понедельник, 8 апреля 2013 г.
Метод потенциалов самопроизвольной поляризации
Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП) основан на измерении в разрезах скважин естественного постоянного электрического поля Земли. Это поле создается вследствие окислительно-восстановительных, фильтрационных и диффузионно-адсорбционных процессов и определённым образом деформируется под влиянием скважинных условий. Перечисленные процессы приводят к возникновению на границах разделов сред двойных электрических слоев, суммарный потенциал которых и характеризует интенсивность поля ПС.
Окислительно-восстановительные процессы в основном возникают на контакте с рудными телами при обязательном присутствии водных растворов (природный гальванический элемент).
Фильтрационные процессы связаны с динамикой подземных вод (потенциалы течения).
Диффузионно-адсорбционные процессы имеют место при контакте водных растворов с различной концентрацией.
В нефтегазовых, гидрогеологических и др. скважинах основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот. Потенциал поля в этом случае рассчитывается по формуле:
UПС = КДА lg C1/C2, где
КДА – коэффициент диффузии, зависящий от типа электролита и температуры, С1 и С2 – концентрации промывочной и пластовой жидкостей. Для соли NaCl КД = -11,6 при температуре t = 180.
Метод потенциалов самопроизвольной поляризации весьма прост в технике исполнения. Схема измерений показана на рис. 43. Производится регистрация потенциалов естественного поля (UПС), то есть разность потенциалов между подвижным электродом М, перемещаемым по стволу скважины, и неподвижным электродом N, устанавливаемым на дневной поверхности:
Рис. 43. Схема измерений методом ПС
1 – глина, 2 – песчаник
Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. На рис. 44 показана типовая форма кривой ПС в интервале нефтегазоразведочной скважины. Границы пластов на диаграммах ПС соответствуют точкам 0.5 max амплитудных значений. Их величину отсчитывают по линии глин. Минимумами UПС отмечаются песчано-алевролитовые пласты при значениях удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора бо'льших, чем у пластовой воды (ρф>ρв). Против песчано-алевролитовых нефтегазонасыщенных коллекторов аномалии ПС практически не отличаются от таковых против водоносных пластов. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть, газ или газоконденсат, характеризуются меньшей амплитудой UПС, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при условии ρф>ρв, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс.
Рис. 44. Пример отображения на диаграмме ПС терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению.
Особенно эффективно литологическое расчленение разрезов скважин по данным ПС в тех случаях, когда кривые других методов ГИС, в частности КС, дифференцированы недостаточно (рис. 45).
Рис. 45. Выделение пластов и определение их мощности по данным ПС в слабо дифференцированном по удельному электрическому сопротивлению терригенном разрезе
I - кривая КС, II – кривая ПС
1 – песок, 2 – суглинок, 3 - глина
Соотношение знаков аномалий на кривой ПС зависит от степени минерализации бурового раствора и пластовых вод. В том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора и пластовое давление ниже гидростатического на уровне пласта, минимумы ПС соответствуют проницаемым (пески, песчаники, известняки), а максимумы малопроницаемым (глины, мергели) породам. Если же минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, а пластовое давление превышает гидростатическое, наблюдается обратное соотношение между кривой ПС и характером пород в разрезе скважины (рис. 46).
Рис. 46. Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора - смотрите первый рисунок внизу.
1 – известняк, 2 – песок, 3 – глинистый песок, 4 - глина
Связь ПС с минерализацией пластовых вод может быть использована для изучения этого параметра. При этом считается, что величина э. д. с. против пласта определяется исключительно диффузионным потенциалом.
При исследовании разрезов разведочных скважин на руды, особенно сульфидные, медные и полиметаллические, показания UПС обусловливаются в основном окислительно-восстановительными процессами. На рис. 47 показана форма аномалий UПС против пачки сплошных и вкрапленных сульфидных полиметаллических руд в разведочной скважине.
Рис. 47. Аномалии ПС против пачки сульфидных руд
1 – сплошная сульфидная руда, 2 - вкрапленная сульфидная руда, 3 – углисто-глинистые сланцы, 4 – сланцы.
В разрезах угольных скважин применение метода ПС наиболее эффективно на месторождениях бурых углей, полуантрацитов и антрацитов, против пластов которых возникают положительные аномалии UПС. Величины аномалий колеблются от первых десятков до нескольких сотен милливольт. Границы пластов, мощность которых превышает 0.5 м, определяются как и в разрезах нефтегазоразведочных скважин по точкам 0.5 Uмакс (рис. 48А). С утонением пластов точки границ смещаются к своду аномалии. В случаях, когда кривые ПС имеют пологие ветви, точки границ независимо от мощности пластов располагаются выше половины амплитуды аномалий в пределах 2/3 Uмакс (рис. 48Б). Мощность и строение антрацитовых пластов, как наиболее электропроводящих, эффективно оценивается по кривым градиента потенциала (gradU) или (ΔUПС). Для записи этого показателя используются сближенные электроды MN в градиент- или потенциал-зондах.
Границы контактов подошвы и кровли отображаются четкими разнополярными экстремумами (рис. 49).
Рис. 48. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым метода ПС
1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 – алевролит, 4 – песчаник
Рис. 49. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым градиента ПС
1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 - аргиллит 4 - алевролит
При регистрации кривых исходят из нормативных требований к степени детализации угольных пластов. Должно выполняться условие, согласно которому расстояние (LMN) между измерительными электродами должно быть меньше мощности (h) слоёв и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ΔUПС , зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко.
Рис. 50. Определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения по кривым метода градиента ПС
1 – уголь, 2 – углистый сланец, 3 – перемятый уголь болотной фации, 4 - алевролит
Следует отметить, что в случаях, когда один из экстремумов на кривой ΔUПС неясно выражен, вторую границу находят путём удвоения расстояния между точками этого экстремума и максимума градиента возрастания-убывания кривой в центре пласта, то есть в области перехода положительных значений в отрицательные.
В процессе интерпретации диаграмм ПС необходимо учитывать искажающее влияние электродной разности потенциалов, гальванокоррозии, блуждающих индустриальных и теллурических токов и других факторов. К недостаткам метода ПС также относятся его малая информативность в высокоомных разрезах и затруднения в выделении тонких пластов, толщины которых меньше четырёхкратного диаметра скважины, то есть при отношениях h/dc<4. Наличие глинистой корки в интервалах пористых продуктивных пластов значительно ослабляет амплитуду потенциала ПС. Кривая становится более пологой и «размазывается» в вертикальном направлении, что приводит к завышению оценки мощности пористого пласта по данным ПС.
Окислительно-восстановительные процессы в основном возникают на контакте с рудными телами при обязательном присутствии водных растворов (природный гальванический элемент).
Фильтрационные процессы связаны с динамикой подземных вод (потенциалы течения).
Диффузионно-адсорбционные процессы имеют место при контакте водных растворов с различной концентрацией.
В нефтегазовых, гидрогеологических и др. скважинах основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот. Потенциал поля в этом случае рассчитывается по формуле:
UПС = КДА lg C1/C2, где
КДА – коэффициент диффузии, зависящий от типа электролита и температуры, С1 и С2 – концентрации промывочной и пластовой жидкостей. Для соли NaCl КД = -11,6 при температуре t = 180.
Метод потенциалов самопроизвольной поляризации весьма прост в технике исполнения. Схема измерений показана на рис. 43. Производится регистрация потенциалов естественного поля (UПС), то есть разность потенциалов между подвижным электродом М, перемещаемым по стволу скважины, и неподвижным электродом N, устанавливаемым на дневной поверхности:
Рис. 43. Схема измерений методом ПС
1 – глина, 2 – песчаник
Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. На рис. 44 показана типовая форма кривой ПС в интервале нефтегазоразведочной скважины. Границы пластов на диаграммах ПС соответствуют точкам 0.5 max амплитудных значений. Их величину отсчитывают по линии глин. Минимумами UПС отмечаются песчано-алевролитовые пласты при значениях удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора бо'льших, чем у пластовой воды (ρф>ρв). Против песчано-алевролитовых нефтегазонасыщенных коллекторов аномалии ПС практически не отличаются от таковых против водоносных пластов. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть, газ или газоконденсат, характеризуются меньшей амплитудой UПС, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при условии ρф>ρв, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями Uпс.
Рис. 44. Пример отображения на диаграмме ПС терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению.
Особенно эффективно литологическое расчленение разрезов скважин по данным ПС в тех случаях, когда кривые других методов ГИС, в частности КС, дифференцированы недостаточно (рис. 45).
Рис. 45. Выделение пластов и определение их мощности по данным ПС в слабо дифференцированном по удельному электрическому сопротивлению терригенном разрезе
I - кривая КС, II – кривая ПС
1 – песок, 2 – суглинок, 3 - глина
Соотношение знаков аномалий на кривой ПС зависит от степени минерализации бурового раствора и пластовых вод. В том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора и пластовое давление ниже гидростатического на уровне пласта, минимумы ПС соответствуют проницаемым (пески, песчаники, известняки), а максимумы малопроницаемым (глины, мергели) породам. Если же минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, а пластовое давление превышает гидростатическое, наблюдается обратное соотношение между кривой ПС и характером пород в разрезе скважины (рис. 46).
Рис. 46. Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора - смотрите первый рисунок внизу.
1 – известняк, 2 – песок, 3 – глинистый песок, 4 - глина
Связь ПС с минерализацией пластовых вод может быть использована для изучения этого параметра. При этом считается, что величина э. д. с. против пласта определяется исключительно диффузионным потенциалом. При исследовании разрезов разведочных скважин на руды, особенно сульфидные, медные и полиметаллические, показания UПС обусловливаются в основном окислительно-восстановительными процессами. На рис. 47 показана форма аномалий UПС против пачки сплошных и вкрапленных сульфидных полиметаллических руд в разведочной скважине.
Рис. 47. Аномалии ПС против пачки сульфидных руд
1 – сплошная сульфидная руда, 2 - вкрапленная сульфидная руда, 3 – углисто-глинистые сланцы, 4 – сланцы.
В разрезах угольных скважин применение метода ПС наиболее эффективно на месторождениях бурых углей, полуантрацитов и антрацитов, против пластов которых возникают положительные аномалии UПС. Величины аномалий колеблются от первых десятков до нескольких сотен милливольт. Границы пластов, мощность которых превышает 0.5 м, определяются как и в разрезах нефтегазоразведочных скважин по точкам 0.5 Uмакс (рис. 48А). С утонением пластов точки границ смещаются к своду аномалии. В случаях, когда кривые ПС имеют пологие ветви, точки границ независимо от мощности пластов располагаются выше половины амплитуды аномалий в пределах 2/3 Uмакс (рис. 48Б). Мощность и строение антрацитовых пластов, как наиболее электропроводящих, эффективно оценивается по кривым градиента потенциала (gradU) или (ΔUПС). Для записи этого показателя используются сближенные электроды MN в градиент- или потенциал-зондах.
Границы контактов подошвы и кровли отображаются четкими разнополярными экстремумами (рис. 49).
Рис. 48. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым метода ПС
1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 – алевролит, 4 – песчаник
Рис. 49. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым градиента ПС
1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 - аргиллит 4 - алевролит
При регистрации кривых исходят из нормативных требований к степени детализации угольных пластов. Должно выполняться условие, согласно которому расстояние (LMN) между измерительными электродами должно быть меньше мощности (h) слоёв и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ΔUПС , зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко.
Рис. 50. Определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения по кривым метода градиента ПС
1 – уголь, 2 – углистый сланец, 3 – перемятый уголь болотной фации, 4 - алевролит
Следует отметить, что в случаях, когда один из экстремумов на кривой ΔUПС неясно выражен, вторую границу находят путём удвоения расстояния между точками этого экстремума и максимума градиента возрастания-убывания кривой в центре пласта, то есть в области перехода положительных значений в отрицательные.
В процессе интерпретации диаграмм ПС необходимо учитывать искажающее влияние электродной разности потенциалов, гальванокоррозии, блуждающих индустриальных и теллурических токов и других факторов. К недостаткам метода ПС также относятся его малая информативность в высокоомных разрезах и затруднения в выделении тонких пластов, толщины которых меньше четырёхкратного диаметра скважины, то есть при отношениях h/dc<4. Наличие глинистой корки в интервалах пористых продуктивных пластов значительно ослабляет амплитуду потенциала ПС. Кривая становится более пологой и «размазывается» в вертикальном направлении, что приводит к завышению оценки мощности пористого пласта по данным ПС.
0 коммент.:
Отправить комментарий