1. ZARYS BUDOWY GEOLOGICZNEJ
4.1. Metodyka pomiarów porozymetrycznych
Pomiary ciśnień kapilarnych metodą porozymetrii rtęciowej pozwalają na identyfikację potencjalnych skał zbiornikowych, ocenę ich jakości i spodziewanego nasycenia płynami złożowymi. Istota tej metody opiera się na założeniu, że ciśnienia kapilarne są wynikiem interakcji sił działających wewnątrz cieczy (tj. kohezji) oraz sił pomiędzy cieczami nasycającymi przestrzeń porową a szkieletem skały (tj. adhezji). Gdy siły adhezji przeważają nad siłami kohezji ciecz jest zwilżająca (np. woda), w relacji odwrotnej – niezwilżająca. Względną zwilżalność płynów wyznacza kąt styku (Q) pomiędzy ciałem stałym a powierzchnią fazową rozgraniczającą ciecz zwilżającą od niezwilżającej. W porach kapilarnych ciecz zwilżająca wznosi się wskutek adhezji nad powierzchnię fazową aż do ustalenia równowagi pomiędzy siłami adhezji i grawitacji. Stąd też, ze względu na różne gęstości płynów cechują je różne gradienty ciśnień kapilarnych, które można przyrównać do wielkości nadciśnień koniecznych do wyparcia fazy zwilżającej przez fazę niezwilżającą w przestrzeni kapilary o określonej średnicy, w przybliżeniu odwrotnie proporcjonalnej do wielkości ciśnień kapilarnych (Kuśmierek & Semyrka 2003).
Metoda porozymetryczna bazuje na wtłaczaniu rtęci w przestrzeń porową skał pozbawioną płynu – jako cieczy „roboczej” niezwilżającej i nie reagującej z ich szkieletem
skalnym – co symuluje przedmigracyjną charakterystykę potencjalnej zwilżalności skały zbiornikowej (Vavra et al. 1992). Materiałem badawczym są próbki o małej wielkości, które po ekstrakcji umieszcza się w pojemniku o skalibrowanej objętości i nasyca rtęcią w warunkach wysokiej próżni. Ciśnienie wtłaczania zwiększa się stopniowo i po każdym „kroku wzrostu ciśnienia” rejestruje się procentową objętość porów wysyconych rtęcią. Uzyskuje się w ten sposób zależność pomiędzy zadanym ciśnieniem a ilością wtłoczonej rtęci nazywaną krzywą wtłaczania, czyli wypierania fazy zwilżającej przez niezwilżającą (rtęć).
Przyjmując, że: międzyfazowe napięcie powierzchniowe (powietrze/rtęć) – g = 485 dyn/cm2, a kąt styku faz – Q = 130º można wyliczyć z równania Washburna -
1
cos
4
p Q p
D ujmujący zależność pomiędzy średnicą krytyczną kapilary (D) a
ciśnieniem wtłaczania (p) (Washburn 1921).
Szeroki zakres stosowanych ciśnień wtłaczania (0,5- 6·104 psi) umożliwia nie tylko kwalifikację jakościową typowych poziomów zbiornikowych, dla których ciśnienie wtłaczania do poziomu 2·103 psi jest na ogół wystarczające dla akumulacji węglowodorów, ale także gazonośnych kolektorów ilastych o mikroporowej strukturze pojemności, które wymagają wyższych ciśnień roboczych. Ciśnienie, przy którym rtęć zaczyna wciskać się w przestrzeń porową próbki nazywa się ciśnieniem wejścia (lub wypierania), a procentowy udział objętości porów nasyconych rtęcią, przy maksymalnym ciśnieniu wtłaczania, określa się terminem nasycenia maksymalnego. Szeroki zakres ciśnień, począwszy od ciśnienia niższego od otoczenia do wartości 6·104 psi (tj. 413,4 MPa) umożliwia penetrację pustek skalnych o prześwitach od 0,003 μm do 360 μm.
Analizując kształt krzywych kumulacyjnych (Fig. 4.1) możemy wyróżnić charakterystyczne punkty; istotne w dalszej ocenie przestrzeni porowej (Such 2002):
średnica wejścia; punkt odpowiadający średnicy porów w którym rtęć zaczyna wchodzić do próbki, określa on rozmiar największych porów występujących w próbce;
średnica progowa; identyfikowana z punktem przegięcia krzywej kumulacyjnej, im wyższa jest wartość średnicy progowej lub im niższa jest wartość ciśnienia progowego tym lepsze są właściwości filtracyjne badanej skały;
Fig. 4.1. Wykres krzywej kumulacyjnej z zaznaczonymi punktami charakterystycznymi oraz zakresami średnic porów
krzywa nasiąkania, uzyskana przy wzrastającym ciśnieniu; obrazuje proces wchodzenia rtęci w przestrzeń porową;
krzywa osuszania, uzyskana przy malejącym ciśnieniu, obrazuje proces wychodzenia rtęci z przestrzeni porowej;
histereza, liczbowy efekt stopnia oddalenia od siebie krzywych nasiąkania i osuszania, wyrażany w procentach (Such 1996).
W przypadku krzywych osuszania, możliwe są trzy typowe ich przebiegi: poniżej krzywej nasączania, powyżej krzywej nasączania oraz przebieg podobny do krzywej nasączania (Such 2000). Im bliżej obie krzywe (nasączania i osuszania) leżą względem siebie, tym bardziej przestrzeń porowa badanej próbki spełnia założenia modelu walcowego, czyli tym lepsze są możliwości transportu płynów złożowych przez skałę. Położenie krzywej osuszania wysoko powyżej krzywej nasączania świadczy o tym, że realna przestrzeń porowa ma postać stosunkowo dużych porów połączonych cienkimi kanalikami i właśnie one określają zdolność transportu płynów. Takie stosunkowo duże, wolne przestrzenie połączone z cienkimi
kanalikami - zatrzymującymi w sobie rtęć - są określane jako pułapki kapilarne (Such 2000). Przypadek, w którym krzywa osuszania znajduje się znacznie poniżej nasączania jest również niekorzystny. Świadczy o występowaniu w badanej przestrzeni porowej dużej ilości porów o lejkowatym kształcie, które mogą stanowić pułapki dla cieczy zwilżających.
Fizycznymi parametrami uzyskanymi z analizy badań porozymetrycznych są (Bachleda-Curuś & Semyrka 1997, Such 2002):
gęstość skał – [g * cm-3], która jest ilorazem masy próbki i jej objętości w wymiarze gęstości szkieletowej i objętościowej;
porowatość efektywna – [%], wyliczona z iloczynu objętości wtłoczonego płynu roboczego [ml Hg * g-1 ] skały i gęstości objętościowej skały [g * cm-3 * 100%];
przeciętna średnica porów – [m], wyliczona jako średnia ważona z wagą ilości porów dla całego przedziału średnic porów, występujących w próbce;
powierzchnia właściwa przestrzeni porowej – [m2 * g–1] skały, będącej sumą powierzchni porów występujących w jednostce masy skały. Jest miarą wielkości oporu przepływu płynów złożowych w ośrodku porowym.
Klasyfikacji przestrzeni porowej
Ocena potencjalnych skał zbiornikowych i uszczelniających opiera się na ilościowej analizie szeregu parametrów warunkujących nasycenie węglowodorami i ich przepływy w przestrzeni porowej. Fizyczne modele przepływów płynu jednorodnego w ośrodkach porowatych determinowane są zakresami krytycznych średnic porowych, na podstawie, których wydziela się (Fig. 4.2):
a. przestrzeń nadkapilarną o średnicy porów d > 100 μm, gdzie ruch płynów opisuje
równanie Bernoulliego;
b. przestrzeń kapilarną o średnicy porów 100 μm > d > 0,1 μm, gdzie ruch płynów
przebiega zgodnie z liniowym prawem Darcy;
c. przestrzeń subkapilarną o średnicy porów d < 0,1 μm, gdzie ruch płynów zachodzi na
Fig. 4.2. Klasyfikacja przestrzeni porowej skał zbiornikowych (wg Burzewski et al. 2001)
Na podstawie powyższego podziału wydziela się przestrzeń filtracji dla: gazu o średnicy porów d > 0.1 m i ropy dla porów o średnicy d > 1 m, co z kolei pozwala na zdefiniowanie porowatości dynamicznej dla tych mediów (Burzewski et al. 2001, Semyrka et al. 2008).
Ocena potencjalnych skał zbiornikowych i uszczelniających opiera się na ilościowej analizie szeregu parametrów warunkujących nasycenie fazami węglowodorowymi i ich przepływy w przestrzeni porowej. Fizyczne modele przepływów płynu jednorodnego w ośrodkach porowatych determinowane są zakresami krytycznych średnic porowych, co umożliwia wydzielenie pięciu zasadniczych klas pojemnościowych (Perrodon 1980, Burzewski
et al. 2001, Semyrka et al. 2008) :
bardzo niskiej pojemności – porowatość efektywna skał zawiera się w przedziale od 0 - 3.5 %;
niskiej pojemności - porowatość efektywna skał zawiera się w przedziale 3.5 - 10 %;
średniej pojemności - porowatość efektywna skał zawiera się w przedziale 10 - 15 %;
wysokiej pojemności - porowatość efektywna skał zawiera się w przedziale 15 - 20 %;
bardzo wysokiej pojemności - porowatość efektywna skał przekracza 20 %. Skały o porowatości od 0 – 3.5% kwalifikują się do kategorii skał potencjalnie uszczelniających; za wyjątkiem skał typu porowo-szczelinowego lub szczelinowego w których obecność szczelin może kwalifikować je do potencjalnych skał zbiornikowych.
Ilościowa analiza krzywej ciśnień kapilarnych umożliwia również określenie przedziałów średnic krytycznych tych pustek, mających istotne znaczenie dla pojemności zbiornikowej badanej próbki oraz rozróżnianie ich typu genetycznego w relacji: pory intergranularne – mikroszczeliny. Na tej podstawie wyróżnić można trzy typy genetyczne zbiorników naftowych: porowy, porowo-szczelinowy lub szczelinowy (Semyrka et al. 2008).
Typ porowy – ten typ przestrzeni porowej odnosi się głównie do skał terygenicznych,
ale także w wielu przypadkach do skał węglanowych. Właściwości zbiornikowe tego typu zależą od wielkości porowatości międzyziarnowej i przepuszczalności porowej.
Typ porowo-szczelinowy lub szczelinowo-porowy (w zależności od proporcji tych
typów przestrzeni porowej). Typ szczelinowo-porowy o anizotropowym charakterze przestrzeni porowej, związany jest głównie ze skałami węglanowymi, rzadziej terygenicznymi. Ten typ mieszanej przestrzeni pojemnościowej skał warunkuje zmienną przepuszczalność – większą w ośrodku szczelinowym, mniejszą w ośrodku porowym. Typ porowo – szczelinowy odnosi się głównie do skał terygenicznych, rzadziej węglanowych.
Typ szczelinowy – ten typ przestrzeni pojemnościowej występuje zarówno w skałach
węglanowych jak i terygenicznych. Procesy filtracji odbywają się w obrębie jednego systemu przepuszczalności szczelinowej.
Skały zbiornikowe wykazujące się przeważającym udziałem średnic przewężeń porowych (lub rozwarcia mikrospękań): mniejszych od 0,5 μm zalicza się do mikroporowych (Pittman 1992, Kuśmierek & Semyrka 2003), od 0,5 – 15 μm do mezoporowych a powyżej 15 μm do makroporowych (Fig. 4.3).
Przedstawione powyżej klasyfikacje zostały zastosowane w charakterystyce i klasyfikacji przestrzeni porowej piaskowców krośnieńskich.