petrophysics2004
.pdfК о м п о н е н т н у ю н е о д н о р о д н о с т ь породы характеризу ют составом твердой, жидкой и газообразной фаз. Ее можно проил
люстрировать на следующих примерах: доломитизированный изве
стняк имеет в составе твердой фазы два минераладоломит и каль цит; нефтеводоносный коллектор содержит в составе жидкой фазы нефть и свободную воду.
Примерамитекстур ной н е однородно с т и являютсяраз новидности глинистого песчаника, содержащие глинистый матери
ал, распределенный по объему в виде прослоев, чередующихся с про
слоями песчаника, линзачек или гнездовидных включений.
Масштабынеоднородностей зависятот их генезиса, иобразуютраз
личные уровни неоднородности. Рассмотрим эти уровни в порядке их
возрастания в соответствии с изучаемыми составляющими породы.
Составпые части породы и их при.мерпые размеры, .м1С.м
Атомы, ионы.................................................................................... |
О,5 · 10-4 - 2 · 10-4 |
Молекулы.......................................................................................... |
10-4-10-з |
Моно- и полимолекулярные слои (толщина)..... |
1о-4-10-1 |
Поры, заполненные жидкостью, газом ................... |
1о-4-1оз |
Зерна твердого скелета......................................................... |
1о-з-1Q5 |
Полости выщелачивания .................................................... |
102-1 Q7 |
Прослои, линзы, включения............................................. |
10з-107 |
При экспериментальном изучении горной породы необходимо учитывать одновременно разрешающую способность используемо го для изучения физического или физико-химического метода, раз
меры исследуемого образца породы и масштабы его неоднороднос
ти на разных уровнях. При изучении породы в лаборатории обычно имеют дело с образцами размером примерно от 1 см (кусочки шла ма) до 10 см (образцы правильной формыцилиндры, прямоуголь ные параллелепипеды). Размеры объектов, выделяемых в разрезах скважин геофизиками и изучаемых с помощью полученных петро физических связей и критериев, составляют от нескольких санти метров до нескольких единиц и десятков метров. Это необходимо учитывать при получении и использовании петрафизических свя зей типа кернкерн и геофизикакерн (см. разд. 13).
Различные физические методы изучения породы в лаборатории и соответствующие им геофизические методы изучения пород в ус
ловиях естественного залегания исследуют и отражают разные
уровни неоднородности исследуемых геологических объектов. Так,
ядерные методы, например нейтронно-активационный анализ, «ра
ботают» на ядерном уровне и соответственно дают информацию о
наличии и количественном содержании того или иного элемента.
Определив элементный состав породы комплексом ядерных мето дов, при благоприятных условиях можно приближенно оценить ми
неральный состав скелета породы и молекулярный состав жидкой
и газообразной фаз в порах. Электрические и электромагнитные методы «работают» на уровне зерен минерального скелета и пор,
10
nоэтому изучаемые ими физические nараметры дают информацию, nрежде всего, о соотношениях объемов твердой фазы и флюидов в nороде, а также о соотношениях объемов nолярных и неnолярных или nроводящих и неnроводящих фаз в емкостном nространстве nороды. Электрохимические и отчасти электромагнитные методы (в оnределенном диаnазоне частот) nозволяют nолучить информацию
о nрисутствии и содержании в nороде nограничных слоев с аномаль
ными свойствами, что nозволяет судить о стеnени дисnерсности
твердой фазы, наnример, nри изучении диффузионно-адсорбцион
ной активности осадочных пород, или о стеnени дисnерсности вклю чений с электронной проводимостью в массиве породы диэлектри
ка (nолиметаллические руды).
Изучение фильтрацианно-емкостных nараметров nороды в соче
тании с изучением ее акустических, электрических и электрохими
ческих nараметров nозволяет, находясь на уровне пор и скелетных
зерен, уделить основное внимание исследованию геометрии пор и
минерального скелета nороды.
Уровни неоднородности более высокогопорядка исследуют обыч но комплексом геофизических методов в разреЗах скважин или, если они не выходят за пределы 1 мм-1 см, на крупных образцах nра вильной формы также комnлексом физических и физико-химичес ких методов в лаборатории.
Важными характеристикаминеоднородности породы являются степень дисперсности твердой фазы и соответствующая ей nоверх ность раздела твердой и жидкой и газообразной фаз, которые рас
смотрены ниже.
2.2. глинистость
Фильтрацианно-емкостные свойства, водаудерживающая способ ность, многие другие физические свойства терригеиных коллекторов, изучаемые методами rис (удельное электрическое соnротивление,
диэлектрическая проницаемость, естественная и вызванная поляри
зация, естественная радиоактивность, уnругие nараметры, нейтрон
ные свойства и т.д.) зависят, в nервую очередь, от содержаний в по роде глинистых минералов, их состава, свойств (табл. 1) и морфоло гии расnределения в объеме породы.
При отсутствии или незначительном содержании в коллекторе карбонатного, силикатного и железистого цемента, что характерно для большей части терригеиных разрезов, содержание глинистого материала является решающим фактором nри разделении nород на
коллекторы и неколлекторы, а коллекторов - на пласты с различ
ными фильтрацианно-емкостными свойствами.
Глинистые минералы по своим физическим свойствам резко от личаются от минералов скелетной матрицы. С изменением содержа
ния глинистого материала закономерно изменяются nористость, nро
ницаемость, остаточная флюидонасыщенность. Содержание в поро
де глинистого материала является одним из основных факторов,
определяющих сnособность породы быть промышленным коллекто-
11
Т а б n и ц а 1. Свойства rлив раЗJiичвоrо минерапоrичсскоrо состава
|
Характеристика |
|
|
Глины с высокой |
Глины с JIИЗI(()Й |
|
|
|
|
радиоактивностью |
радиоактивностью |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные :минераJIЫ |
|
|
Гидроспюда |
каопинит |
|
|
|
|
|
МОIПМОри.71JIОНИТ |
хпорит |
|
|
|
|
|
бентонит |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Морфологическая |
|
|
Bxoдsrr в состав матрицы; запопняют емкостное |
|
|
|
|
|
||||
|
характеристика |
|
|
пространство |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Минерапоrическая |
|
|
гидрослюда 2,84 |
каопинит 2,62 |
|
|
IШОТНОСТЬ, r/см3 |
|
|
МОIПМОрИJIJIОНИТ 2.50 |
хпорит 2,72 |
|
|
(среднее значение) |
|
|
бентонит |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Удепьная поверхность |
|
|
Высокая |
Низкая (каопинит: 50) |
|
|
S,м2/м3 |
|
|
(МОIПМОри.71JIОНИТ: 900; |
|
|
|
|
|
|
rидрослюда: 280) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость катионноrо об- |
|
|
Высокая (60-150) |
Низкая (3-15) |
|
|
мена Q, мr-экв/100r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Показате.ль rидрофипь- |
|
|
Высокий |
Низкий |
|
|
|
|
|
|||
|
ностиУ |
|
|
(моJПМориnпонит: У>4); |
(каопинит: У<=2) |
|
|
Y=Si02/R20 3 |
|
|
Средний |
|
|
|
(R20 3 =Al20 3+Fe20 3) |
|
|
(rидроспюда: 4>У>2) |
|
|
|
Разбухаемость |
|
|
Сильная |
Слабая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарноесодержание |
|
|
Высокое (15-50) |
Низкое (5-15) |
|
|
|
|
|
|||
|
ЕРЭ, eU |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Содержание химически |
|
|
Низкое (менее 13%) |
Высокое (до 37%) |
|
|
связанноrо водорода* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Удельное зпектриче- |
|
|
Высокое |
Низкое |
|
|
ское сопротивпение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Поrлощение теrшовых |
|
|
СИJIЬНОе |
Слабое |
|
|
нейтронов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
'без учета межпакетной воды.
ром, и одновременно существенно влияет на петрафизические связи,
лежащие в основе интерпретации данных ГИС.
Для характеристики содержания глинистого материала исполь
зуют параметры массовой Сrя• объемной krя и относительной ТJrя гли
нистости, которые рассчитывают по величине массового содержания
в породе высокодисперсного глинистого материала (размер частиц dз< 0,01 мм), состоящего преимущественно из глинистых минералов.
Объективной характеристикой присутствия в породе глинистых
и других высокодисперсных минералов являются параметры, харак
теризующие полную поверхность породы, отнесенную к единице
объема породы (полная удельная поверхность); к единице массытвер дой фазы породы (адсорбционная поверхность минерального скеле та); к единице объема пор (величина, пропорциональная присутствию
в породе обменных катионов). Параметры, характеризующие пере-
12
численные виды поверхностей, рассчитаны на основе эмпирического
определения адсорбционной способности породы с помощью различ ных агентов -воды, азота, инертных газов, обменных катионов, по
лучая изотермы адсорбции нейтральных молекул (воды, газа) или
выполняя катионный обмен определенного катиона (например cu+2)
на природвый комплекс обменных катионов породы.
В карбонатном разрезе основными факторами, формирующими породу-коллектор, и определяющими ее фильтрацианно-емкостные
и другие свойства являются вторичные процессы, связанные с тек тоническими перемещениямиучастков фундамента иосадочного чех
ла, ведущие к образованию системы трещин, и процессы выщелачи вания карбонатного скелета с образованием емкостей выщелачива
ния от небольших каверн до мегакарста. Трещины формируют пути фильтрации и, следовательно, -фильтрационные свойства, а емко сти выщелачиванияемкостные свойства коллектора.
В формировании карбонатных коллекторов роль глинистого ма
териала и его свойств менее значительна, чем в терригенных, хотя
относительное содержание глинистого материала Т'lно оказывает оп
ределенное влияние на возникновение емкостей выщелачивания: чем
больше величина Т'lно• тем меньше вероятность протекания процессов
выщелачивания и возникновения вторичных пустот. В то же время,
карбонатные породы с высоким относительным содержанием НО спо
собны быть надежным литологическим экраном нефтяной или газо
вой залежи при отсутствии в ней вертикальных и субвертикальных
трещин.
В карбонатном разрезе глинистые минералы ассоциируются с не растворимым остатком (НО) и некоторым аналогом параметров гли
нистости в терригеином разрезе являются соответствующие парамет
ры, характеризующие содержание НО.
Наиболее сложными объектами являются коллекторы, приуро
ченные к вуJIКаноrенамэффузивным, метаморфическим породам,
а также к породам вулканагенно-осадочного происхождения. Фильт
рационно-емкостные и другие параметры этих коллекторов форми руются, в первую очередь, за счет вторичных процессов (тектоrенез и выщелачивание), в ходе которых, прежде всего в результате вы щелачивания происходит не только образование эффективной емко сти (трещины, пустоты выщелачивания), но и существенное иреоб разование минерального состава твердой фазы с появлением компо нент, обладающих высокой адсорбционной, в частности, водаудерживающей способностьюцеолиты, глинистые минералы.
Гранулометрическая глинистость c.JI осадочных горных пород
характеризуется содержанием в минеральном скелете породы час
тиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Величина Сrп устанав
ливается по данным гранулометрического анализа и рассчитывает
ся по формуле
с |
= m<O,Ol |
(2.1) |
ГJI |
1 |
|
|
mтв |
|
13
где Сrлмассовая глинистость в долях единицы; mтвмасса сухой
навески анализируемого порошка-твердой фазы минерального ске
лета породы; m<0,01- масса фракции с dзФ< 10 мкм. Достоверность определения Сгл зависит от технологии выполнения
стандартного гранулометрического анализа в лабораториях петрогра
фии и физики пласта: исследуемый образец экстрагируют в аппарате Сокслета, далее его размельчают, иревращая в порошок, и обрабаты вают 5-10 %-ным раствором соляной кислоты, после чего отмывают
полученный порошок в дистиллированной воде, высушивают в термо
стате при температуре 105 ·с и приступают к гранулометрическому
анализу. Отметим по крайней мере два существенных недостатка ме тодики, обусловливающих погрешность в определении Сгл·
1.Размельчение (истирание) образца не гарантирует переход в
порошок всех частиц с d3Ф< 10 мкм, поскольку часть их находится в
зернах полевых шпатов и других минералов, частично преобразован
ных и содержащих в себе частицы с dзФ< 10 мкм.
2.Обработка изучаемого объекта концентрированным раствором HCl необратимо изменяет первоначальную массу образца, его мине
ральный и гранулометрический составы, поскольку растворяются не
только карбонаты и гидрокарбонаты кальция и магния, но и ряд сме
шапослойных глинистых минералов - лептохлориты, гидроксиды
железа и алюминия и другие высокодисперсные компоненты мине
рального скелета породы, которые, не будучи растворены НС1, ока зались бы при гранулометрическом анализе во фракции с dзФ< 10 мкм.
Указанные недостатки стандартной методики определения Сrл
могут вносить существенные погрешности.
В петрафизической и геофизической практике используют пара метры ГЛИНИСТОСТИ, ПрОИЗВОДНЫе ОТ маССОВОЙ ГЛИНИСТОСТИ Crn -
объемную kгп и относительную Тlrn глинистость.
При равенстве плотности скелетных зерен породы и глинистой
фракции (Sск=Sгп> коз ф ф иц иен т объемной гл и н и с тост и
kгп=сгд(1- kп), |
(2.2) |
где kпкоэффициент общей пористости.
ЕслиSск*Sгп•
kгп= crn ~ск(1- kп). |
(2.3) |
rn |
|
Параметр kгп характеризует долю объема породы, занимаемую
глинистым материалом; его удобнее использовать при построении
различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими
параметрами.
Коэффициент от но с и тельной глинисто с т и, или
просто относительная глинистость, Тlrn характеризует степень запол
нения глинистым материалом пространства между скелетными зер
нами:
(2.4)
14
С Тlrn тесно связан коэффициент диффузионно-адсорбционной ак тивности Ада.
В породе-коллекторе глинистый материал присутствует в виде
агрегатовскоплений глинистого цемента, занимающих обособлен
ные объемы с присущей им внутренней пористостью kn.rn· Объемное
содержание в породе таких агрегатов характеризуется коэффици ентом агрегатной глинистости
krn.arp=krп/(1- kn.rn) |
(2.5) |
Очевидно, что всегда k.п.arp> k.n• посколькуko.rn> О. Знаяko, k.n• kш-п•
можно оценить предельное значение коэффициента эффективной
пористости kи.эф.предглинистого коллектора:
kп.эф.пред=kпkrпkп.rn/(1- ko.rп} |
(2.6) |
Рассмотренные параметры характеризуют так называемую р а с
с е я н н у ю г л и н и с т о с т ь породы, равномерно распределенную в
объеме и характернуюдля достаточно однородных песчаников и алев ролитов преимущественно кварцевого состава. В полимиктовых пес
чаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в ча
стично или полностью преобразованных зернах полевых шпатов и об ломков других пород. Характерно, что если глинистый цемент,
контактный или типа заполнения пор, расположенный между скелет
ными зернами кварцевых и полимиктовых песчаников и алевролитов,
приводит к снижению их эффективной пористости и проницаемости,
глинистый материал преобразованных зерен и обломков пород мало влияет на фильтрацианно-емкостные свойства коллектора.
Наряду с рассеянной различают слоистую глинистость, характе
ризующую содержание в породе прослоев глинистого материала, че
редующихся с прослоями коллектора. С л о и с т у ю г л и н и с т о с т ь
характеризуют параметром Xrn• выражающим долю толщины слоис
той породы, приходящуюся на прослои глины.
В общем случае, если коэффициенты пористости песчано-алев
ритовых и глинистых прослоев неодинаковы (ko.n~ko.rn>• параметры
Тlrn и Xrn связаны соотношением |
|
Xrn (1- kш-п) |
|
Тlrn Xrn +kш,(l-Xrп) |
{2·7} |
Если kn.rn=ko.n=k0 , используя соотношения (2.4) и (2.7), петрудно
показать, что Xrn=Crn• если бск=бrп·
В карбонатных породах собственно глинистость не определяется.
Для них находят содержание перастворимого остатка Сн.о• характе
ризующее весовую долю минерального скелета, остающуюся после
обработки породы 5-1 О %-ным раствором HCl. Величину Сн.о можно лишь условно рассматривать как Crn• поскольку значительная, не редко большая часть перастворимого остатка (НО) представлена
кремнеземом. Так же, как при гранулометрическом анализе терри
геиных пород, благодаря воздействию HCl из анализируемой навес ки карбонатной породы уходят в раствор и выпадают из дальнейше-
15
го анализа лептохлоритьх, гидроксиды железа и алюминия. В лите
ратуре параметр Сн.о и производные от него kн.о=Сн.0(1 - k0 ) и'У'\н.о=kн.of
(kн.о+~) передко используют в качестве аналогов Сгл• kгл• 'У'\гл приме
нительно к карбонатным породам.
Тонкодисперсная составляющая осадочной породы с размером ча
стиц менее 10 мкм имеет сложный минеральный составкроме гли
нистых минералов она может содержать кварц, опал, халцедон, био
тит, мусковит, лимонит, перидотит, роговую обманку, титаномагнетит,
пирит. Однако основной составляющей этой фракции являются обыч
но глинистые минералы, что и позволяет, хотя и с определенной ого
воркой, называть эту фракцию глинистым компонентом породы.
К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного со става, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита. Воснове строенияэтихминералов лежиткристаллическаярешетка, об
разованная алюмосиликатными тетраэдрами, включающая также ато
мы кислорода, гидроксильные группы, катионы натрия, калия, магния,
кальция и т.д. Частицы (мицеллы) глинистых минералов характеризу
ются размерами от нескольких миллимикрон до нескольких микрон.
Благодаря высокой дисперсности частиц глинистых минералов в оса дочных породах они обладают огромной адсорбционной поверхностью,
способной удерживать полярные молекулы воды и обменные катионы. Все глинистые минералы благодаря высокой дисперсности и на
личию обменных центров обладают высокой способностью сорбиро-
Обменные катионы nH20
ОКислород
@Гидроксил
о• Кремний (иногда алюминий)
8 Алюминий, железо, магний
Рис. 1. Схематическое изображение
структуры монтмориллонита
(по Гофману и др.).
Рис. 2. Схематическое изображение
структуры глинистого минерала
группы гидрослюд (по Джексану и Уэсту). Обозначения те же, что на рис.l.
16
Рис. 3. Структура емкостного про |
Рис. 4. Электронная микрофотогра |
странства, сформированного гидра |
фия глинистого материала, пред |
слюдой, развившейся в процессе вто |
ставленного блоками каолинита; |
ричных преобразований полевого |
ув. 6500 (по В.Г. Виноградову). |
шпата; ув. 7000 (по В.Г. Виноградову). |
|
вать органические ионы и радикалы. Максимальной обменной емко стью обладают минералы группы монтмориллонита, минимальной минералы каолинитовой группы. Минералы группы гидрослюд по сорбционным свойствам занимают промежуточное положение.
Минералы группы монтмориллонита и смешанпослойные образо
вания гидраслюды обладают раздвижной кристаллической решет кой и способны поглощать молекулы воды и обменные катионы в про
странство между алюмосиликатными пакетами, что приводит к на
буханию и увеличению их объема в несколько раз.
Вторичные преобразования резко увеличивают удельную повер
хность зерен. Это приводит, в свою очередь, к резкому увеличению
толщины слоя связанной воды вокруг сильно измененных зерен по
левых шпатов, в отличие от неизмененных разностей и, тем более, от
кварца.
Тонкодисперсный материал, обволакивая каждое зерно, увеличи вает его удельную поверхность (рис. 5). Структура емкостного про
странства особенно осложняется щетковидньiм хлоритом, частицы
которого, располагаясь перпендикулярно базальной плоскости час тиц пленочного хлорита и поверхности обломочных зерен, еще более увеличивают удельную поверхность последних (рис. 6). Такие поро
ды характеризуются высокой остаточной воданасыщенностью даже
при незначительном содержании глинистого цемента.
Изучение глинистых минералов, их содержаний, состава и свойств имеет важное значение для петрафизики нефтегазовых коллекторов
по следующим причинам.
1. Содержание глинистого цемента в терригеином коллекторе квар
цевого или полимиктового состава q;yary~IJitP-тt;xвичecкaЯ а его порис
|
библиотека |
|
|
СибНИИНП |
|
2 - Петрафизика |
|
17 |
|
Рис. 5. Пелитизирова:нные зерна по |
Рис. б. Поровое пространство, сфор |
левых шпатов в полиминеральном |
мированное хлоритом вторичного |
песчанике; ув. 280 (по В.Г. Виногра |
происхождения; ув. 3000 (по В.Г. Ви |
дову). |
ноградову). |
тость и проницаемость. С ростом глинистости фильтрационно-емко
стные свойства коллектора обычно ухудшаются.
2. Огромная поверхность глинистых частиц обусловливает связь содержания в породе физически связанной воды с глинистостью и
увеличение коэффициента остаточного водонасыщения: с одновре менным снижением коэффициента эффективной пористости с рос
том глинистости. Образование пленок адсорбированной воды с ано
мальными физическими свойствами, занимающих значительную долю объема глинистой породы, ведет к возникновению аномальных физических и физико-химических свойств глинистых пород, кото
рые необходимо учитывать при анализе материалов ГИС.
3. Содержание и минеральный состав глинистого материала -
главные факторы, определяющие способность породы играть рольли
тологического экрана нефтяной или газовой залежи.
В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глини
стости изучаемых объектов необходима для решения следующих
вопросов: а) выбора петрофизических уравнений и их констант,
адекватных изучаемому объекту, геологической интерпретации ре
зультатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования: раз работки месторождений нефти и газа; б) прогноза поведения кол лекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разре
за бурением на пресном РВО; в) проrноза динамики продуктивности
коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, зака
чиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.
Для: эффективного учета влияния глинистости породы-коллекто
ра на значения подсчетных параметров и параметров, используемых
при проектировании и анализе разработки, для правильного выбора
петрофизических уравнений и констант, входящих в эти уравнения,
18
необходимы сведения о глинистости в виде величины Сrл• получае мой при стандартном гранулометрическом анализе. Специалисту в
области интерпретации результатов ГИС и физики нефтяного и га зового пластов требуются следующие сведения о содержании в по роде, составе и свойствах высокодисперсных компонентов скелета
породы, в частности, глинистого материала.
1.Полная адсорбционная поверхность ненарушениого образца по
роды, установленная одним из способов, рассмотренных ниже.
2.ДолИ поверхности, приходящиеся на зерна скелетной фракции
(dЭФ> 1О мкм) и цементдля полимиктовых песчаников и алевролитов,
ивулканогеиио-обломочиых пород.
3.Объемные содержания в породе глинистых минералов и других
высокодисперсных компонентов, растворяемых при подготовке об
разца к анализу раствором соляной кислоты.
4. Состав глинистых минералов в анализируемом образце; распре деление их в цементе, обломках пород и преобразов~ииых скелетных зернах полимиктовых песчаников, алевролитов и вулкаиогенно-об ломочиых пород. Состав и доля глинистых материалов во фракции
< 10 мкм терригеиных и в верастворимом остатке карбонатных по
род.
5. Доли глинистого материала, характеризующегося рассеянной и
слоистой глинистостью, в микрослоистом образце, представленном
чередованием тонких прослоев коллектора и глины.
1.3. УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ. ЕМКОСТЬ КАТИОННОГО О&МЕНА
Под удельной поверхностью пористой среды понимают полную
поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой сре
ды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к
единице массы твердой фазы или к единице объема пористой среды. В инженерной геологии, петрографии, почвоведении удельную
поверхность Sтв относят к единице массы твердой фазы и выражают
вм2/г. В петрофизикепринято относитьудельную поверхность к еди
нице объема породы, выражая ее в м-1 или см-1• Для перехода от зна
чения sтв в м2/г к значению sn и м-1 пользуются формулой
S0=Sтвбт8(1- k0 ) |
(2.8). |
где бтв в г/см3; k 0 - в долях единицы. При выражении S 0 |
в см-1 в пра- |
вой части формулы (2.8) добавляют множитель 104. |
· |
Удельную поверхность 8 0 можно определять на неиарушеином об разце, Sтвна порошке, приготовленном путем размельчения мине
рального скелета образца без нарушения его первоиачальиой диспер сности. В каждом случае исследуемый объект отмывают отминераль ных солей и органических примесей и высушивают при температуре
140 ·с. Определение удельной поверхности основано на результатах
адсорбции молекул иейтрального вещества, не вступающего в хими ческую реакцию с веществом адсорбента. Величину Sтв рассчитыва
ют по формуле
19