Сделай Сам Свою Работу на 5

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.