Промысловая геофизика (стр. 1 )

В. М.ДОБРЫНИН Б. Ю.ВЕНДЕЛЬШТЕИН Р. А.РЕЗВАНОВ А. Н.АФРИКЯН

ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОФИЗИКА

П о д р е д а к ц и е й

доктора геолого - минеролигических наук

Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебник для студентов ВУЗов, обучающихся по специальностям:

«Бурение нефтяных и газовых скважин»,

«Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений»,

«Экономика и организация нефтяной и газовой промышленности»

МОСКВА „НЕДРА" 1986

УДК 550.83(075)

, , Промысловая геофизика: Учебник для вузов /Под ред. . — М.: Недра, 1986. с. 342.

Описаны физическая сущность и области применения электри­ческих, радиоактивных, геохимических и других геофизических ме­тодов исследования скважин. Приведены основы комплексной интерпретации получаемых данных для литологического расчле­нения разрезов скважин, выделения коллекторов нефти и газа, определения их свойств. Рассмотрены методы изучения техниче­ского состояния скважин.

Для студентов вузов негеологических специальностей: «Буре­ние нефтяных и газовых скважин», «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений», «Экономика и организация нефтяной и газовой промышленности».

Табл. 12, ил. 180, список лит.— 12 назв. Рецензенты: , д-р геол.-минер. даук (Тю­менский индустриальный институт); , д-р геол.-ми­нер. наук (Уфимский нефтяной институт).

Содержание

Содержание. 3

ВВЕДЕНИЕ.. 4

Глава I. 6

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.. 6

§ 1. УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД.. 6

§ 3. МЕТОД КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ.. 14

§ 4. МЕТОД ЭКРАНИРОВАННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ (БОКОВОЙ КАРОТАЖ) 25

§ 5. ИНДУКЦИОННЫЙ МЕТОД.. 27

§ 6. МЕТОД МИКРОЗОНДОВ.. 29

§ 7. МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ.. 30

§ 8. МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ.. 37

ГлаваII. 40

МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ.. 40

§ 1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАДИОМЕТРИИ.. 40

§ 2. МЕТОД ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ (ГАММА-МЕТОД) 44

§ 3. МЕТОД РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ (ГАММА-ГАММА-МЕТОД) 48

§ 4. НЕЙТРОННЫЕ МЕТОДЫ... 50

§ 5. ДРУГИЕ МЕТОДЫ РАДИОМЕТРИИ.. 59

§ 6. РАДИОМЕТРИЧЕСКАЯ АППАРАТУРА.. 63

И НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ.. 63

Глава III. 69

АКУСТИЧЕСКИЕ И ДРУГИЕ.. 69

НЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.. 69

§ 1. АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.. 69

§2. ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.. 80

§ 3. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.. 87

Глава IV. 99

ТЕХНИКА И МЕТОДИКА.. 99

ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.. 99

§ 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ.. 100

§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРТИИ. 104

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КАБЕЛЬ.. 104

Г л а в а V.. 110

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИСТОЛКОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ.. 110

§ 1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН.. 110

§ 2. ВЫДЕЛЕНИЕ МЕЖЗЕРНОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННОМ РАЗРЕЗЕ.. 112

§ 3. КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ.. 117

Глава VI. 119

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 119

§ 1. ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ.. 119

§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ.. 134

ВВЕДЕНИЕ

Геофизические исследования скважин (ГИС) являются об­ластью прикладной геофизики, в которой современные физиче­ские методы исследования вещества используются для геологи­ческого изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин.

Применительно к изучению разрезов нефтяных и газовых скважин эти исследования иногда называют промысловой геофизикой. Кроме того, в практике используется термин «каротаж» (франц. carottage от carotte — буровой крен или буквально — морковь). Термин «каротаж» не соответствует сущ­ности описываемых процессов, и при последующем изложении мы будем отдавать предпочтение более обоснованным научно терминам.

Геофизические методы, используемые для изучения геологи­ческих разрезов скважин, в зависимости от физических свойств пород, на которых они основываются, делятся на электрические, радиоактивные, термические, акустические, геохимические, меха­нические, магнитные и др.

Сущность любого геофизического метода состоит в измерении вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризую­щейся одним или совокупностью физических свойств горных по­род, пересеченных скважиной. Физические свойства пород связа­ны с их геологической характеристикой, и это позволяет по ре­зультатам геофизических исследований, судить о пройденных скважиной породах. Геофизические исследования в скважинах выполняют с помощью специальных установок, называемых
промыслово-геофизическими (каротажными) станциями.

Первое изучение теплового поля в нефтяных скважинах с прикладной целью было проведено в Баку известным геологом в 1906 г. , измеряя максимальным термометром температуру вдоль оси скважины, пытался выявить обводняющиеся пласты. Однако должного рас­пространения его работы не получили.

Толчком к бурному применению геофизических методов для исследования скважин послужили работы профессора Париж­ской высшей горной школы К. Шлюмберже, который в 1927 г. предложил использовать для этой цели разработанный им ме­тод полевой электрической разведки.

В 1929 г. по инициативе и этот метод был с большим успехом опробован на нефтяных промыслах объединения Грознефть, а позднее — в скважинах объединений Азнефть, Эмбанефть, Майкопнефть. В результате выполненных работ выявились большие возможности нового ме­тода, позволяющего без отбора керна получать ценную геологи­ческую информацию о разрезе и содержании в нем нефти, что дает возможность значительно увеличивать скорость бурения и экономить средства. Первый положительный результат исследо­вания был получен в скв. 1—35 Новогрозненского района в но­ябре 1929 г. Здесь из XIX пласта, рекомендованного геофизика­ми к испытанию, при отсутствии достаточных признаков нефти в кернах из скважины ударил фонтан с дебитом свыше 100 т/сут.

К работам но быстрейшему внедрению и развитию новой технологии изучения разрезов скважин были привлечены моло­дые советские инженеры: , , др. В эти годы на основании наблюдений, выполненных в Азербайджане, создастся новый электрический метод — метод потенциалов собственной поляризации (СП), который сущест­венно дополнил метод сопротивлений, увеличив надежность выделения продуктивных пластов.

Развитие новых бескерновых способов изучения разрезов скважин способствовало резкому повышению эффективности буровых работ. В результате уже к 1933 г. электрические иссле­дования скважин получили повсеместное распространение на промыслах Советского Союза.

В свою очередь, высокая эффективность электрических мето­дов исследования стимулировала развитие других геофизиче­ских исследований скважин. В 1933 г. в Баку акад. ­мович предложил анализировать буровой раствор на содержа­ние в нем углеводородных газов — возникла основа для созда­ния газометрии скважин. В эти же годы в Советском Союзе создаются методы скользящих контактов ( и ), магнитный () и др., за рубе­жом — метод потенциалов вызванной поляризации (К. Шлюмберже).

В 1934 г. ленинградские геофизики , , и предложили метод естест­венной радиоактивности, или гамма-метод, а в 1940 г. акад. Б. Понтекорво — нейтронный гамма-метод. Это привело, начи­ная с 50-х годов, к развитию комплекса современных радиоак­тивных методов исследования скважин и аппаратуры (, , и др.).

В 1948—1953 гг. под руководством Г. Долля были разрабо­таны боковой и индукционный методы, метод микрозондов, кото­рые в настоящее время широко применяются в промышленности. В 1953—1958 гг. в Советском Союзе были предложены модифи­кации плотностного и селективного гамма-гамма-методов для поисков рудных месторождении и угля (, , и др.).

Успешному развитию геофизических исследований скважин во многом способствовали теоретические разработки в области распространения физических полей. Основоположником теории электрического метода сопротивлений явился советский ученый, акад. . Его решение задачи о распространении элек­трического поля в скважинах было использовано для создания количественной интерпре­тации результатов метода сопротивлений. Начало работ по тео­рии радиоактивных методов исследования в СССР было положе­но в 1948 г. трудами , и позд­нее и др.

Интенсивное развитие промысловой геофизики способствова­ло созданию нового научного направления в геологической нау­ке — науки о физических свойствах горных пород, их взаимных связях и закономерностях изменения — петрофизики. Большой вклад в развитие петрофизики внесли , , и др. Петрофизика явилась научной ба­зой для количественной интерпретации геофизических данных.

За рубежом значительный вклад в развитие теории геофизи­ческих методов внесли Г. Долль, Г. Арчи, М. Мартен, Д. Деван, Г. Гюйо, В. Рассел, М. Уайли и другие исследователи; ими же дано петрофизическое обоснование методов.

В последние годы значительно возрос объем геофизических исследований скважин на нефть и газ, увеличились глубины скважин, значительно усложнились условия их проходки. Это потребовало создания новых высокопроизводительных приборов и аппаратуры на основе достижений электронной техники и ши­рокого внедрения обработки геофизических данных на ЭВМ.

Разработаны комплексные скважинные приборы — агрегатированные системы геофизических скважинных приборов, рассчи­танные на высокие давления и температуры. Разработаны циф­ровая и компьютеризированная станции, автономные скважин­ные приборы для исследования в процессе бурения, ряд новых приборов (акустический телевизор, пластовый наклономер, мощ­ные генераторы нейтронов и др.). Все эти меры способствовали достижению высоких скоростей в бурении, повышению эффектив­ности разведки.

Новым направлением в промысловой геофизике в последние годы явилось создание аппаратуры и системы геолого-геофизического и технологического контроля за бурением и эксплуата­цией скважин. Это позволило значительно расширить сферу промыслово-геофизических услуг, распространить ее не только на изучение геологического разреза скважин, но и на контроль за процессом строительства и эксплуатации скважин. Геофизиче­ские методы исследования эксплуатационных скважин стали в настоящее время основным источником информации о процессе разработки нефтяных и газовых месторождений.

Введение, гл. I (кроме § 7) и § 6 и 7 в гл. VI написаны ; гл. II, III, X—; гл. V, VI (кроме § 6 и 7) и § 7 в гл. I —; гл. IV, VII—IX и XI —.

Глава I.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

При проведении исследований скважин электрическими метода­ми изучают удельное электрическое сопротивление, естествен­ную (собственную) и искусственно-вызванную электрохимиче­ские активности горных пород. На определении удельного элек­трического сопротивления основываются метод кажущихся со­противлений (в том числе в модификации микрозондов и экра­нированного заземления) и индукционный метод исследования скважин.

Различие в естественной (собственной) электрохимической активности используют при исследованиях скважин методом по­тенциалов собственной поляризации (метод СП), а вызванную электрохимическую активность горных пород изучают методом потенциалов вызванной поляризации (метод ВП).

§ 1. УДЕЛЬНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД

Известно, что электрическое сопротивление R проводника дли­ной l, состоящего из однородного материала и имеющего посто­янное поперечное сечение s, можно определить по формуле

(1.1)

Коэффициент ρ в уравнении (1.1) называется удельным электрическим сопротивлением и измеряется в при­кладной геофизике в ом-метрах (Ом·м). Удельное электриче­ское сопротивление1 обратно пропорционально удельной элек­трической проводимости (электропроводности) горных пород.

Осадочные горные породы, слагающие разрезы нефтяных, газовых, угольных и многих рудных месторождений, состоят из породообразующих минералов и пустот (пор), заполненных во­дой, нефтью, газом или смесью этих флюидов. Большинство породообразующих минералов имеют очень большое сопротив­ление и практически не проводят электрического тока.

Удельное электрическое сопротивление (в Ом·м) породооб­разующих и рудных минералов:

Ангидрит ……………….	107 — 1010	Каменный уголь ……….	10 — 1016
Кальцит ………………...	107 — 1012	Антрацит ……………….	10-3 — 1,0
Кварц …………………..	1012 — 1014	Пирит …………………...	10-4 — 10-1
Полевые шпаты ………	1011 — 1012	Графит ………………….	10-6 — 10-4
Слюда ………………….	1014 — 1016	Магнетит ……………….	10-4 — 10-2
Нефть ………………….	109 — 1016

1 В дальнейшем для краткости будем называть удельным сопротивлением, опуская слово «электрическое»

Примесь в осадочной породе высокопроводящих рудных ми­нералов (пирита, магнетита и др.) при содержании, меньшем 5%, оказывает небольшое влияние на удельное сопротивление породы. Осадочные породы, слагающие разрезы нефтяных и га­зовых месторождений, как правило, содержат менее 5% рассе­янных зерен рудных минералов. Однако, несмотря на весьма высокое сопротивление основных породообразующих минералов, удельное сопротивление различных осадочных пород в естест­венном залегании изменяется в широком диапазоне — от деся­тых долей ом-метра до сотен тысяч ом-метров (рис. 1). Роль проводника при прохождении электрического тока через осадоч­ные породы играет пластовая вода, содержащая растворенные соли. Величина удельного сопротивления породы в каждом от­дельно взятом случае зависит от удельного сопротивления насы­щающих поры породы пластовых вод - процентного содержания водных растворов и углеводородов в порах породы; текстурных особенностей породы.

Рис. 1. Удельное электрическое сопротивление горных пород (по )

Удельное сопротивление пластовых вод, в свою очередь, за­висит от концентрации, состава растворенных солей и темпера­туры. При равных концентрациях (минерализациях) значения удельного сопротивления водных растворов солей сильных кис­лот близки. Наиболее высокую концентрацию в пластовых во­дах имеют ионы С1-, SO42-, Na+, Ca2+ и Mg2+. В меньшем количестве содержатся ионы I-, Вг - и др. Соль NaCl преобладает. Поэтому обычно при определении удельного сопротивления пла­стовых вод нефтяных и газовых месторождений по известной минерализации влиянием состава растворенных в пластовой воде солей пренебрегают и условно считают, что в растворе име­ется только одна соль NaCl.

Рис. 2. Зависимость удельного сопротивления ρв раствора хло­ристого натрия от его концентрации С, температуры t и плот­ности Be или δр 20 .

Шифр кривых — t, ºС

Общую минерализацию пластовых вод приравнивают к мине­рализации раствора NaCl и удельное сопротивление с учетом температуры определяют по графику, изображенному на рис. 2.

Как видно, с увеличением температуры на 1 °С удельное сопро­тивление растворов снижается в среднем на 2%. В небольшом диапазоне температур (например, от нуля до 50 °С) для приве­дения удельного сопротивления раствора к заданной температу­ре можно использовать также формулу

, (1.2)

где ρ20 — удельное сопротивление раствора при t=20 °C, Ом·м;

t — температура, °С;

α — температурный коэффициент, равный приближенно 0,023 ºС-1.

Поскольку проводником электрического тока в большинстве осадочных пород является пластовая вода, а породообразующие минералы не проводят электрического тока, удельное сопротив­ление зависит не только от минерализации пластовых вод, но и от их объема, или при 100%-ном насыщении пластовой водой — от величины коэффициента пористости пород. Чем выше коэф­фициент пористости породы, тем больше в ней содержится про­водящего ток флюида и тем ниже ее удельное сопротивление. При изучении зависимости удельного сопротивления от коэффи­циента пористости пород для исключения влияния минерализа­ции пластовых вод обычно пользуются относительным сопротив­лением, которое при 100%-ном насыщении пор породы пласто­вой водой называется параметром пористости,

(1.3)

где Рп — параметр пористости;

ρвП — удельное сопротивление по­роды при 100%-ном насыщении ее пластовой водой, Ом·м;

ρв — удельное сопротивление пластовой воды, Ом·м.

Исследования показывают, что для большинства осадочных горных пород связь сопротивления с величиной пористости вы­ражается эмпирической формулой

, (1.4)

где kпm — коэффициент пористости породы;

аm и m — постоянные для определенной группы пород коэффициенты, зависящие от конфигурации токопроводящих путей в породе (степени цемента­ции породы).

По , коэффициенты аm и m для оса­дочных пород могут иметь следующие значения: аm = 1÷0,8; m = 1,3÷2,3.

На рис. 3 приведены обобщенные кривые зависимости пара­метра Рп от коэффициента пористости породы. Эти кривые реко­мендуется использовать для оценки коэффициента пористости по данным сопротивления в том случае, когда отсутствуют экспе­риментальные зависимости, полученные при изучении образцов из исследуемых отложений.

Зависимости Pп — f(kп) чаще всего строят на основании экс­периментального изучения образцов кернов породы в атмосфер­ных условиях. Горные породы в естественном залегании испы­тывают действие высоких давлений и температуры, в результате чего коэффициент пористости уменьшается, а удельное сопро­тивление возрастает. Эти обстоятельства способствуют увеличе­нию наклона кривых. На рис. 109 изображены эксперименталь­ные кривые, иллюстрирующие влияние всестороннего сжатия на вид Рп = f(kп). Увеличение температуры ведет к возрастанию па­раметра пористости для чистых или малоглинистых пород и его снижению для глинистых пород. Способ введения поправок за влияние пластовых условий изложен в работах [2, 6].

На удельное сопротивление глинистых песчаников, помимо минерализации пластовой воды, температуры и давлений, оказывает влияние поверхностная проводимость, обусловленная ад­сорбционной способностью тонкодиcперсной глинистой фракции. Эта дополнительная проводимость снижает удельное сопротивле­ние глинистых пород. Особенно заметным становится влияние поверхностной проводимости при насыщении глинистой породы пресной или опресненной водой. В этих условиях величина па­раметра пористости одной и той же породы изменяется в зави­симости от минерализации насыщающего электролита. Для оценки роли поверхностной проводимости породы вводят в рас­смотрение коэффициент поверхностной проводи­мости

, (1.5)

где Рп — параметр пористости породы, содержащей низкомине­рализованную воду; Рп нас — параметр пористости породы, со­держащей насыщенный раствор электролита («истинный» пара­метр пористости). Коэффициент поверхностной проводимости П зависит от удельного сопротивления поровых вод и глинистости породы (рис. 4).

Таким образом, согласно формулам (1.3) и (1.5) удельное сопротивление водонасыщенной породы ρвП можно выразить че­рез параметр пористости Рп, коэффициент поверхностной прово­димости П и удельное сопротивление поровой воды ρв:

(1.6)

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.

Рис. 4. Зависимость коэффициента поверхностной проводимости П от удельного сопротивления поровых вод ρв и глинистости пород Сгл.

Шифр кривых — Сгл, %.

При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо удельного сопротивления породы рассматривать отношение удельного сопротивления нефтеносного пласта (ρн) или газонос­ного пласта (ρг) к удельному сопротивлению того же пласта (ρвп) при 100%-ном заполнении пор пластовой водой. Это отно­шение называется параметром насыщения порового про­странства, или коэффициентом увеличения сопротивления и обо­значается: , . Для нефте-, газоносного пла­ста это отношение показывает, во сколько раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они оказывают приблизительно одинаковое влияние на удельное сопротивление пород. Экспериментальными исследованиями установлена зави­симость между коэффициентом водонасыщения по­роды kв и параметром насыщения Рн или Рг:

(1.7)

где или — соответственно коэффициен­ты нефтенасыщения и газонасыщения; ап и п — постоянные для данного типа отложений коэффициенты.

На рис. 5, а изображены зависимости Pн = f(kв), полученные на основании обобщения фактического мате­риала для гидрофильных и гидрофобных пород. На рис. 5, б представлены зависимости, полученные при изучении параметра насыщения глинистых и песчаных коллекторов. Значение показа­теля степени п в уравнении (1.7) понижается до п = 1,5 с увели­чением глинистости коллектора. В гидрофобных нефтеносных коллекторах величина п может достичь 10. Из рассмотрения кривых, изображенных на рис. 5, следует, что удельное сопро­тивление нефтеносных пород заметно отличается от удельного сопротивления тех же водоносных пород лишь при сравнитель­но высоких (более 30—50%) коэффициентах нефте - или газо­насыщения.

Рис. 5. Зависимость параметра насыщения Рн (или Рг) от коэффициента водонасыщенности kв (или нефтенасыщенности kн) пород.

а — для песчано-глинистых и карбонатных пород (по ): 1 - песчано-глинистых гидрофильных; 2 – слабогидрофобных; 3 - гид­рофобных; 4 — карбонатных; б — для песчаных коллекторов с различ­ной глинистостью (по ). Шифр кривых — относи­тельная аномалия аСП, уменьшающаяся с увеличением глинистости породы; области: / - нефть (газ); // - нефть (газ)+вода; III – вода.

Удельное сопротивление слоистых пород (например, слои­стых песчаников, глин или глинистых сланцев) зависит от на­правления, в котором оно измеряется. Обычно в слоистых поро­дах удельное сопротивление, определенное перпендикулярно к напластованию ρп, выше измеренного по напластованию ρτ. Та­кие породы называются электрически анизотропными. Степень анизотропности характеризуется коэффициентом анизо­тропии λ, вычисленным по формуле

(1.8)

Таблица 1. Значения коэффициентов анизотропии λ и отношений для некоторых осадочных пород (по )

Порода	λ	ρп/ρτ
Глина слабослоистая	1,02—1,05	1,04—1,10
Глина с прослоями песка	1,05—1,15	1,10—1,32
Песчаник слоистый -	1,10—1,29	1,20—1,65
Сланцевая глина	1,10—1,59	1,20—2,50
Глинистый сланец	1,41—2,25	2,0—5,0
Каменный уголь	1,73—2,55	3,0—6,50
Антрацит	2,0-2,55	4,0—6,50
Графитовые и угольные сланцы	2,0—2,75	4,0—7,50

Численные значения коэффициентов анизотропии для некото­рых пород приведены в табл. 1.

§ 2. ПОЛЕ ТОЧЕЧНОГО ИСТОЧНИКА ПОСТОЯННОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОКА В ОДНОРОДНОЙ И ИЗОТРОПНОЙ СРЕДЕ

Для определения удельного сопротивления горных пород в скважине необходимо знать закономерности распространения электрического тока в трехмерном пространстве. В настоящем учебнике мы остановимся лишь на тех простейших особенностях поля постоянного тока в одно­родной и изотропной среде, зна­ние которых необходимо для из­ложения последующего мате­риала.

Предположим, что точечный электрод А, излучающий посто­янный электрический ток с си­лой I, находится в однородной и изотропной среде с удельным сопротивлением ρ (рис. 6). Вто­рой электрод В источника тока удален в бесконечность или столь далеко от электрода А, что влиянием электрического поля этого источника на поле электро­да А можно пренебречь. Посколь­ку среда однородна и изотропна, то условия для протекания тока от электрода А во всех направлениях одинаковы. Поэтому плотность тока I на расстоянии r от источника будет равна

. (1.9)

Рис. 6. Пояснение к выводу фор­мулы для определения потенциа­ла электрического поля постоян­ного тока в однородной среде. Линии: 1 - равного потенциала; 2 - тока