka 1 – Hustota konverzí.
pro jednoduchý, zcela homogenní (jednofázový) materiál je tato definice hustoty přímočará. Zemní materiály zapojené do ropného inženýrství jsou však směsi několika fází, pevných látek (minerálů) i tekutin. Zejména horniny jsou porézní a pórovitost úzce souvisí s hustotou.
pórovitost
pórovitost (Φ)je definována jako nesolidová nebo pórovitá frakce.
………………..(2)
pórovitost je objemový poměr, a tedy bezrozměrný, a obvykle se uvádí jako zlomek nebo procento. Aby se zabránilo záměně, zejména pokud se jedná o variabilní nebo měnící se pórovitost, je často hlášena v jednotkách pórovitosti (1 PU = 1%).
Několik objemu definice jsou nutné k popisu pórovitost:
………………..(3)
z nich můžeme definovat různé druhy pórovitosti:
………………..(4)
vztah hustoty a pórovitosti
Obr. 1 ukazuje vzhled těchto typů pórovitosti v pískovci.
-
Obr. 1-vypočtená hustota vs. pórovitost pro pískovec, vápenec a dolomit.
Podobně, definice standardních hustotách spojený s kameny pak následující:
………………..(5)
kde Ms, Md, Msat, Mb a Mfl jsou hmotnost pevné, suché horniny, nasycené horniny, vztlakové horniny a tekutiny.
hustota kompozitu, jako jsou horniny (nebo vrtné bahno), může být vypočtena z hustot a objemového podílu každé složky. Pro dvousložkový systém
………………..(6)
kde pmix je hustota směsi; pA je hustota Složka A; pB je hustota B; a a B jsou objemové zlomky a, B resp. (a, takže B = 1− A).
rozšíření do obecného systému S N komponenty,
………………..(7)
například využívání EQ. 4, 5 a 6 pro rock skládá ze dvou minerálů, m1 a m2, a dvou tekutin, f 1 a f 2, zjistili jsme,
………………..(8) a 
………………..(9)
Eq. 8 je základní vztah používaný v rámci věd o zemi pro výpočet hustoty hornin. Vzhledem k pórovitosti a specifické tekutině lze hustotu snadno vypočítat, pokud je známa hustota minerálů nebo zrn. Hustoty zrn pro běžné horniny tvořící minerály jsou uvedeny v tabulce 2. Výsledek použití Eq. 9 je znázorněno na obr. 1.
-
Tabulka 2 – Obilí hustoty pro běžné horninotvorných minerálů,
Poznámka: v Tabulce 2, že existuje několik hustoty uvádí pro stejné minerální skupiny jako jsou živce a hlíny. Hustota se bude systematicky měnit, jak se složení mění. Například v řadě plagioklasů se hustota zvyšuje, protože sodík (Albit, ρ = 2,61 g/cm3) je nahrazen vápníkem (anorthit, ρ = 2,75 g/cm3). Nejproblematičtějšími minerály jsou jíly, zejména expandující jíly (montmorillonit nebo smektit) schopné obsahovat velké a variabilní množství vody. V tomto případě se hustoty mohou lišit o 40% nebo více. To je zvláštní problém, protože jíly patří mezi nejběžnější minerály v sedimentárních horninách.
Rezervoárové horniny často obsahují významné množství polotuhého organického materiálu, jako je bitumen. Ty budou mít obvykle světelné hustoty podobné velikosti jako u uhlí.
hustoty pórových tekutin jsou podrobně popsány ve vlastnostech pórových tekutin.
in-situ hustota a pórovitost
obecně se hustota zvyšuje a pórovitost monotónně klesá s hloubkou. To se očekává, protože diferenciální tlaky se obvykle zvyšují s hloubkou. Jak se zvyšuje tlak, zrna se posouvají a otáčejí, aby dosáhly hustšího balení. Větší síla bude uložena na kontakty zrna. Drcení a štěpení je běžným výsledkem. Kromě toho diagenetické procesy, jako je cementace, pracují na vyplnění prostoru pórů. Materiál může být rozpuštěn v bodových kontaktech nebo podél styolitů a poté transportován k vyplnění pórů. Některé textury vyplývající z těchto procesů byly vidět ve fotomikrografech typů hornin. Na Obr. 2, zobecněné hustoty jako funkce hloubky pro břidlice jsou vyneseny. Tvary a celkové chování těchto křivek jsou podobné, i když pocházejí z nejrůznějších míst s různými geologickými dějinami. Tyto druhy křivek jsou často vhodné s exponenciálními funkcemi do hloubky pro definování lokálního trendu zhutňování.
-
Fig. 2 – Shale density as a function of depth from several sedimentary basins (after Castagna et al. and Rieke and Chillingarian). 1 = Gas saturated clastics: probable minimum density (McCulloh). 2 = Po údolí řeky mudstone (Skladovatel), 3 = průměrná pobřeží mexického Zálivu břidlice z geofyzikální měření (Dickinson), 4 = průměrná pobřeží mexického Zálivu břidlice z hustoty protokoly (Eaton), 5 = Marcaibo povodí (Dallmus), 6 = Maďarsko vypočítá mokré hustoty (Skeels), 7 = Pennsylvanian a Permu suché břidlice (Dallmus), 8 = Východní Venezuela (Dallmus).
diferenciální nebo efektivní tlaky se ne vždy zvyšují s rostoucí hloubkou. Abnormálně vysoké tlaky pórové tekutiny („přetlak“) mohou nastat kvůli:
- Rychlé zhutnění
- Nízká propustnost
- Minerální odvodnění
- Migrace kapalin pod vysokým tlakem
vysoce pórového tlaku výsledky v abnormálně nízké diferenciální účinný tlak. To může zpomalit nebo dokonce zvrátit normální trendy zhutnění. Taková situace je vidět na obr. 3. Pórovitosti pro břidlice i písky ukazují očekávanou ztrátu pórovitosti se zvyšující se hloubkou v mělkých částech. Při asi 3500 m však tlak pórů stoupá a pórovitost se s hloubkou skutečně zvyšuje. To ukazuje, proč je potřeba lokální kalibrace. Označuje také tlakovou závislost vlastností hornin.
-
Obr. 3-břidlicová a pískovcová pórovitost s hloubkou. Pórovitost klesá, dokud vysoké tlaky pórů (=geopressure) nesníží účinný tlak a nezpůsobí zvýšení pórovitosti (od Stuarta).
měřicí techniky
laboratoř
pro stanovení pórovitosti a hustoty lze v laboratoři použít četné metody. Nejběžnější jsou podle hmotnosti saturace a Boyleova zákona. Pro horniny bez citlivý minerály jako smectites, pórovitost a suchý, obilí a nasycených hustoty lze odvodit z nasycené hmoty, suché hmoty a objemu (nebo nafukovací hmotnosti). Tato měření umožňují výpočet nasyceného, suchý, a hustota zrna, stejně jako pórovitost a objem minerálů a pórů pomocí EQ. 3 až 5.
technika Boyleova zákona měří relativní změny tlaků plynu uvnitř komory s horninovým vzorkem i bez něj. Vnitřní (připojený) objem pórů se vypočítá z těchto změn tlaku, ze kterých se extrahují pórovitosti a hustoty.
protokolování
k měření hustoty nebo pórovitosti je k dispozici několik technik protokolování. Tyto nepřímé techniky mohou mít značné chyby v závislosti na podmínkách vrtu, ale poskytují měřítko vlastností in situ. Gama paprsky bombardují formaci zářením z aktivního zdroje. Záření je rozptýleno zpět do protokolovacího nástroje v závislosti na elektronové hustotě materiálu. Hustota tvorby je extrahována z amplitudy těchto zpětně rozptýlených gama paprsků. Protokol neutronů odhaduje pórovitost interakcí částic s atomy vodíku. Neutrony ztrácejí energii při srážce s atomy vodíku, čímž se měří obsah vodíku. Protože většina vodíku ve skalách sídlí v pórovitém prostoru (voda nebo olej), souvisí to s pórovitostí naplněnou kapalinou. Všimněte si, že protokol neutronů bude obsahovat vázanou vodu v jílech jako pórovitost. Kromě toho, když je relativně plyn chudý na vodík pórovou tekutinou, protokol neutronů podceňuje pórovitost. Podobným způsobem protokol nukleární magnetické rezonance (NMR) vyřeší obsah vodíku. Tento nástroj má však schopnost rozlišovat mezi volnou sypkou vodou a vázanou vodou. Sonické protokoly se také používají pro měření pórovitosti, zejména když anomální minerály (jako je siderit) nebo podmínky vrtu činí jiné nástroje méně přesné. Tato technika zahrnuje převrácení rychlosti na pórovitost pomocí jednoho ze vztahů poskytovaných v elastických vlnových rychlostech. Gravimetrie byla také použita k měření změn hustoty. I když je tento nástroj necitlivý na změny v jemném měřítku, umožňuje měření hustoty daleko do formace.
seismické
v hrubém měřítku lze hustoty někdy extrahovat ze seismických dat. Tato metoda vyžaduje oddělení složky hustoty impedance. To obvykle vyžaduje analýzu seismických dat jako funkce ofsetu nebo úhlu odrazu. Tato technika bude pravděpodobně více využívána, protože seismická data se zlepšují a jsou dále začleněna do popisu nádrže.
Nomenclature
| Vpor | = | total pore volume, m3 or cm3 |
| Vp-con | = | connected pore volume, m3 or cm3 |
| Vp-iso | = | isolated pore volume, m3 or cm3 |
| Φ | = | porosity |
| Φfx | = | fracture porosity |
| Φp-e | = | effective porosity |
| Φp-iso | = | isolated, ineffective porosity |
| ρ | = | hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pb | = | objemová hmotnost, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pB | = | jako předmluva hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pd | = | suchý hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pfl | = | hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pg | = | obilí nebo minerální hustotu, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pG | = | plyn hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| pO | = | olej hustota, kg/m3 nebo g/cm3 |
| ρsat | = | saturated density, kg/m3 or g/cm3 |
| ρW | = | water density, kg/m3 or g/cm3 |
| M | = | molecular weight, g/mole |
| Af 1, Af 2 | = | fraction fluid component 1, 2, etc. |
| Am1, Am2 | = | fraction mineral component 1, 2, etc. |
| A1, A2 | = | fraction component 1, 2, etc. |
- 1.0 1.1 Castagna, J.P., Batzle, M.L., a Kan, T. k.1993. Fyzika hornin-souvislost mezi vlastnostmi hornin a AVO reakcí. V Offsetově závislé odrazivosti-teorie a praxe AVO analýzy, ed. P. Castagna a M. M. Backus, č. 8, 124-157. Tulsa, Oklahoma: vyšetřování v sérii geofyziky, společnost geofyziků průzkumu.
- 2.0 2.1 Rieke III, H. H. and Chilingarian, G.V. 1974. Zhutnění Argilových sedimentů. Amsterdam, Nizozemsko: Elsevier Scientific Publishing Company.
- 3.0 3.1 McCulloh, T. H.1967. Hmotnostní vlastnosti sedimentárních hornin a gravimetrické účinky zásobníků ropy a zemního plynu. USGS Professional Paper 528-A, Department of the Interior, United States Geological Survey, Washington, DC http://pubs.usgs.gov/pp/0528a/report.pdf.
- 4.0 4.1 Storer, d. 1959. Zhutnění argiových sedimentů v povodí Padano. V plynných ložiscích západní Evropy, sv. 2, 519–536. Roma, Itálie: Accademia Nazionale dei Lincei.
- 5.0 5.1 Dickinson, G.1953. Geologické aspekty abnormálních tlaků v nádrži na pobřeží Mexického zálivu v Louisianě. Aapg býk. 37 (2): 410-432.
- 6.0 6.1 Eaton, B.a. 1969. Predikce lomového gradientu a jeho aplikace v provozu na ropných polích. J Pet Technol 21 (10): 1353-1360. SPE-2163-PA. http://dx.doi.org/10.2118/2163-PA.
- 7.0 7.1 7.2 7.3 Dallmus, K.F. 1958. Mechanika vývoje povodí a její vztah k biotopu ropy v povodí. V Habitat of Oil, L. G. Weeks, č. 36, 2071-2174. Tulsa, Oklahoma: Aapg Memoir, AAPG.
- 8.0 8.1 Skeels, C.2001. Hydrol. Procesy 15 (25 Říjen 2001): 3073.
- 9.0 9.1 Stuart, C.a. 1970. Geopressures. Prezentováno na sympoziu Louisiana State University 1970 o abnormálním Podpovrchovém tlaku, Baton Rouge, Louisiana, USA.
- Schlumberger. 1985. Log interpretace grafy, 1985 vydání. Sugar Land, Texas: Schlumberger.
- Hurst, a., Griffiths, C. M., and Worthington, P. F. 1992. Geologické aplikace drátových kulatin II, č. 65. Bath, UK: Geological Society Publishing House.
Pozoruhodné dokumenty v OnePetro
tento oddíl Použijte k seznamu dokumentů v OnePetro, že čtenář, který se chce dozvědět více by měl rozhodně číst
Gardner, G., Gardner, L., a Gregory, a.1974. Rychlost a hustota formace-diagnostický základ pro stratigrafické pasti. Geofyzika 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.
Han, D. – H, Nur, A., and Morgan, d. 1986. Vliv pórovitosti a obsahu jílu na vlnové rychlosti v pískovcích. Geofyzika 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062
Viz také
Pórů tekutiny účinky na rock mechaniky,
Rock selhání vztahy
pevnost skály
Rock akustické rychlosti a pórovitost
stanovení Pórovitosti
Pórovitost stanovení pomocí NMR přihlášení
Pórovitost hodnocení s akustickou přihlášení
Hustota přihlášení
PEH:Rock_Properties