|
УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД
Известно, что электрическое сопротивление R проводника длиной l, состоящего из однородного материала и имеющего постоянное поперечное сечение s, можно определить по формуле
(1.1)
Коэффициент ρ в уравнении (1.1) называется удельным электрическим сопротивлением и измеряется в прикладной геофизике в ом-метрах (Ом·м). Удельное электрическое сопротивление1 обратно пропорционально удельной электрической проводимости (электропроводности) горных пород.
Осадочные горные породы, слагающие разрезы нефтяных, газовых, угольных и многих рудных месторождений, состоят из породообразующих минералов и пустот (пор), заполненных водой, нефтью, газом или смесью этих флюидов. Большинство породообразующих минералов имеют очень большое сопротивление и практически не проводят электрического тока.
Удельное электрическое сопротивление (в Ом·м) породообразующих и рудных минералов:
Ангидрит ……………….
| 107 — 1010
| Каменный уголь ……….
| 10 — 1016
| Кальцит ………………...
| 107 — 1012
| Антрацит ……………….
| 10-3 — 1,0
| Кварц …………………..
| 1012 — 1014
| Пирит …………………...
| 10-4 — 10-1
| Полевые шпаты ………
| 1011 — 1012
| Графит ………………….
| 10-6 — 10-4
| Слюда ………………….
| 1014 — 1016
| Магнетит ……………….
| 10-4 — 10-2
| Нефть ………………….
| 109 — 1016
|
|
|
|
|
|
| 1 В дальнейшем для краткости будем называть удельным сопротивлением, опуская слово «электрическое»
Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных минералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, оказывает небольшое влияние на удельное сопротивление породы. Осадочные породы, слагающие разрезы нефтяных и газовых месторождений, как правило, содержат менее 5% рассеянных зерен рудных минералов. Однако, несмотря на весьма высокое сопротивление основных породообразующих минералов, удельное сопротивление различных осадочных пород в естественном залегании изменяется в широком диапазоне — от десятых долей ом-метра до сотен тысяч ом-метров (рис. 1). Роль проводника при прохождении электрического тока через осадочные породы играет пластовая вода, содержащая растворенные соли. Величина удельного сопротивления породы в каждом отдельно взятом случае зависит от удельного сопротивления насыщающих поры породы пластовых вод - процентного содержания водных растворов и углеводородов в порах породы; текстурных особенностей породы.
Рис. 1. Удельное электрическое сопротивление горных пород (по В.Н. Дахнову)
Удельное сопротивление пластовых вод, в свою очередь, зависит от концентрации, состава растворенных солей и температуры. При равных концентрациях (минерализациях) значения удельного сопротивления водных растворов солей сильных кислот близки. Наиболее высокую концентрацию в пластовых водах имеют ионы С1-, SO42-, Na+, Ca2+ и Mg2+. В меньшем количестве содержатся ионы I-, Вг- и др. Соль NaCl преобладает. Поэтому обычно при определении удельного сопротивления пластовых вод нефтяных и газовых месторождений по известной минерализации влиянием состава растворенных в пластовой воде солей пренебрегают и условно считают, что в растворе имеется только одна соль NaCl.
Рис. 2. Зависимость удельного сопротивления ρв раствора хлористого натрия от его концентрации С, температуры t и плотности Be или δр 20 .
Шифр кривых — t, ºС
Общую минерализацию пластовых вод приравнивают к минерализации раствора NaCl и удельное сопротивление с учетом температуры определяют по графику, изображенному на рис. 2.
Как видно, с увеличением температуры на 1 °С удельное сопротивление растворов снижается в среднем на 2%. В небольшом диапазоне температур (например, от нуля до 50 °С) для приведения удельного сопротивления раствора к заданной температуре можно использовать также формулу
, (1.2)
где ρ20 — удельное сопротивление раствора при t=20 °C, Ом·м;
t — температура, °С;
α — температурный коэффициент, равный приближенно 0,023 ºС-1.
Поскольку проводником электрического тока в большинстве осадочных пород является пластовая вода, а породообразующие минералы не проводят электрического тока, удельное сопротивление зависит не только от минерализации пластовых вод, но и от их объема, или при 100%-ном насыщении пластовой водой — от величины коэффициента пористости пород. Чем выше коэффициент пористости породы, тем больше в ней содержится проводящего ток флюида и тем ниже ее удельное сопротивление. При изучении зависимости удельного сопротивления от коэффициента пористости пород для исключения влияния минерализации пластовых вод обычно пользуются относительным сопротивлением, которое при 100%-ном насыщении пор породы пластовой водой называется параметром пористости,
(1.3)
где Рп — параметр пористости;
ρвП — удельное сопротивление породы при 100%-ном насыщении ее пластовой водой, Ом·м;
ρв — удельное сопротивление пластовой воды, Ом·м.
Исследования показывают, что для большинства осадочных горных пород связь сопротивления с величиной пористости выражается эмпирической формулой
, (1.4)
где kпm — коэффициент пористости породы;
аm и m — постоянные для определенной группы пород коэффициенты, зависящие от конфигурации токопроводящих путей в породе (степени цементации породы).
По В. Н. Дахнову, коэффициенты аm и m для осадочных пород могут иметь следующие значения: аm = 1÷0,8; m = 1,3÷2,3.
На рис. 3 приведены обобщенные кривые зависимости параметра Рп от коэффициента пористости породы. Эти кривые рекомендуется использовать для оценки коэффициента пористости по данным сопротивления в том случае, когда отсутствуют экспериментальные зависимости, полученные при изучении образцов из исследуемых отложений.
Зависимости Pп — f(kп) чаще всего строят на основании экспериментального изучения образцов кернов породы в атмосферных условиях. Горные породы в естественном залегании испытывают действие высоких давлений и температуры, в результате чего коэффициент пористости уменьшается, а удельное сопротивление возрастает. Эти обстоятельства способствуют увеличению наклона кривых. На рис. 109 изображены экспериментальные кривые, иллюстрирующие влияние всестороннего сжатия на вид Рп = f(kп). Увеличение температуры ведет к возрастанию параметра пористости для чистых или малоглинистых пород и его снижению для глинистых пород. Способ введения поправок за влияние пластовых условий изложен в работах [2, 6].
На удельное сопротивление глинистых песчаников, помимо минерализации пластовой воды, температуры и давлений, оказывает влияние поверхностная проводимость, обусловленная адсорбционной способностью тонкодиcперсной глинистой фракции. Эта дополнительная проводимость снижает удельное сопротивление глинистых пород. Особенно заметным становится влияние поверхностной проводимости при насыщении глинистой породы пресной или опресненной водой. В этих условиях величина параметра пористости одной и той же породы изменяется в зависимости от минерализации насыщающего электролита. Для оценки роли поверхностной проводимости породы вводят в рассмотрение коэффициент поверхностной проводимости
, (1.5)
где Рп— параметр пористости породы, содержащей низкоминерализованную воду; Рп нас — параметр пористости породы, содержащей насыщенный раствор электролита («истинный» параметр пористости). Коэффициент поверхностной проводимости П зависит от удельного сопротивления поровых вод и глинистости породы (рис. 4).
Таким образом, согласно формулам (1.3) и (1.5) удельное сопротивление водонасыщенной породы ρвП можно выразить через параметр пористости Рп, коэффициент поверхностной проводимости П и удельное сопротивление поровой воды ρв:
(1.6)
В нефтеносных и газоносных пластах поровое пространство содержит нефть и газ. Нефть и газ не являются проводниками тока. Заполняя поры горных пород, они увеличивают их удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением пород, полностью насыщенных пластовой водой. Проводником электрического тока в таких случаях служит минерализованная пластовая вода. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах и определяется удельное сопротивление нефтеносных и газоносных пород.
Рис. 4. Зависимость коэффициента поверхностной проводимости П от удельного сопротивления поровых вод ρв и глинистости пород Сгл.
Шифр кривых — Сгл, %.
При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо удельного сопротивления породы рассматривать отношение удельного сопротивления нефтеносного пласта (ρн) или газоносного пласта (ρг) к удельному сопротивлению того же пласта (ρвп) при 100%-ном заполнении пор пластовой водой. Это отношение называется параметром насыщения порового пространства, или коэффициентом увеличения сопротивления и обозначается: , . Для нефте-, газоносного пласта это отношение показывает, во сколько раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они оказывают приблизительно одинаковое влияние на удельное сопротивление пород. Экспериментальными исследованиями установлена зависимость между коэффициентом водонасыщения породы kв и параметром насыщения Рн или Рг:
(1.7)
где или — соответственно коэффициенты нефтенасыщения и газонасыщения; ап и п — постоянные для данного типа отложений коэффициенты.
На рис. 5, а изображены зависимости Pн = f(kв), полученные В.Н. Дахновым на основании обобщения фактического материала для гидрофильных и гидрофобных пород. На рис. 5, б представлены зависимости, полученные при изучении параметра насыщения глинистых и песчаных коллекторов. Значение показателя степени п в уравнении (1.7) понижается до п = 1,5 с увеличением глинистости коллектора. В гидрофобных нефтеносных коллекторах величина п может достичь 10. Из рассмотрения кривых, изображенных на рис. 5, следует, что удельное сопротивление нефтеносных пород заметно отличается от удельного сопротивления тех же водоносных пород лишь при сравнительно высоких (более 30—50%) коэффициентах нефте- или газонасыщения.
Рис. 5. Зависимость параметра насыщения Рн (или Рг) от коэффициента водонасыщенности kв (или нефтенасыщенности kн) пород.
а — для песчано-глинистых и карбонатных пород (по В.Н. Дахнову): 1 - песчано-глинистых гидрофильных; 2 – слабогидрофобных; 3 - гидрофобных; 4 — карбонатных; б — для песчаных коллекторов с различной глинистостью (по Б.Ю. Вендельштейну). Шифр кривых — относительная аномалия аСП, уменьшающаяся с увеличением глинистости породы; области: / - нефть (газ); // - нефть (газ)+вода; III – вода.
Удельное сопротивление слоистых пород (например, слоистых песчаников, глин или глинистых сланцев) зависит от направления, в котором оно измеряется. Обычно в слоистых породах удельное сопротивление, определенное перпендикулярно к напластованию ρп, выше измеренного по напластованию ρτ. Такие породы называются электрически анизотропными. Степень анизотропности характеризуется коэффициентом анизотропии λ, вычисленным по формуле
(1.8)
Таблица 1. Значения коэффициентов анизотропии λ и отношений для некоторых осадочных пород (по В. Н. Дахнову)
Порода
| λ
| ρп/ρτ
| Глина слабослоистая
| 1,02—1,05
| 1,04—1,10
| Глина с прослоями песка
| 1,05—1,15
| 1,10—1,32
| Песчаник слоистый -
| 1,10—1,29
| 1,20—1,65
| Сланцевая глина
| 1,10—1,59
| 1,20—2,50
| Глинистый сланец
| 1,41—2,25
| 2,0—5,0
| Каменный уголь
| 1,73—2,55
| 3,0—6,50
| Антрацит
| 2,0-2,55
| 4,0—6,50
| Графитовые и угольные сланцы
| 2,0—2,75
| 4,0—7,50
|
Численные значения коэффициентов анизотропии для некоторых пород приведены в табл. 1.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|