Bergtetthet og porøsitet

Å Forstå tettheten og porøsiteten til reservoarbergarter Er en nøkkelfaktor for å estimere deres hydrokarbonpotensial. Tetthet og porøsitet er relatert.

Tetthet

Tetthet er definert som massen per volum av et stoff.

………………..(1)

typisk med enheter av g / cm3 eller kg / m3. Andre enheter som kan oppstå er lbm / gallon eller lbm / ft3 (Se Tabell 1).

/ div >

tabell 1 – tetthet konverteringer.

for enkelt, helt homogent (enfaset) materiale er denne definisjonen av tetthet grei. Jordmaterialer involvert i petroleumsteknikk er imidlertid blandinger av flere faser, både faste stoffer (mineraler) og væsker. Bergarter, spesielt, er porøse, og porøsitet er nært knyttet til tetthet.

Porøsitet

Porøsitet (Φ) er definert som ikke-solid eller porevolumfraksjon.

………………..(2)

Porøsitet er et volumforhold og dermed dimensjonsløst, og rapporteres vanligvis som en brøkdel eller prosent. For å unngå forvirring, spesielt når variable eller endrede porositeter er involvert, rapporteres det ofte i porøsitetsenheter (1 PU = 1%).

Flere volumdefinisjoner kreves for å beskrive porøsitet:

………………..(3)

Fra disse kan vi definere ulike typer porøsitet oppstått:

………………..(4)

Forholdet mellom tetthet og porøsitet

Fig. 1 viser utseendet til disse typer porøsitet i en sandstein.

div >

fig. 1-Beregnet tetthet vs. porøsitet for sandstein, kalkstein og dolomitt.

på Samme måte følger definisjonene av standardtetthetene knyttet til bergarter:

………………..(5)

Hvor Ms, Md, Msat, Mb og Mfl er massen av henholdsvis fast, tørr stein, mettet stein, flytende stein og væske.

tettheten av et kompositt som bergarter (eller boreslam) kan beregnes ut fra tettheter og volumfraksjon av hver komponent. FOR et to-komponent system,

………………..(6)

hvor pmix er tettheten av blandingen; pA er tettheten Av Komponent A; pB er tettheten Av B; a og B er volumfraksjonene Av Henholdsvis a og b (Og Så B = 1-A−.

Utvide dette til et generelt system med n komponenter,

………………..(7)

for eksempel utnytte Eq. 4, 5 og 6 for en stein som består av to mineraler, m1 og m2, og to væsker, f 1 og f 2, finner vi

………………..(8) og ………………..(9)

Eq. 8 er et grunnleggende forhold som brukes i hele jordvitenskapen for å beregne bergtetthet. Gitt en porøsitet og spesifikk væske, tetthet kan lett beregnes hvis mineral eller korn tetthet er kjent. Korndensiteter for vanlige bergdannende mineraler er vist i Tabell 2. Resultatet av å bruke Eq. 9 er vist I Fig. 1.

/div>

tabell 2 – korntettheter for vanlige bergdannende mineraler

merk i tabell 2 at det er rapportert flere tettheter for samme mineralgruppe, som feldspar eller leire. Tettheten vil endres systematisk ettersom sammensetningen varierer. For eksempel, i plagioklas-serien, øker tettheten når natrium (albitt, ρ = 2,61 g/cm3) erstattes med kalsium (anorthitt, ρ = 2,75 g/cm3). De mest problematiske mineralene er leire, spesielt ekspanderende leire (montmorillonitt eller smektitt) som kan inneholde store og variable mengder vann. I dette tilfellet kan tetthetene variere 40% eller mer. Dette er et spesielt problem, fordi leire er blant de vanligste mineralene i sedimentære bergarter.

Reservoarbergarter inneholder ofte betydelige mengder semisolid organisk materiale som bitumen. Disse vil typisk ha lette tettheter tilsvarende i størrelse til de av kull.

porevæsketettheter er dekket i detalj I Porevæskeegenskaper.

in-situ tetthet og porøsitet

generelt øker tettheten og porøsiteten reduseres monotont med dybden. Dette forventes, fordi differansetrykket vanligvis øker med dybde. Etter hvert som trykket øker, vil kornene skifte og rotere for å nå en mer tett pakking. Mer kraft vil bli pålagt kornkontaktene. Knusing og oppsprekking er et vanlig resultat. I tillegg arbeider diagenetiske prosesser som sementering for å fylle poreområdet. Materiale kan oppløses ved punktkontakter eller langs styolitter og deretter transporteres for å fylle porene. Noen av teksturer som følge av disse prosessene ble sett i fotomikrografer Av Bergarter. I Fig. 2, generaliserte tettheter som en funksjon av dybde for skifer er plottet. Formene og generelle atferd for disse kurvene er like, selv om de kommer fra en rekke steder med ulike geologiske historier. Slike kurver passer ofte med eksponentielle funksjoner i dybden for å definere den lokale komprimeringstrenden.

• 

  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 = gjennomsnittlig kyst Gulf Of Mexico skifer fra geofysiske målinger (Dickinson), 4 = gjennomsnittlig kyst Gulf Of Mexico skifer fra tetthet logger (Eaton), 5 = Marcaibo bassenget brønn (Dallmus), 6 = Ungarn beregnet våt tetthet (Skeels), 7 = Pennsylvanian og Perm tørr skifer (Dallmus), 8 = Østlige Venezuela (Dallmus).

Differensielt eller effektivt trykk øker ikke alltid med økende dybde. Unormalt høyt porevæsketrykk («overtrykk») kan oppstå på grunn av:

• Hurtig komprimering
• Lav permeabilitet
• Mineral avvanning
• Migrasjon av høytrykksvæsker

det høye poretrykket resulterer i en unormalt lav differensial av effektivt trykk. Dette kan forsinke eller til og med reversere de normale komprimeringstrendene. En slik situasjon er sett I Fig. 3. Porositeter for både skifer og sand viser forventet porøsitetstap med økende dybde i de grunne delene. Imidlertid, på ca 3500 m, øker poretrykket og porøsiteten øker faktisk med dybde. Dette viser hvorfor lokal kalibrering er nødvendig. Det indikerer også trykkavhengigheten av bergegenskaper.

• 

  fig. 3-Skifer og sandstein porøsitet med dybde. Porøsitet reduseres til høyt poretrykk (=geopressure) reduserer det effektive trykket og forårsaker en økning i porøsitet (Fra Stuart).

Måleteknikker

Laboratorium

Mange metoder kan brukes i laboratoriet for å bestemme porøsitet og tetthet. De vanligste er ved metning vekt Og Boyles lov. For bergarter uten følsomme mineraler som smectites, kan porøsiteten og tørr, korn og mettet tetthet avledes fra mettet masse, tørr masse og volum (eller flytende vekt). Disse målingene tillater beregning av mettet, tørr og korn tetthet samt porøsitet og mineral og porevolum ved å benytte Eq. 3 til 5.Boyles lovteknikk måler de relative endringene i gasstrykk inne i et kammer med og uten steinprøve. Det interne (tilkoblede) porevolumet beregnes ut fra disse variasjonene i trykk, hvorfra porositeter og tettheter ekstraheres.

Logging

Flere loggingsteknikker er tilgjengelige for å måle tetthet eller porøsitet. Disse indirekte teknikkene kan ha betydelige feil avhengig av borehullsforhold, men de gir et mål på in situ-egenskapene. Gammastrålelogger bombarderer formasjonen med stråling fra en aktiv kilde. Stråling er spredt tilbake til loggverktøyet, avhengig av elektrondensiteten til materialet. Formasjonstetthet ekstraheres fra amplituden til disse tilbakespredte gammastrålene. Nøytronloggen estimerer porøsitet ved partikkelinteraksjon med hydrogenatomer. Neutroner mister energi når de kolliderer med hydrogenatomer, og gir dermed et mål på hydrogeninnholdet. Fordi det meste av hydrogenet i bergarter ligger i poreområdet (vann eller olje), er dette da relatert til væskefylt porøsitet. Merk at nøytronloggen vil inkludere bundet vann i leire som porøsitet. I tillegg, når relativt hydrogenfattig gass er porevæsken, vil nøytronloggen undervurdere porøsitet. På samme måte vil kjernemagnetisk resonans (NMR) loggen løse hydrogeninnholdet. Dette verktøyet har imidlertid evnen til å skille mellom fritt bulkvann og bundet vann. Soniske logger brukes også til porøsitetsmålinger, spesielt når uregelmessige mineraler (som sideritt) eller borehullsforhold gjør andre verktøy mindre nøyaktige. Teknikken innebærer å invertere hastighet til porøsitet ved å bruke Et av forholdene som er gitt I Elastiske bølgehastigheter. Gravimetri har også blitt brukt nedihulls for å måle variasjoner i tetthet. Selv om dette verktøyet er ufølsomt for finskalaendringer, tillater det tetthetsmåling langt ut i formasjonen.

Seismikk

i grov skala kan tettheter noen ganger utvinnes fra seismiske data. Denne metoden krever separering av tetthetskomponenten av impedans. Dette krever normalt en analyse av de seismiske dataene som en funksjon av offset eller refleksjonsvinkel. Denne teknikken vil trolig se mer bruk etter hvert som seismiske data forbedres og tas videre inn i reservoarbeskrivelsen.

Nomenclature

=

korn-eller mineraltetthet, kg/m3 eller g/cm3 oljetetthet, kg / m3 eller g / cm3

Noteworthy papers In OnePetro

Bruk denne delen til å liste papirer I OnePetro at en leser som ønsker å lære mer bør definitivt lese

Gardner, G., Gardner, L. Og Gregory, A. 1974. Formasjonshastighet og tetthet-det diagnostiske grunnlaget for stratigrafiske feller. Geofysikk 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.Han, D.-H, Nur, A. og Morgan, D. 1986. Effekter av porøsitet og leireinnhold på bølgehastigheter i sandstein. Geofysikk 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062

Se også

Pore væskeeffekter på bergmekanikk

Rock svikt relasjoner

Trykkfasthet av bergarter

Rock akustiske hastigheter og porøsitet

porøsitet bestemmelse MED NMR logging

Porøsitet evaluering med akustisk logging

p> tetthet logging

peh:rock_properties