Вещественная, структурная и фазовая неоднородность пород, а также физические свойства горных пород

Вещественная, структурная и  фазовая неоднородность пород

Петрофизика (физика горных пород) — дисциплина естествознания, в которой изучают закономерности изменения физических свойств горных пород и связи между этими свойствами.

Физические  свойства горных пород — это их способность взаимодействовать с естественными физическими полями Земли (гравитационным, магнитным, тепловым) или с искусственно созданными физическими полями (волновым, радиоактивным, полем давлений флюидов, оптическим и другими), создаваемыми в горных породах.

Породы  могут быть однофазными и многофазными.

Физические  свойства однородных и однофазных горных пород и минералов в значительной мере обусловлены строением атомов химических элементов их слагающих.

Физические  свойства гетерогенных и многофазных горных пород (например, обломочных, глинистых и карбонатных), помимо свойств атомов, в значительной мере определяются степенью неоднородности пород, которая может быть охарактеризована емкостными, капиллярными и газо-, гидродинамическими свойствами.

Именно  неоднородность физических свойств  лежит в основе использования  геофизических методов для дистанционного изучения строения литосферы, слагающих  ее горных пород и выявление в  них полезных ископаемых.

Каковы  место и роль петрофизики при  геофизических исследованиях?

Технологический цикл любого геофизического исследования состоит из трех этапов:

1. измерения параметров физического поля в неоднородной среде;
2. геофизической интерпретации результатов этих измерений с целью определения физических свойств и построения вероятной геометрии физической модели изучаемой среды (в основе которой лежат методы и результаты решения прямых геофизических задач);
3. геологической интерпретации физической модели и построения физико-геологической модели изучаемой среды.

Основой для геологической интерпретации геофизических данных служат петрофизические связи, позволяющие перейти от неоднородностей, обусловленных физическими свойствами среды, к непосредственно геологическим объектам и их литологическим свойствам.

Построение  надежной физико-геологической модели требует использования комплексных геофизических исследований и привлечения первоначальной геологической информации. И то и другое нуждается в подтверждении обоснованными петрофизическими связями. От этого зависит конечный итог геофизических исследований — уровень понимания геологического строения региона, надежность поисков месторождений полезных ископаемых, промышленная оценка запасов этих ископаемых.

В петрофизике  горную породу представляют в общем  случае как гетерогенную многокомпонентную многофазную термодинамическую систему.

Фазовая неоднородность предполагает наличие границ раздела между обособленными объемами занимаемыми каждой фазой в породе (твердая, жидкая , газообразная). 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.

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

Структурно-текстурноя неоднородность предполагает наличие двух или более различных пород, чередующихся в объеме изучаемого геологического объекта. Примерами текстурной неоднородности являются разновидности глинистого песчаника, содержащие глинистый материал, распределенный по объему в виде прослоев

Масштабы неоднородности зависят от ее природы и образуют различные уровни.

Например, находясь на уровне пор и скелетных зерен, мы уделяем основное внимание исследованию геометрии пор и минерального скелета породы.

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

Таким образом, исследуя неоднородности разного уровня и разными методами мы получаем необходимую нам петрофизическую информацию.

Пористость

Горные породы, руды, каменные угли и минералы, слагающие земную кору, не являются сплошными телами, все они содержат полости (поры). Поры это небольшие пространства, не занятые минеральным скелетом, замкнутые, либо сообщающиеся между собой и атмосферой.

Пористость – это свойство породы содержать не заполненные твердой фазой объемы внутри нее.

По происхождению поры делятся на первичные, которые сформировались в момент образования горной породы, и вторичные, возникшие уже после образования породы, в процессе ее литогенеза (рис. 3). Первичные это как правило межзерновые поры. Классические примеры пород с первичными порами — это осадочные терригенные породы: пески, песчаники, глины.

К вторичным полостям относятся трещины, каверны или каналы выщелачивания минералов. Примеры пород с вторичными полостями — трещинные и трещинно-кавернозные известняки и доломиты.

Количественно объем всех видов пор и полостей в горных породах принято оценивать коэффициентом пористости:

к_п = V_п/V 

где V_п – объем пор в породе; V — объем сухой породы.

Пористость однородных, хорошо отсортированных пород выше чем неоднородных, т.к. в неоднородных породах более мелкие частицы располагаются среди более крупных и общая плотность упаковки повышается. Существенное влияние на пористость пород оказывает плотность сложения. На рис 1.11 видно, что в зависимости от плотности укладки равновеликих частиц шарообразной формы, независимо от их размера, коэффициент пористости может изменяться от 26 % при тетраэдрической укладке частиц, до 48 % при кубической.

По размерам поры и каверны можно характеризовать эффективным диаметром, а трещины — средней шириной (раскрытием) В основу классификации пор по размерам положено взаимодействие твердой поверхности с насыщающей поры пластовой водой.

Для оценки эффективного диаметра пор d_эф используют уравнения Лапласа для капиллярного давления в круглом цилиндрическом капилляре: 

d_эф = 4σ cosθ/p_к 

где σ – поверхностное натяжение, Н/м; p_к — капиллярное давление, Па; θ — краевой угол смачиваемости. 

По диаметру пор породы делят на четыре группы:

Сверхкапилляры - поры, имеющие диаметр d_эф > 10^-4 м. Доля воды, связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой, сравнительно невелика, поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести. Сверхкапиллярные поры характерны для слабосцементированных галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород; в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).

Капилляры это поры с d_эф = 10^-7 - 10^-4 м. В них радиус менисков, образовавшихся на границе двух фаз в результате поверхностного натяжения, таков, что они препятствуют движению воды под действием силы тяжести, т. е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Капиллярные поры типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.

В субкапиллярных порах (d_эф = 2*10^-9– 1*10^-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием капиллярных сил. Субкапиллярные поры свойственны глинам, мелкокристаллическим и мелоподобным известнякам, доломитам, трепелам, пепловым туфам и другим тонкозернистым породам. В отсутствие трещиноватости все эти породы не являются коллекторами.

В микропорах (d_эф < 2*10^-9 м), диаметр которых соизмерим с толщиной слоя прочносвязанной воды, пластовая вода при температурах менее 70 °С практически неподвижна. Микропоры установлены у некоторых природных цеолитов. 

Трещиноватость наиболее характерна для плотных, низкопористых горных пород. Происхождение трещин чаще всего тектоническое, хотя в природе можно встретить трещины диагенеза (доломитизация карбонатов), трещины уплотнения и трещины автогидроразрыва в зонах образования аномально высоких пластовых давлений.

По характеру взаимной связи между порами и движению флюидов в породе различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористости. 

Виды пористости:

Коэффициентом открытой пористости к_п.о оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой.

к_п.о = V_п.о/V

где V_п.о – объем открытых пор в породе.

Открытую пористость определяют путем взвешивания сухих и насыщенных керосином образцов пород (метод Преображенского). Взвешивают сухой образец, затем насыщают керосином (т. к. керосин обладает хорошей текучестью) и взвешивают, получают разность масс, и, зная, плотность керосина, высчитывают его объем в образце, т. е. коэффициент открытой пористости.

В настоящее время при определении открытой пористости большинство крупных компаний используют метод газовой порометрии. Чаще всего это установка APP 608. Измерения порового объема выполняются с использованием принципа расширения гелия по закону Бойля. Закон Бойля гласит, что давление (P) какого-либо идеального газа, умноженное на его объем (V), дает постоянное значение (при постоянной температуре): P₁*V₁=P₂*V₂, при Т=const.

В установке  для измерения пористости используется "Регулятор изменения объема". Когда стабилизируется давление и записывается значение P₁,объем системы с помощью "Регулятора изменения объема" изменятся на известную величину (_ΔV) и после стабилизации давления измеряется P₂, таким образом можно рассчитать неизвестный объем (V):

P₁*V=P₂*(V+ _ΔV) => V= P₂* _ΔV/( P₁- P₂ ). 

Коэффициент эффективной пористости к_п.эф, (понятие введено Л. С. Лейбензоном) характеризует полезную емкость породы для углеводородов (нефти или газа) и представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной пластовой водой, которую нельзя удалить из образца под воздействием капиллярных сил. Объем такой воды в образце характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности к_в.о.: 

к_п.эф = (V_п.о. - V_в.св)/V = к_п.о(1 - к_в.о) 

где V_в.св — объем связанной воды.

Однако не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения.

Коэффициент динамической пористости к_п.д показывает, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение жидкости или газа. Этот объем определяют как разницу между объемом эффективных пор (V_п.о. – V_в.св) и объемом пор V_н.о занятых остаточной нефтью: 

к_п.д = (V_п.о. – V_в.св – V_н.о)/V = (V_п.эф – V_н.о)/V = к_п.о(1 – к_в.о – к_н.о) 

Некоторая неопределенность данного выражения заключается в том, что величина к_п.д зависит не только от свойств породы, но и от величины приложенного градиента давления и времени вытеснения керосина другим флюидом. Так, при длительном приложении высоких градиентов давления вытеснения к_п.д —> к_п.эф. Однако при низких градиентах давления вытеснения, как правило, к_п.д < к_п.эф.

В заключение этого раздела необходимо указать на следующую закономерность в величине коэффициентов пористости, определенных на одном образце:

к_п> к_п.о> к_п.эф> к_п.д. 

ПОРИСТОСТЬ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД

Осадочные породы, по М. С. Швецову, можно подразделить на три большие группы: 1) обломочные; 2) хемогенные и биогенные; 3) глинистые.

Наибольшую роль при формировании осадочных толщ играют обломочные, карбонатные, глинистые, соляные и сульфатные породы.