A densidade da Rocha e porosidade

compreender a densidade e porosidade das rochas reservatório é um fator chave na estimativa do seu potencial de hidrocarbonetos. Densidade e porosidade estão relacionadas.

densidade

densidade é definida como a massa por volume de uma substância.

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tipicamente com unidades de g/cm3 ou kg / m3. Outras unidades que podem ser encontradas são lbm/gallon ou lbm / ft3 (ver Quadro 1).

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  Tabela 1 – Densidade de conversões.

para material simples, completamente homogéneo (de fase única), esta definição de densidade é simples. No entanto, os materiais terrestres envolvidos na engenharia do petróleo são misturas de várias fases, tanto sólidos (minerais) e fluidos. As rochas, em particular, são porosas, e a porosidade está intimamente relacionada com a densidade.

porosidade

porosidade (Φ) é definida como a fracção não-tolda ou poro-volume.

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porosidade é uma razão de volume e, portanto, adimensional, e é geralmente relatado como uma fração ou por cento. Para evitar confusão, particularmente quando as porosidades variáveis ou variáveis estão envolvidas, é frequentemente relatado em unidades de porosidade (1 PU = 1%).

Vários volume definições são necessárias para descrever a porosidade:

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destes podemos definir os vários tipos de porosidade encontrados:

………………..(4)

relação de densidade e porosidade

Fig. 1 mostra a aparência destes tipos de porosidade em arenito.

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  Fig. Densidade 1-calculada vs. porosidade para arenito, calcário e dolomite.

Similarly, the definitions of the standard densities associated with rocks then follows:

………………..(5)

em que Ms, Md, Msat, Mb, e Mfl são a massa do sólido, rocha seca, rocha saturada, rocha flutuante e fluido, respectivamente.

A densidade de um composto como rochas (ou lamas de perfuração) pode ser calculada a partir das densidades e fracção de volume de cada componente. Para um sistema de dois componentes,

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onde pmix é a densidade da mistura; pA é a densidade do Componente A; pB é a densidade de B; a e B são as frações de volume de A e B respectivamente (e, portanto, B = 1− A).

expandindo isto para um sistema geral com componentes n,

………………..(7)

por exemplo, explorar NQA. 4, 5, and 6 for a rock made up of two minerals, m1 and m2, and two fluids, f 1 and f 2, we find

………………..(8) and ………………..(9)

Eq. 8 é uma relação fundamental usada em todas as ciências da terra para calcular a densidade da Rocha. Dada uma porosidade e um fluido específico, a densidade pode ser facilmente calculada se a densidade mineral ou grão for conhecida. As densidades de grãos dos minerais que formam rochas comuns são apresentadas na Tabela 2. O resultado da aplicação da NQA. 9 é mostrado na Fig. 1.

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  Tabela 2 – Grão densidades de comum rock de formação de minerais

Nota-se na Tabela 2 que há várias densidades relatado para o mesmo mineral do grupo, tais como feldspato ou de barro. A densidade irá mudar sistematicamente à medida que a composição varia. Por exemplo, na série plagioclase, a densidade aumenta como sódio (Albita, ρ = 2,61 g/cm3) é substituído por cálcio (anortite, ρ = 2,75 g/cm3). Os minerais mais problemáticos são argilas, particularmente argilas em expansão (montmorilonita ou esmectita) capazes de conter grandes e variáveis quantidades de água. Neste caso, as densidades podem variar 40% ou mais. Este é um problema particular, porque as argilas estão entre os minerais mais comuns em rochas sedimentares.

rochas reservatório muitas vezes contêm quantidades significativas de material orgânico semisolídeo, tais como betume. Estes terão tipicamente densidades de luz semelhantes em magnitude às de carvão.

as densidades dos fluidos dos poros são cobertas em detalhe nas propriedades dos fluidos dos poros.

Densidade in situ e porosidade

Em geral, a densidade aumenta e a porosidade diminui monotonicamente com profundidade. Isto é esperado, porque as pressões diferenciais geralmente aumentam com a profundidade. À medida que a pressão aumenta, os grãos mudam e rodam para atingir uma embalagem mais densa. Será imposta mais força aos contactos com os cereais. Esmagamento e fraturação é um resultado comum. Além disso, processos diagenéticos, tais como trabalho de cementação para preencher o espaço poro. O Material pode ser dissolvido em pontos de contato ou ao longo de estiolites e, em seguida, transportado para encher poros. Algumas das texturas resultantes destes processos foram vistas nos fotomicrografos de tipos de rochas. Em Fig. 2, densidades generalizadas como uma função de profundidade para xistos são plotados. As formas e comportamentos gerais para estas curvas são semelhantes, embora venham de uma grande variedade de locais com diferentes histórias geológicas. Estes tipos de curvas são muitas vezes adequados com funções exponenciais em profundidade para definir a tendência de compactação local.

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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 vale do rio mudstone (Storer), 3 = médio costeira do Golfo do México folhelhos de geofísica de medições (Dickinson), 4 = média costeira do Golfo do México folhelhos da densidade de logs (Eaton), 5 = Marcaibo bacia do bem (Dallmus), 6 = Hungria calculado molhado densidades (Skeels), 7 = Pennsylvanian e Permiano seco folhelhos (Dallmus), 8 = Eastern Venezuela (Dallmus).as pressões diferenciais ou efetivas nem sempre aumentam com o aumento da profundidade. Pressões anormalmente elevadas de fluido poro (“sobrepressão”) pode ocorrer por causa de:a alta pressão dos poros resulta numa diferença anormalmente baixa de pressão efectiva. Isto pode retardar ou mesmo inverter as tendências de compactação normais. Tal situação é vista na Fig. 3. Porosidades para ambos os xistos e areias mostram a perda de porosidade esperada com o aumento da profundidade nas porções rasas. No entanto, a cerca de 3500 m, a pressão dos poros aumenta e a porosidade aumenta com a profundidade. Isto demonstra por que a calibração local é necessária. Também indica a dependência da pressão das propriedades rochosas.

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    Fig. 3 xisto e porosidade de arenito com profundidade. A porosidade diminui até altas pressões poros (= geopressão) reduzirem a pressão efetiva e causarem um aumento na porosidade (de Stuart).

  técnicas de medição

  Laboratório

  vários métodos podem ser utilizados no laboratório para determinar porosidade e densidade. Os mais comuns são por saturação de peso e a lei de Boyle. Para rochas sem minerais sensíveis, tais como smectites, a porosidade e densidades secas, grãos e saturadas podem ser derivadas da massa saturada, massa seca e volume (ou peso flutuante). Estas medições permitem calcular a densidade dos grãos saturados, secos e secos, bem como a porosidade e o volume de minerais e poros, empregando NQA. 3 a 5.a técnica da Lei de Boyle mede as mudanças relativas nas pressões do gás dentro de uma câmara com e sem uma amostra de rocha. O volume interno dos poros (ligados) é calculado a partir destas variações de pressão, das quais são extraídas porosidades e densidades.

  Registo

  várias técnicas de Registo estão disponíveis para medir a densidade ou porosidade. Estas técnicas indiretas podem ter erros substanciais dependendo das condições do furo, mas fornecem uma medida das propriedades in situ. Os registos de raios gama bombardeiam a formação com radiação de uma fonte activa. A radiação é espalhada de volta para a ferramenta de Registro, dependendo da densidade de elétrons do material. A densidade de formação é extraída da amplitude destes raios gama dispersos. The neutron log estimates porosity by particle interaction with hydrogen atoms. Os nêutrons perdem energia quando colidem com átomos de hidrogênio, dando assim uma medida do conteúdo de hidrogênio. Como a maior parte do hidrogênio nas rochas reside no espaço dos poros (água ou óleo), isso é então relacionado à porosidade cheia de líquido. Note que o log de nêutrons incluirá a água ligada dentro das argilas como porosidade. Além disso, quando o gás relativamente pobre em hidrogênio é o fluido poro, o log de nêutrons subestima a porosidade. De forma similar, o log de ressonância magnética nuclear (NMR) resolverá o conteúdo de hidrogênio. Esta ferramenta, no entanto, tem a capacidade de diferenciar entre água livre a granel e água ligada. Os toros sônicos também são usados para medições de porosidade, particularmente quando minerais anômalos (como siderita) ou condições de furo tornam Outras ferramentas menos precisas. A técnica envolve a inversão da velocidade para a porosidade usando uma das relações fornecidas em velocidades de onda elástica. Gravimetria também tem sido usada para medir variações na densidade. Embora esta ferramenta seja insensível a mudanças de escala fina, ela permite a medição de densidade longe na formação.

  sísmica

  numa escala grosseira, as densidades podem por vezes ser extraídas de dados sísmicos. Este método requer a separação do componente densidade da impedância. Isto requer normalmente uma análise dos dados sísmicos em função do ângulo de deslocamento ou reflexão. Esta técnica provavelmente verá mais uso à medida que os dados sísmicos melhoram e é incorporada na descrição do reservatório.

  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	=	densidade, kg/m3 ou g/cm3
  pb	=	densidade, kg/m3 ou g/cm3
  pB	=	como um prefácio densidade, kg/m3 ou g/cm3
  pd	=	seco densidade, kg/m3 ou g/cm3
  pfl	=	densidade do fluido, kg/m3 ou g/cm3
  pg	=	grãos ou de densidade mineral, kg/m3 ou g/cm3
  pG	=	densidade do gás, kg/m3 ou g/cm3
  pO	=	óleo de densidade, kg/m3 ou 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. 1.0 1.1 Castagna, J.P., Batzle, M.L., and Kan, T. K. 1993. Física do Rock – a ligação entre propriedades do rock e a resposta da 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. 2.0 2.1 Rieke III, H. H. and Chilingarian, G. V. 1974. Compactação de sedimentos argilosos. Amsterdam, The Netherlands: Elsevier Scientific Publishing Company.
  3. 3.0 3.1 McCulloh, T. H. 1967. Propriedades mássicas das rochas sedimentares e efeitos gravimétricos dos reservatórios de petróleo e de gás natural. USGS Professional Paper 528-A, Department of the Interior, United States Geological Survey, Washington, DC http://pubs.usgs.gov/pp/0528a/report.pdf.
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  5. 5.0 5.1 Dickinson, G. 1953. Geological Aspects of Abnormal Reservoir Pressures in Gulf Coast Louisiana. AAPG Bull. 37 (2): 410-432.
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  noteworthy papers in OnePetro

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  PEH:Rock_Properties