Диэлектрического каротажа (ДК).

Электрометрические методы по характеру происхождения изучаемого поля делятся на естественные (ПС) и искусственные (остальные), а по характеру его изменения во времени – на методы постоянного (ПС, ВП, КС, БК) и переменного тока (частота от десятков кГц и выше, ИК, ДК). По характеру создаваемого в скважине поля ИК и ДК относятся к электромагнитным, а остальные к электрическим.

Каротаж ПС

Схема потенциалов ПС включает электроды М и N и измерительный прибор, регистрирующий Δ Uпс. Электрод N заземляют на поверхности около устья скважины, а М помещают в скважину. В процессе каротажа электрод М перемещают по скважине снизу вверх. Величина

Δ Uпс определяется как разность Uм - U _N потенциалов естественного электрического поля в точках М и N. Явление самопроизвольно возникающего в скважине естественного электрического поля называют самопроизвольной поляризацией ПС. Причины возникновения этого поля были рассмотрены выше.

С помощью метода ПС в нефтегазовых скважинах, где естественное электрическое поле имеет преимущественно диффузионно-адсорбционное происхождение, решают такие задачи:

1. Литологическое расчленение терригенных и карбонатных разрезов по степени глинистости (рисунок);

2. Выделение нефтегазовых коллекторов и водоносных гогризонтов;

3. Определение минерализации пластовой воды и др.

 

Метод ПС, основанный на фильтрационных потенциалах, применяется при решении гидрогеологических задач для выделения водонапорных горизонтов.

В рудных и угольных скважинах естественное поле обусловлено, как правило, окислительно-восстановительными процессами. Поэтому метод используется для расчленения разрезов, выделения пластов углей и руд.

Метод неэффективен при малой разнице концентрации солей в пластовой воде и ПЖ, т.к. в этом случае регистрируемая ЭДС становится близкой к нулю. В скважинах, пробуренных на РНО метод ПС неприменим.

 

Каротаж потенциалов ВП

В основе явления ВП лежат электрохимические процессы. Они характерны для пород с электронной и ионной проводимостью. У пород с электронной проводимостью (сульфиды, окислы, графит, антрацит) вызванная поляризация возникает вследствие окислительно-восстановительных процессов между проводящими ток минералами и соприкасающимися растворами солей. У пород с ионной проводимостью – в результате как деформации ДЭС, так и в результате диффузии ионов ДЭС из участков с повышенной концентрацией в зоны пониженной из-за чередования широких и узких капилляров.

В скважину опускается двухэлектродная измерительная установка АМ – потенциал – зонд, остальные электроды заземлены на поверхности. С помощью цепи АВ создается внешнее (поляризующееся) электрическое поле, оно возбуждает в приемных электродах разность потенциалов Δ U. Одновременно в горных породах создается вторичное остаточное) поле вызванной поляризации Δ Uвп(t), возрастающее при включенном токе и быстро спадающее после выключения. Через короткий промежуток после выключения в момент t₀ регистрируют величину Δ Uвп(t₀), в которую будет входить и разность потенциалов Δ Uпс, измеряемую дополнительным зондом ПС. В результате рассчитывается потенциал ВП, исправленный за естественные потенциалы в скважине.

Используют также градиент-зонд и вычисляют кажущуюся вызванную поляризуемость породы.

Против глин, а также очень пористых или сильно кавернозных известняков показания ВП характеризуются минимальными значениями.

 

Каротаж КС.

Особое место в комплексе каротажных методов занимает электрический каротаж КС. Этот метод является первым по времени создания и по частоте применения. Он служит для определения УЭС горных пород (ρ). Размерность УЭС – Ом.м. Величина, обратная ρ – УЭП

(γ=1/ ρ) измеряется в См/м (Сименс на метр). Значения этих величин у горных пород зависит от УЭС скелета и флюида. Большинство породообразующих минералов являются диэлектриками¸ практически не влияющими на сопротивления породы. Их УЭС определяется количеством содержащихся в порах воды и ее минерализацией.

Удельное сопротивление пластовой воды является важным интерпретационным параметром. Информацию об УЭС пластовой воды получают с помощью хим. анализа проб добытой воды и анализом диаграмм ПС. Для чистой неглинистой породы с межзерновой пористостью, поры которой на 100% заполнены минерализованной водой, УЭС ρ _вп определяется значением ρ_в, удельным объемом насыщающего раствора, т.е. коэффициентом пористости породы κ_п, геометрией порового пространства и т.п. Чтобы исключить влияние ρ_в, рассматривают отношение Рп = ρ _вп / ρ_п, которое называют параметром пористости (относительным электрическим сопротивлением). В широком диапазоне значений ρ_в значение Рп для конкретной породы – константа. Так как в общем случае геометрия емкостного пространства коллектора сложна и разнообразна, на практике для связи Рп и κ_п используют эмпирическую формулу Арчи - Дахнова:

Рп = α_m/ κ_п^m,

 

Константы α_m и m определяются экспериментально на образцах пород (кернах). Показано, что α_m = 0,8 – 1,3, а m изменяется от 1,3 (пески) до 2,3 (для сцементированных пород. Если нет фактических данных, полагают α_m = 1, а m = 2.

ФЭС и др. свойства терригенных коллекторов существенно зависят от содержания в породе глинистого материала, его свойств. Содержание глинистого материала является решающим критерием при разделении пород на коллекторы и неколлекторы. Содержание рассеянной глины характеризуют рядом параметров: массовая глинистость (С = Мгл/M), объемная глинистость; относительная глинистость (μ_{гл =} κ_гл/(κ_{гл +} κ_п)). Учитывается также поверхностная проводимость глинистых частиц, которая обеспечивается подвижными ионами диффузного слоя с помощью коэффициента поверхностной проводимости П = Рк/Рп (отношение параметров пористости породы, насыщенной соответственно слабоминерализованной и высокоминерализованной водой. Кроме поверхностной различают также слоистую глинистость. Обычно в породе преобладает глинистость одного вида.

Кроме межзерновых пор в породе могут присутствовать трещины, каверны и крупные пустоты выщелачивания. Присутствие трещин резко снижает значение Рп, так как трещины - это поры о очень простой геометрией.

нефтегазонасыщения κ_нг В сумме κ_в и κ_нг дают 1. Часть пор в нефтеносной породе занято диэлектриком – нефтью или газом. Поэтому УЭС возрастает, что служит индикатором нефтенасыщения породы. Удельное сопротивление нефтегазононосных пород зависит от относительного объема пор, занятых водой (коэффициента водонасыщения κ_в). Относительный объем пор, занятых нефтью или газом, характеризуют коэффициентом нефтегазонасыщения κ_нг. Для учета различных факторов, влияющих на величину УЭС используют коэффициент увеличения сопротивления Рн. (параметр насыщения). Он равен отношению удельного сопротивления породы (ρ_нг), поры которой заполнены нефтью или газом и водой, к удельному сопротивлению ρ _вп этой же породы, заполненной водой такой же минерализации и температуры:

 

Рн = ρ_нг/ ρ _вп

В результате экспериментальных исследований получена вторая эмпирическая формула Арчи – Дахнова:

 

Рн = αn/ κ_вⁿ = αn/(1-κ_нгⁿ)ⁿ

Часто полагают αn = 1. Нижняя граница значений n – 1 (например, кавернозная порода) верхняя – 2 и выше (трещинно-кавернозная порода) Для межзерновых гидрофильных коллекторов (терригенных и карбонатных), хорошо сцементированных и слабоглинистых, значение 1,8<n<2.