В нефтеносных и газоносных пластах поровое пространство содержит нефть и газ. Нефть и газ не являются проводниками тока. Заполняя поры горных пород, они увеличивают их удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением пород, полностью насыщенных пластовой водой. Проводником электрического тока в таких случаях служит минерализованная пластовая вода. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах и определяется удельное сопротивление нефтеносных и газоносных пород.
Горные породы проводят электрический ток в основном за счет наличия в их поровом пространстве водных растворов солей. В связи с этим удельное сопротивление неглинистой породы ρвп гранулярного строения, поры которого полностью насыщены водой, зависит от ρв этой воды, ее количества и характера распределения в породе, определяемых соответственно коэффициентом пористости kп и структурой порового пространства.
Для исключения влияния удельного сопротивления пластовой воды вместо ρвп для водонасыщенных пород принято рассматривать величину:
называемую относительным сопротивлением. Для чистых (неглинистых) пород P не зависит от удельного сопротивления насыщающих вод, а связано с величиной пористости и структурой порового пространства. В связи с этим его называют также и параметром пористости.
Для пород с однородной структурой, сложенных частицами правильной формы, связь между относительным сопротивлением и пористостью может быть рассчитана аналитически.
Анализ теоретических расчетов, выполненных для идеальных пород, подтверждает, что относительное сопротивление зависит не только от коэффициента пористости, но и от структуры порового пространства, обуславливающий характер распределения воды в породе. Расчеты и экспериментальные исследования показывают, что зависимость P=f(kп) имеет обратный степенной характер и может быть апроксимирована в диапазоне средних значений kп (от 3-5% до 30-40%) уравнением общего вида
где a – некая постоянная; m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов.
На практике широкое применение находят и частные виды этого уравнения:
где структурный показатель m изменяется от 1,3 (для слабосцементированных пород) до 2,3 (для крепких хорошо сцементированных пород); для средне сцементированных песчаников часто используют выражение:
В слоистых породах удельное сопротивление в направлении, параллельном наслоению ρвп.парал, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпендикулярном наслоению ρвп.перп. Такие породы называются анизотропными по удельному сопротивлению.
Степень анизотропности породы оценивается коэффициентом анизотропии
а величина ее удельного сопротивления характеризуется
В нефтегазонасыщенной породе нефть или газ, частично замещая в поровом пространстве воду, повышают ее удельное сопротивление. В этих условиях ρнг зависит от содержания в ее порах нефти, газа и воды, характера их распространении в поровом пространстве, минерализации пластовой воды, пористости и структуре порового пространства и т.п. Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуре порового пространства), влияющих на величину ρнг, вместо него рассматривают отношение
где ρнг – удельное сопротивление породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой; ρвп – удельное сопротивление той же породы при условии 100%-ного заполнения ее водой.
Величина Pн показывает, во сколько раз увеличивается удельное сопротивление породы, насыщенной нефтью или газом при частичном заполнении ее пор водой, и называется коэффициентом увеличения сопротивления. Для неглинистых пород Pн зависит не только степени их насыщения водой, но и от характера распределении в поровом пространстве воды, нефти и газа. В связи с этим величина Pн часто называется параметром насыщения. Между Pн и kв существует обратная степенная зависимость
где n – показатель, характеризующий структуру токопроводящих каналов нефтенасыщенной породы, зависящий от ее литолого-петрографических особенностей и структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти (газа) и воды и их распределения в порах.
Так как kв= 1 - kнг (где kнг – коэффициент нефтегазонасыщенности), то
