Спосіб визначення закритої газонасиченої пористості гірських порід

Реферат: UA 76747 U UA 76747 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до галузі геофізичних свердловинних досліджень і призначена для визначення закритої газонасиченої пористості техногенних і природних гірських порід за допомогою комплексу гамма-гамма каротажу (ГГК), нейтрон-нейтронного каротажу (ННК) і гамма-каротажу (ГК). Область застосування корисної моделі - дослідження техногенних порід (наприклад, золовідвалів теплових електростанцій), а також вулканогенних і вулканогенно-осадових порід, розрізів метано-вугільних і сланцево-газових масивів. Вказані об'єкти досліджень характеризуються тим, що, в цілому, їх загальна пористість в зоні нижче рівня підземних вод складається з відкритої водонасиченої та закритої газонасиченої пористості. В загальному випадку гірська порода складається з твердого мінерального скелету і пор (пустот), які заповнені флюїдами. Відносний об'єм пор кількісно характеризується коефіцієнтом загальної пористості (відношення об'єму всіх пор до об'єму породи) як суми коефіцієнтів відкритої і закритої пористості [1]: kп=kпв+kпз, (1) де kп (частки одиниці (д. о.) або %) - коефіцієнт загальної пористості; kпв (д. о. або %) - коефіцієнт відкритої пористості (відношення об'єму відкритих пор до об'єму породи); kпз (д. о. або %) - коефіцієнт закритої пористості (відношення об'єму закритих пор до об'єму породи). Коефіцієнт загальної пористості kп в петрофізиці визначають через вимірювані пікнометричним способом густину сухої породи і густину твердої фази породи [1]: (2) kп=1-d/s 3 де d, г/см - густина сухої непорушеної породи; 3 s г/см - густина твердої фази (мінеральна густина скелету породи). Коефіцієнт відкритої пористості kпв визначають відомим лабораторним способом [1]. Безпосереднє визначення коефіцієнта закритої пористості kпз в петрофізиці не виконують. Коефіцієнт закритої пористості за отриманими значеннями kп і kпв, як слідує із формули (1), дорівнює: kпз=kп-kпв (3) Як прототип корисної моделі використаємо розрахунковий спосіб, згідно з яким, закриту пористість визначають як різницю між отриманими за допомогою лабораторних вимірювань загальною пористістю і відкритою пористістю [1]. Визначення закритої пористості за лабораторними даними має наступні загальні недоліки [2]. 1. Масовий відбір зразків породи, їх підготовка до проведення визначень петрофізичних параметрів вимагає значних зусиль, часу, коштів. 2. Отримання достатньо представницького набору зразків, їх зберігання і дослідження в стані, максимально наближеному до природного залягання наштовхується на істотні труднощі. 3. Зі збільшенням глибини зростає локальність, випадковість взяття проб вздовж досліджуваного розрізу, а також збільшується час і вартість проведення робіт, у зв'язку з чим часто неможливо виконати навіть мінімальні планові норми відбору керна. Цих недоліків позбавлений каротажний підхід до отримання петрофізичних параметрів, зокрема, закритої пористості газонасичених порід. Задачею корисної моделі є оперативне отримання вздовж свердловинного розрізу значення закритої газонасиченої пористості на основі отриманої за допомогою комплексу РК сукупності петрофізичних параметрів, збільшення достовірності та точності визначень, а також реалізація можливості отримання кількісної оцінки шуканого параметра у випадку відсутності або недостовірності лабораторних контрольних значень, підвищення загальної продуктивності і оперативності робіт, зменшення їх вартості. В основу корисної моделі поставлено задачу визначати закриту пористість газонасичених порід, відкрита пористість яких повністю насичена водою, через загальну густину породи та густину її твердої фази, а також через об'ємну вологість, яка в розглядуваному випадку співпадає з відкритою пористістю, шляхом використання даних комплексу радіоактивного каротажу (РК): гамма-гамма каротажу (ГГК), нейтрон-нейтронного каротажу (ННК) та гаммакаротажу (ГК). ГГК полягає в опроміненні породи вздовж свердловинного розрізу високоенергетичними 137 гамма-квантами від радіоізотопного джерела (наприклад, Cs), реєстрації комптонівських гамма-квантів за вирахуванням вкладу природного випромінювання порід, та визначенні їх загальної густини за градуювальною залежністю ГГК. 1 UA 76747 U 5 10 ННК полягає в опроміненні породи вздовж свердловинного розрізу швидкими нейтронами 238 від джерела нейтронів (наприклад, Рu-Ве), реєстрації повільних нейтронів та визначенні позірної (нейтронної) вологості за градуювальними залежностями ННК. ГК полягає у реєстрації гамма-квантів природного випромінювання та у використанні показань датчика для визначення коефіцієнта глинистості порід за відповідною градуювальною залежністю. Використання вказаного комплексу РК дозволяє через виміряні за допомогою РК петрофізичні параметри (густину породи, густину твердої фази, вологість та пористість), визначення яких також є метою проведення РК, отримати інформативний додатковий параметр, яким є закрита газонасичена пористість, при тому, що визначення цього важливого параметра лабораторним або іншим способом практично неможливе. Розв'язання поставленої задачі досягається наступними діями. 1. Визначають коефіцієнт загальної пористості kп, який входить в формулу (3), на основі формули (2) через петрофізичні параметри, отримані за допомогою РК: kPK  1  PK / s , п d 15 (4) де густина сухої породи за РК визначається як PK PK      w WV , d Тут   (5) - загальна густина гірської породи за ГГК;  w - густина води, прийнята рівною 1,0 г/см3;  s - усереднене значення густини твердої фази, визначене, наприклад, за апріорними даними по мінеральному складу скелета породи [1]. 20 PK WV (д. о.) - об'ємна вологість породи (тут відношення об'єму води в відкритих порах до об'єму породи); в розглядуваному випадку відкритої водонасиченої пористості PK WV  k PK . пв (6) PK 25 Величину WV , в свою чергу, визначають, згідно зі способом [3], на основі ННК з урахуванням впливу закритих газонасичених пор на показання приладу ННК (густинний фактор за даними ГГК), а також з урахуванням глинистості за ГК і вмісту хімічно зв'язаної води в глинистих мінералах: PK nn х WV  WV    WV .з.в. , nn   Тут W V W х.з.в. V (7) - нейтронна об'ємна вологість за ННК з урахуванням густинного фактора за ГГК; - позірна об'ємна вологість за рахунок хімічно зв'язаної води (х. з. в.) в глинистих мінералах: х  WV .з.в.  гл k гл , де 30 (8) гл (д. о.) - водневий індекс глин за апріорними даними;  k гл - коефіцієнт глинистості за ГК. 2. Визначають коефіцієнт відкритої пористості kпв, який входить в формулу (3), на основі формули (6), справедливої для повної водонасиченості відкритих пор: PK k PK  WV . пв (9) 3. Визначають коефіцієнт закритої газонасиченої пористості: k РК  k PK  k PK , пз п пв (10) РК 35 де k пз - коефіцієнт закритої газонасиченої пористості за даними РК; k PK - коефіцієнт загальної газонасиченої пористості за даними РК, визначений згідно з п. 1; п PK k пв - коефіцієнт відкритої водонасиченої пористості за даними РК, визначений згідно з п. 2. На кресленні наведено приклад визначення закритої пористості частинок золи за даними вимірювань РК (ГК, ГГК, ННК) у розрізі золовідвалу Трипільської теплової електростанції. Тверді 2 UA 76747 U 5 10 частинки золи містять насичені газом дрібні закриті пори, що утворилися при спалюванні вугілля. В даному випадку ГК (діаграма 1) характеризує радіоактивність золи, яка не містить глинистих мінералів, та можливість виділення зольних мас на фоні низькоактивної природної породи (пісок). За даними ГГК (діаграма 2) визначена загальна густина техногенної породи (діаграма 4); дані ННК (діаграма 3) використовують для визначення вологості і пористості; за даними комплексу РК визначені густина сухої породи (діаграма 5) та густина твердої фази в зоні повного водонасичення відкритих пор нижче рівня ґрунтових вод (РГВ) (діаграма 6); за даними РК визначена також вологість породи як в зоні аерації, так і нижче РГВ (діаграма 7). Визначені за результатами РК загальна пористість (діаграма 8) та відкрита пористість в зоні нижче РГВ (діаграма 9) дозволяють визначити шукану закриту газонасичену пористість (діаграма 10) як різницю між даними діаграм 8 і 9 в зоні повного водонасичення відкритих пор. РК 15 20 25 30 Отримані значення k пз відповідають даним лабораторних досліджень. Технічним результатом запропонованого способу визначення закритої газонасиченої пористості гірських порід на основі каротажних вимірювань є: збільшення достовірності та точності визначень на основі використання комплексної узгодженої сукупності петрофізичних параметрів у досліджуваному свердловинному розрізі; можливість отримати кількісну оцінку шуканого параметра вздовж всього розрізу з урахуванням того, що пряме лабораторне визначення цього параметра практично неможливе, а непрямі визначення не завжди достатньо представницькі; підвищення загальної продуктивності і оперативності робіт, зменшення їх вартості порівняно з лабораторними визначеннями. Джерела інформації: 1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород). 2-е изд., перераб. и доп. Изд-во "Нефть и газ", М.: 2004-368 с. 2. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: Недра, 2007.-592 с. 3. Патент України на корисну модель № 66364. Спосіб визначення вологості піщаноглинистих ґрунтів у зоні аерації на основі нейтрон-нейтронного каротажу. Бондаренко М.С., Кулик В.В. Інститут геофізики НАН України. Бюл. № 24, 2011. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 35 40 Спосіб визначення закритої газонасиченої пористості гірських порід, що полягає у отриманні різниці між визначеною загальною пористістю породи та визначеною відкритою пористістю, який відрізняється тим, що для гірської породи, мінеральний скелет якої має закриті газонасичені пори (наприклад, золи у відвалах теплових електростанцій), загальну пористість визначають комплексом радіоізотопного каротажу (РК) (гамма-гамма, нейтрон-нейтронний і гамма-каротаж) через густину сухої породи і густину твердої фази мінерального скелета породи, а відкриту пористість в зоні водонасичення визначають, прирівнюючи її до об'ємної вологості, яку також отримують за допомогою комплексу РК. 3 UA 76747 U Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4