Геолого-экономическая оценка месторождений подземных промышленных вод (стр. 19 )

Тем не менее даже при существенных недостатках современ­ных гидрогеологических наблюдений выполненный анализ опыта эксплуатации семи месторождений промышленных вод позволил существенно уточнить гидрогеологические границы некоторых из них и определить фильтрационные параметры водоносных гори­зонтов. Большинство из вновь выявленных границ играют весьма существенную роль в оценке эксплуатационных запасов. Напри­мер, в Азербайджанской и Туркменской ССР на месторождениях промышленных вод установлена экранирующая роль многих тек­тонических нарушений, а в Пермском Предуралье обнаружено перетекание из одного горизонта в другой.

Следует отметить такой вид исследований, как опробование эксплуатационных скважин перед вводом их в эксплуатацию, которое на современном этапе, как правило, выполняется неудов­летворительно. Насущной современной задачей является коренное улучшение гидрогеологических исследований в процессе строитель­ства и эксплуатации водозаборных сооружений на всех место­рождениях подземных промышленных вод.

ИЗУЧЕНИЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЛУБОКИХ

ВОДОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ

Оценка эксплуатационных запасов глубоких подземных вод пластовых водонапорных систем в большинстве случаев произво­дится путем гидродинамических расчетов, или так называемым гидродинамическим методом. Этот метод заключается в опреде­лении дебитов и динамических уровней подземных вод в течение расчетного срока эксплуатации водозаборов. Для промышленных подземных вод, добыча которых обеспечивает работу производ­ственных предприятий и выпуск определенного объема продукции, оценка эксплуатационных запасов обычно сводится к определению дебита водозабора при заданном допустимом понижении динами­ческого уровня от поверхности земли или к расчетам понижения уровней в период эксплуатации при заданном дебите водозабора. Для оценки эксплуатационных запасов этим методом необходимо достаточно точно знать параметры, характеризующие подземные промышленные воды и вмещающие их породы.

К числу основных расчетных гидрогеологических параметров относятся: 1) мощность водоносных пород; 2) фильтрационные свойства пород (коэффициент фильтрации, проницаемость, водо-проводимость); 3) пьезопроводность (уровнепроводность) пород; 4) упругие свойства водоносных горизонтов, сжимаемость вод и твород; 5) температура подземных вод; 6) минерализация, плот­ность и вязкость подземных вод. Ниже приводятся основные введения об этих параметрах.

Проницаемость характеризует способность породы про­пускать сквозь себя жидкость или газ под действием давления. Впервые этот параметр был предложен Дарси в 1856 г.; в совре­менном виде закон Дарси выражается следующим образом:

где Q — расход жидкости; F — площадь сечения потока; kn — коэф­фициент проницаемости; ц, — вязкость жидкости; dP/dx — градиент давления.

Проницаемость характеризует только свойства пористой среды и не зависит от свойств фильтрующихся жидкостей; измерение ее производится обычно в лабораторных условиях на фильтрационных приборах. Для определения проницаемости образцов пород ис-пользуют воду, керосин или газ. Нередко величины проницаемости одних и тех же образцов пород, полученные разными методами, существенно отличаются, причем газовая проницаемость оказы­вается, как правило выше жидкостной. Это явление связано с фак­торами, обусловленными сложным физико-химическим взаимо­действием фильтрующихся жидкостей со скелетами горных пород, причем далеко не всегда можно однозначно выявить факторы та­кого взаимодействия и удовлетворительно их объяснить, и тем более дать количественную оценку их воздействия на точность лабораторных экспериментов. В связи с этим предпочтение обычно отдается значениям проницаемости пород, определяемым по резуль­татам опытных гидрогеологических исследований, хотя лаборатор­ные определения этого параметра широко используются для харак­теристики разреза водоносных пород, определения мест притока во­ды в скважины и т. д.

Коэффициент фильтрации k в отличие от коэффи­циента проницаемости характеризует свойства водопроводящих пород в зависимости от свойств фильтрующихся жидкостей. Он имеет размерность скорости и численно выражает расход потока пластовой жидкости через единицу площади его живого сечения при уклоне пьезометрической поверхности, равном единице. Связь коэффициентов фильтрации и проницаемости выражается соотно­шением

где k — коэффициент фильтрации; у — плотность воды.

Существует много методов определения k по действующему диаметру и пористости пород, однако ни один из них не обеспечи­вает достаточной точности оценки этого параметра. Поэтому ос­новными наиболее достоверными являются методы определения коэффициента фильтрации по данным опытных откачек из скважин.

Коэффициент - пьезопроводности а характеризует скорость перераспределения давления в пласте по площади под влиянием первоначального его изменения. Этот параметр являет­ся комплексным показателем, зависящим от фильтрационных и упругих свойств водоносных горизонтов. Он определяется по фор­муле

где |3* — коэффициент упругоемкости. Пьезопроводность наиболее точно определяется по данным откачек из скважин.

Коэффициент упругоемкости |3* физически показы­вает, какое количество жидкости может высвободиться из единицы объема пласта при снижении в нем давления на 0,1 МПа. Упруго-емкость зависит, таким образом, от пористости породы, сжимае­мости породы и жидкости:

или

где n — пористость породы; |3П — сжимаемость водонасыщенной породы; Рж — сжимаемость пластовой жидкости; |3С — сжимае­мость скелета породы.

Рис. 7. График зависимости

сжимаемости пород Рп от пористости n. По Р. Холлу:

1 — известняки; 2 — песчаники

Рис. 8. График зависимости меж­ду разностью плотностей дистилли­рованной и минерализованной вод ДY и их минерализацией М

Коэффициент упругого сжатия |3, или сжимаемость, характеризует способность вещества изменять свой объем под влиянием приложенного давления; измеряется он в относительных единицах (МПа-1). Для определения коэффициента упругого сжа­тия используют приборы типа стабилометра, позволяющие осу­ществлять всестороннее сжатие образца породы или воды. Наи­более часто встречающиеся значения этих коэффициентов: для пластовых вод рж=(2,0-7)* 10-6 МПа-1; для пород рс =(0,7-5)X10-6МПа-1.

Коэффициенты упругого сжатия могут быть с достаточной для лрактических целей точностью получены расчетным путем. Коэф­фициент упругого сжатия породы, как показали эксперименты, за­висит в основном от ее пористости и весьма незначительно — от состава зерен породы. Коэффициент упругого сжатия пор |Зп, мо­жет быть определен по графику Холла (рис. 7), а коэффициент упругого сжатия породы определяется по формуле

|з = |зп.

Для приближенных расчетов при n = 0,15 — 0,25 можно принимать |Зс=1*10-4 МПа=1*10-6 м2/т.

Коэффициент упругого сжатия жидкости зависит от минерали­зации, плотности, газонасыщенности, температуры и давления. Для пластовой воды коэффициент сжимаемости с достаточной для прак­тических целей точностью определяется по эмпирической форму­ле. Мамуны с учетом формулы Додсона — Стендинга, учитывающей растворенного газа:

|Зж=(1-0,05 Vo) (|Зо — 7,16*10-3м/Y),

где |З0 — коэффициент сжимаемости чистой воды (обычно при­нимаемый равным 4,2*10-6 м2/т); М — минерализация воды; Ко — газовый фактор.

Плотность пластовой воды играет существенную роль при региональном изучении гидрогеодинамики. Не менее важное значение имеет учет плотности пластовых вод при определении расчетных гидрогеологических параметров. Это связано с тем, что плотность воды заметно изменяется в зависимости от минерализа­ции, температуры и давления. Возможные ошибки в определении параметров без учета этих факторов будут тем больше, чем глуб­же от поверхности залегает водоносный горизонт, чем больше разница пластовых и устьевых (в скважинах) температур воды и чем больше минерализация последней. Необходимость в определе­нии пластовой плотности подземных вод возникает, когда нужно оценить изменение этого параметра по стволу скважин, когда про­изводится прогноз изменения плотности воды в пластовых усло­виях на площади распространения водоносного горизонта и т. д, Плотность воды необходимо определять также при расчетах величин k, kn, рж и а.

Таблица 19

Относительная масса и удельный объем воды при различных температурах

Темпера­тура, ° С	Относительная масса	Удельный объем, М3/КГ	Темпера­тура, ° С	Относительная масса	Удельный объем, м3/кг
—10	0,99815	1,10180	25	0,99707	1,00294
-9	0,99843	1,00157	26	0,99681	1,00320
-8	0,99869	1,00131	27	0,99654	1,00347
—7	0,99892	1,00108	28	0,99626	1,00375
-6	0,99912	1,00088	29	0,99597	1,00405
0	0,99930	1,00070	30	0,99567	1,00435
-4	0,99945	1,00055	35	0,99406	1,00598
-3	0,99958	1,00042	40	0,99224	1,00782
-2	0,99970	1,00031	45	0,99024	1,00985
-1	0,99979	1,00021	50	0,98807	1,01207
0	0,99993	1,00007	55	0,98573	1,01448
1	0,99987	1,00013	60	0,98324	1,01705
2	0,99997	1,00003	65	0,98059	1,01979
3	0,99999	1,00001	70	0,97781	1,02270
4	1,00000	1,00000	75	0,97489	1,02576
5	0,99999	1,00001	80	0,97183	1,02899
6	0,99997	1,00003	85	0,96885	1,03237
7	0,99993	1,00007	90	0,96543	1,03599
8	0,99988	1,00012	95	0,96192	1,03959
9	0,99981	1,00019	100	0,95838	1,04343
10	0,99973	1,00027	110	0,9510	1,0515
11	0,99963	1,00037	120	0,9434	1,0601
12	0,99952	1,00048	130	0,9352	1,0693
13	0,99940	1,00060	140	0,9264	1,0794
14	0,99927	1,00073	150	0,9173	1,0902
15	0,99913	1,00087	160	0,9075	1,1019
16	0,99897	1,00103	170	0,8973	1,1145
17	0,99880	1,00130	180	0,8866	1,1279
18	0,99862	1,00138	190	0,8750	1,1429
19	0,99843	1,00157	200	0,8649	1,1563
20	0,99823	1,00177	210	0,850	1,177
21	0,99802	1,00198	220	0,837	1,195
22	0,99780	1,00221	230	0,823	1,215
23	0,99756	1,00244	240	0,809	1,236
24	0,99732	1,00268	250	0,799	1,251

Разность между плотностями Ду минерализованной и дистилли­рованной воды показана на рис. 8. Известно также, что с повы­шением температуры (выше 0° С) плотность воды уменьшается (табл. 19). Используя данные указанной таблицы, -ский [20] аппроксимировал изменение плотности дистиллированной воды при температуре до 200° С в виде уравнений: