Определение коэффициента пористости по методу собственных потенциалов
Зонд метода собственных потенциалов (ПС) представляет собой два электрода (один движется в скважине, другой заземлен на поверхности). Кривая метода ПС – это разность потенциалов между этими электродами. Поскольку источника тока зонд не содержит, появление наблюдаемой разности потенциалов обусловлено естественными процессами, протекающими в скважине и породе.
Обычно появление собственного потенциала связано с процессами диффузии и адсорбции в капиллярах породы и на границе порода-скважина (редко существенны фильтрация и химические реакции).
Стенки капилляров при контакте с водой приобретают отрицательный заряд и на них адсорбируются положительные ионы из раствора, образуя т.н. адсорбционный (прочно связанный) и диффузионный (сравнительно подвижный) положительно заряженные слои.
На контакте двух растворов разной минерализации СВ и СС (пластовой воды и скважинной промывочной жидкости) движение ионов в процессе диффузии происходит из раствора с большей минерализацией (чаще всего пластовой воды, СВ) в раствор с меньшей (чаще всего промывочная жидкость, СС). При этом напротив диффузионного слоя логично образуется положительный заряд, а напротив электронейтрального канала – отрицательный, поскольку ионы Cl- легче и быстрее ионов Na+ (Рисунок 51).
Рисунок 51. Образование собственного потенциала
Очевидно, что величина и знак суммарного заряда напротив пласта зависят от соотношения толщин диффузионного слоя и электронейтрального канала. Толщина диффузионного слоя примерно постоянна и зависит от свойств стенки и катионов. Наличие и толщина электронейтрального канала зависят от диаметра пор и, соответственно, от размера частиц породы, на чем и основано расчленение терригенного разреза по методу ПС на песчаники, глины и промежуточные разности.
При СВ>СС глинам (мелкие частицы, тонкие поры – нет электронейтрального канала) соответствуют положительные значения собственного потенциала (отклонение кривой вправо), а песчаникам (крупные частицы, широкие поры, большой электронейтральный канал) – отрицательные значения (отклонение кривой влево). При СВ<СС глинистым породам соответствуют отрицательные аномалии (Рисунок 52, Рисунок 53).
 Рисунок 52. Определение линии глин и линии песков по кривой ПС (при минерализации пластовой воды большей, чем минерализация промывочной жидкости) и выделение коллекторов | Для оценки глинистости и открытой пористости терригенных пород рассчитывается двойной разностный параметр метода ПС (Рисунок 52): αПС = (Линия глин – ПС)/(Линия глин – Линия песков), (6.31) где линия глин – максимальное отклонение кривой ПС напротив чистых глин, а линия песков – соответствует значениям ПС напротив водонасыщенного песчаника (Рисунок 52). Для терригенных пород Западной Сибири геофизиками совместно с геологами был обоснован и внедрен в производство метод определения Кп по потенциалу собственной поляризации. Этот метод основан на построении связей типа «керн-ГИС» (см. Рисунок 54). В дальнейшем правомерность использования aПС для определения Кп была доказана многочисленными экспериментами. Сравнение конфигурации кривых значений потенциала собственной поляризации ПС и пористости показывает их хорошую согласованность между собой (Рисунок 55). Обычно зависимость между коэффициентом пористости и αПС, получаемая в ходе исследований керна, линейная: Кп = A×αПС+B (6.32) Для построения такого типа связи необходимо увязать глубины отбора образцов керна и измерений ГИС. На Рисунок 55 представлен график увязки глубин измерений αПС и Кп керна. На Рисунок 54 представлена корреляционная прямая, которая может быть использована для расчетов коэффициента пористости изучаемых отложений (6.32): Кп=0,1597×αПС +0,0713 |
Минерализация пластовой воды > Минерализация пластовой воды <
минерализации промывочной жидкости минерализации промывочной жидкости
Рисунок 53. Вид кривой ПС при разных соотношениях минерализаций пластовой воды и промывочной жидкости
Рисунок 54 Кроссплот и аппроксимационная зависимость между пористостью и альфаПС
Рисунок 55 График увязки глубин измерений по ГИС и отбора образцов керна
Другим способом построения зависимости Кп от aПС является обработка петрофизических материалов. В уравнении (6.32) А и В – константы, имеющие определенный геофизический смысл: так как aПС для глин равна 0, то константа В соответствует пористости глин (Кп.гл), aПС для песчаников равна 1, следовательно константу А можно вычислить по следующему выражению:
А=Кп.кол-В, (6.33)
где Кп.кол – максимальная пористость пород, соответствующая наиболее чистому коллектору.
Исходя из геофизического смысла констант, можно предложить способ нахождения этих констант по данным о величинах остаточной водонасыщенности (Ков) и пористости (Кп). На первом этапе строится кроссплот Ков от Кп. Все точки, где Ков > 0.8 исключаются из выборки – эти точки соответствуют глинистым образцам и для дальнейших исследований не используются. Если в выборке присутствуют точки, значительно выбивающиеся из общей зависимости, то их тоже исключают. Используя оставшиеся точки, проводят линейную зависимость, аппроксимирующую точки кроссплота. На Рисунок 56 эта зависимость представлена уравнением:
Ков = -4.2726 Кп+1.5317.
Рисунок 56 Корреляционная связь коэффициента остаточной водонасыщенности (Ков) от коэффициента пористости (Кп)
В общем виде эту зависимость можно описать следующим выражением:
Ков = Y Кп+Q (6.34)
Тогда для расчета коэффициента «В» приравниваем Ков к 1 (Ков=1):
В=(1-Q)/Y (6.35)
Для приведенного случая В=(1-1.5317)/(-4.27226)=0,1245
Для расчета коэффициента «А» необходимо найти минимальное значение остаточной водонасыщенности (КовМИН). Тогда
Кп.кол=(КовМИН -Q)/Y (6.36)
Для приведенных на Рисунок 56 данных КовМИН=0,3910. Следовательно,
Кп.кол=(0.39 -1.53)/(-4.272)=0.267. Тогда А=Кп.кол-В=0.267-0.1245=0.1425
Таким образом, уравнение для расчета Кп=f(aПС) для рассматриваемого случая будет записано следующим образом:
Кп=0.1425 aПС+0.1245.
В настоящее время применение поверхностных вод для поддержания пластового давления и использование буровых растворов с высокой минерализацией резко ограничило возможности применения методы ПС для определения Кп.