19.01.2021

Документация керна эксплуатационных скважин. Контрольное опробование


Бурение эксплуатационных скважин, как правило, ведут с отбором керна только в интервале пород, подверженных непосредственному воздействию рабочих агентов.

Описание керна проводят целенаправленно, с конкретной характеристикой факторов, влияющих на процесс эксплуатации. Например, при документации серодобычных скважин описание керна серной руды включает: литологмческий состав, структуру, текстуру, содержание серы, количество трещин на 1 м, степень раскрытости трещин, кавернозность, преобладающий размер пустот. Серосодержание и пустотность определяют визуально, с использованием эталонных коллекций. Опыт показывает, что ошибка в определении серосодержания при визуальном определении не превышает 5 отн. %. Обязательно фиксируют наличие карстовых полостей по выходу керна и провалам бурового инструмента. Характеризуют степень заполнения карстовых полостей и характер заполнителя.

Положение контакта руды с подстилающими породами должно фиксироваться с большой точностью. Поэтому по каждой скважине проводится комплекс геофизических исследований.

Все документы по скважинам (геологическая колонка с описанием керна, акты на обсадку, цементацию, контрольные замеры, и т. д.) подшиваются в папки, именуемые паспортом скважины. Керн хранят до окончания эксплуатации скважин, после чего проводят его ликвидацию или сокращение.

Полученный первичный материал служит для составления обобщающих материалов, отражающих условия будущей эксплуатации. При подземной выплавке серы составляют карты: 1) мощностей рудной залежи и рудовмещающего водоносного горизонта; 2) продуктивности залежи; 3) рельефа кровли и почвы пласта; 4) пустотности руд. Кроме того, составляют серии разрезов с выделением на них технологических типов руд. Аналогичную документацию составляют при подземном выщелачивании металлов из проницаемых пластовых месторождений.

При скважинной гидродобыче основное внимание при документации керна уделяют прочностным характеристикам руд и покрывающих пород, а также трещиноватости последних.

Уже в ходе подготовки месторождения следует предусматривать необходимость бурения контрольных скважин, целью которых является оценка степени текущего и конечного извлечения полезных ископаемых из недр, а также изучение характера сопутствующих процессов. Для этого на отрабатываемом участке предусматривается бурение опорных скважин. Опорные скважины размещают на участках с различными условиями эксплуатации. Документацию опорных скважин ведут особо тщательно, , а определение основных характеристик — лабораторными способами.

В качестве примера может служить методика опробования опорных и контрольных скважин, использованная на месторождении, отрабатываемом выщелачиванием.

Перед началом работ бурятся скважины для детального изучения рудоносности и литологических особенностей рудного тела. При этом проводится изучение состава пород, кислотоемкости и содержания полезного компонента. При изучении состава можно пользоваться инженерно-геологической классификацией пород В.В. Охотина, основанной на соотношении песчаных, пылеватых и глинистых частиц, так как она наиболее полно отражает их фильтрационные свойства. Отбор образцов на гранулометрический анализ следует проводить из каждого слоя вмещающих пород, а из рудного слоя — не реже чем через 0,5 м. Пробы отбираются бороздовым способом с последующим сокращением.

Определение кислотоемкости необходимо для расчета расхода рабочих реагентов на выщелачивание; пробы пород отбирают по вмещающим породам из каждого слоя, а из рудного слоя через каждые 10 см. Содержание полезного компонента определяют лабораторными методами.

В ходе выщелачивания или после его окончания необходимо выяснить степень извлечения полезного компонента и получить представление о том, насколько прореагировали породы с рабочими растворами. Для этой цели вблизи от скважины, пробуренной до начала работ, проходят контрольную скважину. Расстояние менаду скважинами должно составлять 1—1,5 м, так как вокруг первой скважины создается зона, в которой фильтрация снижена в результате кольматации пор глинистым раствором. По скважине проводится контрольное опробование. Сравнение содержания полезного компонента до выщелачивания и после дает возможность определить степень его извлечения. О том, насколько полно прошла реакция рабочих растворов с породами, можно судить по уменьшению кислотоемкости последних.

Чтобы определить, проник ли раствор в поровое пространство руд, следует отобрать специальные пробы для определения pH порового раствора.

Целесообразно применять следующую методику для его определения. Из керна отбирают образцы массой 40 г, которые делят на две части. По одному образцу определяют естественную влажность W, а другой помещают в сосуд, куда заливают 30 см3 дистиллированной воды и выстаивают при периодическом помешивании в течение 30 мин. Затем потенциометрическим методом измеряют pH суспензии, который пересчитывают на pH порового раствора с учетом естественной влажности по формуле

где W — влажность образца.

Полученные результаты исследований показаны на рис. 53, где в виде графиков изображены кислотоемкость и pH порового раствора различных литологических разностей пород по скважине, пробуренной на участке выщелачивания после трех месяцев работы.

В тяжелых суглинках поровый раствор остался нейтральным, в то время как в песках местами снизился до 2. В легких суглинках, залегающих в основании водоносного горизонта, pH имеет промежуточные значения. Наблюдается также понижение pH поровых растворов песков с глубиной. Это, по-видимому, объясняется тем, что рабочие растворы, будучи высокоминерализованными, вытесняют пластовые воды в первую очередь из нижней части водоносного горизонта.

Изложенная методика опробования контрольных скважин позволяет установить эффективность процесса выщелачивания, выяснить причины неполного извлечения и решить вопрос о целесообразности продолжения выщелачивания или о мерах по его интенсификации.

Аналогичны задачи контрольного бурения скважин на месторождениях серы, отрабатываемых методом подземной выплавки. Так, материалы бурения на Язовском месторождении позволили выявить основные закономерности формирования зон плавления, установить приуроченность выплавленных зон к верхней части залежи, наличие непроницаемой для теплоносителя зоны серонасыщения на контакте выплавленных зон с неизмененной рудой и т. д.





Яндекс.Метрика