Геометрия недр

Наиболее важным показателем детальной разведки, определяющим целесообразность разработки месторождения, является блочность. Под ней понимают объемы естественных монолитных блоков породы и их выход из массива. Последний показатель определяется на опытном карьере по данным пробной добычи полезного ископаемого в объеме 150–250 м3.

В результате детальной разведки составляют геологические планы и разрезы масштабов 1:1000–1:500 с указанием качественных характеристик полезного ископаемого (прочности, наличия включений, изменения литологического состава, окраски и т.д.), проводят блокировку и подсчет запасов, определяют выход блоков из массива и выход товарной продукции (1 м2 плиты из 1 м3 блока).

Для выбора наилучшей ориентировки фронта горных работ и планирования добычи блоков на месторождениях облицовочного камня составляют разрезы и погоризонтные (поуступные) планы полезной толщив изолиниях линейныхразмеров естественных блоков.

Это достигается в результате геометризации исходного геологического материала по буровым скважинам.

Геометрическая модель блочности массива базируется на следующих допущениях:

–модуль трещиноватости (расстояние между смежными трещинами) в пределах каждого интервала проходки скважины принимается постоянным, как и распределение трещин в интервале;

–все трещины из-за отсутствия данных о их углах наклона принимаются перпендикулярными к оси скважины.

Геометризация значений модуля трещиноватости проводится по интервалам равной длины из-за того, что при глубине скважин 40– 60 м и разной длине интервалов частные значения модуля трещиноватости дают мелкосопочный характер топографической функции, не позволяющий выявить основные черты строения полезной толщи. Объединением интервалов (их укрупнением) достигается автоматическое сглаживание первичных значений показателя и указанный недостаток устраняется. Выбор оптимальной длины интервала проводится на основе последовательного кратного увеличения длин равных между собой интервалов по каждой скважине с определением на каждом этапе укрупнения следующих показателей:

31

ELIB.PSTU.RU

– среднего линейного размера блока lбл, м:

1 = h(n + 1),

W

ш=1 W k

где h – длина интервала, м; п – число трещин в интервале; k – число интервалов длиной h;

– статистических характеристик:

где σ – среднеквадратичное отклонение; ∆σ – ошибка определения lбл ; V – коэффициент вариации значения lбл .

Наименьший интервал объединения, обычно составляющий для гранитных и мраморных месторождений 1–2 м, принимается за эталонный; для всех последующих интервалов дополнительно определяют: абсолютное отклонение значения lбл по варианту объединения ( ∆σварбл ) от lбл. среднее эталонного варианта ( ∆σблэт ) по формуле

∆σ бл = ∆σварбл − ∆σблэт ,

а также абсолютную ошибку определения среднего значения

∆σ = ∆σвар − ∆σэт.

Максимальный интервал объединения, естественно, ограничен длиной скважины. Практически длину наибольшего интервала выбираюттакой, чтобычисло интервалов поскважине былонеменее 3–5.

После определения всех расчетных показателей выбирают оптимальный вариант значения h, для которого величины σ, и ∆lбл,

32

ELIB.PSTU.RU

∆σ|∆σ| и V имеют наименьшее значение. Все разведанные скважины разбивают на интервалы этой длины и для каждого интервала опре-

деляют значение 1 .

W

Величины модуля трещиноватости 1 , отнесенные к середине

W

интервала оси скважины, выносят на геологические разрезы, построенные по разведочным скважинам. По этим значениям строят

изолинии линейных размеров блоков, причем величину 1 каждой

W

скважины экстраполируют до середины расстояния между смежными по разрезу скважинами.

После построения разрезов в изолиниях на каждом из них проводят линии высотных отметок уступов (эксплуатационных горизонтов) и методом профилей строят поуступные (погоризонтные) планы линейных размеров блоков в изолиниях. Совокупность планов и разрезов представляет собой геометрическую модель блочности месторождения, построеннуюподанным геологической детальной разведки.

Месторождения хризотила-асбеста. Рудные залежи сложены серпентинитами, пронизанными сложной сетью прожилков хризо- тила-асбеста. Залежи простираются в основном в меридиональном направлении. Длина их колеблется от 100 до 450 м, мощность – от 40 до 1300 м. Глубина залегания изменяется от единиц до сотен метров. Форма залежей неправильная, линзоили эллипсообразная. Строение залежей зональное: в центре (в ядре) расположены неасбестоносные перидотиты, которые окружены асбестоносными серпентинитами, постепенно сменяющимися зонами асбестоносности сложных жил, в которых наблюдается наибольшая насыщенность промышленными сортами асбеста.

Локальное изменение содержаний асбеста в залежах колеблется от 0 до 15 %, средние содержания в них составляют 0,8–7 %. Залежи хризотила-асбеста не имеют резких границ с вмещающими породами, поэтому, согласно кондициям, внешний однопроцентный рудный контур проводят по результатам опробования.

33

ELIB.PSTU.RU

Детальную разведку залежей осуществляют бурением скважин до глубины 200–300 м. Расстояние между разведочными линиями 60–100 м. Опробование керна скважин асбестоносной полосы производят интервалами по 10–15 м. Содержание асбеста и сортность определяют дроблением материала пробы и последовательным извлечением асбестового волокна с сит.

По условной длине волокно асбеста разделяют на 7 геологических сортов. Разработку месторождений ведут открытым способом. Вскрышные и добычные работы ведут горизонтальными слоями (уступами) высотой 10–15 м с применением буровзрывных работ. Сложное геологическое строение месторождений хризотила-асбеста, значительные размеры залежей, большое их число, высокая изменчивость качественных показателей, множественность сортов асбеста, а также сложная технология обогащения создают трудности при эксплуатации месторожденийитребуютпроведения геометризации.

Задачей геометризации является выявление характера зонального строения, закономерностей размещения, изменчивости и распределения в них содержаний асбеста, а также взаимных связей качественных показателей и их практическое использование. Горно-геологическую информацию о месторождении представляют по данным опробования скважин детальной разведки с привязкой их к проектным горизонтам отработки. Вычисляют статистические характеристики и закономерности распределения содержаний асбеста в зонах асбестоносности, коэффициенты уравнений связи, корреляционные отношения, значения ординат, необходимых для построения графиков.

С помощью интегральных кривых определяют содержание асбеста в рудах, направляемых на oбoгaтитeльныe фабрики и отвалы. По уравнениям зависимости содержаний асбеста с глубиной производят анализ качества руды на горизонтах месторождения, осуществляют прогноз качества асбестовых руд на глубину, определяют зависимость содержаний асбеста по сортам от общего содержания.

При опробовании количество волокна, отобранного с каждого сита, характеризует выход геологических сортов, а суммарная масса всех сортов, выраженная в процентах к массе пробы, определяет общее лабораторное содержание асбеста в руде.

34

ELIB.PSTU.RU

Установлено наличие зависимостей содержания асбеста по сортам от общего содержания, которые выражаются в аналитическом виде уравнением

y = а·хb,

где у – содержание асбеста по сортам; а и b – коэффициенты, которые находят из уравнения

b = n∑lg y lg x − ∑lg y − ∑lg x ; n∑(lg x)2 − (∑lg x)2

lg a = (∑lg y − b∑lg x) . n

Выявление подобных статистических зависимостей производят на ЭВМ, используя стандартные программы.

2.7. Геометризация нефтяных месторождений

Основная цель геометризации нефтяных месторождений, как

идругих месторождений полезных ископаемых, – построить такую модель месторождения, которая с большой степенью вероятности соответствовала бы природному объекту.

Эта модель проходит несколько стадий – от первоначальной, чрезвычайно непохожей на отражаемый природный объект, до окончательной, которая построена с учетом результатов отработки залежи и полно и точно отражает природный объект.

Степень соответствия природному объекту зависит от степени разведанности и точности изучаемых параметров залежи. Модель залежи необходима для создания проекта ее разработки и подсчета запасов нефти.

Модель нефтяной залежи включает цифровую, описательную

играфическую документации.

Геометризацию нефтяных месторождений начинают с анализа исходных данных и их первичной обработки, составления каталога скважин и построения плана их расположения. Результатом такого

35

ELIB.PSTU.RU

анализа и первичной обработки является установление средних значений коэффициентов открытой пористости, нефтенасыщенности, высотного положения контактов газ – нефть – вода, значения эффективной и нефтенасыщенной мощностей, величин пластового давления и дебита нефти по отдельным скважинам и т.д.

Строение залежи, ее размеры и положение в недрах, размещение качественных показателей в самой залежи отражают на структурных

икачественных графиках.

Кструктурным графикам относят карты поверхности почвы

икровли нефтеносных горизонтов, карты поверхности водонефтяного контакта (ВНК), изопахит (изомощностей), геологические разрезы и другая графическая документация.

Ккачественным планам относят планы изменения коэффициента открытой пористости, нефтенасыщенности и других параметров, характеризующих качественные особенности нефтяного пласта и самой нефти.

Построенные графики используют для определения площади нефтеносности, запасов нефти, составления проекта расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Основным материалом для проведения контура нефтеносности по разведочным площадям служат показания буровых скважин. Необходимой документацией для построения контура нефтеносности являются выписки из буровых журналов скважин, находящихся в пределах контура и за контуром, с указанием результатов опробования пласта на промышленные притокинефти, атакжеданные каротажа.

При отсутствии данных по опробованию пласта контур нефтеносности проводится на основании изучения образцов пород и каротажных диаграмм в сопоставлении с нормальным геологическим разрезом.

Определение контура нефтеносности и установления высотных отметок контуров ВНК, ГНК, кровли и почвы продук-

тивных горизонтов. Положение ВНК и газонефтяного контакта (ГНК) получают как по данным кернового опробования, так и по

36

ELIB.PSTU.RU

геофизическим данным. Основной метод определения ВНК – электрокаротаж скважин.

Для подсчета запасов необходимо знать положение поверхности первоначального водонефтяного контакта, так как в процессе разработки залежи он меняет свое положение (текущий ВНК) и размеры залежи определяются неправильно.

В связи с этим для определения первоначального положения ВНК используют результаты исследования кернов, опробования и эксплуатации скважин, а также геофизические данные, получаемые до начала разработки залежи.

Контур нефтеносности определяют следующим образом:

1.Заготовляют несколько планшетов, строят координатную сетку на них, наносят положение устьев и забоев скважин, выписывают значение высотных отметок кровли, почвы продуктивных пластов, ВНК, ГНК. Для каждого продуктивного пласта заготовляют отдельный планшет.

2.По высотным отметкам почвы, кровли пласта и ВНК строят поверхности почвы, кровли пласта и ВНК.

3.Накладывают поверхность ВНК на поверхность кровли пласта, отмечают точки пересечения одинаковых изолиний и проводят линию через эти точки. Это будет внешний контур залежи. Наложив поверхность ВНК на поверхность почвы пласта, определяют положение внутреннего контура нефтеносности. В пределах внутреннего контура находится зона полного нефтенасыщения. Между внутренним и внешним контурами находятся зона, в пределах которой неф-

тенасыщеная мощность меняется от максимального значения (у внутреннего контура) до нуля (внешний контур).

Площадь нефтеносности определяют любыми известными способами. Площадизапасов различных категорий подсчитывают раздельно.

Построение плана мощностей (изопахит l) начинают с определения суммарной нефтенасыщенной мощности по всем продуктивным пластам. Определение как общей мощности, так и нефтенасыщенной мощности производят путем анализа электрокаротажных диаграмм.

37

ELIB.PSTU.RU

В зависимости от условий залегания залежи, изменчивости контура и мощности пластов объем залежи V (м3) определяют тремя основными способами:

1)умножением площади на значение средней нефтенасыщенной мощности;

2)способом изопахит;

3)способом графического интегрирования по профилям. Первый способ применяется в тех случаях, когда форма залежи

проста, мощность по скважинам резко не изменяется, скважины более или менее равномерно распределены на продуктивной площади.

где l – среднее значение нефтенасыщеннной мощности; l1 и l2 – значения нефтенасыщенной мощности по скважинам; N – количество скважин.

__

V = s l .

Усреднение не следует применятъ в двух случаях:

а) скважины пробурены в основном во внутреннем контуре – проиcходит завышение объема;

б) большая часть скважин расположена ближе к внешнему контуру залежи – происходит занижение объема залежи.

Второй способ применяется при более сложном строении залежи и более или менее плавных изменениях мощности. При этом способе необходимо построение картыизопахит (плана изомощностей):

1.На планшет наносят по координатам устья скважин и подписывают около них значения эффективной и нефтенасыщенной мощностей (рис. 1, а).

2.Проводят внешний и внутренний контуры залежи.

3.При наличии только внешнего контура залежи задаются высотой сечения мощности и методом линейного интерполирования строят линии равных мощностей.

38

ELIB.PSTU.RU

4. При наличии внешнего и внутреннего контуров в пределах внешнего контура строят график изменения эффективной мощности. В пределах внутреннего контура положение изолиний эффективной мощности оставляют неизменным, а между контурами изолинии уничтожают. Внешний контур нефтеносности считают за нулевую изолинию нефтенасыщенной мощности. Интерполируют точки пересечения изолиний эффективной мощности с внутренним контуром как со значениями нефтенасыщенной мощности по скважинам, расположенным в пределах между контурами, так и с точками, выбираемыми на внешнем контуре. Проводят линии равныхмощностей(рис. 1, б).

Определяют объем

V = s1l1/ + s2l2/ + ... + snln/ ,

где s1, s2, …, sn – площади, заключенные между соседними изоли-

Определить объем можно также объемной палеткой П.К. Соболевского. Для этого на прозрачную основу (кальку) наносят сеть точек (строят сетку). Строят несколько сеток. Расстояние между точками на сетке выбирают 0,5 × 0,5; 1 × 1; 1,5 × 1,5 см. Оно зависит от величины залежи. Накладывают сетки произвольно на план изопахит. В вершинах квадратов определяют значение мощности. Нахо-

дят их сумму ∑li .

V = Sэл ∑li ,

где Sэл – площадь одного квадрата в масштабе плана.

Третий способ применяется для определения объема продуктивных пластов с резко изменчивой мощностью, нередко выклинивающейся в различных направлениях, а также на месторождениях со сложной тектоникой. Способ заключается в следующем. По отдельным разведочным линиям строят графики изменения мощности (рис. 2, а, б). Определяют площади сечений залежи определения объема, строят результирующий график.

40

ELIB.PSTU.RU