Densità e porosità delle rocce

Comprendere la densità e la porosità delle rocce del serbatoio è un fattore chiave nella stima del loro potenziale idrocarburico. Densità e porosità sono correlate.

Densità

La densità è definita come la massa per volume di una sostanza.

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tipicamente con unità di g/cm3 o kg / m3. Altre unità che potrebbero essere incontrate sono lbm / gallone o lbm / ft3 (vedere Tabella 1).

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  Tabella 1 – Densità di conversioni.

Per materiali semplici e completamente omogenei (monofase), questa definizione di densità è semplice. Tuttavia, i materiali terrestri coinvolti nell’ingegneria petrolifera sono miscele di diverse fasi, sia solidi (minerali) che fluidi. Le rocce, in particolare, sono porose e la porosità è intimamente correlata alla densità.

Porosità

La porosità (Φ) è definita come frazione non solida o poro-volume.

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La porosità è un rapporto di volume e quindi adimensionale, ed è solitamente riportata come frazione o percentuale. Per evitare confusione, in particolare quando sono coinvolte porosità variabili o variabili, è spesso riportato in unità di porosità (1 PU = 1%).

Per descrivere la porosità sono necessarie diverse definizioni di volume:

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Da questi possiamo definire i vari tipi di porosità incontrati:

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Rapporto tra densità e porosità

Fig. 1 mostra l’aspetto di questi tipi di porosità in una pietra arenaria.

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  Fig. 1-Densità calcolata contro porosità per arenaria, calcare e dolomite.

Allo stesso modo, le definizioni delle densità standard associate alle rocce seguono quindi:

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dove Ms, Md, Msat, Mb e Mfl sono la massa della roccia solida, secca, roccia satura, roccia fluttuante e fluido, rispettivamente.

La densità di un composito come rocce (o fanghi di perforazione) può essere calcolata dalle densità e dalla frazione di volume di ciascun componente. Per un sistema a due componenti,

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dove pmix è la densità della miscela; pA è la densità del Componente A; pB è la densità di B; A e B sono le frazioni di volume di A e B rispettivamente (e quindi B = 1− A).

Espandendo questo in un sistema generale con n componenti,

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Ad esempio, sfruttando gli Eq. 4, 5 e 6 per una roccia composta da due minerali, m1 e m2, e due fluidi, f 1 e f 2, troviamo

………………..(8) e ………………..(9)

Eq. 8 è una relazione fondamentale utilizzata in tutte le scienze della terra per calcolare la densità delle rocce. Data una porosità e un fluido specifico, la densità può essere facilmente calcolata se la densità del minerale o del grano è nota. Le densità del grano per i minerali che formano rocce comuni sono mostrate nella tabella 2. Il risultato dell’applicazione di Eq. 9 è mostrato in Fig. 1.

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  Tabella 2 – Grano densità per comune di roccia-la formazione di minerali

Nota nella Tabella 2 che ci sono diverse densità registrato per lo stesso gruppo del minerale, come il feldspato o argilla. La densità cambierà sistematicamente al variare della composizione. Ad esempio, nella serie dei plagioclasi, la densità aumenta quando il sodio (albite, ρ = 2,61 g/cm3) viene sostituito dal calcio (anortite, ρ = 2,75 g/cm3). I minerali più problematici sono le argille, in particolare le argille in espansione (montmorillonite o smectite) in grado di contenere grandi e variabili quantità di acqua. In questo caso, le densità possono variare del 40% o più. Questo è un problema particolare, perché le argille sono tra i minerali più comuni nelle rocce sedimentarie.

Le rocce del serbatoio contengono spesso quantità significative di materiale organico semisolido come il bitume. Questi avranno tipicamente densità di luce simili in grandezza a quelle dei carboni.

Le densità del fluido dei pori sono coperte in dettaglio nelle proprietà del fluido dei pori.

Densità e porosità in situ

In generale, la densità aumenta e la porosità diminuisce monotonicamente con la profondità. Questo è previsto, perché le pressioni differenziali di solito aumentano con la profondità. All’aumentare della pressione, i grani si sposteranno e ruoteranno per raggiungere un imballaggio più denso. Più forza sarà imposta sui contatti di grano. Frantumazione e fratturazione è un risultato comune. Inoltre, i processi diagenetici come la cementazione funzionano per riempire lo spazio dei pori. Il materiale può essere disciolto nei contatti puntuali o lungo gli stioliti e quindi trasportato per riempire i pori. Alcune delle texture risultanti da questi processi sono stati visti nei fotomicrografi di tipi di roccia. In Fig. 2, densità generalizzate in funzione della profondità per gli scisti sono tracciati. Le forme e i comportamenti generali di queste curve sono simili, anche se provengono da un’ampia varietà di luoghi con diverse storie geologiche. Questi tipi di curve sono spesso in forma con funzioni esponenziali in profondità per definire il trend di compattazione locale.

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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 = media costiera Golfo del Messico scisti da misurazioni geofisiche (Dickinson), 4 = media costiera Golfo del Messico scisti da densità logs (Eaton), 5 = Marcaibo bacino bene (Dallmus), 6 = Ungheria calcolato densità umide (Skeels), 7 = Pennsylvania e permiano scisti secchi (Dallmus), 8 = Venezuela orientale (Dallmus).

Le pressioni differenziali o effettive non sempre aumentano con l’aumentare della profondità. Le pressioni del fluido dei pori anormalmente elevate (“sovrapressione”) possono verificarsi a causa di:

• Compattazione rapida
• Bassa permeabilità
• Disidratazione minerale
• Migrazione di fluidi ad alta pressione

L’elevata pressione dei pori provoca un differenziale anormalmente basso della pressione effettiva. Questo può ritardare o addirittura invertire le normali tendenze di compattazione. Tale situazione è vista in Fig. 3. Le porosità sia per gli scisti che per le sabbie mostrano la perdita di porosità prevista con l’aumentare della profondità nelle porzioni poco profonde. Tuttavia, a circa 3500 m, la pressione dei pori aumenta e la porosità aumenta effettivamente con la profondità. Questo dimostra perché è necessaria la calibrazione locale. Indica anche la dipendenza dalla pressione delle proprietà della roccia.

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  Fig. 3-Porosità scisto e arenaria con profondità. La porosità diminuisce fino a quando le alte pressioni dei pori (=geopressione) riducono la pressione effettiva e causano un aumento della porosità (da Stuart).

Tecniche di misurazione

Laboratorio

Numerosi metodi possono essere utilizzati in laboratorio per determinare la porosità e la densità. I più comuni sono il peso di saturazione e la legge di Boyle. Per le rocce senza minerali sensibili come smectiti, la porosità e asciutto, grano, e saturi densità può essere derivato dalla massa satura, massa secca, e il volume (o peso galleggiante). Queste misurazioni consentono il calcolo della densità satura, secca e del grano, nonché della porosità e del volume minerale e dei pori utilizzando gli EQ. da 3 a 5.

La tecnica di legge di Boyle misura le variazioni relative delle pressioni del gas all’interno di una camera con e senza un campione di roccia. Il volume interno (collegato) dei pori viene calcolato da queste variazioni di pressione, da cui vengono estratte porosità e densità.

Registrazione

Sono disponibili diverse tecniche di registrazione per misurare la densità o la porosità. Queste tecniche indirette possono avere errori sostanziali a seconda delle condizioni del pozzo, ma forniscono una misura delle proprietà in situ. I registri di raggi gamma bombardano la formazione con radiazioni provenienti da una fonte attiva. La radiazione viene sparpagliata nello strumento di registrazione, a seconda della densità elettronica del materiale. La densità di formazione viene estratta dall’ampiezza di questi raggi gamma back-sparsi. Il log dei neutroni stima la porosità per interazione di particelle con atomi di idrogeno. I neutroni perdono energia quando si scontrano con gli atomi di idrogeno, dando così una misura del contenuto di idrogeno. Poiché la maggior parte dell’idrogeno nelle rocce risiede nello spazio dei pori (acqua o olio), questo è quindi correlato alla porosità piena di liquido. Si noti che il registro dei neutroni includerà acqua legata all’interno delle argille come porosità. Inoltre, quando il gas relativamente povero di idrogeno è il fluido dei pori, il registro dei neutroni sottovaluterà la porosità. In modo simile, il registro di risonanza magnetica nucleare (NMR) risolverà il contenuto di idrogeno. Questo strumento, tuttavia, ha la capacità di distinguere tra acqua sfusa libera e acqua legata. I registri sonici vengono utilizzati anche per le misurazioni della porosità, in particolare quando minerali anomali (come siderite) o condizioni di trivellazione rendono altri strumenti meno accurati. La tecnica prevede l’inversione della velocità in porosità utilizzando una delle relazioni fornite nelle velocità delle onde elastiche. Gravimetria è stato utilizzato anche downhole per misurare le variazioni di densità. Sebbene questo strumento sia insensibile ai cambiamenti di scala fine, consente la misurazione della densità lontano nella formazione.

Sismica

Su una scala grossolana, le densità possono talvolta essere estratte dai dati sismici. Questo metodo richiede la separazione della componente di densità dell’impedenza. Ciò richiede normalmente un’analisi dei dati sismici in funzione dell’offset o dell’angolo di riflessione. Questa tecnica sarà probabilmente vedere più uso come dati sismici migliora ed è ulteriormente incorporato nella descrizione serbatoio.

Nomenclature

Documenti degni di nota in OnePetro

Usa questa sezione per elencare i documenti in OnePetro che un lettore che vuole saperne di più dovrebbe assolutamente leggere

Gardner, G., Gardner, L., e Gregory, A. 1974. Velocità e densità di formazione – Base diagnostica per trappole stratigrafiche. Geofisica 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.

Han, D.-H, Nur, A., e Morgan, D. 1986. Effetti della porosità e del contenuto di argilla sulle velocità delle onde nelle arenarie. Geofisica 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062

Vedi anche

Poro fluido effetti sulla meccanica delle rocce

Rock fallimento relazioni

resistenza a Compressione delle rocce

Rock acustico e di velocità porosità

Porosità determinazione

Porosità determinazione con NMR di registrazione

La porosità di valutazione acustico di registrazione

Densità di registrazione

PEH:Rock_Properties