• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Тлумачний словник
Авто
Автоматизація
Архітектура
Астрономія
Аудит
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Винахідництво
Виробництво
Військова справа
Генетика
Географія
Геологія
Господарство
Держава
Дім
Екологія
Економетрика
Економіка
Електроніка
Журналістика та ЗМІ
Зв'язок
Іноземні мови
Інформатика
Історія
Комп'ютери
Креслення
Кулінарія
Культура
Лексикологія
Література
Логіка
Маркетинг
Математика
Машинобудування
Медицина
Менеджмент
Метали і Зварювання
Механіка
Мистецтво
Музика
Населення
Освіта
Охорона безпеки життя
Охорона Праці
Педагогіка
Політика
Право
Програмування
Промисловість
Психологія
Радіо
Регилия
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Технології
Торгівля
Туризм
Фізика
Фізіологія
Філософія
Фінанси
Хімія
Юриспунденкция

Діелектрична проникність гірських порід

Використання різних способів інтенсифікації вилучення нафти або газу приводить до зміни петрофізичних параметрів колекторів. Зміни виникають, як за рахунок динаміки параметрів флюїдонасичення, так і за рахунок зміни структури порового простору і фізико-хімічних реакцій.

ПЕТРОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЕКТОРІВ НАФТОГАЗОВИХ РОДОВИЩ У ПРОЦЕСІ ЇХ РОЗРОБКИ

Петрофізичні властивості колекторів зазнають значних змін, які є функцією часу у процесі розробки покладів вуглеводнів. Петрофізичні характеристики відрізняються від фізичних властивостей гірських порід, які були встановлені для початкового, статичного стану продуктивних колекторів. Ці відмінності петрофізичних характеристик порід-колекторів є основою використання геофізичних методів при контролі за розробкою продуктивних покладів. Динаміку зміни петрофізичних властивостей обумовлює:

- зміна співвідношення нафти, газу і води у поровому просторі колектора за рахунок надходження води, яка нагнітається;

- різниця мінералізації залишкової і вільної води, яка надходить у процесі обводнення продуктивного пласту;

- зміна характеру розподілу і співвідношення залишкової води у порах;

- виникнення фізико-хімічних процесів, пов’язаних з набуханням глинистих мінералів, додаткове формування подвійного електричного шару, час нагнітання прісних вод, динаміка різниці тиску, пружних властивостей скелету породи;

- зміна температури пластів у процесі їх експлуатації і ін.

Вивчаючи петрофізичні властивості порід-колекторів будемо більше приділяти уваги динаміці петрофізичних параметрів, яка є теоретичною основою науково-обґрунтованої інтерпретації результатів геофізичних досліджень свердловин при контролі розробки родовищ нафти і газу.

Розглянемо основні фізичні властивості гірських порід, які є джерелом утворення фізичних полів, що вимірюються у свердловинах.

3.1 Питомий електричний опір продуктивних порід

Уявний питомий опір(ПО) – значення питомого електричного опору, яке визначається за результати вимірів різниці потенціалів U між електричними зондами, які вимірюють і струму i через струмові електроди за формулою ρ_п=K, де К – коефіцієнт зонда.

Питомий електричний опір гірських порід визначається рядом факторів: їх мінеральним вмістом, пористістю, температурою, тиском, мінералізацією пластових вод, відношенням води і вуглеводнів (нафти і газу) в поровому просторі. Значення ПО використовують при встановленні літології розрізу, структури порід, вміст в розрізі корисних копалин (нафта, газ),оцінити величину нафто віддачу.

Закон Арчи Г.Е. і Дахнова В.Н. виражається такою формулою:

де, - відносний опір, - питома електропровідність породи, См/м; - питома електропровідність води (електроліта), яка насичує поровий простір См/м; - пористість породи, a, m – структурні коефіцієнти, які визначають фактичний

Інформація з електричних властивостей гірських порід є головною при встановленні характеру насичення продуктивних покладів. Зміни, які виникають у пласті в період його розробки, приводять до відновлення різних фізико-хімічних процесів у колекторі, що відображається на величині питомого електричного опору.

Величина питомого електричного опору порід-колекторів продуктивного комплексу r_пн у загальному випадку описується виразом:

r_пн = Р_п Р_н П_п Р_t r_в (3.1)

де – П_п, Р_п, Р_н, Р_t – відповідно параметр поверхневої провідності, відносний електричний опір пласта (параметр пористості), коефіцієнт збільшення електричного опору пласта (параметр насичення) і параметр температури;

r_в – електричний питомий опір пластової води.

У процесі обводнення продуктивного колектору у поровому просторі виникають певні зміни, які впливають на питомий електричний опір пласта і описуються рівнянням:

r_{п об} = Р^'_п Р^'_н r^'_в П^'_п r_см, (3.2)

де – Р^'_п, Р^'_н, П^'_п – ті ж параметри, що у рівнянні (3.1), але при інших мінералізаціях і температурі порової води;

r_см – питомий електричний опір суміші пластової і нагнітальної води;

r^'_t – параметр, який враховує зміну температури пласта під час руху нафти і води, яка нагнітається.

Зміна співвідношення нафти і води у пласті враховується параметром Р^'_н, чим більше витісняється нафта із породи, тим менше значення Р^'_н (для повністю промитої породи Р^'_н ® 1). Зміна мінералізації суміші залишкової і нагнітальної води і її температури у процесі обводнення впливає на величину питомого опору суміші r_см.

Насичення колектора – це ступінь заповнення його порового простору водою, нафтою і газом. Насичення визначається коефіцієнтами водо-, нафто- і газонасиченістю (k_в, k_н ,k_г ). Їх числові значення рівні відношенню об’єму пор, які заповнені водою, нафтою або газом, до загального об’єму пор.

У випадку, коли неможливо окремо виділити k_н і k_г, насичення характеризують коефіцієнтом нафтогазонасиченості k_нг.

Модель зміни питомого електричного опору представимо на основі розгляду динамічних процесів, які перетікають у покладах при вилученні нафти. На початковій стадії розробки за рахунок руху нафти у поровому просторі відбувається зрушення з місця частинок вільної залишкової води і перехід її в об’єм нафти у формі крапельки. При цьому вода, яка знаходиться у крапельному стані (суспензія води в нафті) К_{в. вз} , практично не бере участі у електропровідності породи-колектора. Відповідно, при характеристиці електричного опору пласта, кількість води у крапельному стані повинна бути врахована в відношенні до початкового вмісту залишкової води, тобто коефіцієнт поточного водонасичення можна представити К_{в пот} = К_в.з – К_{в вз}.

Зміна характеру розподілу залишкової води у порах (перехід з плівкового стану в крапельний у об'ємі нафти) призводить до значного збільшення електричного опору пласта. Така ситуація приводить до уявного збільшення коефіцієнта нафтонасичення колектора у період початкової стадії розробки. Однак в дійсності, коефіцієнт нафтонасичення залишається без зміни, а фіктивне збільшення К_н відбулося тільки за рахунок об'єму крапельної залишкової „не електропровідної” води. Ефект утворення крапельної „не електропровідної” залишкової води більше спостерігається у покладах, які характеризуються пластовою водою з невеликою мінералізацією солей.

Кількість залишкової води, яка переходить в об'єм нафти у крапельному стані, може досягти 5-10%, що спричиняє до збільшення питомого електричного опору r_{п об} у декілька разів за відношенням до r_пн на перше початкове значення коефіцієнту насичення. На рисунку 3.1 представлена залежність r_п.об/r_пн від r_см/r_в, яка характеризує описану модель. Стрілки означають період розробки, коли відбувається перехід частини зв'язаної води у крапельний стан.

Параметр П_п (П^'_п) визначає фізико-хімічну взаємодію пластової води з мінеральними частинками скелета. У випадку великої глинистості пласта і істотного опріснення пластової води, що нагнітається, змінюється набряк глинистих частинок і утворюється збільшення плівки зв'язаної води з аномальними фізичними властивостями, що приводить до аномального зниження електричного опору породи.

Параметр Р^'_t враховує зміну температури пласта у процесі розробки родовища. Під час руху нафти у пористому середовищі, яке відбувається до приходу фронту вод, що нагнітають, спостерігається розігрівання пласта за рахунок дросельного ефекту (ефект Джоуля – Томсона) і Р^'_t > 1. При обводнені пласта рух води, яка нагнітається, за рахунок конвекції виникає охолодження пласта і Р^'_t < 1. Врахувати температурний вплив на питомий електричний опір флюїду достатньо складно. На практиці [Кузнец] приймають значення Р^'_t » 1, що може привести до похибки при визначенні r_п.об.

Вирази (3.1) і (3.2) з врахуванням відомих емпіричних співвідношень [Дахнов] P_n = a_nK_n^-m P_н = a_нК_в^-n можна привести до вигляду:

r_пн = П_па_nК_n^-mа_нК_вз^-nr_в ; (3.3)

r_{п об} = П'_п а'_n К'_n^-m а'_н К'_в^-n_пот r_см , (3.4)

де, К_п – коефіцієнт пористості; m, m', n, n' – показники степені цементації породи;

а_n, a'_n, a_н, а'_н – емпіричні коефіцієнти.

Як правило, а_н » а'_н ® 1. Показники степені m, n, m', n' і коефіцієнти а_н, а'_н не залежать від мінералізації води, яка насичує породу-колектор, і пористості.

Величину r_см в рівнянні (3.4) у початковій стадії розробки пласта можна прийняти r_в рівною електричному опору залишкової води до розробки покладу. У подальшому в процесі розробки r_см знижується за рахунок надходження фронту пластової води, а при підході фронту нагнітаючої прісної води r_см ® r_{в наг}.

З врахуванням сказаного із рівнянь (3.3) і (3.4) одержимо:

(3.5)

де, k_{в пот} = k_вз – k_{в кап} у початковій стадії витіснення нафти із пласта, при подальшому обводненні на k_{в пот} впливає вода, яка нагнітається.

У випадку витіснення нафти із пластів мінералізованою водою, подібною до пластової (r_см = r_в ), вираз (5) набуде вигляду:

(3.6)

За формулами (3.5) і (3.6), з врахуванням експериментальних кернових і свердловинних даних, побудовані графіки залежності , які характеризують процес витиснення нафти при умові надходження як пластової, так і прісної води. Графіки представлені на рис. 3.2. Аналіз отриманих залежностей дає можливість виділити наступні стадії зміни нафтонасичення у процесі розробки:

перша – початкова стадія характеризується зростанням питомого електричного опору пласта за рахунок переходу вільної залишкової води в об’єм нафти у капілярному стані. Таке підвищення електричного опору створює примарне враження зі збільшенням коефіцієнта нафтонасичення і може привести до значних похибок. Вказана ситуація може виникнути при проведенні досліджень характеру насичення продуктивного пласта у свердловинах експлуатаційного буріння у зонах активного дренажу (активного руху рідини у пласті);

друга – стадія проходження фронту соленої пластової залишкової води у період, яким відмічається інтенсивним зниженням питомого електричного опору і зменшення коефіцієнту нафтонасичення. Ця стадія характеризується пропорційністю заміщення нафти водою до змін величини питомого електричного опору і при інтерпретації геофізичної інформації дає результати з високою точність визначення поточного значення коефіцієнту насичення;

третя – стадія характеризується надходженням переднього фронту води, яка нагнітається і спостерігається зниження r_{п об} за рахунок зміни співвідношення нафти і води в об’ємі пор;

четверта – стадія початку інтенсивного обводнення, коли зміна r_{п об} обумовлена не тільки заміщенням нафти водою, але і за рахунок змішування залишкової і нагнітальної води. У випадку штучного обводнення пластовою водою значення r_{п об} поступово знижується, а при обводненні технічною водою (прісною водою) опір суміші зростає і приводить до зростання величини r_{п об};

п’ята – стадія інтенсивної промивки пласта нагнітальною водою. В цих умовах спостерігаються дві ситуації: нагнітання прісної води у пласт приводить до збільшення r_{п об}; нагнітання пластової води проводить до зменшення r_{п об} і значення наближається до опору водонасиченого пласту.

Представлена залежність має широке застосування у прогнозі стадій розробки нафтового пласта, але при використанні залежності необхідно провести корекцію параметрів m, m', n, n' до умов конкретного родовища і значень питомого опору пластової води.

Діелектрична проникність порід. При ГДС вимірюється в відносних одиницях або одиницях sin або cos

У процесі обводнення колекторів нагнітальними водами на величину діелектричної проникності порід впливають в основному ті ж фактори, що і на питомий електричний опір: співвідношення нафти і води, мінералізація суміші залишкової води з нагнітальною, утворення граничних водних прошарків з аномальними діелектричними властивостями і температура порід.

У загальному вигляді відносна діелектрична проникність нафтоносних теригенних колекторів визначається співвідношенням:

(3.6 )

де, В і С – коефіцієнти, які залежать від діелектричної проникності твердої частини скелета породи і нафти (для теригенних колекторів В=5,82 і С=4,34);

A, m, n, p, q – коефіцієнти, які залежать від мінералізації розчину, що насичує породу.

Їх числові значення наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Середні значення коефіцієнтів A, m, n, p, q для відкладів нижньої крейди і юри Західного Сибіру (за даними Ю.Л. Брилкіна).

Зі збільшенням мінералізації розчину, яким насичують породу, величина діелектричної проникності порід збільшується, а залежність характеризується подібною емпіричною залежністю і (3.6), що й для дистильованої води. Це зростання e_нп пояснюється тим:

- що біля поверхні твердих мінеральних гідрофільних частинок за рахунок орієнтацій полярних молекул води під впливом електричного поля формуються граничні шари зв’язаної води з аномальною діелектричною проникністю вільної води при t=20⁰C e_нп дорівнює 80,3 відн.од., а інтегральне значення e_пл.ср плівки зв’язаної води товщиною 0,07 мкм, розміщеною між двома кристалами слюди, складає 4,5 відносних одиниць;

- що об’єм зв’язаної води з аномальною діелектричною проникністю різний в одному і тому ж поровому просторі породи при насиченні її прісною і мінералізованою водою. Відомо, що товщина подвійного електричного шару прямо пропорційна кореню квадратному із e_пл.ср подвійного шару і обернено пропорційна кореню квадратному із добутку концентрації вільного розчину на суму валентностей іонів цього розчину. Товщина плівки зв’язаної води зростає зі зменшенням мінералізації розчину електроліту. Заміна прісного розчину на мінералізований приводить до суттєвого зменшення товщини плівки зв’язаної води і, відповідно до зменшення сумарного об’єму цієї води з різко заниженим значенням діелектричної проникності, що і є причиною збільшення діелектричної проникності порід зі збільшенням мінералізації розчину, яким насичений паровий простір.

Аналіз характеру розподілу діелектричної проникності для порід-колекторів на основі формули (3.6) дозволив встановити: величина відносної діелектричної проникності продуктивного пласта e_{п об} зростає зі збільшенням коефіцієнта водонасиченості К_впот; у випадку насичення порід прісними водами (С_в® 10) спостерігається чітка диференціація кривих за величиною пористості, а при мінералізованій воді (С_в > 15г/л) спостерігається зменшення градієнта зміни e_{п об} при значеннях пористості К_п=20-30%; щовеличина для мінералізованої води є більшою ніж для прісної, для умови одних і тих же пористостей і співвідношень нафти і води.

Перевищення діелектричної проникності e_{п об} пласта, що заводняється, над початковим значенням e_нп у випадку витіснення нафти водою, можна визначити на основі формули (3.6) і представити виразом:

(3.7)

де, D=В-СК_п, dср=a_сер/D.

Відношення /у випадку витіснення нафти прісною водою визначається виразом:

(3.8)

де, - коефіцієнти, величина яких залежить від зміни мінералізації залишкової води під час змішування її з нагнітальною у процесі розробки пласта.

За формулами (3.7) і (3.8) розраховані графіки залежностей = f(К_впот) з врахуванням експериментальних даних для випадків витіснення нафти пластовою і прісною водою [Кузнец], які представлені на рисунку 3.3.

При обводненні продуктивних прошарків пластовою водою спостерігається зростання співвідношення (рис. 3.3, графік – 1), яке характеризується лінійною формою залежності. Зростання обумовлено тільки збільшенням коефіцієнта поточної водонасиченості. Друга залежність характеризується нелінійною формою і на поведінку, якої впливає зміна співвідношення нафти і води та заміщення залишкової води водою нагнітальною. Зменшення мінералізації залишкової води приводить до заниження .

Під час влучення нафти із пласта його діелектрична проникність може збільшуватись у 1,6 рази, у випадку нагнітання прісної води, і в 2 рази - у випадку нагнітання мінералізованою водою.

Кількість рихлозв’язаної води, яка перейшла в об’єм нафти у крапельному стані, практично не відіб’ється на величині діелектричної проникності пласта, оскільки на характеристику високочастотного електромагнітного поля (десятки МГц), з допомогою якого досліджуються свердловини діелектричним методом, вирішальний вплив має співвідношення нафти і води, а не характер їх розподілу у поровому просторі порід.

Таким чином, за величиною діелектричної проникності можна виділяти пласти, які обводнюються нагнітальними прісними і мінералізованими водами, а також визначати коефіцієнт поточної нафтонасиченості за інформацією e_поб, e_нп і К_п, якщо діелектрична проникність колектора встановлена з достатньою точністю за даними діелектричного методу.

Вплив температури пласта, яка змінюється у процесі його розробки, на діелектричну проникність необхідно врахувати за даними термометрії. Необхідно зауважити, що дослідженнями встановлено незначний вплив температури (0-80⁰С) на діелектричну проникність твердих і рідких компонентів гірської породи.

Розвиток напрямку визначення поточного значення коефіцієнту насичення має велике значення при дослідженні неглибоких нафтогазових родовищ і досліджень свердловин експлуатаційного буріння.

3.3. Природна електрохімічна активність

Дослідження електрохімічної активності в гірських породах є однією з найбільш розповсюджених геофізичних задач. Потенціали самочинної поляризації, які реєструються при дослідженні нафтових і газових свердловин, обумовлені природними електричними полями, що виникають внаслідок електрохімічних процесів на межі між свердловиною і породою, а також - на межі між пластами різної літології.

Джерела потенціалів самочинної поляризації виникають в свердловинах при певних умовах, одразу після розкриття продуктивних пластів, й обумовлені глибинними процесами, що виникають на границі промивної рідини і колектора. Контакт промивної рідини і гірської породи створює міжелектролітну границю розділу. Враховуючи те, що стінка свердловини є твердою, міжфазна границя розділу вважається механічно стабільною. Електроліт, який заповнює поровий простір, на контакті з промивною рідиною створює нестійкий контакт. Для механічної стабілізації границі необхідна наявність пористої діафрагми. Функцію пористої діафрагми виконує глиниста кірка, яка утворюється при розкритті пласта. На початковому етапі утворення діафрагми фільтрат розчину надходить в поровий простір колектора і створює границю між однорідними електролітами. В залежності від характеру флюїдонасичення порового простору з часом відбувається взаємодія залишкового флюїду з фільтратом, це обумовлює зміну параметрів електроліту і призводить до утворення контакту з різнорідними електролітами. В цьому випадку параметри контакту будуть залежати від структури порового простору колектора та від характеристики флюїду. На міжелектролітній границі виникають електрохімічні процеси, які призводять до встановлення рівноваги потенціалу іонів і утворенню рівноважного розподілу між фазами.

Для однорідної системи рівновага означає повне вирівнювання складу і концентрацій в двох фазах, тобто зникнення самої границі. Це може бути при умові наближення товщини глинистої кірки до нуля, але в реальних умовах для порід-колекторів така ситуація неможлива. Процес встановлення повної рівноваги протікає дуже повільно, і тому дослідження параметрів міжелектролітного контакту необхідно вивчати до утворення рівноваги.

Дослідження процесу стабілізації міжелектролітного контакту створює додаткову вимірювальну інформацію, яка зменшує кількість еквівалентних рішень, що підвищує достовірність розв’язку. Виміри необхідно проводити при часових спостереженнях, тобто - вивчати динаміку процесу розформування контакту.

У свердловинних умовах при розкритті водонасичених пластів система характеризується, як однорідна. У водонасиченому пласті врівноваження протікає за рахунок контакту з залишковою реліктовою водою. В неоднорідних системах з фазами, які не змішуються, границя залишається і при наявності рівноваги. В цьому випадку досліджується умова існування рівноваги, що також потребує проведення часових вимірів.

Дифузія в багатокомпонентних системах виникає при нерівномірному розподілі концентрації навіть одного з компонентів і направлена на вирівнювання цієї концентрації. Щільність потоку дифузії пропорційна градієнту концентрації речовини і описується законом Фука [Григоров 84]. При великих концентраціях пропорційність між потоком і градієнтом концентрації порушується. Коефіцієнт дифузії набуває варіації. Одна з можливих причин відхилення від закону Фука полягає в тому, що процес дифузії направлено на вирівнювання хімічного потенціалу речовини, а не на концентрацію. Оскільки коефіцієнти дифузії катіону і аніону різні, то виникає частковий розподіл зарядів і утворюється електричне поле. Утворене джерело електрорушійної сили зв’язано з градієнтним ефектом.

У процесі обводнення пласта водами, які за мінералізацією відрізняються від пластових вод, виникають зміни потенціалу самочинної поляризації (ПС) гірської породи. Складові різниці потенціалів ПС можуть бути показані через електрохімічну активність гірських порід і співвідношення концентрації вод пластової і нагнітальної.

Розглянемо поля потенціалів ПС на контакті обводненого піщаного і глинистого пластів в залежності від величини питомого опору r_см суміші, яка утворилася на основі початкової пластової і нагнітаючої води, питомим опором фільтрату промивної рідини r_ф.

Глинисті породи, які вміщують пласт-колектор, насичені пластовими водами питомого опору r_в. Представлені пласти характеризуються дифузійно-абсорбційними активностями відповідно А_да.п і А_дав.м. У цьому випадку складова різниці потенціалів ПС А_давм lg(r_ф/r_в), яка утворюється на контакті вміщуючої породи – свердловина, залишається без змін за величиною і полярністю, подібно до випадку відсутності обводнення пласта.

Складова різниці потенціалів ПС А_дап lg(r_ф/r_см) на контакті пласт-колектор – свердловина істотно змінюється в порівнянні з початковою (тобто до обводнення) за величиною і полярністю, у залежності від питомого електричного опору суміші пластової і нагнітальної води. Зміна різниця потенціалів ПС проводить до зміни конфігурації кривої напроти обводнених пластів. Окрім того, виникає нова складова різниці потенціалів ПС (А_давм - А_дап) lg(r_см/r_в) на поверхні розділу пласт – вміщуючі породи при r_{см ≠} r_в, така ситуація більш стандартна для багатьох родовищ. При відсутності обводнення пласта складова, яка приводить до зміни конфігурації кривої, апріорно приймається рівною нулю.

Розглянемо випадок домінуючого впливу дифузійно-адсорбційної складової потенціалу самочинної поляризації у загальну величину ΔПС.

Для визначення величини різниці потенціалу використовується залежність між ΔПС і електрохімічною активністю гірських порід [Кузнец.] у випадку, коли зміна потенціалів ПС є ознакою літології, і характеризується різною дифузійно-абсорбційною активністю- пласта і вміщуючих однорідних порід, яка описується:

(3.8)

де, К_двм-р, К_дп-р, К_двм-п – коефіцієнти дифузійної ЕРС на поверхнях дотику фільтрату промивної рідини з водою, яка наповнює вміщуючі породи, пласт-колектор, і водами, які знаходяться у пласті і вміщуючих породах;

в_свм-р, в_сп-р, в_свм-п – коефіцієнти приведення зв’язку між DU_пс і lgr_в, lgr_ф, lgr_в,вм – до лінійного виду;

r_ф, r_в, r_ввм – питомі електричні опори фільтрату промивної рідини і вод, які насичують пласт і вміщуючі породи;

n_пс – коефіцієнт, який враховує вплив обмеженості товщини пласта, питомих опорів пласта і вміщуючих порід і промивної рідини на величину аномалій DU_пс (у випадку великої товщини n_пс =1).

У випадку відсутності обводнення пластів водами іншої мінералізації і іншого хімічного складу [Дахнов 85 р.] формула (3.8) приймає вигляд:

(3.9)

де, К_пс = А_{да вм} – А_{да п} – коефіцієнт власної поляризації породи.

Розглянемо поведінку статичної кривої ПС для різних етапів обводнення продуктивних інтервалів при умові значної товщини пласта і різної мінералізації води, що нагнітається:

1. Окремий однорідний пласт повністю обводнений водою, що нагнітається. Для такого пласта DU_псоб описується формулою:

(3.10)

При умові r_см ¹ r_в і заляганні пласта серед глин (А_давм = А_дагл) проаналізуємо поведінку кривої потенціалів власної поляризації обводненого пласта – колектора.

Складова є величина від’ємна і стала, її значення залежить від співвідношення опорів фільтрату промивної рідини і пластової води, а також від дифузійно-адсорбційної активності глин. Складова при r_в = r_см дорівнює нулю, а при r_в<r_см зростає при збільшенні r_см і є величиною додатною.

Зі збільшенням опору суміші нагнітальної і пластової вод додатна складова зменшується до нуля при досягненні умови r_ф = r_см. У цій точці (r_ф=r_в, ) складова змінює свій знак, приймаючи знак від’ємний, і збільшуючись за абсолютним значенням при подальшому збільшенні опору r_см.

Поведінка складової зі збільшенням r_см протилежна поведінці складової . Ця складова змінює свій знак при r_см = r_в, коли .

Адитивність складових напруженості електричного поля ПС дає аномалії потенціалів самочинної поляризації над обводненими пластами при різних діапазонах зміни опору суміші нагнітальних і пластових вод (r_см<r_в, r_см=r_в, r_см<r_в).

При цьому для чистих (неглинистих) пластів–колекторів з А_дап=0 при формуванні DU_псоб беруть участь тільки дві складові і , оскільки інші складові дорівнюють нулю (і ), тоді у цьому випадку отримуємо:

(3.11)

Таким чином, напроти чистих колекторів (А_дап = 0) від’ємна аномалія амплітуди DU_псоб зі збільшенням r_см зменшується, при r_см = r_ф, стає рівною нулю і при подальшому збільшенню r_см амплітуда DU_псоб зростає, перетворюючись в додатну аномалію в порівнянні з умовною нульовою лінією напроти вміщуючих глин.

Аналогічній зміни набувають амплітуди DU_псоб для пластів з А_дап < 0,5А_дагл, при чому амплітуда DU_псоб змінює свій знак при зростанні значень r_см у випадку збільшення А_дап.

Для пластів з А_дап > 0,5А_дагл, які обводнюються мінералізованими водами (r_см < r_в), від’ємна амплітуда DU_псоб навпаки зростає зі збільшенням r_см, це пояснюється більш різкою зміною складових і .

Пласти, які характеризуються значеннями А_дап>0,5А_дагл, відносяться до порід з низькими колекторськими властивостями і до неколекторів. Їх обводнення нагнітальними водами практично малоймовірно.

У випадку коли = , що можливо при умові значення DU_псоб буде дорівнювати:

(3.12)

2. Однорідний пласт обводнений у середній його частині.

У цьому випадку напроти однорідного пласта аномального ефекту на кривій потенціалів ПС не спостерігаються. При заводненні середньої частини однорідного пласта форма кривої ПС залишається незмінною і не залежить від мінералізації води, яка насичує пласт. Така картина справедлива тільки у випадку чистого (неглинистого) однорідного пласта – колектора, для якого А_дап = 0. У випадку глинистого однорідного колектора (А_дап ¹ 0) на кривій ПС повина фіксуватись аномалія прориву інтервалу нагнітальних вод (r_см ¹ r_в) у середній частині пласта величиною . Необхідно зауважити, що обводнення середньої частини однорідного пласта (А_дап=const) малоімовірно;

3. Однорідний пласт обводнений в покрівельній або підошвенній частині. У першому випадку амплітуда DU_псоб відносно вищого глинистого пласта розраховується за формулою (3.11), а відносно нижньої необводненої частини пласта за формулою (3.9). У другому випадку, тобто пласт обводнено у підошві DU_псоб відносно глин, що залягають нижче, визначається за формулою (3.11), а відносно необводненої частини за формулою (3.10).

Виходячи з розглянутого, пласти-колектори, які обводнені водою, що нагнітається, і відрізнються за мінералізацією і складом від пластових вод, характеризуються виникненням аномалій на кривих ПС проти пласта, що обводнився.

У випадку стабільності дифузійно-адсорбційної активності порід, що вміщують пласт, мінералізації пластової води і опору промивної рідини при обводненні нижньої або верхньої частини пласта на кривій ПС виникає зміщення умовної нульовій лінії. Нульова лінія зміщується проти вище- залеглих глин відносно нижчезалеглих.

При повному обводнені пласта спостерігається зменшення або збільшення аномалії ПС, ступінь зміни залежить від параметрів А_{да вм}, А_{да п}, r_см, r_в. При певних співвідношеннях цих параметрів зміни можуть не виникати.

Читайте також:

1. Абразивність гірських порід і геостатична температура
2. Акустичні характеристики порід
3. Біостратиграфічні методи визначення віку порід
4. Будова гірських порід
5. БУРИМІСТЬ ГІРСЬКИХ ПОРІД
6. Взаємозв’язок характеристик порід, визначених при статичному і динамічному втискуванні
7. Вивітрювання гірських порід
8. Види щеплення плодових порід.
9. Визначення показників механічних властивостей гірських порід методом статичного втискування штампа
10. Визначення твердості гірських порід
11. Вимоги до гірських порід основи гребель
12. Вимоги до організації гірських походів

Переглядів: 1272