2015-02-18
2654
ПС - потенциалы самопроизвольной поляризации, регистрируемые при исследовании газовых скважин, обусловлены естественными электрическими полями, которые возникают в результате электрохимических процессов, протекающих на границе между скважиной и породами, а так же пластами различной литологии в разрезе скважины. Среди электрохимических процессов, формирующих потенциалы ПС в скважине, основную роль играют диффузия солей и течение жидкости, в результате которых возникают потенциалы (ЭДС) диффузионного или фильтрационного происхождения:
Применяется для:
- оценка глинистости пород;
- выделение коллекторов нефти и газа;
-определение минерализации пластовой воды;
-определения коэффициента глинистости, проницаемости, пористости, нефтегазонасыщения пород.
ПС - неглинистые песчаные породы отображаются отклонением кривой ПС в сторону отрицательных значений, породы глинистые — отклонением в сторону положительных значений, линия, соответствующая половине расстояния между линией глин и линией песков, принимается за условную границу между - песчаным и авлеврито-глинистыми породами.
αПС, оценка пористости и проницаемости.
Относительная амплитуда ПС aсп оценивается как отношение амплитуды ПС в конкретном интервале DUсп к максимальной амплитуде DUсп,max для определенной группы пластов в разрезе скважины: aсп==DUсп/DUсп,max= (Uсп,max - Uсп)/(Uспmax - Uспmin)
Определение глинистости коллекторов по ПС основано на зависимости адсорбционной активности (содержание в коллекторах глинистого материала). Глинистость можно определить по Страйберу: Сгл=0.5*(1-Апс)/(1.5-(1-Апс)); По геофизическим данным через aпс строят зависимости типа керн (Кп или Кпр) – ГИС (Апс). Оценка коэффициента пористости по методу ПС осуществляется с использованием нахождения эмпирических связей «Гис-Керн». Т. е. строятся зависимости Кп=f (αпс). Так как не существует универсальной зависимости, то такие корреляции проводят для каждых пластов.
