Gęstość i porowatość skał
zrozumienie gęstości i porowatości skał zbiornikowych jest kluczowym czynnikiem w szacowaniu ich potencjału węglowodorowego . Gęstość i porowatość są powiązane.
gęstość
gęstość jest zdefiniowana jako masa na objętość substancji.
………………..(1)
zazwyczaj z jednostkami g / cm3 lub kg / m3. Inne jednostki, które można napotkać, to lbm / galon lub lbm / ft3 (patrz Tabela 1).
-
tabela 1 – konwersje gęstości.
dla prostego, całkowicie jednorodnego (jednofazowego) materiału definicja gęstości jest prosta. Jednak materiały ziemne zaangażowane w inżynierię naftową są mieszaninami kilku faz, zarówno ciał stałych (minerałów), jak i płynów. Skały, w szczególności, są porowate, a porowatość jest ściśle związana z gęstością.
porowatość
porowatość (Φ) definiuje się jako frakcję niesolidną lub objętościową porów.
………………..(2)
porowatość jest stosunkiem objętości, a zatem bezwymiarowa i jest zwykle podawana jako ułamek lub procent. Aby uniknąć nieporozumień, szczególnie w przypadku zmiennych lub zmieniających się porowatości, często podaje się je w jednostkach porowatości (1 PU = 1%).
do opisania porowatości wymagane jest kilka definicji objętości:
………………..(3)
z nich możemy zdefiniować różne rodzaje napotkanych porowatości:
………………..(4)
zależność gęstości i porowatości
rys. 1 pokazuje wygląd tych rodzajów porowatości w piaskowcu.
-
rys. 1-obliczona gęstość vs. porowatość dla piaskowca, wapienia i dolomitu.
podobnie, definicje standardowych gęstości związanych ze skałami są następujące:
………………..(5)
gdzie Ms, MD, Msat, Mb i MFL są masą odpowiednio stałej, suchej skały, nasyconej skały, pływającej skały i płynu.
gęstość kompozytu, takiego jak skały (lub płuczki wiertnicze), można obliczyć na podstawie gęstości i frakcji objętościowej każdego składnika. Dla systemu dwuskładnikowego
………………..(6)
gdzie pmix jest gęstością mieszaniny; pA jest gęstością składnika a; pB jest gęstością B; A i B są ułamkami objętościowymi odpowiednio A i B (a więc B = 1-a).
Rozszerzenie tego do ogólnego systemu z n komponentami,
………………..(7)
na przykład wykorzystanie Eqs. 4, 5 i 6 dla skały złożonej z dwóch minerałów, m1 i m2 oraz dwóch płynów, f 1 i f 2, znajdujemy
………………..(8) i 
………………..(9)
Eq. 8 jest podstawową relacją stosowaną w naukach o Ziemi do obliczania gęstości skał. Biorąc pod uwagę porowatość i specyficzny płyn, gęstość można łatwo obliczyć, jeśli znana jest gęstość minerału lub ziarna. Gęstość ziaren dla pospolitych minerałów skalistych przedstawiono w tabeli 2. Wynik zastosowania korektora. 9 przedstawiono na Fig. 1.
-
tabela 2 – gęstości ziarna dla zwykłych minerałów skalistych
uwaga w tabeli 2, że istnieje kilka gęstości zgłoszonych dla tej samej grupy minerałów, takich jak skaleń lub glina. Gęstość będzie zmieniać się systematycznie w zależności od składu. Na przykład w serii plagioklazów gęstość wzrasta, gdy sód (Albit, ρ = 2,61 g/cm3) zastępuje się wapniem (anortit, ρ = 2,75 g/cm3). Najbardziej problematyczne minerały to glinki, zwłaszcza glinki rozprężające (montmorylonit lub smektyt) zdolne do przechowywania dużych i zmiennych ilości wody. W tym przypadku gęstość może wynosić 40% lub więcej. Jest to szczególny problem, ponieważ glinki należą do najczęstszych minerałów w skałach osadowych.
skały Zbiornikowe często zawierają znaczne ilości półpłynnego materiału organicznego, takiego jak bitum. Zazwyczaj mają one gęstość światła podobną do gęstości węgli.
gęstość płynu porowego jest szczegółowo opisana we właściwościach płynu porowego.
gęstość i porowatość In situ
ogólnie gęstość wzrasta, a porowatość maleje monotonicznie z głębokością. Jest to oczekiwane, ponieważ różnice ciśnień zwykle zwiększają się wraz z głębokością. Wraz ze wzrostem ciśnienia ziarna będą się przesuwać i obracać, aby osiągnąć bardziej gęste opakowanie. Na styki ziarna zostanie nałożona większa siła. Zgniatanie i szczelinowanie jest częstym wynikiem. Ponadto procesy diagenetyczne, takie jak cementowanie, wypełniają przestrzeń porów. Materiał może być rozpuszczony w punktach styków lub wzdłuż styolitów, a następnie transportowany w celu wypełnienia porów. Niektóre tekstury powstałe w wyniku tych procesów widoczne były w fotomikrografie typów skał. Na Rys. 2, uogólnione gęstości jako funkcja głębokości łupków są wykreślane. Kształty i ogólne zachowania tych krzywych są podobne, mimo że pochodzą z wielu różnych miejsc o różnych historiach geologicznych. Tego rodzaju krzywe są często dopasowane do funkcji wykładniczych w głębi, aby zdefiniować lokalny trend zagęszczania.
-
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 (magazyn), 3 = średnie przybrzeżne łupki Zatoki Meksykańskiej z pomiarów geofizycznych (Dickinson), 4 = średnie przybrzeżne łupki Zatoki Meksykańskiej z dzienników gęstości (Eaton), 5 = Marcaibo basin well (Dallmus), 6 = Węgry obliczyły wilgotne gęstości (Skeels), 7 = suche łupki Pensylwańskie i Permskie (Dallmus), 8 = Wschodnia Wenezuela (Dallmus).
ciśnienie różnicowe lub efektywne nie zawsze wzrasta wraz ze wzrostem głębokości. Nienormalnie wysokie ciśnienie płynu porowego („nadciśnienie”) może wystąpić z powodu:
- szybkie zagęszczanie
- niska przepuszczalność
- odwadnianie mineralne
- migracja płynów wysokociśnieniowych
wysokie ciśnienie porów powoduje nienormalnie niską różnicę ciśnienia skutecznego. Może to opóźnić lub nawet odwrócić normalne trendy zagęszczania. Taka sytuacja jest widoczna na Rys. 3. Porowatość zarówno łupków, jak i piasków wykazuje oczekiwaną utratę porowatości wraz ze wzrostem głębokości w płytkich porcjach. Jednak na wysokości około 3500 m ciśnienie porów wzrasta, a porowatość rośnie wraz z głębokością. To pokazuje, dlaczego konieczna jest kalibracja lokalna. Wskazuje również na zależność właściwości skał od ciśnienia.
-
rys. 3-porowatość łupków i piaskowców z głębokością. Porowatość zmniejsza się, aż wysokie ciśnienie porów (=geopresura) zmniejsza ciśnienie efektywne i powoduje wzrost porowatości (od Stuarta).
Techniki Pomiarowe
Laboratorium
w laboratorium można stosować liczne metody określania porowatości i gęstości. Najczęstsze są według wagi nasycenia i prawa Boyle ’ a. W przypadku skał bez wrażliwych minerałów, takich jak smektyty, porowatość i suche, ziarna i nasycone gęstości można uzyskać z masy nasyconej, suchej masy i objętości (lub masy pływającej). Pomiary te pozwalają obliczyć gęstość nasyconą, suchą i ziarnistą, a także porowatość i objętość minerałów i porów za pomocą Eqs. Od 3 do 5.
technika prawa Boyle ’ a mierzy względne zmiany ciśnienia gazu wewnątrz komory z i bez próbki skalnej. Wewnętrzna (połączona) objętość porów jest obliczana na podstawie tych zmian ciśnienia, z których wyodrębniane są porowatości i gęstości.
Logowanie
dostępnych jest kilka technik rejestrowania do pomiaru gęstości lub porowatości. Te pośrednie techniki mogą mieć znaczne błędy w zależności od warunków odwiertu, ale zapewniają one miarę właściwości in situ. Dzienniki promieniowania gamma bombardują formację promieniowaniem z aktywnego źródła. Promieniowanie jest rozpraszane z powrotem do narzędzia rejestrującego, w zależności od gęstości elektronów materiału. Gęstość formacji jest wyodrębniana z amplitudy tych wstecznie rozproszonych promieni gamma. Log neutronów szacuje porowatość poprzez interakcję cząstek z atomami wodoru. Neutrony tracą energię podczas zderzenia z atomami wodoru, dając w ten sposób miarę zawartości wodoru. Ponieważ większość wodoru w skałach znajduje się w przestrzeni porów (woda lub olej), jest to związane z porowatością wypełnioną cieczą. Należy pamiętać, że log neutronowy będzie zawierać wodę związaną w Glinach jako porowatość. Ponadto, gdy płynem porów jest gaz o stosunkowo niskiej zawartości wodoru, log neutronowy zaniża porowatość. W podobny sposób log nuclear magnetic resonance (NMR) rozwiąże zawartość wodoru. To narzędzie ma jednak zdolność rozróżniania wolnej wody luzem i wody związanej. Dzienniki dźwiękowe są również używane do pomiarów porowatości, szczególnie gdy anomalne minerały (takie jak syderyt) lub warunki odwiertu sprawiają, że inne narzędzia są mniej dokładne. Technika polega na odwróceniu prędkości do porowatości przy użyciu jednej z relacji przewidzianych w prędkościach fali elastycznej. Grawimetria została również wykorzystana do pomiaru odwiertów do pomiaru zmian gęstości. Chociaż narzędzie to jest niewrażliwe na drobne zmiany skali, pozwala na pomiar gęstości daleko w formacji.
sejsmiczne
w grubej skali gęstości można czasami uzyskać z danych sejsmicznych. Metoda ta wymaga oddzielenia składowej gęstości impedancji. Zwykle wymaga to analizy danych sejsmicznych w funkcji przesunięcia lub kąta odbicia. Technika ta będzie prawdopodobnie zobaczyć więcej zastosowanie jak dane sejsmiczne poprawia i jest dalej włączone do opisu zbiornika.
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 | = | gęstość, kg/m3 lub g/cm3 |
| pb | = | gęstość nasypowa, kg/m3 lub g/cm3 |
| PB | = | jako wstęp gęstość, kg/m3 lub g/cm3 |
| PD | = | gęstość suchej masy, kg/m3 lub g/cm3 |
| PFL | = | gęstość cieczy, kg/m3 lub g/cm3 |
| PG | = | gęstość ziarna lub minerałów, kg/m3 lub g/cm3 |
| PG | = | gęstość gazu, kg/m3 lub g/cm3 |
| po | = | gęstość oleju, kg/m3 lub 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., I Kan, T. K. 1993. Fizyka skał—związek między właściwościami skał a reakcją AVO. In Offset-Dependent Reflectivity-Theory and Practice of AVO Analysis, ed. P. Castagna and M. M. Backus, No. 8, 124-157. Tulsa, Oklahoma: Investigations in Geophysics series, Society of Exploration Geophysicists.
- 2.0 2.1 Rieke III, H. H. and Chilingarian, G. V. 1974. Zagęszczanie osadów Argillaceous. Amsterdam, Holandia: Wydawnictwo Naukowe Elsevier.
- 3.0 3.1 McCulloh, T. H. 1967. Właściwości masowe skał osadowych i efekty grawimetryczne zbiorników ropy naftowej i gazu ziemnego. 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, D. 1959. Zagęszczanie osadów argiualnych w dorzeczu Padano. W złożach gazowych Europy Zachodniej, T. 2, 519–536. Roma, Włochy: Accademia Nazionale dei Lincei.
- 5.0 5.1 Dickinson, G. 1953. Geologiczne aspekty anormalnych ciśnień zbiornika w Gulf Coast Louisiana. AAPG Bull. 37 (2): 410-432.
- 6.0 6.1 Eaton, B. A. 1969. Przewidywanie gradientu złamania i jego zastosowanie w operacjach na polach naftowych. 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 ewolucji dorzecza i jej związek z siedliskiem ropy naftowej w dorzeczu. In Habitat of Oil, L. G. Weeks, No. 36, 2071-2174. Tulsa, Oklahoma: AAPG Memoir, AAPG.
- 8.0 8.1 Skeels, C. 2001. Hydrol. Proces 15 (25 Października 2001): 3073.
- 9.0 9.1 Stuart, C. A. 1970. Geopresje. Zaprezentowany na Louisiana State University 1970 Symposium on anormal Subsurface Pressure, Baton Rouge, Louisiana, USA.
- Schlumberger. 1985. Log Interpretation Charts, wydanie z 1985 roku. Sugar Land, Texas: Schlumberger.
- Hurst, A., Griffiths, C. M., and Worthington, P. F. 1992. Geologic Applications of Wireline Logs II, No. 65. Bath, UK: Geological Society Publishing House.
warte uwagi artykuły w OnePetro
Użyj tej sekcji, aby wyświetlić listę artykułów w OnePetro, które czytelnik, który chce dowiedzieć się więcej, powinien zdecydowanie przeczytać
Gardner, G., Gardner, L., and Gregory, A. 1974. Prędkość powstawania i gęstość-podstawa diagnostyczna pułapek stratygraficznych. Geophysics 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.
Han, D.-H, Nur, A., and Morgan, D. 1986. Wpływ porowatości i zawartości gliny na prędkości fal w piaskowcach. Geophysics 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062
Zobacz również
wpływ płynu porów na mechanikę skał
relacje uszkodzeń skał
wytrzymałość na ściskanie skał
prędkości akustyczne skał i porowatość
oznaczanie porowatości
oznaczanie porowatości z logowaniem NMR
ocena porowatości z logowaniem akustycznym
rejestrowanie gęstości
PEH:rock_properties