1.2 Глинистість та вологість гірських порід

1.2.1 Глинистість гірських порід та способи її визначення. Під глинистістю розуміємо вміст у породі фракції з діаметром менше 0,01 мм. Цю фракцію складають не тільки глинисті мінерали але й інші (кварц, золото, окисли тощо).

У лабораторних умовах глинистість вимірюють за допомогою гранулометричного аналізу.

За отриманими даними розраховують коефіцієнт вагової глинистості С_ГЛ за формулою:

. (1.14)

m_ГЛ -маса глинистої фракції у зразку породи, г;

m_П -маса зразка породи, г.

Перехід від значень вагової глинистості до об’ємної проводиться за наступними формулами.

Якщо густина глинистої фракції δгл дорівнює густині скелету δск , то буде такий вираз:

Кгл = Сгл×(1-Кп) (1.15)

Якщо δгл не дорівнює δск, то буде такий вираз:

1 - Кп

Кгл =--------------------------- (1.16)

δгл/ Cгл×δск + 1

Відносна глинистість розраховується за формулою:

Кгл

ηгл = ----------------- (1.17)

Кгл – Кп

Теригенні породи з розсіяною глинистістю в більшості випадків є колекторами, якщо ηгл ≤ 0,45. При більших значеннях цієї величини, породи можуть вміщувати лишень залишкову (зв’язану) воду.

При шаровому включені глин у колекторі глинистість визначається вмістом глинистих шарів у товщі колектора. Такі відклади можуть бути колекторами навіть тоді, коли частка таких прошарків у товщині пласта складає більше 50%.

Основні геофізичні методи оцінки коефіцієнта глинистості Кгл є методи самочинної полярізації (СП) і метод гамма-каротажу (ГК).

Метод СП. Для оцінки Кгл використовувають кореляційний зв’язок між дифузійноадсорбційною активністю гірської породи Ада (Кпс), або потенціалом СП з коефіцієнтом об’ємної глинистості Кгл. Оцінка глинистості за методом СП можлива з достатньою точністю в таких випадках:

- в теригенних розрізах;

- в колекторах з однорідним мінеральним складом;

- при малому впливі зони проникнення (тобто, щоб питомий опір

фільтрату бурового розчину (ρ_ф) ≤(0,7 – 1,0) Ом×м.

Дуже часто покази величини СП можуть бути змінені за рахунок зони кольматації та глибокої зони проникнення і залишкового нафтонасичення. Залежність між відносною амплітудою СП та відносною глинистістю має зворотній характер ( рис. 1.1 )

Рисунок 1.1 - Залежність між άсп та відносною глинистістю глинистих колекторів.

Метод ГК. Застосування методу ГК для визначення глинистості засновано на тісній залежності ∆Іγ від Кгл (Сгл) ( рис.1.2 ), що є наслідком сорбції радіоактивних елементів на поверхні тонко дисперсних частинок глин та наявністю радіоактивних елементів, таких як К і Тh, у складі глин.

Класичні рівняння залежності ∆Іγ від Кгл (Сгл) мають такий вигляд:

для стародавніх товщ

Кгл =0,33×(2^2∆Іγ – 1) (1.18)

для відкладів третичного віку

Кгл = 0,083×(2^3,7∆Іγ – 1) (1.19)

Рис. 4.2

Рисунок 1.2 - Залежність ∆Іγ від глинистості для пісковиків

Для визначення шарової глинистості залучають мікрометоди (мікрокавернометрію, БМК, МКЗ), проводять петрофізичні дослідження керну і шламу.

1.2.2 Вологість гірських порід та способи її визначення. Вміст в породі води визначається її вологістю. Загальна максимальна вологість породи W_Σ являє собою об’ємний вміст води в породі, поровий простір якої повністю насичений:

_; (1.20)

де - об’ємний вміст хімічно зв’язаної води в твердій фазі (мінеральному скелеті породи);

- об’ємний вміст в породі, відповідно фізично зв’язаної і вільної води;

- коефіцієнт залишкового водонасичення породи, який у значному ступені характеризується вмістом в порах фізично зв’язаної води;

- коефіцієнт пористості породи;

- вологоємність (здатність породи в залежності від гідрофільності і гідрофобності утримувати певну кількість вологи при певних термобаричних умовах і характеристиці води).

Змочуваність твердої фази (гідрофільність і гідрофобність) порід. Вибірковість змочування твердої фази водою визначається величиною кута змочування θ на границі води і другої рухомої фази в капілярі (повітря, газ, нафта). При θ = 0 поверхня рахується повністю гідрофільною при 0<θ<90⁰ поверхня переважно гідрофільна; при 0<θ<180⁰ переважно гідрофобна, при θ=180⁰ – повністю гідрофобна. Причини часткової, або повної гідрофобності поверхні можуть бути різні і залежуть від специфічної властивості речовини твердої фази, склад і фізичні властивості пластової води, нафти і газу. Переважно гідрофобні тверді бітуми і вугілля. Глини і агрегати глинистих мінералів (глинистий цемент), як правило, гідрофільні. Якщо не враховувати глинисті нафтоматеринські породи боженовської свити.

В нафтоносних колекторах гідрофобізація поверхні здійснюється при наявності полярних молекул поверхнево-активних вуглеводнів – нафтенових кислот, асфальтенів і інших.

Гідрофобізація породи-колектора здійснює суттєвий вплив на величину підрахункових параметрів. Існує ряд способів кількісного визначення степені гідрофобності породи. В основі цих способів лежить порівння результатів експерименту виконаного на “сирому” зразку із свердловини з частковою гідрофобністю і на тому ж зразку після екстракції (обробка органічним розчинником) в результаті якої частково гідрофобний зразок становиться гідрофільним, а гідрофільний зберігає вибіркову змочуваність. Якісна ознака часткової гідрофобності зразка - зміна результатів експерименту після екстракції.

В якості кількісної міри визначення (фільності) змочуваності вивчаючого об’єкту використовуються коефіцієнти β:

β = Q_см.в/Q_см.н, (1,21)

де Q_см.в – теплота змочування 1 г речовини водою;

Q_см.н – теплота змочування тієї ж речовини

неполярною рідиною (бензолом).

Для гідрофільних об’єктів β > 1, гідрофобних об’єктів β < 1. Для глин β = 2-3. Величина Q_см.в для глин складає 8,4-84 Дж/г, для глинистого цементу порід-колекторів 4,2-21 Дж/г. Для скелетних зерен значно менше 16,8 Дж/г. Порівняння β до і після екстракції дозволяє оцінити кількісно.

Із збільшенням вологості породи змінюється не тільки її властивості, але і властивості води, яка утримується. Можна виділити: а) гігроскопічну; б) максимально адсорбційну; в) максимально гігроскопічну; г) підвішену; д) капілярну; е) повну вологоємність.

Повна вологоємність - здатність породи утримувати різний, максимально можливий об’єм води на повний об’єм сухої породи. При цій вологоємкості у ненабухаючих породах 10-20 % порового простору зайнято повітрям. У породи, яка здатна до набухання об’єм води перевищує об’єм сухої породи. Це пояснюється проникненням води (між шарова вода) між зернами кристалічної решітки деяких мінералів (монтморилоніт, вермикуліта, гідратних форм голузіта і інші).

Хімічно зв’язана вода присутня в мінералах гірських порід в виді молекул Н₂О, які входять в кристали (кристалізаційна) або в вигляді іонів ОН^- , Н⁺ , Н₃О⁺ (гідроксоній) кристалічної решітки алюмосилікатного складу, в першу чергу глинистих мінералів.

Конституційна вода. Прикладом мінералів з кристалізаційною водою є гіпс (СаSO₄ ·2H₂O) , а також другі мінерали гідрохімічного походження – епсоміт MgSO₄·7H₂O; гідроборацит CaMgB₆O₁₁·6H₂O; боронатрокальцит NaCaB₅O₉·8H₂O; діоптаз Cu₆Si₆O₁₈·6H₂O. Більшість мінералів з кристалізаційною водою втрачають її при нагріванні до 200-600 ⁰С. Однак є мінерали (мірабіліти) Na₂SO₄·10H₂O, які виділяють кристалізаційну воду при кімнатній температурі.

Кристалізаційна вода присутня в мінералах, як правило, в виді гідроксильних іонів. Вміщають її всі глинисті мінерали і велике число мінералів алюмосилікатного складу, які не відносяться до глинистих мінералів. Наприклад, каолініт [Al₄Si₄O₁₀(OH)₈], пірофіліт Al₂Si₄O₁₀(OH)₂; хлорити (Mg,Fe,Al)₆(SiAl)₄O₁₀(OH)₈; мусковіт KAl2Si3AlO₁₀(OH)₂; глауконіт K₂(MgFe)₂Al₆(Si₄O₁₀)₃(OH)₂, біотит K(MgFe)₃AlSiO₁₀(OH)₂.

Виділяється конституційна вода в більшості мінералів нагріванням їх до температури 400-1000 ^оС.

Деякі мінерали вміщають, як кристалізаційну так і конституційну воду.

Наприклад, галуазит Al₄Si₄O₁₀(OH)₈·4H₂O інколи сумарний вміст в твердій фазі мінералу, або породи хімічно зв’язаної води (кристалізаційної і конституційної) позначають символом H₂O⁺ при цьому мають на увазі усю воду, яка виділяється із породи при нагріванні при температурі вище 105 ⁰С. Очевидно, що W_х.зв = H₂O⁺δ_тв, де δ_тв – густина мінералу, або середня густина породи.

Фізично зв’язана вода. До цього типу води відносять ту частину води в порах породи, яка залишається в ній завдяки взаємодії молекул води з поверхнею мінерального скелета породи, а також в результаті впливу капілярних сил. Фізично зв’язану воду можна виділити повністю шляхом висушування зразка з нагрівом або в ізотермічному режимі екстрагування зразка в апараті Сокстлета, частково центрифугування капілярним витісненням.

Виділяють наступні види фізично зв’язаної води: а) стрічкова – утримується поверхнею твердої фази; б) кутів пор і тупікових пор; в) капілярна – затримана.

Стрічкова вода представлена багатьма шарами орієнтованих молекул води, розміщених вздовж поверхні твердої фази частинок мінерального скелету породи. Товщина шару стрічкової води складає декілька десятих нанометра (товщина моношару молекули води або гідратованих катіонів до 100 нм.).

Фізичні властивості стрічкової води відмінні від властивостей вільної води – густина і в’язкість стрічкової води вища, ніж вільної, температура замерзання і розчинність солей нижча.

До міцно-зв’язаної води – відносять молекули води і гідратні оболонки катіонів, які поглинаються між шаровим простором кристалів монтморилоніту і інших змішано-шарових глинистих мінералів.(між шарова вода, або вода набухання глинистих мінералів з рухомою решіткою). Міцно- зв’язана вода має густину 1,3-1,5 г/см³, діелектрична проникність ε = 10-30 відн.од, температура замерзання – 74 ⁰С, практично не розчиняє солей.

Виділення міцно-зв’язаної води, в тому числі і міжшарової здійснюють при t = 105-160 ⁰С. Міцно-зв’язана вода відповідає гігроскопічній вологості породи. Вплив тиску 20 МПа на гірську породу не дозволяє витіснити всю міцно-зв’язану воду.

Рихлозв’язана вода – має густину не більше 1,1-1,2 г/см³, діелектрична проникність більше 30. Температура замерзання – 4 ⁰С, здатна розчиняти солі, але гірше ніж вільна вода. Виділяється при температурі T<105 ⁰С.

В об’ємі, який займає стрічкова вода розміщається подвійний електричний шар. Виникає цей шар близько границі твердої і рідкої фаз завдяки тому, що тверда поверхня має як правило від’ємний заряд. По суті, це є особливе розподілення електричних зарядів у приграничних областях фаз породи, які дотикаються. Досить добре вивчений подвійний електричний шар на контакті електролітів із твердим компонентом породи. Цей шар складається із: а) іонного; б)адсорбційного; в) орієнтаційного.

Іонний вид шару створюється за рахунок залишкових електричних сил на поверхні твердого компоненту порід при різних хімічних потенціалах однакових іонів в різних фазах породи. Він складається із шару дегідратованих потенціаловизначаючих іонів в твердій фазі і шару гідратованих антиіонів в рідкій фазі. Знак їх різний, розміщені дифузно біля самої границі розділу фаз. Знак і об’єм заряду твердої фази визначається хімічним складом контактуючих фаз, станом розділюючих поверхонь.

Шар гідратованих противоіонів примикає до твердої фази і утримується завдяки потенціаловизначаючих іонів. Однак тепловий рух молекул в рідкій фазі розмиває цей шар, тому він має нерухому і дифузну частину. Нерухома частина шару розміщується в поровому просторі і приєднується до твердої фази, за нею розміщена дифузна частина, де густина іонів зменшує в напрямку від твердої фази в глибину рідкої.

Абсорбційний вид шару виникає в результаті вибіркової абсорбції іонів індиферентного електроліту на незарядженій поверхні твердої фази індиферентний електроліт не має спільних із твердою фазою іонів. Абсорбується той іон, який має велику валентність і менший гідратний радіус, він ближче підходить до абсорбенту і міцніше утримується ван-дер-вольсовими силами. Останні виникають на поверхні твердої фази під дією адсорбційного іону. Приблизившись до абсорбенту він поляризує поверхневі атоми, при цьому деформуються їхні електронні оболонки і атоми перетворюються в миттєві диполі, які здатні утримувати абсорбуючі іони.

Орієнтаційний вид шару формується із дипольних молекул води. Частина із них орієнтується і утримується в поровому просторі біля позитивних і від’ємних нескомпенсованих або ван-дер-вольсових зарядів на поверхні твердої фази порід, утворюючи шар міцнозв’язаної води. Поле цього шару і залишкові електростатичні сили орієнтують додаткову кількість води, яка створює рихлозв’язаний її шар. До рихлозв’язаної води відносять воду орієнтовану у іонів дифузійної частини шару.

Характеристика водонасичення. Гірські породи у природних умовах завжди знаходяться у вологому стані. Об’єм води, який знаходиться в породі залежить від багатьох чинників, які називають водні параметри. До водних параметрів відносяться: об’єм порового простору, розмір порових каналів, ємнісно-катіонні властивості породи, вміст в порах інших флюїдів та інші.

Вміст води в поровому просторі визначає вологість породи. Властивості породи приймати, вміщувати і утримувати певну кількість води називають вологоємністю.

Одним з основних параметрів вологоємності породи є капілярна характеристика порового простору. Капілярна вологоємність визначається капілярними силами, які утримують воду у порах, радіус яких складає 0,05-0,5 мкм. Капілярно-утримана вода за властивостями не відрізняється від вільної води. Капілярна вологоємність описується відношенням об’єму пор, які заняті водою до об’єму сухої породи.

Пори породи, крім суб-капілярних, наповнені зв’язаною і вільною капілярно-утриманою водою. За умов віддалення від рівня ґрунтових вод капілярний тиск буде утримувати воду у порах все меншого діаметру і на певній відстані залишаться пори малого діаметру, які заповнені водою. Таким шляхом буде утворюватися зона підвішаної вологоємності. Висота підйому зони у крупно- і середньозернистих пісковиках досягає 0,25-0,65 м, а у дрібнозернистих може досягати 1-1,5 м.

Підвішана вологоємність характеризується відношенням частки об’єму заповнених пор до об’єму сухої породи. У дрібно дисперсних породах перетин пор настільки малий, що вони заповнюються лише сорбційно-зв’язаною водою.

Повна вологоємність може утворюватися у породах, які розташовані нижче рівня ґрунтових вод. За цих умов у породі утримується максимально можлива кількість щільнозв’язаної води, крихкозв’язаної і вільної води. Величина повної вологоємності залежить від мінерального і гранулометричного складу, структури і текстури породи. Вологоємність визначається співвідношеннями:

; ; (1.22)

де w_n, w_k, w_під – повна, капілярна і підвішана вологоємність;

V_В, V_В.К, V_В.ПІДВ - об'єм повної, капілярної і підвішаної води у зразку

гірської породи;

V_С - об'єм сухого зразка гірської породи.

Повна вологоємність породи крім вказаних чинників може залежати від вмісту нафти або газу у поровому просторі. В цьому випадку порода характеризується залишковою водонасиченістю, яка визначається сумарним вмістом в породі вільної, капілярно-утриманої і фізично-зв’язаної води. Її вміст характеризується коефіцієнтом залишкового водонасичення К_В.З :

(1.23)

де V_в.з – об’єм залишкової води у взірці гірської породи;

V_пор – об’єм відкритих пор зразка гірської породи.

В практиці лабораторних досліджень керну використовують декілька способів визначення К_в.з, які поділяються на дві групи.

Перший спосіб відноситься до прямих методів оцінки фізичних параметрів. Прямий метод (Закса) дозволяю визначити кількість води, яка вміщується в зразку. Він дозволяє встановити значення K_в.з, яке характеризує продуктивний колектор в умовах натурального залягання. При цьому у лабораторних умовах проводиться визначення залишкової води на керні гірської породи вилученої з продуктивного інтервалу розкритого промивною рідиною на нафтовій основі. Головною особливістю є необхідність зберігання зразка в умовах при яких не порушується пропорція вмісту флюїду у породі зразку.

Визначення K_в.з прямим методом складається із наступних етапів:

- продуктивні відклади вскриті свердловиною на нафтовій основі з 100% виносом керну;

- зразки після виносу керну на поверхню консервуються з метою збереження в зразку пластової води;

- кожний зразок розконсервовують і екстрагують в спиртобензолній суміші, в апараті Закса, в якому є спеціальна пастка для води;

- визначають об’єм води виділеної із зразка;

- знаючи об’єм зразка і пористість визначають V_п і за формулою (1.19) находять K_в.з.

Другий спосіб, до якого відноситься група методів (вторинні методи), які основані на моделюванні залишкової води у зразках. Зразки при підготовці моделі обов’язково екстрагуються від залишків нафто продуктів і солей. На підготовленому зразку визначається залишкова водонасиченість методами капілярного витіснення центрифугування, вологоємких середовищ і методом ядерно-магнітного резонанса.

Найбільш поширеного застосування у петрофізичних лабораторіях набули перші два вторинні методи.

Метод капілярного витіснення (капіляріметрія) – зразок 100% насичений пластовою водою поміщають в спеціальну комірку, де встанавлюють його на мембрану, з порами певного розміру. Під дією невеликого перепаду тиску 0,15-0,2 МПа воду із зразка витісняють повітрям. Величину ΔP вибирають у відповідності з розміром пор мембрани, тобто трохи менше ΔP_пр при якому можливий порив мембрами. Тобто умови проведення експерименту уже за відомо визначає верхню границю радіуса пор із яких вода не буде витіснятися.

z_гр =2σ cos θ /ΔΡ, (1.24)

де ΔΡ – максимальний перепад тиску на зразку,

σ – поверхневий натяг на границі повітря-вода.

Значення беруть в границях 0< θ <45⁰, частіше θ = 0 величина K_в.з вираховують за формулою

K_в.з = (V_п-V_в.вит)/V_п. (1.25)

При експерименті спостерігається залежність ΔΡ= ƒ(V_в.вит)

K_в.з=ƒ(∆P). (1.26)

Для газоносних порід, воду витісняють повітрям, для нафтоносних – рідким вуглеводнем..

Метод центрифугування – повністю водонасичений зразок розміщують в комірці ротору центрифуги і центрифугують на протязі деякого часу із заданою частотою. Витіснення води проходить завдяки створенню при центрифугуванні тиску Ρ_к в порових каналах зразка.

Ρ_к = 1,8n²Δδ(3RL+L²)·10^-10, (1.27)

де n – частота обертання ротора центрифуги, хв^-1;

Δδ – різниця густини води і витісняючої фази (повітря), г/см³;

R і L – радіус обертання і довжина зразка, см; Ρ_к – МПа.

Частоту і тривалість обертання вибирають, як правило такими, щоб одержані значення K_в.з були найбільш близькими до значення K_в.з на тих зразках визначеними капіляриметрія. Для зразків з К_пр > 100·10^-15 м² вибирають n ≤ 4000 хв^-1, t = 30 хв. із зменшенням К_пр час обертання до 1 год., а частоту обертання до 6000 хв^-1. Режим центрифугування підбирають таким, щоб витіснення води із капілярів з радіусом r > 0,5 ÷ 1 мкм .

Розглянуті властивості гірської породи зберігати і накопичувати воду відносяться до порід з гідрофільною поверхнею твердої фази. У гідрофільній породі плівка води рівномірно покриває поверхню і займає всі активні центри гірської породи гідратованими катіонами. У природних умовах колектори нафти і газу інколи характеризуються частковою гідрофобністю. Часткова гідрофобність проявляється в тому, що частина порового простору не змочується водою, тобто на цих ділянках відсутня плівка води, а нафта або газ безпосередньо контактує з твердою поверхнею.

Наявність гідрофобних ділянок у поровому просторі пояснюється присутністю у твердій фазі речовин з специфічними властивостями. До таких речовин відносять вугілля, тверді бітуми та інші. Крім того на поверхні твердої фази можуть виникати абсорбція молекул вуглеводнів їх хемосорбція, яка ініціює утворення на поверхні пор нових сполук, наприклад кальцію.

Імовірність розриву плівки води і виникнення часткової гідрофобізації зростає за умов підвищення мінералізації, у пластових водах, іонів Ca і Mg, тому у карбонатних породах-колекторах умови для гідрофобізації сприятливі.

При визначені запасів вуглеводнів на родовищах необхідно враховувати явище гідрофобізації.