Величины, характеризующие магнитные свойства горных пород

В

Величины, характеризующие магнитные свойства горных пород.

Магнитные свойства горных пород определяются содержанием в них главным образом ферромагнитных минералов, зависят также от их состава, кристаллической структуры, текстурно-структурных особенностей и характера распределения. В связи с этим различают свойства структурно-нечувствительные к текстурно - структурным особенностям горных пород (но не к кристаллической структуре минералов): намагниченность насыщения, точка Кюри; и структурно-чувствительные, которые, кроме того, зависят от размера и структуры ферромагнитных минералов: магнитная восприимчивость, остаточная намагниченность, коэрцитивная сила. Изменение концентрации ферромагнитных минералов в изверженных горных породах определяется тектоническими условиями их образования и составом магм. В одной тектономагматической зоне намагниченность статистически растёт от пород кислого состава к основным (минимальным значениям в гранитах складчатых зон). В целом с увеличением степени метаморфизма намагниченность уменьшается, хотя её значения сильно изменяются от типа метаморфизма. Например, серпентинизация перидотитов, в которых отсутствуют первичные магнитные минералы, приводит к образованию магнетита и росту намагниченности.

В точке Кюри (Tc) происходит переход вещества из ферромагнитного в парамагнитное состояние, самопроизвольная намагниченность практически исчезает. Температура перехода вещества из антиферромагнитного в парамагнитное состояние называется температурой Нееля (TN). Намагниченность вещества при увеличении напряжённости (Н) внешнего магнитного поля возрастает (рис.), а затем достигает насыщения Is. Величины Is и Tc (TN) определяются составом и распределением ионов по кристаллографическим позициям и практически не зависят от размера и формы выделений, характера распределения ферромагнитного минерала в слабомагнитной матрице, распределения напряжений и др

Различие магнитных свойств по разным направлениям породы определяется кристаллографической анизотропией ферромагнитных минералов, текстурой, неизометричностью формы зёрен, линейным или послойным их распределением. Наибольшей магнитной анизотропией обладают метаморфические горные породы — сланцы, гнейсы, у которых отношение kмaкc/kмин достигает 1,5-2,0 и более. Измерения магнитных свойств ведутся магнитомеханическими или индукционными методами.

35. Важнейшие виды поляризации горных пород.

В зависимости от механизма поляризации и частиц, участвующих в поляризации, выделяют четыре вида поляризации.

1. Электронная поляризация РЭ возникает при воздействии внешнего поля в атомах в результате смещения электронных орбит относительно положительно заряженных ядер.

Возникший электрический диполь может быть охарактеризован дипольным моментом — вектором, направленным от отрицательного заряда диполя к положительному и численно равным произведению заряда полюса диполя Q на расстояние между полюсами :

.

Электронной поляризацией обладают все атомы и молекулы; она является наиболее быстрым видом поляризации (возникает, за время 10-15 сек).

2. Ионная поляризация Ри образуется за счет смещения в электрическом поле ионов или частей кристаллических решеток с гомеополярной (ковалентной) связью. При этом под действием напряжения сдвигаются уже не электроны, а положительные и отрицательные ионы. Величина ионной поляризации также прямо пропорциональна величине внешнего поля, скорость ее установления несколько меньше, чем электронной, и составляет 10-14 - 10-12 сек.

3. Дипольная ориентационная поляризация РД наблюдается при наличии в породах полярных связей ионов; в этом случае каждая молекула с момента своего возникновения уже имеет некоторый дипольный момент, не зависящий от напряженности внешнего поля. Однако в некотором объеме породы из-за хаотического расположения молекул суммарный дипольный момент при отсутствии внешнего поля равен нулю.

Если такую породу внести во внешнее электрическое поле, то диполи будут ориентироваться по силовым линиям внешнего поля и при этом будет поляризоваться весь объем породы. У жидкостей, где связи между отдельными молекулами слабы, ориентация диполей будет почти полной и слабо зависящей от напряженности электрического поля.

В твердых горных породах взаимные связи между молекулами не позволяют ориентироваться им точно по силовым линиям поля — диполи только поворачиваются на некоторый угол, зависящий от сил связей в данной породе и напряженности внешнего поля. Очевидно, что при увеличении угол поворота диполей до некоторой степени возрастает (квазиупругая поляризация).

При повышении температуры увеличивается колебание молекул и уменьшается число ориентированных диполей. Дипольная ориентационная поляризация завершается в течение 10-10 —10-7 сек.

4. Макроструктурная (объемная) поляризация Рм возникает в многофазной системе, состоящей из кристаллов, обладающих различными электрическими свойствами, и пустот, заполненных жидкостью и воздухом.

При внесении породы в электрическое ноле свободные электроны и ионы, содержащиеся в проводящих и полупроводящих включениях, начинают перемещаться в пределах каждого включения. В результате этого каждое включение приобретает дипольный момент и ведет себя подобно большой молекуле. Это явление обусловлено электронным или ионным током проводимости в пределах каждого включения, но так как передвижение зарядов ограничено размерами включения, то конечный результат подобен явлению поляризации.

Время завершения макроструктурной поляризации составляет 10-8 — 10-3 сек.

Поскольку время установления дипольной и макроструктурной поляризации пород сравнимо с частотой применяемых на практике электромагнитных полей, то эти два вида поляризации называются релаксационными или медленными, в отличие от мгновенного смещения электронов и ионов.

41. В зависимости от каких процессов может происходить ослабление y-активности горных пород?

Гамма-излучение ослабляется в породах из-за: 1) внутренней конверсии (для некоторых радиоактивных элементов), 2) фотоэффекта; 3) комптоновского эффекта; 4) образования пар.

Причем ослабление у-излучения в веществе породы приближенно (в широком пучке) описывается формулой I=I0e-µx, где I0, I — интенсивность исходного y-излучения и после прохождения слоя породы толщиной х; µ—суммарный коэффициент ослабления, слагающийся из коэффициентов ослабления у-излученият учитывающих фотоэффект (т), комптоновский эффект (у) и процесс образования пар (х): µ = t+у+x.

При внутренней конверсии, характерной для пород, содержащих тяжелые ядра, у-кванты поглощаются электронной оболочкой того же атома с излучением электронов. При фотоэффекте у-лучи взаимодействуют с электронной оболочкой другого атома. Возникающий фотоэлектрон уносит часть энергии у-излучения; Eв =hv-E0, где Eо— энергия связи электрона в атоме. Процесс вероятен при Ey не более 0,5 МэВ.

ВНК. Переходная зона

Достоверные сведения о положении ВНК необходимы на различных этапах разведки и разработки нефтяных месторождений. Следует отметить, что понятие о ВНК как о границе раздела между нефтью и водой условно, поскольку в нефтяных залежах, подстилаемых водой, выделяется переходная зона между нефте - и водонасыщенной частями залежи.

Существуют различные мнения о том, какую границу принимать за ВНК. Одни считают, что за ВНК необходимо принимать поверхность, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для воды, другие - поверхность, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для нефти, третьи - нижнюю границу переходной зоны. Последние два подхода близки.

В настоящее время положение ВНК определяют по данным комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) с последующей проверкой по результатам поинтервальных испытаний или опробования пород переходной зоны.

В пластах с ВНК промытая зона (ПЗ), расположенная выше контакта, в отличие от ПЗ ниже контакта будет характеризоваться наличием остаточной нефти, т. е. водонасыщенность ПЗ нефтеносной части пласта будет меньше, чем водоносной. Фазовые проницаемости для различных флюидов зависят от соотношения насыщенностей порового объема нефтью и водой. Поэтому, изучая характер изменения водопроницаемости ПЗ, можно определить положение ВНК, т. е. согласно приведенным выше определениям - границу, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для нефти.

В продуктивных нефтенасыщенных пластах между предельно нефтенасыщенной частью пласта и водонасыщенной находится зона постепенного замещения нефти водой — переходная зона. Ее возникновение вызвано тем, что распределение воды и нефти в пласте происходит под влиянием гравитационных и капиллярных сил; последние в гидрофильном коллекторе (наиболее распространенный случай) вызывают сохранение остаточной воды в нефтяной залежи.

В тонких капиллярах образуется вогнутый мениск. В жидкости под мениском капиллярное давление отрицательно. Под его влиянием жидкость всасывается в капилляр до тех пор, пока масса столбика жидкости не уравновесит действующее капиллярное давление (в Па):

скап=(дв-дн)gh=2у/r,

где g — ускорение свободного падения в м/с2; h — высота капиллярного поднятия жидкости в м; у — поверхностное натяжение в Н/м; r —радиус кривизны поверхности в м. При плоской поверхности раздела (r=оо) капиллярного давления нет.

Резкой границы между указанными поверхностями не существует. Поэтому понятие о водонефтяном контакте условно. Для практических целей за уровень водонефтяного контакта рекомендуется принимать такой уровень в переходной зоне, для которого нефтенасыщенность и удельное сопротивление равны критическим, т. е. являются наименьшими для заданного пласта, когда в первоначальный период эксплуатации еще получают притоки практически безводной нефти. Согласно условию выделения ВНК его уровень может быть отождествлен с третьей поверхностью раздела. По фактическим данным установлено, что уровень ВНК для большинства месторождений расположен на 1—1,5 м выше нижней границы переходной зоны.

Переходная зона начинается на различных расстояниях от ВНК (ВГК), и ее мощность и остаточное насыщение углеводо­родами зависят от условий формирования залежей, состава и физических свойств фаз, капиллярности пластов и ряда других свойств и факторов.

Переходная зона отмечается и в законтурных скважинах на большом расстоянии от ВНК (ВГК). Остаточное нефтенасыщение kно устанавли­вается по образцам, отобранным от коллектора. Остаточное нефте - (газо) насыщение уменьшается с глубиной и тем ниже, чем выше коэффициент открытой пористости и абсолютной прони­цаемости пласта. Это обусловливает необходимость определения по диаграммам ГИС мощности переходной зоны ниже ВНК (ВГК). Есть скважины, где ВНК и ВГК четко разде­ляют на нефть и воду (или газ и воду) по данным геофизических методов исследования скважин. Ниже всех этих зон часто находится водоносный горизонт и за ним водоупорный пласт (например, глинистый).

Г

Группы плотности сухих и осадочных пород

Сухие осадки и породы по значениям их плотности дс, определенным на очень большом числе образцов, можно подразделить на пять следующих групп.

I группа — осадки и породы очень низкой плотности дс (от 0,5 до 1,5 г/см3). Эта группа объединяет осадки и породы различных групп с очень высокими коэффициентами пористости (высокопористые илы глинистые, песчаные, известковые, диатомитовые и другие, высокопористые разности глинистых, песчаных, алевритовых пород, некоторые разности мела, диатомитов, трепелов, опок, пепловых туфов и др.), а также породы как с высокими, так и с низкими значениями коэффициентов пористости, но с аномально малой плотностью дт [торф и различно метаморфизованные угли, за исключением плотных разностей антрацитов и высокозольных углей].

II группа — породы низкой и пониженной плотности дс (от 1,5 до 2,5 г/см3). В нее входят высокометаморфнзованные и зольные угли, осадочные породы (глинистые, алевритовые, песчаные, нзвестково-магнезнальные, соляные, гипсы, бокситы рыхлые и глинистые, некоторые разности каменистых бокситов), за исключением очень плотных их разностей с рудными и другими плотными включениями и цементом, пористые и выветрелые разности оловянных, полиметаллических и других руд, некоторые разности графитовых пород.

III группа — породы средней плотности дс (от2,5 до 3,5 г/см3).

Группу представляют плотные осадочные, магматические и метаморфические породы, такие, как плотные песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты с рудными включениями и плотным цементом, ангидриты, дунит, габбро, гранит, сланцы, роговики и другие, бокситы, каменистые и красные мазкие, некоторые разности графитовых пород, вкрапленные сульфидные медно-ннкелевые, медные, железные и полиметаллические руды.

IV группа — породы повышенной и высокой плотности дс (от 3,5 до 4,5 г/см3). В эту группу входят сплошные невыветрелые оловянные, сульфидные медно-никелевые, железные, хромитовые и полиметаллические руды, за исключением некоторых разностсй сульфидных медно-никелевых, оловянных, полиметаллических и медных руд.

V группа — породы с очень высокой и чрезвычайно высокой плотностью дс (от >4,5 г/см5). Группу представляют некоторые очень плотные разности оловянных, сульфидных медно-никелевых, полиметаллических и медных руд с очень высоким содержанием рудных минералов.

Гидрофильные и гидрофобные коллекторы.

Смачиваемостью породы называют способность поверхности зерен породы смачиваться водой (гидрофнльность) или нефтью (гидрофобность). Поверхность минеральных частиц породы обычно частично гидрофильна и частично гидрофобна. Порода, у которой большая часть зерен имеет гидрофильную поверхность, называют гидрофильной, в противном случае —гидрофобной.

В гидрофильном коллекторе капиллярные силы вызывают поднятие (всасывание) воды в нефтяную или газовую залежь.

У гидрофооных коллекторов между твердой фазой и водой, находящейся в центральной части пор, расположен слой нефти или битума.

С уменьшением водонасыщения область, занимаемая несмачивающими фазами (нефть, газ или нефть и газ), возрастает и при определенном незначительном водонасыщении достигает критической величины. Тогда вода располагается в виде пленки, полностью покрывающей поверхность твердой фазы.

При гидрофобном коллекторе вода сосредоточивается в центральных частях поры, причем при уменьшении водонасыщения прежде всего содержание воды снижается в тонких взаимосвязанных каналах, а в более крупных она еще сохраняется. Далее смачивающая вода располагается на отдельных участках поверхности пор, а несмачивающая твердую фазу присутствует в виде жилок, проходящих через центры крупных пор.

В природе распространены преимущественно гидрофильные
коллекторы, у которых вода смачивает твердую фазу. Установлено наличие и частично гидрофобных коллекторов.

Гидрофооность коллекторов обусловливается содержанием в них несмачиваемых включений (например, углистых); считают также, что на характер распределения в поровом пространстве пород воды, нефти, газа влияют их состав и свойства.

Важную роль играют содержащиеся в нефтях органические кислоты, сообщающие нефти поверхностно-активные свойства — способность к смачиванию твердой фазы. Однако вопрос о природе гидрофобности коллекторов пока изучен недостаточно.

Глинистость осадочных пород

Глинистость осадочных пород — это их свойство содержать частицы с dэф<0,01 мм (<10 мкм), реже с dэф<0,001 мм (или меньшими 0,002 или 0,005), так как частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных, пород. Однако содержание их в породах обычно не определяется.

Глинистость осадочных пород характеризуется в минеральном скелете частиц.

Коэффициен глинистости:

Кгл=Сгл(1-Кт),

Данная формула справедлива если плотность скелетных зерен породы равна плотности глинистой фракции.

Коэициент относительной глинистости характеризует заполнение глинистого материала простр степень между скелетными зернами. 
Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), имеющих обычно dэф≤0,005 мм, обломками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов.

У одних пород может преобладать монтмориллонит, у других – каолинит, у третьих – гидрослюды. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных глинистых минералов. Например, минералы группы монтмориллонита имеют самые значительные дисперсность и способности адсорбционную и к набуханию. Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, заполняющих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинистостью в противоположность глинистости слоистой – свойству пород иметь в своем составе тонкие прослои глин.

Изучение глинистых минералов, их содержаний, состава и свойств имеет большое значение для петрофизики

Глинистость осадочных пород характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции зерен с размерами dз < 0,01 мм.

Количественно глинистость характеризуется массовым содержанием Сгл (массовая глинистость) в твердой фазе породы фракции dз < 0,01 мм, выражаемым в процентах или долях единицы

                                                               (5)

где – масса фракции dз < 0.01 мм; – масса твердой фазы породы, включая и фракцию dз < 0.01 мм.

Для характеристики объемного содержания глинистого материала в породе используют коэффициент объемной глинистости kгл (объемная глинистость), который при равенстве минеральных плотностей δск = δгл частиц скелетной и глинистой фракций определяется выражением

                                                               (6)

Если σск ≠ σгл, то для расчета коэффициента объемной глинистости kгл применяется выражение

                                                               (7)

Величина kгл выражается в процентах или долях единицы. Используется также параметр относительной глинистости

                                                               (8)

который характеризует степень заполнения глинистыми частицами пространства между скелетными зернами и выражается в долях единицы.

Глинистый материал в осадочных породах занимает отдельные обособленные участки, образуя агрегаты глинистых частиц, пронизанные субкапиллярами, с коэффициентом пористости kп. гл по отношению к объему этих агрегатов. Объемное содержание в коллекторе агрегатов глинистых частиц – глинистого цемента – характеризуется коэффициентом агрегатной объемной глинистости kгл a

                                                               (9)

Коэффициент агрегатной объемной глинистости всегда больше коэффициента объемной глинистости kгл a> kгл, поскольку kп. гл. > 0.

Параметры Cгл, kгл, kгл. а, ηгл, характеризуют рассеянную глинистость в осадочных горных породах. В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в преобразованных зернах полевого шпата, в обломках глинистых пород, которые при гранулометрическом анализе попадают в скелетную фракцию и глинистый материал этих зерен не входит в величины Cгл и kгл. В слоистом глинистом коллекторе параметр χгл характеризует относительное содержание по мощности глинистых прослоев. В общем случае, если коэффициенты пористости песчаных и глинистых прослоев неодинаковы (kп. п ≠ kп. гл), параметры ηгл и χгл связаны соотношением

                                                       (10)

При согласно выражению (10)

                                       ,        (11)

В карбонатных породах глинистые минералы входят в нерастворимый остаток, содержание которого в породе характеризуется параметрами Cно, kно, ηно, которые по формальному смыслу аналогичны параметрам Cгл, kгл, ηгл для глинистой фракции терригенной породы.

Группы свойств горных пород

Все свойства горных пород можно разбить на группы:

Плотностные или коллекторские – это пористость, влагоемкость, плотность, нефтенасыщенность, проницаемость.

Электрические – это эл. сопротивление, дифассорционная активность, поляризуемость, диэлектрическая проницаемость.

Магнитные – магнитная восприимчивость, изотерм. Остаточность и естественная намагниченность пород, точка Кюри

Радиоактивные – естеств. радиоактив и нейтронные св-ва пород.

Упругие – скорость распространения упругих волн, модуль сжатия, коэф. Пуассона.

Тепловые – теплопроводность, теплоемкость, температуропроводность