Gesteinsdichte und Porosität

Das Verständnis der Dichte und Porosität von Reservoirgesteinen ist ein Schlüsselfaktor für die Schätzung ihres Kohlenwasserstoffpotenzials. Dichte und Porosität hängen zusammen.

Dichte

Die Dichte ist definiert als die Masse pro Volumen eines Stoffes.

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typischerweise mit Einheiten von g/cm3 oder kg/m3. Andere Einheiten, die auftreten können, sind lbm / Gallone oder lbm / ft3 (siehe Tabelle 1).

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  Tabelle 1 – Dichte Konvertierungen.

Für einfaches, vollständig homogenes (einphasiges) Material ist diese Definition der Dichte einfach. Erdmaterialien, die an der Erdöltechnik beteiligt sind, sind jedoch Mischungen mehrerer Phasen, sowohl Feststoffe (Mineralien) als auch Flüssigkeiten. Insbesondere Gesteine sind porös und die Porosität hängt eng mit der Dichte zusammen.

Porosität

Porosität (Φ) ist definiert als der nicht feste oder Porenvolumenanteil.

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Porosität ist ein Volumenverhältnis und somit dimensionslos und wird normalerweise als Bruchteil oder Prozent angegeben. Um Verwechslungen zu vermeiden, insbesondere wenn es sich um variable oder sich ändernde Porositäten handelt, wird häufig in Porositätseinheiten (1 PU = 1%) angegeben.

Zur Beschreibung der Porosität sind mehrere Volumendefinitionen erforderlich:

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Daraus können wir die verschiedenen Arten von Porosität definieren:

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Verhältnis von Dichte und Porosität

Abb. 1 zeigt das Auftreten dieser Art von Porosität in einem Sandstein.

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  Abb. 1 – Berechnete Dichte vs. Porosität für Sandstein, Kalkstein und Dolomit.

In ähnlicher Weise sind die Definitionen der Standarddichten mit Gesteinen verbunden dann folgt:

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wobei Ms, Md, Msat, Mb und Mfl die Masse des festen, trockenen Gesteins, gesättigten Gesteins, schwimmenden Gesteins bzw.

Die Dichte eines Verbundwerkstoffs wie Gesteine (oder Bohrschlämme) kann aus den Dichten und dem Volumenanteil jeder Komponente berechnet werden. Für ein Zweikomponentensystem

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wobei pmix die Dichte der Mischung ist; pA ist die Dichte der Komponente A; pB ist die Dichte von B; A und B sind die Volumenanteile von A bzw. B (also B = 1− A).

Erweiterung zu einem allgemeinen System mit n Komponenten,

………………..(7)

Zum Beispiel die Nutzung von Uqs. 4, 5 und 6 für ein Gestein, das aus zwei Mineralien, m1 und m2, und zwei Flüssigkeiten, f1 und f2, besteht, finden wir

………………..(8) und ………………..(9)

Gl. 8 ist eine grundlegende Beziehung, die in den Geowissenschaften zur Berechnung der Gesteinsdichte verwendet wird. Bei gegebener Porosität und spezifischer Flüssigkeit kann die Dichte leicht berechnet werden, wenn die Mineral- oder Korndichte bekannt ist. Die Korndichten für gängige gesteinsbildende Mineralien sind in Tabelle 2 angegeben. Das Ergebnis der Anwendung von Eq. 9 ist in Fig. 1.

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  Tabelle 2 – Korndichten für gängige gesteinsbildende Mineralien

Beachten Sie in Tabelle 2, dass für dieselbe Mineralgruppe mehrere Dichten angegeben sind, z. B. Feldspat oder Ton. Die Dichte ändert sich systematisch, wenn die Zusammensetzung variiert. Beispielsweise nimmt in der Plagioklas-Reihe die Dichte zu, wenn Natrium (Albit, ρ = 2,61 g / cm3) durch Calcium (Anorthit, ρ = 2,75 g / cm3) ersetzt wird. Die problematischsten Mineralien sind Tone, insbesondere expandierende Tone (Montmorillonit oder Smektit), die große und variable Wassermengen enthalten können. In diesem Fall können die Dichten um 40% oder mehr variieren. Dies ist ein besonderes Problem, da Tone zu den häufigsten Mineralien in Sedimentgesteinen gehören.

Reservoirgesteine enthalten oft erhebliche Mengen an halbfestem organischem Material wie Bitumen. Diese haben typischerweise Lichtdichten, die in ihrer Größe denen von Kohlen ähnlich sind.

Porenflüssigkeitsdichten werden im Detail in Porenflüssigkeitseigenschaften behandelt.

In-situ-Dichte und Porosität

Im Allgemeinen nimmt die Dichte mit der Tiefe monoton zu und die Porosität ab. Dies ist zu erwarten, da die Differenzdrücke normalerweise mit der Tiefe zunehmen. Wenn der Druck zunimmt, verschieben und drehen sich die Körner, um eine dichtere Packung zu erreichen. Es wird mehr Kraft auf die Kornkontakte ausgeübt. Zerkleinern und Brechen ist ein häufiges Ergebnis. Darüber hinaus arbeiten diagenetische Prozesse wie Zementierung, um den Porenraum zu füllen. Material kann an Punktkontakten oder entlang von Zeolithen gelöst und dann transportiert werden, um Poren zu füllen. Einige der Texturen, die sich aus diesen Prozessen ergeben, wurden in den Mikrofotografien von Gesteinsarten gesehen. In Fig. 2 sind verallgemeinerte Dichten als Funktion der Tiefe für Schiefer aufgetragen. Die Formen und das allgemeine Verhalten dieser Kurven sind ähnlich, obwohl sie aus einer Vielzahl von Orten mit unterschiedlichen geologischen Vorgeschichten stammen. Diese Arten von Kurven werden oft mit Exponentialfunktionen in der Tiefe angepasst, um den lokalen Verdichtungstrend zu definieren.

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  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 River Valley Mudstone (Storer), 3 = durchschnittliche Küstenschiefer des Golfs von Mexiko aus geophysikalischen Messungen (Dickinson), 4 = durchschnittliche Küstenschiefer des Golfs von Mexiko aus Dichteprotokollen (Eaton), 5 = Marcaibo Basin well (Dallmus), 6 = Gut berechnete Nassdichten (Skeels), 7 = Trockenschiefer aus Pennsylvania und Perm (Dallmus), 8 = Ost-Venezuela (Dallmus).

Differenz- oder Wirkdrücke nehmen nicht immer mit zunehmender Tiefe zu. Ungewöhnlich hohe Porenflüssigkeitsdrücke („Überdruck“) können auftreten aufgrund von:

• Schnelle Verdichtung
• Geringe Permeabilität
• Mineralische Entwässerung
• Migration von Hochdruckflüssigkeiten

Der hohe Porendruck führt zu einer ungewöhnlich niedrigen Differenz des effektiven Drucks. Dies kann die normalen Verdichtungstrends verzögern oder sogar umkehren. Eine solche Situation ist in Fig. 3. Porositäten für Schiefer und Sande zeigen den erwarteten Porositätsverlust mit zunehmender Tiefe in den flachen Abschnitten. Bei etwa 3500 m steigt jedoch der Porendruck und die Porosität nimmt tatsächlich mit der Tiefe zu. Dies zeigt, warum eine lokale Kalibrierung erforderlich ist. Es zeigt auch die Druckabhängigkeit der Gesteinseigenschaften an.

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  Abb. 3 – Porosität von Schiefer und Sandstein mit Tiefe. Die Porosität nimmt ab, bis hohe Porendrücke (= geopressure) den effektiven Druck verringern und eine Erhöhung der Porosität bewirken (von Stuart).

Messtechnik

Labor

Zur Bestimmung von Porosität und Dichte können im Labor zahlreiche Methoden eingesetzt werden. Die häufigsten sind nach Sättigungsgewicht und Boyles Gesetz. Bei Gesteinen ohne empfindliche Mineralien wie Smektite können die Porosität und die Trocken-, Korn- und gesättigten Dichten aus der gesättigten Masse, der Trockenmasse und dem Volumen (oder dem Auftriebsgewicht) abgeleitet werden. Diese Messungen ermöglichen die Berechnung der gesättigten, trockenen und Korndichte sowie der Porosität und des Mineral- und Porenvolumens unter Verwendung von Eqs. 3 bis 5.

Die Boyle’sche Gesetzestechnik misst die relativen Änderungen des Gasdrucks in einer Kammer mit und ohne Gesteinsprobe. Aus diesen Druckschwankungen wird das innere (verbundene) Porenvolumen berechnet, aus dem Porositäten und Dichten extrahiert werden.

Protokollierung

Es stehen verschiedene Protokollierungstechniken zur Verfügung, um Dichte oder Porosität zu messen. Diese indirekten Techniken können je nach Bohrlochbedingungen erhebliche Fehler aufweisen, Sie liefern jedoch ein Maß für die In-situ-Eigenschaften. Gammastrahlenbündel bombardieren die Formation mit Strahlung einer aktiven Quelle. Die Strahlung wird in Abhängigkeit von der Elektronendichte des Materials zurück zum Messwerkzeug gestreut. Die Formationsdichte wird aus der Amplitude dieser rückgestreuten Gammastrahlen extrahiert. Das Neutronenlog schätzt die Porosität durch Partikelwechselwirkung mit Wasserstoffatomen. Neutronen verlieren Energie, wenn sie mit Wasserstoffatomen kollidieren, wodurch ein Maß für den Wasserstoffgehalt gegeben wird. Da sich der größte Teil des Wasserstoffs in Gesteinen im Porenraum (Wasser oder Öl) befindet, hängt dies mit der flüssigkeitsgefüllten Porosität zusammen. Beachten Sie, dass das Neutronenprotokoll gebundenes Wasser in Tonen als Porosität enthält. Wenn außerdem ein relativ wasserstoffarmes Gas die Porenflüssigkeit ist, unterschätzt das Neutronenprotokoll die Porosität. In ähnlicher Weise löst das Kernspinresonanzprotokoll (NMR) den Wasserstoffgehalt auf. Dieses Werkzeug hat jedoch die Fähigkeit, zwischen freiem Schüttwasser und gebundenem Wasser zu unterscheiden. Schallprotokolle werden auch für Porositätsmessungen verwendet, insbesondere wenn anomale Mineralien (wie Siderit) oder Bohrlochbedingungen andere Werkzeuge weniger genau machen. Die Technik beinhaltet die Umkehrung der Geschwindigkeit zur Porosität unter Verwendung einer der Beziehungen, die in elastischen Wellengeschwindigkeiten bereitgestellt werden. Gravimetrie wurde auch im Bohrloch verwendet, um Dichteschwankungen zu messen. Dieses Werkzeug ist zwar unempfindlich gegen feinskalige Veränderungen, erlaubt aber eine Dichtemessung weit in die Formation hinein.

Seismisch

Auf einer groben Skala können Dichten manchmal aus seismischen Daten extrahiert werden. Dieses Verfahren erfordert die Trennung der Dichtekomponente der Impedanz. Dies erfordert normalerweise eine Analyse der seismischen Daten in Abhängigkeit von Offset oder Reflexionswinkel. Diese Technik wird wahrscheinlich mehr Verwendung finden, wenn sich die seismischen Daten verbessern und weiter in die Beschreibung des Reservoirs einbezogen werden.

Nomenclature

Bemerkenswerte Arbeiten in OnePetro

Verwenden Sie diesen Abschnitt, um Artikel in OnePetro aufzulisten, die ein Leser, der mehr erfahren möchte, unbedingt lesen sollte

Gardner, G., Gardner, L., und Gregory, A. 1974. Formationsgeschwindigkeit und -dichte – Die diagnostische Grundlage für stratigraphische Fallen. Geophysik 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.

Han, D.-H., Nur, A. und Morgan, D. 1986. Auswirkungen von Porosität und Tongehalt auf Wellengeschwindigkeiten in Sandsteinen. Geophysik 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062

Siehe auch

Pore fluid effects on rock mechanics

Rock failure relationships

Druckfestigkeit von Gesteinen

Rock akustische Geschwindigkeiten und Porosität

Porositätsbestimmung

Porositätsbestimmung mit NMR-Protokollierung

Porositätsbewertung mit akustischer Protokollierung

Dichte protokollierung

PEH:Rock_Properties