Электрические методы

При проведении электрических методов исследования скважин изучаются удельное электрическое сопротивление, естественная (собственная) и искусственно вызванная электрохимические активности пород. На изучении удельного электрического сопротивления основываются метод кажущихся сопротивлений (в том числе в модификации экранирование заземления) и индукционный метод исследования скважин. Различие в естественной (собственной) электрохимической активности пород используется при исследованиях методом собственных потенциалов (ПС), а вызванная электрохимическая активность пород изучается методом вызванных потенциалов (ВП).

3.1.1. Удельное сопротивление пород

Известно, что электрическое сопротивление R проводника, длиной L, состоящего из однородного материала и имеющего постоянное поперечное сечение S, можно определить по формуле:

Коэффициент rназывается удельным электрическим сопротивлением и измеряется в ом•м. Удельное электрическое сопротивление обратно пропорционально удельной электрической проводимости (электропроводности), которая характеризует способность среды проводить электрический ток. За удельное электрическое сопротивление принимается величина электрического сопротивления породы с поперечным сечением 1м² и длиной 1 м. Большинство породообразующих минералов имеет очень большое удельное сопротивление и практически не проводят электрический ток (табл. 3.1).

Таблица 3.1

Удельное электрическое сопротивление породообразующих и рудных минералов и пород

Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных минералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, практически не оказывает влияния на удельное электрическое сопротивление породы.

Рис. 3.1. Зависимость удельного сопротивления пластовых вод r_в от концентрации солей с и с_н (нормальная концентрация) и температуры t (раствор NaCI):

δ_в ²⁰ – 1- плотность раствора при 20 ⁰ С, шифр кривых – t в ⁰ С

Удельное электрическое сопротивление пластовых вод зависит от концентрации, состава растворенных солеи и температуры.

Пластовые или поровые воды, определяющие проводимость горных пород, представляют собой сложные растворы электролитов, состоящие из трех и более компонентов. Наиболее распространенными солями являются хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натриевые воды и еще реже – гидрокарбонатно-натриевые.

Концентрация солей в природных водах весьма разнообразна и изменяется от единиц до 300 г/л. Удельное электрическое сопротивление rв таких растворов тем ниже, чем выше концентрация солей (с) и пластовая температура (t).

Буровые растворы, заполняющие скважину, как в процессе бурения, так и в момент проведения геофизических исследований, представляют собой водную суспензию. Различают удельное сопротивление бурового раствора r_р и его фильтрата r_ф – той воды, в которой взвешены минеральные частички. Величина r_р зависит от концентрации солей в фильтрате, температуры и плотности бурового раствора. В водоносном пласте зона проникновения (ЗП) имеет следующее строение. Непосредственно у стенки скважины формируется промытая зона, в которой фильтрат промывочной жидкости почти полностью вытесняет пластовую воду. За промытой зоной следует переходная, сопротивление насыщающей жидкости в которой изменяется от p_ф до p_в за счет постепенного смещения фильтрата глинистого раствора с пластовой водой. Промытая и переходная зона образуют зону проникновения, которую условно считают концентрическим слоем диаметром D, сопротивлением p_зп и сопротивлением насыщающей жидкости p_в. В качестве величин p_зп и D принимаются такие значения, влияние которых на результаты измерений эквивалентно влиянию фактической неоднородной зоны проникновения. В нефтеносном пласте процесс проникновения более сложен. В промытой зоне происходит замещение пластовой воды и нефти фильтратом глинистого раствора, но в тонких и тупиковых порах нефть частично сохраняется. Принято считать, что в промытой зоне содержится 15-25 % остаточной нефти. В глинистых коллекторах, а также при большой вязкости нефти остаточная нефтенасыщенность достигает значений 30 % и более. В газоносных пластах остаточная газонасыщенность всегда больше остаточной нефтенасыщенности даже для очень вязких нефтей. Остаточная газонасыщенность обычно принимается равной 30 %. При удалении от стенок скважины фильтрат бурового раствора в зоне проникновения смешивается все с большими порциями пластовой воды и нефти. На процесс проникновения фильтрата глинистого раствора в нефтегазоносный пласт, представленный гидрофильными породами, существенно влияют относительная проницаемость пород и начальное распределение флюидов.

Нефть и газ не являются проводниками электрического тока. Заполняя поры горной породы, они увеличивают ее удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением породы насыщенной водой. В нефтегазоносной породе проводником электрического тока служит минерализованная вода, находящаяся в порах вместе с нефтью или газом. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах определяется величина удельного сопротивления нефтегазоносной породы.

Рис.3.2. Схема строения проницаемого пласта, вскрытого скважиной:

1-глинистая корка, 2- промытая зона, 3- переходная и окаймляющая зоны, 4- неизмененная часть пласта, D-диаметр зоны проникновения, d_пп-диаметр промытой части пласта, d_с – диаметр скважины, h_гк- толщина глинистой корки, h – мощность пласта