Методы геофизического исследования скважин на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации

Методы ГИС на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации

Индукционный и волновой методы каротажа, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов

В электромагнитных методах ГИРС выделяют две разновидности: 1) индукционный каротаж (ИК) и 2) диэлектрический каротаж (ДК). Кроме этих видов сюда относят методы около - и межскважинной индуктивной радиоволновой электроразведки.

Различие ИК и ДК определяется использованием в этих методах разного диапазона частот. Обоснованием является, во-первых, то, что в силу скин-эффекта с увеличением частоты F уменьшается длина волны Л, а во-вторых распределение электромагнитного поля на одних и тех же частотах зависит от электромагнитных свойств среды и расстояния между источником и приемником. Поэтому выделяют ближнюю (поле соответствует квазистационарной модели) и дальнюю (поле соответствует волновой модели) зоны. В ближней зоне (БЗ) Л>>L, а в дальней зоне (ДЗ) Л < L, где L - длина зонда. В ИК используются частоты F = 20-60 кГц и Л> 100м, следовательно, применимы законы квазистационарной (индукционной модели), а в ДК F = 10- 20 МГц и Л< 1м, то есть применимы законы волновой модели.

Индукционный каротаж (ИК) - электромагнитный метод, основанный на измерении кажущейся удельной электрической проводимости уК, то есть параметра уЭ = 1/с, который измеряется в единицах См/м (сименс - проводимость проводника с сопротивлением R= 1 Ом). Сущность метода в электромагнитном профилировании (ЭМП) по стволу скважины. Осевая установка ЭМП, состоящая из генераторной (ГК) и приемной (ИК) катушек представляет собой специальный конструкции зонд. Расстояние между катушками составляет длину зонда L. Зонд является составной частью скважинного прибора, содержащего электронную схему (рис.27).

Рис. 27 Схема скважинного прибора индукционного каротажа Ик, Гк - измерительная и генераторная катушки

К генераторной катушке подключается генератор, который подает в катушку переменный ток в частотном диапазоне 20-60 кГц. В скважине создается электромагнитное поле. Силовые линии тока представляют собой в однородной изотропной среде окружности с центром по оси скважины. В анизотропной слоистой среде электромагнитное поле деформируется. Вихревые токи в породах создают вторичное магнитное поле, которое вместе с первичным (более сильным) полем индуцируют электродвижущую силу (ЭДС). При этом, в приемной катушке ЭДС первичного поля (Е1) является помехой и компенсируется электронной схемой (вводится ЭДС противоположная по фазе), ЭДС же вторичного поля (Е2) усиливается электронной схемой прибора и подается по кабелю на поверхность для регистрации.

Е2 пропорциональна уК, которая и регистрируется в соответствии с формулой:

УК = 1/СК = ЕС/КС, где

ЕС - ЭДС принимаемого сигнала, т. е. напряженность электрической составляющей электромагнитного поля.

КС - коэффициент перехода от ЕС к уК, зависящей от длины зонда L.

L выбирается с таким расчетом, чтобы в однофазной среде уК = уП.

Следует отметить, что в зонды ИК кроме двух главных катушек включают и несколько дополнительных генераторных и измерительных катушек. Они выполняют фокусирующую роль, предназначены для получения более точных данных об уК и обозначаются шифрами по конструктивным типам. Например, в зондах с шифрами 6Ф1, 6И1, 6Э1 цифра шесть обозначает число катушек, буквы Ф, И, Э - тип зонда, а цифра один - расстояние L между центрами катушек.

Сигналы ИК зависят от уК, уС, уЗп, D, DС, H, а также длины зонда L, cилы тока I и частоты поля F.

По оценочным расчетам на показания ИК основное влияние оказывает концентрический слой околоскважинного пространства, заключенный между радиусами 0,4L и 1,5L (рис. 28).

Рис. 28 График оценки влияния околоскважинного пространства на показания ИК Ggr - интегральный радиальный геометрический фактор.

При сС<1 Ом*м и сП/сС>20 в результатs ИК вносятся поправки по специальным палеткам. Если сС<0,3 Ом*м и D>3DС погрешности значительны. Влияние вмещающих пород существенно при H <1,5 L. Не эффективен ИК на частотах 20-60 кГц при сП>50 Ом*м. Этот предел поднимают до 200 Ом*м на частоте f=1МГц, но нижняя граница смещается до 20 Ом*м. Поэтому используют 2-х частотную аппаратуру. Ее диапазон 0,3-200 Ом*м.

Интерпретация диаграмм, в частности определение границ пластов, сводится к нахождению точек, соответствующих серединам амплитуд (точкам градиентов максимального возрастания-убывания кривых) (рис. 29).

Рис. 29 Пример выделения границ пластов на диаграммах ИК

В целом ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой. Разрешающая способность повышается в скважинах, заполненных слабоминерализованными растворами. ИК можно также применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах.

Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК. Предопределяется комплексирование этих методов. Сравнительная характеристика следующая:

1. БКЗ "работает" в пластах большой мощности при средних значениях отношений сП/сС и сП/сВм. 2. БК более эффективен для изучения тонких пластов при больших значениях сП/сС и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты). 3. ИК "работает" при малых значениях сП/сС и повышающей зоне проникновения и при сС >?.

Диэлектрический каротаж (ДК) - метод ГИРС, основанный на измерении параметра диэлектрической проницаемости еК. Для производства работ применяется глубинный скважинный прибор, включающий трехкатушечный зонд, который по конструкции аналогичен зондам ИК (рис 30). Маркировка зондов типовая. Например, зонд Г0,8И10,2И2 состоит из двух измерительных катушек И1 и И2, расстояние между которыми 0,2 м, и одной генераторной катушки, находящейся на расстояниях от И1 0,8 м и от И2 1 м.

Рис. 30 Схема зонда ДК Г - генераторная катушка, И1, И2 - измерительные катушки, L1, L2 - длины зондов

Отличие ДК от ИК в том, что метод работает на более высоких частотах. Должно соблюдаться условие 1/Щес>1, при котором токи смещения преобладают над токами проводимости. На практике достаточным условием считается 1,1? Щес? 0,2. Диаграмма соотношения токов проводимости и смещения для частот F =10-100 МГц приведена на рис. 31.

Рис. 31 Диаграмма соотношения токов проводимости и смещения в проводящей поляризующейся среде при частоте электромагнитного поля f = 10-100 МГц 1 - область параметра щес = 1; 3,4 - зоны преобладания токов проводимости (2) и смещения (3); щ = 2рF в Гц, е = е*?1/36?10-9 в ф/м

В отечественных приборах используется диапазон частот 30-60 МГц при длинах зондов в несколько раз превышающих диаметр скважины DC. Параметры поля в точке измерений определяются преломленной волной АВСD (рис. 32).

Рис. 32 Схема распространения электромагнитных волн в скважине и околоскважинном пространстве в процессе диэлектрического каротажа

На участках АВ и СD происходит затухание колебаний и их фазовый сдвиг за счет влияния скважины, а на участке ВС те же процессы происходят за счет влияния пересекаемых скважиной пород. Последние априори имеют скорость распространения электромагнитных волн бо'льшую, чем в промывочной жидкости, что предопределяет эффект полного внутреннего отражения этих волн при определенном (критическом) угле и. Образовавшаяся боковая (головная) волна распространяется вдоль стенки скважины со скоростью и затуханием, обусловленными параметрами пересекаемых пород. Влияние скважины исключается за счет двух катушек. Регистрируемый параметр - разность фаз Дц:

Дц = аФ (Z1-Z2) = аФ?ДZ, где

АФ - фазовая постоянная (АФ=ЩvЕм), ДZ - база зонда.

Диэлектрическую проницаемость еК определяют по фазовым сдвигам и отношению амплитуд. Используются различные частоты и измерения несколькими зондами.

Кривые ДК имеют слабосимметричную форму со смещением максимума в область ДZ, что повторяет в менее явном виде эффект прямого или обращенного зондов КС. Пласты пород как с низкой, так и с высокой еК выделяются достаточно четко. Типовой пример - разделение нефтяных и водоносных пластов при внутриконтурном заводнении продуктивных горизонтов пресной водой. В таких случаях нефть и вода различаются по показателю е, при практически одинаковых значениях сК (рис. 33).

сопоставление кривых дк и кс в интервале внутриконтурного заводнения нефтесодержащих пластов пресной водой 1-3 - нефтеносный, водоносный и глинистый пласты

Рис. 33 Сопоставление кривых ДК и КС в интервале внутриконтурного заводнения нефтесодержащих пластов пресной водой 1-3 - нефтеносный, водоносный и глинистый пласты

ДК плохо "работает" в низкоомных разрезах при с<4-5 Ом*м и в соленых буровых растворах. Существенно искажают результаты измерений зоны проникновения, диаметр которых DЗп>0,8-1 м. Влияет также глинистая корка, так как е глин значительно больше е пород разреза и е зоны повышающего проникновения.

Каротаж индукционный изопараметрический зондирование

Технология высокочастотного индукционного каротажа изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм

Высокочастотный индукционный каротаж изопараметрических зондирований (ВИКИЗ) - современный высокотехнологичный метод ГИРС, с помощью которого не только выполняется электропрофилирование по стволу скважины, но и электромагнитное зондирование по перпендикуляру к оси скважины (боковое зондирование). В ВИКИЗ в отличие от ИК измеряются не абсолютные сигналы на фоне скомпенсированного прямого поля, а относительные фазовые характеристики. Этим достигается более высокая разрешающая способность в скважинах с сильнопроводящим буровым раствором (СС<0,5 Ом?м). То есть, относительная разность фаз и амплитуд, измеренных в 2-х близрасположенных катушках в диапазоне частот 0,8ч15 МГц, очень слабо зависит от параметров скважины. Достигается высокий уровень сигналов в среде до 120 Ом*м.

Аппаратура ВИКИЗ включает скважинный прибор и наземную панель, которая обеспечивает питание скважинного прибора, прием и трансформацию сигналов, их обработку и преобразование в аналоговый вид. В аппаратуре предусмотрен канал записи кривых ПС.

Скважинный прибор состоит из блока электроники и зондовой части, которая включает пять 3-х катушечных зондов, состоящих из соосно размещенных 5-ти генераторных и 6-ти измерительных катушек. Диаметр скважинного прибора D = 73 мм, длина L = 4.0 м. Длина короткого зонда 0.5, а длинного 2.0 м. Схема зонда представлена на рис. 34.

Рис. 34 Схема зонда ВИКИЗ Г1 (частота питания 14 МГц), Г2 (7 МГц), Г3 (3,5 МГц), Г4 (1,75 МГц), Г5 (0,875 МГц) - генераторные катушки; И1, И2, И3, И4, И5, И6 -- приемные катушки; Lj = 0,5 м, L2 = 0,7 м. L3 = 1,0 м, L4 = 1,4 м, L5 = 2.0 м - длины трехкатушечных зондов; ?L1 = 0,1 м, ?L2=0,14 м. ?L3 = 0,20 м, ?L4 = 0.28 м. ?L5= 0,4 м -- базы зондов

Схема каждого отдельного зонда принципиально не отличается от зондов ИК и ДК (рис. 35) Обозначения зондов тоже типовые. Например, зонд И60.4И51.6Г5 имеет длину базы L = 0.4 м, и зонда L = 2.0 м (0.4+1.6).

схема отдельного зонда викиз l, &;#63;l - длины зонда и базы (расстояние между измерительными катушками) в метрах

Рис. 35 Схема отдельного зонда ВИКИЗ L, ?L - длины зонда и базы (расстояние между измерительными катушками) в метрах

Для всех пяти 3-х катушечных зондов выполняются условия квазистационарности в немагнитной среде и они называются изопараметрическими.

Скважинный прибор работает следующим образом. Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в окружающей среде электромагнитное поле. Это поле наводит в измерительных катушках Э. Д.С., зависящую от электрофизических свойств горных пород. Далее усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра, который последовательно посредством суммирования производит измерение разности фаз ?Ц между входными сигналами и их периодами Т. Работа всех электронных узлов выполняется по специальной программе.

Между параметрами ?Ц и УЭС (с) существует зависимость, которая для однородной изотропной среды имеет асимптотический вид (рис. 36).

график зависимости между показателями &;#63;ц и с в частотном диапазоне викиз

Рис. 36 График зависимости между показателями ?Ц и с в частотном диапазоне ВИКИЗ

Принципиальная особенность ВИКИЗ, как самостоятельной технологии ГИРС, в том, что реализуется принцип радиального зондирования, то есть последовательного увеличения глубинности за счет увеличения длины зондов с одновременным уменьшением их рабочей частоты, а также за счет измерения разности фаз, слабо зависящей от параметров скважины. Другими словами, основной вклад в измеряемые на каждом канале сигналы вносят токи, текущие в различных на удалении от оси скважины областях среды.

Интерпретация диаграмм ВИКИЗ осуществляется по типовой схеме:

1. Определение границ пластов и литологическое расчленение разреза. 2. Выделение коллекторов и оценка типа их флюидонасыщения. 3. Получение количественных показателей продуктивных горизонтов.

Значения с пластов-коллекторов и параметры зоны проникновения вычисляются специальной компьютерной программой "МФС ВИКИЗ". Обязателен интерактивный (диалоговый) режим работы с программой, предусматривающий визуализацию и качественную оценку каротажных диаграмм. При этом принят определенный стандарт, согласно которому все пять измерений располагаются на одном поле каротажной диаграммы. Шкала напряжений показателя ?Ц, по которому легко распознаются низкоомные отложения, выбирается линейной, поскольку зависимость ?Ц от с нелинейная. Шкала напряжений с, когда необходимо выделить пласты высокого сопротивления, принимается логарифмической, но, в то же время, при необходимости визуального разрешения этих пластов применяется и линейная шкала.

Определение границ пластов и литологическое расчленения разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов, то есть в точках градиента максимального возрастания-убывания кривых (рис. 37). На первом этапе оценивается соотношение пластов по УЭС, то есть разделяются высокоомные, низкоомные, среднеомные слои.

пример выделения литологических границ по диаграммам викиз, сопоставленных с кривыми бокового (бк), микробокового (мбк) и индукционного каротажа

Рис. 37 Пример выделения литологических границ по диаграммам ВИКИЗ, сопоставленных с кривыми бокового (БК), микробокового (МБК) и индукционного каротажа

При этом диаграммы ВИКИЗ сопоставляются с другими методами каротажа и в первую очередь с кривыми методов стандартного каротажа (КС, ПС, НКТ, ГК). Второй этап литологического расчленения связан с выделением и качественной интерпретаций продуктивных пластов. Среди последних различают газоносные, нефтеносные и водоносные, а также смешанного типа. Признаками проницаемых коллекторов является радиальное изменение УЭС от зонда к зонду и инверсия этих кривых при наличии окаймлений (промытой) зоны. Последовательность изменения УЭС на кривых зондов различной длины зависит от либо пониженного, либо повышенного проникновения фильтрата промывочный жидкости в пласт.

Выделение коллекторов и оценка типа их насыщения производится путем сопоставления диаграмм ВИКИЗ на предмет соотношения по значениям сК. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором, в котором соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата (сС > сВ) приведен на рис. 38, а пример соотношения этих же кривых над продуктивным газонасыщенным интервалом - на рис. 39.

Рис. 38 Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором

Рис. 39 Пример соотношения кривых ВИКИЗ над газонасыщенным коллектором

Необходим многоуровневый анализ, включающий привлечение каротажных кривых стандартного и дополнительного комплекса ГИРС в зависимости от сложности строения продуктивных пластов. Как правило, наиболее легко удается определить газо - и водонасыщенные коллекторы. В частности, анализ соотношения кривых, приведенных на рис 38 и 39, показывает, что над проницаемым водонасыщенным пластом имеет место последовательное уменьшение показателя сК от коротких зондов к длинным с равными показаниями на двух длинных зондах (см. рис. 38), в то время как, в газонасыщенном пласте картина противоположная, подчеркиваемая четким обособлением всех кривых (см. рис. 39).

В нефтенасыщенных интервалах соотношение кривых ВИКИЗ бывает самым разнообразным и может в отдельных случаях не отличаться от таковых в водоносных и газоносных пластах. Преимущественно картина проникновения всегда сложная. Часты примеры наличия окаймляющей зоны, где наблюдается инверсия графиков сК, полученных зондами малых и средних размеров. Сложная картина и в тех случаях, когда подошвенная часть пластов содержит пластовую воду. В первом приближении различают:

А) повышающее проникновение, когда, как и в водоносных пластах, происходит последовательное уменьшение от короткого зонда к длинному и, в большинстве случаев, с равными показаниями или инверсией на двух длинных зондах (рис. 40);

Рис. 40 Соотношение графиков ВИКИЗ при повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

Б) понижающее проникновение, при котором, как и в газоносных пластах, наблюдается последовательное увеличение от короткого зонда к длинному с равными показаниями или инверсией значений СК на двух-трех длинных зондах (рис. 41).

Рис. 41 Соотношение графиков ВИКИЗ при понижающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

Для правильной оценки коллекторов необходимы мониторинговые наблюдения, которые не только подтверждают наличия окаймляющей зоны в продуктивной части коллектора, но и позволяют изучать динамику процессов формирования этой области.

Количественная интерпретация диаграмм ВИКИЗ включает:

- попластовую разбивку; - усреднение диаграмм и снятие существенных значений; - формирование кривых зондирований; - построение стартовой модели (экспресс-инверсия); - инверсию кривых с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров; - оценку качества интерпретации.

Приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации по программе "МФС ВИКИЗ". Подавляющее большинство функций выполняется автоматически, но обязательна корректива, то есть использование интерактивного (диалогового режима). Окно программы пользователя с наименованием основных операций приведено на рис. 41.

Рис. 41 Окно пользователя программой "МФС ВИКИЗ"

Основная цель количественной интерпретации данных ВИКИЗ, как и в технологии БКЗ, определение показателей продуктивного пласта и зоны проникновения. Интерпретация выполняется посредством сопоставления наблюденных (фактических) кривых с теоретическими. Кривые зондирования, как и в БКЗ, строятся в билогарифмическом масштабе и разделяются на 2-х, 3-х, и 4-х слойные. Наиболее часто встречающиеся типы кривых приведены на рис. 42.

Рис. 42 Типы кривых зондирования в методе ВИКИЗ

Каротаж естественной (метод ПС) и вызванной (метод ВП) поляризации, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов

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 определенным 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 ПС 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:

Согласно приведенной формуле изменение - это изменение в мB с глубиной.

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 (сФ>сВ). 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 СФ>СВ, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями UПс.

пример отображения на диаграмме пс терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению

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).

форма кривых пс (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора 1 - известняк, 2 - песок, 3 - глинистый песок, 4 - глина

Рис. 46 Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора 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 (ДUПС). 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) слоев и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ДUПС, зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко.

определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения по кривым метода градиента пс 1 - уголь, 2 - углистый сланец, 3 - перемятый уголь болотной фации, 4 - алевролит

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 ДUПС неясно выражен, вторую границу находят путем 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 четырехкратного 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.

Метод потенциалов вызванной поляризации (ВП) основан на явлении искусственного создания двойных электрических слоев в горных породах под действием электрического тока и измерении возникшего постоянного электрического поля во время его спада после прекращения действия тока. Другими словами, в методе ВП существующее поле ПС искусственно усиливается с целью последующего наблюдения спада суммарного поля, который не одинаков в разных по литологическому составу породах.

Механизм возникновения вторичного электрического поля связан с электролитической и объемной поляризацией геологических образований. Первая возникает на контакте с углистыми и содержащими сульфидные и железные руды породами, а также при изучении нетрадиционных коллекторов нефти и газа, в составе которых имеются железосодержащие минералы, например, сидерит. Вторая обусловлена объемной поляризацией пород с повышенной глинистостью, пустотным пространством порового, трещинного или кавернового типа.

Закон изменения (спада) вторичного электрического поля UВП В промежутках между токовыми импульсами описывается электрическими зависимостями, одна из которых экспоненциальная, а другая - гиперболическая:

UВП, t?о = UВП, t=о ехр(-t);

UВП, t?о = UВП, t=о/(l +вt)

В этих уравнениях UВП, t?о - измеряемые амплитуды потенциалов вызванной поляризации в моменты времени T между соседними токовыми импульсами; UВП, t=о - Амплитуда потенциала вызванной поляризации на момент окончания токового импульса; и В - константы, зависящие от типа и петрофизических характеристик входящего в состав породы минерала с электронной проводимостью.

Для измерения вызванных потенциалов используют четырехэлектродную установку AMNB. Механизм формирования поля ВП в импульсном режиме показан на рис. 51.

Рис. 51 Формирование поля вызванной поляризации в импульсном режиме а - силовые линии поля первичных (ЕПР) и вторичных, вызванных поляризацией (ЕВП) токов, б - импульс тока (токовый меандр), в - временной процесс поляризации после включения и выключения тока

В Ионопроводящих горных породах Ток течет только в жидкой фазе, и, следовательно, вектор напряженности электрического поля направлен параллельно двойному электрическому слою. Явление проявляется достаточно слабо -- поле вторичных зарядов не превышает первых процентов от первичного поля. В случае наличия в горных породах Минералов с электронным типом проводимости (сульфиды, графит, магнетит и некоторые другие) твердая фаза уже не является диэлектриком и ток течет поперек двойного электрического слоя: идут достаточно интенсивные электрохимические и электрокинетические процессы и поле вторичных источников, возникающих на границе твердой и жидкой фазы, может составлять десятки процентов от первичного поля.

В качестве меры интенсивности процесса ВП используется Поляризуемость з, Которая рассчитывается как отношение напряженности поля вызванной поляризации к напряженности поля во время пропускания тока:

З = UВП /UПР100%

Очевидно, что З зависит от времени задержки момента измерения поля ВП с момента выключения тока, а также от времени пропускания тока (в случае, если процесс ВП не вышел на насыщение). Для ионопроводящих горных пород время зарядки, а, соответственно, и разрядки составляет первые секунды. В случае присутствия электронопроводящих включений это время может увеличиваться до нескольких минут. Время пропускания тока стараются выбирать из условия полной зарядки среды, и в то же время оно не должно быть слишком большим, чтобы не снижать производительность работ. Схема каротажа методом ВП приведена на рис. 52.

Рис. 52 Схема измерений потенциалов ВП в скважинах Г - генератор (источник питания), П - пульсатор (знакопеременный преобразователь), Д - демпфер (переменный резистор), РП1 и РП2 - регистраторы сигналов (гальванометры), мА - миллиамперметр

Особенность в том, что в четырехэлектродном потенциал-зонде А10.04М0.04А25.0В. электрод М размещен между раздвоенным токовым электродом А и защищен от воздействия поляризующего тока слоем перфорированной резины. При записи кривых ВП во временной области (или в Импульсном Режиме) время задержки стандартно выбирается равным 0,5 сек. Однако, современная аппаратура позволяет проводить измерения на многих временах задержки. Она основана на двух способах измерений вызванной поляризации. Первый способ - аМплитудно-частотные измерения. Он сводится к расчету процентного частотного эффекта (PFE):

, Где

ЩНизкая - низкая частота, которая обычно выбирается в интервале от 0,5 до 2 Гц, ЩВысокая - высокая частота от 4 до 20 Гц.

Параметр PFE пропорционален поляризуемости З, поскольку в сигнале на низкой частоте явление ВП развито сильнее, чем на высокой частоте (рис 53-а). Второй способ - Фазово-частотные измерения. Разность фаз сигнала в измерительной и токовой линии дает фазу вызванной поляризации ЦВП (рис. 53-б).

Если генераторное устройство вырабатывает ток в форме меандра, содержащего, кроме основной, и все нечетные гармоники, то по результатам обработки измерений ДUMn можно вычислить дифференциальный фазовый параметр:

Этот параметр равен фазе ЦВП и при этом не требует синхронизации измерительного и генераторного устройства. Кроме того, он исключает фазовые углы, связанные с явлением электромагнитной индукции. Экспериментально установлено, что для большинства горных пород фаза ВП линейно связана с кажущейся поляризуемостью:

ЗК(%) = - 2,5ЦВП (градусы)

Рис. 53 Амплитудно - (а) и фазово-частотные (б) способы измерения ВП

Для многоканальной регистрации кривых К в различных временных диапазонах разработана специальная аппаратура, включающая специальной конструкции скважинный прибор (рис. 54).

Сила тока в цепи АВ выбирается с таким расчетом, чтобы ?UВП превосходило не менее чем в два раза ?UПС.

Рис. 54 Конструктивная схема комплексного прибора ВП и ГК

На рис. 55 приведен пример применения метода ВП совместно с комплексом электрических методов ГИС (КС-ПЗ и ПС) на рудных месторождениях. Выбран интервал разреза скважины, где вскрыта зона свинцово-цинкового оруденения. Сопоставление кривых показывает, что метод ВП позволяет по сравнению с методами КС-ПЗ и ПС более четко разделять рудные прослои по степени их окисленности, в особенности, когда сульфидные оруденения характеризуются высоким удельным электрическим сопротивлением. Обычно это области рассеянной сульфидной минерализации, характерной для руд вкрапленного типа.

пример изучения методом вп зон сульфидного оруденения 1 - известняк, 2 - песчаник, 3,4 -интервалы окисленного и незатронутого окислением свинцово-цинкового оруденения

Рис. 55 Пример изучения методом ВП зон сульфидного оруденения 1 - известняк, 2 - песчаник, 3,4 - интервалы окисленного и незатронутого окислением свинцово-цинкового оруденения

Другие примеры успешного применения метода ВП известны при изучении ископаемых углей, терригенных осадочных пород, обогащенных минералами с электронной проводимостью и в карбонатных (хемогенных) породах. На диаграммах ВП угольным пластам, а также в большинстве случаев известнякам, песчаникам и высокоомным песчанистым сланцам, обогащенных слюдой, соответствуют интенсивные положительные аномалии (при условии питания электрода А в скважине током положительного знака). Литологическую принадлежность пород в таких случаях при регистрации кривых ?UВП на одной временной задержке однозначно определить не всегда возможно. Поэтому современными технологиями предусмотрены аппаратурные решения, предусматривающие "выравнивание" в процессе каротажа показателя ?UВП путем изменения силы возбуждающего тока. В этом случае, вследствие различной электрохимической активности песчаников, известняков и углей, для каждого из этих пластов по-разному происходит "разрядка ?UВП" во времени, которая зависит только от электрохимической активности породы. Самые высокие положительные аномалии ?UВП соответствуют углям, обладающих наивысшей электрохимической активностью. В силу этого метод ВП на угольных месторождениях относится к разряду эффективных, так как из всех электрических методов он наименее чувствителен к влиянию скважинных условий, особенно каверн на участках с крутопадающими угольными пластами.

Определение литологических границ и мощности пластов по кривым ВП производится также, как и по кривым ПС и заключается в нахождении величин ?UВП макс для каждой ветви аномалии (см. рис.48 и 50). Если угли залегают в породах с высоким сопротивлением и аномалия имеет пологие ветви, а также в случае маломощных пластов (меньше 0,50 м), контакты границ кровли и подошвы отмечаются ближе к своду аномалии. Более точно они обнаруживаются по кривым градиента ВП. Здесь погрешность зависит от расстояния между электродами MN в такой же степени, как и на кривых градиента ПС.

На рис. 56 приведены результаты скважинных исследований методом ВП при гидрогеологических изысканиях в Ростовской области на участке водораздела в долинах рек Дона и Сала. Отложения представлены чередованием глин, песков и промежуточных между ними разностей, которые в разрезе не выдержаны ни по площади, ни по глубине. Мощности варьируют от 3 до 40 м. Минерализация подземных вод колеблется в больших пределах. Наряду с пресными водами встречаются солоноватые и соленые. В таких сложных геологических условиях метод ВП дает возможность существенно понизить неоднозначность литологического расчленения разреза по комплексу методов ГИС. В данном примере аномалии ?UВП в большинстве случаев коррелируются с аномалиями СК на кривой КС-ПЗ, что позволяет выделить и разделить водоупорные пласты глин, а также линзы песков, залегающих в интервалах разреза с различной минерализацией подземных вод. На участке диаграммы ВП, отвечающей пескам, наблюдаются отдельные "пики" ?UВП, связанные с прослоями мелкозернистого глинистого песка.

Рис. 56 Форма кривых ГИС, зарегистрированных методами КС-ГЗ, ПС, ГК и ВП в толще осадков, содержащей водоносные горизонты с различной минерализацией вод 1 - глины, 2 - суглинки, 3 - супеси, 4,5 - пески с прослоями глин и чистые

Данные ГИС подтверждены гидрогеологическим опробованием. Установлено, что в скважине имеются два разобщенных водоносных горизонта. В верхнем горизонте (24,2-33,2 м) минерализация воды равна 0,4 г/л, в нижнем (40,8-52,7 м) - 4 г/л. Соответственно этому при переходе от верхнего горизонта к нижнему ?UВП падает с 60 до 10 мВ и становится практически равной величине ?UВП, наблюдаемой против глин.

На основании полученных материалов были установлены общие критерии для расчленения песчано-глинистых отложений района, которые сведены в таблице 3.

Таблица 3

Геофизические показатели песчано-глинистых отложений на участке водораздела в долинах рек Дон и Сал

Характеристика породы	С, Ом?м	З, %	J, имп/мин
Песок с пресной водой	Крупный и средний	>20	1,2-2	Низкая
Мелкий и глинистый	>20	1,5-4	Низкая
Песок с минерализованной водой	<20	<1	Низкая
Суглинок и супесь	<20	2-5	Средняя
Глина	<15	~0,5	Высокая

Литература

Основная:

1. Горбачев Ю. И. Геофизические исследования скважин. Учебник. М.: Недра, 1990. С. 80-93, 98-108,. 2. Итенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982. С. 141-166. 3. Дъяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1977. С. 22-44, 61-65, 108-112, 47-149. 4. Зинченко В. С. Петрофизические основы гидрогеологической и инженерно-геологической интерпретации геофизических данных: учебное пособие для студентов вузов. М. Тверь: Изд. АИС, 2005. С. 75-88, 93-105. 5. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М.: Герс, 2001. 6. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое рук-во /Ред. Эпов М. И., Антонов Ю. Н. Новосибирск: Нац. ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000. С. 16-31, 33-37, 63-74, 85-94. 7. Геофизика: учебник /Под ред. В. К. Хмелевского. М.: КДУ, 2007. С. 209-210.

Дополнительная:

1. Геофизические методы исследования. (Под редакцией В. К.Хмелевского). Учебное пособие. М.: Недра, 1988. С. 236-240, 247-249. 2. Федынский В. В. Разведочная геофизика. Учебное пособие. М.: Недра, 1967. С. 578-580, 612-618. 3. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов. М.: Недра, 1966. С. 75-97. 4. Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. Каротаж. Термины, определения, буквенные обозначения, измеряемые физические величины. СТ ЕАГО - 046-01. М., 1998 63 с. 5. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М.: НПП "ГЕРС", 1999. С. 33-35, 44-46. 6. Методические указания по применению метода вызванных потенциалов при инженерно-геологических исследованиях. М., 1968. 26 с.

Методы геофизического исследования скважин на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации

Похожие статьи