Реферат: Вещественная, структурная и фазовая неоднородность пород, а также физические свойства горных пор
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:
- измерения параметров физического поля в неоднородной среде;
- 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);
- 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:
кп = Vп /V
где Vп – 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 dэф используют уравнения Лапласа для капиллярного давления в круглом цилиндрическом капилляре:
dэф = 4σ cosθ/pк
где σ – поверхностное натяжение, Н/м; pк — капиллярное давление, Па; θ — краевой угол смачиваемости.
--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--