Удельное сопротивление неглинистых пород

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.

Горные породы проводят электрический ток в основном за счет наличия в их поровом пространстве водных растворов солей. В связи с этим удельное сопротивление неглинистой породы ρ_вп гранулярного строения, поры которого полностью насыщены водой, зависит от ρ_в этой воды, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости k_п и структурой порового пространства.

Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρ_вп для водонасыщенных пород принято рассматривать величину:

называемую относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород P не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также и параметром пористости.

Для пород с однородной структурой, сложенных частицами правильной формы, связь между относительным сопротивлением и пористостью может быть рассчитана аналитически.

Анализ теоретических расчетов, выполненных для идеальных пород, подтверждает, что относительное сопротивление зависит не только от коэффициента пористости, но и от структуры порового пространства, обуславливающий характер распределения воды в породе. Расчеты и экспериментальные исследования показывают, что зависимость P=f(k_п) имеет обратный степенной характер и может быть апроксимирована в диапазоне средних значений k_п (от 3-5% до 30-40%) уравнением общего вида

где a – некая постоянная; m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов.

На практике широкое применение находят и частные виды этого уравнения:

где структурный показатель m изменяется от 1,3 (для слабосцементированных пород) до 2,3 (для крепких хорошо сцементирован­ных пород); для средне сцементированных песчаников часто используют выражение:

В слоистых породах удельное сопротивление в направлении, параллельном наслоению ρ_{вп.парал}, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпендикулярном наслоению ρ_{вп.перп}­. Такие породы называются анизотропными по удельному сопротивлению.

Степень анизотропности породы оценивается коэффициентом анизотропии

а величина ее удельного сопротивления характеризуется

В нефтегазонасыщенной породе нефть или газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρ_нг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространении в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуре порового пространства и т.п. Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуре порового пространства), влияющих на величину ρ_нг, вместо него рассматривают отношение

где ρ_нг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρ_вп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее водой.

Величина P_н показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления. Для неглинистых пород P_н зависит не только степени их насыщения водой, но и от характера распределении в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина P_н часто называется параметром насыщения. Между P_н и k_в существует обратная степенная зависимость

где n – показатель, характеризующий структуру токопроводящих каналов нефтенасыщенной породы, зависящий от ее литолого-петрографических особенностей и структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти (газа) и воды и их распределения в порах.

Так как k_в=1 - k_нг (где k_нг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то