Новые перспективы комплексной геологической интерпретации метода самопроизвольной поляризации в сочетании с электрическими методами в разрезах нефтяных месторождений Волго-Уральского региона и Западной Сибири

Введение

В последние годы в результате накопления эмпирических данных и углубленного изучения петрофизической модели показаний метода самопроизвольной поляризации (ПС) выявлены новые возможности использования этого метода. Комплексирование метода ПС с методами радиоактивного и электромагнитного каротажа позволяет решать задачи оценки характера насыщения коллекторов и степени их обводнения (в комплексе с методом сопротивления), определения карбонатности, глинистости и открытой пористости пород (в комплексе с методом естественной радиоактивности). Совместная интерпретация указанных методов является важной составной частью комплексирования методов геологоразведочных работ при поиске и разведке нефти и газа (Поляков и др., 2023).

Использование метода ПС в его стандартной аппаратурной модификации сдерживается низкой разрешающей способностью, отсутствием алгоритмов оценки качества регистрируемой диаграммы ПС и недостаточным развитием теории метода ПС для его геолого-геофизической интерпретации.

Особую проблему составляет регистрация кривой ПС в высокоомных карбонатно-терригенных разрезах Волго-Уральского региона. Кривая ПС, записанная в скважине стандартной аппаратурой в высокоомном разрезе, малоамплитудная и слабо дифференцирована, что не позволяет выделять пласты в геологическом разрезе и существенно ограничивает использование кривой ПС для качественной и количественной интерпретации. В своей классической монографии Б.Ю. Вендельштейн (Вендельштейн, 1966) для исследования карбонатно-терригенных разрезов методом ПС поставил задачу увеличения степени использования диаграмм ПС при комплексной интерпретации данных промысловой геофизики карбонатного и карбонатно-терригенного разрезов.

Целью настоящих исследований являлось определение по данным геофизических исследований скважин таких подсчетных параметров, как минерализация пластовых вод и коэффициент нефтегазонасыщенности в карбонатно-терригенном разрезе Волго-Уральского региона.

Аппаратурно-методический подход

Для решения проблем, связанных с регистрацией кривой метода ПС в высокоомном разрезе, H.G. Doll в 1950 году предложил метод селектированных потенциалов ПС (Doll, 1950). Метод был опробован на Ромашкинском месторождении Татарстана (Вендельштейн, 1966) и показал хорошую дифференцирующую способность в плане литологического расчленения разреза, но дальнейшая интерпретация его данных встретила затруднения методического характера.

С целью увеличения разрешающей способности аппаратуры, измеряющей потенциал ПС, и повышения ее информативных возможностей, был разработан метод биградиентного (дивергентного) каротажа ПС (Кузьмичев, 2006; Кузьмичев, Баймухаметов, 2004). Аппаратура биградиентного каротажа ПС (АБГК-ПС), реализующая указанный метод, представлена на рис. 1. Схема измерения потенциала ПС, первых и вторых разностных производных потенциала ПС представлена в таблице 1. Приняты следующие обозначения: U1, U2, U3, U4, U5 – потенциалы, регистрируемые с 1, 2, 3, 4 и 5 электродов, соответственно; ΔU₁, ΔU₂, ΔU₃, ΔU₄ – градиенты потенциалов ПС с расстоянием между электродами, указанными в скобках; DUПС потенциал ПС, измеряемый как разность потенциалов между электродом U4 и электродом N, удаленным на поверхность Земли (заземление); Δ₁²U_пс и Δ₂²U_пс – вторые разности потенциалов, измеряемые между соответствующими электродами, как указано в таблице. Внутреннее сопротивление измерительной схемы АБГК-ПС составляет 800 кОм, у стандартной аппаратуры ПС – ≤ 400 кОм. Диапазон измерения от –500 мВ до +500 мВ. Измерения, проведенные АБГК-ПС, позволяют провести оценку качества кривой ПС. Алгоритм оценки качества записи кривой ПС осуществляется в комплексе с методами электрического и электромагнитного каротажа (Кузьмичев, 2006).

Рис. 1. Аппаратура биградиентного каротажа ПС (АБГК-ПС)

Табл. 1. Схема измерения АБГК-ПС

В общем случае регистрируемое в скважине естественное электрическое поле состоит из трех частей (Исламгалиев и др., 2012):

1. электрическое поле, создаваемое потенциалом двойного электрического слоя, образующегося за счет адсорбции ионов одного знака на границах твердой и жидкой фаз (так называемый адсорбционный потенциал);

2. электрическое поле диффузии раствора солей при различной концентрации в буровом растворе и флюиде, заполняющем поры горных пород; диффузионный потенциал зависит от разности чисел переноса анионов и катионов и существует только в неравновесном состоянии, в равновесном состоянии он равен нулю;

3. электрическое поле течения (фильтрации флюида в проницаемых породах), создаваемого течением флюида из проницаемых пород в скважину при положительном дебите и возникающее за счет превышения пластового давления над гидростатическим.

Диффузионный потенциал и адсорбционный потенциал образуют единый диффузионно-адсорбционный потенциал. Расчеты показывают, что величина скачка диффузионного потенциала при наиболее вероятных значениях чисел переноса Δn ϵ [0;0,5] составляет единицы или первый десяток милливольт (Исламгалиев и др., 2012).

Величина фильтрационных потенциалов обычно мала и оказывает влияние на кривую ПС, когда электропроводность пласта мала: σ ≤ 1 Cм/м (Кормильцев, Ратушняк, 2007). При высокой скорости фильтрации флюида из пласта в скважину и значительных дебитах пластовой воды потенциал фильтрации все же может составлять существенную величину и создавать заметный вклад в электрический потенциал, измеряемый на оси скважины методом ПС. Но в нашем случае, когда измеренный потенциал ПС равен 291 мВ, вклад порядка даже 20 мВ при дебите 20 м³/ сут не внесет существенной погрешности в определение минерализации пластовой воды (Исламгалиев и др., 2012).

Таким образом, основной вклад в потенциал ПС, измеряемый на оси скважины в карбонатно-терригенном разрезе, вносит диффузионно-адсорбционный потенциал (Кузьмичев, 2006).

Результаты интерпретации

На рис. 2 приведен планшет с результатами регистрации АБГК-ПС в терригенной части разреза, вскрытого скв. 103 Восточно-Терновского месторождения (Саратовская обл.). В карбонатно-терригенном разрезе кривая ПС, записанная стандартной аппаратурой Э1 (кривая красного цвета на крайнем слева треке), имеет слабую дифференцированность и не имеет достоверной «линии глин». Указанные причины приводят к невозможности ее использования для количественной геолого-геофизической интерпретации.

Рис. 2. Планшет с результатами регистрации АБГК-ПС при опытно-промышленных испытаниях в скв. 103 Восточно-Терновского месторождения (Саратовская обл.), терригенная часть разреза: SP – кривая потенциала ПС, записанная стандартной аппаратурой Э1; Ups – кривая потенциала ПС, записанная аппаратурой АБГК-ПС; U1 – первый градиент потенциала ПС (расстояние между электродами 0,4 м); U2 – второй градиент потенциала ПС (расстояние между электродами 0,4 м); U3 – градиент потенциала ПС (расстояние между электродами 0,8 м); U4 – градиент потенциала ПС (расстояние между электродами 1,6 м); GK – естественный гамма-каротаж; NGK – нейтронный гамма-каротаж; N11M0 – потенциал-зонд; BK – трехэлектродный зонд БК; A2M0 – двухметровый зонд БКЗ. Запись ГИС проведена ООО «Специальные геофизические системы» (г. Саратов).

Кривая ПС, записанная аппаратурой АБГК-ПС (кривая синего цвета на крайнем слева треке), хорошо коррелирует с кривой гамма-каротажа (ГК) и имеет «идеально» выдержанную «линию глин», позволяющую уверенно рассчитать амплитуду ПС, равную –291 мВ, для дальнейшей интерпретации. Отметим, что проведение «линии глин» по кривой ПС, записанной аппаратурой АБГК-ПС, хорошо контролируется «линией глин» по кривой ГК. Кроме того, по экстремумам градиентов ПС (средний трек на планшете) можно четко провести разбиение разреза на литологические разности. На глубине 2468,2–2499,0 м расположен водонасыщенный пласт толщиной 30,8 м.

Для оценки удельного электрического сопротивления (УЭС) пластовой воды по данным метода ПС воспользуемся палеткой Silva – Bassiouni (Silva, Bassiouni, 1985). Для оценки УЭС пластовой воды по палетке Silva – Bassiouni необходимо знать значение статического потенциала ΔЕпс. Одним из авторов настоящей статьи была решена обратная задача метода ПС для введения поправок в кривую ПС за УЭС скважины ρс, зоны проникновения бурового раствора ρзп и пласта ρп, незатронутого проникновением бурового раствора и расчета статического потенциала ΔЕпс (Кузьмичев, 2006; Кузьмичев и др., 2019; Кузьмичев и др., 2023).

При толщине пласта 30,8 (м) поправка за толщину пласта и омически-геометрический фактор равна единице и, следовательно, ΔЕ_пс ≅ ΔU_пс. Определим удельное электрическое сопротивление пластовой воды или минерализацию пластовой воды на глубине 2480 м. Удельное электрическое сопротивление бурового раствора равно 1,12 Ом∙м, температура на глубине 2500 м составляет 88 ⁰С. По палеткам (Методические рекомендации…, 1990) определяем удельное электрическое сопротивление фильтрата бурового раствора ρ_ф = 0,8 Ом∙м. На рис. 3 представлена расширенная по диапазону Е_пс палетка для определения УЭС пластовой воды по методу Silva – Bassiouni.

Рис. 3. Расширенная по диапазону Е_пс палетка для определения УЭС пластовой воды по методу Silva – Bassiouni

Палетка была расширена путем экстраполяции влево и вправо в соответствии с диапазоном измерения АБГК-ПС.

Процедура использования палетки следующая.

1. По палетке (Методические рекомендации…, 1990) для значения УЭС бурового раствора ρ_с = 1,12 Ом∙м при плотности бурового раствора 1,2 г/см³ получим УЭС фильтрата бурового раствора ρ_ф = 0,8 Ом∙м.

2. Входим в палетку, представленную на рис. 3, по оси ρ_ф со значением 0,8 Ом∙м и проводим горизонтальную линию до пересечения с кривой, соответствующей температуре пласта 88 ⁰С. От точки пересечения опускаем вертикаль на ось Е_пс. Находим Е_пс = 200 мВ.

3. С каротажной кривой АБГК-ПС, против водонасыщенного пласта D-kn-ps, снимаем значение Е_пс = ΔU_пс = –291 мВ. Складываем найденное по палетке значение 200 мВ со значением амплитуды ΔU_пс = –291 мВ и получаем –91 мВ.

4. От точки –91 мВ на оси абсцисс проводим вертикаль до пересечения с кривой, соответствующей температуре 88 °С, а затем от точки пересечения проводим горизонталь до точки пересечения с осью ординат ρв и находим значение ρ_в ≅ 0,016–0,017 Ом∙м.

На рис. 4 приведена встроенная в программный комплекс «РН-Петролог» палетка для определения минерализации пластовой воды по значению УЭС пластовой воды и температуре пласта. Расчёт минерализации при ρв ≅ 0,016 Ом∙м и температуре пласта 88 °С равен 244,4 г/л, расчет минерализации при ρ_в ≅ 0,017 Ом∙м равен 222,8 г/л. Таким образом, минерализация пластовой воды в девонских отложениях D-kn-ps составляет от 222,8 до 244,4 г/л.

Рис. 4. Палетка для определения минерализации пластовой воды по значению УЭС пластовой воды и температуре пласта, встроенная в программный комплекс «РН-Петролог»

По данным (Клычев, Гонтарев, 2018), «в пределах продуктивных пластов клинцовского горизонта минерализация пластовых вод изменяется в пределах 226,0–241 г/л, среднее значение 234 г/л, температура в интервале продуктивного пласта 88 °С. Сопротивление пластовых вод принято равным 0,018 Ом·м». В выделенной красным кругом области на карте гидрохимии подземных вод (рис. 5) с точками отбора проб воды и значениями их минерализации находится скважина 103 Восточно-Терновского месторождения.

На рис. 6 приведены результаты регистрации АБГК-ПС в карбонатной части разреза, вскрытого скв. 103 Восточно-Терновского месторождения (Саратовская обл.). Кривая ПС, записанная стандартной аппаратурой Э1 (кривая красного цвета на крайнем слева треке), не информативна: не выделяет литологические разности и малоамплитудная. Кривая ПС, записанная аппаратурой АБГК-ПС (кривая синего цвета на крайнем слева треке), хорошо коррелирует с кривой нейтронного гамма-каротажа (НГК), а по экстремумам градиентов ПС в карбонатной части разреза можно уверенно выделять литологические разности.

Рис. 5. Карта гидрохимии подземных вод додевонско-среднедевонского (домуллинского) водоносного комплекса на территории Саратовской области (Клычев, Гонтарев, 2018): 1 – точка отбора пробы воды и ее минерализация, г/л; 2 – изоминера пластовой воды, г/л; 3 – участок развития сульфатных вод; 4 – границы крупнейших тектонических элементов: А – Воронежская антеклиза, Б – Рязано-Саратовский прогиб, В – Волго-Уральская антеклиза, Г – Прикаспийская мегавпадина.

Рис. 6. Планшет с результатами регистрации АБГК-ПС при опытно-промышленных испытаниях, скв. 103 Восточно-Терновского месторождения (Саратовская обл.), карбонатная часть разреза (измерения проведены ООО «Специальные геофизические системы» (ООО «СГС»), г. Саратов). Обозначения кривых те же, что и на рис. 2.

Из положений петрофизики известно, что в карбонатах петрофизический параметр «глинистость терригенных пород» заменяется на параметр «нерастворимый остаток». Обратим внимание, что максимумы кривой ПС (АБГК-ПС) лежат на одной вертикальной линии, которую условно можно назвать «линией нерастворимого остатка», по аналогии с «линией глин» в терригенных породах. Интересно отметить, что в карбонатной части разреза, где показания ГК теряют свой физический смысл, «линия нерастворимого остатка» контролируется показаниями метода НГК. Но возникает вопрос: как определить потенциал нерастворимого остатка по данным ГИС? Этот фундаментальный вопрос будет являться одним из направлений дальнейшей работы. Как нам представляется, вопрос определения потенциала нерастворимого остатка напрямую связан с определением ионной емкости поглощения карбонатных пород.

По аналогии с терригенной частью разреза, для оценки удельного электрического сопротивления пластовой воды карбонатной части разреза по данным метода ПС воспользуемся палеткой Silva – Bassiouni (Silva, Bassiouni, 1985) (рис. 3). Рассмотрим карбонатный водонасыщенный пласт на глубине 2041,0–2054,0 метра, толщиной 13 метров. При таких толщинах поправка за омически-геометрический фактор равна 1 и ΔU_пс ≅ ΔЕ_пс = 229,1 мВ. Воспользуемся, как и в терригенной части разреза, расширенной палеткой для определения УЭС пластовой воды по методу Silva – Bassiouni и реализованной в программном комплексе «РН-Петролог». В самой скважине замеры температуры по стволу скважины не проводились. Анализ термограмм, приведенных на рис. 7 (Христофоров и др., 2005), показал, что скважина № 1 Западно-Языковской площади расположена в зоне Рязано-Саратовского прогиба (на рис. 9 обозначена как Б) и отделена от скважины 103 Восточно-Терновского месторождения естественным водоразделом р. Волга. Прикаспийская мегавпадина (на рис. 9 обозначена как Г), для северо-западной части которой была построена термограмма, представленная на рис. 8 (Астахов, 2015), отделена от скв. 103 Восточно-Терновского месторождения, расположенной в зоне Волго-Уральской антеклизы (на рис. 9 обозначена – В), тектонической границей. Использовать эту термограмму для оценки температуры пласта также не представляется возможным.

Рис. 7. Термограммы скважин: Ямашинская № 2092, Ново-Елховская 20009 (Татарстан), Западно-Языковская № 1 (Саратовская обл.), Сагиз № 1 (Прикаспийская впадина), Нагутская № 2 (Предкавказье) (Христофоров и др., 2005)

Рис. 8. Характер региональной термограммы для северо-западной части Прикаспийской впадины по (Астахов, 2015)

Рис. 9. Карта гидрохимии подземных вод дотульского (верхнедевонско-нижневизейского) водоносного комплекса на территории Саратовской области: 1 – точка отбора пробы воды и ее минерализация, г/л; 2 – изоминера пластовой воды, г/л; тип воды по В.А. Сулину: 3 – хлоридно-кальциевый, 4 – сульфатно-натриевый; 5 – территория развития сульфатных вод (SO₄·100/Cl > 1); 6 – границы крупнейших тектонических элементов: А – Воронежская антеклиза, Б – Рязано-Саратовский прогиб, В – Волго-Уральская антеклиза, Г – Прикаспийская мегавпадина; 7 – участок отсутствия водонапорного комплекса (Клычев, Гонтарев, 2018).

Поэтому для расчета температуры пласта был выбран градиент температуры 2 °C на 100 м. Исходя из того, что температура пласта на глубине 2500 м принималась равной 88 °C, температура пласта на глубине 2040 м равняется примерно 78 °C. По палетке Silva – Bassiouni УЭС пластовой воды равняется примерно 0,018–0,019 Ом∙м. Тогда средняя минерализация по NaCl равна 230,6 г/л, что попадает в область отобранных из скважин и измеренных проб пластовой воды (см. выделенную область на карте гидрохимии подземных вод, рис. 9).

Оценка характера насыщения и расчет Кнг

Основные начальные извлекаемые запасы (НИЗ) Шкаповского месторождения Республики Башкортостан находятся в пластах терригенной толщи девона (Лозин, 2019).

На рисунке 10 приведен пример оценки насыщенности коллектора в девонских отложениях Шкаповского месторождения по (Вендельштейн, 1966). Он предложил оценивать характер насыщения коллекторов по палетке Е_пс = f(ρ_зп/ρ_п), где Е_пс – статический потенциал ПС, ρ_зп – УЭС зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, ρ_п – УЭС коллектора, незатронутого проникновением бурового раствора. Конечно, в 60-х годах XX века статический потенциал Е_пс он рассчитывал по сильно ограниченной серии палеток поправок в измеренную кривую ПС, полученных на электроинтеграторе МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. УЭС зоны проникновения и пласта определялись по палеткам ВНИИГеофизики.

Рис. 10. Пример оценки насыщенности коллектора в девонских отложениях Шкаповского месторождения Республики Башкортостан из классической монографии Б.Ю. Вендельштейна (Вендельштейн, 1966): 1 – граница областей, соответствующих водоносным и нефтеносным коллекторам; 2 – граница области неоднозначности.

Авторами настоящей статьи на основе разработанной теории самопроизвольной поляризации в нефтегазоразведочных скважинах в неоднородных по удельным электрическим сопротивлениям (УЭС) средах была решена прямая и обратная задачи методов ПС и многозондового ИК для введения поправок в кривую ПС за УЭС скважины ρ_c, зоны проникновения бурового раствора ρ_зп и пласта ρ_п, незатронутого проникновением бурового раствора и расчета статического потенциала Е_пс (Кузьмичев, 2006; Кузьмичев и др., 2023).

Методика оценки характера насыщения, предложенная Б.Ю. Вендельштейном, была проверена для терригенных отложений Западной Сибири. На рис. 11 приведен пример оценки характера насыщения коллектора сопоставлением параметров Е_пс и ρ_зп/ρ_п для юрских отложений месторождения Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Рисунок 11 построен по данным исследования керна и данным интерпретации ГИС, приведенным в таблицах 2 и 3.

Рис. 11. Пример оценки насыщенности коллектора сопоставлением параметров Е_пс и ρ_зп/ρ_п, верхнеюрские отложения месторождения Широтного Приобья Западно-Сибирской НГП: 1 – граница областей, соответствующих водоносным и нефтеносным коллекторам; 2 – граница области неоднозначности

Табл. 2. Результаты интерпретации данных ГИС низкоомных и низкопроницаемых коллекторов юрских отложений месторождения Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, скважина № 1

 

Табл. 3. Результаты интерпретации данных ГИС низкоомных и низкопроницаемых коллекторов юрских отложений месторождения Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, скважина № 2

Алгоритм оценки характера насыщения осуществляется следующим образом. Откладывают на осях абсцисс и ординат (рис. 11) значения (Е_пс и ρ_зп/ρ_п), соответственно, для нефтенасыщенных (табл. 2) и водонасыщенных (табл. 3) пластов. Минимальное значение (Е_пс и ρ_зп/ρ_п), соответствующего водонасыщенному пласту, соединяют с точкой (0, 1) и проводят границу «нефть – вода». Таким образом, точки с координатами (Е_пс и ρ_зп/ρ_п), лежащие выше границы «нефть – вода», относятся к водонасыщенным коллекторам, а точки, лежащие ниже границы, – к нефтенасыщенным коллекторам. В таблицах 2 и 3 приняты следующие обозначения: Н_эф – эффективная толщина коллектора; Е_пс – статический потенциал самопроизвольной поляризации; ρ_п – удельное электрическое сопротивление пласта; ρ_зп – удельное электрическое сопротивление зоны проникновения бурового раствора в пласт; К_п – коэффициент пористости; К_пр – коэффициент проницаемости; К_в – коэффициент водонасыщенности; К_нг – коэффициент нефтенасыщенности.

Для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности К_нг в глинистых низкопроницаемых и низкоомных коллекторах была получена функциональная зависимость W = f(Е_пс), где W_п – объемная влажность, равная произведению коэффициента пористости на коэффициент остаточной водонасыщенности; Е_пс – значение статического потенциала ПС, рассчитываемое по комплексной интерпретации данных метода ПС и электрометрии скважин (Кузьмичев, 2006; Кузьмичев и др., 2023). Регрессионное петрофизическое уравнение типа «керн-ГИС» для оценки коэффициента нефтегазонасыщенности терригенных глинистых коллекторов является решением системы двух уравнений: уравнения «двойной воды» и модифицированного уравнения Нернста – Планка. Совместное решение уравнений Нернста – Планка и уравнения «двойной воды» приводит к следующему виду функциональной зависимости:

E_пс= a · ln(K_в · K_п) + b = a · ln(W_п) + b, (1)

где a = m · K_пс;

В формуле (1) a и b – регрессионные коэффициенты, определяемые по зависимости «керн-ГИС»; В – катионная проводимость в мСм/м на мг-экв/г; Q – емкость катионного обмена глин в мг-экв/г; К_в – коэффициент водонасыщенности; К_п – коэффициент общей пористости; ρв – удельное электрическое сопротивление свободной воды в порах в Ом.м; wсв – количество связанной воды в порах, w_св = 0,22 + 0,084/√С, где С – концентрация хлорида натрия (моль/литр) в воде; ρ_зп – удельное электрическое сопротивление зоны проникновения бурового раствора в пласт; К_пс – коэффициент диффузионно-адсорбционного потенциала, мВ; m – показатель цементации.

Окончательно коэффициент нефтегазонасыщенности рассчитывается по формуле:

(2)

Расчет К_нг по формуле (2) не требует знания УЭС пластовой воды, в отличие от формулы Дахнова – Арчи. Значения коэффициентов водонасыщенности К_в и нефтегазонасыщенности К_нг, приведенные в таблице 2, рассчитаны по формулам 1, 2.

В скважине 1 (табл. 2) в пласте ЮВ₁¹ низкая проницаемость (порядка 2·10^–3 мкм²) и низкое удельное электрическое сопротивление (порядка 3–4 Ом.м). Такие пласты относят к низкопроницаемым и низкоомным коллекторам. По методике Дахнова – Арчи коэффициент нефтенасыщенности не более 32%, что интерпретируется как водонасыщенный пласт. Если же, учитывая глинистость, рассчитывать коэффициент нефтенасыщенности через объемную влажность и статический потенциал, то получают значение К_н порядка 60%. Тем более, что при испытании пласта был получен приток нефти порядка 8 м³/сут при обводненности 2 м³/сут. В пласте ЮВ₁¹ при суммарной эффективной толщине, равной 4,9 м рекомендовано проведение гидроразрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП 13.06.2017 г. было получено 24,1 м³/сут нефти.

Коэффициент нефтенасыщенности, рассчитанный для электрической модели по формуле (2), и коэффициент нефтенасыщенности по капиллярной модели могут не совпадать в отдельных случаях (Егорова и др., 2023). Но в некоторых случаях, например, когда в поровом пространстве отсутствует свободная вода, и оно заполнено только связанной водой, капиллярная модель не работает. В этих случаях работает электрическая модель, что и показывают приведенные выше расчеты.

Выводы

• Аппаратура, реализующая метод биградиентного каротажа ПС, позволяет проводить измерения потенциала самопроизвольной поляризации по новой измерительной схеме, первых разностей потенциала самопроизвольной поляризации с расстоянием между измерительными электродами 0,4, 0,8 и 1,6 м и вторых разностей потенциала самопроизвольной поляризации с расстоянием между измерительными электродами 0,4 и 0,8 м.

• Учитывая, что экстремумам первых разностей и нулям вторых разностей потенциала ПС соответствуют границы литологических разностей, а также, что минимальное расстояние между измерительными электродами равно 0,4 м, то вертикальная разрешающая способность метода с учетом погрешности в 0,1 м будет составлять 0,4 ÷ 0,5 м.

• Проведенные опытно-промышленные испытания АБГК-ПС в карбонатно-терригенных разрезах Волго-Уральского региона показали его высокую информативность по определению минерализации пластовой воды по сравнению с записью стандартной аппаратурой ПС.

• Линия глин при схеме регистрации, реализованной в АБГК-ПС, в отличие от регистрации, проводимой по стандартной схеме измерения ПС, не наклонная, а вертикально выдержанная, в соответствии с потенциалами ПС глин, в пределах исследуемого стратиграфического горизонта.

• Показано, что качественная запись диаграмм АБГК-ПС, в отличие от кривой ПС, записанной стандартной аппаратурой, позволяет в рамках геологической интерпретации проводить оценку минерализации пластовой воды в карбонатно-терригенных разрезах, что важно для решения задач подсчета запасов УВ.

Благодарности

Авторы выражают благодарность рецензентам за ценные замечания и предложения, которые способствовали улучшению работы, а также технику отдела сопровождения разработки нефтегазовых залежей ООО «РН-БашНИПИнефть» Шаяхметовой Ф.Ф. за построение планшетов в ПО «РН-Петролог 1.0». Особая благодарность ООО «Специальные геофизические системы» (г. Саратов), в лице генерального директора Божедомова В.Г. и главного инженера Пятницкого Д.Ю., за качественное изготовление аппаратуры АБГК-ПС и проведение геофизических исследований на скважине.