М
Магнитные свойства минералов, жидкостей и газов.
См вопрос 50 Величины, характеризующие магнитные свойства горных пород.
Магнитные свойства горных пород.
См вопрос 50 Величины, характеризующие магнитные свойства горных пород.
П
Плотность горных пород. Формула расчета.
Плотность – это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема
, (35)
где mп – масса породы; Vп – объем породы.
Плотность твердых химических элементов и минералов изменяется (0,5ч22,5)∙103 кг/м3. Плотность горных пород, слагающих земную кору – (1,6ч3,5)∙ 103 кг/м3.
Горная порода состоит из твердой, жидкой и газовой фаз поэтому плотность породы определяется по формуле
, (36)
где тт, тж, тг – масса твердой, жидкой и газовой фаз соответственно; дт, дж, дг – плотности твердой, жидкой и газовой фаз соответственно; Vт, Vж, Vг – объем твердой, жидкой и газовой фаз соответственно; Vп – объем породы.
Для нефтеводонасыщенных пород
дп= дтVт+ двVв+ днVн,
Vпор=kп, Vв=kв∙kп, Vн= kн∙kп, Vт=1-Vпор=1- kп, (37)
дп=(1- kп)дт+дв kп∙kв+дн kн∙kп=(1- kп)дт+ kп(дв∙kв+ дн∙kн)
Для газоводонасыщенных пород
дп= дтVт+ двVв+ дгVг,
Vг=kг∙kп, (38)
дп=(1- kп)дт+дв kп∙kв+дг kг∙kп=(1- kп)дт+ kп(дв∙kв+ дг∙kг)
Для нефтегазонасыщенных пород
дп= дтVт+ двVв+ дгVг+ днVн,
дп=(1- kп)дт+ kп(дв∙kв+ дн∙kн+ дг∙kг) (39)
Плотность горных пород существенно зависит от коэффициента общей пористости. Для большинства магматических и значительной части метаморфических пород с первичной пористостью характерна весьма небольшая величина их пористости (от 0 до 2–5 %). Для таких пород величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального состава, kп → 0 дп → дтв.
Для первичных осадков, осадочных пород, части эффузивных и вулканических пород с первичной пористостью и пород из коры выветривания древнего фундамента значения kn изменяются в весьма широких пределах. Это приводит к широкому диапазону, изменения плотности этих пород и влиянию на нее вида насыщающего флюида.
Плотность образцов определяют методом гидростатического взвешивания. Для определения плотности породы д, которую она имела в естественном залегании, взвешиванию подвергают свежезапарафинированный образец. Если порода практически для воды непроницаема, то обходятся без парафинирования. Для получения плотности водонасыщенного образца двл его предварительно насыщают водой, а плотность газонасыщенной породы дг измеряют после длительного ее просушивания в лабораторной печи. Критерием водонасыщенности образца (как и удаления влаги из образца) является стабилизация его массы. Во всем остальном техника измерения параметров двл и дг не отличается от определения д.
При взвешивании последовательно получают: массу образца без парафиновой оболочки m1, массу образца после парафинирования m2; массу образца, погруженного в воду, m0. Плотность образца вычисляют по формуле
д = m1/ [m1 – m0 –k(m2 – m1)], (40)
где k = (1/дп) – 1; дп – плотность парафина.
Если парафинирование не производилось или массой парафина можно пренебречь, то
д = m1 / (m1– m0) (41)
Плотность сыпучей породы (песка, почвы и т. п.) получают пикно-метрическим методом, то есть взвешиванием определенного ее объема
д = (m – m') / V, (42)
где m – масса пикнометра (цилиндра) с породой; m'– его собственная масса; V– объем породы.
Взвешивание пористых и рыхлых образцов вместо парафинирования или покрытия лаком может производиться в керосине. Образец взвешивают в воздухе (m), затем насыщают керосином, после чего измеряют массу образца, насыщенного керосином, в воздухе (m1) и в керосине (m2). Плотность образца определяют по формуле
д = m дк / (m1 – m2), (43)
где д к – плотность керосина.
Этот способ может быть рекомендован для определения плотности углей, каменной соли и сильно засолоненных пород.
Плотность, измеренную в образцах с различным водонасыщением (kв1, kв2), пересчитывают на плотность образцов с максимальной влажностью д вл путем внесения поправки ∆д, рассчитанной по формуле
∆д = nдв (kв1 – kв2 ), (44)
где n – пористость, %; д в – плотность воды.
При слабой минерализации вод дв ~ 1 г/см3 для максимально влажных пород kв1 = 1, а для лишенных поровой воды kв2 = 0; ∆д = n. Плотность максимально влажного образца получают по формуле
д = дг + Д д = дг + n (45)
Плотность газонасыщенных образцов определяют по значениям дгв влажного образца и весовой влажности
дг = дгв /(1 + щ), (46)
где дгв – плотность газоводонасыщенного образца; щ – влажность.
Для определения минеральной плотности породу дробят до частиц, проходящих через сито с отверстием 0,25 мм2. Объем скелета находят путем взвешивания тарированного пикнометра с жидкостью и порошком породы. Жидкость и порошок породы предварительно вакуумируют для удаления воздуха. В качестве жидкости применяют керосин, воду, спирт. Минеральную плотность вычисляют по формуле
д = (m2 – m1)дж / (m0 + m2) – (m1 + m3) (47)
Погрешность определения минеральной плотности не должна превышать 0,05 г/см3.
Для определения плотности пород в естественном залегании применяют гравиметрические измерения в скважинах; гамма-гамма-метод в скважинах и в поверхностных слоях земной коры; метод Неттльтона.
Точность определения д по наблюдениям в скважинах и шахтах зависит от точности гравиметрических определений и разности глубин, а также от величины самой плотности. Для определения д пород осадочного комплекса (д < 3 г/см3) с относительной погрешностью не менее 3 % необходимы измерения g с погрешностью ± 10-7 м/с2 на интервале глубин не менее 10 м, а для определения д пласта мощностью 1 м с той же относительной погрешностью 3 % точность гравиметрических измерений должна быть повышена до ±10-8 м/с2.
Ускорение свободного падения g в скважинах измеряют скважинными гравиметрами с телеуправлением, опускаемыми на кабеле. Отсчет показаний скважинных гравиметров производится на поверхности земли. Фактически достигнутая средняя квадратическая погрешность измерений со скважинными гравиметрами составляет (0,1–1,0) · 10-4 м/с2.
Плотность пород может быть измерена гамма-гамма-методом. При облучении горной породы г - лучами в ней возникает вторичное г - излучение, интенсивность которого J = J0e-мx, где J0 – интенсивность излучения источника; х – расстояние от породы до приемника излучения; м – коэффициент поглощения г - лучей. Для г - лучей с энергией 0,6–2,0 МэВ величина м приблизительно пропорциональна плотности пород д. В модификации просвечивания гамма-гамма-метод определения плотности применяют в шпурах, причем источник размещают в шпуре либо на поверхности земли.
- это св-во в-ва определяющее его массу, содержащуюся в единице объема.
Плотсноть тв. хим элементов и минералов изменяется от 0,5 до 22,5 на10 в 3 степени кг/м3
Плотность г. п. слагающих земную кору 1,6-3,5 *103 кг/м3. Г. п. состоят из твердой, жидкой и газовой фаз
Газовая фаза – плотность воздуха примерно равна1,2кг/м3
Жидкая фаза – природная поровая вода имеет плотность в зависимости от минерализации.
Плотность минералов зависит от атомной массы и от того насколько плотно атомы упакованы в единице объема По плотности бывают плотные, средние и малой плотности
Плотность твердой фазы определяется средневзвешенной плотностью составляющих минералов.
Плотность различных фаз.
а) газовая фаза двоздуха≈0,0012 г/см3; плотность углеводородных газов 0,000715ч0,00317 г/см3.
б) жидкая фаза. Природная поровая вода имеет плотность в зависимости от минерализации 1 г/см3ч1,24 г/см3. Если жидкая фаза состоит из нефти и газа, то ее плотность определяется дн и дв, а также их объемным соотношением. Плотность нефтей зависит от их химического состава и колеблется от 0,72ч1 г/см3.
в) плотность минералов. Плотность минералов зависит от атомной массы атомов, которые они содержат и от того насколько плотно атомы упакованы в единице объема. Плотность породообразующих минералов (кальцит, кварц, олигоклаз и т. д.) зависит от их структуры (плотности упаковки частиц в монокристаллах) (алмаз – 3,5 г/см3, графит – 2.2 г/см3).
По плотности минералы делятся на: плотные минералы дт>4 г/см3; средние дт=2,5ч4 г/см3 и минералы малой плотности дт<2,5 г/см3;
Большая часть всех минералов имеют среднюю плотность. К плотным минералам относятся: селен, теллур, золото, серебро, медь, пирит, торий, вольфрамит, барит и т. д. К минералам малой плотности относятся: графит, сера, лед, опал, бура, сода, галит, сильвин и т. д.
Плотность породообразующих минералов осадочных горных пород изменяется от 1,85ч5,18 г/см3. Плотность рудных минералов 2,3ч7,5 г/см3. Плотность породообразующих минералов магматических пород от 4 г/см3 и более.
г) твердая фаза. Плотность твердой фазы определяется средневзвешенной плотностью составляющих ее минералов
, (48)
где дTi и VTi – плотность и объем i-го минерала в твердой фазе горной породы; п – число минералов.
Плотности твердой фазы магматических, метаморфических, известково-магнезиальных пород меньше дт руд и изменяются от 2,5ч3,5 г/см3. Для сплошных руд дт>3,5ч5 г/см3.
Большую дт имеют известняки от 2,71ч2,74 г/см3 и доломиты 2,8ч2,9 г/см3. Плотность твердой фазы песчаных, алевритовых и глинистых пород снижается до 2,2 г/см3. Плотность твердой фазы соляных пород 2,1ч2,2 г/см3, гипсов 2,3 г/см3. Самые низкие значения плотности твердой фазы имеют графиты и угли от 1,25 до 2,27 г/см3.
Проницаемость пород
Проницаемость - способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды при наличии перепада давления.
Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т. д.).
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины
Виды проницаемости
Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:
Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.
Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.
Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.
Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.
При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.
Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте и газонасыщенности:
Свойство пород проводить жидкости, газы и их смеси при наличии перепада давления (градиента давления Др/l) называется проницаемостью.
Различают абсолютную (физическую) и эффективную проницаемости.
Абсолютной (физической) проницаемостью называется проницаемость породы при фильтрации однородной жидкости или газа. Количественно абсолютная проницаемость оценивается коэффициентом проницаемости kпр. Этот коэффициент устанавливает характер пропорциональности скорости фильтрации жидкости Vф градиенту давления Др/l, вызывающего фильтрацию. Коэффициент проницаемости находят по уравнению Дарси
, (51)
где м – вязкость жидкости.
Скорость фильтрации жидкости (или газа) определяется по формуле:
, (52)
где Q – расход жидкости (или газа); F – сечение породы проводящей жидкость или газ.
Тогда
(53)
Единица измерения коэффициента проницаемости kпр – [м2], (внесистемная единица – Дарси (Д)); 1Д ≈ 10-12 м2.
В практической нефтегазовой геологии и геофизике различают проницаемые породы (пласты), которые при данной величине гидропроводности пласта (kпр∙h/м) обеспечивают промышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые – из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить промышленного притока.
По коэффициенту проницаемости горные породы подразделяются на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.
К проницаемым относятся грубообломочные породы (галечники, гравий), слабосцементированные и хорошо отсортированные песчано-алевритово-глинистые породы, кавернозные, закарстованные и трещиноватые, известково-мегнезиальные породы, трещиноватые магматические породы (kпр>10-2 мкм2). Поровое пространство проницаемых пород занимает значительную часть объема породы и сложено относительно небольшим числом сверхкапиллярных, крупнокапиллярных или капиллярных пор, часто равномерно распределенных по объему породы. В этих породах мало связанной воды.
К полупроницаемым относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разновидности алевритов, песчаников и алевролитов, карбонатные породы такие как мелкотрещиноватые меловидные известняки, доломиты (kпр=10-4ч10-2 мкм2). Поровое пространство таких пород в большом объеме представлено субкапиллярными порами, содержание связанной воды повышенное.
К практически непроницаемым относятся породы с kпр<10-4 мкм2 – это глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные пески, песчаники, алевролиты, плотные мел и меловидные известняки, невыветрелые кристаллические карбонаты. Поровое пространство глин, меловидных известняков может достигать 50% от объема породы. У аргиллитов, сланцев, мергелей, кристаллических невыветрелых карбонатов и магматических пород оно обычно не превышает 6-8%. Для кристаллических невыветрелых карбонатов и магматических пород отсутствие проницаемости обусловлено изолированностью пор. Вся вода большинства пор связана и не может перемещаться при обычных в природе градиентах давлений. В направлении слоистости пород проницаемость выше, чем в направлении, перпендикулярном к ней.
