Сделай Сам Свою Работу на 5

ОЦЕНКА УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПО ДАННЫМ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

НЕОДНОРОДНОСТЬ, ДИСПЕРСНОСТЬ, МЕЖФАЗНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОД

ВЕЩЕСТВЕННАЯ, СТРУКТУРНАЯ И ФАЗОВАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ПОРОД

В геологии горная порода рассматривается как природный агрегат минералов постоянного состава, образующий самостоя­тельные геологические тела, слагающие земную кору.

Фазовый состав: порода представлена тремя фазами — твердой, жидкой и газообразной, или двумя — твердой, жидкой или твердой, газообразной.

Компонентный состав: каждая фаза представлена одним, двумя или несколькими минералами (твердая фаза), жидкостями (жидкая фаза), газами (газообразная фаза).

Каждый минеральный, жидкий или газообразный компонент имеет определенный химический состав.

Структурно-текстурное строение характеризует более сложное образование, состоящее из двух или более раз­личных пород, чередующихся в объеме изучаемого геологиче­ского объекта — образцы породы, пласта и т. д.

Фазовая неоднородность породы предполагает на­личие границ раздела между обособленными объемами, зани­маемыми каждой фазой. Молекулы каждой фазы, расположен­ные в приграничной области, толщина которой оценивается примерно как утроенный радиус сил молекулярного взаимодей­ствия, образуют пограничные слои со свойствами, отличными от свойств граничащих фаз. При­мером фазовой неоднородности может служить водоносный не­глинистый коллектор, в котором твердая фаза минерального скелета и свободная вода в порах занимают обособленные объ­емы, разделенные поверхностью с малой площадью. С появле­нием глинистой компоненты в минеральном скелете возрастает площадь поверхности раздела, и доля физически связанной воды, расположенной в приграничном слое, становится замет­ной.

Компонентную неоднородность породы характе­ризуют составом твердой, жидкой и газообразной фаз. Ее мож­но проиллюстрировать на следующих примерах: доломитизиро-ванный известняк имеет в составе твердой фазы два минера­ла— доломит и кальцит; нефтеводоносный коллектор содержит в составе жидкой фазы нефть и свободную воду.



Примерами текстурной неоднородности являются разновидности глинистого песчаника, содержащие глинистый материал, распределенный по объему в виде прослоев, чередую­щихся с прослоями песчаника, линзочек или гнездовидных включений.

Масштабы неоднородности зависят от ее природы и образу­ют различные уровни неоднородности. Рассмотрим эти уровни в порядке их возрастания в соответствии с изучаемыми состав­ляющими породы.

Составные части породы и их примерные размеры, мк.ч

Атомы, ионы.......................................................................... 0,5-10-4—2-10-4

Молекулы...................................................................................... 10-4— 10-3

Моно- и полимолекулярные слои (толщина) 10-4—10-1

Поры, заполненные жидкостью, газом...................... 10-4—103

Зерна твердого скелета ................................................... 10_3—105

Полости выщелачивания........................................................ 102—107

Прослои, линзы, включения............................................ 103—107

Различные физические методы изучения породы в лаборато­рии и соответствующие им геофизические методы изучения пород в условиях естественного залегания исследуют и отра­жают разные уровни неоднородности исследуемых геологиче­ских объектов. Так, ядерные методы, например нейтронно-акти-вационный анализ, «работают» на атомном уровне и соответст­венно дают информацию о наличии и количественном содержа­нии того или иного элемента. Определив элементный состав породы комплексом ядерных методов, при благоприятных усло­виях можно приближенно оценить минеральный состав скелета породы и молекулярный состав жидкой и газообразной фаз в порах. Электрические и электромагнитные методы «работают» на уровне зерен минерального скелета и пор, поэтому изучае­мые ими физические параметры дают информацию прежде всего о соотношении объемов твердой фазы и флюидов в породе, а также о соотношении объемов полярных и неполярных или проводящих и непроводящих фаз в порах породы. Электрохи­мические и отчасти электромагнитные методы (в определенном диапазоне частот) позволяют получить информацию о присут­ствии и содержании в породе пограничных слоев с аномальными свойствами, что позволяет судить о степени дисперсности твер­дой фазы, например, при изучении диффузионно-адсорбционной активности осадочных пород, или о степени дисперсности вклю­чений с электронной проводимостью в массиве породы диэлект­рика (полиметаллические руды).

Изучение фильтрационно-емкостных параметров породы в сочетании с изучением ее акустических, электрических и элект­рохимических параметров позволяет, находясь на уровне пор и скелетных зерен, уделить основное внимание исследованию геометрии пор и минерального скелета породы.

Уровни неоднородности более высокого порядка исследуют обычно комплексом геофизических методов в разрезах скважин.

ГЛИНИСТОСТЬ


Глинистость осадочных горных пород характеризуется со­держанием в минеральном скелете породы частиц с эффектив­ным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают

обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитыва­ют по формуле 2.1.

где Сгл— массовая глинистость в долях единицы; ттв — масса сухой навески анализируемого порошка — твердой фазы мине­рального скелета породы; m<o,oi — масса фракции с d3<j>< <Ю мкм.

Достоверность определения Сгл зависит от технологии вы­полнения стандартного гранулометрического анализа в лабора­ториях петрографии и физики пласта: исследуемый образец эк­страгируют в аппарате Сокслета, далее его дезинтегрируют, превращая в порошок, и обрабатывают 5—10%-ным раствором соляной кислоты, после чего отмывают полученный порошок в дистиллированной воде, высушивают в термостате при темпе­ратуре 105 °С и приступают к гранулометрическому анализу. Отметим по крайней мере два существенных недостатка мето­дики, обусловливающих погрешность в определении Сгл.

1. При дезинтегрировании (истирании) образца не гаранти­руется переход в порошок всех частиц с d3$<.10 мкм, посколь­ку часть их находится в зернах полевых шпатов и других ми­нералов, частично преобразованных и содержащих в себе ча­стицы с с?Эф<10 мкм.

2. Обработка изучаемого объекта концентрированным рас­твором НС1 необратимо изменяет первоначальную массу образ­на, его минеральный и гранулометрический составы, поскольку растворяются не только карбонаты и гидрокарбонаты кальция и магния, но и ряд смешаннослойных глинистых минералов — лептохлориты, гидроксиды железа и алюминия и другие высо­кодисперсные компоненты минерального скелета породы, кото­рые, не будучи растворены НС1, оказались бы при грануломет­рическом анализе во фракции с б/Эф<Ю мкм.

В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл, — объемную &гл и относительную Т1гл глинистость.


где k„ — коэффициент общей пористости.

При равенстве плотности скелетных зерен породы и глини­стой фракции (6Ск = 8гл) коэффициент объемной глинистости

Параметр kгл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построе­нии различных моделей породы и для сопоставления с геофизи­ческими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.

Коэффициент относительной глинистости, или просто относительная глинистость, ηгл характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелет­ными зернами:

С ηгл тесно связан коэффициент диффузионно-адсорбционной активности Ада.


Очевидно, что всегда kгл.агр.>kгл, поскольку kп.гл >0. Зная kп, kгл, kгл, можно оценить предельное значение коэффициента эффективной пористости kп.эф.пред глинистого коллектора:


В породе-коллекторе глинистый материал присутствует в ви­де агрегатов — скоплений глинистого цемента, занимающих обособленные объемы с присущей им внутренней пористостью kп.гл. Объемное содержание в породе таких агрегатов характе­ризуется коэффициентом агрегатной глинистости

Рассмотренные параметры характеризуют так называемую рассеянную глинистость породы, равномерно распределенную в объеме и характерную для достаточно однородных песчаников и алевролитов преимущественно кварцевого состава. В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в частично или полностью преобразованных зернах полевых шпатов и обломков других пород. Характерно, что ес­ли глинистый цемент, контактный или типа заполнения пор, расположенный между скелетными зернами кварцевых и полимиктовых песчаников и алевролитов, приводит к снижению их эффективной пористости и проницаемости, глинистый материал преобразованных зерен и обломков пород мало влияет на фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

Наряду с рассеянной различают слоистую глинистость, ха­рактеризующую содержание в породе прослоев глинистого ма­териала, чередующихся с прослоями коллектора. Слоистую глинистость характеризуют параметром %гл, выражающим долю толщины слоистой породы, приходящуюся на прослои глины.

В карбонатных породах собственно глинистость не определя­ется. Для них находят содержание нерастворимого остатка Сн.о, харастеризующего весовую долю минерального скелета, остаю­щуюся после обработки породы 5—10%-ным раствором -НС1. Величину Сн.о можно лишь условно рассматривать как Сгл, поскольку значительная, нередко большая часть нерастворимого остатка (НО) представлена кремнеземом.

Тонкодисперсная составляющая осадочной породы с разме­ром частиц менее 10 мкм имеет сложный минеральный со­став — кроме глинистых минералов она может содержать кварц, спал, халцедон, биотит, мусковит, лимонит, перидотит, роговую обманку, титаномагнетит, пирит. Однако основной составляю­щей этой фракции являются обычно глинистые минералы, что и позволяет, хотя и с определенной оговоркой, называть эту фракцию глинистым компонентом породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатпого состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монт­мориллонита. В основе строения этих минералов лежит кри­сталлическая решетка, образованная алюмосиликатными тетра­эдрами, включающая также атомы кислорода, гидроксильные группы, катионы натрия, калия, магния, кальция и т.д. Части­цы (мицеллы) глинистых минералов характеризуются размера­ми от нескольких миллимикрон до нескольких микрон. Благо­даря высокой дисперсности частиц глинистых минералов в оса­дочных породах они обладают огромной адсорбционной поверх­ностью, способной удерживать полярные молекулы воды и об­менные катионы.

Минералы группы монтмориллонита и смешаннослойные об­разования гидрослюды обладают раздвижной кристаллической решеткой и способны поглощать молекулы воды и обменные катионы в пространстве между алюмосиликатными пакетами,

Что приводит к набуханию частиц и увеличению их объема в несколько раз.

Присутствие в породе глинистых минералов, оценка их со­держания и изучение их состава и свойств представляют боль­шой интерес для петрофизики нефтегазовых коллекторов по •следующим причинам.

1. Содержание глинистых частиц в терригенном коллекторе кварцевого или полимиктового состава существенно влияет на их пористость и проницаемость. С ростом глинистости фильтра-.ционно-емкостные свойства коллектора обычно ухудшаются.

2. Огромная поверхность глинистых частиц обусловливает связь содержания в породе физически связанной воды с глини­стостью и увеличение коэффициента остаточного водонасыще-ния с одновременным снижением коэффициента эффективной пористости с ростом глинистости. Образование пленок адсор­бированной воды с аномальными физическими свойствами, за­нимающих значительную долю объема глинистой породы, ведет к возникновению аномальных физических и физико-химических свойств глинистых пород, которые необходимо учитывать при анализе материалов ГИС.

3. Содержание и минеральный состав глинистого материа­ла — главные факторы, определяющие способность породы иг­рать роль литологического экрана нефтяной или газовой за­лежи.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения сле­дующих вопросов: а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результа­тов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разра­ботки месторождений нефти и газа; б) прогноза поведения кол­лекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии раз­реза бурением на пресном РВО; в) прогноза поведения коллек­торов нефти и газа при заводнении их пресной водой, за­качиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуа­тации.

Для эффективного учета влияния глинистости породы-кол­лектора на значения подсчетных параметров и параметров, ис­пользуемых при проектировании и анализе разработки, для правильного выбора петрофизических уравнений и констант, входящих в эти уравнения, необходимы сведения о глинистости в виде величины Сгл, получаемой при стандартном грануломет­рическом анализе. Специалисту в области интерпретации ре­зультатов ГИС и физики нефтяного и газового пластов требу­ются следующие сведения о содержании в породе, составе и свойствах высокодисперсных компонентов скелета породы, в ча­стности глинистого материала.

1. Полная адсорбционная поверхность ненарушенного образ­ца породы, установленная одним из способов, рассмотренных ниже.

2. Доли поверхности, приходящиеся на зерна скелетной фракции (dэф>10 мкм) и цемент для полимиктовых песчаников и алевролитов и вулканогенно-обломочных пород.

3. Коэффициенты объемного содержания в породе глинистых минералов и других высокодисперсных компонентов, растворяе­мых при подготовке образца к анализу раствором соляной кислоты.

4. Состав глинистых минералов в анализируемом образце; распределение их в цементе, обломках пород и преобразован­ных скелетных зернах полимиктовых песчаников, алевролитов и вулканогенно-обломочных пород. Состав и доля глинистых материалов во фракции <10 мкм терригенных и в нераствори­мом остатке карбонатных пород.

5. Доли глинистого материала, характеризующегося рассе­янной и слоистой глинистостью, в микрослоистом образце, пред­ставленном чередованием тонких прослоев коллектора и глины.

2.3. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ. ЕМКОСТЬ КАТИОННОГО ОБМЕНА

Под удельной поверхностью пористой среды понимают пол­ную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице массы твердой фазы или к единице объе­ма пористой среды.

В инженерной геологии, петрографии, почвоведении удель­ную поверхность STB относят к единице массы твердой фазы и выражают в м2/г. В петрофизике принято относить удельную поверхность к единице объема породы, выражая ее в м-1 или см-1. Для перехода от значения STB в м2/г к значению Sп в м-1 пользуются формулой

где δтв в г/см3; kn — в долях единицы.

При выражении Sп в см-1 в правой части формулы (2.8) добавляют множитель 104.

Удельную поверхность Sn можно определять на ненарушен­ном образце, STB — на порошке, приготовленном путем дезинте­грирования минерального скелета образца без нарушения его первоначальной дисперсности. В каждом случае исследуемый объект отмывают от минеральных солей и органических приме­сей и высушивают при температуре 140 °С.

Наиболее физически обоснованным и технологически совер­шенным считают способ определения удельной поверхности, свя­занный с получением изотермы адсорбции инертного газа, на­пример азота или аргона, и последующей интерпретацией по­лученных результатов по методике Брунауэра — Эммета — Тел-лера (БЭТ). Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной лабораторной практике получил вариант этого способа, заключающийся в получении изотермы адсорбции азота при низкой температуре. Рассмотрим упрощенную моди­фикацию этого способа.

1. Отмытый образец породы произвольной формы вакууми-руют с откачкой до 10-3 мм рт. ст. и прогревают до температу­ры 140°С.

2. В специальную ампулу, содержащую изучаемый образец, последовательно впускают дискретные порции азота при темпе­ратуре —196 °С. После каждого впуска измеряют равновесное давление паров азота в ампуле с образцом рравн и в буферном объеме pv. В системе координат рравн pv наносят точки, соот­ветствующие каждому измерению, соединяя которые, получают прямую, пересекающую ось абсцисс в точке р=(р0)m- Это зна­чение соответствует давлению азота в объеме V, которое необ­ходимо для образования завершенного монослоя адсорбирован­ных молекул N2.

Здесь же помещают контрольный график, проходящий через начало координат, получаемый на основании измерений рравн и pv по той же программе, как для изучаемого образца, но для образца из оргстекла, на котором адсорбция азота не происхо­дит.

3. Значение SТВ рассчитывают по формуле



где т — масса образца; V — калиброванный объем, из которого азот поступает в ампулу с образцом; Т — температура газа в объеме V. При Т=293 К- После упрощений получаем

Значение Sп рассчитывают затем по формуле (2.8).

В лабораторной практике достаточно широко используют другой способ определения SТВ, основанный на получении изо­терм адсорбции паров воды с последующим расчетом мини­мальной гигроскопической влажности образца. Этот способ не требует специальной сложной аппаратуры, поэтому более до­ступен для лабораторий, выполняющих массовые исслетования образцов. Экстрагированный и высушенный образец помещают в эксикатор, в котором последовательно создают различную упругость водяных паров. При каждом фиксированном значе­нии р определяют массу образца m и рассчитывают как массу влаги mω, поглощенной образцом, так и разность масс влаж­ного твл и сухого гпс образцов. Опыт проводят при постоянной температуре. Затем в прямоугольной системе координат нано­сят точки с координатами mω и p/ps, откладывая по оси абсцисс отношение текущего значения р к максимальной упругости па­ров ps. Соединяя точки, получают изотерму адсорбции паров воды. Если изотерма имеет четко выраженное плато — участок, параллельный оси абсцисс, для дальнейших расчетов использу­ют величину mω, соответствующую этому плато (рис. 1). Если плато отсутствует, берут значение mω , соответствующее plps = = 0,3—0,35. Полагают, что это значение соответствует заверше­нию образования монослоя адсорбированной воды Вепичину mω = mГ называют минимальной гигроскопической влажностью. Если ауг выражена в г, количество адсорбированной воды в г-экв составит ωT/18, а величина SТВ в м2/г:

Sп рассчитывают затем по формуле (2.8). Рекомендуется брать σ=10-=-17-10-7 г-экв/м2.


Преимуществом рассмотренных способов определения STB является возможность решения задачи на образцах породы лю­бой формы без разрушения образца. Благодаря тому, что обра­зец не подвергается обработке раствором НС1 и не дезинтегри­руется, получаемые рассмотренными способами значения SТВ и SП являются более полными и объективными характеристика-

ми присутствия в породе высокодисперсных компонент, в том числе глинистой.

Благоприятными объектами исследования для применения рассмотренных способов являются гидрофильные осадочные по­роды всех классов, принимающих участие в геологическом раз­резе нефтяных и газовых месторождений, — терригенные, карбо­натные, вулканогенные и смешанного состава.

Значительными возможностями обладает способ определе­ния параметров SТВ и Sп, основанный на определении емкости ионного обмена твердой фазы образца породы. Сущность ион­ного обмена состоит в том, что природный или синтетический адсорбент-ионобменник, находящийся в водном растворе элект­ролита, имеет определенный состав ионов, образующих внеш­нюю обкладку двойного слоя на границе твердая фаза — жид­кость, который находится в строгом соответствии с составом тех же ионов в свободном растворе. Для природных адсорбентов-ионобменников, в первую очередь глин, характерен поло­жительный заряд внешней обкладки двойного слоя, которая со­стоит в основном из катионов. Поэтому для глин и других вы­сокодисперсных породообразующих минералов осадочных горных пород типичен катионный обмен.

ОЦЕНКА УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПО ДАННЫМ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

Для пористой среды, образованной зернами сферической фирмы с одинаковым диаметром d3, полная удельная поверх­ность Sn определяется формулой

где d3 выражен в см.


где pi — весовое содержание; d3i — диаметр зерен i-й фракции. Если форма зерен отлична от сферической, что характерно


Если пористая среда образована сферическими зернами раз­личного размера, предположим, несколькими группами зерен с постоянным значением d3 в каждой группе, то при одинаковой плотности зерен σтв

реальных обломочных пород, например для песчаников и алевролитов, формула (2.18) приобретает вид    


где f>1 — коэффициент, учитывающий отличие формы зерна от сферической; dэф — эффективный диаметр несферического зерна, принимаемого за сферическое.

Формулу (2.19) можно использовать для расчета Sn песков и алевритов, слабосцементированных песчаников и алевролитов, лишенных глинистого и других видов высокодисперсного цемен­та. При изменении kn в пределах 0,3—0,4 и dэф в пределах от 0,1 см (крупнозернистый песчаник) до 0,002 см (тонкозернистый алеврит) получим значения Sn от 36 до 2100 см-1, а с учетом несферичности зерен примерные пределы изменения Sn соста­вят 40—2500 см-1. Природные песчаники и алевролиты всегда содержат гли­нистый и другие виды цемента, поэтому для расчета Sn по дан­ным гранулометрического анализа по формуле (2.19) следовало бы учесть кроме вклада зерен скелетных фракций (песчаной и алевритовой) также вклад частиц размером менее 1 мкм, т.е. глинистой фракции. Нетрудно показать, что даже при неболь­шом содержании этой фракции в породе, например Сгл = 0,1, и среднем dэф = 2-10-4 см доля SП, вносимая присутствием гли­нистого цемента, составит более 4000 см-1. Если же учесть, что для большинства глинистых минералов среднее значение dэф≤10-4 см, а Сгл в глинистых коллекторах может быть выше 0,1, то становится очевидным, что в реальных терригенных кол­лекторах нефти и газа величина Sn, рассчитанная поданным гра­нулометрического анализа с учетом вклада глинистой фракции, может составить 104—105 см-1. Однако такой расчет выполнить практически невозможно по следующим причинам: а) сведения о гранулометрическом составе глинистой фрак­
ции при стандартном анализе не получают; б) даже при наличии данных о гранулометрическом составе
глинистой 'компоненты расчет не имеет смысла, поскольку гео­
метрия глинистых частиц сложна и аппроксимировать их зерна­
ми правильной формы, например сферической, нет оснований.
Для наиболее широко распространенных коллекторов терригенных разрезов — песчаииков и алевролитов с глинистым и другими видами цемента, расчет Sn по данным гранулометрии не имеет смысла. Посколь­ку карбонатные и вулканогенные породы вообще не подвергают гранулометрическому анализу, для них вопрос о расчете SП по данным гранулометрии и не возникает.



©2015- 2019 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.