П= (1.5)

де — параметр пористості породи, що містить низькомінералізовану воду; — параметр пористості породи, що містить насичений розчин електроліту («дійсний» параметр пористості). Коефіцієнт поверхневої провідності П залежить від питомого опору порових вод і глинистості породи (рис 1. 3).

Таким чином, згідно формулам (1.3) і (1.5) питомий опір водонасиченої породи можна виразити через параметр пористості коефіцієнт поверхневої провідності П і питомий опір порової води :

(1.6)

У нафтоносних і газоносних пластах поровий простір містить нафту і газ. Нафта і газ не є провідниками струму. Заповнюючи пори гірських порід, вони збільшують їх питомий опір в порівнянні з опором порід, повністю насичених пластовою водою. Провідником електричного струму в таких випадках служить мінералізована пластова вода. Кількістю цієї води і характером її розподілу в порах і визначається питомий опір нафтоносних і газоносних порід.

При вивченні впливу нафтогазонасичення зручно замість питомого опору породи розглядати відношення питомого опору нафтоносного пласта () або газоносного пласта () до питомого опору того ж пласта () при 100%-вому заповненні пор пластовою водою. Це відношення називається параметром насичення порового простору, або коефіцієнтом збільшення опору і позначається: Рн=/ Рг=/ Для нафто-, газоносного пласта це відношення показує, в скільки разів нафта і газ збільшують опір водоносного пласта. Вони роблять приблизно однаковий вплив на питомий опір порід. Експериментальними дослідженнями встановлена залежність між коефіцієнтом водонасичення породи і параметром насичення Рн або Рг:

(1.7)

Рис.1. 3 Залежність коефіцієнта поверхневої провідності П від питомого опору порових вод і глинистості порід Сгл.

де =1—kВ або kг=1—kB — відповідно коефіцієнти нафтонасичення і газонасичення; ап і п — постійні для даного типу відкладень коефіцієнти.

На рис. 1.4, а зображені залежності , одержані Н. Дахновим на підставі узагальнення фактичного матеріалу для гідрофільних і гідрофобних порід. На рис.1.4, б представлені залежності, одержані при вивченні параметра насичення глинистих і піщаних колекторів. Значення показника ступеня п в рівнянні (1.7) знижується до n=1,5 із збільшенням глинистості колектора. У гідрофобних нафтоносних колекторах величина п може досягти 10. З розгляду кривих, зображених на мал. 5, витікає, що питомий опір нафтоносних порід помітно відрізняється від питомого опору тих же водоносних порід лише при порівняно високих (більше 30—50%) коефіцієнтах нафто- або газонасичення.

рис. 1.4 Залежність параметру пористості насичення Рн від коефіцієнта відонасиченості Кв порід

Питомий опір шаруватих порід (наприклад, шаруватих пісковиків, глин або глинистих сланців) залежить від напряму, в якому воно вимірюється. Звичайно в шаруватих породах питомий опір, визначений перпендикулярно до нашарування , вище зміряного по нашаруванню . Такі породи називаються електрично анізотропними. Ступінь анізотропії характеризується коефіцієнтом анізотропії, визначається за формулою

(1.8)

1.2.2 Фізичні основи методу БКЗ

За наслідками вимірів опору, що здається, одним зондом ми можемо визначити межі пластів і лише приблизно судити про величину питомого електричного опору гірських порід. Для точнішого визначення питомого опору пластів по кривих опору, що здається, застосовують спеціальну методику — Бокове каротажне зондування (БКЗ). Ця методика полягає у вимірюванні опору, що здається, за допомогою декількох (п’яти—семи) градієнт-зондів або рідше потенціал-зондів різної довжини. Чим більша довжина зонда, тим більший радіус його дослідження. Застосування комплекту зондів різної довжини дозволяє при інтерпретації врахувати вплив бурового розчину на величину опору, що здається, знайти дійсний опір пласта, встановити наявність проникнення фільтрату бурового розчину в пласт, оцінити питомий опір і глибину зони проникнення розчину. Для успішної інтерпретації діаграм по методу БКЗ необхідно також мати криву зміни фактичного діаметру свердловини з глибиною (кавернограму) і криву зміни питомого опору бурового розчину по стовбуру свердловини.

Розмір зондів, використовуваних для БКЗ, змінюється від 1—2 до 20—30 діаметрів свердловини. Тип зондів для БКЗ залежить від характеру розрізу, що вивчається, і вибирається досвідченим шляхом. Часто, наприклад, застосовують наступний комплект послідовних градієнт-зондів: 1) А0,4М0,1N 2) А1,0М0,1N3) A2,0M0,5N; 4) A4,0M0,5N; 5) A8,OM1N; 6) N0,5M4,0A. Останній зонд (обернений градієнт-зонд) служить для уточнення меж пластів.

При вивченні розрізів свердловин, складених могутніми пластами дуже високого або дуже низького питомого опору, може в деяких випадках виявитися ефективним бічне електричне потенціал-зондування наступним комплектом зондів з розмірами AM, рівними 0,25; 0,5; 1; 2 і 4 м. При цьому електрод N повинен бути віддалений від електроду М на відстань, що перевищує потужність досліджуваних пластів (практично на 30—40 м).

За наслідками вимірювання опору зондами різної довжини, що здається, будують кожному пласті,що вивчається, криву зондування- залежність опору, що здається, від довжини зонда, викреслену в подвійному логарифмічному масштабі. При цьому для відліку опору, що здається, використовують його середні, максимальні або оптимальні значення, знайдені за певним правилом в межах аномалії, що вивчається (мал. 7).

У пластах великої потужності, що не відрізняються достатньою однорідністю, криві зондування частіше будують по середніх значеннях , в пластах малої потужності — по максимальним і в пластах могутніх, достатньо однородных— але оптимальним значенням

1.2.3 Фізичні основи Бокового каротажу (БК).

Вивчення розрізів свердловини методом екранованого заземлення також засновано на різниці питомих електричних опорів гірських порід. У науковій літературі відомо декілька модифікацій методу. У виробництві набули поширення вимірювання по методу екранованого заземлення з автоматичним фокусуванням струму або,