Каротаж природної (метод ПС) та викликаної (метод ВП) поляризації, якісна та кількісна
Каротаж природної (метод ПС) та викликаної (метод ВП) поляризації, якісна та кількісна інтерпретація каротажних діаграм цих методів.
Метод потенціалів мимовільної поляризації (ПС або СП) заснований на вимірі в розрізах свердловин природного постійного електричного поля Землі. Це поле створюється внаслідок окислювально-відновних, фільтраційних та дифузійно-адсорбційних процесів та певним чином деформується під впливом свердловинних умов. Перелічені процеси призводять до виникнення на межі розділів середовищ подвійних електричних шарів, сумарний потенціал яких і характеризує інтенсивність поля ПС.
Окисно-відновні процеси в основному виникають на контакті з рудними тілами за обов'язкової присутності водних розчинів (природний гальванічний елемент).
Фільтраційні процеси пов'язані з динамікою підземних вод (потенціали течії).
Дифузійно-адсорбційні процеси мають місце при контакті водних розчинів із різною концентрацією.
У нафтогазових, гідрогеологічних та інших свердловинах основний інтерес представляє дифузійно-адсорбційна активність, що виявляється при дифузії іонів електролітів із пластових вод у промивну рідину або навпаки. Потенціал поля у разі розраховується по формуле:
КДА - коефіцієнт дифузії, що залежить від типу електроліту і температури, С1 і С2 - концентрації промивної та пластової рідини. Для солі NaCl КД = -11,6 за температури t = 180.
Метод ПС дуже простий у техніці виконання. Схема вимірів показано на рис. 43. Проводиться реєстрація потенціалів природного поля ( U ПС ), тобто різниця потенціалів між рухомим електродом М, що переміщується по стовбуру свердловини, і нерухомимелектродом N , що встановлюється на денній поверхні:
Згідно з наведеною формулою, зміна – це зміна в м B з глибиною.
Мал. 43. Схема вимірювань методом ПС
1 – глина, 2 – пісковик
Метод ПС найбільш ефективний у піщано-глинистих розрізах. На рис. 44 показана типова форма кривої ПС в інтервалі нафтогазорозвідувальної свердловини. Кордони пластів на діаграмах ПС відповідають точкам 0.5 max амплітудних значень. Їхню величину відраховують по лінії глин. Мінімумами U ПС відзначаються піщано-алевролітові пласти при значеннях питомого електричного опору фільтрату бурового розчину більших, ніж у пластової води (ρф). Проти піщано-алевролітових нафтогазононасичених колекторів аномалії ПС практично не відрізняються від проти водоносних пластів. У той же час глинисті пласти, що містять нафту, газ або газоконденсат, характеризуються меншою амплітудою U ПС ніж глинисті водоносні пласти. Чисті карбонатні пласти (вапняки, доломіти) характеризуються за умови ρф, як і піщано-алевролітові, негативними аномаліями U пс .
Мал. 44. Приклад відображення на діаграмі ПС теригенного розрізу, що містить продуктивні пласти, що відрізняються між собою за питомим електричним опором
Особливо ефективно літологічне розчленування розрізів свердловин за даними ПС у випадках, коли криві інших методів ГІС, зокрема КС, недостатньо диференційовані (рис. 45).
Мал. 45. Виділення пластів та визначення їх потужності за даними ПС у слабо диференційованому по питомому електричному опору теригенному розрізі
I – крива КС, II – крива ПС
1 – пісок, 2 – суглинок, 3 – глина
Співвідношення знаків аномалій на кривій ПС залежить від ступеня мінералізації бурового розчину та пластових вод. У тому випадку, коли мінералізація пластових вод вища за мінералізацію бурового розчину і пластовий тиск нижче гідростатичного на рівні пласта, мінімуми ПС відповідають проникним (піски, пісковики, вапняки), а максимуми малопроникним (глини, мергелі) породам. Якщо ж мінералізація пластових вод менше мінералізації бурового розчину, а пластовий тиск перевищує гідростатичний, спостерігається зворотне співвідношення між кривою ПС і характером порід у розрізі свердловини (рис. 46).
Мал. 46. Форма кривих ПС (знак аномалій) при мінералізації пластових вод більше (а) та менше (б) бурового розчину
1 – вапняк, 2 – пісок, 3 – глинистий пісок, 4 – глина
Зв'язок ПС з мінералізацією пластових вод може бути використаний для вивчення цього параметра. У цьому вважається, що величина э. д. с. проти пласта визначається виключно дифузійним потенціалом.
При дослідженні розрізів розвідувальних свердловин на руди, особливо сульфідні, мідні та поліметалічні, показання U ПС обумовлюються в основному окислювально-відновними процесами. На рис. 47 показана форма аномалій U ПС проти пачки суцільних і вкраплених сульфідних поліметалічних руд у розвідувальній свердловині.
Мал. 47. Аномалії ПС проти пачки сульфідних руд
1 - суцільна сульфідна руда, 2 - вкраплена сульфідна руда, 3 - вугіллясто-глинисті сланці;
У розрізах вугільних свердловин застосування методу ПС найбільш ефективно на родовищах бурого вугілля, напівантрацитів та антрацитів, проти пластів яких виникають позитивні аномалії U ПС. Величини аномалій коливаються від перших десятківдо кількох сотень мілівольт. Межі пластів, потужність яких перевищує 0.5 м, визначаються як і в розрізах нафтогазорозвідувальних свердловин за точками 0.5 U макс (рис. 48А). З потонання пластів точки кордонів зміщуються до зведення аномалії. У випадках, коли криві ПС мають пологі гілки, точки кордонів незалежно від потужності пластів рас покладаються вище половини амплітуди аномалій в межах 2/3 U макс (рис. 48Б). Потужність і будова антрацитових пластів, як найбільш електропровідних, ефективно оцінюється за кривими градієнта потенціалу (gradU) або (U ПС). Для запису цього показника використовуються зближені електроди MN в градієнт-або потенціал-зондах:
Межі контактів підошви та покрівлі відображаються чіткими різнополярними екстремумами (рис. 49).
Мал. 48. Визначення товщин (потужності) пластів антрациту за кривими методу ПС
1 – вугілля, 2 – перем'яте вугілля болотної фації, 3 – алевроліт, 4 – піщаник
Мал. 49. Визначення товщин (потужності) пластів антрациту за кривими градієнта ПС
1 - вугілля, 2 - перем'яте вугілля болотної фації, 3 - аргіліт 4 - алевроліт
При реєстрації кривих виходять із нормативних вимог до ступеня деталізації вугільних пластів. Повинна виконуватися умова, згідно з якою відстань (LMN) між вимірювальними електродами повинна бути меншою за потужність (h) шарів і прошарів у вугільних пластах складної будови. Як приклад нарис. 50 наведено криві ΔU ПС, зареєстровані зондом MN = 0.05 м проти пласта складної будови. Переліки в пластах з потужністю, що перевищує розмір MN, відзначаються досить чітко.
Мал. 50. Визначення товщин (потужності) пластів антрациту складної будови
за кривими методу градієнта ПС
1 – вугілля, 2 – вуглистий сланець, 3 – перем'яте вугілля болотної фації, 4 – алевроліт
Слід зазначити, що у випадках, коли один з екстремумів на кривій Δ U ПС неясно виражений, другу межу знаходять шляхом подвоєння відстані між точками цього екстремуму і максимуму градієнта зростання-зменшення кривої в центрі пласта, тобто в області переходу позитивних значень негативні.