Глинистость горных пород, методы ее определения и выражения, влияние на фильтрационно-емкостные свойства.

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:

где С_гл — массовая глинистость в долях единицы; m_тв — масса сухой навески анализируемого порошка — твердой фазы минерального скелета породы; m_<0.01 — масса фракции с d_эф < 10 мкм.
Достоверность определения С_гл 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 определенииС_гл.
При дезинтегрировании (истирании) образца не гарантируется переход в порошок всех частиц с d_эф <10 мкм, поскольку часть их находится в зернах полевых шпатов и других минералов, частично преобразованных и содержащих в себе эти частицы.
Обработка изучаемого объекта концентрированным раствором HCl необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, поскольку растворяются не только карбонаты и гидрокарбонаты кальция и магния, но и ряд смешаннослойных глинистых минералов и другие высо­кодисперсные компоненты минерального скелета породы, которые, не будучи растворены HCl, оказались бы при гранулометрическом анализе во фракции с d_эф < 10 мкм.
В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости С_гл, — объемную к_гл и относительную η_гл глинистость.

Параметр к_гл 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, η_гл характеризует степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами:

Рассмотренные параметры характеризуют так называемую рассеянную глинистость породы, равномерно распределенную в объеме и характерную для достаточно однородных песчаников и алевролитов преимущественно кварцевого состава. Но наряду с рассеянной различают слоистую глинистость, характеризующую содержание в породе прослоев глинистого материала, чередующихся с прослоями коллектора. Слоистую глинистость характеризуют параметром χ_гл, выражающим долю толщины прослоев глины в слоистой породе.
В общем случае, параметры η_гл и χ_гл связаны соотношением

Тонкодисперсная составляющая осадочной породы с размером частиц менее 10 мкм имеет сложный минеральный состав — кроме глинистых минералов она может содержать кварц, опал, 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 алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита. 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.

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, 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 динамики продуктивности коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, зака­чиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

Чем выше К_ГЛ, тем хуже фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) , т.е. ниже К_ПР, К_П, и больше К_ОВ.

Причины увеличения остаточной воды:

1. Глинистые частицы обладают большой удельной поверхность на которой они адсорбируют большое количество пластовой воды (образуют пленки с аномальными свойствами), в этих пленках всегда формируется двойной электрический слой, поэтому К_ГЛ связан с проводимостью электрического тока, радиоактивностью, с электро-химическими свойствами.

2. Некоторые глинистые минералы (монтмориллонит, гидрослюды) обладают раздвижной кристаллической решеткой, внутрь которой они поглощают молекулы воды и обменные катионы. Это ведет к набуханию глинистых частиц и уменьшению порового пространства.

Способы определения глинистости так же:

1. Метод потенциалов собственной поляризации

2. Гамма-метод

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: