Плотность осадочных пород определяется в первую очередь их пористостью, обусловленной структурой и диагенезом пород, в меньшей степени минеральным составом /4,6,8/

Пористость в широком смысле этого слова это доля объема пор в общем объеме пористого тела.

Зависимость между плотностью и пористостью горных пород выражается уравнением 2.11 и 2.8.

В целом точность определения плотности комплексов горных пород по корреляционным зависимостям составляет 0,02-0,06 г/см³. Для осадочных пород И.Н.Михайловым и Э.О. Тарасовой установлена зависимость:

(2.13)

Плотность минералов, образующих горные породы, может отличаться от плотности химически чистых самородных кристаллов. Вариации плотности минералов могут составлять 0,01-0,1 г/см³, иногда достигают 0,3г/см³ за счет неоднородности химического состава, наличия посторонних микропримесей и микротрещиноватости.

Пористость скальных пород незначительна и обычно изменяется от долей процента до нескольких процентов: у полускальных она может достигать 15-20%. Исключение составляет некоторые эффузивы: базальты, туфы, туффиты, а также некоторые известняки-ракушечники, мел, опоки и др., пористость которых достигает 30-35% (Зинченко В.С., 2005).

Общая пористость песчаных и глинистых пород изменяется в довольно широких пределах в зависимости от формы и размера слагающих их частиц, плотности сложения, сечения и характера цементации.

Пористость неоднородных по гранулометрическому составу пород обычно меньше, чем однородных, хорошо отсортированных, так как в неоднородных породах более мелкие частицы располагаются среди более крупных и общая плотность упаковки повышается. Чем меньше коэффициент неоднородности гранулометрического состава пород, тем выше их пористость (Зинченко В.С., 2005).

Существенное слияние на пористость пород оказывает плотность сложения. В зависимости от плотности укладки равновеликих частиц шарообразной форме независимо от их размера коэффициент пористости может изменяться от 26% при тетраэдрической укладке частиц до 48% при кубической (рис.2.2).

а б в

Рис.2.1. Изменение пористости породы, состоящей из равновеликих частиц шаообразной формы, в зависимости от плотности их сложения:

а – наиболее рыхлое сложение (k_п=48%), б – средней плотности (k_п=40%), в – наиболее плотное (k_п=26%) (Зинченко В.С., 2005).

У пород тонкозернистых (тонкодисперсных) пористость выше, чем у пород грубодисперсных с меньшей удельной поверхностью. В соответствии с этим общая пористость глинистых пород обычно выше, чем пористость песков, гравелитов и других обломочных пород, хотя поры и пустоты у последних крупнее. У некоторых типов глин она может достигать 60%.

По общей пористостью горные породы подразделяются на три группы:

1) с низкой пористостью, k_п <5%;

2) со средней пористостью k_п =5-20%;

3) с высокой пористостью k_п > 20%.

По условиям происхождения различают пористость первичную (сингенетичную) и вторичную (эпигенетичную). Первичная пористость возникает в процессе формирования породы. Вторичная пористость в горных породах (каверны, трещины, каналы) возникают в результате перекристаллизации элементов, составляющих породу, растворения и выщелачивания отдельных минералов и цемента, уплотнения и разуплотнения при воздействии тектонических сил, физического выветривания.

В зависимости от причин, порождающих трещиноватость горных пород, а также от структуры, текстуры, минералогического состава в горных породах образуются различные трещины по ширине (раскрытости), длине и ориентировке в пространстве. Отсюда выделяются следующие типы пород, пустотное пространство образовано межгранулярными (межзерновыми, первичными) порами, то есть коллекторами (Зинченко В.С., 2005):

1) коллекторы кавернозного типа, приуроченные, в основном, к карбонатным породам с кавернами и карстом, связанными между собой микротрещинами, по которым осуществляется фильтрация жидкостей и газов;

2) коллекторы трещинного типа, приуроченные к карбонатным породам, плотным песчаникам, хрупким сланцам, пронизанным трещинам, из которых фильтрация происходит только по трещинам с раскрытостью 0,005-0,01 мм;

3) коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади к размеру первого, второго типа и пористого коллектора.

Поры в породах могут быть связаны между собой и с атмосферой или изолированы друг от друга. В первом случае говорят об открытой, а во втором – о закрытой пористостью. Сумма объемов открытых и закрытых пор породы является ее общей пористость:

V_пор=V_п.о+V_п.з (2.14)

В слабоглинистых, высокопористых рыхлых породах общая и открытая пористости отличаются незначительно. В глинистых породах, в которых присутствуют, в основном, субкапилярные поры, различие может быть значительным.

В нефтепромысловой геологии при гидродинамических расчетах используют понятие эффективной и динамической пористости.

Коэффициент эффективной пористости k_пэф характеризует полезную емкость породы по отношению к нефти или газу и представляет собой объем открытых пор за исключением объема заполненного физически связанной и капиллярно-удерживаемой водой:

(2.15)

где k_п.св – коэффициент водонасыщения, определяющий содержание связанной воды в единице объема пор; V_в.св- объем связанной воды.

Динамическая пористость k_п.д. представляет собой отношение объема фильтрующейся жидкости в породе к объему породы при заданной градиенте давления:

, (2.16)

где V_д – объем фильтрующейся жидкости; V – объем образца в породе. Объем V_д определяет количество извлекаемой нефти и газа.

Плотность породообразующих минералов песчано-обломочных и глинистых пород 2,5-3 г/см³, а карбонатных и гидрохимических 1,9-3 г/см³. Минеральная плотность пород, т.е. средняя плотность минерального скелета, изменяется в пределах 2,58-2,86 г/см³ в песчано-обломочных и 2,16—3 г/см³ в хемогенных образованиях.

Значения плотности некоторых типов осадочных пород:

Глина 2,2-2,5

Аргиллит 2,3-2,4

Песок 1,5-1,7

Алевролит 2,1-2,5

Песчаник 2,1-2,4

Мергель 2,2-2,4

Известняк 2,4-2,6

Доломит 2,5-2,6

Гипс 2,4-2,5

Ангидрит 2,6-2,8

Плотностная характеристика геологического разреза также зависит от плотности жидкой и газообразной фаз и от геохимической деятельности пластовых вод. В естественном залегании осадочные породы, расположенные ниже уровня грунтовых вод, характеризуются относительной влажностью ω=0,8÷1. Основными факторами, определяющими плотность воды, является ее минерализация и температура. Например, увеличение общей минерализации на каждые 40 г/л приводит к увеличению плотности воды на 0,025 г/см³ (Зинченко В.С., 2005).

При пористости песчаников в 20% и заполнении пор газом их плотность будет ниже на 10-15%, чем у водонасыщенных песчаников. Зависимость плотности воды от температуры заметно проявляется при замерзании воды. Плотность воды при этом уменьшается примерно на 0,1 г/см³. При высокой весовой влажности изменение воды на 0,1-0,15 г/см³ может обусловить изменение плотности породы до 0,12 г/см³.

Минеральная плотность большинства осадочных пород изменяется в пределах 2,56-2,88 г/см³, т.е. относительное изменение составляет примерно 15 %. Влияние минеральной плотности проявляется лишь в породах с низкой пористостью. Для осадочных пород характерна высокая пористость, достигающая 30-40%.

Таким образом, плотность осадочных пород в значительной мере определяется их пористостью. В общем случае диапазон изменения плотности осадочных пород составляет 1,2-3 г/см³. Наиболее характерные значения находятся в пределах 1,5-2,8 г/см³.

На плотность песчано-глинистых пород существенное влияние оказывает степень их диагенеза*. К причинам, обуславливающим диагенез пород, относится гравитационное уплотнение, вызванное нагрузкой вышележащих толщ, давлением при складчатых деформациях, тектонической деятельностью. Закономерность изменения пористости и плотности одновозрастных водонасыщенных пород одинакового состава может быть описана с помощью эмпирических соотношений (М.Л.Озерская):

(2.17)

, (2.18)

где - предельное значение пористости при H=0; H – глубина залегания пород; - минеральная плотность.

Наибольшей способностью к уплотнению обладают глины. В свежееотложенных глинистых осадках пористость составляет 80%, а плотность уменьшается на 35-40%, а плотность возрастает до 1,8-2,08 г/см³. При значительных нагрузках и мощности толщи перекрывающих пород около 3 км плотность аргиллитов может составлять 2,4-2,5 г/см³. Дальнейшее уплотнение возможно лишь при перекристаллизации частиц, наблюдаемой в глинистых сланцах.

Пески и песчанки, в отличие от глин, более резко реагируют на гравитационное уплотнение. Хорошо отсортированный песок на дне водоема может иметь пористость около 40%. На глубинах 1-1,5 км пористость песка под действием нагрузки вышележащих толщ уменьшаться до 6-10% за счет перегруппировки и дробления зерен. Резкое уплотнение песчаников происходит преимущественно при небольших нагрузках. На глубинах 1-2 км их плотность достигает значений 2,4-2,6 г/см³.

__________

* Под диагенезом понимается только преобразование осадка в собственно осадочную породу

Нужно заметить, что средняя плотность нередко уменьшается к своду локальных положительных структур в связи с тенденцией обломочных пород становиться в этом направлении грубее. К своду локальных структур обычно уменьшается глинистость обломочных пород и возрастает их отсортированность и пористость, что приводит к снижению плотности пород.

Превращение карбонатных осадков в породу и их уплотнение происходит также при сравнительно небольших статических давлениях. На глубинах до 1 км плотность известняков и доломитов составляет 2,5-2,6 г/см³.

За счет дальнейшего диагенеза и перекристаллизации плотность карбонатных пород увеличивается незначительно.

Плотность карбонатных пород положительных структур тесно связана с их положением на структуре. Обычно на своде структур развиты преимущественно известняки, а по направлению к крыльям возрастает содержание доломитов, что способствует росту плотности. Уменьшение плотности к своду также связано с возрастанием их трещиноватости (Кобранова В.Н., 1986).

Определенные закономерности в распределении плотности прослеживаются и в карбонатно-глинистых толщах. При их образовании карбонатный материал размещается в повышенных, а глинистый – в пониженных участках палеорельефа дна. Это приводит к увеличению плотности на участках развития карбонатных пород.

Для гидрохимических осадков диагенез пород не имеет существенного значения, поскольку эти породы уже на стадии осадконакопления характеризуются минимальной пористостью. Как следствие диагенеза пород с глубиной отмечается повышение плотности с увеличением возраста пород.

Влияние литологического состава на плотность осадочных пород сравнительно невелико, но для некоторых разновидностей заметно: ангидрит 2,9 г/см³, гипс - 2,3 г/см³, каменная соль – 2,1 г/см³.

Наличие акцессорных минералов (сидерита, пирита и др.) повышает на 0,1-0,2 г/см³. Особенно это характерно для осадочных образований складчатых регионов и областей сноса в платформенном чехле. Большое влияние на величину плотности пород оказывает состав цемента. Замена глинистого цемента в песчаниках и конгломератах на карбонатный увеличивает их плотность на 0,2 г/см³. В то же время присутствие глинистого цемента в карбонатных породах снижает их плотность. Широкие предела изменения плотности в рамках даже одной литологической разности свидетельствуют о необходимости выделения более дробных петроплотностных групп. Например, по плотности среди песчаников до сильносцементированных. Группа известняков может вмещать 4-5 разностей от известняка рыхлого с плотностью 1,8-2,25 г/см³ до известняка кристаллического с плотностью 2,7-2,9 г/см³.

Обогащение породы рудными минералами ведет к увеличению ее плотности до 3,5-4,0 г/см³ в зависимости от их плотности и процентного содержания. Плотность руд, как правило, очень высокая (3,5- до 5 г/см³) но окисленные руды имеют небольшую плотность (1,5-2,0 г/см³).

2.6. Плотность нефтей

Плотность нефтей колеблется в пределах 0,75-0,98 г/см³ (t=20°С), чаще всего в пределах 0,82-0,92 /4,6,8/. Она зависит, во-первых, от содержания в ней легких низкокипящих – бензиновых и лигроиновых фракций, во-вторых, от содержания асфальтово-смолистых компонентов, обладающих плотностью порядка 1 и выше, в-третьих, от химической природы углеводородов, составляющих основную массу нефти. Первая зависимость обратная, вторая – прямая, при этом первая зависимость в общем случае имеет большее значение, чем вторая. Третья зависимость проявляется в том, что метановые нефти (ряд алканов С_nH_2n+2) легче нафтеновых (ряд циклоалканов С₂H_2n-2), а последние в свою очередь легче ароматических (С_nH_2n-p, p=6,12..36).

Величина эффективной плотности залежи может быть по следующей формуле:

, (2.19)

где σ_з – эффективная плотность залежи; σ_в – плотность пластовой воды; σ_н.г – плотность нефти и газа в естественных условиях; k_п – коэффициент пористости; k_н.г. – коэффициент нефтегазонасыщения, определяющий степень заполнения объема пор нефтью и газом.

Проведенные рядом исследователей расчеты позволяют считать, что для газовых залежей σ_з в среднем составляет –(0,1-0,25) г/см³, а для нефтяных залежей – (0,05-0,1) г/см³. С глубиной при увеличении всестороннего давления плотность пород-коллекторов увеличивается, а пористость уменьшается, хотя довольно медленно (Березкин В.М.).