2.2.3. Содержание глинистого материала

На удельное сопротивление глинистых песчаников, помимо минерализации пластовой воды, температуры и давлений, оказывает влияние поверхностная проводимость, обусловленная адсорбционной способностью тонкодисперсной 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 вводят в рассмотрение коэффициент поверхностной проводимости П:

П = Р_п/Р_{п нас},

где Р_п - параметр пористости породы, содержащей низкоминерализованную воду; Р_{п 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. 2.3).

Для чистых пород П=1, а для глинистых всегда П<1. Отличие от единицы тем больше, чем больше в породе глинистого материала, его активность и ниже концентрация С_в насыщающего раствора. Влияние глинистости на П обусловлено тем, что в тонких поровых каналах, пронизывающих массу глинистого материала, Р_п является функцией удельного электрического сопротивления свободного раствора, аномального слоя воды на поверхности твердой фазы, слоя рыхло связанных ионов и относительного содержания последний в общем объеме порового канала.

Таким образом, удельное сопротивление водонасыщенной породы можно выразить через параметр пористости Р_п, коэффициент поверхностной проводимости П и удельное сопротивление поровой воды _в:

_{в п} = ПР_п_в.

2.2.4. Насыщение породы

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. 2.3. Зависимость коэффициента поверхностной проводимости от УЭС поровых вод _в и глинистости пород.

Шифр кривых - С_гл, %

При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо удельного сопротивления породы рассматривать отношение удельного сопротивления нефтеносного пласта (_н) или газоносного пласта (_г) к удельному сопротивлению того же пласта (_вп) при 100%-ном заполнении пор пластовой водой. Это отношение называется параметром насыщения порового пространства, или коэффициентом увеличения сопротивления и обозначается: Р_н = _н /_вп; Р_г = _г /_вп. Для нефте-, газоносного пласта это отношение показывает, во сколько раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они оказывают примерно одинаковое влияние на удельное сопротивление пород. Экспериментальными исследованиями установлена зависимость между коэффициентом водонасыщения породы и параметром насыщения Р_н или Р_г:

Р_н = a_п / k_в^-n ₌ a_п / (1-k_н)^-n_,

где k_в = (1-k_н) или k_н = (1-k_в) - соответственно коэффициенты нефтенасыщения и газонасыщения; a_п и n - постоянные для данного типа отложений коэффициенты.

На рис. 2.4 (б) представлены зависимости, полученные при изучении параметра насыщения глинистых и песчаных коллекторов. Значение показателя степени n снижается с увеличением глинистости коллектора до n = 1,5. В гидрофобных нефтеносных коллекторах величина n может достичь 10. Из рассмотрения кривых, изображенных на рис. 2.4, 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. 2.4. Зависимость параметра пористости насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности пород