Изыскания и оценка запасов промышленных подземных вод (Методическое пособие) - Плотников Н.А., Бондаренко С.С., Боревский Л.В., Ефремочкин Н.В., Стрепетов В.П.

Author: Плотников Н.А. Бондаренко С.С. Боревский Л.В. Ефремочкин Н.В. Стрепетов В.П.
Tags: гидрология подземных вод геогидрология гидрогеология подземные воды скважины методическое пособие водопроводные сооружения
Year: 1971
Similar
Справочное руководство гидрогеолога. Том 1
Общая гидрогеология
Гидрогеология
Оценка запасов подземных вод.
Text
                    ИЗЫСКАНИЯ
И ОЦЕНКА ЗАПАСОВ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД
МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОГИИ СССР
ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ГИДРОГЕОЛОГИИ И ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОЛОГИИ (ВСЕГИНГЕО)
ИЗЫСКАНИЯ
И ОЦЕНКА ЗАПАСОВ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД
(МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ)
Под общей редакцией
С. С. БОНДАРЕНКО и Н. В. ЕФРЕМОЧКИНА
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»
Москва 1971
УДК 556.3 : 550.8
Изыскания и оценка запасов промышленных подземных
вод. Бондаренко С. С., Боревский Л. В., Ефремочкин Н. В.,
Плотников Н. А., Стрепетов В. П. ВСЕГИНГЕО. М., изд-ва
«Недра», 11971, стр. 244.
Работа представляет собой методическое пособие. В ней
излагаются методы поисков, разведки и оценки запасов под-
земных промышленных вод для целей их освоения в качестве
минерального сырья. В первых главах рассматриваются общие
вопросы, связанные с этой проблемой: даются понятия о под-
земных промышленных водах, провинциях, районах, месторож-
дениях и эксплуатационных участках этих вод; их классифика-
ция; приводятся сведения о химическом составе и физических
свойствах подземных промышленных вод, о практическом их
использовании в СССР и за рубежом.
Последующие главы посвящены методам гидрогеологиче-
ских изысканий промышленных подземных вод. В них освеща-
ются задачи и этапы изысканий, рассматривается методика
исследования глубоких скважин на промышленные воды. Под-
робно рассматриваются методы определения гидрогеологиче-
ских параметров водоносных пластов и оценки эксплуатацион-
ных запасов подземных промышленных вод с учетом специфи-
ческих условий глубоких горизонтов.
В последних главах работы рассмотрена методика геоло-
го-экономической оценки месторождений подземных промыш-
ленных вод, принципы картирования этих месторождений и
оценки их прогнозных эксплуатационных запасов.
Таблиц 54, иллюстраций 70, библиография—120 наз-
ваний.
Автор ы- С. С. Бондаренко, Л. В. Боревский, И. В. Ефре-
мочкин, Н. А. Плотников, В. П. Стрепетов.
ВВЕДЕНИЕ
К промышленным водам относятся подземные воды и рассолы, из
которых целесообразно добывать ценные химические элементы или их
соединения.
В СССР в настоящее время из этих вод получают иод и бром;
в ряде капиталистических стран (США, Италия, Турция и др.) из
них, кроме иода и брома, получают также магний, калий, вольфрам,
литий, германий и другие элементы.
Месторождения подземных промышленных вод характеризуются
рядом специфических особенностей (большая глубина залегания водо-
носных горизонтов; их сложное строение; высокие пластовые давления
и температуры; наличие в водах растворенного газа и т. д.). Все эти
особенности месторождений подземных промышленных вод определяют
методы их изысканий.
Такие изыскания прежде всего должны выполняться поэтапно с
соблюдением последовательности и стадийности, которые устанавли-
ваются с учетом конкретных геолого-гидрогеологических условий и
степени изученности каждого района. Так как изыскания промышлен-
ных вод сопряжены с бурением и испытанием глубоких дорогостоящих
скважин, то для каждого этапа должны быть обоснованы объемы и
виды исследований с максимально возможным использованием мате-
риалов по скважинам, пробуренным в других целях (нефтяных, газо-
вых и др.).
Проявление упруго-водонапорного' режима, высокие пластовые дав-
ления и температуры и наличие в водах растворенного газа — все это
требует особого подхода к оборудованию и испытанию скважин, а так-
же к обработке результатов испытаний с целью получения надеж-
ной информации для оценки эксплуатационных запасов подземных вод.
При изысканиях промышленных вод большое внимание уделяется
гидрогеохимическим вопросам — изучению закономерностей распро-
странения этих вод, их качественной и количественной характеристики,
содержания в них полезных компонентов и изменения концентраций
последних во времени и пространстве. Для каждого месторождения
промышленных вод должно быть дано геолого-экономическое обоснова-
ние целесообразности его разработки в течение всего расчетного срок?
эксплуатации.
Решение всех перечисленных вопросов потребовало разработки
специального пособия по поискам, разведке и оценке эксплуатацион-
ных запасов промышленных подземных вод. Разработка такого пособия
3
выполнена во ВСЕГИНГЕО в период 1966—1968 гг. В основу его
положены результаты поисково-разведочных работ на промышленные
воды, полученные по ряду разведанных или находящихся в стадии
разведки месторождений этих вод (Тюменское, Западно-Туркменское,
Волго-Уральское, Северо-Крымское и др.). Вместе с тем при подготовке
пособия использован обширный опубликованный материал по поискам,
разведке и оценке запасов пресных вод, а также нефтяных место-
рождений.
Настоящее научно-методическое пособие составлено коллективом
сотрудников Отдела подземных вод глубоких структурных горизонтов.
ВСЕГИНГЕО.
ГЛАВА I
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ
ВОДАХ И ИХ ПРАКТИЧЕСКОМ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
ПОНЯТИЕ О ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОДАХ
Промышленными подземными водами называют такие, которые
содержат в растворе полезные компоненты или их соединения в коли-
чествах, обеспечивающих в пределах конкретных гидрогеологических
районов по технико-экономическим показателям их рентабельную до-
бычу и переработку. В зависимости от наличия промышленных кон-
центраций тех или иных компонентов эти воды получают название
бромных, иодных, борных и так далее. Например, при концентрациях
брома приблизительно не меньше 250 мг/л подземные воды называются
промышленными бромными, при концентрациях иода не меньше
18 мг/л— промышленными иодными, при одновременном содержании
брома и иода примерно не менее соответственно 200 мг/л и 10 мг/л—
промышленными иодо-бромными. Промышленные бромные, иодные и
иодо-бромные воды при объединении также называются иодо-бром-
ными. Для каждого конкретного района минимальные промышленные
концентрации тех или иных полезных компонентов устанавливаются
отдельно на основании технико-экономических расчетов.
В настоящее время из подземных промышленных вод извлекают
иод, бром, поваренную соль, а в ряде стран также соединения бора,
лития, рубидия, германия, урана, вольфрама и другие вещества.
Все увеличивающаяся потребность промышленности и сельского
хозяйства в этих элементах и их соединениях предопределяет необходи-
мость дальнейшего развития этих отраслей народного хозяйства, а
следовательно, и сырьевой базы. Поэтому вопросы поисков, разведки
и оценки эксплуатационных запасов подземных промышленных вод
приобретают важнейшее значение.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ХИМИЧЕСКОМ СОСТАВЕ,
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ И ГАЗОВОМ СОСТАВЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
Подземные воды по минерализации в последнее время обычно
подразделяют на 4 группы: пресные (до 1 г/л), солоноватые (1—10 г/л),
соленые (10—35 г/л) и рассолы (более 35 г/л). Иногда граница
между солеными водами и рассолами принимается также 50 г/л. Мы
будем придерживаться первого подразделения с границей 35 г/л (сред-
няя для океана) между солеными водами и рассолами. Промышленные
иодные И’бромные воды относятся к группе соленых и рассолов. Иод-
ные промышленные воды чаще относятся к группе солевых вод и
рассолов с минерализацией до 100—200 г/л, бромные — к рассолам
с минерализацией преимущественно более 150—200 г/л и иодо-бром-
ные— чаще к рассолам с минерализацией 100—250 г/л. Содержание
5
Данные о составе промышленных подземных вед__________________________Т а б л и ц а 1—1
Структурные условия	Возраст пород	Глубина залега- ния, м	Минерализа- ция, г/л	Формула Курлова	Содержание компонентов, мг/л		Дополнительные данные
					ВТ	J	
Русская платформа	Cj, Яснопо- лянский надгоризонт	1367—1439,4	со 240	С,99—100	648	10,2	
				(Na + К)737 Са2о,6 Mg57			
Западно-Сибирская платформа	Dgfrn Сп (h + b)	1741—1750 1520—1750	со 240 17,2	С199,3 SO* 7	660 62	26	В основном ме- тан 90%, газо- вый фактор 11/2
				(Na	К)74> j Ca2g Mg5, ]			
				CI97HCOI			
				(Na + K)94Ca5 Mg,			
Восточно-Сибирская платформа	Cmjmt	1675—1750	534	С,99	8800	8—10	
				Ca8i Mg13 Na4			
Альпийская складчатая зона; Азово-Кубанская впадина Альпийская складчатая зона; Южно-Каспийская область Альпийская складчатая зона; бе- рег Каспийского моря	Меотис, IV гор. III горизонт продуктивной толщи N3kr	1630—1640	со 60	<-'^98,9 HCO® 07 5^0,03	143	52	
			СО140	(Na + K)95Ca3>1 Mg, 9 C*99—100	259	45	
		300—3000 (верхний крас- ноцвет) 500—4500 (нижний красно- цвет) 1200—1238	150—300	(Na + K)77 Ca14 Mg9 CI100	340—560	18—45	Метан 96%, га- зовый фактор 0,5—6,6 Метан 96%
			80—230	Na82 Ca12 Mg6 C*100	120—210	35—36	
Преддобруджский прогиб	Js		80,8	Na78Ca16Mg6 C195,8	212,8	Более 18	
Вахшский артезианский бассейн	Pg, бухар- ский ярус Pg, алайский ярус		103	(Na 4- K)49;2 Ca32>3 Mg18^ C198	268	13	H2S—93 мг/л
Сурхандарьинский артезианский бассейн			19,8	Na74 Ca24 C175SO*21 HCO43	107	26	H2S—181 мг/л
				Na92 Ca4 Mg4			
«брома в подземных водах для соответствующих районов до опреде-
ленного предела — 300—320 г/л — обычно пропорционально изменению
их минерализации, а содержание иода, как правило, не имеет явной
зависимости от минерализации. Высокие концентрации иода, брома,
германия, лития, рубидия, цезия, мышьяка, урана, вольфрама и других
элементов встречаются также и в менее минерализованных водах. По
составу преобладающих растворенных компонентов промышленные
иодо-бромные воды чаще относятся к типу хлоридно-натриевых.
Встречаются также и гидрокарбонатно-хлоридно-натриевые воды,
преимущественно иодные и иодо-бромные.
При минерализации рассолов свыше 320 г/л (растворимость NaCl
при t° = 30°C и давлении 1 атм) в них содержатся катионы калия,
магния и кальция; минерализация таких рассолов доходит до 500—
<600 г/л и более (растворимость СаС12 в Н2О при t°=30°C и давлении
1 атм — 746 г/л).
Изменение объемного веса воды зависит от минерализации, хими-
ческого состава, растворенных газов, температуры и давления. Эти
данные можно получить в различных справочниках по физическим,
химическим и технологическим величинам. Наиболее существенно из-
меняется объемный вес при изменении минерализации и несколько
меньше при изменении температуры. Температура промышленных
подземных вод увеличивается с глубиной; при более часто встречаю-
щихся глубинах использования промышленных подземных вод
(1—2 км) температура пластовой воды обычно составляет порядка
.25—80° С.
В промышленных иодо-бромных водах из газов растворен главным
образом метан, значительно меньше другие углеводороды, углекислота,
сероводород и другие газы. При эксплуатации откачкой или само-
изливом газовый фактор чаще составляет 0,5—3.
Некоторые данные о составе подземных промышленных вод по
-отдельным районам СССР приведены в табл. I—1.
Ряд других физических свойств жидкостей (сжимаемость, вязкость
и пр.) рассмотрены ниже.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
В области классификации подземных вод, и в частности промыш-
ленных, имеется много схем, основывающихся на химических, генети-
ческих и других принципах. Для наших целей наибольшего внимания
заслуживает разделение промышленных подземных вод на основе
сходств и различий по принципам их практического использования и
теоретического изучения. Наиболее важным показателем для промыш-
ленных подземных вод является содержание полезного компонента,
который выгодно из этих вод извлекать. Разделение промышленных
подземных вод по содержанию в них промышленных компонентов
(иодных, бромных, иодо-бромных, борных, иодо-борных и др.) пока-
зано в табл. I—2. Кондиционные содержания иода, брома и бора для
таких вод приведены в табл. I—4.
При решении вопросов о распространении и происхождении под-
земных вод важно знать не только минимальные промышленные со-
держания в них компонентов, но и значительно меньшие (но больше
кларковых). Такие воды принято называть по нахождению в них спе
пифических элементов. Самые же воды в целом называются специ-
фическими (табл. 1—2).
В табл. I—3 даны кларковые содержания йода, брома, и бора в
.земной коре (по Б. С. Э.) и минимальные содержания этих компонентов
в минеральных водах.
7
Таблица I—2
Классификация промышленных и специфических бромиых, йодных и
борных вод
Название вод	Компонент	Минимальные концентра- ции компонента	
		мг/л	%
Специфические бромные воды 		 Промышленные бромные воды	 Специфические йодные воды	 Промышленные йодные воды	 Специфические йодо-бромные воды	 Промышленные йодо-бромные воды	 Специфические борные воды 	 Промышленные иодо-борные воды		Бром Бром Йод Йод Йод-бром Йод-бром Бор Йод-бор	25 250 1 18 1 25 10 200 10 10 65 162,5	м еч « и 1 1 1 1 II II । । I L ОООО©ООООООО Т—4 Т—Ч	Т—Ч *—4 *—*	4 LQL0 •—< СО —<Ю •—< СЧ —' Ю О СЧСЧ -ч СЧ	СО-Ч
Таблица 1—3
Кларковые содержания йода, брома и бора в земиой коре и минимальные
концентрации этих компонентов в минеральных водах * В)
Названия элементов	Кларки, %	Минимальные содержания в мине- ральных водах, мг/л	
		по старым нормам	ПО новым нормам
Йод			3.10~5*	1 10	5
Бром 		1.J0—з**	25	25
Бор		З.Ю-4***	14,4	—
• По Виноградову А. П.
••По Ферсману А. Е.
**• По Невраеву Г. А. н Иванову В. В. в расчете на минерализацию 10 г/л.
В океанической воде йода ничтожное количество, брома в среднем
65 мг/л и бора 4-10~4% (в среднем). Кларк в весовых %, по Вино-
градову А. П., для брома меньше в 6 раз и для йода в 3 раза меньше,,
чем по Ферсману А. Е.
Кроме приведенной классификации подземных вод по отдельным
компонентам целесообразно пользоваться и другими классификациями.
По минерализации:
А) пресные (до 1 г/л);
Б) солоноватые (1—10 г/л);
В) соленые (10—35 г/л);	।
Г) рассолы (более 35 г/л).
По химическому типу в соответствии с Преобладающими ионами:
название типа при содержании иона более 20 % -же/л, 100%-экв/л
анионов и 100%-экв/л катионов; сначала пишутся названия анионов
с большим содержанием, а после катионы, начиная также с большего*
содержания, в %-экв/л.
По условиям структурно-геологического залегания месторождения:
А) воды платформенных областей;
Б) воды складчатых областей.
8
ПОНЯТИЕ О ЗАПАСАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ ПО СТЕПЕНИ ИЗУЧЕННОСТИ
Понятие о запасах подземных вод довольно разнообразное. Прак-
тическое значение имеют эксплуатационные и региональные запасы,
а также вековые или статические (объем гравитационной подземной
воды и входящие в них упругие запасы). Под эксплуатационными за-
пасами Q3 понимается расход подземных вод (обычно в м3/су тки),
который может быть получен рациональными в технико-экономическом
отношении водозаборными сооружениями (обычно скважинами) при
заданном режиме эксплуатации и качестве воды, удовлетворяющем
кондиционным требованиям на весь расчетный срок. Для решения
задач проектирования и строительства химических заводов, продукция
которых определяется в т/год, эксплуатационные запасы промышлен-
ных подземных вод следует определять не только в виде расхода воды,
но и в виде выхода полезных компонентов (йод, бром и др.) в т/год.
Эксплуатационные запасы промышленных подземных вод определя-
ются по существу для участка месторождения таких вод.
В отличие от эксплуатационных запасов месторождения (участка)
выделяются региональные ресурсы, которые определяются для место-
рождения в целом или для группы гидравлически тесно связанных
месторождений. При региональной оценке ресурсов промышленных
подземных вод имеется в виду получение максимального расхода
(в м3/сутки) для месторождения (или группы месторождений) рацио-
нальными в технико-экономическом отношении водозаборами, располо-
женными на различных участках, при заданном режиме эксплуатации
и качестве воды, удовлетворяющем кондиционным требованиям на весь
расчетный срок. В баланс региональных запасов входят как прогноз-
ные эксплуатационные запасы, под которыми подразумевается изучен-
ность даже ниже категории Сг и близкая к ней, так и эксплуатационные
запасы по Инструкции и Классификации ГКЗ (Госгеолтехиздат, 1962).
Эксплуатационные запасы по народнохозяйственному значению
делятся на балансовые и забалансовые, подлежащие отдельному ут-
верждению и учету. К балансовым относятся такие запасы, которые
в данное время экономически целесообразно использовать и которые
должны удовлетворять кондициям. Забалансовые запасы могут не-
вполне соответствовать кондициям и на данный период использование
их может представляться неэкономичным. Забалансовые запасы рас-
сматриваются как объект использования в будущем, когда изменятся
соответствующие кондиции.
По Инструкции ГКЗ эксплуатационные запасы по степени разве-
данности месторождений, изученности качества воды и условий экс-
плуатации подразделяются на 4 категории — А, В, Ci и Сг '(Госгеол-
техиздат, 1962).
По этим Классификации и Инструкции к категории А относятся'
всесторонне изученные запасы с полным выяснением гидродинамиче-
ских условий, залегания и качества воды, определенные по данным*
эксплуатации опытно-эксплуатационных или опытных откачек.
К категории В относятся запасы подземных вод, когда изучены
основные особенности гидрогеологических условий и установлена воз-
можность их использования; проектирование водозабора производится
с учетом данных опытных откачек или по расчетной экстраполяции.
К категории Ci относятся «запасы, разведанные и изученные с-
детальностью, обеспечивающей выяснение в общих чертах» гидрогео-
логических и эксплуатационных условий. Запасы по категории Ср
должны обеспечивать предварительное решение вопроса о возможно-
сти использования подземных вод. Эксплуатационные запасы по кате-
9
тории Ci определяются «по данным пробных откачек из единичных
разведочных выработок, а также по аналогии с существующими водо-
заборами или примыкающими участками, по которым запасы подзем-
ных вод того же водоносного горизонта определены по категориям
А и В».
Запасы категории С2 по Классификации и Инструкции ГКЗ уста-
навливаются на основании общих геолого- и гидрогеологических дан-
ных, подтвержденных опробованием водоносного горизонта в отдель-
ных точках, либо по аналогии с разведанными участками.
В практике оценки и утверждения ГКЗ запасов промышленных
подземных вод временно, в порядке исключения, допускается возмож-
ность проектирования и строительство иодо-бромных заводов на сырье-
вой базе с запасами по категории В + Сь Забалансовые запасы по
категории С2 не подсчитываются.
С учетом вышеприведенных требований разведанности и изучен-
ности месторождений и участков при сложных условиях (дизъюнктив-
ные нарушения, фациальная изменчивость) или вообще при недоста-
точно полной изученности всех элементов гидрогеологических пока-
зателей (в основном по экономическим возможностям)' к категории Ci
относятся эксплуатационные запасы, полученные расчетом по данным
о параметрах, за вычетом категорий В и А для таких же условий.
К категории В за вычетом А относятся эксплуатационные запасы, уста-
новленные по фактически полученным дебитам отдельных опытно-
разведочных скважин на участке водозабора в точках принятого по
расчетной схеме расположения эксплуатационных скважин; при этом
к категории В относятся дебиты отдельных опытных скважин не выше
намечаемого дебита эксплуатационных скважин. К. категории А для
тех же условий относятся или дебит эксплуатационного водозабора,
имеющего длительные регулярные данные по уровням, дебитам и ка-
честву воды, или дебиты источников с многолетними режимными
наблюдениями, расположенными в районах эксплуатационного участка
и являющихся очагом разгрузки водоносного горизонта, проектируемого
к разработке.
В практике изучения промышленных подземных вод обычно при-
ходится встречаться с отмеченными сложными условиями. При ут-
верждении эксплуатационных запасов промышленных подземных вод
по кат. B + Ci должна быть полная уверенность в получении необхо-
димого сырья для завода на расчетный срок при принятых кондициях.
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОМЫШЛЕННЫМ ПОДЗЕМНЫМ
ВОДАМ И ОБЩИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВОЗМОЖНОСТИ ИХ
ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Важнейшей характеристикой для промышленных иодных, бром-
ных, иодо-бромных и борных вод является концентрация промышлен-
ного компонента, а также наличие вредных примесей в воде (нафте-
новые кислоты, нефть, щелочность, галоидопоглощение и др.). Такие
требования утверждены- в 1960 г. бывшим Госхимкомитетом СССР
(табл. I—4).
Широко применяемые методы получения брома из рассолов от-
гонкой с водяным паром и воздушным способом, а также методы
получения иода угольным и воздушным способами при наличии щелоч-
ности в рассолах (сМ. табл. I—4) требуют их подкисления. Например,
при нитритном выделении иода из чистых вод требуется кислотность
2—3 мг-экв/л, а из вод, загрязненных нафтеновыми кислотами, — до
5-—10 мг-экв/л. Обычно для подкисления применяют серную кислоту,
расход которой (6—100 кг на 1 кг иода) зависит от начальной щелоч-
10
ности воды и необходимой кислотности. При наличии в иодных про-
мышленных водах значительных количеств хлористого кальция и бария
при подкислении серной кислотой образуется плохо растворимый гипс
и сернокислый барий, которые выделяются из раствора и засоряют,
например, активированный уголь. В этом случае для подкисления вме-
сто серной кислоты пользуются более дорогой соляной кислотой.
Нафтеновые кислоты даже при подкислении рассолов могут также
выделяться и засорять активированный уголь, ионитовые фильтры и пр.
Вредными примесями являются различные соединения аммония и орга-
нические вещества, реагирующие с хлором и характеризующиеся га-
лоидопоглощаем остью *.
Наличие нефти осложняет технологию извлечения иода и брома
в особенности из попутных вод (при добыче нефти).
Важное значение имеют солевой состав и температура промыш-
ленных вод. Так, извлечение брома выдуванием, определяется коэф-
фициентом распределения брома между газовой фазой и водой. Этот
коэффициент значительно возрастает с увеличением температуры: на-
пример, с увеличением температуры рассолов с 0 до 60° С указанный
коэффициент возрастает в 10 раз. Для вод с низкой концентрацией
хлористых солей и высокой концентрацией сернокислых солей полу-
чаются наиболее высокие коэффициенты распределения брома. Поэтому
для производства брома хлоридные рассолы с концентрацией брома
130 мг/ji равноценны морской воде с концентрацией брома 65 мг[л.
Т а б л и ц а I—4
Кондиционные содержания йода, брома и бора в подземных нодах
Виды промышленного .использования	Йода не ме- нее, мг/л	Брома не ме- нее, мг!л	Бора не ме- нее, мг(л	Щелоч- ность не более мг-экв/л	Нафте- новых кислот не более, мг[л	Галойдо- лог лоще- ние не более, мг(л	Нефти не более, мг}л
Производство йода и бро- ма 		10	200		10	600	80	40
Производство только бро- ма 				250			10	600	80	40
Производство только йода	18	—	—	30*	600	80	40
Производство йода и бора	10	150	500***	90**	600	80	40
			200***	—			
* 30 мг-экв!л щелочности допускается для холодных вод с температурой до +35° С.
** Увеличение щелочности до 90 мг-экв/л допускается при наличии термальных вод с темпе-
ратурой свыше +35° С или при одновременном наличии гндрокарбонатно-иатриевых и гидрокарбо-
натно-кальциевых вод, позволяющих за счет выделения карбоната кальция снизить щелочность
до 30 мг-эк.в!л.
*** 500 мг/л В2О3 — для получения буры, 200 мг/л В2О3 —для мнкроудобреннй.
При оценке целесообразности использования подземных промыш-
ленных вод, кроме их состава, существенное значение имеют условия
эксплуатации водозаборов (глубина скважин, дебит водозаборов и
отдельных скважин, глубина динамического уровня, выпадение солей
непосредственно в скважинах, водоносной зоне около скважины, арма-
туре и пр.), метод извлечения полезных компонентов, условия сброса
отработанных вод, факторы технико-экономического и общеэкономи-
ческого порядка (пути сообщения, стоимость электроэнергии, наличие
жилого фонда, водоснабжение и др.). Обычно считается, что при глу-
бине скважин 1;—2 км и положении динамического уровня 300—800 м
* Галоидопоглощаемость определяется количеством окислителя (хлора) в мг/л,
.которое нужно затратить до начала выделения брома и йода в свободном состоянии.
И
ниже поверхности земли в наиболее часто встречающихся случаях
дебит отдельных скважин должен быть 300—1000 м3[сутк,и.
Все указанные показатели должны рассматриваться в совокупно-
сти. Получение полезных компонентов должно* соответствовать ком-
плексу технико-экономических показателей, которые формируются в;
кондициях и обосновываются ТЭДом.
Для уменьшения себестоимости производства целесообразна ком-
плексность извлечения полезных компонентов из промышленных под-
земных вод и оптимальная мощность завода. Для загрязненных вод
(в особенности попутных) и вод, содержащих вредные примеси, необ-
ходима соответствующая водоподготовка.
При получении брома и йода из подземных промышленных вод в
СССР в среднем 50% от себестоимости приходится на сырье. При
дорогом сбросе отработанных вод себестоимость может значительно
повыситься. В этом случае производство йода и брома может ока-
заться нерентабельным, так что особое внимание следует обратить на
поиски дешевого сброса отработанных промышленных вод с соответ-
ствующей водоподготовкой.
УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПОДЗЕМНЫХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
Задача улучшения качества подземных промышленных вод связана
с выполнением двух основных принципиальных положений: 1) макси-
мального снижения доли вредных примесей по отношению к полезным
компонентам; 2) повышения при необходимости до экономически вы-
годной величины концентрации полезных компонентов, что уменьшает
размеры и число аппаратов.
Как отмечалось, неблагоприятными показателями в составе и свой-
ствах промышленных подземных вод могут быть: высокая щелочность;
содержание нафтеновых кислот, нефти и других органических соеди-
нений; галоидопоглощаемость (т. е. практически окисляемость); нали-
чие кальция, бария, аммония и др.
В этой связи прежде всего необходимо проанализировать возмож-
ность перевода вредных примесей в полезные компоненты с целью их:
промышленного извлечения (например, нафтеновых кислот, бария,
аммония), т. е. по возможности добиваться комплексного использования
растворенных в воде компонентов. Затем следует применять методы
улучшения качества промышленных подземных вод, при которых одно-
временно достигается снижение относительных количеств (по отноше-
нию к полезным компонентам) вредных примесей и увеличение кон-
центрации полезных компонентов.
Одним из эффективных методов улучшения качества промышлен-
ных подземных вод является для соответствующих условий испарение
в открытых бассейнах и в башнях. При этом повышается концентра-
ция брома и йода, уменьшается содержание нафтеновых кислот и
щелочность.
При выдерживании бакинских попутных вод в течение 8—10 дней
в открытых бассейнах щелочность снижалась с 18—22 до 3—3,5-
мг-экв[л. Одновременно сокращалось количество нафтеновых кислот,,
которые (нафтенаты) сосредоточиваются в виде пленок. Концентрация
йода увеличивалась, но суммарные запасы йода немного уменьшались.
В США применялось концентрирование промышленных вод на испа-
рительных башнях.
Снижение щелочности, обусловленной присутствием бикарбонатов
и значительных количеств нафтеновых кислот, может производитьсй
12
путем известкования. Однако однозначного решения проблемы улуч-
шения процесса извлечения йода при известковании с большим содер-
жанием нафтеновых кислот пока не получено. Этот вопрос требует
дальнейшего изучения. Более эффективно пока получается освобож-
дение от нафтеновых кислот путем окисления с добавлением кислот
или путем аэрации в отстойниках и башнях с последующим удалением
нафтенатов. Хорошие результаты получаются при очистке промышлен-
ных вод от нафтеновых кислот обработкой солями трехвалентного
железа (хлорное железо или хлорированный сульфат железа).
В каждом отдельном случае вопрос улучшения качества промыш-
ленных подземных вод решается конкретно путем выполнения квали-
фицированного химико-технологического анализа.
СБРОС ОТРАБОТАННЫХ ВОД
Проблема сброса отработанных вод является одним из важнейших
локазателей при технико-экономическом анализе рентабельности ис-
пользования промышленных подземных вод.
Если месторождение данных вод эксплуатируется при поддержа-
нии пластового давления, отработанные воды могут закачиваться в
эксплуатируемый водоносный горизонт. Если же эксплуатация ведется
без поддержания пластового давления, то отработанные воды сбрасы-
ваются или в другие водоносные горизонты, или в поверхностные
водоемы. В случае закачки сбросных вод в эксплуатируемый водонос-
ный горизонт нагнетательные скважины должны располагаться от
эксплуатационных скважин на таком расстоянии, чтобы не происхо-
дило разубоживание получаемых промышленных вод.
Закачка отработанных вод в неэксплуатируемый горизонт не
должна вызывать ухудшения качества эксплуатируемых горизонтов,
& также перспективных горизонтов промышленных, пресных и других
вод, в том числе и поверхностных водоемов. Кроме того, при закачке
отработанных вод в водоносные горизонты необходимо предварительно
улучшать их качество в отношении взвешенных веществ и химического
состава, чтобы не засорять водоприемную часть скважины и водо-
носный горизонт.
Режим закачки отработанных вод в водоносные горизонты следует
проверять технико-экономическими расчетами с целью выявления для
каждой скважины оптимальных расходов воды и устьевых давлений,
имея в виду, что при повышении давления приемистость скважин мо-
жет увеличиваться.
При сбросе отработанных вод в поверхностные водоемы (реки,
юзера и моря) должна быть выявлена максимально допустимая загряз-
няемость этих водоемов в соответствии с общими санитарно-гигиени-
ческими соображениями и требованиями охраны рыбоводства. Особо
следует выделить сброс отработанных вод в понижения пустынь с уче-
том их испарения и выпадения солей на участках и районах, непригод-
ных для других целей.
И, наконец, следует проанализировать вопрос о максимально воз-
можном полном использовании растворенных компонентов или полной
очистке рассолов.
Решение вопроса сброса отработанных вод в водоносные горизонты
и поверхностные водоемы производится путем технико-экономического
диализа условий и возможностей такого сброса с учетом состава та-
ких" вод.
13
ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД
В СССР подземные воды в настоящее время являются единствен-
ным источником для добычи йода и основным источником для добычи
брома. Технология извлечения из подземных вод других редких и рас-
сеянных элементов (в частности, бора, лития) находится в стадии
разработки. В связи с этим масштабы использования глубоких под-
земных вод и планы их добычи пока определяются прежде всего пла-
нами развития йодо-бромной промышленности. Вместе с тем перспек-
тивная оценка использования ресурсов подземных вод должна учи-
тывать наличие в них других микроэлементов — бора, лития, стронция,
калия, магния, цезия, рубидия и т. д. Это подтверждается опытом
других стран, и прежде всего США, где из рассолов (в том числе
подземных), помимо йода и брома, добывают литий, вольфрам, СаС12,
Mg (ОН) 2, MgSO4, КС! и MgCl2.
Широкое региональное распространение промышленных подзем-
ных вод предопределяет наличие их значительных естественных ре-
сурсов. Однако, несмотря на громадные ресурсы йодо-бромного сырья,
эксплуатационные запасы содержащих его- промышленных вод срав-
нительно невелики.
В Советском Союзе йод добывают частично (29% продукции) из
сбросных вод нефтяных промыслов и преимущественно (71%) из
специально добываемых подземных вод. Около 70% бромной продук-
ции в СССР добываются также из подземных вод; остальные 30%
извлекаются из рапы озер морского и континентального происхожде-
ния и отходов калийного производства.
Такая структура минерально-сырьевой базы йодо-бромной промыш-
ленности сложилась исторически. В связи с этим дальнейшее развитие
в нашей стране йодо-бромной промышленности зависит от состояния
разведанности и уровня использования эксплуатационных запасов
подземных промышленных вод.
До 1960 г. в СССР состояло на балансе и находилось в эксплуата-
ции всего три месторождения подземных йодо-бромных вод.
Начиная с 1960 г., в ряде районов страны были проведены специ-
альные гидрогеологические изыскания, в результате которых эксплуа-
тационные запасы подземных промышленных вод были значительно
увеличены.
За последние годы отмечается общая тенденция к увеличению
йодо-бромного производства в СССР и за рубежом. Основными про-
изводителями брома являются США, Англия и Израиль. До 1964 г.
йод в наибольшем количестве добывался в Чили. В последние годы
резко возросло производство йода на базе использования подземных
вод в Японии и СССР.
В 1966 г. мировое производство брома достигло примерно
150 000 т/год. Потребление брома в США в это же время достигло
98100 т/год, а производственные мощности бромных заводов —
138000 т/год. Производство брома в США за период с 1930 по 1966 гг.
возросло с 4231 до 124 500 т/год. Сырьем для производства брома в
США являются морские воды и подземные рассолы. Расширение ис-
пользования этих рассолов в значительной мере повлияло на конъюнк-
туру йодо-бромного рынка. Морские воды используются предприятиями
крупной фирмы Ethyl Dow. Chemical С° в штате Техас, располагающей
производственными мощностями в 45000 т/год, т. е. 35%' мощностей
всех бромных заводов США. Буровые воды нефтяных скважин ис-
пользуются на новых бромных заводах фирмы Great Lakes Chemical
Corp, в штате Арканзас, фирмы Dow Chemical Corp, в штате Мичи-
ган и т. д. В Европе до настоящего времени производство брома;
14
отстает от роста потребления, в связи с чем расширяется его добыча-
в Англии, ФРГ, Израиле.
В Чили производство йода в 1964 г. достигло 2161 т/год, из кото-
рых 1910 т/год экспортировалось. В качестве сырья здесь использо-
вались отходы производства известной чилийской селитры. В том же
году в США было добыто 277 т, в Японии — 2000 т. К 1966 г. произ-
водство йода из подземных вод в Японии возросло до 3000 т/год. Под-
земные воды и рассолы используются для добычи йода также на Яве,
в Италии. Импорт йода в Англию составил в 1964 г. 287 т, во> Фран-
ции 170 т, в ФРГ — 163 т. Собственное производство йода в этих стра-
нах незначительно.
Удельный вес подземных вод в извлечении других (кроме йода
и брома) компонентов в настоящее время незначителен. Однако в
ряде стран получают достаточно заметные количества ряда элементов
и их соединений из подземных вод. В Италии (Лардерелло) до войны
ежегодно получали из парогидротерм 7500 т борной кислоты и 4500 т
буры; в США — вольфрам (концентрации до 60 мг/л); из горячих
источников Карловых Вар— 1300 т/год глауберовой соли, 800 т/год
углекислого натрия и 6 т/год фтористого кальция; во Франции — литий
(концентрация до 1 г/л). В настоящее время имеются сведения о до-
быче в США из шахтных вод урана.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭКОНОМИКЕ ДОБЫЧИ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД И ИЗВЛЕЧЕНИИ
ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
Как отмечалось, в СССР подземные промышленные воды в на-
стоящее время используются для добычи йода и брома. Сведения об-
экономике йодо-бромного производства дают представление о соотно-
шении различных статей затрат в общей себестоимости продукции.
Они свидетельствуют о том, что одним из важнейших экономических
показателей являются показатели добычи подземных вод из скважин.
Табл. I—5 и I—6 иллюстрируют показатели стоимости воды и себе-
стоимости йода и брома на предприятиях страны.
Приведенные в табл. I—6 и I—7 данные показывают, что стои-
мость подземных вод составляет значительную часть от себестоимости
продукции в среднем по стране (около 50—55%). Из этого следует:
1) что вновь разведуемые и осваиваемые месторождения должны ха-
рактеризоваться возможно более высокими показателями рентабель-
ности добычи подземных вод, что может устанавливаться путем сопо-
Таблица I—5
Затраты на сырье и себестоимость йода*
Заводы	Стоимость 1 м3 воды, относимая на йод, коп.	Расход воды на 1 кг йода, м3	Сырье и мате- риалы в пол- ной себестои- мости 1 кг йода, %	Стоимость сырья и мате- риалов иа 1 кг йода, руб.	Себестои- мость 1 кг' йода, руб.
Нефтечалинский		14,0	27,61	74,4	3,24	4,36
Пермский 		0,5	124,00	25,6	1,47	5,77
Челекенский 		5,5 .	38,40	56,4	2,15	3,82
Бакинский** 		0,8	65,72	65,3	. 4,16	6,35
15
Таблица I—6
Затраты на сырье и себестоимость брома
Заводы	Стоимость 1 М9 ВОДЫ, относимая иа бром, коп.	Расход воды на 1 кг брома, м9	Сырье и мате- риалы в пол- ной себестоимо- сти 1 кг брома, %	Стоимость сырья и мате- риалов на 1 кг брома, руб.	Себестои- мость 1 кг брома, РУб.
Нефтечалинский		6,5	5,00	60,0	0,39	0,65
Пермский		20,8	1,59	71,1	0,37	0,52
Ч елекенский 			4,6	2,80	46,3	0,25	0,54
• Поданным Г. В. Сергеева (В сбр. «Йодо-бромная промышленность», 1966).
** Из попутных нефтяных вод Апшеронского полуострова.
•ставления этих показателей с условиями разработки длительное время
эксплуатирующихся месторождений; 2) что оценки эксплуатационных
запасов промышленных вод и перспектив их практического использо-
вания должны производиться с учетом экономических показателей
разработки, т. е. с учетом кондиционных требований к месторожде-
ниям.
В процессе эксплуатации месторождений промышленных вод по
мере увеличения глубины залегания динамических уровней увеличи-
ваются затраты на подъем воды на поверхность и соответственно
стоимость 1 м? воды. М. В. Сыроватко (1966) приведены показатели
роста стоимости буровых вод за период с 1959 по 1966 гг. (табл. I—7).
Аналогичные данные приводятся Ф. Ф. Германом (1966).
Таблица I—7
Изменение стоимости буровой воды за период 1959—-1966 гг.
(по М. В. Сыроватко)
Месторождение	Стоимость добычи воды по годам, руб. на 1000 м*					
	1959	I960	1961	1962	1963	1965-1966 (приближ,)
Челекенское ........	-	37,60	40,00	42,90	49,00	70,00*
Мефтечалинское		——	120,60	121,00	125,00	143,00	202,70
Пермское . 			130,55	140,20	142,00	144,00	197,00	220,00 .
* Фонтанная эксплуатация.
Мировые цены на бром, несмотря на значительное увеличение его
производства (с 4231 т в 1930 г. до 124 500 т в 1966 г.), остаются
в целом стабильными, равными 0,4—0,5 долл, за 1 кг. При цене брома
0,5 долл, за 1 кг в 1966 г. мировая продукция его по данным Г. А. Ягов-
кина (1967) оценивается в 90—100 млн. долл. Цены на йод претерпели
^значительное изменение: в 1926 г. они составляли 8—10 долл, за 1 кг.
16
а в 1964 г. — 4,95 долл, за 1 кг сублимата в барабанах. Снижение
стоимости йода объяснялось ликвидацией монопольного положения на
мировом рынке Чилийского синдиката и значительным ростом потреб-
ления и соответственно добычи йода в США, Японии, Чили, СССР и
других странах.
ГЛАВА II
РАСПРОСТРАНЕНИЕ И УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В СССР
Подземные высокоминерализованные воды и рассолы, имеющие
промышленное значение, широко^ развиты на территории СССР. Их
распространение подчиняется определенным закономерностям. При-
урочены эти воды в основном к глубоким частям крупных артезианских
бассейнов, которые в структурно-тектоническом отношении соответст-
вуют впадинам, выделяемым в рельефе складчатого основания древ-
них платформ, погруженным частям эпигерцинских платформ, предгор-
ным и межгорным впадинам альпийской геосинклинальной зоны юга
СССР.
Глубина залегания, характер смены химических типов этих вод
и изменения концентраций в них микроэлементов различны в разных
районах и определяются общей гидрогеологической обстановкой, обус-
ловливающей движение воды в бассейне и степень промытости тех
или иных пластов. Глубины залегания подземных промышленных вод
варьируют в широких пределах — от первых десятков метров (с. Ла-
поминка) до практически достигнутых буровыми скважинами — 4—5 км
и более. Статические (естественные) запасы их практически неисчер-
паемы. Возраст водовмещающих толщ — от четвертичного до кембрий-
ского и даже протерозойского.
Рассмотрение условий залегания и распространения подземных
промышленных вод позволяет проследить некоторые общие закономер-
ности. Так, в пределах одного бассейна содержание брома, стронция
и некоторых других компонентов увеличивается с ростом минерализа-
ции и пропорционально концентрации хлоридов кальция. Это увели-
чение происходит, как правило, с глубиной и возрастанием возраста
отложений. Для J таких закономерностей не отмечается, а для В —
зависимость противоположная. ^Максимальные концентрации Br, Sr, К
отмечаются в тех бассейнах, где в разрезе присутствуют эвапориты.
Характер промышленных вод обнаруживает также связь и с возрастом
структур. Так, для древних платформ характерно широкое развитие
бромных, реже йодо-бромных вод, иногда вод с повышенным содер-
жанием Li, Sr, К, Rb; для эпигерцинских плит — йодных и йодо-бром-
ных вод; для предгорных и межгорных впадин альпийского геосинкли-
нального пояса юга СССР — йодных, реже йодо-бромных вод.
В областях современного вулканизма встречаются воды с высо-
кими содержаниями мышьяка, фтора и других элементов.
В пределах Русской платформы подземные воды и рассолы, со-
держащие промышленные концентрации полезных компонентов, рас-
пространены весьма широко.
Наиболее перспективной для целей добычи и переработки про-
мышленных подземных вод является территория Волго-Камского арте-
зианского бассейна. Этот бассейн выполнен мощной (3 км) толщей
*2 Изыскания и оценка запасов
17
палеозойских пород, представленных преимущественно карбонатными
и в меньшей степени терригенными отложениями (Р2, C2ur, Cit», Ds/r, D3
и бавлинская серия R). Общей закономерностью для данного бассейна
является опреснение подземных вод в пределах поднятий и нарастание
минерализации и концентрации Вг и J во впадинах фундамента. Про-
мышленные воды приурочены ко всем горизонтам палеозойского оса-
дочного чехла.
В верхнепермских породах йодо-бромные воды встречены в южной
части бассейна, где в разрезе появляется гипсово-ангидритовая пачка
гидрохимической свиты. Здесь общая минерализация вод достигает
300 г/л. При всем этом коллекторские свойства пластов здесь очень
плохие. Удельные дебиты не превышают десятых и сотых долей
м3/сутки рассола.
Подавляющая часть промышленных подземных вод бассейна со-
средоточена в нижнем гидрогеологическом этаже (Pt— R), где выде-
ляются восемь водоносных комплексов. Сведения об их фильтрацион-
ных свойствах приводятся в табл. II—1.
Карбонатная толща нижней перми характеризуется значительной
пестротой химического состава. Состав насыщающих ее вод во многом
определяется контуром развития хемогенной толщи кунгура и глубиной
залегания пород. От центральных частей в сторону тектонических впа-
дин минерализация повышается, состав изменяется от хлоридно-суль-
фатно-натриевого до хлоридно-кальциево-натриевого. Проницаемость
пород нижней перми, как правило, весьма мала, в связи с чем промыш-
ленные притоки вод из этих отложений ожидать трудно.
Промышленные воды пермских отложений в этой области зани-
мают площадь порядка 0,5 млн. км2.
В карбонатной толще Сз — С2т наиболее минерализованные воды
с максимальными промышленными компонентами приурочены к погру-
жениям сводов и тектоническим впадинам. Подземные воды терриген-
ных отложений Cit»i имеют довольно выдержанную по площади мине-
рализацию— 230—280 г/л (исключая Токмовский свод—10 г/л). Кар-
бонатные породы Ci/+D3fm + fr2-3 почти повсеместно содержат высоко-
минерализованные рассолы свыше 200 г/л. В восточной половине бас-
сейна минерализация достигает 250—270 г/л. Тип воды здесь С1 —
Са —Na.
Общая площадь, занимаемая промышленными водами карбоновых
отложений в этой области, составляет примерно 1 млн. /Mt2. Наиболее
перспективными в отношении добычи и переработки подземных про-
мышленных вод является водоносный комплекс терригенных отложе-
ний верхнего и среднего девона. Этот горизонт содержит повсеместно-
высокоминерализованные рассолы (200—300 г/л). Их состав с СЗ на
IOB изменяется от С1 — Na до С1 — Са — Na. Связь между минерали-
зацией и составом вод четко не выявляется. Повышенные концентра-
ции J встречены в водах обоих типов: в Верхне-Камской впадине
и Татарском своде, на северной окраине Башкирского свода, в пре-
делах Жигулевско-Пугачевского вала и Бузулукской впадины, в пре-
делах восточного склона Русской платформы. Концентрации Вг, как
и везде, обнаруживают четкую связь с содержанием в воде Са-иона.
Общая площадь распространения промышленных подземных вод
в девонских отложениях превышает 1 млн. км2. Удельные дебиты сква-
жин достигают десятков м3/сутки рассола. Дебиты эксплуатационных
скважин на Краснокамском промысле составляют 400—500 м3/сутки.
Подземные воды бавлинской свиты изучены очень слабо. По еди-
ничным анализам можно заключить, что они аналогичны водам преды-
дущего комплекса.
Таким образом, для Волго-Камского артезианского бассейна ха-
рактерно региональное развитие в нем подземных вод с промышлен-
18
Таблица II—I
Водопроводимость пород водоносных комплексов Волге-Камского
/	артезианского бассейна (м2/сутки)
Тектонические структуры	Бодоносные комплексы					
	Pt карбонаты	Са*—С2т карбонаты	С2т**+С,Ь терригеино• карбонатные	C,/sp терригенные	Cif*** карбонаты	D3—2 терриген- ные
Камский свод	—	Менее 0,1 единичн.	Менее 0,1 единичн.	0,3 единичн.	Нет данных	30,0 единичн.
Татарский	—	—	—-	2—5	0,1—0,4	W-40
СВОД						
Верхне-Кам- ская впадина и Чермозская седловина		о,1—5,3, преобладают до 1,0	Менее 0,1	10—40	0,4—2,0	10—70
Бирская сед- ловина	—	0,1—0,2	Менее 0,1 единичн.	1-10	1—15	1—10
Башкирский свод	—	—	0,1—2,5	0,1—10	0,1—1,0	1—5
Токмовский свод	—	—			Нет данных	Менее 1,0
Мелекесская	—	—	Менее 0,1	1-10	Менее 0,1	1—10
впадина						
Жигулев- ско-Пуга-	Менее 0,1	0,3 единичн.	0,1—0,8	5—80	1—3	10-20
чевский свод						
Бузулукская впадина	Менее 0,1 единичн.	0,1—2,2	Менее 0,1	1—10	0,1—3,0	1—10
Юго-Восточ- ный склон	Менее 0,1 единичн.	Менее 0,1 единичн.	Нет данных	Менее 1,0	Менее 0,1	Менее 1,0
Русской						
платформы	До 5,0, преобладают До 1,0	Нет данных		Менее 0,1	Нет данных	
Предураль- ский прогиб						1,0
* Данные по отложениям С3 отсутствуют;
** данные по карбонатным отложениям C\V—n отсутствуют;
*** Данные по карбонатным отложениям D3ctn отсутствуют;
Прочерки — промышленные воды отсутствуют.
ними концентрациями J и Вг, причем площадь их распространения с
глубиной возрастает. Наиболее перспективными являются терригенные
комплексы Ci — D2-3, обладающие устойчивой и довольно высокой
водообильностью (Плотников, 1958). Карбонатные отложения, за ис-
ключением отдельных локальных участков, характеризуются весьма
низкой водопроницаемостью, что исключает значительные притоки воды
в скважины.
Вторым крупным регионом распространения промышленных под-
земных вод на Русской платформе является ее северо-западная часть.
Подземные воды с промышленными концентрациями микроэлементов
здесь приурочены обычно к глубоким частям тектонических впадин и
прогибов. Исключение составляет юго-восточный склон Балтийского
щита, где в четвертичных бореальных отложениях Усть-Двинской впа-
дины встречены йодные воды со значительной концентрацией J. В р-не
Лапоминки в песках, залегающих среди морских глин, установлено
4 напорных горизонта мощностью 1,5—2,5 м на глубинах от 16,5 до
100 м. Дебиты скважин, вскрывших эти горизонты, невелики (первые
кубометры в сутки).
В долинах рек, прорезающих восточные склоны Усть-Двинской
депрессии, зафиксированы многочисленные выходы йодных «подморен-
ных» вод. Минерализация воды — 5—15 г/л.
В Архангельской области йодные воды вскрыты и в лайской сви-
19.	2»
те Ci (Зальф, 1961). При этом скважины показали: удельные дебиты
до 1 л[сек, коэффициент фильтрации 0,1—0,4 м/сутки, минерализацию
воды 9—23 г/л.
Вопрос о промышленном использовании этих вод требует допол-
нительного рассмотрения.
В Балтийской синеклизе подземные воды с довольно высокими
содержаниями брома встречены на глубинах от 1000 до 2000 м и в ниж-
непалеозойских отложениях. Однако эффективная мощность и водо-
проницаемость этих отложений весьма малы и поэтому ресурсы бром-
ных здесь, по-видимому, весьма ограниченные.
By последнее десятилетие интенсивному изучению в отношении
ресурсов промышленных вод подвергался Припятский прогиб. Подзем-
ные рассолы со значительными концентрациями микрокомпонентов при-
урочены здесь к мощной толще среднего и верхнего девона, залегаю-
щей непосредственно на кристаллическом фундаменте. Высокие содер-
жания микроэлементов отмечены в трех нижних горизонтах — верхне-
солевом, межсолевом и подсолевом (Богомолов, Берзина; 1963).
В верхнесолевом горизонте промышленные воды встречены на глу-
бинах 2500—2800 м. Водообильность горизонта неравномерная, чаще
слабая, но иногда отмечаются значительные притоки. Так, на Ельской
структуре с глубин 2555 и 2783 м наблюдался самоизлив воды с деби-
тами 1728 и 1680 м3[сутки (Богомолов, Берзина; 1963). Обычные же
дебиты—1 м3/сутки. Минерализация воды в это.м горизонте 311—324г/л.
Водоносные карбонатные породы межсолевого горизонта залегают
на глубинах от 2200 до 3200 м. Водообильность их весьма различна —
от полного отсутствия притока до 330 м^сутки (преобладает 5—
25 м3[сутки). Статические уровни устанавливаются на глубинах 150—
600 м. Понижения уровня при пробных откачках составили 160—680 м.
Однако коллекторские свойства пород еще ниже, чем в предыдущем
комплексе. Удельные дебиты не превышают сотых долей м3[сутки,
лишь в одном случае величина удельного дебита составила 0,3 м3/сутки.
Статические уровни располагаются на глубинах от 265 до 700 м, по-
нижения уровня при пробных откачках составляли от 880 до 2300 м.
Все это позволяет заключить, что перспективы использования про-
мышленных рассолов Припятского прогиба весьма ограничены.
Подземные воды Брестской впадины и Оршанско-Крестецкого про-
гиба совершенно не изучены. Имеются лишь сведения, что по хими-
ческому составу они имеют сходство с водами Белорусской впадины.
В пределах Днепровско-Донецкой впадины подземные рассолы с
промышленными содержаниями микроэлементов зафиксированы в от-
ложениях перми, карбона и девона.
Воды пермских отложений, залегают на глубинах от 1000 до
2500 м. Водопроницаемость отложений не превышает первых десятков
миллидарси.
Воды каменноугольных отложений залегают на глубинах 2400—
2600 м. Дебиты скважин обычно очень малы, статические уровни, рас-
полагаются на глубине от 25 до 360 м.
Аналогичными свойствами обладают и водоносные горизонты де-
вона. Значительные концентрации микроэлементов отмечены также и в
водах палеозойских отложений Печорской впадины и Прикаспийской
синеклизы. Однако, слабая изученность данных районов не позволяет
сделать однозначный вывод об их перспективах в отношении ресурсов
подземных промышленных вод.
В пределах Сибирской платформы промышленные воды наиболее
изучены на площади Ангаро-Ленского бассейна, занимающего южную
часть платформы, известной под названием Иркутского амфитеатра.
По геологическому строению и гидрогеологическим условиям в разрезе
этого бассейна выделяются три водоносных комплекса: надсоленосный,
;20
соленосный и подсоленосный. Промышленные воды установлены в двух
последних комплексах.
Соленосный и подсоленосный комплексы приурочены к древним
нижнекембрийским осадочным отложениям. В соленосном комплексе
выделяются три рассолоносных пласта (сверху вниз): шелонинский,
балыхтинский и осинский.
Шелонинский пласт приурочен к прослоям трещиноватых
доломитов в соленосных отложениях ангарской свиты. Рассолы обна-
ружены на отдельных площадях на глубинах 400—500 м, имеют хло-
ридно-кальциевый состав при минерализации 410—420 г/л; содержание
калия—10—20 г/л; присутствуют литий, стронций и другие элементы.
При вскрытии пласта скважинами наблюдаются выбросы рассола и
1аза, после чего статический уровень устанавливается ниже поверхно-
сти земли (до 100 м). Дебиты скважин достигают 49 м3/сутки при сни-
жении уровня на 200—250 м.
Балыхтинский пласт приурочен к контакту усольской и вель-
ской свит нижнего кембрия. Рассолоносной является трещйноватая,
местами брекчированная толща переслаивающихся доломитов, ангид-
рито-доломитов и известняков. Рассолы отличаются весьма высокой
минерализацией (325—599 г/л). Состав их преимущественно хлоридно-
кальциевый; содержание калия 20—39 г/л; в значительных количествах
присутствует сероводород. Распространены рассолы спорадически. Наи-
большая водообильность пласта зафиксирована на Балыхтинской и
Марковской площадях, где дебит скважин при свободном изливе со-
ставляет 90—250 м3/сутки. На остальных площадях получены незначи-
тельные притоки (0,5—1 м3/сутки); статический уровень залегает здесь
на глубинах 50—500 м ниже поверхности земли.
Осинский пласт приурочен к горизонту трещиноватых доло-
митов в основании усольской соленосной толщи. Залегает он на глу-
бинах 1200—2000 м, погружаясь от горного обрамления в глубь плат-
формы. Минерализация рассолов достигает 310—535 г/л; состав их
преимущественно хлоридно-кальциевый; содержание брома 1—8,8 г/л,
калия — до 20 г/л, стронция — до 8 г/л. Характерной особенностью рас-
солов является наличие больших количеств растворенного сероводорода
(до 1100—2000 мг/л).
Водообильность осинского пласта весьма неравномерная; на ряде
разведочных площадей либо зафиксированы незначительные притоки
рассолов, либо скважины оказались сухими; иногда же вскрытие пласта
сопровождается мощными, но кратковременными выбросами рассола
и газа. Вследствие высокой минерализации рассолов осинского гори-
зонта в ряде скважин наблюдалась интенсивная кристаллизация со-
лей до полного зарастания ствола скважины.
В подсоленосном терригенном комплексе выделяются два рассо-
лоносных пласта (сверху вниз): парфеновокий, боханский и др.
Парфеновский пласт представлен слабосцементированными
песчаниками мощностью от 10—12 до 70—80 м. Приурочен он к отло-
жениям нижнемотской подсвиты. Залегает на значительных глубинах,
закономерно погружаясь в северо-западном (от 1600 до 3200 м) и
северо-восточном (от 1600 до 2400 м) направлениях. Минерализация
рассолов составляет 300—440 г/л; состав — хлоридно-кальциевый или
натриево-кальциевый, реже кальциево-натриевый (С1 — 99%-экв; Са —
28—72%-экв; Na — 5—64%-экв; Mg—7—22%-экв); содержание ка-
лия— 1—8 г/л, стронция до 4 г/л. Статические уровни рассолов пар-
феновского пласта залегают на глубинах 180—600 м ниже поверхности
земли; в очень редких случаях наблюдается самоизлив. Коллекторские
свойства пласта ухудшаются при удалении от Восточного Саяна в
глубь платформы. Дебиты скважин в большинстве случаев невелики
(1—40 м2/сутки) при снижениях уровня на 500—1280 м. Лишь в районе
21
Тулуна, Нижнеудинска, Тагны они повышаются до 50—170 м3/сутки
при снижениях уровня на 160—500 м.
В целом Ангаро-Ленский бассейн по некоторым рассолоносным
пластам является перспективным на промышленные рассолы; однако
в настоящее время целый ряд обстоятельств не позволяет организовать
практическое использование этих рассолов. К числу их относятся:
трудность выявления водообильных участков, большие глубины зале-
гания пластов, кристаллизация и выпадение солей в пластах и в ство-
лах скважин при их эксплуатации, отсутствие технологии комплексной
переработки рассолов и др.
Из других артезианских бассейнов Сибирской платформы данные
о распространении промышленных рассолов имеются лишь по Якут-
скому бассейну. В пределах этого бассейна Наманинской опорной сква-
жиной на глубинах 1300—2300 м из терригенных отложений толбин-
ской свиты (СгП1) получен незначительный приток высококонцентри-
рованных (237—382 г/л) рассолов. Состав последних преимущественно
хлоридно-кальциево-натриевый (Са — 24—43 % -экв).
Остальная часть территории Сибирской платформы в смысле со-
держания в ее недрах промышленных вод и рассолов не изучена.
В пределах эпигерцинских платформенных областей наиболее ши-
роким распространением промышленные воды пользуются в Западно-
Сибирском артезианском бассейне, занимающем всю площадь одно-
именной платформы (около 3 млн. км2).
Подземные воды, содержащие промышленные концентрации эле-
ментов, приурочены здесь к мезозойским песчано-глинистым отложе-
ниям, преимущественно юрским и неокомским.
В отличие от вод большинства бассейнов подземные воды в этом
районе имеют относительно низкую минерализацию (30—35 г/л в юре
и до 20—25 г/л в неокоме). Максимальная минерализация, отмеченная
в юрских отложениях в районе Максимкина Яра, достигает 80 г/л.
Промышленных концентраций Вг в подземных водах бассейна не уста-
новлено:
Концентрации йода свыше 10 мг/л в юрских отложениях встречены
повсеместно во внутренней области плиты, достигая максимальных
значений (42 мг/л) в районе Тобольска. Однако коллекторские свой-
ства указанных пород весьма не благоприятны. Коэффициент водо-
проводимости почти нигде не превышает 1 м2/сутки, что практически
исключает промышленное использование этих вод.
Наиболее перспективным в отношении добычи и переработки
йодных подземных вод’является неокомский водоносный горизонт.
Воды с концентрацией йода свыше 10 мг/л занимают обширную, хотя
и меньшую, чем в юрских отложениях, площадь, включая всю запад-
ную, центральную и северную части внутренней области плиты и ис-
ключая лишь восточную и юго-восточную ее части. В западной и юго-.
западной частях этой области изолиния йода 10 мг/л в воде подходит
очень близко к областям питания. Наибольшие концентрации йода в
воде (25—45 мг/л) приурочены к западной части плиты — районам То-
больска, Увата, Сургута. Тектонически эта область включает север
Тобольского незамкнутого меговала, Мансийскую региональную зону
опусканий и Хантайскую региональную зону поднятий. Максимальная
концентрация (до 45 мг/л) отмечена в пределах Сургутского свода.
Концентрация йода увеличивается по направлению с юга и юго-
востока на северо-запад с одновременным нарастанием минерализации
и содержания Вг. Однако максимумы эти не совпадают — последний
располагается гораздо восточнее. Это указывает на отсутствие генети-
ческой связи между минерализацией и концентрацией йода.
Коллекторские свойства неокомских отложений весьма благопри-
ятны. В зоне развития повышенных концентраций йода коэффициент
22
водопроводимости почти повсеместно превышает 20 м2/сутки, достигая
117 м2/сутки в'районе Тавды, 70 м2/сутки в Тобольске, 60—80 м2/сутки
в пределах Сургутского свода. Дебиты отдельных скважин достигают
3000 м3/сутки воды при самоизливе; дебиты в 1000 м3/сутки являются
вполне обычными.
Сочетание высоких и регионально развитых концентраций йода
с высокими фильтрационными свойствами пород делает эту область
одной из перспективных в отношении организации в широких мас-
штабах промышленного извлечения йода из подземных вод.
В водах апт-альб-сеноманского водоносного комплекса как кон-
центрации йода, так и площадь распространения их повышенных зна-
чений значительно меньше, чем в нижележащих. Максимальная вели-
чина встречена в водах Сургутского свода. Максимум концентраций
йода практически совпадает с максимумом его содержания в водах
неокомских отложений. Несмотря на сравнительно низкую концентра-
цию, высокие значения водопроводимости (до 300 и более м2[сутки)
и сравнительно небольшие глубины залегания (1500 м) делают этот
горизонт достаточно перспективным для организации в будущем про-
мышленной добычи подземных вод и извлечения из них йода.
В пределах Туранской плиты рассолы с повышенными содержа-
ниями J и Вт встречены в Южно-Мангышлакском прогибе и на, Устюр-
те. Здесь в нефтегазоносных толщах юры на глубинах от 500 до 2500 м
установлены хлоридно-натриевые рассолы с минерализацией 130—
170 г/л. Дебиты скважин обычно очень малы, статические уровни уста-
навливаются на глубине до 150 м.
Промышленное значение этих рассолов весьма проблематично. На
сочленении Русской платформы с эпигерцинской скифской плитой
имеются две тектонические впадины, в которых встречены подземные
воды и рассолы с довольно высокими содержаниями йода. Это — Пред-
добруджский прогиб и Причерноморская впадина.
В пределах Преддобруджокого прогиба в юрских (келловей-окс-
фордских) карбонатных отложениях фиксируются йодные промышлен-
ные воды с минерализацией от 28'Тю ПО г/л. Глубина залегания го-
ризонта промышленных вод колеблется в пределах 250—1300 м, коэф-
фициент водопроводимости постепенно уменьшается от 35—40 до
7—10 м2/сутки по направлению к границам выклинивания. Максимумы
водопроводимости и концентрация йода не совпадают.
Ограниченные размеры площади распространения горизонта, от-
носительно невысокие концентрации йода и неблагоприятные фильтра-
ционные свойства пород предопределили и ограниченность эксплуата-
ционных запасов йодных вод юрских отложений в прогибе.
В районе Кагула на небольшой площади в сармате отмечены
повышенные концентрации йода. Однако ресурсы этих вод очень малы.
В Причерноморском бассейне в верхнемеловых отложениях под-
земные воды содержат значительные содержания йода. Однако боль-
шая глубина залегания (до 2250 м) и малые дебиты скважин делают
перспективность этого горизонта весьма проблематичной. Повышен-
ные, хотя и меньшие чем в Сг2, концентрации J встречены и в дат-
палеоценовых отложениях на глубинах до 2000 м. Водообильность
пород здесь весьма неравномерная. Дебиты скважин колеблются от
0,006 до 16 л/сек, обычно малые. Перспективность данного горизонта
в настоящее время остается неясной.
Северо-Сивашский артезианский бассейн целиком расположен уже
в пределах Скифской плиты.
/ Водоносные горизонты верхнего мела (исключая Маастрихт и дат),
хотя и содержат значительные концентрации J, малопродуктивны. Де-
биты скважин изменяются от 0,5 до 80 м3[сутки при депрессиях 50—
1400 м.
23
Водообильность Маастрихта значительно выше, хотя также неравно-
мерна. Дебиты скважин от 10—20 м?/сутки до 920 мл [сутки (депрессия
40—65 м).
Водоносный горизонт в карбонатно-терригенной толще эоцена —
палеоцена — дата является наиболее перспективным. Минерализация
28—29 г/л. Начальные дебиты самоизлива колеблются от 405 до
4750 м3/сутки при понижениях соответственно 4,8 и 6,0 ат. Средняя
эффективная мощность—125 м, коэффициент водопроводимости —
30 мл [сутки.
В пределах предгорных и межгорных впадин альпийской геосин-
клинальной области юга СССР подземные промышленные воды и рас-
солы встречаются почти повсеместно (Азово-Кубанский, Терско-Кум-
ский, Прикуринский, Западно-Туркменский, Сурхан-Дарьинский, Фер-
ганский артезианские бассейны).
В Азово-Кубанском бассейне йодные воды приурочены к песчано-
глинистым отложениям лмэотиса — сармата Западно-Кубанского про-
гиба. Наиболее высокие концентрации йода приурочены к погруженным1
(до 2000 м) частям прогиба. Минерализация воды здесь достигает
70—90 г/л. Отмечается повышенное содерж-ание аммония — до 140 мг/л.
Содержание других микроэлементов в воде незначительное.
Дебиты скважин, вскрывающих йодные воды, составляют 300—
500 мР/сутки. Указанное месторождение является перспективным.
Подземные воды и рассолы Терско-Кумского бассейна содержат
значительно меньшие концентрации J, но зато в их составе присутст-
вуют другие микрокомпоненты: литий, бром, калий и др. Минерали-
зация воды находится в пределах 20—30 до 120—130 г/л. Коллектор-
ские свойства водоносных пластов изучены недостаточно. Отдельные
данные позволяют утверждать, что в ряде случаев они достаточно
хороши. Составленный по участку «Берекей» ТЭД показал экономи-
ческую эффективность комплексной переработки подземных вод с по-
лучением из них NaCl, NaOH, NaHCO3, К, СОз и других компонентов.
Крупным районом развития промышленных подземных йодо-бром-
ных вод является Южно-Каспийская впадина, центральная часть кото-
рой занята Каспийским морем (область современного прогибания),
западный склон — Прикуринской впадиной, восточный — Западно-Турк-
менской. Тектонические, литолого-стратиграфические и гидрогеологи-
ческие условия Прикуринской и Западно-Туркменской впадин анало-
гичны. Обе впадины выполнены мощной толщей (до 6—10 км) слабо-
дислоцированных отложений мезо-кайнозоя и характеризуются нали-
чием зон локальных антиклинальных поднятий, обусловленных но-
вейшими тектоническими движениями. К этим поднятиям приурочены
нефте-газовые месторождения и проявления йодо-бромных подзем-
ных вод.
Подземные промышленные воды содержатся в песчано-глинистых
отложениях плиоцена. Наиболее перспективными в отношении ресурсов
промышленных йодо-бромных вод являются: в Западно-Туркменской
впадине — водоносный комплекс в отложениях красноцветной толщи,,
в Прикуринской — водоносный комплекс в соответствующей ей продук-
тивной толще, а также водоносный горизонт в апшеронских отложе-
ниях. Водоносными являются пачки песков, песчаников и алевролитов,
чередующиеся с глинами и алевролитами. Характерно развитие в наи-
более погруженных частях глинистой фации, сменяющейся по направ-
лению к бортам впадины песчано-глинистой и песчаной с одновремен-
ным увеличением количества и мощности песчаных прослоев. Увели-
чение песчанистости и некоторая тенденция к снижению пористости
коллекторов наблюдается с увеличением стратиграфической глубины
и в направлении от свода к крыльям структур. В зонах антиклиналь-
ных поднятий Западно-Туркменской впадины плиоценовые отложения
24
интенсивно дислоцированы, разбиты многочисленными разрывными на-
рушениями, которые играют роль то гидродинамических экранов, то
водоподводящих путей. В Южно-Каспийской впадине наблюдается
увеличение пластовых давлений и пьезометрических напоров с увели-
чением глубины и их понижение в направлении от погруженных участ-
ков впадины к ее бортам. В Западно-Туркменской впадине давления
и напоры понижаются в направлении к прибортовым зонам поднятий,
где подземные воды плиоценовых отложений разгружаются в виде
восходящих источников в сводах структур. Глубина залегания водо-
носных горизонтов, содержащих промышленные воды, увеличивается
в направлении от прибортовых частей к центру впадин, а также от
сводовых частей к периферии структур и составляет от 100—300 м до
3000—3500 м. Мощность их увеличивается в этих же направлениях
от 240—650 до 3500—4500 м. Мощность песчаных коллекторов состав-
ляет 50—150 м, чередующихся с ними глин—10—80 м. Эффективная
мощность верхней наиболее перспективной части продуктивных гори-
зонтов 500—200 м.
Сложные условия питания, своеобразный гидродинамический ре-
жим в условиях сильной тектонической раздробленности пород, наличие
нефтяных и газовых скоплений, различной раскрытости отдельных
структур — все это определило разнообразие вод по химическому
составу и минерализации, а также пеструю водообильность водоносных
пластов.
Промышленные подземные воды как в Прикуринской, так и в За-
падно-Туркменской впадине преимущественно хлоридно-натриево-каль-
циевого состава с минерализацией от 20 до 200 г/л в Прикуринской
впадине и до 300 г/л — в Западно-Туркменской. Наиболее высокомине-
рализованные воды (200—300 г/л) встречаются в основном в пределах
нефтегазоносных, интенсивно перебитых сбросами структурах при не-
глубоком залегании этих вод. В глубоких частях структур развиты воды-
с минерализацией 20—120 г/л. Содержание йода в промышленных под-
земных водах не зависит от минерализации, содержание брома колеб-
лется в соответствии с изменением минерализации. Температура вод
35—85° С, содержание растворенного газа (преимущественно метана)-
от 0,1 до 1, реже до 5 мэ/м3 воды и более.
Дебиты разведочных и разведочно-эксплуатационных скважин,
вскрывших промышленные воды, составляют от 50—70 до 1500—
3000 м3/сутки, редко достигают 6000 м3/сутки (в зонах тектонических
нарушений) при самоизливе.
В сводовых частях некоторых структур Западно-Туркменской впа-
дины подземные воды красноцвета разгружаются в виде восходящих
источников с дебитом 20—800 м3/сутки.
В пределах Средней Азии выделяется серия мелких артезианских
бассейнов, приуроченных к глубоким межгорным впадинам, сформиро-
ванным в окончательном виде в конце неогена. Большинство' этих
бассейнов приурочено к Южно-Таджикской депрессии (Сурхан-Дарьин-
ский, Вахшский, Кулябский); Ферганский артезианский бассейн рас-
положен в Тяньшаньской горно-складчатой области.
С у р х а н-Д арьинский бассейн имеет ярко выраженные гра-
ницы (юго-западные отроги Гиссарского хребта, хребет Бабатаг, Гин-
дукуш). Мощность осадочного чехла достшает- 6—7 км. Подземные
воды и рассолы с повышенными концентрациями йода и брома уста-
новлены в палеогеновых и меловых отложениях.
В палеогеновых отложениях по данным нефтегазопоискового буре-
ния выделено несколько водоносных горизонтов (одновременно они
являются коллекторами нефти и газа).
Водоносный горизонт алайского яруса приурочен к повсеместно
выдержанной пачке «известняков-ракушников» (так называемый гори-
25
зонт /) мощностью 30—50 м (общая мощность алайских отложений
100—200 м). Кровля горизонта вскрывается на небольших глубинах
200—1000 м. Воды алайского горизонта обладают значительным напо-
ром (до 35 ат на устье скважин). Начальные расходы скважин до-
стигали 1000—3000 м3/сутки при свободном изливе и высоком газовом
факторе. Минерализация вод колеблется в пределах от 14 до 32 г/л.
Тип вод — хлоридно-кальциево-натриевый.
В известняково-доломитовой (с пластами гипсов) толще бухарского
яруса общей мощностью 160—280 м установлено до 5 самостоятельных
относительно изолированных водоносных горизонтов. Эти горизонты
отделены друг от друга пластами гипсов и ангидритов. В пределах
большей части бассейна в указанных горизонтах распространены рас-
солы с минерализацией 50—150 г/л хлоридно-кальциево-натриевого со-
става. Начальные напоры (до разработки нефтяных месторождений)
достигали 30—35 ат на устье скважин, расходы скважин 4000—
5000 м3/сутки.
В карбонатно-терригенных отложениях верхнего мела выделей*о
до пяти водоносных горизонтов, содержащих соленые воды и рассолы
хлоридно-кальциево-натриевого состава с минерализацией 76—283 г/л
(распространены в центральной части бассейна).
Коллекторские свойства водовмещающих пород отличаются зна-
чительной неоднородностью — дебит скважин при свободном изливе
варьирует от единиц до *6000 м3/суткщ начальные напоры достигают
15—20 ат выше поверхности земли.
Более глубокие водоносные горизонты Сурхан-Дарьинского бас-
сейна пока не изучены.
Ферганский артезианский бассейн приурочен к одно-
именной «внутриорогенной депрессии», выполненной мощной толщей
морских и континентальных осадков юрского, мелового, палеогенового,
неогенового и четвертичного возрастов. Общая мощность осадочных
отложений в наиболее глубокой части депрессии, по данным геофизи-
ческих исследований, достигает 9000 м..
В массагетской толще континентальных неогеновых отложений ус-
тановлено до 6—8 водоносных горизонтов, представленных песками и
песчаниками мощностью от 6 до 50 м. Горизонты вскрываются в окра-
инных частях на глубинах 250—1000 лив центральной части 2800 м
и более. Подземные воды массагетской толщи обладают значительным
напором; дебит скважин при самоизливе — 800—1200 м3/сутки. Состав
вод преимущественно хлоридно-натриево-кальциевый; минерализация
изменяется от 60 до 162 г/л.
Водоносные горизонты в карбонатных и терригенных отложениях
сумсарского, туркестанского, алайского и бухарского ярусов установ-
лены в северной и южной частях бассейна на глубинах от 180—600
до 3455 м.
Поскольку горизонты изучены в краевых частях бассейна, подвер-
женных в различной степени влиянию инфильтрационных вод, они
характеризуются пестрым составом — от пресных гидрокарбонатно-
сульфатных до рассолов хлоридно-кальциево-натриевых. Воды обла-
дают незначительным напором; расходы скважин не превышают
100 м3/сутки.
В центральных частях отложения палеогена залегают на глубинах
6000—7000 м и пока не вскрыты бурением.
В последнее время получены сведения о значительных содержаниях
J во внутренних впадинах Сахалина, вследствие чего этот район, при-
обретает интерес для постановки разведочных работ.
Во внутренних зонах Кавказа и Закавказья в ряде мест Армении
и Грузии встречены углекислые воды, содержащие повышенные кон-
центрации бора. В отличие от всех рассмотренных пластовых вод, эти
26
воды приурочены к довольно ограниченным по площади участкам тре-
щиноватых пород. Вода поднимается по трещинам (тектонического
генезиса) с больших глубин. Ее генезис окончательно не выяснен.
Дебиты скважин и источников колеблются в широких пределах
от долей до 10 л/сек. Эти воды оцениваются как перспективные для
производства буры, борной кислоты и микроудобрений.
Воды современных вулканических областей с точки зрения извле-
чения из них микрокомпонентов совершенно не изучены, и об их перс-
пективности говорить преждевременно.
Весь рассмотренный материал позволяет констатировать, что про-
мышленные подземные воды залегают в чрезвычайно разнообразных
гидрогеологических условиях, но в подавляющем большинстве случаев
приурочены к пластовым системам.
ГЛАВА III
ПРОВИНЦИИ, РАЙОНЫ, МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ УЧАСТКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД
При изучении промышленных подземных вод необходимо выявлять
общность и различие геологических и гидрогеологических условий,
исторического процесса их развития, структурно-тектонических условий,
а также гидрохимических и специальных технико-экономических пока-
зателей. Целесообразно классифицировать такие воды от крупных
структурных объединений к более мелким с выделением площадей
распространения непосредственно промышленных вод и вод специфи-
ческого состава с непромышленным, но повышенным содержанием
полезных компонентов. В частности, для бромных, йодных и йодо-бром-
ных вод рекомендуется принимать следующие минимальные концентра-
ции: для промышленных вод — брома не менее 200 мг/л и
йода не менее 10 мг/л\ для специфических вод — брома не ме-
нее 25 мг/л и йода не менее 1 мг/л. Учет не только промышленных, но
и специфических подземных йодо-бромных вод необходим для анализа
закономерностей распространения этих вод и выяснения условий их
формирования.
На территории СССР подземные йодо-бромные воды имеют зна-
чительное распространение и встречаются в различных по возрасту
осадочных отложениях и очень редко (но непромышленного значения)
в кристаллических породах.
Обнаружены они как на больших глубинах (например, в Волго-
Уральской области в угленосной свите — на глубине 1250—1400 м), так
и близко от поверхности земли (например, источники на структурах
Боя-Даг и Челекен).
Бромные воды обычно относятся к группе концентрированных рас-
солов, йодные воды — к менее концентрированным рассолам и соленым
водам; йодо-бромные воды — преимущественно к среднеконцентриро-
ванным рассолам. Некоторые закономерности распространения йодо-
бромных вод прослеживаются и по их стратиграфической приуроченно-
сти. Так, бромные воды чаще встречаются в палеозойских и мезозойских
отложениях, а промышленные йодные воды — в мезозойских и кайно-
зойских отложениях.
Путем систематизации и обобщения данных о подземных водах
можно сделать выводы о закономерностях их распространения и фор-
мирования. Нами предлагаются некоторые принципы для выделения
и объединения площадей- распространения йодо-бромных вод (или их
практического отсутствия) на территории СССР.
27
1.	Прежде всего целесообразно выделять провинции — крупные
тектонические подразделения древних и молодых платформ, складча-
тых поясов и систем, а также их главнейших элементов с учетом общ-
ности гидрогеологических условий, закономерностей распространения
и условий залегания подземных вод (например, Русская платформа,
Сибирская платформа, Западно-Сибирская и Южно-Каспийская впа-
дины). В табл. III—1 приводятся особенности отмеченных первой,
третьей и четвертой провинций йодо-бромных вод.
Таблица III — 1
Сравнительная характеристика провинций подземных йодо-бромных вод
Название провинций	Характеристика геологической структуры	Возраст и литологическая характеристика пород, вмещающих йодо-бромные воды
Русская платформа Западно-Сибирская впа- дина Южно-Каспийская впа- дина	Древняя платформа со склад- чатым основанием докембрийско- го возраста Молодая платформа (плита) со складчатым основанием палеозой- ского возраста (герцинской склад- чатости) Впадина альпийской складча- тости, часто со значительными дизъюнктивными нарушениями	В основном палеозойские известняки, доломиты, песча- ники, гнпсы и др. В основном меловые, глав- ным образом песчаники В основном третичные, главным образом песчаники и пески Продолжение табл. III—1
Название провинций	Закономерности распространения подземных йодо-бромных вод	Основные химические типы подземных йодо-бромных вод	Бромные, йодные или йодо-бромные промышленные воды
Русская платформа	Бромные и реже йо- до-бромные воды, при- уроченные к глубоким частям синеклиз и ан- теклиз; практически отсутствуют на выхо- дах или при неглубо- ком залегании кристал- лических пород. Мине- рализация и содержа- ние брома с глубиной обычно увеличивается	Обычно хлоридио-натриевый и хлоридно- кальциево- натриевый ../г	В основном бромные воды, редко йодо-бромные
Западно-Сибирская впа-	Йодные и редко йо-	Хлоридно-	В основном
дина	до-бромные воды, в основном приуроченные к меловым отложениям в центральной части Западно-Сибирской впадины	натриевый	йодные воды, очень редко йодо-бромные
Южно-Каспийская	Йодные и йодо-бром-	По мере углубления	Йодные
впадина •	ные воды, приурочен- ные в основном к крас- ноцветной толще на берегу Каспийского моря и ее аналогу — продуктивной толще иа западном берегу Каспийского моря (так- же в ряде мест к ап- шерону и акчагылу)	хлоридно-кальциево- натриевый тип переходит в хлоридно- иатриевый и местами в гидрокарбонатно- хлоридио-иатриевый (имеются отступле- ния, вероятно, в связи с дизъ- юнктивной тектоникой)	и йодо-бромные воды
28
2.	В провинциях выделяются районы подземных йодо-бромных
вод с их более выдержанным распространением, а также с концентра-
циями йода и брома более устойчивыми, чем для провинций. Районы
характеризуются общностью геологического строения и условий фор-
мирования подземных вод, достаточно четкой гидрохимической зональ-
ностью. В отдельных случаях районы могут почти совпадать с провин-
циями. Ряд районов может быть практически бесперспективным в
отношении ресурсов подземных промышленных вод.
Так, на Русской платформе можно выделить районы явно бес-
перспективные в отношении ресурсов подземных промышленных йодо-
бромных вод — это площади близкого залегания к поверхности кри-
сталлических пород. В этой же провинции одним из перспективных
для получения бромных и йодо-бромных подземных вод является район
Волго-Уральской области (в основном в отложениях карбона и де-
вона) .
В Западно-Сибирской впадине, в центральной ее части, выделяется
Тюменский район, где в мезозойских отложениях распространены в
основном йодные воды. В Южно-Каспийской впадине для удобства
рассмотрения выделены два района: первый — на восточнЬм берегу
Каспийского моря — Западно-Туркменская впадина, и второй — на
Западном берегу Каспийского моря — Куринская сложная впадина
или Кавказская часть Южно-Каспийской впадины.
3.	В районах выделяются месторождения подземных вод,
которые характеризуются на всей (или почти на всей) площади, а
также по высоте (в разрезе) кондиционным содержанием полезных
компонентов (брома, йода или одновременно обоих). Месторождения
характеризуются общностью геолого-структурных условий и выдер-
жанным распространением водоносных горизонтов промышленных вод.
В Южно-Каспийской провинции (впадине) можно выделить в каж-
дом из двух районов по* одному месторождению с йодными и йодо-
бромными водами в отложениях красноцветной (продуктивной) толщи,
а местами также в акчагыле и апшероне; в этом случае границы место-
рождений и районов почти совпадают.
4.	В пределах месторождений промышленных вод выделяются
эксплуатационные участки, под которыми подразумевается
часть территории месторождения, где по совокупности выделенных
гидрогеологических и технико-экономических показателей рационально
и рентабельно получать промышленные подземные воды в течение
всего расчетного срока. На месторождении могут быть один или не-
сколько таких участков. Размеры эксплуатационных участков и их
качество определяются общими запасами промышленных подземных
вод в пределах месторождения, а также глубиной залегания промыш-
ленного водоносного горизонта, параметрами пласта, дебитами сква-
жин и др. В складчатых поясах (системах) площади эксплуатацион-
ных участков часто лимитируются структурными условиями (наличие
пликативных структур, их размеры, тектоническая нарушенность пород
и т. Д.).
Из приведенного анализа и примеров выделения провинций, рай-
онов, месторождений и эксплуатационных участков промышленных под-
земных вод (йодных, бромных и йодо-бромных) можно наметить основ-
ные их типы, которые целесообразно выделять по геолого-структурным
и фациальным условиям, гидрогеологическим особенностям, включая
концентрации промышленных компонентов и технико-экономические
показатели.
В табл. III—2 приведены типы провинций, районов, месторожде-
ний и эксплуатационных участков подземных йодо-бромных вод.
В типы ,провинций можно выделить древние платформы (Русская
и Сибирская), а также складчатые зоны и их части. Например, в гер-
29
Таблица III-2
Типы провинций, районов, месторождений и эксплуатационных участков промышленных
(йодо-бромных) подземных вод
Провинции	.Районы		Месторождения			Эксплуатационные участки			
	Перспектив- ность в отно- шении ресур- сов подземных промышлен- ных вод	Структурно- тектоиическне особенности	Тнп месторож- дения по рас- творенным кондиционным содержаниям компонентов	Фациальная из- менчивость филь- трационных пла- стов (зон) в пре- делах месторож- дения	Структурно-тек- тонические при- знаки	Тип участков по растворен- ным кондици- онным содер- жаниям ком- понентов	Фациальная из- менчивость филь- трационных пла- стов (зон) в пре- делах участка	Структурно- тектонические признаки	Условия с(!роса отработанных промышлен- ных вод
Древние плат- формы	Перспектив- ные (не вез- де по пло- щади района)	Впаднны, про- гибы и погру- женные части (или в целом) валов, антеклиз и пр.	Бромные или йодо-бром- ные	Малая фациаль- ная изменчивость фильтрационн ых пластов и реже значительная	Чаще спокойно плнкативные из- менения. Реже резко плнкатив- ные и дизъюнк- тивные нару- шения	Бромные или йодо- бромные	Малая фациаль- ная изменчивость фильтрационных пластов и реже — значи- тельная	Чаще спокойно пликативные изменения. Ред- ко резко плика- тивные и дизъ- юнктивные на- рушения	Благоприят- ные (деше- вые). Небла- гоприятные (дорогие)
	Бесперспек- тивные	Выходы и районы близкого к по- верхности зале- гания фундамен- та платформы	—	—		—	—	—	—
Складчатые зоны (пояса) в целом или их части (молодые плат- формы — плиты, впадины, пред- горные прогибы, площади припод- нятых складча- тых структур- ных ярусов)	Перспектив- ные (не везде по площади района)	Молодые плат- формы (плиты), впадины, пред- горные прогибы (и части их) и др.	Йодные или йодо-бром- ные	Малая или зна- чительная фа- циальная измен- чивость фильт- рационных пластов (зон)	Часто значитель- ные плнкатив- ные и дизъюнк- тивные наруше- ния. Встречают- ся спокойно плнкативные изменения	Йодные или йодо-бромные	Малая или зна- чительная фаци- альная изменчи- вость фильтра- ционных пластов (зон)	Часто значитель- ные пликатив- ные и дизъюнк- тивные наруше- ния. Встречают- ся спокойно пликативные изменения	Благоприят- ные (деше- вые). Небла- гоприятные (дорогие)
	Бесперспек- тивные	Площади при- поднятых складчатых структурных ярусов	—	—	—-	—	—-	—	—
пинской складчатой зоне выделяются участки развития нижнего и
верхнего ярусов складчатых структурных ярусов (Уральская склад-
чатая система), герцинские передовые прогибы и впадины (с моло-
дыми платформами), например, Предуральский прогиб, Западно-Си-
бирская впадина и др. В Альпийском складчатом поясе (или Среди-
земноморском складчатом поясе) также целесообразно выделить от-
дельные участки выходов (или их неглубокого залегания) отложений
нижнего и верхнего ярусов этого пояса*, например, Большой и Малый
Кавказ — приподнятые его зоны, но прикрытые чехлом кайнозоя, ме-
зозоя и более древних систем, передовые прогибы и впадины (Южно-
Каспийская провинция, объединяющая Куринскую и Западно-Туркмен-
скую впадины).
Для районов можно наметить следующие типы. В древних плат-
формах (Русской и Сибирской), выделяются районы выхода и близ-
кого от поверхности залегания фундамента, практически бесперспек-
тивные в отношении запасов промышленных подземных вод (на Рус-
ской платформе — Украинский кристаллический массив, Воронежское
поднятие и др.). Там же, на Русской платформе, можно выделить перс-
пективные районы в отношении нахождения промышленных подземных
вод, а именно: ряд впадин и валов, покрытых чехлом осадочных пород
палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов (Волго-Ураль-
ская область и др.).
В Южно-Каспийской провинции перспективные районы выделя-
ются по принципу их территориальной обособленности: Куринская и
Западно-Туркменская впадины.
Общим признаком для всех месторождений промышленных под-
земных вод является сплошное (или почти сплошное) по площади
водоносного горизонта распространение растворенных компонентов,
кондиционных концентраций. По названию таких компонентов выде-
ляются типы месторождений, например, йодные, бромные, йодо-
бромные и др. Далее, можно выделить месторождения по провинциям —
древних платформ и складчатых зон; по фациальной устойчивости или
неустойчивости распространения пород, содержащих промышленные
воды; по структурно-тектоническим признакам (со спокойным залега-
нием пластов и с пликативными и дизъюнктивными нарушениями).
Типы эксплуатационных участков выделяются по следующим при-
знакам. Основным общим признаком для всех эксплуатационных уча-
стков является комплекс гидрогеологических, технических и экономи-
ческих условий, позволяющих рентабельно извлекать из подземных
вод растворенные в них полезные компоненты. По содержанию про-
мышленных концентраций компонентов эксплуатационные участки
подразделяются соответственно разрабатываемым месторождениям
(иодные, бромные, йодо-бромные и др.). Целесообразно также выде-
лять участки по фациальной устойчивости или изменчивости пластов
(зон), по структурно-тектоническим признакам (со спокойным залега-
нием пластов и с пликативными и дизъюнктивными нарушениями).
Исходя из практических целей, эксплуатационные участки следует под-
разделять по производительности для крупных, средних и небольших
заводов. Однако такое деление для ряда компонентов нельзя пока
признать достаточно разработанным. По условиям сброса отработан-
ных промышленных вод можно выделить эксплуатационные участки
с простыми условиями, если сброс идет близко в поверхностные во-
доемы даже с небольшим улучшением качества сбросных вод, и уча-
стки со сложными условиями, если требуется фундаментальная, водо-
* К таким участкам можно отнести некоторые приподнятые участки более молодых
пород, например, площади распространения вулканических фаций палеогена Малого-
Кавказа.
31
подготовка, сброс отработанных вод в отдаленные поверхностные водо-
емы или закачка ее в недра земли.
Вероятно, в дальнейшем целесообразно подразделять эксплуата-
ционные участки по сложности граничных условий, по содержанию
газа и пр.
В провинциях и в районах предполагается распространение спе-
цифических и промышленных подземных вод, а на месторождениях
и эксплуатационных участках — уже наличие кондиционных по вели-
чине концентраций промышленных компонентов.
На эксплуатационных участках важное значение имеет конкретная
технико-экономическая оценка возможности и прежде всего — возмож-
ности практического использования этих вод.
ГЛАВА IV
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИИ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
ЗАДАЧИ И ОСОБЕННОСТИ ИЗЫСКАНИЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД;
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ
Месторождения подземных промышленных вод, как указывалось
ранее, характеризуются большим разнообразием гидрогеологических
условий, определяемых частными особенностями геологического строе-
ния и геологической истории отдельных районов. Кроме того, место-
рождения в разной степени изучены предшествующими исследования-
ми. Поэтому для каждого из них необходим индивидуальный подход
к вопросам выбора способа изучения геологического разреза и гидро-
геологических условий. Вместе с тем, всем месторождениям присущи
общие специфические черты. К их числу относятся: а) приуроченность
промышленных вод обычно к глубоким частям артезианских бассей-
нов; б) наличие в разрезе месторождений, как правило, нескольких
горизонтов с промышленными водами; в) приуроченность этих гори-
зонтов к определенным для каждого района литолого-стратиграфиче-
ским комплексам и пластам; г) значительные размеры месторожде-
ний; д) ограниченность размеров перспективных или эксплуатацион-
ных участков; е) проявление упруго-водонапорного режима при
опытных откачках и эксплуатации и т. д.
Эти общие черты месторождений промышленных подземных вод
позволяют, несмотря на имеющееся разнообразие, наметить единую
схему проведения изысканий, с соблюдением последовательности и ста-
дийности. Такая схема изысканий определена Министерством геологии
СССР в 1959 г. Она включает два основных этапа: поиски и развед-
ку. В отдельный этап выделяются исследования при эксплуатации.
Общая схема изысканий и решаемые задачи даны в табл. IV—1.
Назначение и содержание исследований на различных этапах и ста-
диях изысканий излагаются ниже. В силу особенностей, присущих мес-
торождениям промышленных подземных вод, а также принимая во
внимание их изученность, отдельные этапы и стадии изысканий могут
частично или полностью объединяться.
Поиски. Поисковые работы имеют целью выявить месторождение
промышленных врд, а в пределах месторождения — участки (или учас-
ток), перспективные с точки зрения возможности организации добычи
этих вод по сумме гидрогеологических и технико-экономических пока-
зателей. Поисковый этап можно подразделить на две стадии.
Первая стадия поисков включает изучение гидрогеологи-
32
ческих районов (артезианских бассейнов), в пределах которых уста-
новлено наличие подземных промышленных вод. Основой поисков яв-
ляются материалы предшествующих геологических и гидрогеологиче-
ских исследований, глубокого опорного и нефтяного бурения. В приме-
нении к подземным промышленным водам первая стадия поисков от-
личается тем, что в большинстве случаев не требует проведения спе-
циальных поисковых геологических и гидрогеологических съемок,
имеющих ведущее значение в первоначальной стадии поисков других
подземных вод (грунтовых и пресных артезианских), а также твердых
полезных ископаемых. Гидрогеологические съемки могут быть реко-
мендованы лишь в районах разгрузки промышленных вод, особенно
когда предполагается каптировать источники с целью организации
водозаборов.
В задачи первой стадии поисков входит выявление основных за-
кономерностей распространения промышленных подземных вод, изуче-
ние геологического строения и структурных условий территории, глу-
бины залегания и литологического состава водоносных горизонтов в
различных частях артезианского бассейна, химического состава под-
земных вод, в частности закономерностей изменения концентраций
промышленных компонентов. На основе анализа этих материалов на-
мечаются контуры месторождения промышленных вод и точки поиско-
вого бурения в районах предполагаемых эксплуатационных участков.
Сбор и анализ имеющихся материалов сопровождается обследо-
ванием объектов бурения и опытных работ на местах, что особенно
необходимо в случаях, когда нет полноценных данных о химическом
составе вод и содержании полезных компонентов, а также о законо-
мерностях изменения этих показателей в пределах месторождения.
В результате обобщения и анализа материалов составляются кар-
ты распространения в подземных водах различных промышленных
компонентов, на которых отражаются общие гидрохимические законо-
мерности (гидрохимическая зональность) и закономерности изменения
концентраций полезных компонентов (йода, брома, бора, лития и др.),
а также карты динамики подземных вод с отражением характера рас-
пределения приведенных гидростатических уровней, направлений под-
земного стока, областей питания и разгрузки, данных по водообиль-
ности, водопроницаемости и глубинам залегания водоносных горизон-
тов. Карты иллюстрируются соответствующими гидрогеологическими
разрезами. Масштабы карт выбираются в зависимости от размеров и
изученности месторождений.
На первой стадии поисков необходимо произвести региональную
оценку ресурсов подземных вод месторождения и сопоставить гидро-
геологические условия и возможные эксплуатационные запасы про-
мышленных вод различных выявленных перспективных участков с
целью выбора первоочередных объектов для практического освоения.
Результаты первой стадии поисковых работ во многом определя-
ются состоянием геологической и гидрогеологической изученности.
Задача обоснования поискового бурения облегчается при наличии
непосредственно в пределах выделенного участка скважин, пробурен-
ных в других целях (нефтяных, газовых и др.).
Изученность месторождения и отдельных его участков на первой
стадии поисков должна соответствовать по классификации эксплуата-
ционных запасов категории Сг, т. е. быть достаточной для обоснован-
ного перспективного планирования поискового и разведочного бурения.
Вторая стадия поисковых работ включает бурение
отдельных поисковых скважин, в задачи которых входит: изучение
геологического разреза (стратиграфии, литологии, физико-механиче-
ских свойств) слагающих месторождение горных пород, глубин зале-
гания и мощностей водоносных горизонтов, коллекторских свойств
3 Изыскания и оценка запасов	33
Схема последовательности проведения изыска
Этапы	Пои ски,		
Стадии	I	П	
Категория изучения по классификации эксплуатационных запасов	с,	Ci+C,	
Цели и задачи исследова- ний	Выявление месторождений про- мышленных вод. Выбор и обос- нование мест заложения поиско- вых скважин	Изучение гидрогеологи- ческих условий место- рождения. Выбор водо- носных горизонтов и участков для постановки предварительной и де- тальной разведок. Тех- нико-экономическое обое нование целесообразно- сти добычи и использо- вания	громышленных вод	
Назначение исследований Способы и методы иссле- дований	Для перспективного планиро- вания поисков и разведки под- земных вод Систематизация и обобщение региональных гидрогеологических материалов, глубокого опорного и нефтяного бурения	Для планирования раз- ведок на выявленных участках месторождения Бурение	поисковых скважнн, комплексное изучение геологического и гидрогеологического разреза скважин мето- дами промысловой гео- физики и с помощью кер- на. Проведение кратко- временных откачек при 2—3 понижениях уровня	-
Примечание.
1. Объем исследований и наблюдений в процессе бурения определяется степенью-
При разведочном и разведочно-эксплуатационном бурении применяются лишь те методы^
2. В связи с большой стоимостью глубокого бурения целесообразно поисковые скважины
тации подземных вод.
водовмещающих пород, химического и газового состава подземных’
вод, напоров подземных вод разных горизонтов, изучение встреченных
при проходке скважины водоносных горизонтов пробными откачками-
В целом поисковое бурение должно ответить на вопрос о наличии,
глубинах залегания и распространении водоносных горизонтов, при-
годных для промышленного освоения.
Правильное решение поставленных выше задач требует системати-
ческих наблюдений при бурении за проходимыми породами, отбора и
изучения образцов пород и подземных вод. Геологическая и гидрогео-
логическая документация при поисковом бурении является основой!
для стратиграфического и литологического расчленения геологического1
разреза месторождения и определения стратиграфического положения
водоносных горизонтов. Особенно важна тщательная геологическая
документация при бурении на слабо изученных участках геологического
разреза скважины, так как от правильности определения стратигра-
фического положения водоносных горизонтов зависит успех бурения:
последующих разведочных и эксплуатационных скважин.
34
Таблица IV—J
ний подземных промышленных вод
	Разведка		Исследования при эксплуатации
	Предварительная	Детальная	
	с,+в	Сх+ВЧ-А	С.+В+А
	Предварительное гео- логическое и гидрогеоло- гическое изучение эксплу- атационного	участка м-ния. Выявление его контуров. Уточнение (при необходимости) гидро" геологических условий в пределах ожидаемого ра- диуса влияния водоза- бора. Предварительный подсчет эксплуатацион- ных запасов подземных вод. Составление ТЭДа. Разработка н обоснова- ние	предварительных кондиций на промышлен- ные воды и условий их эксплуатации Для обоснования и со- ставления проекта на де- тальную разведку Бурение разведочных скважин. Изучение геоло- гического и гидрогеоло- гического разрезов. Про- ведение	длительных опытных откачек из скважин	Уточнение геологического стро- ения и гидрогеологического раз- реза участка м-ния. Определение основных расчетных гидрогеоло- гических параметров для отдель- ных водоносных горизонтов. Разработка рациональной систе- мы расположения эксплуатацион- ных скважин. Уточнение конди- ций на промышленные воды и условий их эксплуатации. Под счет эксплуатационных запасов подземных вод Для составления проектов эксплуатации промышленных подземных вод Бурение разведочно-эксплуата- ционных скважин. Наблюдения и исследования при бурении такие же, как на 1-й стадии разведки. Проведение длительных опытных или опытно-эксплуатационных от- качек из куста скважии Л	Уточнение расчетных гид- рогеологических показателей для участка. Изучение техни- ческого состояния скважии. Уточнение оптимального ре- жима работы скважин. Уве- личение добычи подземных вод. Уточнение эксплуатаци- онных запасов на основе дли- тельного изучения эксплуата- ционного режима подземных промышленных вод. Прира- щение площади эксплуатаци- онного участка м-ния и экс- плуатационных запасов под- земных вод Для уточнения проектов эксплуатации подземных вод Проведение систематических наблюдений за режимом ра- боты эксплуатационных сква- жин
гидрогеологической изученности разреза участка месторождения иа различных стадиях изысканий,
исследований, которые по данным предварительной разведки оказались наиболее эффективными,
использовать по возможности для дальнейших разведочных работ, а разведочные — для эксплув-
При определении объема бурения на участке и выборе методики
исследовательских работ нужно исходить из: 1) особенностей геоло-
гической структуры и геологического разреза, а также гидрогеологи-
ческих условий участка; 2) степени их изученности и 3) степени изу-
ченности связи между литологическими особенностями горных пород и
показателями отдельных видов каротажа.
Если бурение производится в районе, геологические и гидрогео-
логические условия которого не изучены, то стратиграфическое и ли-
тологическое расчленение пройденного скважиной разреза возможно
лишь по образцам керна и шлама. Другие виды исследований, в част-
ности промыслово-геофизические, в данном случае служат дополне-
нием к изучению интервалов отбора керна. Сопоставление анализов
керна с результатами промыслово-геофизических исследований позво-
ляет интерпретировать последние применительно к интервалам сква-
жин, не охарактеризованным образцами пород.
При бурении в районе с известным гидрогеологическим разрезом
отбор керна должен преследовать лишь цель подтверждения геологи-
35	3»
ческого возраста и исследования физико-механических и водных
свойств пород. Расчленение горных пород, выделение водоносных го-
ризонтов и определение их мощности производится по данным отдель-
ных видов промыслово-геофизических исследований с учетом данных
изучения шлама и наблюдений за глинистым раствором.
Выделенные в процессе бурения водоносные горизонты подверга-
ются пробным откачкам. Откачки производятся из всех горизонтов,
за исключением горизонта грунтовых вод и тех горизонтов, которые
достаточно хорошо изучены предшествующими исследованиями.
На основе результатов поискового бурения и пробных откачек с
учетом геологического строения и гидрогеологических условий участка
изысканий производится разработка предварительных кондиций и
ориентировочная оценка эксплуатационных запасов промышленных
вод. Изученность месторождения и его отдельных участков на второй
стадии поисков должны соответствовать категории С] + С2 эксплуата-
ционных запасов, т. е. быть достаточной для проектирования предва-
рительных или детальных разведочных работ.
Разведка. Этап разведочных работ может быть подразделен на две
стадии: предварительную и детальную. В отдельных случаях при от-
носительно простом геологическом строении участка и надежности
полученных в процессе поисков данных возможно исключение стадии
предварительной и переход после поисков непосредственно к деталь-
ной разведке.
В задачи разведочных работ входят:
1)	уточнение глубины залегания основных продуктивных горизон-
тов на участке и характера ненарушенной пьезометрической поверх-
ности;
2)	определение эффективной мощности продуктивных пластов и
характера изменения ее по площади;
3)	определение основных расчетных гидрогеологических парамет-
ров— коэффициентов водопроводимости, фильтрации и пьезопровод-
ности, выявление их изменения по площади и в разрезе с целью по-
строения карты водопроводимости и расчета средневзвешенной водо-
проводимости или выделения участков, резко различающихся по своим
фильтрационным свойствам;
4)	получение водно-физических характеристик пород и пластовых
вод—проницаемости, пористости, удельного веса, вязкости, пластовой
температуры;
5)	определение газового фактора и состава растворенного и (при
наличии) свободного газа в пластовых водах;
6)	тщательное изучение химического состава подземных промыш-
ленных вод, определение содержания полезных компонентов, нафтено-
вых кислот, нефти, окисляемости, галоидопоглощаемости и т. п. с
целью производства технологической оценки промышленных вод с уче-
том имеющихся нормативных требований.
Водопроизводительность и фильтрационные свойства продуктив-
ных горизонтов и комплексов, а также устойчивость или изменчивость
химического состава промышленных вод устанавливаются длительны-
ми опытными откачками продолжительностью от 0,5 до 2—3 месяцев
в зависимости от сложности гидрогеологических и гидрохимических
условий.
Поскольку промышленные воды залегают обычно на большой глу-
бине, специальные наблюдательные скважины, как правило, не бу-
рятся— в качестве наблюдательных используются близлежащие раз-
ведочные скважины. При залегании водоносных горизонтов выше
500 м в отдельных случаях могут буриться специальные наблюдатель-
ные скважины небольшого диаметра. В наблюдательных скважинах
замеряются уровни (давления) и температуры, изучается воронка
36
депрессии, определяются параметры пласта, изучается режим про-
мышленных вод.
Первая стадия разведки — предварительная —
имеет целью получение сравнительных данных по отдельным участкам
или различным частям одного и того же участка, когда поисковые ра-
боты не дают однозначного ответа на вопрос о преимуществе тех или
иных эксплуатационных участков ввиду сложности геологического
строения и гидрогеологических условий. Подобные случаи возникают
в частности, когда перспективный участок не является однородным и
расчетные гидрогеологические показатели, полученные для отдельных
его частей, нельзя полностью распространить на всю площадь.
Например, если участок приурочен к антиклинальной структуре,
разбитой серией продольных и поперечных тектонических нарушений,
гидрогеологические условия его чрезвычайно осложняются. В пределах
отдельных тектонических блоков водоносные горизонты могут не иметь
заметной гидравлической -связи. В то же время тектонические наруше-
ния могут являться естественными путями, связывающими подземные
воды разных водоносных горизонтов. Можно полагать, что в пределах
разных блоков подобных участков горизонты подземных промышлен-
ных вод будут проявлять себя по-разному в отношении дебитов, плас-
товых давлений, режима и т. д. Различные свойства одного и того же
водоносного горизонта могут быть обусловлены не только наличием-
тектонических нарушений, но и резкой сменой фильтрационных свойств
пород в пределах участка, разной степенью насыщенности подземных
вод- растворенными газами, наличием газовой- шапки. Следовательно,
сумму гидрогеологических показателей, полученных для отдельных
частей промышленной площади, нельзя полностью распространить на
весь перспективный участок. Хотя в общих чертах геологическое строе-
ние такого участка может быть выявлено в результате поисков, тем
не менее предварительная оценка эксплуатационных запасов подзем-
ных вод и, следовательно, оценка перспективности участка для даль-
нейшего освоения требует дополнительных исследований. Такие иссле-
дования, сопровождаемые минимальным объемом бурения и опытных
гидрогеологических работ, целесообразно выделить в стадию пред-
варительной разведки.
На стадии предварительной разведки скважины располагаются на
всей площади участка для его равномерного изучения и получения
средних показателей. При недостаточной региональной геологической и
гидрогеологической информации отдельные скважины целесообразно
закладывать за пределами участка в радиусе ожидаемого влияния
водозабора с целью уточнения условий на границах пласта. Только
после завершения бурения и опробования скважин можно выбирать
рациональную схему размещения водозабора. Учитывая высокую стои-
мость бурения и возможное непопадание части разведочных скважин
в схему будущего водозабора, на стадии предварительной разведки
скважины целесообразно проходить сравнительно небольшим диамет-
ром и в дальнейшем использовать их как резервные и наблюдательные.
На основании полученных на первой стадии разведки результатов
подсчитываются предварительные эксплуатационные запасы подземных
промышленных вод, дается их технологическая оценка с точки зрения
возможности извлечения полезных компонентов (с постановкой соот-
ветствующих исследований в специализированных лабораториях) и
выбираются места заложения разведочно-эксплуатационных скважин.
Гидрогеологическая изученность участка на стадии предварительной
разведки должна соответствовать категории В + С] эксплуатационных
запасов.
В результате предварительной разведки составляется технико-эко-
номический доклад (ТЭД), в котором освещаются геологическое и
37
гидрогеологическое строение разведанных участков, химический состав
подземных вод продуктивных горизонтов, содержание в них полезных
компонентов и закономерности их изменения, ресурсы промышленных
вод и общие технико-экономические показатели их промышленного
освоения—добычи и переработки.
Если в процессе предварительной разведки выяснится, что гидро-
геологические условйя достаточно просты, а перспективы месторожде-
ния высокие, можно, не дожидаясь ее окончания, перейти к детальной
разведке, частично объединяя оба этапа в один. Это значительно уде-
шевляет общую стоимость разведки и ускоряет промышленное освое-
ние месторождения.
Вторая стадия разведки — детальные разведоч-
ные работы — следует непосредственно за предварительной развед-
кой. Целью этой стадии является уточнение геологического разреза,
глубин и мощности продуктивных горизонтов и комплексов, парамет-
ров пластов, эксплуатационных запасов и качества вод, предназна-
ченных для извлечения ценных компонентов, их химического состава,
его устойчивости и изменчивости во времени, а также размеров экс-
плуатационного участка, конструкции и рационального размещения
эксплуатационных скважин.
Выбранные эксплуатационные участки должны быть равномерно
освещены необходимыми сведениями о свойствах продуктивных пород
и содержащихся в них вод.
Для детальной характеристики этих свойств в зависимости от
сложности гидрогеологических условий на выбранном участке соору-
жаются один или несколько опытных узлов, состоящих из двух-трех
скважин для проведения кустовых или групповых откачек.
При большой глубине залегания водоносных горизонтов (свыше
500 м) специальные наблюдательные скважины обычно не бурятся, и
опытные кусты создаются путем сгущения на отдельных участках
изучаемой площади разведочной сети скважин.
Учитывая большую стоимость бурения, разведочные скважины
целесообразно располагать в створе (или на площади) предполагаемо-
го водозабора для дальнейшего Использования их в качестве эксплуа-
тационных. Поэтому конструкция таких скважин должна удовлетво-
рять условиям эксплуатации.
Общее количество разведочных скважин составляет примерно до
30—50% от количества скважин предполагаемого водозабора.
Длительность откачек из одиночных скважин устанавливается в
зависимости от результатов предварительной разведки и густоты рас-
положения разведочных скважин на площади.
Продолжительность кустовой откачки лимитируется расстоянием
между центральной и наблюдательной скважинами, поэтому узло-
вые скважины бурятся на таком расстоянии друг от друга, чтобы
понижение уровня в наблюдательной скважине от действия цен-
тральной было достаточным для определения основных и гидродина-
мических параметров при продолжительности откачки в один-два
месяца.
Для изучения стабильности химического состава промышленных
вод при проведении откачек производится систематический отбор проб
на полный химический анализ с определением всех промышленных
компонентов.
В целях окончательной разработки рациональной методики извле-
чения промышленных компонентов из подземных вод и геолого-про-
мышленной оценки месторождения технологические исследования, а
также сбор материалов по экономическим условиям, начатые при про-
ведении предварительной разведки, продолжаются и в процессе де-
тальной разведки. Гидрогеологическая изученность участка на стадии
38
детальной разведки должна ' соответствовать категориям A-hB + Ci
эксплуатационных запасов подземных вод.
Кондиции. Конечным итогом второй стадии разведки являются
разработка кондиций на промышленные подземные воды и непосред-
ственно подсчет эксплуатационных запасов этих вод.
Кондиции устанавливаются с учетом гидрогеологических, техниче-
ских и экономических показателей разработки месторождения в тече-
ние расчетного срока его эксплуатации на базе оперативных подсчетов
запасов подземных вод.
Исследования при эксплуатации. Исследования при эксплуатации
промышленных вод имеют своей целью дальнейшее увеличение добы-
чи воды при рационалыном количестве эксплуатационных скважин.
Т’акие работы необходимы вплоть до того момента, когда увеличение
промышленной площади участка месторождения и суммарного дебита
водозабора окажутся нецелесообразными. Однако объем исследований
и характер разведочных работ на данном этапе отличаются от иссле-
дований этапа разведки. Поэтому работы на уже эксплуатируемом
участке месторождения целесообразно выделить в отдельный этап.
Такие исследования, помимо дополнительного бурения разведочных
•скважин, включают также изучение режима подземных йодо-бромных
вод, которое проводится непрерывно с момента начала опробования
разведочных скважин в течение всего периода их эксплуатации (регу-
лярные измерения дебита воды, статического и динамического уров-
ней, пластовых давлений, газового фактора, состава воды и т. д.).
На основе изучения режима подземных вод вносятся поправки в до-
пускаемые при эксплуатации величины дебитов и понижений уровня
подземных вод в скважинах для создания оптимальных условий рабо-
ты всего промысла. Кроме того, ведутся наблюдения за техническим
•состоянием скважин (пескование, отложение солей и т. д.), а также
ряд других исследований, например, установление оптимального режи-
ма работы эрлифтов. В последнем случае необходимость исследова-
ний вызвана отсутствием в настоящее время строгой и точной теории
эрлифта применительно к глубоким динамическим уровням подзем-
ных вод. Кроме того, связанные с изучением режима подземных вод
приемы исследования в скважинах, оборудованных эрлифтами, нуж-
даются в дальнейшем уточнении и совершенствовании. Одним из наи-
более спорных вопросов является определение динамического уровня
по величине рабочего давления сжатого воздуха.
КАТЕГОРИИ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ СКВАЖИН
И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ
Бурение скважин при поисках и разведке подземных вод является
основном методом их изучения и эксплуатации. Все остальные методы
исследования опираются на данные бурения, и возможности использо-
вания их могут быть проверены и подтверждены только бурением.
Целевое назначение скважин следующее:
1)	стратиграфическое расчленение вскрываемых отложений;
2)	выделение в разрезе стратиграфо-литологических комплексов
пород и определение их мощности;
3)	выявление в разрезе водоносных комплексов (горизонтов и
пластов) их мощности, включая и комплексы, горизонты и пласты,
содержащие воды промышленного значения, а также комплексов
непроницаемых или слабопроницаемых пород;
4)	выделение гидравлической связи промышленной водоносной зо-
ны с выше- и нижележащими водоносными горизонтами;
5)	установление статических- уровней, напоров, пластовых давле-
ний подземных вод различных горизонтов;
39
Таблица IV — 2
Категории скважин при изысканиях подземных промышленных вод
Категории скважин	Основное назначение бурения	Решаемые задачи	Методы исследования
Поисковая	Получение гидрогеологических по- казателей по месторождению и пред- варительных гидрогеологических дан- ных для эксплуатационного участка: в частности выделение в разрезе ком- плексов (горизонтов, пластов) про- мышленных подземных вод, перспек- тивных для использования, по хими- ческому составу вод, дебитам, уров- ням (пластовым давлениям)	Оценка условий распространения и залегания подземных вод место- рождения и его общая гидрогеологи- ческая характеристика; выбор участка и водоносных горизонтов для поста- новки разведочных работ (бурения и опробования опытными откачками)	В процессе бурения — механический каро- таж, исследования промывочной жидкости, шлама, керна, наблюдения за водо-, газо- и нефтепроявлениями; электрический, радио- активный и термометрический каротаж, а также изменение фактического диаметра скважины, кривизны и т. д.; пробные откач- ки с анализами воды, газов и определе- нием статического и динамического уровней (пластовых давлений) и газового фактора
Разведочная (опытно-	Установление расчетных показате-	Геологическая и гидрогеологическая	Характер наблюдений и исследований
разведочная и наблюда- тельная)	лей по дебитам, уровням (пластовым	характеристика эксплуатационного	остается таким же, как при поисковом бу-
	давлениям) и составу воды на основе проведения опытных откачек; уточне- ние остальных гидрогеологических по-	участка месторождения промышлен- ных подземных вод; оценка запасов этих вод по категориям изученности	реиии, но уменьшается отбор керна; основ- ное внимание уделяется изучению промыш- ленной водоносной зоны; применяются толь-
о	казателей по эксплуатационному уча- стку, полученных ранее, а также (при необходимости) условий на границах пласта	С[ 4-В -f-А	ко те методы промысловой геофизики, которые оказались рациональными по дан- ным исследований при поисках; откачки производятся опытные, обычно длительные; более детально производятся анализы под- земных вод и газов, а также определение газового фактора
Разведочно-эксплуата-	Установление расчетных гидрогео-	Уточнение геологической и гидро-	Наблюдения и исследования такиё же, как
ционная	логических показателей по дебитам, уровням и составу воды для прираще- ния (а в некоторых случаях и опре- деления) эксплуатационных запасов подземных вод на эксплуатационном участке месторождения; уточнение остальных гидрогеологических пока- зателей, полученных ранее Эксплуатация подземных вод	геологической характеристики эксплу- атационного участка месторождения с увеличением эксплуатационной пло- щади (или в пределах прежнего кон- тура); приращение эксплуатационных запасов и определение их по катего- риям изученности А, В, и частично Ci	при бурении разведочных скважин; опытные откачки менее длительны, могут заменяться опытно-эксплуатационными и групповыми
Эксплуатационная		Увеличение добычи подземных вод	Наблюдения и исследования при бурении ограничиваются интервалом выделенной при разведке промышленной водоносной зоны; производятся откачки опытно-эксплуата- ционные и эксплуатационные
6)	определение водообильности водоносных комплексов (горизон-
тов, пластов) и их фильтрационных свойств;
7)	оценка физико-механических свойств и петрографо-минералоги-
ческого состава пород;
8)	изучение физико-химических свойств, солевого и газового сос-
тавов промышленных вод.
В связи с исключительным значением глубокого бурения, а также
учитывая общую стоимость буровых работ, каждая скважина должна
выполнять требования (назначение), которые определяются задачами
поисков и разведки на разных стадиях изысканий. При этом необходи-
мо учитывать совокупность уже имеющихся данных по геологическому
строению и гидрогеологическим условиям изучаемого месторождения.
Исходя из различия геологических и гидрогеологических задач,
решаемых на разных стадиях поисков и разведки подземных промыш-
ленных вод, намечаются несколько категорий скважин, отличающихся
по своему назначению, объему и методам исследования. При этом
поставленные задачи на разных стадиях поисково-разведочных работ
определяют не только обьем и методы гидрогеологических исследова-
ний, но также глубину и конструкцию скважин, способ бурения, поря-
док и методику опробования водоносных горизонтов.
В соответствии с последовательностью проведения разведочных
работ и характером задач, решаемых на каждой стадии исследований,,
выделяются следующие основные категории глубоких гидрогеологиче-
ских скважин:
1)	поисковые;
2)	разведочные:
а)	опытно-разведочные;
б)	наблюдательные;
3)	разведочно-эксплуатационные;
4)	эксплуатационные.
Назначение и задачи каждой категории скважин отражены в
табл. IV—2.
В процессе бурения и опробования некоторых скважин может воз-
никнуть необходимость изменения их назначения и решаемых задач.
В связи с этим возможны случаи перевода скважин из одной катего-
рии в другую, например, поисковой скважины в разведочную, разве-
дочной — в эксплуатационную. Возможны также случаи перевода раз-
ведочных скважин в категорию поисковых после окончания бурения и:
опробования последних для изучения еще не вскрытых предыдущим
поисковым бурением отложений и т. д. Такой перевод скважин из од-
ной категории в другую должен сопровождаться соответствующим из-
менением объема гидрогеологических исследований и возможен тогда,
когда это оправдано соответствием их технической конструкции (диа-
метр эксплуатационной колонны, конечный диаметр и т. д.).
ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
В соответствии с требованиями, предъявляемыми к разведочным-
скважинам на различных этапах изысканий (стадиях исследований),
способы их бурения и конструкции могут быть различными. В общем
случае способ бурения и конструктивные особенности скважин на под-
земные промышленные воды определяются: проектной глубиной, конеч-
ным диаметром, характером геологического разреза, целевым назна-
чением, способом опробования и некоторыми другими факторами.
В связи с тем, что конечный диаметр для глубоких разведочных,
скважин в СССР является стандартным и в среднем составляет 150—
152 мм с отклонениями ±1", тип буровых установок (станков) опре-
41
.деляется проектной глубиной залегания продуктивных горизонтов и
назначением скважин.
В табл. IV—3 приведены наиболее часто применяемые на практи-
ке типы буровых установок для поисков и разведки подземных про-
мышленных вод.
Бурение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин обыч-
но производится роторным или турбинным способами. Каждый из них
имеет свои преимущества и недостатки.
Турбинный способ обеспечивает высокую скорость проходки и, сле-
довательно, экономически более эффективен. В то же время при тур-
бинном бурении очень низок выход керна (не более 20—30% в интер-
валах опробования), а в некоторых типах пород (каменная соль,
несцементированные песчаники и др.) вообще не удается получить
керн.
Роторный способ по сравнению с турбинным характеризуется мень-
шими скоростями проходки.
Однако этот способ значительно более эффективен по количеству
получаемой информации, в частности, при применении колонковых
«нарядов. Выход керна в интервалах опробования почти для всех ти-
пов пород может достигать 80—100%.
В зависимости от степени геологической изученности месторожде-
ния подземных промышленных вод рекомендуется поисковые и первые
разведочные скважины проходить роторным способом с применением
в интервалах отбора керна колонковых снарядов. Проводку последу-
ющих разведочных, а также эксплуатационных скважин целесообраз-
но осуществлять турбинным способом.
Таблица IV—3
Основные типы буровых установок
Назначение скважин	Глубниа, м	Конечный диаметр, мм	Тнп буровой установки (станка)	Способ бурения	Примечания
Поисковые	750	127	ЗИФ-1200А	Роторный	При меньшей про-
	1250	100	УРБ-4ПМ	»	ектной глубине
	2000	130	«Уфимец»	»	могут использовать-
	2500	130	«Уфимец— Шмидт»	»	ся для бурения разведочных сква- жин
Разведочные и эксплуатаци-	2400	200	БУ-75БР	Турбинный и роторный	
онные	3000	200	5Д 9Д	То же »	
Конструктивные особенности скважины должны обеспечивать:
а) ее безопасную проходку; б) возможность раздельного опробования
нескольких водоносных горизонтов с оптимальными дебитами и
в) возможность спуска водоподъемного оборудования.
Наибольшую опасность при бурении представляют неожиданные
выбросы из мощных соленосных, а также терригенных толщ, залега-
ющих под регионально выдержанными водоупорами. Перед вскрытием
таких толщ, ствол следует закреплять технической колонной.
Вскрытие водоносных горизонтов и оборудование водоприемной
части скважины определяет сообщение ее с пластом. От этого в,значи-
тельной мере зависит надежность получения расчетных гидрогеологи-
ческих параметров и прежде всего фактического дебита, имеющего
значение при категоризации запасов.
42
Методика (или технология) вскрытия горизонтов определяется
фильтрационными свойствами пород, пластовым давлением, темпера-
турой, газонасыщенностью воды и другими факторами.
Водоносные горизонты с пластовыми давлениями, соизмеримыми
с условными гидростатическими давлениями, склонны к поглощению
промывочной жидкости. В зависимости от фильтрационных свойств
пород глинистый раствор может проникать в пласт до десятков сан-
тиметров в поровых коллекторах и до десятков метров в трещинова-
тых коллекторах. Это резко ухудшает проницаемость пород призабой-
ной зоны скважины, а последующие мероприятия по очистке не всегда
дают положительный эффект. Поэтому для предотвращения загрязне-
ния пласта в процессе бурения целесообразно применять специальные
растворы (добавки ПАВ, бентонитовых веществ и др.) и сокращать
период между вскрытием пласта и его гидрогеологическим опробо-
ванием.
Водоносные горизонты с высокими пластовыми давлениями вскры-
ваются с применением предупредительных мер: установки превеите-
ров, задвижек высокого давления и обратных клапанов, утяжеления
глинистых растворов и др.
Оборудование водоприемной части разведочных скважин и после-
довательность опробования определяются количеством водоносных го-
ризонтов и характером коллектора.
При бурении скважин на один перспективный водоносный гори-
зонт водоприемная часть в устойчивых породах оборудуется в виде
открытого забоя, а в неустойчивых породах закрепляется хвостовика-
ми различной конструкции.
В том и другом случаях башмак обсадной колонны устанавли-
вается у кровли водоносного горизонта, сама колонна цементируется.
Для предотвращения загрязнения водоносного горизонта при це-
ментации необходимо производить временную изоляцию его путем на-
мыва песчаной пробки.
В целях упрощения процесса закрепления водоприемной части ре-
комендуется также применять одноколонную конструкцию с манжет-
ной заливкой. Железная воронка — манжета устанавливается на уров-
не кровли водоносного горизонта, а нижняя (фильтровая) часть ко-
лонны либо перфорируется на поверхности, либо оборудуется
фильтром.
Рациональные конструкции фильтров для разведочных и эксплуа-
тационных скважин в сложных условиях пока не разработаны.
Имеется небольшой опыт применения фильтров на Славяно-Троиц-
ком месторождении. Здесь в условиях сильного пескования использо-
вались длй закрепления водоприемной части карбомидные смолы, сет-
чатые и металло-керамические фильтры СКТБ—МФ. При этом карбо-
мидные смолы давали кратковременное увеличение дебита на несколь-
ко суток; металло-керамические фильтры заиливались в течение суток;
менее чем за сутки выходили из строя проволочные сетчатые фильтры.
При наличии в разрезе нескольких водоносных горизонтов обще-
принятой и пока единственной методикрй оборудования водоприемной
части для опробования трещинных и рыхлых коллекторов является
последовательная перфорация эксплуатационной колонны. Против во-
доносных горизонтов водоприемная часть для самого нижнего го-
ризонта оборудуется как для случая одного водоносного горизонта.
Все вышележащие горизонты изолируются от нижнего и друг от друга
обычно путем сплошной цементации затрубного пространства и уста-
новки цементных мостов или пакерующих устройств в эксплуатацион-
ной колонне.
Цементация затрубного пространства под давлением приводит к
проникновению цемента в пласт и ухудшению коллекторских свойств
43
в призабойной зоне. Так что цементация сама по себе является вынуж-
денной мерой из-за отсутствия более эффективной методики. В каче-
стве рационального метода разобщения горизонтов следует применять
поинтервальную цементацию затрубного пространства. При этом, ко-
нечно, всегда следует исходить из надежности изоляции водоносных
горизонтов друг от друга и в связи с этим вопрос о высоте подъема
цемента за колонной в каждом интервале необходимо решать отдельно.
Перед вскрытием водоносного горизонта эксплуатационная колон-
на подвергается опрессовке. Вскрытие горизонта производится путем
прострела колонны и цементного кольца перфораторами. В настоящее
время применяют пулевые, торпедные, кумулятивные и пескоструйные
перфораторы *.
Наиболее эффективными являются кумулятивные перфораторы.
Например, перфоратор ПК-103 пробивает отверстия диаметром 8—
9 мм; максимальная глубина проникновения зарядов в плотную поро-
ду достигает 20—25 см. Однако даже при такой глубине прострела
зачастую не удается вскрыть зону проникновения глинистого раствора
или цемента. Поэтому эффективными являются далеко не все отвер-
стия. Кроме того, пропускная способность отверстий резко возрастает
с увеличением их диаметра. Например, через отверстие диаметром
12 мм расход почти в два раза выше, чем через отверстие диаметром
9 мм. В то же время увеличение числа отверстий не приводит к зна-
чительному возрастанию производительности скважин. Более того,
слишком плотная перфорация может вызвать разрушение цементного
кольца за колонной. Наиболее оптимальная плотность перфорации —
8—10 отверстий диаметром 12—13 мм на 1 м мощности пласта.
Весьма перспективным представляется применение пескоструйных
перфораторов. С помощью направленной струи песка можно получать
не только сосредоточенные каналы, но и вертикальные или горизон-
тальные трещины в зоне до 30 см и тем самым совершенствовать
вскрытие пласта.
Конструкция скважин, опробование которых производится самоиз-
ливом или с применением водоподъемников, принципиально одинако-
вы. Некоторое отличие заключается в том, что для несамоизливающих
скважин диаметр обсадной колонны должен обеспечивать спуск водо-
подъемного оборудования. Поэтому для таких скважин обычно при-
меняется телескопическая конструкция с увеличенным диаметром в
верхней части (до 8—10").
ГЛАВА V
МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
НА ПРОМЫШЛЕННЫЕ ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ
ЗАДАЧИ И ЭТАПЫ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН;
ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
Объем геолого-промышленных исследований при бурении и опро-
бовании поисково-разведочных скважин должен полностью обеспечи-
вать получение всех исходных данных, необходимых для подсчета за-
пасов промышленных подземных вод. В связи с этим исследования
скважин выполняются в процессе их бурения, при проведении опытных
работ и после окончания последних.
При бурении скважин основной задачей исследований является'
тщательное изучение геологического разреза с выделением всех лито-
* В некоторых случаях для вскрытия горизонтов в трещиноватых породах приме-
няется торпедирование.
44
лого-стратиграфических комплексов и водоносных пластов, включая и
продуктивные горизонты на промышленные воды. Устанавливаются
литологический состав пройденных пород, их мощность, глубины за-
леганий, изменение температуры с глубиной, наличие нефти и газа.
По кериу и каротажным диаграммам тщательно изучаются строение
(гранулометрический состав, пористость, проницаемость, трещинова-
тость и т. д.), а также условия залегания водоносных пластов.
При вскрытии и активизации водоносных пластов (после завер-
шения бурения скважин) исследованиями устанавливаются: положе-
ние статического уровня (давления), минерализация и химический
состав подземных вод, содержание в них полезных компонентов, на-
личие нефти и газа, состав газа.
В процессе опробования скважин изучаются: а) водообильность и
фильтрационные свойства водоносных пластов (дебит, удельный дебит,
коэффициенты водопроводимости, фильтрации, проницаемости, пьезо-
проводности); б) минерализация и химический состав подземных вод,
содержание в них полезных компонентов, их устойчивость и изменчи-
вость во времени, наличие в водах газа, его количество и состав, нали-
чие нефти и вредных компонентов; в) гидравлическая взаимосйязь
между продуктивным водоносным пластом и водоносными горизонта-
ми, лежащими выше и ниже по разрезу; последнее имеет особенно
важное значение, если вышележащие и нижележащие водоносные го-
ризонты по содержанию полезных компонентов неперспективны.
После завершения опробования скважин уточняется положение
статического уровня (или давления) подземных вод, их химического и
газового состава и содержания в них полезных компонентов. По от-
дельным скважинам, равномерно распределенным на площади, целе-
сообразно организовать наблюдения для изучения естественного ре-
жима подземных вод.
Применяемое при исследованиях насосное оборудование опреде-
ляется (посредством опробования скважин) ожидаемыми водопритока-
ми, положением статического и динамического уровней подземных вод,
а также температурой.
Самоизливающие скважины обычно опробуются путем выпусков
воды, для чего в скважины опускаются насосно-компрессорные трубы
(НКТ), а на устье устанавливается фонтанная арматура, которая
состоит из трубной головки и фонтанной елки. Изготавливается фон-
танная арматура по различным схемам и на различные давления.
В несамоизливающих скважинах откачка выполняется принуди-
тельно. Обычно в этих целях используются компрессорные подъемни-
ки. При ожидаемой глубине залегания динамического уровня до 300 м
применяется компрессор УПК-80 с давлением воздуха 80 кг! см2, для
неглубокогб'залегания динамических уровней (60—70 м) используются
компрессоры ПКС-3, КС-6, КС-9 и др. с давлением воздуха 6—7 ат.
В ряде случаев ।водоподъемной колонной служит непосредственно об-
садная колонна труб. При неглубоком залегании динамических уров-
ней (70—90 м) и ожидаемых больших водопритоках в скважины от-
качка может выполняться также погружными центробежными- насоса-
ми типа АТН (АТН-8-1-22, АТН-10-1-11, АТН-10-1-13 и др.). Недос-
татком указанных насосов является их способность обслуживать
только скважины с относительно большим внутренним диаметром
(200—250 мм), а также быстрая изнашиваемость при содержании в
откачиваемой жидкости даже небольших количеств механических при-
месей. Скважины с глубоким залеганием статического уровня воды
и при малом ожидаемом водопритоке опробуются плунжерными штан-
говыми насосами типа НГН-2, НГН-2Р, НГН-2РБ с приводом от стан-
ков-качалок СКН-3-1515, СКН-5-3015 и СКН-10-3315.
Дебит скважины при опробовании обычно определяется объемным
45
способом с помощью емкости, которая должна заполняться не менее
чем за 1 мин. Имеются также различные конструкции дебитомеровг
из которых на нефтяных промыслах широкое распространение полу-
чил дебитомер системы В. П. Яковлева. Прибор устанавливается на
емкости, в которую подается вода из скважины. Положение уровня в-
емкости замеряется специальным поплавком, уравновешенным проти-
вовесом. Фиксируется уровень на диаграммной бумаге, закрепленной
на цилиндрическом барабане. Барабан приводится во вращение от
часового механизма. Помимо указанного способа замеров дебита
скважин могут также использоваться различные системы водосливов.
Замеры уровня воды в скважинах (статического и динамического)
при неглубоком его залегании (до 100—200 м) производятся с по-
мощью уровнемеров различной конструкции (электроуровнемер конст-
рукции Б. П. Остроумова с максимальной глубиной замера до 100 м,.
уровнемер УЭ-50 с глубиной замера до 50 м, электроуровнемеры ЭВ-1
и ЭВ-1м с глубиной замера до 200 м и др.). При значительных глу-
бинах залегания уровней замеры их выполняются с помощью эхолота
системы Сныткина (ЭС-5 — до 1000 м и ЭМС-200 — свыше 2000 м)..
Принцип действия прибора заключается в следующем. В, межтрубное
пространство скважины (или в колонну) дается звуковой импульс,
создаваемый выстрелом пороховой хлопушки. Звуковой импульс рас-
пространяется до уровня жидкости и, отразившись от него, возвра-
щается обратно к устью, где он воспринимается термофоном. По ско-
рости возвращения звука рассчитывается глубина положения уровня»
в скважине.
В самоизливающих скважинах замеряется не уровень, а давление*
(избыточное, пластовое, забойное). Избыточное давление (статиче-
ское, динамическое) фиксируется образцовыми, контрольными и ре-
гистрирующими манометрами, установленными на устье. В промысло-
вых условиях наиболее широкое распространение получили регистри-
рующие устьевые манометры МГ-410. Изготовляются они на следую-
щие пределы измерения: 0—6, 0—10, 0—25, 0—40, 0—60, 0—100г
0—160 кг!см2.
Замеры пластовых и забойных давлений в самоизливающих и
йесамоизливающих скважинах выполняются глубинными манометра-
ми. По характеру измерения давления эти манометры подразделяются?
на несколько групп, из которых наибольшее распространение получи-
ли две: 1) глубинные манометры с непрерывной записью показателей;
2) максимальные глубинные манометры.
Манометры первой группы снабжены часовым механизмом, обес-
печивающим непрерывную запись давления, начиная от нуля. Мано-
метры второй группы часовых механизмов не имеют и записывают
только наибольшее давление в замеряемом интервале. Поэтому они-
называются максимальными.
В промысловых условиях для замеров пластовых и забойных дав-
лений обычно применяются манометры первой группы, к которым от-
носятся: а) поршневые самопишущие глубинные манометры МГП-2 и
МГП-3 (пределы измерения 0—80, 0—160, 0—300 кг]см2, класс точ-
ности— 0,5, порог чувствительности в % от предела измерения — 0,2;
продолжительность работы часового механизма — до 36 час); б) ге-
ликсные самопишущие глубинные манометры М.ГГ-1 и МГГ-2У (пре-
делы измерения 0—50, 0—100, 0—120, 0—250 кг/см2; класс точности —
0,35; порог чувствительности — 0,2%; продолжительность работы ча-
сового механизма —10 час); в) лифтовый самопишущий глубинный?
манометр МГЛ-5 (пределы измерения 0—80, 0—160, 0—300 кг/см2;
класс точности—1,0; порог чувствительности — 0,2%; продолжитель-
ность работы часового механизма — 240 час). Из указанных маномет-
ров наиболее широко распространены МГГ-1 и МГГ-2У.
46
Для гидродинамических исследований пластов (снятие кривых
снижения—восстановления давления на забое скцажины, изучение
взаимодействия скважин), а также для других случаев, когда возни-
кает необходимость в измерении с большой точностью малого изме-
нения давления, применяются глубинные дифференциальные самопи-
шущие манометры ДГМ-4, ДГМ-4/2, ДГМ-4/М. Принцип действия их
основан на уравновешивании давления в точке измерения давлением
сжатого воздуха, которым предварительно заполняются две воздуш-
ные камеры прибора, разделенные поршнем. После спуска прибора в
скважину на заданную глубину и открытия специального клапана
давление в нижней камере (под поршнем) сравнивается с давлением
внешней среды. Выравнивание давления, а также последующее изме-
нение давления в скважине на заданной глубине вызывает перемеще-
ние поршня, в связи с тем происходит деформация воздушной подуш-
ки в верхней камере (над поршнем). Перемещение поршня, связан-
ного штангой с регистрирующим устройством, записывается на спе-
циальном бланке. Максимальное рабочее давление манометров.
ДГМ-100, 150, 200, 250 и 350 кг]см2\ пределы измерения давления —
10—20% от величины начального рабочего давления; порог чувстви-
тельности прибора — 0,005 кг/см2.
Температура подземных вод на изливе замеряется обычными ртут-
ными термометрами. Для замера температуры воды на заданной глу-
бине применяется максимальный термометр, заключенный в металли-
ческую гильзу: В промысловых условиях температура подземных вод
замеряется совместно с забойным давлением, так как в нижней части
глубинных манометров помещается максимальный термометр в (метал-
лической оправе.
Для отбора глубинных проб воды наибольшее распространение в
практике получили пробоотборники ПД-ЗМ и ПРИЗ-2. Указанные
пробоотборники относятся к типу промывных, поскольку они спуска-
ются в скважину с открытыми клапанами и во время спуска промы-
ваются потоками жидкости. По достижении заданной глубины и вы-
держки клапаны закрываются и герметизируют заборную камеру с
отобранной пробой. В пробоотборнике ПД-ЗМ герметизация произво-
дится с помощью часового механизма, в пробоотборнике ПРИЗ-2 —
ударным способом с помощью груза, который спускается в скважину
по тому же тросу, на котором закреплен и пробоотборник. Наруж-
ный диаметр пробоотборника ПД-ЗМ — 25,5 мм, объем отбираемой
пробы — 800 см3, глубина спуска — 3000 м. Наружный диаметр пробо-
отборника ПРИЗ-2 — 35 мм, рабочий объем пробы — 1000 еж3, глуби-
на спуска — 3000 м.
Все операции по спуску в скважины глубинных манометров, мак-
симальных термометров и пробоотборников осуществляются с по-
мощью специальных лебедок Азинмаш-8 и Азинмаш-11. Указанные
лебедки монтируются либо на автомашине (ГАЗ-51 и ГАЗ-63), либо
на тракторе (ДТ-54). В настоящее время наиболее распространены
глубинные лебедки, смонтированные на автомашине. Лебедки Азин-
маш-11 применяются для скважин глубиной до 3000 м, а лебедки
Азинмаш-8 — для скважин глубиной до 6000 м. Конструкции лебедок
идентичны, многие их узлы унифицированы. Отличаются они лишь
размерами барабана для наматывания проволоки и передаточными
отношениями механизмов кинематической цепи. Привод лебедок осу-
ществляется при помощи цепной передачи и карданного вала от трех-
скоростной коробки отбора мощности.
Кроме того, обследование глубоких скважин выполняется аппара-
тами Яковлева легкого и тяжелого типов. Аппарат легкого типа произ-
водит измерения до глубины 1000 м. Представляет он собой ручную
лебедку, снабженную индикатором веса и счетчиком числа оборотов
47
барабана. На барабан намотана проволока из тигельной стали диа-
метром 0,5—0,6 мм, размеченная через 100 м наплавками. Аппарат
тяжелого типа производит измерения до глубины 2000 м, диаметр про-
волоки, намотанной на барабан 1,6—1,8 мм. В этом аппарате также
имеется счетчик оборотов барабана и индикатор веса. Помимо заме-
ров забойных давлений, температуры и взятия проб, аппаратом Яков-
лева производятся: а) замеры глубины забоя скважины; б) замеры
уровня воды; в) определение глубины подвески промывочных труб;
г) определение скоростей подъема жидкости при испытании скважин.
На нефтяных промыслах для исследований широко применяются
испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насос-
но-компрессорных трубах. Отечественным производством разработаны
и выпускаются гидравлические испытатели пластов конструкции
ГрозНИИ (ИПГ-75, ИПГ-110 и ИПГ-146) и комплект испытательных
инструментов КИИ ГрозНИИ (Ясашин, Яковлев; 1967).
ОБЩИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Вследствие большого разнообразия условий распространения и за-
легания промышленных подземных вод в различных районах СССР
предложить универсальный комплекс исследований и гидрогеологиче-
ских наблюдений в процессе бурения скважин практически невозмож-
но. Можно лишь дать общую принципиальную схему исследований и
наблюдений, которые целесообразно проводить при бурении скважин.
Эти исследования включают: а) отбор и изучение керна и шлама;
б) наблюдения за балансом и физико-химическим составом промы-
вочной жидкости; в) опробование отдельных интервалов с примене-
нием пластовых испытателей на трубах; г) комплекс геофизических
исследований.
Отбор и изучение керна и шлама. Методика отбора и исследова-
ния керна и шлама, а также упаковки и хранения отобранных образ-
цов достаточно полно освещена в соответствующих инструкциях и
руководствах.
Порядок и интервалы отбора керна устанавливаются в соответ-
ствии со степенью изученности геологического разреза и гидрогеоло-
гических условий того или иного региона. На участках с недостаточ-
ной изученностью рекомендуется бурение поисковой (параметриче-
ской) скважины с полным отбором керна (стадия поисков или пред-
варительной разведки). При достаточно хорошей изученности сплошной
отбор керна производится только в интервалах залегания продук-
тивных комплексов (предварительная и детальная разведка).
По результатам исследования керна производится литологическая
характеристика пород и расчленение разреза на литологические комп-
лексы (пачки), петрографическое описание пород, описание их струк-
туры и текстуры, стратиграфическое расчленение отложений. Лабора-
торными методами по керну определяются физико-химические и вод-
но-физические свойства пород, геохимические особенности пород и
пропитывающих их растворов.
Из физико-технических показателей и водно-физических свойств
пород и геохимических данных, определяемых экспериментальными
методами на образцах керна, наиболее важными при изучении про-
мышленных вод являются:
1)	общая (физическая, абсолютная, полная) пористость;
2)	открытая пористость (пористость насыщения);
3)	эффективная (динамическая, активная) пористость;
4)	гранулометрический состав;
48
5)	удельный и объемный вес;
6)	проницаемость;
7)	естественная влажность;
8)	химический состав пород;
9)	химический состав ионно-солевого комплекса пород (включая
поровые растворы).
Перечисленные показатели определяются для каждого литологи-
ческого типа пород водоносного комплекса.
Показатель пористости пород используется для определения про-
ницаемости, коэффициентов упругоемкости и пьезопроводности, ско-
рости продвижения фронта вод с различными минерализациями.
Для большинства сцементированных пород общая пористость не
вполне характеризует свойства среды, проявляющиеся при движении
жидкости. При одном и том же значении общей пористости величина
проницаемости может изменяться в широких пределах.
Открытая и особенно эффективная пористость при оценке прони-
цаемости пород являются более важными показателями. Однако даже
между эффективной пористостью и проницаемостью прямой зависи-
мости не существует. Зачастую в одной и той же породе величина
эффективной пористости изменяется в зависимости от условий фильт-
рации: перепад давления, вязкость флюида, поверхностные свойства
пород и другие факторы.
Исключительное значение имеют данные о проницаемости пород.
Определение же проницаемости различных по составу и плотности
пород на образцах керна в лабораторных условиях представляет собой
довольно сложную задачу. Известно, что величина проницаемости
пород в числе других характеристик зависит также от пластового дав-
ления и температуры. Следовательно, при определении проницаемости
пород по керну в приборе необходимо создавать условия, близкие к
пластовым.
Важными показателями являются гранулометрический состав
каждой литологической разности пород и их удельные и объемные
веса. Гранулометрический состав пород, особенно рыхлых и слабо сце-
ментированных, в значительной степени определяет их водообильность
и проницаемость. Результаты гранулометрического анализа могут
быть использованы для построения литологических разрезов и карт
и получения косвенных и прямых расчетных показателей (коэффи-
циента фильтрации, диаметра отверстий фильтра, скорости фильтра-
ции воды в прифильтровой зоне скважины), а также для прогноза
устойчивости призабойной зоны.
Естественная влажность породы является косвенным показателем
для вычисления ее объемного веса и пористости, а также для физико-
химических расчетов объема и состава поровых растворов.
Данные для выяснения генезиса и условий формирования химиче-
ского состава подземных вод, их взаимодействия с породами в про-
цессе геологического развития, накопления и миграции микрокомпо-
нентов можно получить путем изучения химического состава пород и
их ионно-солевого состава.
Образцы керна на геохимические исследования отбираются также
из каждой литологической разности водоносных пород, а также из
верхнего и нижнего водоупорных пластов.
Вес каждого образца должен быть, по возможности, не менее
100 г. Для сохранения влажности и предохранения от окисления об-
разцы керна парафинируются, помещаются в специальные бюксы или
изолируются клейкой лентой. Некоторые образцы пород, характери-
зующие основные типы разреза, подвергаются валовому химическому
анализу с обязательным определением влажности, карбонатов, орга-
нического углерода и различных микроэлементов. В остальных образ-
4 Изыскания и оценка запасов	49
цах пород определяются только микроэлементы, бром, йод, бор, литий,
калий, карбонаты, содержание органических веществ и влажность.
В ионно-солевой комплекс входят водный раствор, пропитывающий
породу (поровой раствор), соли, содержащиеся в твердом виде, но
способные в той или иной мере перейти в раствор, и обменные ка-
тионы.
Выделение поровых растворов из вмещающих пород производится
по методике, разработанной П. А. Крюковым. Отжатие растворов осу-
ществляется с помощью мощного гидравлического пресса в специаль-
ном стакане, в который загружается горная порода. В тех случаях,
когда влажность изучаемых пород очень низка или мощность исполь-
зуемого пресса недостаточна, применяется метод дополнительного ув-
лажнения или вытеснения раствора из породы спиртом. Применяются
также методы центрифугирования, вытеснения инертными газами
и др.
Отжатый раствор подвергается химическому анализу.
Изучение воднорастворимых веществ производится методом вод-
ных вытяжек при соотношении между породой и водой 1:1 или 1 : 2
или же методом динамического выщелачивания, который заключается
в пропускании воды под давлением через уплотненную породу в
приборе.
Поглощенные катионы определяются по методу, предложенному
К. К. Гедройцем (1935).
Изучение шлама в процессе бурения производится непрерывно.
При целеустремленном и тщательном изучении шлама можно полу-
чить достаточно хорошие данные по литологическому составу пород и
уточнить данные электрического каротажа.
Наблюдения за балансом и физико-химическими свойствами про-
мывочной жидкости. Для решения вопроса о наличии или отсутствии-
притока промышленных вод и рассолов и выделения водоносных и
рассолоносных комплексов и горизонтов важное значение имеют дан-
ные о балансе промывочной жидкости и изменении ее физико-химиче-
ских свойств.
Для наблюдений за расходом промывочной жидкости при буре-
нии не реже двух-трех раз в смену замеряется уровень жидкости в
приемных амбарах, где устанавливаются мерные рейки с ценой деле-
ния 0,5—1,0 м3. Наблюдения за расходом промывочной жидкости мож-
но также проводить по расходомерам, установленным в желобной
системе. Абсолютный расход промывочной жидкости определяется в-.
м3/час, а относительный — в л3 на 1м бурения. Кроме этого, данные
о возможном притоке или поглощении промывочной жидкости можно-
получить замерами ее уровня в скважине во время перерывов в буре-
нии. Прослеживания уровня проводятся, по возможности, до его пол-
ной стабилизации. Одновременно определяется удельный вес промы-
вочной жидкости.
При вскрытии предполагаемого водоносного горизонта вне зави-
симости от характера водопроявлений обязательно следует проводить,
наблюдения за восстановлением уровня до статического с одновремен-
ными замерами удельного веса жидкости по стволу скважины.
Изменение физико-химических свойств промывочной жидкости
очень часто указывает на наличие в разрезе горизонтов промышлен-
ных подземных вод. Для этого один раз в смену производятся опре-
деления удельного веса, вязкости, цвета, запаха и температуры про-
мывочной жидкости, выходящей из скважины, а при проходке пред-
полагаемых водоносных горизонтов — не менее чем через 1—5 м
бурения.
Наряду с определением физических свойств, отбираются пробы:
фильтрата промывочной жидкости для полевого химического анализа,
50
в процессе которого определяются удельный вес, хлор, йод, бром, ка-
лий и другие характерные компоненты. В зависимости от гидрогео-
логических условий и состава рассолов, комплекс компонентов, подле-
жащих определению, изменяется. Результаты определения характер-
ных компонентов в фильтрате в ряде случаев позволяют выявить зоны
притока промышленных вод и рассолов.
Рис. V-1. График изменения содержания характерных компонен-
тов в фильтратах промывочной жидкости
В зависимости от соотношения пластового давления и давления
столба промывочной жидкости при вскрытии водоносного горизонта
может наблюдаться либо приток пластовой воды в скважину, либо
поглощение промывочной жидкости.
Если давление столба промывочной жидкости в скважине меньше
пластового давления вскрытого горизонта, наблюдается приток плас-
товой жидкости. В этом случае в фильтрате промывочной жидкости,
отобранной из выходящей струи почти сразу или с некоторым сдвигом
во времени, обнаруживается довольно резкое относительное повыше-
ние содержания отдельных компонентов, которые ранее не обнаружи-
вались совсем или присутствовали в небольших количествах
(рис. V—1).
Если же давление столба промывочной жидкости больше пласто-
вого давления соответствующего водоносного горизонта, происходит
поглощение промывочной жидкости. Содержание отдельных компонен-
тов в фильтрате промывочной жидкости практически не изменяется.
На наличие горизонта указывает сам процесс поглощения. Данные
о составе пластовой жидкости даже косвенного порядка в этом случае
по результатам химического анализа фильтрата промывочной жидкос-
ти получить не представляется возможным. Для выяснения состава
йластовой жидкости необходимо спустить пластоиспытатель и вызвать
приток пластовой воды.
Методика производства наблюдений за изменением физико-хими-
ческих свойств промывочной жидкости заключается в следующем.
В процессе бурения скважин через определенные интервалы (от 1—5
до 20 м) из выходящей струи отбираются пробы промывочной жидкос-
51	4*
ти. Взятые пробы отстаиваются, фильтруются и затем подвергаются
химическому анализу с определением характерных компонентов.
Интервалы отбора проб промывочной жидкости по каждой сква-
жине назначаются с учетом имеющихся данных о водоносности отло-
жений и указываются в геолого-техническом наряде.
Обычно пробы отбираются один раз в конце каждой смены или
через 20 м проходки одновременно с определением физических свойств
промывочной жидкости. В интервалах возможных водопроявлений, а
также при резких изменениях физических свойств промывочного
раствора пробы отбираются через 1—5 м проходки. Объем пробы
фильтрата 0,3—0,5 л. На пробах указываются, порядковый номер сква-
жины, глубина скважины и время взятия пробы. Эти сведения зано-
сятся в специальный журнал, в котором, кроме того, указываются
физические свойства промывочной жидкости.
Отстаивание и отфильтровывание проб производится на месте око-
ло скважины. Затем фильтраты промывочной жидкости доставляются
в полевую химическую лабораторию и немедленно анализируются.
Весь цикл работ по отбору проб промывочной жидкости до химического
анализа фильтрата должен производиться оперативно, с тем чтобы до
спуска обсадной колонны труб иметь все необходимые данные.
Кроме наблюдений за балансом промывочной жидкости и отбора
проб фильтрата на химический анализ, необходимо фиксировать время
долива промывочного раствора, его искусственное засоление при про-
ходке соленосных толщ с обязательным определением удельного веса
доливаемой промывочной жидкости. 4
Все гидрогеологические наблюдения при бурении необходимо за-
носить в специальный журнал.
Применение пластоиспытателей для исследования скважин в про-
цессе бурения. В последние годы в отечественной и зарубежной прак-
тике для опробования скважин в процессе бурения нашли широкое
применение различные испытатели (опробователи) нефтегазоносных
пластов (Ясашин, Яковлев, 1967). При разведке промышленных под-
земных вод пластоиспытатели пока не используются. Анализ материа-
лов разведочных работ показывает, что в ряде случаев применение их
Может оказаться весьма перспективным, в особенности на стадии
поисков и предварительной разведки.
Применение испытателей позволяет получить количественную
оценку водоносных зон, выявленных по данным наблюдений за балан-
сом промывочной жидкости и изменением ее физико-химических
свойств, а также по данным предварительного изучения шлама и кер-
на. Особенно ценными могут оказаться количественные показатели,
полученные с применением пластоиспытателей по тем комплексам (го-
ризонтам), которые в дальнейшем не подвергаются опробованию
обычными опытно-фильтрационными работами.
Предварительное опробование водоносных горизонтов с помощью
пластоиспытателей дает возможность включить в план испытаний
поисково-разведочных скважин только перспективные (по содержанию
компонентов и водообильности) горизонты. Это позволяет сокращать
общее количество интервалов опробования на детальных стадиях раз-
ведки, экономить общее время испытаний и, как следствие, уменьшать
затраты средств.
Для опробования водоносных горизонтов наиболее целесообразно
Применять испытатели пластов, спускаемых в скважину на бурильных
или насосно-компрессорных трубах.
Примерами могут служить гидравлические испытатели пластов
конструкции ГрозНИИ (ИПГ-75, ИПГ-110, ИПГ-146) и комплект ис-
пытательных инструментов КИИ ГрозУфНИИ: КИИ-146 — для испы-
тания пластов в необсаженных скважинах диаметром 140—295 мм;
52
КИИ-95 — для скважин диаметром 118-—161 мм; КИИ-65 —для сква-
жин диаметром 75—112 мм.
Основными конструктивными элементами таких испытателей яв-
ляются: пакерующие элементы, хвостовики с фильтром и регистриру-
ющим манометром, системы каналов, гидравлическое реле времени.
В связи с тем, что деформация уплотнительных элементов и изоляция
испытываемого пласта происходит под действием сжимающих усилий
от веса колонны, в бурящейся скважине на забое и в кровле опробуе-
мого горизонта должны залегать прочные породы (без каверн и тре-
щин), что в конечном счете обеспечивает надежность опробования
пластов.
Опробование пластов с помощью испытателей позволяет получать
данные о физических свойствах и химическом составе пластовых жид-
костей и фильтрационных свойствах опробуемых пород.
Из физических параметров определяются: пластовое давление,
средняя эффективная проницаемость зоны дренажа, коэффициент гид-
ропроводности, призабойные закупорки, продуктивность пласта. Физи-
ческие и химические свойства пластовых жидкостей изучаются путем
обычного отбора и анализа проб.
Дебит жидкости определяется либо обычным методом, либо точ-
ными регистрирующими глубинными дебитомерами.
Водопроводимость пласта рассчитывается по кривым изменения
давления при спуске и заполнении испытателя; давление фиксируется
глубинными регистрирующими манометрами (МГМ-ЗМ, МГП-7,
ПГМ-1).
Следует отметить, что широкое внедрение пластоиспытателей в
гидрогеологическую практику сдерживается отсутствием прецезионных
специальных манометров и регистрирующих глубинных дебитомеров,
которые пока нашей промышленностью не выпускаются. Использовать
же испытатели только для получения проб пластовой воды на хи-
мический анализ просто нецелесообразно.
Геофизические исследования скважин. Важным комплексом работ
в процессе бурения скважин на подземные промышленные воды явля-
ются геофизические исследования. Комплекс геофизических исследо-
ваний включает ряд видов каротажа.
1.	Электрический каротаж;
а)	стандартный электрический каротаж (измерение кажущихся
удельных сопротивлений пород КС и естественных потенциалов ПС
вдоль ствола скважины);
б)	боковое каротажное зондирование (БКЗ);
в)	микрозондирование;
г)	боковой каротаж;
д)	индукционный каротаж;
е)	метод вызванных потенциалов (ВП);
ж)	резистивиметрия.
2.	Радиоактивный каротаж:
а)	гамма-каротаж (ГК);
б)	нейтронный гамма-каротаж (НГК),
в)	гамма-гамма каротаж (ГГК).
3.	Термокаротаж.
4.	Акустический каротаж.
5.	Методы изучения технического состояния скважин:
а)	кавернометрия;
б)	инклинометрия;
в)	ОЦК (после цементации колонн).
6.	Фотографирование стенок скважин.
При геофизических исследованиях скважин в последние годы ши-
роко стали применяться боковые стреляющие грунтоносы типа МСГ-90,
53
Примерные комплексы основных методов промыслово-геофизических исследований
(по С. С. Итен
Тип разреза	Породы и условия измерений	Электрический каротаж		
		Метод	Решаемые задачи	
1	2	3	4	
Пес- чано- глини- стый	Песчаники различной пористости и отсортиро- ванное™, разделенные глинистыми	пластами средней и большой мощ- ности. Минерализация пластовых вод относи- тельно низкая, заметно изменяющаяся по площа- ди и по разрезу; возмож- но понижающее проник- новение раствора То же; минерализация пластовых вод высокая, малоизменяющаяся по площади и разрезу; по- вышенное проникновение раствора Сильно глинистый раз- рез; коллекторы сложены тонкозернистым материа- лом (песчаио-алеврито- вые пласты) и имеют значительную пористость Карбонатные породы различной пористости и трещиноватости; глини- стые породы относитель- но малого сопротивления Высокопористые карбо- натные пласты с межзер- новой гранулярной пори- стостью; глинистые поро- ды	Стандартный каротаж; замеры КС и ПС; изме- рение кривых КС обыч- ными микрозондами, в гродуктивной части — БКЗ То же » Стандартный каротаж; замеры КС и ПС; изме- рение кривой КС обыч- ными микрозондами в продуктивной части БКЗ или боковой каротаж Стандартный каротаж; замеры КС и ПС; измере- ние кривой КС обычными микрозондами, в продук- тивной части БКЗ или боковой каротаж	Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение песчаных коллекторов и оценка их коллекторских свойств и водоносности; определение эффективной мощности; определение минерализации пласто- вых вод по ПС То же; без определения минерализации пласто- вых вод по ПС Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение песчаио-алевритовых пла- стов; оценка коллектор- ских свойств и водонос- ности; определение эф- фективной мощности То же Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение высокопористых коллек- торов, оценка их коллек- торских свойств и водо- носности; определение эффективной мощности	
Гидро- хими- ческие осадки	Ангидрит, гипс, камен- ная соль (галит, сильвин)	То же	Корреляция ; расчлене- ние разреза	
	Песчаные пласты обла- дают очень малым сопро- тивлением — менее 0,5 омм\ повышающее проникновение раствора	Стандартный каротаж; замеры КС и ПС, измере- ние кривых КС обычны- ми микрозондами; в про- дуктивной части индук- ционный каротаж	Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение песчано - алевролитовых пластов и оценка их кол- лекторских свойств и во- доносности; определение эффективной мощности	
54
Таблица V — 1
для различных геологических и гидрогеологических условий
бергу, 1967)
	радиоактивный каротаж		Прочие виды исследований	
	Метод	Решаемые задачи	Метод	Решаемые задачи
	5	6	7	8
	ГК-НГК	Расчленение и корре- ляция разреза; оценка глинистости пород	Кавернометрия	Расчленение разреза, уточнение литологии; вы- деление коллекторов; ис- пользование данных о диаметре скважин при интерпретации геофизи- ческих кривых
	То же	То же	То же	То же
		»	»	>
»
ГК и НГК
То же с до-
полнением
записи
диаграмм ГГК
То же
Расчленение и корре-
ляция разреза по ГК; ко-
личественная оценка гли-
нистости пород
Расчленение и корре-
ляция разреза; количест-
венная оценка глинисто-
сти пород; разделение
высокопористых и мало-
пористых гранулярных
коллекторов (с использо-
ванием данных электро-
каротажа)
Расчленение и корре-
ляция разреза; по кривой
ГК оценка глинистости и
выделение соли КС1 —
сильвина; по кривой ГГК
выделение соли NaCl —
галита и сильвина, по
кривой НГК — пластов
ангидрита и гипса
То же
Регистрация
кавернограммы
в крупном
горизонтальном
масштабе
То же
Акустический
каротаж
То же
То же; увеличение диа-
метра скважины наблю-
дается против сильно
глинистых карбонатных
пород
Расчленение разреза
на высокопористые и ма-
лопористые породы с
межзерновой пористо-
стью; использование дан-
ных о диаметре скважи-
ны при интерпретации
диаграмм
Расчленение разреза;
уточнение литологии; вы-
деление пластов соли по
увеличению диаметра
скважины при интерпре-
тации диаграмм.
Расчленение разреза;
уточнение литологии; вы-
деление трещинных кол-
лекторов и оценка их
коллекторских свойств
То же '
55
Тип разреза	Породы и условия измерений	Электрический каротаж		
		Метод	Решаемые задачи	
1	2	3	4	
	Кривая ПС нечеткая и недостаточно качествен- ная; буровой раствор сильно минерализован- ный	Стандартный каротаж, замеры КС и ПС; боко- вой каротаж и микробо- ковой каротаж	Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение песчано - алевролитовых пластов и оценка их кол- лекторских свойств и во- доносности; определение эффективной мощности	
	Песчано-глинистый раз- рез, содержащий малопо- ристые пласты, сцементи- рованные	Стандартный каротаж; замеры КС и ПС; изме- рение кривых КС обыч- ными микрозондами, в продуктивной части БКЗ или боковой каротаж	Корреляция и расчле- нение разреза; выделение коллекторов и оценка их водоносности; определе- ние эффективной мощ- ности	
Карбо- натный	Карбонатные породы слабо глинистые, трещи- новатые и трещинно-ка- вернозные с большими сопротивлениями	Стандартный каротаж; замеры КС и ПС, боко- вой каротаж, в продук- тивной части повторной боковой каротаж при различном сопротивлении бурового раствора	Корреляция; расчлене- ние разреза; выделение коллекторов определе- ние их эффективной мощ- ности	
с помощью которых за один спуско-подъем можно взять до 10—12 об-
разцов. Разрабатываются несколько типов сверлящих грунтоносов для
отбора проб твердых пород.
Большое внимание уделяется также применению опробователей
пластов ла каротажном кабеле. В настоящее время производится се-
рийный выпуск таких опробователей пластов трех типов: ОПК-4-5 —
для работы в скважинах глубиной до 2500 м диаметром 43/4"—6" с
максимальной температурой 100° С; ОПК-7-10 — для опробования
скважин большего диаметра глубиной до 3500 м; ОПТ-7-10 — термо-
стойкий вариант предыдущего, рассчитанный для работы при темпе-
ратуре до 200° С и давлении до 1000 кг/см*.
Из перечисленных выше методов геофизических исследований ве-
дущее значение принадлежит электрокаротажу (в 1965 г. он составил
около 71% от общего объема каротажных исследований нефтяных и
газовых скважин). Второе место после электрокаротажа занимают
радиоактивные методы карогажа (1965— 15,5%).
Геофизические исследования скважин проводятся с помощью ка-
ротажных станций, включающих лаборатории типа АКС/Л-51, АКС-56
или АКС-4 (АКС/Л-64) и подъемники с каротажным кабелем.
В настоящее время подготовлены для производства более совре-
менные каротажные станции. Такие станции монтируются на двух
автомашинах, на одной из которых устанавливается лаборатория
АКС/Л-7, а на второй — подъемник СКП-7/1. Эти станции рассчита-
ны для работы на одножильном, трехжильном и семижильном брони-
рованном кабеле. Подъемник станции вмещает 3000 м семижильного
или 7000 м одножильного бронированного кабеля. Аппаратура лабо-
ратории новой станции одновременно может производить запись 4—5
параметров (Перьков, 1967).
Приборы и методика производства основных видов каротажа яв-
ляются стандартными и подробно изложены в ряде руководств. Сле-
дует только отметить, что большинство глубинных геофизических при-
56
Продолжение табл. V—1
	Радиоактивный каротаж		Прочие виды исследований	
	Метод	Решаемые задачи	Метод	Решаемые задачи
	5	6	7 X	8
	гк-нгк	Расчленение и корреля- ция разреза; оценка гли- нистости пород	Кавернометрия	Расчленение разрезав уточнение литологии; вы- деление коллекторов; ис- пользование данных о диаметре скважин при интерпретации геофизи- ческих кривых
	То же	По гамма-каротажу расчленение, корреляция разреза и оценка глини- стости пород; по нейт- ронному гамма-каротажу выделение малопористых пород	То же	
	»	Расчленение и корреля- ция разреза; по ГК коли- чественная оценка глини- стости пород; по НГК и электро-каротажу выде- ление коллекторов и оценка их пористости и водоносности	Регистрация кавернограммы в крупном горизонтальном масштабе	Выделение интервалов- с повышенной трещино- ватостью и каверноз- ностью; использование данных о диаметре сква- жины при интерпретации- других диаграмм
боров рассчитано для работы в скважинах с температурой 100—120° С
и давлениях до 400—600 ат.
Геофизические методы исследования являются наиболее эффектив-
ными при изучении глубоких скважин на подземные промышленные
воды. Комплекс геофизических исследований устанавливается для
каждого 'района в зависимости от характера геологического разреза и
задач, решаемых бурением. Рациональный комплекс геофизических
исследований выбирают так, чтобы при минимальном количестве за-
меров в скважине наиболее полно изучить разрез скважин, выделить,
коллекторы и приближенно оценить степень их водообильности, а так-
же получить сведения о минерализации пластовой воды и насыща-
ющих ее газах.
В настоящее время основные физические характеристики пород
почти всех водонапорных систем достаточно изучены. Это позволяет
почти для любого района наметить основной комплекс геофизических
исследований. Примерные комплексы основных методов промыслово-
геофизических исследований приведены в табл. V—1, составленной на'
основе работы С. С. Итенберга (1967).
Помимо перечисленных в таблице основных видов каротажа для'
изучения глубоких гидрогеологических скважин применяется ряд спе-
циальных видов исследований.
Р е з и с т и в и м е т р и я — замер сопротивлений бурового раство-
ра или воды, заполняющей скважину. Этот метод эффективен при1
очень слабых притоках сильно минерализованных пластовых вод в-
скважину и позволяет определить положение водоносного горизонта-
в разрезе и его мощность.
При проведении резистивиметрии вначале снимается контрольный
замер. Затем резистивиметрия повторяется после трех последователь-
ных откачек. Если при этом не будет получен положительный резуль-
тат из-за примерно одинаковых сопротивлений бурового раствора и<
поступающей пластовой жидкости, в скважину следует закачать соот-
57
ветствующий объем пресной воды (до трех объемов скважины).
При этом проводятся несколько последовательных замеров как при
спуске, так и при подъеме прибора. На рис. V—2 приведена харак-
терная диаграмма рез1истивиметрии в одной из скважин, вскрывшей
концентрированные рассолы в нижнекембрийских отложениях Иркут-
ского амфитеатра.
Термометрия — запись температур по стволу скважины с по-
мощью глубинного термометра или термо-
метра сопротивления.
Возможность выделения водоносных го-
ризонтов по данным термометрии связана с
интенсивными процессами теплообмена в
скважине с глинистым раствором, темпера-
тура которого отличается от температуры
окружающих пород. При температуре под-
земных вод, превышающей температуру ра-
створа, против водоносных горизонтов наме-
чаются некоторые максимумы температур, и
наоборот. При измерении температур в сква-
жинах необходимо учитывать, что процесс
бурения и наличие самой скважины вызы-
вают некоторые нарушения термического
равновесия, существующего в данном райо-
не. Поэтому такие работы можно проводить
только в скважинах, находящихся некоторое
время (1—2 суток) в состоянии покоя. Для
изучения распределения естественного тепло-
вого поля и получения данных о геотермиче-
ском градиенте скважина должна находиться
в покое значительно более долгий промежу-
ток времени (15—20 суток).
Данные геотермических исследований мо-
гут быть использованы также для изучения
динамики и направления движения подзем-
ных вод, для решения задач региональной
геологии и гидрогеологии.	\
Термометрические работы, проводимые в
чрезвычайно ценные материалы. Термометрия
Рис. V-2. Результаты рези-
стивиметрии в скважине
1-Б, вскрывшей концентри-
рованные рассолы в нижие-
кембрийских отложениях
процессе бурения, дают
является эффективным методом каротажа в самоизливающих скважи-
нах, исследование которых с помощью резистивиметрии не представ-
ляется возможным. С помощью термометрии можно установить водо-
носные горизонты и обводненные зоны. Термометрия может быть ис-
пользована также для определения зон поглощения путем закачки в
опробуемый интервал холодной воды. Данный метод более прост, чем
аналогичный способ с применением изотопов.
Ф отог р а ф и р ов а ни е стенок скважин — применяется в
тех случаях, когда другие геофизические методы не позволяют решить
вопрос о характере проходимых скважиной пород. Фотографирование
стенок скважин производится при помощи фотоаппарата ФАС-1, ко-
торый представляет собой цилиндр длиной 1574 мм и диаметром
102 мм и состоит из осветителя, фотообъектива и лентопротяжного
механизма с кинопленкой (емкость кассеты 3,5 м кинопленки). Мак-
симально допустимое давление на кожух скважинного прибора равно
250 кг/см2-, допустимая температура не более +60° С. Фотографиро-
вание можно проводить в скважине, заполненной прозрачной пласто-
вой (или технической) водой.
Фотоснимки позволяют установить тип породы (песчаник, глины,
.доломиты, известняки и др.), определить слоистость, пластовую от-
58
дельность, наличие конкреций, брекчий, стилолитовых швов. Особую
ценность имеют фотоснимки при изучении трещин и каверн. Под мик-
роскопом можно определить среднюю величину раскрытости, коэффи-
циент густоты трещин, а также коэффициенты трещиноватости. Фото-
снимки позволяют также проводить контроль за минералообразова-
ниями в трещинах при опытных откачках.
Комплекс геофизических методов позволяет в некоторых случаях
давать оценку коллекторских свойств горных пород (пористости и про-
ницаемости).
Методы определения коллекторских свойств пород по диаграммам
каротажа детально освещаются во многих работах (Дахнов, Долина,
1959; Итенберг, 1961; Комаров, 1963; и др.).
Следует отметить, что оценка коллекторских свойств пластов по
геофизическим данным имеет положительные и отрицательные
стороны.
Преимущество этих данных состоит в том, что для определения
коллекторских свойств не требуется отбор керна; диаграммы характе-
ризуют не отдельные интервалы, а весь разрез с любой детальностью.
Недостатки этих данных заключаются прежде всего в неполной на-
дежрости результатов. Это связано с невысокой точностью измерения
некоторых геофизических величин и с неоднозначной связью между
геофизическими показателями и свойствами пласта, которые опреде-
ляются по этим показателям.
С. С. Итенберг (1961) отмечает, что в наиболее благоприятном
случае ошибка в определении проницаемости, например, методом
сопротивления по сравнению с проницаемостью по керну достигает
35—50%. Однако следует заметить, что методы определения прони-
цаемости по керну также весьма несовершенны.
Определение коллекторских свойств по геофизическим показате-
лям целесообразно применять в районах, для которых установлены
эмпирические зависимости между пористостью и проницаемостью и
физическими параметрами среды.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ОПРОБОВАНИЮ
Подготовка скважин к опробованию включает следующие опера-
ции: спуск насосно-компрессорных труб (или монтаж водоподъемни-
ков), оборудование устья, обустройство площадки для производства
измерений, прокладку коммуникаций, создание временных хранилищ
для сбора откачиваемых рассолов, активизацию пласта и прокачку.
В зависимости от способа опробования скважин (самоизлив, при-
нудительная откачка) подготовка их включает ряд конструктивных
особенностей.
Самоизливающие скважины. Этот тип скважин для проведения
выпусков воды оборудуется следующим образом: производится спуск
насосно-компрессорных труб, устанавливаются фонтанная арматура,
лубрикатор, газоотделитель, а также мерная емкость (или расходо-
мер), манометры, термометры.
Принципиальная схема оборудования таких скважин показана на
рис. V—3.
Наедено-компрессорные трубы (НКТ) служат пьезо-
метром для наблюдений за давлением (уровнем), и, кроме того, они
предназначены для спуска глубинных приборов (манометров, пробо-
отборников) .
Башмак НКТ обычно устанавливается на уровне кровли водонос-
ного горизонта или несколько ниже (на 50—70 м) зоны выделения
свободного газа .при максимальной ожидаемой депрессии. Диаметр
НКТ подбирается в зависимости от сечения эксплуатационной колон-
59
ны и диаметра глубинных приборов. Наиболее часто применяются
НКТ 2—2!/г". К нижнему концу труб приваривается крестовина (для
удержания приборов в случае обрыва тросика лебедки).
Фонтанная арматура предназначена для обвязки обсад-
ных колонн, подвески НКТ, регулирования работы скважины и уста-
новки измерительных приборов. Стандартная арматура состоит из ко-
лонной и трубной головок и фонтанной елки.
Рис. V-3. Схема оборудования самоизливающих
скважин для гидрогеологических исследований
Для поисково-разведочных скважин на подземные промышленные
воды вполне достаточна арматура из колонной и трубной головок
(тройникового или крестовикового типа). В верхней, части трубной
головки устанавливается задвижка (под лубрикатор). Отдельные де-
тали трубной головки (подвесные фланцы, переходные катушки) мо-
гут изготавливаться на месте в механических мастерских.
Лубрикатор представляет герметичное устройство для спус-
ка и подъема глубинных приборов без остановки скважины. Монти-
руется он в верхней части трубной головки.
На лубрикаторе устанавливается направляющий блок для троси-
ка, манометр для контроля давления и игольчатый вентиль для сни-
жения в нем давления перед демонтажем.
Трап-г азоотделитель предназначен для дегазации пласто-
вой .воды. Присоединяется он к выкидной линии скважины. Обычно
применяют стандартные нефтяные трапы или изготавливают в меха-
нических мастерских газоотделители произвольной конструкции.
Несамоизливающие скважины. Этот тип скважин для проведения-
опытных гидрогеологических работ оборудуется водоподъемниками.
Наиболее часто используются компрессорные подъемники (эрлифты};,
реже применяются артезианские или штанговые насосы.
60
Компрессорные подъемники позволяют получать при откачках
большие дебиты при значительных снижениях динамического, уровня.
В практике обычно применяются однорядные конструкции эрлифта,
т. е. один ряд НКТ для подачи сжатого воздуха в эксплуатационную
колонну (рис. V—4, б). Однако такой подъемник не позволяет непос-
Рис. V-4. Оборудование скважин для компрессорной
откачки:
а — однорядный эрлифт; б — двухрядный эрлифт
редственно измерять динамический уровень. Поэтому в разведочных
скважинах целесообразно использовать двухрядный компрессорный
подъемник, в котором центральный ряд труб служит пьезометром для
измерения уровня, а воздух подается в кольцевой забор между пер-
вым и вторым рядами НКТ (см. рис. V—4, а).
Устье компрессорных скважин оборудуется арматурой, как пока-
зано на рис. V—4.
В качестве передвижного компрессора при опробовании глубоких
скважин используется агрегат с дизельным приводом УПК-80.
Для равномерной подачи воздуха в скважину в воздушной линии
устанавливается ресивер. Контроль за пусковым и рабочим давлением
осуществляется по манометру, вынесенному на измерительный щит.
Для измерения расхода воздуха, кроме того, устанавливается диффе-
ренциальный манометр типа ДП-430.
На выкидной линии компрессорных скважин оборудуется газо-
отделитель с целью дегазации эмульсии перед измерением дебита.
Артезианские насосы следует применять в скважинах с неглубо-
ким залеганием статического уровня и ожидаемыми малыми пониже-
ниями динамического уровня, так как при значительных снижениях
61
этого уровня возникают затруднения с определением его положения
в скважине. Поэтому целесообразно использовать насосы типа АТН.
Плунжерные штанговые насосы (НГК-2, НГН-2РБ) применяются
при малой водообильности горизонтов и сильном песковании скважин.
Такие насосы широко используются на нефтяных промыслах, а также
на действующих промыслах по добыче йодо-бромных вод.
На промыслах в условиях сильного пескования успешно исполь-
зуется насос НПНС-140 (несерийный выпуск Краснодарского завода
«Нефтемашремонт»).
Привод глубинных плунжерных насосов осуществляется редуктор-
ными станками-качалками отечественного производства (СКН-3-1515,
СКН-51-3015, СКН-10-3315, СКН-10-4512) или румынского производст-
ва ИРО-2000).
После полного оборудования скважин производится активизация
пласта и прокачка.
В несамоизливающих скважинах глинистый раствор предвари-
тельно заменяют на техническую воду путем промывки через буриль-
ные трубы. Активизируется пласт либо снижением уровня в скважине
(свабирование, желонирование), либо закачкой пресной воды или сжа-
того воздуха. Прокачка скважины обычно осуществлйется на макси-
мальных дебитах и понижениях. При неустойчивом водоносном кол-
лекторе прокачка ведется от меньших ступеней снижения уровня к
большим. Выполняется прокачка до полной замены технической воды
или глинистого раствора пластовой водой. Эта замена фиксируется
постоянством состава жидкости на изливе с помощью последователь-
ных определений плотности, цвета, запаха, температуры, осадка, а
также характерных компонентов (хлора, йода, брома, сероводорода и
др.). Результаты определений наносятся на хронологический график.
В самоизливающих скважинах активизация пласта и вытеснение
глинистого раствора осуществляется за счет упругой энергии пласта.
Прокачка скважин выполняется путем выпусков через штуцер или
задвижку. При устойчивом забое прокачка ведется на максимальном
дебите. Если водоносный коллектор неустойчив и скважина пескует,
то водовыпуски осуществляются от минимального дебита к макси-
мальному путем последовательной смены штуцеров (или регулирова-
ния задвижки). Контроль за прокачкой выполняется как и в случае
для несамоизливающих скважин.
ОПРОБОВАНИЕ СКВАЖИН ВОДОВЫПУСКАМИ
И ОТКАЧКАМИ
Откачки (выпуски) воды из скважин являются основным методом
получения исходных данных для расчета гидрогеологических парамет-
ров и оценки эксплуатационных запасов подземных промышленных
вод. Одновременно при проведении откачек выполняется детальное
изучение физико-химических свойств подземных вод опробуемых го-
ризонтов, растворенных (спонтанных) газов, а также выявляется по-
ведение пород водоносного горизонта в зависимости от оборудования
водоприемной части скважины и режима откачек.
В соответствии с основными этапами поисково-разведочных работ
по изучению и разведке подземных промышленных вод откачки (вы-
пуски) подразделяются на пробные, опытные и опытно-эксплуата-
ционные.
Пробные откачки проводятся на стадии поисковых работ из
одиночных гидрогеологических скважин с целью получения предвари-
тельных данных о водообильности горизонта и составе заключенных
в нем подземных вод. Пробные откачки могут также производиться
62
из нефтегазопоисковых скважин, завершенных бурением и не вскрыв-
ших нефти или газа. Иногда представляемся возможным провести
попутное опробование водоносных горизонтов в Нефтегазопоисковых
скважинах (в том числе с применением испытателей пластов).
Длительность пробных откачек обычно составляет 1—3 суток, а
при низких значениях водопроводимости горизонта может возрастать
до 6—8 суток.
Опытные откачки проводятся на стадии предварительной
или детальной разведки месторождения (участка). Предназначаются
они для оценки эксплуатационных запасов подземных вод по промыш-
ленным категориям.
В задачи опытных откачек входят:
а)	получение необходимых данных об эффективной мощности и
коллекторских свойствах водоносных горизонтов (коэффициенты водо-
проводимости, проницаемости или фильтрации, пьезопроводности) и
закономерностях их изменения в плане и разрезе;
б)	установление гидравлической связи между различными гори-
зонтами подземных вод;
в)	установление уточненного положения статического (пьезомет-
рического) уровня или величины начального пластового давления в
водоносных горизонтах;
г)	получение сведений о физико-химических свойствах промыш-
ленных вод в различных горизонтах (химический состав воды и газа,,
газонасыщенность, pH, Eh, температура, вязкость и др.).
В соответствии с назначением опытные откачки являются продол-
жительными (до 10—30 суток) и по характеру проведения могут быть
одиночными или кустовыми.
Опытно-эксплуатационные откачки обычно прово-
дятся на стадии доразведки уже разрабатываемого месторождения
промышленных вод с целью приращения эксплуатационных запасов
этих вод, а также в тех случаях, когда на месторождении или участке-
предшествующими исследованиями гидрогеологические показатели^
были выявлены в недостаточной степени.
Основной задачей опытно-эксплуатационных откачек, как прави-
ло, является уточнение расчетных' параметров для новой площади
в пределах (или за контуром) уже разведанного участка месторож-
дения. Кроме того, групповые опытно-эксплуатационные откачки про-
водятся на площадях с особо сложными гидрогеологическими усло-
виями (стадия детальной разведки или доразведки месторождения).
Результаты таких откачек используются для оценки эксплуатационных.
запасов гидравлическим методом.
Техника проведения откачек определяется прежде всего положе-
нием статического (пьезометрического) уровня.
При наличии значительных напоров над поверхностью земли сква-
жины опробуются самоизливом (выпуски или водовыпуски) за счет
использования энергии пласта. Если же статический уровень располо-
жен на отметках поверхности земли или ниже, то для опробования
применяются специальные водоподъемники (компрессоры, глубинные
центробежные и штанговые насосы).
Откачки (выпуски) подразделяются на одиночные, когда опробу-
ются отдельные скважины, кустовые, когда из одной скважины произ-
водится отбор воды, а в других ведутся наблюдения за снижением
уровня, и групповые, когда производится одновременное опробование
нескольких взаимодействующих скважин. При групповых откачках на
участке необходимо иметь одну или несколько наблюдательных (пье-
зометрических) скважин.
В скважинах, вскрывающих несколько горизонтов промышленных
вод, каждый горизонт опробуется отдельно. Если горизонты взаимо-
63
связаны и положение их статических уровней практически не отли-
чается, то допускается совместное опробование нескольких горизонтов.
Откачки или выпуски из скважин должны проводиться с соблю-
дением следующих основных требований:
1)	перед началом откачки вода в стволе скважины полностью за-
меняется пластовой (доводится до постоянного состава); достоверно
замеряются пластовое давление (статический уровень) и температура
в пласте и на устье скважины;
2)	откачка или выпуск воды из скважины при устойчивой приза-
бойной зоне производится с постоянным и оптимальным дебитом, при-
ближающимся по величине к возможному эксплуатационному дебиту;
если призабойная зона скважины неустойчива (пескование и др.), то
откачка (выпуск) осуществляется на нескольких ступенях снижения
давления (от меньшей ступени к большей), при этом для каждой
ступени дебит задается постоянным *;
3)	после прекращения откачки (выпуска) прослеживается восста-
новление уровня (давления) как в опробуемой, так и в наблюдатель-
ных скважинах до статического или практически статического поло-
жения.
Состав гидрогеологических наблюдений и исследований принци-
пиально одинаков для всех видов откачек. Различие заключается в
продолжительности и технической оснащенности опытных работ, а
также в частоте проведения отдельных видов наблюдений и исследо-
ваний.
Для всех видов откачек (выпусков) необходимо проведение сле-
дующих наблюдений и исследований:
1)	перед началом откачки замеряется пластовое давление (стати-
ческий уровень), температура в пласте и на устье скважины (либо
выполняется непрерывная запись температуры по стволу);
2)	в процессе откачки (выпуска) производятся замеры:
а)	дебита;
б)	забойного (устьевого) давления или динамического уровня;
в) температуры воды на устье скважины;
г)	газового фактора; 
3)	в процессе откачки, кроме того, регулярно отбираются и ис-
следуются пробы воды и газа (растворенного и свободного);
4)	после каждой откачки прослеживается восстановление забой-
ного (устьевого) давления или динамического уровня.
Статический уровень замеряется после заполнения ствола
скважины пластовой водой (достижения постоянства состава жидкос-
ти на изливе). За статическую высоту уровня принимается практи-
чески установившееся его положение в скважине (или над устьем),
которое выявляется наблюдениями за подъемом динамического уров-
ня (давления)**.
Замеры уровня в скважинах выполняются механической лебедкой
Азинмаш-8, Азинмаш-11, аппаратом Яковлева или электроуровнеме-
ром. В поисковых скважинах в виде исключения можно использовать
эхолот.
В термальных скважинах при низкой температуре окружающего
* Постоянный дебит (практически колеблющийся в пределах 10% от среднего зна-
чения) в самоизливающих скважинах поддерживается с помощью либо системы после-
довательно соединенных задвижек, установленных на выкидной линии, либо штуцеров.
При компрессорной откачке дебит регулируется изменением подачи воздуха, а также
задвижками на выкидной линии. Если откачка проводится погружными насосами, то
регулировка дебита производится изменением числа оборотов ротора или числа кача-
ний штока.
*'* При низких значениях водопроводимости пластов уровень достигает статическо-
го положения через продолжительное время; в таких случаях рекомендуется произво-
дить доливку скважин пластовой водой.
64
воздуха восстановление динамического уровня может сменяться его
последующим падением вследствие охлаждения воды и увеличения
ее плотности. Положение статического уровня в таких скважинах оп-
ределяется путем замера пластового давления глубинным манометром
типа МГГ-2У (или МГЛ-5), опускаемого до продуктивного горизонта,
и последующих пересчетов давления на высоту столба жидкости. Если
статический уровень замеряется на устье скважины, то вводится тем-
пературная поправка в соответствии с методикой, изложенной в
главе VII.
В самоизливающих скважинах статический уровень может быть
определен как по замерам пластового давления глубинными маномет-
рами, так и по замерам избыточного давления на устье образцовыми
манометрами. В последнем случае для термальных вод также необхо-
димо вводить температурную поправку.
Если самоизливающие скважины газируют, то определение истин-
ною положения статического уровня при замере избыточного давле-
ния на устье сопряжено с большими трудностями, так как после гер-
метичного закрытия устья и прекращения самоизлива в верхней части
образуется газовая шапка. Поэтому манометр на устье показывает
не избыточное давление столба воды в скважине, а давление непос-
редственно в газовой шапке. Определенный по таким показаниям ста-
тический уровень обычно является завышенным. Наиболее простой
способ исключения ошибки заключается в постепенном полном выпус-
ке газа и дегазации жидкости (через задвижку или штуцер). В ряде
случаев статический уровень находят расчетным путем по формуле
Е. Е. Керкиса (1948, 1956).
Установление истинного положения статического уровня имеет
весьма важное значение как для расчета гидрогеологических пара-
метров, так и для региональных гидродинамических построений.
Дебит скважин при откачках (выпусках) обычно за-
меряется объемным методом. Мерная емкость подбирается с таким
расчетом, чтобы время ее наполнения было не менее 1 мин. Для не-
прерывного контроля за дебитом скважин рекомендуется применять
дебитомеры или расходомеры.
Замеры дебита при всех видах откачек в момент пуска скважин
производятся через 5—10 мин, а после его стабилизации — три раза в
сутки в одно и то же время. В случае неустойчивости дебита во вре-
мени замеры следует делать через 1—3 часа.
Если скважиной опробуется совместно несколько водоносных го-
ризонтов, то важно знать не только величину общего дебита, но и сте-
пень водообильности каждого из них. В этих целях используются глу-
бинные расходомеры. Методика таких измерений применительно к
нефтяным скважинам и описание приборов подробно даются в работе
А. М. Петрова и В. Н. Васильевского (1967).
Измерения динамического уровня или устьево-
го (забойного) давления производятся от момента начала от-
качки до ее окончания как в центральных, так и в наблюдательных
скважинах.
Частота взятия отсчетов определяется темпом падения давления
(снижения давления), что устанавливается по рабочему хронологи-
ческому графику. Ориентировочно в первоначальный момент отсчеты
берутся через 5—10 мин, а при относительной стабилизации динами-
ческого уровня (давления) — одновременно с замерами дебита.
При сложном геологическом строении разведуемого участка (тек-
тоническая раздробленность, литологические экраны и т. д.) рекомен-
дуется делать более частые замеры с целью выявления характера и
степени влияния граничных условий на режим откачки.
Забойные давления в скважинах, оборудование которых позво-
5 Изыскания и оценка запасов	*55
ляет производить спуск глубинных приборов, замеряются геликсными
манометрами типа МГГ-2У. Максимальная разовая (за один спуск)
продолжительность работы часового механизма этих манометров не
превышает 14 час. Поэтому рекомендуется опускать манометр в сква-
жину до начала откачки и перед прекращением ее, что позволяет
фиксировать периоды наибольшего темпа понижения или повышения
забойного давления.
Более точные дифференциальные манометры для измерения за-
бойных давлений пока не нашли в гидрогеологической практике ши-
рокого применения вследствие сложности их эксплуатации и недоста-
точной надежности в работе.
В самоизливающих скважинах (центральных и наблюдательных)
регистрируется изменение устьевых давлений. Устьевые избыточные
давления замеряются техническими и регистрирующими манометрами
(с часовым или электрическим приводом) с точностью до 0,05—0,1 ат.
Контроль замеров осуществляется образцовыми манометрами.
Обычно самоизливающие скважины для замера давлений обору-
дуются специальными пьезометрическими трубками, спущенными до
водоносного горизонта. В этом случае изменение устьевых давлений
достаточно точно отражает изменение давлений на забое скважины..
При отсутствии пьезометрических трубок изменение устьевых давле-
ний будет отражать, помимо падения давления на забое, влияние до-
полнительных факторов (потери на трение при движении жидкости ПО'
стволу, образование газовой эмульсии, температурный перепад).
Наибольшую сложность представляют замеры динамического
уровня при компрессорной откачке. Непосредственное измерение его>
электроуровнемером или лебедкой возможно только при наличии пье-
зометрических трубок (двухрядный лифт). Так как обычно для опро-
бования скважин применяется однорядный лифт (водоподъемными
трубами служит обсадная колонна), то возможно лишь косвенное оп-
ределение динамического уровня по рабочему давлению сжатого воз-
духа в нагнетательной линии?
йд = Н — 10<р~др) ,	(V—1>
т
где — глубина от поверхности излива смеси до уровня воды в;
скважине, м;
И — длина лифта, м;
Р — рабочее давление сжатого воздуха, кг/см2;
\Р — величина потерь давления сжатого воздуха в трубах (от
места установки манометра до башмака лифтовых труб или.
верхних отверстий форсунки), кг/см2.
Потери давления (А/3) на трение определяются по формуле:
ДР 12’5PG2/. ,	(V—2>
yd
где р — коэффициент сопротивления (определяется по графику на
рис. V—5);
G — вес сжатого воздуха, транспортируемого по трубе на 1 час,,
кг/час;
, I — длина воздуховода, м;
у — объемный вес сухого воздуха при данных давлении и тем-
пературе, г/см2-,
d — длина воздуховода, см.
Дополнительные потери воздуха в форсунках или поджимных муф-
тах определяются по методике, предложенной Г. И. Потаповым (1961).
В скважинах, оборудованных глубинными центробежными или'
штанговыми насосами, динамический уровень при небольшой глубине
его залегания (менее 100 м) замеряется в кольцевом зазоре между.'
66
обсадными и водоподъемными трубами с помощью уровнемеров раз-
личной конструкции.
При значительных глубинах (до 300—1000 м ниже поверхности
земли) единственным прибором, пригодным для измерения динамиче-
ского уровня в насосных скважинах, является эхолот.
Температура воды замеряется на устье, на забое, а иногда
График для нахождения коэффици-
ента Р
ртутных термометров, следует
по всему стволу скважины.
На устье скважины температура замеряется с помощью ртутных
(срочных, ленивых, макси-
мальных) термометров с де-
лением шкалы 0,1—0,2° С. Во
время замера температуры
термометр вводится либо не-
посредственно в выходящую
струю воды, либо в специаль-
ные гнезда, вмонтированные в
арматуру и постоянно омыва-
емые потоком воды.
Пластовая температура (в
средней части водоносного го-
ризонта) замеряется ртутны-
ми максимальными термомет- рио v5
рами, опускаемыми или вме-
сте с глубинными манометра-
ми, или в специальной обойме. Помимо
применять самопишущие термометры и термометры сопротивлений.
Подробно методика температурных измерений и термоизмери-
тельных приборов дана в работе Фролова и Аверьева (1964).
Газовый фактор (отношение дебита газа Qr к дебиту воды
QB при нормальных условиях, л3/л3) в самоизливающих скважинах
определяется на устье путем отделения газа от воды в специальных
газоотделителях (трапа) различной конструкции.
Дебит газа после дегазации пластовой воды в трапе замеряется
с помощью счетчиков, а в отдельных случаях объемным методом (по
скорости вытеснения газом воды из бутылки).
Существующие конструкции газоотделителей, как правило, не да-
ют полной дегазации пластовой воды. Поэтому, помимо определения
газового фактора на устье скважины, полную газон асыщенность, а
также давление насыщения газа находят путем исследования глубин-
ных проб.
В несамоизливающих скважинах единственно надежным методом
определения газонасыщенности подземных вод является отбор глубин-
ных проб воды с помощью специальных пробоотборников с последу-
ющей дегазацией этих вод. Методика такого отбора проб, их дегаза-
ции и определение газонасыщенности рассмотрены в работе В. Н. Кор-
ценштейна (1963).
Отбор и исследование проб воды и газа произ-
водится регулярно в процессе всех видов откачек. Пробы воды и газа
берутся обычно на устье скважины, а также в интервале опробуемого
пласта.
Прослеживание восстановления динамического
уровня (забойного) давления в центральных и наблюда-
тельных скважинах является обязательным завершением каждой от-
качки (выпуска). Методика проведения исследований принципиально
не отличается от наблюдений за снижением динамического уровня
после пуска скважин: в самоизливающих скважинах замеряется устье-
вое или забойное давление, в компрессорных — после выпуска воздуха
уровень прослеживается глубинными лебедками или уровнемерами; в
67
5*
насосных — замеры производятся либо различными уровнемерами в
кольцевом зазоре, либо эхолотами.
Водозаборные скважины на подземные промышленные воды и ус-
танавливаемые в них водоподъемники в отличие от обычных водяных
и даже нефтяных скважин работают в весьма тяжелых условиях.
К числу явлений, осложняющих их работу, относятся: вынос песка
из призабойной зоны и образование песчаных пробок, осадконакопле-
ние на стенках обсадных и водоподъемных труб, коррозия. При Вскры-
тии концентрированных рассолов, кроме того, наблюдается интенсив-
ная кристаллизация солей в устьевом оборудовании и в водоподъем-
ных и обсадных трубах с образованием мощных соляных пробок
вплоть до полного закупоривания ствола скважин. Не 'исключено, что
частично такая кристаллизация происходит в пласте, ухудшая его
фильтрационные свойства в призабойной зоне.
Методика проведения каких-либо специальных исследований для
изучения указанных выше явлений пока не разработана. Поэтому на
современном этапе задачи исследований сводятся к накоплению и ре-
гистрации фактов (характер осложнений, взаимосвязь с различными
параметрами й физико-химическими явлениями, некоторые количест-
венные показатели).
Имеющийся опыт разведки и эксплуатации подземных промыш-
ленных вод в различных геологических условиях позволяет рекомен-
довать в зависимости от характера осложнений ряд наблюдений и
исследований.
В случае неустойчивости пород водоносного горизонта изучению
подлежат следующие вопросы:
1)	строение коллектора (микроскопическое описание, грануломет-
рический состав; строение и вещественный состав цемента);
2)	степень выноса песка в зависимости от конструкции фильтра и
оборудования призабойной зоны;
3)	влияние режима пуска скважины на вынос песка.
Количество выносимого песка регистрируется в выходящей струе
по мощности песчаной пробки в отстойнике. Наличие последней опре-
деляется периодическими промерами с помощью шаблона.
Осадконакопление регистрируется визуально при извлечении ком-
прессорных труб на поверхность и изучением химического состава
осадка. При описании осадка отмечается общее время пребывания
труб в скважине и проводимые за это время операции; исследуются
также толщина осадка, цвет, структура, текстура и изменение их по
глубине. Рекомендуется при опытных работах устанавливать патруб-
ки и задвижки, футерованные различными покрытиями (стекло, циик,
синтетические материалы) с целью выявления их реакции по отноше-
нию к рассолам.
Кристаллизация солей в стволе скважин, вскрывших концентри-
рованные рассолы, изучается аналогичным образом. При образовании
соляных пробок фиксируются глубина их появления и мощность, изу-
чается химический состав выпадающих солей. Необходимо также син-
хронно отбирать пробы рассола на глубине и на устье и затем сопос-
тавлять их химический состав.
Значительные трудности представляет выявление кристаллизации
солей в породах призабойной зоны. Рекомендуется применять визуаль-
ный метод (подземное фотографирование водопроводящих трещин) и
специальное гидродинамическое исследование скважин.
Гидродинамическое исследование в принципе сводится к проведе-
нию нескольких длительных откачек (выпусков) с одинаковым деби-
том. По данным каждой откачки строятся преобразованные графики и
по ним определяется изменение проницаемости призабойной зоны.
При выявлении ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны
68
производятся длительная закачка пресной воды и затем новая откач-
ка. Если последняя откачка указывает на более высокую водопрово-
димбсть, то можно сделать вывод о кристаллизации солей в призабой-
ной зоне.
Результаты исследований указанных выше явлений должны вклю-
чаться в отчеты по разведке месторождений (эксплуатационных участ-
ков) промышленных подземных вод в виде специального раздела.
ОПРОБОВАНИЕ ПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИН
Методика опробования. В задачи опробования поглощающих
скважин входят определение приемистости пласта-коллектора, изме-
нение ее во времени, а также оценка коллекторских свойств пласта и
основных расчетных гидрогеологических параметров. В качестве пог-
лощающих скважин могут служить или ранее пробуренные глубокие
скважины или скважины специальные разведочно-эксплуатационные.
Вскрытие горизонтов производится для неустойчивых пород путем
перфорации труб наиболее мощными кумулятивными или торпедными
перфораторами при значительном числе отверстий на 1 пог. м (не ме-
нее 20—30). В случае устойчивых пород исследование скважин ведется
при открытом стволе. Изоляция исследуемых горизонтов от выше- и
нижележащих горизонтов должна быть весьма тщательной.
Конструкции поглощающих скважин практически не отличаются
от конструкций скважин эксплуатационных. Однако, поскольку эти
скважины эксплуатируются при более высоких давлениях и расходах,
к ним предъявляются дополнительные требования: 1) эксплуатацион-
ная колонна и ее резьбовые соединения должны быть рассчитаны на
большие давления; 2) эксплуатационная колонна должна быть вы-
полнена из антикоррозийного материала или покрыта антикоррозий-
ными составами; 3) эксплуатационная колонна должна цементиро-
ваться высококачественным и высокопрочным материалом.
Для соединения забоя скважины с водоводом на устье устанав-
ливается .нагнетательная арматура. Используется в основном фонтан-
ная арматура с некоторым изменением во взаимном расположении
задвижек. В ряде случаев устанавливаются арматуры, изготовленные
силами промысловых мастерских.
Насосно-компрессорные трубы спускаются в скважину лишь в том
случае, если продуктивные пласты обладают плохими коллекторскими
свойствами и требуется периодическая промывка забоя. При хорошей
поглощающей способности пластов трубы не спускаются и закачка
ведется непосредственно через обсадную колонну.
Водоводы по своему назначению можно разделить на магистраль-
ные и разводящие. Первые работают под небольшим давлением (до
30 кг/см2), а давление во вторых достигает 150 кг/сл2. Водоводы вы-
полняются исключительно из цельнотянутых бесшовных стальных труб.
Толщина стенок этих труб выбирается по ГОСТ с учетом давления и
их сортамента.
Опыт поддержания пластовых давлений на нефтяных месторож-
дениях показал, что давление нагнетания в большинстве случаев со-
ставляет 50—100 ат, а иногда достигает 150—200 ат. Приемистость
скважин изменяется от 200—300 до 2000—3000 м31сутки.
Проведению опытных работ предшествует освоение скважин, име-
ющее целью очистить призабойную зону от глинистого раствора и бу-
рового шлама и повысить проницаемость пород в этой зоне.
В зависимости от характера пород и их проницаемости применя-
ются интенсивные прокачки, чередующиеся с промывкой и кратковре-
менными нагнетаниями, повторная перфорация, кислотная обработка,
гидроразрыв, торпедирование, закачка в призабойную зону поверхност-
69
но-активных веществ; иногда также может быть рациональным обо-
рудование многозабойных скважин.
После освоения скважины и прекращения выноса взвешенных час-
тиц производятся пробная откачка (желательно не менее чем на трех
различных режимах) и наблюдения за восстановлением уровня после
нее. По данным откачки определяются удельный дебит скважины и
коэффициенты водопроводим ости, фильтрации, проницаемости и пьезо-
проводности.
В процессе откачки отбираются пробы на химический анализ
воды.
В случае самоизлива исследование поглощающих скважин можно
производить следующим образом: на устье скважины устанавливают
образцовый манометр с соответствующей шкалой делений в зависи-
мости от ожидаемого повышения забойного давления в конце иссле-
дования. Затем, убедившись, что скважина самоизливает с установив-
шимся дебитом, быстро закрывают задвижку и по образцовому мано-
метру наблюдают за изменением забойного давления до полного его
восстановления.
Опытная закачка выполняется первоначально при двух-трех раз-
личных режимах в течение непродолжительного времени. Затем про-
водится длительная закачка (до 2—3 месяцев) при режиме соответ-
ствующем эксплуатационным условиям.
Приемистость поглощающей скважины представляет расход за-
качиваемой жидкости, отнесенный к давлению, при котором произво-
дится закачка. Часто пользуются коэффициентом приемистости, рав-
ным расходу поглощаемой жидкости, приходящемуся на одну техни-
ческую атмосферу давления. Величина коэффициента приемистости
поглощающей скважины зависит в первую очередь от водопроводимос-
ти пласта и, кроме того, от степени и характера вскрытия пласта бу-
ровой скважиной, вязкости закачиваемой жидкости, кальматации по-
род в зоне, окружающей скважину, и ряда искусственных мероприя-
тий. Явление кальматации или перегруппировки частиц пород в
призабойной зоне при отсутствии возможности их выноса, а также
воздействие закачиваемой воды на глинистый материал, носит назва-
ние «эффекта обратного клапана».
Закачка воды в поглощающую скважину или в группу поглоща-
ющих скважин представляет собой неустановившийся процесс.
Вследствие расширения зоны повышенного давления и, как след-
ствие, уменьшения градиентов давления коэффициент приемистости
скважин во времени закономерно падает. При закачке промышленных
стоков в водоносные пласты, имеющие выходы на поверхность или
связанные с другими водоносными горизонтами, коэффициент приемис-
тости постепенно стабилизируется, а давление жидкости при неизмен-
ном режиме становится близким к установившемуся.
Большое влияние на приемистость скважины при закачке оказы-
вает качество закачиваемой воды. Желательно закачивать в скважину
сточные воды или воду, близкую по химическому составу к воде плас-
товой. При отсутствии таких вод производится закачка пресной воды,
очищенной от взвешенных частиц, но в этом случае возможны некото-
рые искажения результатов. Фильтрационные свойства пласта опреде-
ляют по скорости восстановления забойного давления после остановки
нагнетательной скважины.
Если скважина в процессе исследования остается полностью за-
полненной жидкостью, то кривые восстановления давления можно
снимать не только на забое, но и на устье. Если же пластовое давле-
ние ниже гидростатического, применяются только глубинные геликс-
ные или поршневые манометры, опускаемые в скважину перед прекра-
щением закачки на глубину ниже статического уровня.
70
Продолжительность остановки нагнетательной скважины для за-
писи кривой восстановления давления определяется целевым назначе-
нием исследования. Если кривая восстановления давления снимается
для изучения состояния призабойной зоны, то продолжительность ис-
следования может быть невелика. При необходимости определения
параметров удаленной от скважины зоны пласта продолжительность
наблюдений необходимо увеличить.
При сопоставлении данных по восстановлению уровня по различ-
ным скважинам, их необходимо всегда останавливать с одного и того
же расхода.	,
Для трещиноватых коллекторов при обработке кривых восстанов-
ления давления, снятых по одной и той же скважине, но при различ-
ных режимах ее испытания, параметры пласта получаются непостоян-
ными и существенно зависят от заданного режима испытаний. Чем
выше забойное давление (а следовательно, и приемистость скважины),
тем больше значения имеют все параметры. Повышение забойного дав-
ления вызывает дополнительное расширение существующих трещин,
что приводит к увеличению гидропроводности призабойной зоны плас-
та, т. е. к уменьшению гидродинамического несовершенства скважин.
Требования к качеству воды. При возникновении необходимости
сброса отработанной воды в поглощающие горизонты к ее качеству
предъявляются определенные требования. Прежде всего вода не долж-
на снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию
оборудования и трубопроводов. Механические примеси и микроорга-
низмы, содержащиеся в закачиваемой воде, заиливают поверхности
фильтрации и закупоривают поровые каналы пласта, снижая тем са-
мым приемистость нагнетательных скважин. В некоторых случаях при-
чиной снижения приемистости может оказаться образование и отложе-
ние в поровых каналах трудно растворимых солей. Обычно при закач-
ке воды в пласт устанавливаются нормы на содержание тех примесей,
которые могут механически закупорись поровые каналы. К ним от-
носятся взвешенные твердые частицы и соединения железа. Содержа-
ние взвешенных твердых частиц допускается не более 2 мг/л и железа
0,3 мг/л.
При обычно применяемых давлениях нагнетания и значительном
загрязнении воды (до 10 мг/л) проницаемость пласта в призабойной
зоне за счет сильного загрязнения фильтрационной поверхности умень-
шается в десятки и сотни раз, так что промышленная закачка воды
становится невозможной. Снижение проницаемости вызывает необхо-
димость повышения давления нагнетания и периодического дренирова-
ния скважин для очистки призабойных зон. Однако требования к сни-
жению содержания взвешенных веществ не должны быть чрезмерными.
Накопленный в СССР и США опыт по заводнению нефтяных место-
рождений показывает, что некоторые пласты менее восприимчивы к за-
грязнению взвешенными твердыми частицами при содержании в них
этих частиц 5—10 мг/л и соединений железа 0,3—0,8 мг/л.
Важный показатель воды, предназначенной для закачки в пласт —
ее коррозионное свойство. Обычно при подготовке и закачке воды в
пласт наблюдается химическая и электрохимическая коррозия. Хими-
ческая коррозия трубопроводов происходит вследствие- наличия в воде
агрессивных по отношению к металлу газов — кислорода, углекисло-
ты и сероводорода. Удаление из воды указанных газов обычно сущест-
венно снижает скорость коррозии металла. Увеличение скорости хими-
ческой коррозии происходит с ростом температуры, скорости движения
воды и с понижением pH. Обычно для закачки в пласты рекомен-
дуется применять воду с pH—7—8; при низком значении pH вода об-
рабатывается известковым молоком или щелочью. Кроме того, при-
меняются следующие принципиальные пути борьбы с коррозией:
71
1)	использование в системе водоснабжения неметаллических ма-
териалов;
2)	покрытие трубопроводов и оборудования защитными изоля-
ционными материалами;
3)	обработка нагнетаемой в пласт воды химическими ингибито-
рами;
4)	удаление из воды агрессивных газов.
В США в последние годы для систем низкого давления при-
меняются пластмассовые и асбоцементные трубы; большое приме-
нение получили трубы из акрилонитрила, полиэтилена и ацетат-
ных смол.
Один из эффективных методов борьбы с коррозией водоводов —
нанесение на их внутреннюю поверхность изоляционных покрытий из
цемента, синтетических лаков, смолы. Кроме того, для снижения кор-
розии трубопроводов большое внимание уделяется обработке воды
химическими ингибиторами, тип которых зависит от физико-химиче-
ских свойств нагнетаемой воды. Ингибиторы применяются в основном
в зарубежной практике. В Советском Союзе в большинстве случаев;
для снижения коррозии повышают значение pH нагнетаемой воды
путем добавления к ней щелочи.
Существенное значение для нагнетаемой воды имеет стабильность
ее химического состава, т. е. невозможность образования в ней допол-
нительных взвешенных частиц за счет химической реакции. Пласто-
вые и сточные воды оказываются в основном нестабильными в связи
с наличием в них значительного, количества ионов закисного железа
(Fe2+) и бикарбонатов (НСОГ)- В этом случае необходима специаль-
ная подготовка воды (Еронин, Литвинов и др., 1967).
Все вышеописанные требования к качеству нагнетаемой воды сле-
дует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом
коллекторских свойств пласта, химического состава подземных вод и
растворенного в них газа и создаваемого давления нагнетания.
Насосы, применяемые для нагнетания воды в пласт. Для закачки
воды в пласт на нефтяных промыслах Советского Союза в основном
применяются центробежные насосы как наиболее компактные простые
по конструкции и удобные в эксплуатации, и реже — поршневые на-
сосы, которые в процессе эксплуатации при большой нагрузке показа-
ли ряд недостатков. На кустовых станциях использовались осевые на-
сосы ОН-2, ОН-3, ОН-4, подающие большое количество жидкости, но
имеющие сравнительно низкие напоры, в результате чего они не наш-
ли широкого применения. В последнее время появились высоконапор-
ные насосы Марки 9Ц-12, хорошо показывающие себя в эксплуатации.
Кроме того, на кустовых насосных станциях широко применяются
насосы 5МС-7Х10. Реже используются насосы 8НД-10Х5, АЯП-3-
150X600, 8НД-6Х5, БВ-60.
Насос 8НД-10Х5 — пятиступенчатый, высоконапорный. Произво-
дительность его 320 м?1час при 2950 об!мин; напор 425 м водяного^
столба. Назначение насоса — перекачка пресной воды и нефтепро-
дуктов.
Насос 5МС-7 — центробежный, десятиступенчатый, горизонталь-
ный. Производительность его при 2950 об!мин от 110 до 195 м21час;
напор составляет 680—1120 м водяного столба. Назначение насоса—
перекачка воды с температурой до 60° С.
Насос 5Ц-10 и 9Ц-12 при 2950 обIмин подает 270 м3/час воды с
давлением на выкиде 1500 м водяного столба. Назначение насоса —
подача химической и аэрированной воды с температурой до 150° С.
В ряде случаев при опробовании водоносных горизонтов закачкой?
используются буровые поршневые насосы УЗ-З, У8-3 производитель-
ностью 2500—3000 м?{ сутки.
72
ОТБОР ПРОБ ВОДЫ И ГАЗА ДЛЯ АНАЛИЗА
Опробование скважин на воду и газ производится с целью изуче-
ния физико-химических свойств промышленных подземных вод, содер-
жащихся в них полезных компонентов, количества и состава раство-
ренного газа. Выполняется такое опробование на стадии подготовки;
скважин к исследованию, непосредственно в процессе испытаний и пос-
ле их завершения.
При подготовке скважинк испытанию (активиза-
ция и. прокачка пласта) задачей опробования является контроль за
вытеснением технического раствора из скважины и ее призабойной зо-
ны с полной заменой его на пластовую воду. Для этого из выходящей'
струи жидкости через каждые 2—3 часа отбираются пробы. Фильтрат
этих проб исследуется на содержание какого-либо характерного ком-
понента (С1, Вг и др.). Одновременно определяется плотность жидкос-
ти с помощью ареометра с ценой деления 0,01, отмечаются физиче-
ские свойства воды (цвет, запах, прозрачность), фиксируется темпе-
ратура жидкости и воздуха.
Критерием полного вытеснения технического раствора из скважи-
ны и ее призабойной зоны является достижение следующих условий::
1)	полное осветление изливающейся жидкости;
2)	постоянство содержания в пробах характерного компонента;
3)	постоянство плотности и температуры изливающейся жидкости.
Перед окончанием прокачки отбираются пробы воды на сокра-
щенный химический анализ. После чего производится восстановление
давления (уровня) до статического положения. Одновременно в приза-
бойной зоне скважины восстанавливается естественный температур-
ный и газовый режим.
В процессе испытания скважин (пробные, опытные и
опытно-эксплуатационные откачки) задачей опробования на воду и газ
является установление закономерностей изменения минерализации
промышленных подземных вод в плане и разрезе, их состава, содер-
жания в них полезных промышленных компонентов, наличия раство-
рённого газа, его количества и состава, присутствия вредных приме-
сей и т, д. В этих целях из скважин отбираются пробы воды на опе-
ративный, сокращенный и полный химический анализы, а также спе-
циальные пробы на анализ содержания полезных компонентов и раст-
воренного газа. Состав определений для каждого вида анализа с уче-
том полезных компонентов приведен в табл. V—2.
Для сокращенного и полного химических анализов необходимым
является определение окислительно-восстановительного потенциала.
Требуемый для анализа объем проб, включая определение полезных
компонентов, составляет: на полный анализ — 3 л, на сокращенный —
1,5—2 л, на оперативный— 1,0 л.
Анализ газа заключается в определении сероводорода (H2S), уг-
лекислоты (СО2), кислорода (О2), метана (СН4), тяжелых углеводо-
родов, азота (N2), криптона, ксенона и аргона (Кг, Хе, Аг), гелия и
неона (He + Ne).
Перед началом испытаний, т. е. в естественных условиях, из сква-
жины отбираются пробы воды на полный химический анализ и на
анализ содержания газа.
В процессе проведения пробных откачек .через каждые 8 час бе-
рутся пробы на оперативный анализ и один раз в сутки — на сокра-
щенный химический анализ. После окончания пробной откачки и вос-
становления пластового давления берутся пробы воды на полный хи-
мический анализ и на анализ содержания газа. При отборе проб за-
меряются температура воды и воздуха.
В процессе опытных и опытно-эксплуатационных откачек один раз
. 73
Таблица V—2
Виды анализов воды и требуемые определения
	Требуемые определения		
Типы анализов	общие	специальные*	Характеристика анализов
Опера- тивный Сокра- щенный Полный	Физические свойства; щелочность, Cl- Физические свойства; pH; СО|~; НСО^; Са2+; Mg2+; SO|~;Cl-;Na+ + + К+ (по разности); жесткость (общая, кар- бонатная , некарбонат- ная) ; СОг агрессивная; минерализация; сухой остаток. Физические свойства; pH; Eh; NH4; Fe2+; Fe3+; NO^~; NO2; окисля- емость; H2S; CO|—; HCO^; Ca2+:	Mg2+; Na+; K+; SO|~; Cl~; SiO2; сухой остаток; вы- числяется жесткость (об- щая, карбонатная, некар- бонатная); СОг агрессив- ная; минерализация	J; Вг; НВО2 Li; Sr; Ba; Al; Мп; Co; Br; J; HBO2; устанавливается наличие нафтеновых кислот Li; Sr; Ва; В; Al; Мп; Со; As; Br; J; HBO2; Rb; Cs; Zn; Pb; W и др.; устанавливается наличие нафтеновых кислот	Выполняется в полевых условиях. Применяется для предварительной ха- рактеристики вод райо- на и содержания в них полезных компонентов. Контроль определений не предусматривается Выполняется в стацио- нарных условиях, исполь- зуется для массовой ха- рактеристики вод района и содержания в них по- лезных компонентов. Пре- дусматривается контроль определений по сухому остатку Выполняется в стацио- нарных условиях. При- меняется для подробной характеристики вод рай- она и содержания в них полезных компонентов. Предусматривается конт- роль определений по су- хому остатку и сумме ка- тионов и анионов •
* Состав полезных компонентов, определяемых специальным анализом, уточняется в процессе раз-
ведки в зависимости от конкретных гидрохимических условий, содержания и промышленного значения
этих компонентов.
в сутки отбираются пробы воды на оперативный анализ и через каж-
дые 2—3 суток (в зависимости от длительности откачек и постоянства
состава подземных вод и содержания в них полезных компонентов) —
пробы воды на сокращенный химический анализ. Пробы воды на пол-
ный химический анализ и на анализ содержания газа отбираются пе-
ред началом, в середине и после окончания откачки. Если откачка
проводится на нескольких режимах, то пробы воды на полный хими-
ческий анализ берутся для каждой ступени понижения уровня.
Отбор проб воды на оперативный и сокращенный химические ана-
лизы производятся на уст^е скважины из восходящей струи откачивае-
мой жидкости.
Пробы воды на полный химический анализ и на анализ содержа-
ния газа берутся глубинными пробоотборниками типа ПД-0-3, ПД-ЗМ
и др. в интервале залегания водоносного пласта. Перед отбором глу-
бинных проб необходимо определять пластовое давление с помощью
глубинных манометров и температуру пластовых вод. После спуска
пробоотборника на заданную глубину 3—5 раз производят расходку
его с амплитудой до 5—10 м, после чего закрывают пробоотборник и
затем извлекают глубинную пробу воды и газа. Сразу же после под-
нятия пробоотборника берется отсчет температуры жидкости и по об-
74
разцовому манометру, подсоединенному к верхнему клапану пробо-
отборника с помощью специального двухвентильного переводника,
снимается показание давления. Перевод газа из пробоотборника в бу-
тылки производится в сосуде большой емкости (не менее 6—8 л). Ем-
кость предварительно заполняется крепким раствором NaCL Бутыль,
в которую переводится газ, также заполняется рассолом. Для предот-
вращения утечки газа из бутылок рассол из них вытесняется не до
конца — обычно оставляется небольшое его количество объемом 50—
€0 см3. Бутыль в перевернутом виде закрывается резиновой пробкой,
извлекается из емкости, заливается сургучом и хранится в переверну-
том виде.
Количество газа, оставшееся в растворе, либо учитывается хими-
ческим методом, либо также переводится в газообразное состояние
путем нагревания пробоотборника горелкой. В последнем случае ос-
тавшаяся в пробоотборнике вода утрачивает свой первоначальный
состав и для химического анализа непригодна.
Для производства анализа газа обычно достаточно 1 л пробы.
В тех случаях, когда необходим технологический или другие анализы
воды, объем проб увелцчивается.
После переведения всего спонтанного газа в бутылку из пробоот-
борника (если последний не подогревался) берутся пробы воды на
полный химический анализ. Для этого жидкость через нижний клапан
пробоотборника и переводник сливается в заранее подготовленную
бутылку. Последняя закрывается резиновой пробкой и засургучивается.
Если анализ выполняется в стационарных условиях, то пробы во-
ды подвергаются консервации. Для консервации в пробе общего коли-
чества угольной кислоты (СО2 + НСО3) пользуется насыщенным раст-
вором гидрата окиси бария. В плотно закрывающиеся резиновыми
пробками бутылки емкостью 150—200 см3 приливают по 50 см3 от-
стоявшегося прозрачного раствора Ва(ОН)г. Затем жпробу воды с по-
мощью сифона (резиновой трубки), опущенного до дна, вливают в
бутылку.
Для консервации H2S, HS- и SOl- пользуются уксуснокислым
кадмием. Приготовленные для отбора бутылки емкостью 500—800 см3
взвешивают, наливают в каждую из них по 100 еж3 раствора уксусно-
кислого кадмия и снова взвешивают; затем закупоривают бутылки
резиновыми пробками. На скважине отбирают примерно 250—500 см3
воды и также с помощью сифона сливают в бутылки. На одно опре-
деление следует брать две пробы.
Когда в водах имеется двухвалентное железо, длительное хране-
ние пробы приводит к его окислению, переходу в трехвалентную фор-
му и выпадению из раствора. Для стабилизации железа в водах при-
бавляют к 1 л пробы 10 мл H2SO4 и 1—1,5 г сернокислого аммония.
Проба воды должна быть прозрачной; непрозрачную пробу быстро
отфильтровывают и только после этого прибавляют к ней реактивы
для стабилизации железа.
Посуда для отбора проб воды и газа тщательно подготавливается.
Стеклянная тара должна быть вымыта одним из следующих средств:
однопроцентным раствором соляной кислоты, хлорной известью, теп-
лым мыльным раствором, чистым речным кварцевым песком. После
этого тара тщательно ополаскивается сначала простой водой, затем
два раза дистиллированной водой и закрывается чистой резиновой
или натуральной пробкой. Натуральные пробки предварительно ки-
пятят в дистиллированной воде, резиновые — в однопроцентном
растворе соды, затем промывают водой, однопроцентным раствором
соляной кислоты и ополаскивают несколько раз дистиллированной
водой.
75
Для контроля за качеством выполненных анализов отбираются
специальные пробы в объеме 20% от общего их количества, которые
направляются в крупные научно-исследовательские лаборатории.
ТЕКУЩАЯ ОБРАБОТКА МАТЕРИАЛОВ
НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Текущая (или первичная) обработка материалов исследования
скважин имеет целью получить предварительные данные о природных
условиях, надежно выявить объект исследований, осуществить конт-
роль за качеством выполненных работ и по возможности уточнить
методику их проведения.
Выполняется такая обработка материалов как на стадии бурения,
так и опробования скважин.
При бурении скважин составляется буровой журнал с указанием
интервалов проходки, литологии пород (по шламу и керну), тщатель-
но описывается отбираемый керн, устанавливается процент выхода
его и производятся лабораторные определения (гранулометрического-
состава, общей и открытой пористости, проницаемости). Кроме того,
целесообразно строить графики, отражающие процент выноса песка с
буровой жидкостью по мере проходки, а также графики изменения ка-
чества (или содержания характерных компонентов), плотности и пог-
лощаемости глинистого раствора с глубиной. Для трещиноватых пород
рекомендуется строить графики изменения скорости проходки с глу-
биной, что может явиться косвенным показателем для выделения водо-
обильных зон.
После завершения бурения скважин и осуществления комплекса
геофизических исследований (электрокаротаж, БКЗ, микрозондиро-
вание, термокаротаж и др.) производится расшифровка каротажных
диаграмм и сопоставление их с результатами обработки вышеуказан-
ных исследований, в первую очередь с результатами анализа керна.
Путем такого сопоставления составляется геолого-технический разрез
скважины с выделением всех пройденных пластов и водоносных гори-
зонтов, с указанием их мощности, глубин залегания (в абсолютных и
относительных отметках), литологии пород. Кроме того, на геолого-
технический разрез наносятся данные электрокаротажа и термокаро-
тажа, данные лабораторных исследований керна, включая процент его
выхода. Показываются конструкции скважин, глубина обсадки труба-
ми, тампонаж (цементация), отметки устья и земли; наносятся все
факторы (изменение качества и плотности раствора, его поглощае-
мость и т. д.), которые служили при бурении косвенными показателя-
ми водоносности. По составленному разрезу уточняются объекты ис-
следований, интервалы их вскрытия (перфорации) и интервалы уста-
новки цементных мостов (при сложном строении водоносной толщи) ..
После вскрытия пласта, когда буровой раствор в скважине заме-
няется пластовой водой, в специальный журнал заносятся данные из-
менения во времени: а) содержания одного или нескольких характер-
ных компонентов в изливающейся жидкости; б) плотности этой жид-
кости; в) ее температуры, замеренной на устье. Одновременно по этим,
показателям строятся соответствующие графики.
Восстановление уровня (давления) в скважине перед началом ис-
пытаний - фиксируется в журнале опробования и отображается в виде
графиков прослеживания.
В процессе испытаний скважин (пробные и опытные откачки) со-
ставляются: а) журнал откачки (или несколько журналов по каждо-
му исследованному объекту); б) совмещенные графики изменений во
времени дебита скважины, положения динамического уровня (забой-
76
ного или избыточного давления), температуры подземных вод; в) гра-
фики восстановления уровня (давления) после прекращения откачки.
По результатам откачки непосредственно на месте оцениваются кол-
лекторские свойства пласта, для чего в полулогарифмическом масшта-
бе S-i-lgZ (или ДР—1g/) строятся преобразованные графики сниже-
ния-восстановления уровня (давления), по которым рассчитываются
коэффициенты водопроводимости, фильтрации, пьезопроводности. Если
•откачка выполнялась на нескольких ступенях снижения уровня (дав-
ления) и при этом на каждой ступени достигнуто практически устано-
вившееся движение жидкости, то строятся индикаторные кривые
Q—f(S) или Q = f(AP), по которым также рассчитываются коэффи-
циенты водопроводимости и фильтрации. В условиях неустановивше-
гося движения жидкости целесообразно определять начальный удель-
ный дебит скважин на заданный отрезок времени, единый для всех
скважин. Этот дебит может служить косвенным показателем для от-
носительной оценки водообильности пород на различных участках раз-
ведуемой площади. В отдельных случаях при сравнительно однород-
ном строении площади по начальному удельному дебиту скважин мож-
но определять водопроводимость пород, так как между этими величи-
нами существует прямо пропорциональная зависимость. Для этого
строятся графики в координатах q=f(km).
Отбор проб воды и ее физические свойства документируются в
журнале по отбору проб. Глубина отбора проб показывается также
на графическом разрезе скважины. По данным оперативного и сокра-
щенного анализов строятся графики изменения химического состава
воды и содержания в них полезных компонентов в процессе откачки.
Все перечисленные материалы первичной обработки должны быть
тщательно и качественно оформлены, подписаны исполнителем, лицом,
' контролирующим работу исполнителя, и начальником партии.
ГЛАВА VI
ОБЩИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ДВИЖЕНИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТАХ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ
Подземные промышленные воды приурочены, как правило, к глу-
боким частям артезианских бассейнов, что определяет условия их фор-
мирования, движения и разгрузки. Если для неглубоких водоносных
горизонтов нередко выдерживается классическая схема артезианского
бассейна — области питания (инфильтрации и создания напора), тран-
зита и разгрузки, — то для глубоких горизонтов характерны гораздо
более сложные условия, а приведенная классическая схема встречается
чрезвычайно редко и почти никогда не выдерживается в чистом виде.
Одним из основных факторов, нарушающих нормальную картину
движения воды в таких водоносных горизонтах является геостатиче-
ское давление, роль которого на больших глубинах становится часто
решающей. Под влиянием огромного веса вышележащих пород проис-
ходит сжатие глинистых слоев и выдавливание содержащейся в них
воды в проницаемые горизонты, что приводит к увеличению пластовых
давлений в последних. Вследствие этого подземные воды поднимаются
из глубоких, центральных частей бассейна к его периферии, т. е. к бо-
лее приподнятым частям. Этот процесс протекает медленно — в тече-
ние длительного геологического времени. Примеры такого рода мы
77
находим как в областях развития древних пород (Иркутский амфи-
театр, кембрий), так и в областях развития молодых пород (Западная
Туркмения, неоген). Здесь основное питание водоносных горизонтов
происходит в центральных частях бассейнов, а разгрузка — ближе к
периферии. В Иркутском амфитеатре отмечается питание и со стороны
Саян, однако эти воды проникают всего на несколько десятков кило-
метров в глубь бассейна.
В результате действия геостатического давления в глубоких час-
тях артезианских бассейнов седиментационные воды, как правило, не
замещаются инфильтрационными водами, а изменение их состава
обусловлено другими причинами.
Большое влияние на интенсивность и направление движения под-
земных вод оказывают тектонические процессы, вызывающие сжатие
или растяжение пластов, увеличение или уменьшение геостатического
давления. Эти процессы могут протекать очень интенсивно и их воз-
действие на пласты весьма ощутимо. Как следствие тектонических
подрижек появляются так называемые «аномальные» пластовые дав-
ления различного знака, искажающие общую картину движения воды.
В ряде случаев пластовые давления в зонах, подверженных тектони-
ческому воздействию, могут приближаться к геостатическим.
Влияние тектонических процессов сказывается на пористости и
проницаемости водоносных пород, что также накладывает отпеча-
ток на характер движения подземных вод и на поле пластовых давле-
ний (пьезоизогипс).
Как известно, для решения вопроса о питании, направлении и ин-
тенсивности движения подземных вод используются карты пьезоизо-
гипс. Однако для глубоко залегающих горизонтов промышленных под-
земных вод построение таких карт имеет определенную специфику.
Последняя связана с тем, что на площади развития водоносного гори-
зонта заключенные в нем подземные воды могут иметь разную темпе-
ратуру и минерализацию, а следовательно, и разную плотность. В этих
условиях карта гидростатических напоров, построенная по обычной
методике, не отвечает своему назначению. Определенное по такой кар-
те направление движения подземных вод часто оказывается противо-
положным истинному. Поэтому для выявления действительной гидро-
динамической обстановки пользуются так называемыми картами при-
веденных напоров.
Эксплуатация подземных промышленных вод протекает обычно
при неустановившемся во времени движении, что связано с удалением
участков эксплуатации от открытых источников питания и с глубоким
залеганием водоносных пластов. Дело в том, что приток жидкости к
скважинам формируется за счет упругой энергии самого водоносного
горизонта и обусловлен тем, что при понижении давления в пласте
происходит, с одной стороны, увеличение объема содержащейся в нем
воды, а с другой, — сжатие породы и уменьшение вследствие этого
объема пор. Несмотря на малые величины коэффициентов объемной
упругости жидкости и породы, за счет упругих запасов могут форми-
роваться значительные расходы воды, так как в работу вовлекается
огромный объем водоносного пласта. Именно поэтому движение под-
земных вод при эксплуатации в течение длительного времени является
неустановившимся, депрессионная воронка развивается постепенно и
соответственно наблюдается постоянный рост понижений уровней
(пластовых давлений).
В зависимости от характера строения пласта можно выделить два
основных типа режима фильтрации: упруго-водонапорный и чисто уп-
ругий. Последний отвечает случаю, когда водоносный горизонт со всех
сторон ограничен непроницаемыми породами, и эксплуатационные
расходы формируются только за счет упругих запасов внутри этой
78
ограниченной зоны. Во всех других случаях практически имеет место-
первый тип режима. При этом часть отбираемых эксплуатационных:
запасов восполняется за счет притока из удаленных частей водонос-
ного горизонта.
В некоторых случаях при наличии ряда условий возникает пере-
текание через слабопроницаемые пласты из других водоносных гори-
зонтов. Это может привести в конце концов к стабилизации уровней и
дебитов (водонапорный режим).
Скорость перераспределения давления в пласте на площади под
влиянием его первоначального изменения характеризуется коэффи-
циентом пьезопроводности (о), представляющим собой комплексный
показатель, зависящий как от фильтрационных, так и от упругих:
свойств водоносного горизонта.
где k — коэффициент фильтрации, м1сутки;
Р * — коэффициент упругости, Л12/т;
у— объемный вес жидкости, т/лг3.
Коэффициент упругости пласта р * численно характеризует изме-
нение упругого запаса воды в единице объема пласта при снижении в.
нем давления на 1 м водяного столба.
Чем более проницаемым и жестким является пласт, тем быстрее-
происходит в нем перераспределение пластовых давлений, и, следова-
тельно, на большее расстояние распространяется вызванная возму-
щением депрессия.
Следует отметить, что для глубоких водоносных пластов, содер-
жащих промышленные подземные воды, характерно развитие очень,
больших по площади депрессионных воронок (сотни юи2). В пределах
этой площади подземные воды, как отмечалось выше, могут иметь-
различную минерализацию и температуру, т. е. по пласту фильтруется
жидкость с переменной вязкостью. Поскольку вязкость связана обрат-
но пропорциональной зависимостью с коэффициентом фильтрации,
пласт, содержащий неоднородную жидкость, можно рассматривать как
неоднородный в фильтрационном отношении. В некоторых условиях
(например, Западно-Туркменский бассейн) это обстоятельство должно»
учитываться при оценке эксплуатационных запасов. Однако водонос-
ные горизонты, содержащие промышленные подземные воды при срав-
нительно малых значениях проницаемости, как правило, имеют значи-
тельную площадь живого сечения (р-тЭф). Поэтому при эксплуатации
действительные скорости фильтрации по пласту очень малы и продви-
жения контуров вод разного состава по существу не происходит. Кро-
ме того, в реальных условиях изменения температуры и минерализа-
ции воды в пределах депрессионной воронки обычно небольшие, по-
этому изменением вязкости жидкости в большинстве случаев можно
пренебречь. Сказанное не относится, конечно, к построению карт при-
веденных напоров.
ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ПРИВЕДЕННЫХ НАПОРОВ
Изучение направления, скорости движения, характера питания и
разгрузки подземных вод имеет большое значение при оценке перспек-
тив их промышленного использования и выяснения условий формиро-
вания. Кроме того, анализ общих гидродинамических условий бассей-
на позволяет установить связь между динамикой подземных вод и зо-
нальностью их химического и газового составов.
Для такого анализа используются карты приведенных напоров
(давлений), построенные с учетом изменения их удельного веса на
площади распространения.
79
Использование приведенных напоров (давлений) в качестве по-
тенциальной функции фильтрационного потока предложил А. И. Си-
лин-Бекчурин (1947):
г
Pn = P + $y(z)dz,	(VI—2)
о
тде Рп — приведенное давление в рассматриваемой точке водоносного
горизонта;
Р — пластовое давление в той же точке;
г — расстояние от исследуемой точки до выбранной плоскости
сравнения;
у — объемный вес воды.
Рис. VI-1. Схема для расчета приведенных давлений и
напоров
1 — плоскость сравнения; 2 — уровень воды в скважинах;
3 — приведенный уровень
В качестве решения уравнения (VI—2) А. И. Силин-Бекчурин пред-
ложил (1947) следующую формулу:
Рп = Р + ^ПГ’	(VI—3)
где у — объемный вес воды в исследуемой точке;
уо — объемный вес воды на плоскости сравнения.
Легко видеть, что формула (VI—3) выведена из предположения,
что объемный вес воды связан с глубиной прямолинейной (или близкой
к ней) зависимостью.
Однако строгая зависимость величины объемного веса воды глуби-
ны залегания пород обычно отсутствует. Поэтому рассчитанные по урав-
нению (VI—3) приведенные давления будут ошибочными. Ошибка по-
явится и в том случае, если воспользоваться рекомендацией М. А. Га-
тальского и вести расчет для всех горизонтов данной геологической
структуры от единой плоскости сравнения, лежащей ниже самой погру-
женной части водоносных пластов.
Для исключения указанных ошибок С. С. Бондаренко (1961) ре-
комендует следующее: а) плоскость сравнения выбирать для каждого
-обособленного водоносного горизонта или комплекса на абсолютной от-
метке его наиболее погруженной части и б) расчеты приведенных дав-
лений производить последовательно от одной скважины к другой
80
(рис. VI—1). Для этого случая им предложена формула, являющаяся
видоизменением формулы (VI—3):
р __ р ।	г1	Уо 4~ 71 I г2 —г,	714~ Уг	। I	гп гп—1 _	Ул—1 ~Ь Ул	zyj_
п '	10	’	2 "Г 10	2	'	' ‘ '	10	’	2	’	'	’
где yi; у2—ул—объемный вес воды в расчетных точках (скважинах)
1, 2, З...п;
Zi; Z2...zn—расстояния от исследуемых точек до плоскости срав-
нения.
Хотя формула ,(VI—4) также исходит
мости между у и глубиной, однако она
является значительно более точной, чем
формула (VI—3), так как осреднение
проводится между двумя соседними
скважинами, а не для всего пласта в
целом. При достаточно большом коли-
честве точек (скважин) формула
(VI-4) является практически точной.
Можно, конечно, принять и другие
законы изменения плотности воды с глу-
биной, более близкие к фактическому
(например, логарифмический, показа-
тельный и т. д.), однако недостаток,
свойственный методу А. И. Силина-Бек-
чурина, остается и в данном случае.
Более точно учесть фактическую
связь у и г можно следующим образом.
Используя метод, аналогичный методу
С. С. Бондаренко, зависимость между
у и z выразить не прямой линией, а
уравнением:
V(z) = Vo+ azft,	(VI—5)
из прямолинейной зависи-
Рис. VI-2. График зависимости
y(z)=f(z)
1 — фактическое изменение объемного
веса с глубиной; 2 — апрокснмация по
А. И. Силииу-Бекчурииу; 3 — апроксн-
маиия по С. С. Бондаренко
где а и b — коэффициенты, определяемые по фактическим данным.
При помощи такой зависимости можно достаточно точно описать
любую кривую на участке, где функция изменяется монотонно (убывает
или возрастает) и не происходит перемены знака второй производной —
перегиба кривой (такие участки выделены на рис. VI—2 вертикаль-
ными линиями).
Для получения приведенного напора в любой точке пласта проин-
тегрируем выражение (VI—2), подставив в него зависимость (VI—5).
В результате получим
РП=Р-Ь — Voz + — •	(VI—6)
п 10 0	10 ь+ 1	’
Для определения коэффициента а и b необходимо иметь значения
у для трех точек пласта, включая плоскость сравнения. После преобра-
зований получаем:
& =
Vo —Уг
lg^
z2
(VI-7)
(VI-8)
6 Изыскания и оценка запасов
81
«1
Подстановка (VI—8) в (VI—6) даст
Р„ = Р + — То + — •	,	(VI—9)
10 0	10 Ь+ 1
где у — объемный вес воды на расстоянии z от плоскости
сравнения.
Можно записать	'
Рп = Р + ^ ТсР, где Vcp =	,	(VI—10)
где yep — средний объемный вес воды между плоскостью срав-
нения и сечения z.
Ясно, что при 6 = 1 формула (VI—10) аналогична формуле (VI—3).
Поскольку вид кривой y—f.(z) от скважины к скважине изменяется
и коэффициент Ь, вычисленный для трех первых скважин, не будет
определять кривую для последующих, его надо рассчитывать отдельно
для каждой тройки скважин, принимая последнюю скважину первой
тройки как первую для последующей тройки и подставляя в (VI—7)
вместо уо, Yi, Yz, и г2 соответственно уп-2, Y-г-ь Уп, (zn-i — zn-z) и
(zn~ zn_2), т. е.
_____ Yn—2 Уп
Uj -
lg
(VI—11)
Ztl—1	2
Zn	2
где п — количество скважин за вычетом первой, обозначаемой
индексом 0 (п — число чётное).
В общем случае
'~т
(VI—12)
bjy^ + yn
4Р bj 1
Если же общее число скважин, за вычетом первой, число нечетное
(л + 1), то
(VI—13)
п
У
j (2Л	Zn-2) У)ср + (zn+l Z«) Уп +
?л+1 — Уп
гЛ1 ~гп
Ь, 6;
г41 - гп’
(VI—14)
При отсутствии лабораторных определений плотности воды она
может быть рассчитана по изложенной ниже методике.
Чаще удобнее пользоваться не приведенными давлениями, а при-
веденными напорами, характеризующимися высотой столба пресной
воды с у— 1. В этом случае
Нп=10Рп,	(VI-15)
где Нп — приведенный напор, м.
82
Так как непосредственное измерение пластовых давлений (р) про-
водится далеко не всегда, и, кроме того, применяемые глубинные ма-
нометры имеют недостаточную точность, пластовые давления, а следо-
вательно, и гидростатический напор могут быть определены опосредо-
ванно следующим образом:
Р=А.йу + Ри,	(VI—16)
где h. — столб воды в скважине, м;
у — средний объемный вес воды в стволе скважины, г!см3\
Ря — избыточное давление на устье скважины, ат.
Единственную трудность составляет здесь определение среднего
объемного веса жидкости в стволе скважин. Изменение этого парамет-
ра по стволу обусловлено тремя причинами: изменением температуры,
выделением газа и увеличением давления с глубиной, т. е. сжатием
жидкости.
Влияние выделяющегося газа исключается путем постепенного
стравливания газовой шапки перед замером статического уровня (дав-
ления) до полной дегазации столба воды в скважине. Остальные факто-
ры могут быть учтены теоретически
Определение пластового давления с учетом сжимаемости жидкости
может быть сделано по несколько преобразованной формуле
Н. А. Плотникова (1955):
. Р = Е-1/Е2-2ЕГтст/1 + ^ + 1 -(P\t1)i!] ,	(VI—17)
I/	L	ЛЬ J
где Е — модуль упругости жидкости в скважине;
рж — коэффициент упругости жидкости;
уст — объемный вес воды у статического уровня.
Размерности в формуле (VI—17) следующие: Р, Е, Ph — кг/см2\
у— кг1см?-, h — см. Зная Р, можно по (VI—4) или (VI—12) определить
Рп и по (VI—15) — Нп.
Несмотря на кажущуюся простоту, формула (VI—17) все же яв-
ляется весьма неудобной для практических расчетов, так как требует
очень высокой точности в исчислении подкоренного выражения и в из-
влечении корня — не менее шести-семизначных цифр.
Поэтому гораздо удобнее использовать другой метод. Объемный
вес воды при любом давлении можно выразить так (с точностью не бо-
лее 0,03% при Р=с500 ат):
Т(П = То(1+^),	(VI—18)
где уо — объемный вес воды при атмосферном давлении;
у(Р) — то же при давлении Р.	।
Учитывая, что в интервале давлений 0—500 ат, охватывающем все
практически интересные нам значения, величина р изменяется незна-
чительно, можно записать:
Тер =	,	(VI—19)
где уст = т0(1 +РР„),
Т« = То(1 +РР)-
83
6*
После несложных преобразований получим:
Тср^То-1^"-.	(VI—20)
1—fftyo
Из* уравнений (VI—19; VI—20) следует:
Р = Ри + Луср = Ри 4- Луо~+-аР“	(VI-21)
1~2hVo
По сравнению с формулой (VI—17) расчеты по (VI—21) дают от-
клонение в тысячные и сотые доли процента, но (VI—21) не требует
такой точности вычислений.
Если не учитывать изменение плотности воды под влиянием ее сжа-
тия, то рассчитанное пластовое давление будет на 0,4—0,6% меньше
истинного. В большинстве случаев этой ошибкой можно пренебречь,
поскольку во всех скважинах она будет однозначной. Исключение со-
ставляют застойные зоны глубоких артезианских бассейнов, где даже
небольшие неточности в расчете приведенных давлений могут привести
к заметным ошибкам 'в определении направления движения потока.
При определении среднего объемного веса жидкости следует также
учитывать изменение температуры по стволу скважины.
Из практики известно, что в большинстве случаев термограмма
скважины, находящейся в покое, представляет собой близкую к прямой'
линию с уклоном, равным температурному градиенту в данном районе
(в среднем 0,033°С/м). Это обстоятельство в значительной степени об-
легчает соответствующие расчеты*.
Известно, что с повышением температуры объемный вес воды
уменьшается. Для получения среднего объемного веса жидкости по
стволу скважины надо проинтегрировать изменение температуры в
пределах от (температура нейтрального слоя) до /Пл (пластовая тем-
пература). Однако можно воспользоваться и приближенным ра-
венством:
Ошибка в вычислении по (VI—22) по сравнению с точным решени-
ем не превышает 0,3—0,35%. Еще более точные значения получают при
положении, когда
Vcp = T(^cp),	(VI-23)
гДе tcp — средняя температура в стволе скважины, которая, учитывая
сказанное выше, равна:
*еР = -Ц— •	(VI-24)
При расчетах уСр по (VI—23) ошибка не превышает 0,05—0,06%.
Минерализация воды учитывается введением поправки Ду(М):
у (М, t°) = yg (t°) +- Ду (М).	(VI—25)
Суммируя все вышеизложенное (VI—18—20, VI—20—25), можно
получить следующее выражение для определения среднего объемного
веса жидкости по стволу скважины:
'* В противном случае разрез разбивается на ряд участков по глубине, в пределах
которых указанная зависимость прямая, и расчет проводится для каждого участка
отдельно.
84
Vcp = v (M, Q-----.	(VI-26)
Зная yep, можно определить гидростатический напор (Я):
Я= 1ОРи + усрй.	(VI-27)
Размерности: Н, h — м\ Ря—«г; уср— г[см3.
При построении карты изолиний приведенных напоров следует
придерживаться некоторых правил, несоблюдение которых может при-
вести к ошибкам в построении и, как следствие этого, к неправильным
выводам о характере движения подземных вод. Эти правила сле-
дующие:
Рис. VI-З. Гидрогеологи-
ческая карта района .V
1 — изостраты кровли (аб-
солютные отметки); 2— изо-
линии минерализации; 3 —
уровни воды (абсолютные
отметки)
а)	плоскость сравнения целесообразно выбирать на отметке самой
погруженной части данного водоносного горизонта;
б)	приведенные напоры определяются последовательно в каждой
скважине выбранного профиля, начиная с самой глубокой;
в)	между двумя скважинами одного профиля в пласте не должно
быть больших поднятий или депрессий;
г)	при определении коэффициентов а и b в формулах (VI—5,
VI—6, VI—10, VI—13, VI—14) необходимо руководствоваться изложен-
ными выше правилами.
По описанной методике и по методу С. С. Бондаренко были по-
строены карты приведенных напоров (рис. VI—3 и VI—4). Исходные
данные и результаты расчетов представлены в таблицах VI—1 и VI—2.
Полученная идентичность результатов показывает, что простая мето-
дика, предложенная С. С. Бондаренко (1961) является вполне точной
для практических расчетов.
Приведенные напоры, исчисленные от различных плоскостей срав-
нения для различных горизонтов, между собой несопоставимы.. Для
выяснения возможной гидравлической связи между горизонтами реко-
мендуется определять в вертикальных сечениях разницу гидростатиче-
85
Таблица VI—1
Исходные данные для построения карты приведенных напоров
(см. VI—21)
а S g	h. м	РИ, атм	т°(*пл)> кг/м*		юрри	гг е	1-НО0Ри	?ср	Л?ср	гр. 10Х Хгр. 8, м	р«+ +п>. н, м
											
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	и	12
1	1460	9,5	1,112	1624	38-10-5	3248-10“ 6	1,0036	1,118	1632	1637	1732
2	1555	8J	1,118	1738	34,8-10~5	3476-10“®	1,0038	1,125	1748	1754	1843
3	1670	7,4	1,1275	1895	29,6-10“5	3790-10~®	1,0041	1,1355	1896	1904	1978
4	1805	5,3	1,141	2059	21,2-10-»	4118-10“»	1,0043	1,151	2077	2006	2139
5	1675	5,6	1 j 138	1906	22,4-10“5	3812-10“»	1,004	1,146	1920	1928	1984
6	1585	7,3	1,129	1789	29,2-10—5	3578-10“®	1,0039	1,137	1801	1808	1881
7	1570	8,8	1'121	1760	35,2-10“5	3520-10“ »	1,0039	1,128	1769	1777	1865
8	1680	8,2	1,124	1888	32,8-10“5	3776-10“»	1,0041	1,132	1902	1910	1992
9	1700	7,9	1,131	1925	31,6-10“5	3850-10“»	1,0041	1,139	1936	1944	2023
10	1680	6,0	1,139	1914	24,0-10—5	3828-10“®	1,0041	1,147	1927	1935	1995
11	1745	4,2	1,151	2009	16,8-10—5	4018-10“ ®	1,0042	1,160	2025	2033	2075
12	1830	3,8	1,158	2119	15,2-10“5	4238-10-»	1,0044	1,168	2137 .	2146	2184
13	1785	5,5	1,152	2057	22-10—5	4114-10“»	1,0044	1,161	2072	2081	2136
14	1790	7,2	1,144	2048	28,8-10—5	4096-10“»	1,0043	1,153	2064	2073	2145
15	1755	8,5	1,138	1997	34,0-10“5	3994-10“»	1,0044	1,1465	2012	2021	2106
16	1840	7,8	1,150	2116	31,2-Ю-5	4232-10“ »	1,0046	1,160	2134	2144	2222
17	1895	5,6	1,158	2194	22,4-10—5	4388-10“»	1,0046	1,169	2215	2225	2281
2
Рис. VI-4. Карта приве-
денных напоров в райо-
не N
1 — по методу С. С. Бонда-
ренко; 2 — по формуле
(VI—27)
ских напоров верхнего и нижнего горизонтов; напоры приводятся к се-
редине водоупора между ними:
ДЯ=10(Р1 —Р2)+-у(У14-У2)>	(VI—28)
где ДЯ — разность напоров;
Pi—пластовое давление у подошвы верхнего слоя (определяется
'	по вышеизложенной методике);
Р2 — то же у кровли нижнего слоя;
86
Таблица VI—2
Результаты расчетов приведенных напоров
по формуле (VI—21) и по методу С. С. Бондаренко
№ СКВ.	Тпл	Ь		*Я_2+?П	Ь+1	Ь+1	Абс. о. кровли, м
11	1,151						—1715
12	1,158	0	0	1,158	1	1,158	—1810
17	1,158						—1880
17	1,158						—1880
13	1,152	1,7	1,97	3,109	2,7	1,150	—1760
10	1,139						—1640
10	1,139					1,142	—1640
14	1,144	2,15	2,47	3,62	3,15	1,142	—1765
16	1,150						—1820
16	1,150						—1820
15	1,138	1,165	1,34	2,464	2,165	1,138	—1725
8	1,124						—1635
8	1,124						—1635
7	1,121	1,94	2,18	3,292	2,94	1,12	—1525
1	1,112						—1410
1	1,112						—1410
2	1,118	1,2	1,34	2,4675	2,2	1,12	—1510
3	1,1275						—1630
3	1,1275						—1630
5	1,138	0,74	0,83	1,971	1,74	1,13	—1635
4	1,141						—1775
4	1,141						—1775
6	1,129	2,5	2,86	3,99	3,5	1,133	—1540
9	1,131						—1660
Продолжение табл. VI—2
№ СКВ.	Аг	Д^ср	Рпл	Рпр К I СКВ. тройки	^пр к пл. сравнения	в абс. о.	Рпр по С. С. Бондаренко
11	0	0	2075	2075	2265	385	385
12	—95	—по	2184	2074	2266	386	386
17	—165	—191	2281	2090	2281	401	401
17	0	0	2281	2281	2281	401	
13	120	138	2136	2274	2274	394	395
10	240	276	1995	2271	2271	391	391
10	0	0	1995	1995	2271	391	
14	—125	—143	2145	2002	2278	’398	397
16	—180	—205	2222	2017	2293	413	411
16	0	0	2222	2222	2293	413	
15	95	108	2106	2214	2285	405	407
8	185	210	1992	2202	2273	393	392
8	0	0	1992	1992	2273	393	
7	ПО	123	1865	1988	2262	389	398
1	225	252	1732	1984	2264	385	384
1	0	0	1732	1732	2265	385	
2	—100	—112	1843	1731	2264	384	386
3	—220	—246	1978	1732	2265	385	387
3	0	0	1978	1977	2265	385	
5	—5	—5,65	1984	1978,4	2266,4	386,4	367
4	—145	—163	2139	1976	2264	384	383,5
4	0	0	2139	2139	2264	384	
6	235	266	1881	2147	2272	392	390
9	115	131	2023	2154	2279	399	395
87
т — мощность водоупора;
Y1— объемный вес пластовых вод у подошвы верхнего слоя;
у2 — объемный вес пластовых вод у кровли нижнего слоя.
Если ДД=0, то в данной точке движение воды между двумя го-
ризонтами отсутствует; если ДД>0, то возможен переток из верхнего
горизонта в нижний; если ДЖО возможен переток из нижнего гори-
зонта в верхний. Величина ДЯ указывает только на возможность пере-
тока и его направление. Установить конкретно его наличие можно толь-
ко используя другие, в частности гидрогеохимические, методы.
Если построить карту изолиний ДЯ, то по площади распростране-
ния водоносных пород можно выделить зоны возможного межпласто-
вого перетока и установить его направление.
ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД К СКВАЖИНАМ
Основным уравнением, описывающим движение упругой жидкости
в упругом пласте, является дифференциальное уравнение Фурье:
+	+	=	(VI—29)
dx2 dy2 dz2 a dt	'
которое для случая осесимметричной фильтрации (скважина) приобре-
тает вид:
aas	1 as _ i as
dr2	r dr a dt
(VI—30)
Решение указанного уравнения при различных граничных и начальных
условиях дает все необходимые формулы для оценки расчетных пара-
метров и эксплуатационных запасов. При этом широко используется
принцип суперпозиции, основанный на линейности исходного дифферен-
циального уравнения. Он заключается в том, что понижение в точке,
вызванное действием нескольких водозаборов, равно сумме пониже-
ний, вызванных работой каждого из них в отдельности.
Основной формулой, применяемой для гидрогеологических расчетов
неустановившейся фильтрации в условиях упругого режима, является
формула, полученная из уравнения (VI—30) для случая движения
воды к точечному стоку в неограниченном водоносном горизонте:
t___________г»
1 Го(/)е
S =-------I ------------------ах.
4nkm J t — x
(VI—31)
Для наиболее распространенного случая работы скважины с постояв
ным дебитом (VI—31) имеет вид:
S = —Г—е/——
4nkm L \	4а/
(VI—32)
В формулах (VI—29—32):
S — понижение уровня;
х, у, г — координаты точки;
t, х — время;
г — расстояние от источника возмущения до точки, в которой оп-
ределяется понижение;
k — коэффициент фильтрации;
т — мощность водоносного горизонта;
Q, Q(0 — дебит скважины;
88
a — коэффициент пьезопроводности;
Ei — символ интегральной показательной функции, табулирован-
ной во многих работах (Бочевер, 1968) и представленной
графически (рис. VI—5).
При	— < 0,05 — 0,1	(VI—33)
4а/
справедливо логарифмическое приближение указанной функции (с точ-
ностью до 5 %):
-е7——(VI—34)
\ bat J	г2
Движение подземных вод при выполнении этого условия имеет
квазиустановившийся характер, так как распределение напоров в про-
странстве аналогично распределению напоров при установившемся дви-
жении, для которого
S—.	(VI—35)
4rtto ге
Отсюда может быть получен расчетный радиус влияния при неуста-
новившемся режиме, который при известном а легко определяется по
формуле:
г*=1,5/а/.	(VI—36)
При выводе уравнения (VI—32) реальная скважина заменялась
точечным стоком. Поэтому уравнением можно пользоваться при усло-
вии, что откачиваемое из труб самой скважины количество воды пре-
небрежимо мало по сравнению с общим дебитом, т. е. при выполнении
неравенства:
< 0,05,	(VI—37)
где wc — площадь сечения обсадных труб.
Практически (VI—37) выполняется через несколько секунд после
начала откачки, но в некоторых случаях (при очень плохих коллектор-
ских свойствах водоносного горизонта и отсутствии избыточного напо-
ра) может достичь заметной величины — до 1—2 часов. Тогда в этом
89
промежутке времени для расчетов надо пользоваться точной формулой
Ван-Эвердингена-Херста (Van Ewerdingen and Hurst, 1949).
При испытаниях на режиме самоизлива формулой (VI—32) можно
пользоваться практически мгновенно.
Если откачка производится при постоянном понижении уровня, то
ее дебит будет со временем уменьшаться по закону
где So — понижение в скважине;
G — функция, определяемая по графику (рис. VI—6), заимство-
ванному из работы Ф. М. Бочевера, Н. Н. Веригина (1961).
Уже при — ^10, т. е. практически мгновенно, можно произвести
следующую замену:
at \ _	2
Л I ~ , 2,25а/
0 / 1п-------------
(VI—39)
90
Следовательно, изменение дебита при постоянном понижении про-
исходит по тому же закону, что и изменение понижения при постоян-
ном дебите.
Рассмотренный выше случай откачки при постоянном уровне при
проведении разведочных работ на промышленные подземные воды
практически не применяется и поэтому в дальнейшем, как правило,
рассматриваться не будет.
«	„	( г2 \ . 2,25 at г (а < \
Функции Ei I——-1 ; In-—j— ) носят название гидравли-
ческих сопротивлений и часто обозначаются
символом R.
Если в пласте работает скважина с пере-
менным дебитом и если изменение ее дебита
можно выразить ступенчатым графиком
(рис. VI—7), то понижение уровня в пласте
выразится следующим образом:
4лйт
(VI-40)
где	a, = Ql ;	(VI—40, a)
Rt = - Ez Г -	;	(VI-40,6)
L 4a (t — ti) J
Qi — дебит скважины после i-ого изме-
нения, включая пуск;
ti — время работы скважины до i-oro
изменения дебита, включая пуск;
t — текущее время.
Естественно, что в этом случае Л = 0 и ai = l.
Если тах( -—— ) <0,1, то формулу
(VI—40) с учетом (VI—40,6 ) и (VI—29—
34) после преобразований можно записать в
виде:
Рис. V1-7. Графики скачко-
образного изменения расхо-
да скважины Q и соответ-
ствующего изменения пони-
жения уровня S
S = —
4nkm
п
2,25а . , ,
~3- + 1п/пР
(VI—41)
где /цР — приведенное время работы скважины с дебитом Qi.
tnP-t(t-t^(t-tar  - .tf-QV	(VI-42)
При остановке скважины ее дебит в этом промежутке времени при-
нимается равным 0. Для большего удобства расчетов полезно приме-
нять следующую замену:
п
(VI-43)
п
Для интервала, где Q = 0, 2a, = 0, тогда
S = 7%-ln/np-	(VI-44)
4nto
Для некоторых законов изменения дебита расчетные зависимости
приведены в работе Ф. М. Бочевера, И. В. Гармонова и др. (1965).
91
Однако для практических расчетов изложенные выше условия обычно
являются достаточными.
При расчетах восстановления уровня после откачки, если скважина
работала с изменявшимся многократно дебитом и без определенной
закономерности, В. Н. Щелкачев (1959) рекомендует определять пе-
риод (т) работы скважины по приближенной формуле:
V
? = -£-,	(VI-45)
где Q — установившийся дебит скважины;
V — полный отбор жидкости из скважины за все время ее ра-
боты;
т— псевдопродолжительность работы скважины (термин по
В. Н. Щелкачеву).
Нам кажется более правильным назвать т по аналогии с (VI—42)
приведенным временем работы.
При восстановлении уровня указанные формулы являются доста-
точно точными для самоизливающих скважин и несколько менее точ-
ными для скважин с уровнем воды ниже поверхности земли.
Если в пласте работает одновременно несколько скважин, то со-
гласно принципу суперпозиции понижение в любой точке пласта можно
представить в виде:
S = SSj,	(VI—46)
где Sj — часть понижения, обусловленная работой /-ой скважины и оп-
ределяемая по (VI—40, VI—41).
Представляет интерес случай работы всех скважин с постоянными
во времени дебитами (Qt, Q2.... Q3-... Qn). В данном случае удобно
привести формулу к суммарному дебиту всех скважин:
S =	(VI-47)
Q/
гдеа/--^Г:
Qi, 6’> гз ~ соответственно дебит /-ой скважины, время ее пуска
и расстояние до нее.
Если max	1 ^]^0.1, то вместо (VI—47, VI—48) можно
записать:
о Ссум . 2,25а<Пр
S = -т-4— In------- ,
4nwn гпр
где /пр — приведенное время;
Гщ> — приведенное расстояние.
Гпр=Г?-г“’ • • -Гп".
(VI—49)
(VI—50)
(VI—51)
Если скважины пущены одновременно, то /яр=/; если же при этом
равны и их дебиты, то
п_______________
Гпр = /	... Г,
(VI—52)
92
При определении понижения в какой-либо скважине во всех рас-
смотренных формулах расстояние до нее заменяется ее радиусом.
Для упорядоченных систем скважин выведены специальные фор-
мулы (Бочевер, Веригин; 1961), основой для которых являются фор-
мула (VI—32) и принцип суперпозиции.
Линейные дрены в практике разведочных работ на промышленные
воды не используются.
ГЛАВА VII
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ЗАПАСОВ
Решение широкого круга задач, возникающих при оценке эксплуа-
тационных запасов подземных промышленных вод, требует предвари-
тельного определения различных расчетных параметров, характеризую-
щих свойства вмещающих пород и фильтрующей в них жидкости
(табл. VII—1). Эти параметры определяются раздельно и комплексно.
Т а б л и ц а VII—-1
Расчетные гидрогеологические параметры
Пласт	Флюид (пластовой жидкости)	Комплексные
Мощность — т Пористость — р Проницаемость — кп Объемный вес — уя Коэффициент упругого сжа- тия — Р п Гранулометрический состав Удельное электрическое со- противление — р	Вязкость динамическая — р Объемный вес — у с Коэффициент упругого сжа- тия— рж Минерализация — М Концентрация полезного компо- нента — с Газонасыщенность — t>o Упругость растворенных га- зов — Рг Удельное электрическое сопро- тивление — р	Коэффициенты фильтра- ции — к; водопроводи- мость — km-. Коэффициент пьезопро- водности — а; Коэффициент упругоем- кости— р*; Температура пластовая— Р; Давление пластовое — р
Для определения расчетных параметров применяются различные
методы — лабораторные, геофизические, гидродинамические.
ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ
Лабораторные методы определения расчетных параметров явля-
ются наиболее массовыми, доступными и дешевыми. Ряд параметров
пласта и жидкости может быть определен только в лаборатории.
Пористость. Пористость породы определяется как часть общего
объема образца, занимаемого поровым пространством:
где цПор—объем пор;
— объем образца.
Различают три вида пористости — общую (р0), открытую (рОт) и
эффективную или динамическую (ря). Общая пористость характеризует
объем всех пустот в породе, открытая — объем пустот, сообщающихся
между собой, эффективная — объем только тех пустот, по которым про-
исходит движение жидкости.
93
Для определения пористости применяются различные методы.
Определение общей пористости. Общую пористость по-
роды можно определять прямым и статистическим методами.
Прямой метод заключается в том, что сначала измеряется общий
объем образца, затем образец разрушается, все поры уничтожаются и
измеряется объем твердой фазы (ит). Расчет ведется по формуле:
р0 =	.	(VII—2)
Статистический метод основан на использовании характерной осо-
бенности горных пород — неупорядоченности их поровой структуры.
При этом условии просветность пористого образца (его поверхностная
пористость) в общем случае должна совпадать с его объемной пори-
стостью. Просветность определяется как доля произвольного плоского
сечения, приходящаяся на поры.
Определение открытой пористости. Определение этого
вида пористости производится в основном методом пропитки (насыще-
ния). Этот метод нашел наиболее широкое применение в лабораторной
практике благодаря своей простоте и надежности. Суть его заклю-
чается в том, что предварительно высушенный образец, из которого
откачан воздух, насыщается под вакуумом водой или рафинированным
керосином. Открытая пористость определяется по формуле:
=	(VII—3)
QH. с
где GH — вес насыщенного образца;
Go — вес сухого образца;
GH.o — вес насыщенного образца, взвешенного в насыщающей
жидкости.
Значительно реже применяется метод нагнетания ртути и некото-
рые другие.
Определение эффективной (динамической) пори-
стости. Основным методом, используемым для определения данного
вида пористости, является метод, основанный на капиллярном вытес-
нении жидкости из образца газом при постепенном увеличении давле-
ния вытеснения (Калинко; 1963, 1966). Этот метод позволяет также
снять порометрическую характеристику образца, т. е. распределение
пор по размерам. Исследования производятся с помощью капилляри-
метра.
Образцы породы с известными параметрами открытой пористости
и проницаемости насыщаются моделью пластовой воды. Затем при
определенном давлении часть воды вытесняется азотом. По окончании
процесса вытеснения при данном давлении образцы взвешивают, опре-
деляют их водонасыщенность, а затем процесс вытеснения продолжают
при более высоком давлении. Одновременно строят график зависимо-
сти водонасыщенности kB от давления вытеснения рк (рис. VII—1).
Для снятия порометрической характеристики этот график наклады-
вают на порометрическую палетку (см. рис. VII—1), рассчитанную по
формуле:
d = 4acos6 i	(VII—4)
Rk
где d — диаметр поровых каналов;
о — поверхностное натяжение;	-
0 —краевой угол, емяучспия-. е.х'**•*<-'« л*****-^,
Палетку накладывают на график так, чтобы горизонтальные линии
совпали, а вертикальная ось находилась против соответствующей от-
метки 0, после чего график обращается в кумулятивную кривую для
пор, по которой определяют:
94
1)	средний диаметр пор (ордината 50%);
2)	диаметры с ординатами 75 и 25 и коэффициент однородности
=	(vn-5)
I/ <^25
3)	содержание отдельных фракций пор по разности ординат гра-
ничных линий;
4)	содержание связанной воды kcB — ординату точки, с которой
график идет параллельно оси давлений;
Рис. VII-1. График feB=f(PK) и порометрическая палетка
\	5) коэффициент эффективной пористости
л =	;	(VII—6)
6) удельную поверхность фильтрации
k
S* = 0,04рот(100 — А£) У, °rl0?,~	(VII—7)
100 — kB)at
i=1
где а, — содержание фракций фильтрующих пор в объеме порового
пространства в %;
di — средний диаметр фракций пор.
Точность определения общей и открытой пористости весьма высо-
кая (ошибка не более 2—5%), эффективной — значительно меньше, что
связано с более сложной методикой исследований. Дело в том, что при
построении палетки принята капиллярная модель порового простран-
ства. На самом же деле последнее имеет неупорядоченную, «статисти-
ческую» структуру. Кроме того, играют роль и некоторые другие фак-
торы, например, время вытеснения.
Следует отметить, что эффективная пористость, являясь показате-
лем проницаемости, не является ее мерой.
Проницаемость. Этот параметр характеризует способность породы
пропускать сквозь себя жидкость или газ под действием перепада дав-
95’
лений. Впервые этот параметр был предлджен Дарси в 1856 г. В совре-
менном виде закон Дарси записывается в следующей форме:
Q =	(VII—8)
|х dx
где Q — расход жидкости;
F — сечение потока;
и, — вязкость;
dP
-----градиент давления;
dx
ka — коэффициент проницаемости.
Единицей kn является в системе CGS см2, на практике же исполь-
зуют единицу измерения дарси (д), т. е. проницаемость такой среды, в
которой через сечение в 1 см2 при градиенте давления 1 ат/см поддер-
живается расход жидкости с вязкостью 1 спз в 1 см^/сек, т. е.
1 д= 1,013-Ю-8 см2.	(VII—9)
Измеряется проницаемость на приборе УИПК-1. Принцип измере-
ния следует из формулы (VII—8).
В качестве рабочего агента при определении проницаемости образ-
цов используют воду, керосин или газ. При этом обычно указывается,
каким образом сделано определение — газовая проницаемость, прони-
цаемость по керосину и т. д. Нередко величины проницаемости, полу-
ченные различными методами, существенно различаются, хотя все они
характеризуют свойство только пористой среды и не зависят от свойств
фильтрующейся жидкости.	*
Как правило, газовая проницаемость оказывается выше жидкост-
ной, причем первая определяется значительно легче. В то же время
для практических целей эту величину знать необходимо. На величину
проницаемости по жидкости накладываются многочисленные факторы,
обусловленные сложным физико-химическим взаимодействием филь-
трующейся жидкости с породой. Объяснить теоретически влияние всех
этих факторов вряд ли возможно. В настоящее время известно, что
сильно минерализованная пластовая вода фильтруется значительно
лучше дистиллированной, неполярные жидкости (керосин) лучше по-
лярных (вода). На величину проницаемости влияет также эффект
«вторичного диффузионного слоя» (Духин, Дерягин, 1958; Калинко,
1966), адсорбционные явления, реакция жидкости (pH), запечатывание
пор пленочной водой и выделяющимся из воды газом. Нельзя забывать
также, что при значительных перепадах давлений часть адсорбирован-
ной пленочной воды становится подвижной, увеличивая тем самым
сечение порового пространства. По-видимому, имеется еще ряд процес-
сов, не объяснимых в настоящее время *.
Особо следует остановиться на нарушении линейного закона филь-
трации во время опытов по определению проницаемости. В пластовых
условиях это явление наблюдается в -размерах, заслуживающих вни-
мания; в условиях же проведения опытов оно наблюдается значительно
чаще, что объясняется гораздо большими градиентами давлений по
сравнению с пластовыми условиями.
Причиной нарушения линейного закона фильтрации является не
критический режим движения, а многократное дросселирование струй
в поровых каналах. Как полагает Э. Б. Чекалюк (Калинко, 1966), с
чем мы полностью согласны, область линейного закона фильтрации в
природных пористых средах, строго говоря, отсутствует, а критическо-
му числу Рейнольдса не соответствует никакое состояние потока.
* Например, пока мало понятно действие стекла. Оно выражается в том, что прес-
ная вода, простоявшая более 20 час в стеклянном сосуде, начинает фильтровать
с затуханием.
96
Именно этим и объясняется столь широкий диапазон критических зна-
чений Re, полученных разными исследователями, которые, по данным
А. Э. Шейдеггера (1960), изменяются от 0,1 до 75. Это обстоятельство
и доказывает абсолютную несостоятельность уподобления реальной по-
ристой среды системе капиллярных трубок. Движение жидкости в по-
рах хорошо описывается двучленным уравнением Форхгеймера:
= аи-Ь Ьи2.	(VII—10)
Закон Дарси справедлив при 2ю2«гО, что выдерживается при не-
больших скоростях (о). При больших скоростях, когда bv2 »> av, спра-
ведлив закон движения Краснопольского. На практике возможность
применения закона Дарси, а следовательно, и всех гидродинамических
формул, зависит от соотношения слагаемых в двучлене Форхгеймера.
В реальных условиях второй член, как правило, намного меньше пер-
вого, и закон Дарси выдерживается с необходимой точностью.
Коэффициенты а и b могут быть определены в лаборатории, напри-
мер, по методу, изложенному в работе М. К- Калинко (1966).
Все изложенное выше убедительно показывает, что даже определе-
ние в лаборатории проницаемости одного образца не может претендо-
вать на большую точность. По мнению многих исследователей, ошибка
может составлять 50—100% от истинной величины, а возможно, и
больше.
Еще большие погрешности возникают при попытке определить про-
ницаемость коллектора по всей мощности. Это связано с тем, что при
бурении отбираются в основном монолитные породы, а наиболее рых-
лые, проницаемые, разрушаются и выносятся в виде шлама. Кроме
того, технология исследований не позволяет учесть трещинную прони-
цаемость. В связи с этим некоторые исследователи предлагают вести
определение не по средним, а по максимальным значениям проницае-
мости, в других случаях применяют отбраковку, заранее отбрасывая
все определения проницаемости со значениями ниже определенного пре-
дела, при котором, как полагают, движение флюидов в порах практи-
чески не происходит. В большинстве случаев средняя проницаемость
пласта, определенная по данным лабораторных испытаний, оказывается
заниженной.
Объемный вес. Под объемным весом понимается вес вещества в
единице объема. Объемный вес породы (уп) определяют путем взвеши-
вания в воздухе и в воде запарафинированного образца. Для опреде-
ления объемного веса жидкости используют специальные пластомеры,
позволяющие проводить исследования при пластовом давлении и тем-
пературе (например, ЛП-2). Измеряется объемный вес в г/см3, кг{смэ,
кг/м3 и т. д.
Коэффициент упругого сжатия. Этот показатель характеризует
способность вещества изменять свой объем под влиянием приложен-
Л12
ного давления. Измеряется он в относительных единицах Мат, —. Для
m
определения коэффициента упругого сжатия используются приборы
типа стабилометров, позволяющие осуществлять всестороннее сжатие
образца породы или воды. Наиболее распространенные значения этих
коэффициентов:
для пластовых вод— ₽ж = 2—4,7-10~6 м2/т,
для пород — рс = 0,7—1,5-10-6 м2/т.
Вязкость. Свойство жидких сред сопротивляться течению, т. е.
сдвигу или относительному скольжению слоев, называется вязкостью.
За единицу вязкости принимается пуаз-.
,	дина  сек , т
1 пуаз=----------. На Прак-
ом2
тике вязкость чаще измеряют в сантипуазах (спз): 1 спз=0,01 пуаз.
7 Изыскания и оценка запасов
97
Вязкость дистиллированной воды равна 1 спз при атмосферном
давлении и комнатной температуре. С увеличением температуры вяз-
кость заметно уменьшается. Увеличение минерализации ведет, напро-
тив, к увеличению вязкости. Зависимость вязкости от температуры и
минерализации показана на рис. VII—2 и VII—3.
В лаборатории вязкость измеряют вискозиметром высокого давле-
ния ВВДУ-1, позволяющем осуще-
Рис. VII-2. График зависимости вязко-
сти воды от температуры при различ-
ных минерализациях
Рис. VII-3. Изменение вязкости рассо-
лов в зависимости от содержания в ннх
солей
Газонасыщенность. Объемный газовый фактор (v0, м3/м3) опреде-
ляют путем замера объема газа, получаемого при разгазировании
пробы пластовой воды, отобранной на забое скважины каким-либо
пробоотборником, или при откачке с помощью трапа-газоотделителя.
Удельное электрическое сопротивление. Этот показатель измеряется
с помощью специальной двухконтактной установки при частоте питаю-
щего тока 1000 гц. Данный параметр нужен для последующей интер-
претации результатов каротажных диаграмм.
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Геофизические методы изучения свойств горных пород являются
косвенными методами и пока не нашли широкого применения для опре-
деления расчетных гидрогеологических параметров.
Тем не менее с помощью геофизических методов могут опреде-
ляться: эффективная мощность, пористость (трещинная пористость),
проницаемость, пластовое давление, пластовая температура, удельное
сопротивление растворов в скважинах, упругие свойства пород.
Эффективная мощность. Достоверность выделения коллекторов оп-
ределяется степЛшю изученности геологического разреза и геолого-
98
геофизическими условиями района. Выделение коллекторов (определе-
ние эффективной мощности) производится по комплексу геофизических
и геологических исследований.
Песчаные и алевролитовые коллекторы обычно выделяют по кри-
вым ПС, ГК и кавернограммам с привлечением данных КС, микрока-
ротажа, ГГК и акустического каротажа.
При минерализации бурового раствора, равном или превышающем
соленость пластовой воды, песчаные пласты отмечаются положитель-
ными аномалиями на кривой ПС. Против песчаных пластов с минера-
лизацией воды, превышающей соленосность промывочной жидкости,
наблюдаются слабые отрицательные аномалии ПС. Обычно кривые ПС
используют в сочетании с диаграммами КС.
В качестве вспомогательных показателей при определении мощно-
сти коллекторов включаются данные радиоактивного каротажа. Так,
на кривых ГК, глины отмечаются увеличением естественной радиоак-
тивности, а песчаники — снижением показателей; на кривых НГК пес-
чаные пласты дают более высокие показатели, чем глины.
В карбонатных породах эффективная мощность не может быть
установлена только геофизическими методами; трещиноватые проницае-
мые пласты — коллектора (мощность их) устанавливается с использо-
ванием данных фотокаротажа, газового каротажа, изучения керна,
дебитометрии и всего комплекса геофизических методов. В карбонат-
ных породах стандартный электрический каротаж целесообразцо прово-
дить дважды.
Пористость. Открытая пористость (коэффициент пористости) р оп-
ределяется методом сопротивлений, по диаграммам ГГК и НГК и по
данным акустического каротажа.
Для однородных пород, полностью насыщенных водой устанавли-
вается связь между относительным сопротивлением R и пористостью р
(в работах по промысловой геофизике величина R называется парамет-
ром пористости и обозначается через Ра— отношение удельного сопро-
тивления породы рвп к удельному сопротивлению воды рв).
Для нахождения относительного сопротивления R определение рвп
производят обычно по кривым БКЗ, бокового или индукционного каро-
тажа; рв находят по данным о минерализации пластовых вод, а в
отдельных случаях по кривым ПС.	'\
Кроме того, определяют относительное сопротивление R по отно-
шению удельного сопротивления зоны проникновения рзп и фильтра-
та рф:
(VII—11)
РФ
Обработка многочисленных экспериментальных исследований пока-
зала, что и для слабо сцементированных и для хорошо сцементирован-
ных коллекторов с пористостью от 3—4 до 40% связь между
пористостью и относительным сопротивлением R выражается гипербо-
лической зависимостью типа:
/?= —,	(VII—12)
рт
где а — некоторая постоянная, изменяющаяся в пределах от 0,4 до 1;
т — структурный показатель пористости.
На практике обычно принимают а=1, а т — изменяющимся в пре-
делах от 1,3 (пески) до 2,3 (сцементированные породы); если нет кон-
кретных данных, то принимают т=2 и тогда R=
99
В зарубежной практике (США) для определения пористости пес-
чаников по их относительному сопротивлению используется зависи-
мость R= (формула Хамбла).
Логарифмируя зависимость R= получим уравнение прямой
линии:
(VII-13)
lg R = — mlgp.
Рис. VII-4. Кривые зависимости относительного
сопротивления от пористости п
(по С. С. Итеибергу)
В таком виде метод сопротивлений используется для определения
(гористости аналитически или с помощью номограмм (Перьков, 1963).
Кроме приведенных аналитических зависимостей, являющихся весь-
ма приближенными, более целесообразно использовать для определения
пористости эмпирические зависимости R=f(p) или lg(? = clgp, уста-
новленные для пород определенного типа, возраста и конкретного ре-
гиона по геофизическим данным и результатам исследования керна.
На рис. VH—4 в качестве примера приведены такие кривые по Итен-
бергу (1967).
Пористость также может быть определена:
1) по амплитуде отклонения кривой собственной поляризации:
Апс = ар — b,	(VII—14)
где р — открытая пористость;
а и b — постоянные, определяемые по эмпирическим данным;
2) по данным акустического каротажа:
р =	,	(VII—15)
Д(ж д/м
(де Д(о, А/м, Дбк — время пробега упругой волны, соответственно отсчи-
танное по диаграмме, в минералах и жидкости.
100
Разработаны полуэмпирические методы определения пористости по
кривым НГК, ГК, БКЗ, микробокового каротажа (МБК), радиоизото-
пов и др.
Коэффициент проницаемости (ka). Определение коэффициента про-
ницаемости геофизическими методами преимущественно основано на
предпосылке, что между эффективной пористостью рэ, извилистостью
паровых каналов Г и их удельной поверхностью 5ф существует некото-
рая зависимость (зависимость Козени-Кармана).
Для определения коэффициента проницаемости используются ме-
тоды: 1) сопротивлений и 2) потенциалов собственной и вызванной
поляризации.
По методу сопротивлений проницаемость определяется нескольки-
ми способами. Из них наиболее распространенными являются исполь-
зование коррелятивных связей:
1) связи между проницаемостью ka и пористостью р, в которой
вместо пористости обычно используется ее параметр Ra, определяемый
геофизическими методами:
Лп =	(VII—16)
2) связи между извилистостью поровых каналов Т и проницаемо-
стью kn:
kn=F(T),	(VII—17)
в которой извилистость поровых каналов определяется по формуле;
T2=Rn-p,
где Ra — параметр пористости;
р — коэффициент пористости.
Определение проницаемости по методу потенциалов собственной
поляризации основано на наличии корреляционной связи между диффу-
зионно-адсорбционной активностью Дда или величиной аномалий кри-
вой СП — Д£7Сп и проницаемостью Ап-
Кривые AHa=f(^n) строятся по данным измерения диффузионно-
адсорбционной активности образцов керна в лаборатории.
Кривые At/cn=f(fen) получают путем корреляции амплитуд анома-
лий At7Cn в интервале залегания коллекторов с коэффициентом прони-
цаемости, определенным лабораторным или гидродинамическим ме-
тодом.
Значения проницаемости, определяемые перечисленными геофизи-
ческими методами, отличаются большой неточностью и, следовательно,
могут использоваться для качественной оценки этого коэффициента,
например, на первом этапе региональной оценки прогнозных запасов,
НЕКОТОРЫЕ ЭМПИРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
И ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
РАСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Давление насыщения (Рг). Величина давления насыщения, или уп-
ругость растворенных газов (Рг) определяется для установления фазо-
вого состояния системы в пласте и вычисления поправок к понижению
уровня. Растворимость газов в воде в значительной мере зависит от ее
минерализации, температуры и давления. С ростом давления она воз-
растает, причем в начале (до 50 ат) пропорционально, затем рост
несколько замедляется (рис. VII—5). С увеличением минерализации
растворимость газов уменьшается по закону, выраженному уравнением
Сеченова (Корценштейн, 1963). С ростом температуры до 70—90° С
растворимость уменьшается, затем снова начинает увеличиваться (см.
рис. VII—5), что, вероятно, связано с изменением структуры воды. По-
101

Рис. VII-5. Изменение растворимости метана в дистиллированной воде
в зависимости от давления и температуры (по Кальберсону и Мак-
Кетту)
скольку непосредственное определение Рг практически невозможно, оно
определяется расчетным путем.
Методика расчета Рт подробно изложена в работе В. Н. Корцен-
штейна (1963). Приведем пример расчета Рг.
1.	Определяется газовый фактор (газонасыщенность) в пластовых
условиях:
v0= 1000 см3!л.
Рис. VII-6. Зависимость коэффициентов растворимости (—=10 ftc
\яо
метана, азота и этана от минерализации пластовых вод и их тем-
пературы:
1 — метан, азот; 2 — этан
Рис. VII-7. Коэффициенты уравне-
ния Сеченова для водных раство-
ров NaCl (по А. Ю. Намиоту)
2.	Определяется состав газа:
осн4 =90% или 900 см31л\
Un, =6% или 60 смъ1л-,
ас2нв=4% или 40 см31л.
3.	Определяется минерализация воды:
М= 180 г/л~3 моля.
4.	По графику (рис. VII—6) определяется соотношение раствори-,
мостей метана в пластовой и дистилли-
рованной воде ( —) при пластовой
\ “о /
температуре 70° С. График построен на
юснорании уравнения Сеченова:
— = 10“\ (VII—18)
а0
где k — коэффициент высаливания, до
Р=500 ат, практически не
зависящий от давления (рис.
VII—7);
с — мольная концентрация соли в
воде;
— = 0,5.
«о
103
5.	Вычисляется объем метана для пластовых условий при допуще-
нии, что вода дистиллированная:
v =	= 1800 см3/л.
«
Оо
6.	По графику Кальберсона и Мак-Кетта (см. рис. VII—5) опреде-
ляется давление насыщения метана:
^си. = 122 ат. '
7.	По величине Бунзеновского коэффициента (6Б) (табл. VII—2)
определяется коэффициент растворимости (fep) азота и этана в пласто-
вых условиях с учетом уравнения Сеченова:
*р = *б£; Ч = 5’’ *c1He = 6.	(VII—1э>
«о
8.	Согласно закону Генри определяется парциальная упругость
(давления насыщения) азота и этана *
= 12 ат-,
Ns Ч
рсгнв =	= 6,6 ат.
9.	По закону Дальтона общая упругость растворенного газа равна
сумме парциальных упругостей каждого компонента. Отсюда:
Г’г — Реп, + Ч + Дс2нв = 140,7 ат.
Ясно, что если пластовое давление больше Рг, газ в пластовых
условиях растворен полностью, если меньше — в пласте фильтруется
двухфазная система газ—вода.
Изложенная методика применима в широком диапазоне темпера-
тур (20—170°С), минерализаций (до 600 г/л) и давлений (до 500 ат).
В 1959 г. Лонг и Чирайси провели эксперименты по растворимости
метана и этана в воде при различных ее минерализациях, температуре
и давлении насыщения (рис. VII—8, VII—9). Эти графики могут ис-
пользоваться в тех случаях, когда параметры пластовых вод близки к
использованным экспериментальным условиям (44 = 20, 100, 200 и
300 г/л; (°=20, 40, 60 и 90°С и Рг = 50—300 ат).
Следует отметить, что при небольших содержаниях тяжелых угле-
водородов в воде (до 10%) в гидрогеологических расчетах общей упру-
гости их можно приравнять к метану.
Более подробно методы расчета Рт рассмотрены в работах
В. Н. Корценштейна (1963) и А. Ю. Намиота (1959).
Коэффициенты упругого сжатия. В тех случаях, когда указанные
коэффициенты не определялись в лаборатории, они могут быть с доста-
точной для практических целей точностью получены расчетным путем.
Коэффициент упругого сжатия породы, как показали эксперимен-
ты, в основном зависит от ее пористости, в то время как от состава
зерен породы весьма незначительно. Коэффициент упругого сжатия пор
(₽п) может быть определен по графику Холла (рис. VII—10), а затем
можно вычислить и рс:
Pc = ₽n-p,	(VII—19а)
где р — пористость.
* Закон Генри применен при Р^50 ат.
' 104
Рис. VII-8. Растворимость метана в пластовой воде
(по данным экспериментальных исследований
g. Long, g. Chierici, 1961)
Таблица VII—2
Бунзеновские коэффициенты растворимости газов в дистиллированной воде
при Р=1 ат и /=0°С (в см3/л)
t° с газ	0	20	30	40	50	60	70	80	90	100
о2	48,9	31,0	26,1	23,1	20,9	19,1	18,5	18,1	17,7	17,7
n2	23,5	15,5	13,4	11,8	10,9	10,4	10,1	9,9	9,8	9,8
сн4	55,6	33,1	27,6	23,7	21,7	19,8	18,7	18,2	18,0	17,77
с2н.	98,7	47,2	36,2	29,2	24,6	22,0	20,0	18,8	18,1	18,0
со2	1,713	878	665	431	423	363	—	—	—	—
H2S	4670	2582	2037	1670	1410	1210	1040	917	867	844
Давление насыщения, кГ/снг
Рис. VII-9. Растворимость этана в дистиллированной.воде и
пластовых водах (по данным экспериментальных исследований
g. Long, g. Chierici)
Для приближенных расчетов при р = 0,15—0,25 можно принимать
р0= 1 • 10~5 1/ат= 1 • 10~6 ж2/?.
Коэффициент упругого сжатия воды зависит от минерализации,
объемного веса, газонасыщенности, температуры и давления.
С ростом температуры величина рж сначала уменьшается (пример-
но до 40—50°), а затем возрастает. В целом эта величина в интервале
давления 1—500 ат изменяется незначительно (4,0—4,2-10-6 мР/т). С ро-
стом давления рж несколько уменьшается. В интервале давлений
(50—300 ат) и температур (30—90°) коэффициент упругого сжатия
чистой воды (₽о) Для расчетов может быть принят 4,2 • 10~6 м?)т.
Коэффициент рж пластовой воды можно определить с достаточной
точностью по эмпирической формуле Мамуны с учетом формулы
Додсона-Стэндинга, учитывающей влияние растворенного газа (1959):
р 7,16.10-3 —(VII—20)
у / m
Рж = (1 + 0,05»о) f
106
•где рж — коэффициент сжимаемости пластовой воды;
ро — коэффициент сжимаемости чистой воды, определяемый по
графику Додсона-Стэндинга (рис. VII—11) или принимае-
мый равцому 4,2-10-6;
М. — минерализация воды, а/л;
у — объемный вес воды, г/см?;
,v0 — газовый фактор.
Рис. VII-10. Графики зависимости коэффициента
Рп от пористости пласта р по Холлу:
белые кружки — известняки, черице — песчаник
, Коэффициент сжимаемости пластовых вод колеблется в пределах
"2,4—5,2-10-6 м2/т.
Коэффициент упругоемкости (Р*). Этот коэффициент является
комплексным. Физически он показывает, какое количество жидкости
может высвободиться из едини-
цы объема пласта при снижении
в нем давления на 1 ат или
1 м вод. ст. за счет расширения
воды и одновременного сжатия
породы. Определяется данный
коэффициент по формуле:
₽* =Р(₽п+₽ж)
ИЛИ
₽* = ₽С +	(VII—21)
где р — пористость.
Коэффициент пьезопровод-
ности (а). Этот параметр харак-
Рис. VII-11. Сжимаемость чистой воды
(при пользовании диаграммой необходимо
вводить поправки на содержание раство-
ренного газаМто данным Dodson и Standing)
теризует скорость перераспреде-
ления давления в пласте по
площади под влиянием первона-
чального его изменения. Коэф-
фициент пьезопроводности —
комплексный показатель, зависящий как от фильтрационных, так и от
упругих свойств водоносного горизонта. Определяется по следующей
формуле:

(VII—22)
в которой обозначения прежние.
Коэффициент фильтрации (k). В отличие от коэффициента прони-
цаемости это комплексный параметр, характеризующий как свойства
107
но ее фактических значений
Известно, что с повышением
пласта, так и свойства фильтрующейся в нем жидкости. Он имеет раз-
мерность скорости и численно выражает расход потока пластовой
жидкости через единицу площади его живого сечения при уклоне пьезо-
метрической поверхности, равном единице.
По данным лабораторных исследований коэффициент фильтрации;
может быть вычислен по формуле:
&ф = 0,864	;	(VII—23)
Н
где йф в м!сутки-, ka в дарси, у в г/сж3, ц в спз.
Существует большое количество формул для определения &ф по
действующему диаметру зерен и пористости породы, однако ни одна из
них не может претендовать на до-
статочную точность.
Объемный вес жидкости (ув)„
В ряде случаев необходимо рас-
считать объемный вес пластовых вод
по определяющим его парамет-
рам — давлению, , температуре и
минерализации. Такая необходи-
мость возникает, когда: 1) в лабо-
ратории плотность жидкости опре-
делялась не в пластовых условиях;
2) необходимо оценить изменение
ее по стволу скважины при нару-
шении естественного температур-
ного режима; 3) надо прогнозиро-
вать изменение упл по пласту при:
построении карт приведенных на-
поров или определении k$ по фор-
муле (VII—23) и т. д.
:мпературы объемный вес жидкости
уменьшается (приложение 1). Для дистиллированной воды в интервале
температур до 200° С изменение объемного веса жидкости очень хороша
апроксимируется следующими полученными нами уравнениями:
100°С; у(0= 1-5,9-IO-3 (/ — 4)1’95;	(VII—24>
100°С < t < 200°С; 7(0 = 0,9584 —3,47-IO-* (f— 100)1’22. (VII—25>
Ошибка (е) в расчетах у(0 по (VII—24, VII—25) относительно их
фактических значений не превышает 0,16% (рис. VII—12; табл;
VII—3).
Таблица VII—3
Возможные ошибки при определении 7(0 по формулам (VII—24) и (VII—25)
Г с	у(I) расчетное	у(I) фактическое	Уф-УР 2=	-100% Уф
4	1,00000	1,00000	0,00-
14	0,99948	0,99927	—0,02“
24	0,99798	0,99732	—0,07
34	0,99558	0,99440	—0,12-
44	0,99222	0,99066	—0,16
54	0,98769	0,98621	—о-, is;
75	0,97596	0,97489	—0,11
85	0,96904	0,96865	—0,04
100	0,95680	0,95838	4-0,16-
ПО	0,9526*	0,9510	—0,16-
120	0,9450*	0,9434	—0,16.
150	0,9183*	0,9173	—0,11
* Расчет по формуле (VII—25)
108
Таблица VII—4
Поправки к объемному весу дистиллированной воды с учетом температуры
_________________________н минерализации__________________________
i, °C	10		20		30		50		80	
7д	0,9997		0,9982		0,9957		0,9881		0,9718	
М, %	7 м	Ду	7м	Ду	Ум	Ду	Ум	Ду	Ум	Ду
2%	1,0144	0,0147	1,0125	0,0143	1,0096	0,0139	1,0016	0,0135	0,9859	0,0141
4%	1,0292	0,0295	1,0268	0,0286	1,0236	0,0279	1,0155	0,0274	0,9988	0,0270
с использованием
показал,
Изменение минерализации воды не только изменяет ее объемный
вес, но и в некоторой степени искажает зависимость	С увели-
чением температуры рост объем-
ного веса за счет роста минера-
лизации несколько замедляется.
Проведенный нами анализ
влияния минерализации на объ-
емный вес
фактических данных
что при данной минерализации
практически для любых темпе-
ратур добавка (Ду) к объемно-
му весу дистиллированной воды
(уд) за счет растворенных со-
лей составляет почти постоянную
величину (см. табл. VII—4).
Зависимость Ду=/(М) по-
казана в виде графика на рис.
VII—13. С использованием ука-
занного графика путем прибавки Ду к величине уд составлена
табл. VII—5.
Рис. VII-13.
ными весами
Разность (Ду) между удель-
мииерализованиой и дистил-
лированной воды
Таблица VII—5
Значения рассчитанного и фактического объемного веса жидкости для различных
минерализаций и температур
М, ел	t °C	7»	’Ф	М, г/л	i °C		’Ф
10,1	30	1,002	1,0000	142	160	1,002	1,0000
20,3	50	1,003	1,0000	154	167	1,003	1,0000
30,6	66	1,002	1,0000	166	175	1,002	1,0000
41,1	80	1,0006	1,0000	179	182	1,002	1,0000
51,7	90	1,001	1,0000	191	190	1,001	1,0000
62,5	100	1,001	1,0000	204	195	1,003	1,0000
73,4	ПО	1,002	1,0000	217	203	1,001	1,0000
84,5	120	1,001	1,0000	230	208	1,002	1,0000
95,6	130	1,000	1,0000	270	225	1,003	1,0000
107,1	137	1,001	1,0000 ,	297	238	1,002	1,0000
118	147	1,000	1,0000	318	247	1,005	1,0000
Vp — расчетные значения.
— фактические значения.
Данные по температуре и минерализации, вошедшие в эту таблицу,
заимствованы у В. Н. Кррценштейна (1963).
Таким образом, с высокой степенью точный объемный вес минера-
лизованной воды (ум) может быть определен по формуле:
Тм = Тд + А?(М	(VII-26)
109
При отсутствии графика Ду=/(М) величина Ду(М) при Msg;270 г/л
может быть определена по формуле:
Ду(М) = 6,5-10~4 М,	(VII—27>
где М — минерализация в г/л. Ошибка при расчетах по (VII—27) со-
ставляет не более 0,12% по сравнению с графиком; при
М>270 г/л она значительно возрастает.
Влияние давления сказывается в увеличении объемного веса за
счет сжатия воды, выражающимся законом:
TW-, ?		(VII-28>
где у0 — объемный вес при атмосферном давлении;
у(Р) — объемный вес при давлении Р.
Суммируя вышеизложенное, запишем следующее выражение для
определения объемного веса воды в пластовых условиях:
у (Г, М, Р) = Тд W + AVM. t	(VII—29>
1 — (Р)
где уд(/)—определяется по формулам (VII—24, VII—25) или по
табл, (прилож.);
Ду(М) —определяется по графику (рис. VII—13) или по форму-
ле (VII—27);
рж — определяется по формуле (VII—20) Мамуны.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
РАСЧЕТНЫХ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Из имеющихся методов определения расчетных гидрогеологических,
параметров для определения коэффициентов водопроводимости (km)
и пьезопроводности (а) преимущество следует отдать гидродинамичё-
ским методам, которые, в отличие от других, позволяют получить-
осредненные по площади параметры. Другие методы дают возможность
определить параметры только отдельных точек пласта изолированно от
всего водоносного горизонта, причем их точность является явно недо-
статочной. Гидродинамические методы основаны на обработке резуль-
татов наблюдений за падением уровня (давления) при откачке из раз-
ведочных гидрогеологических скважин и последующего восстановления,
уровня в них. В зависимости от гидрогеологических и технических,
условий проведения откачки применяются те или иные методы обра-
ботки их результатов и расчетные формулы.
Основные методы определения параметров по данным откачек
i	с постоянным дебитом или понижением
/ и последующим восстановлением уровня в условиях
неограниченного пласта	'
Основной зависимостью, которая используется при определении
параметров пласта по данным опытных откачек является зависимость-
(VI—32, VI—34). Эта зависимость справедлива только, для неограни-
ченного в пласте водоносного горизонта, однако при опытных откач-
ках она может быть использована почти во всех случаях, так как ввиду
их кратковременности влияние границ пласта оказывается несуществен-
ным. В тех случаях, когда это влияние проявляется, достаточно явно»,
используются другие методы.
ПО
Наиболее часто для решения уравнения (VI—32) используется гра-.
фоаналитический метод. Достоинством его является присущая ему
возможность в большинстве случаев исключить случайные погрешности
и отклонения в изменении частных величин понижений путем осредне-
ния кривой изменения уровня во времени.
Суть метода заключается в следующем. Формулу (VI—32, VI—34),
можно переписать в следующем
виде:
S = A + iln/,	(VII—30)
где i = -2— ;	(VII—30, а)
4nkm
A = iln^.	(VII—30,6)
Из этой формулы вытекает,
что график зависимости S — lg t
при квазистационарном движении
подземных вод имеет вид прямой
линии с угловым коэффициентом Рис. VII-14. Графики зависимости S=
i, отсекающей от оси абсцисс от-	=f(lgO
резок А (рис. VII—14). Коэффи-
циент i определяется по координатам двух точек осредняющей прямой:
I—-----i---5-
1П <2 — In
а коэффициент А снимается непосредственно с графика.
В этом случае:
km =	,
4га’
1па = 21пг — 0,8 +—
i
или
,	0.183Q
km = —'——
/
lg а = 21g г — 0,35 + — ,
I
(VII—31)
(VII—32)
(VII—33)
(VII—32, а)
(VII—33, а)
если график строить в координатах S — lg t.
В приведенных формулах:
Sj и S2 — понижение уровня соответственно в моменты времени
ti и t2;
г — радиус центральной скважины или расстояние до наблю-
дательной скважины (в зависимости от того, по какой из
них ведутся расчеты).
Если условие (VI—33) не выполняется, то коэффициент пьезопро-
водности можно определить из следующего соотношения:
$2
(VII—34)
111
Подставляя в (VII—34) различные значения строится график
и по нему определяем то его значение, которое отвечает истинному со-
отношению—. Зная а из формулы (VII—32), можно определить km
S2
или k.
Для определения параметров графоаналитическим методом доста-
точно иметь результаты наблюдений лишь по одной скважине — наблю-
дательной или центральной. При этом расчетная величина не зависит
от абсолютной величины понижения уровня (давления), а только от
темпа падения последнего. В то же время в формулу (VII—33) для
определения а входит величина А, зависящая от абсолютной величи-
ны S. Как известно, вблизи опытной скважины возникают различные
дополнительные сопротивления, которые не поддаются точному учету,
а следовательно, не поддается точному определению и вызываемое ими
дополнительное понижение. Поэтому коэффициент пьезопроводности а
можно точно определить только по наблюдательным скважинам, a km
и k, как показывает опыт, достаточно точно можно определить и по
центральным.
На графике (см. рис. VII—14) видно, что осредняющая прямая
пересекает ось ig t. Точка пересечения соответствует значению S = 0 в
формуле (VII—30), по которой построен график. Из (VII—30,6) ясно,
что S = 0, если
lg 2>25д<». = о	(VII—35)
г2
2,25а/0	.	I
ИЛИ	—-----2-	= 1	1
г2	'
Следовательно,
, а = 0,445—,	(VII—36)
*0
где to — время, соответствующее точке пересечения прямой с осью вре-
мени.
Подставляя (VII—36) в (VII—30) и переходя к десятичным лога-
рифмам с учетом того, что при ^=1 S = A, получим:
*„ = -«* Igf,
А
(VII—37)
является
равенст-
Формула (VII—36) была впервые опубликована в работе
М. М. Гылыбова (1966). Формулы (VII—36) и (VII—37) весьма удоб-
ны при необходимости выполнения большого объема расчетов, посколь-
ку отпадает необходимость вычислений уклона прямой. Можно
рекомендовать пользоваться одновременно формулами (VII—32,
VII—36 и VII—33, VII—37) с целью взаимоконтроля.
Как известно, кривые S=f(t) для любой наблюдательной скважи-
ны имеют точку перегиба, где скорость изменения уровня
максимальной. Место существования этой точки определяется
вом нулю второй производной от S по t в формуле (VI—32):
k.
d2S _ Q Л _ г2 X е iai
di2 4nkm \ 4at J f2
(VII—38)
112
Ясно, что равенство 0 выражения (VII—38) возможно только при вы-
полнении условия
1
4fl/nep
(VII—39)
(Где /пер — время, соответствующее точке перегиба на графике S = f(/)
(рис. VII—15).
Исходя из этого, В. И. Харченко и В. Н. Щелкачев (1959) пред-.
дожили определять а:
а = 0,25—.	(VII—40)
/пер
Одновременно из формулы (VI
—32), подставляя в нее (VII—39),
можно определить и km:
km = °’0175-g- , (VII—41)
*5пер
где Snep — величина понижения в
точке перегиба кривой.
Недостаток формулы (VII—41)
состоит в том, что иногда на гра-
фике трудно найти искомую точку,
а величина 5Пер обычно настолько
мала, что легко допустить ошибку
в ее измерении.
В некоторых, хотя и достаточ-
но редких в практике разведки
подземных промышленных вод слу-
чаях, опытные кусты имеют не од-
ну, а несколько наблюдательных
скважин. При этом могут предста-
вить определенный интерес анали-
тические и графоаналитические ме-
тоды определения параметров по
Рис. VII-15. Определение параметров
пласта по точке перегиба кривой
ц — центральная скважина; 1, 2, 3, 4, 5 —на-
блюдательные скважины
результатам единовременных замеров в наблюдательных скважинах.
Г2
При выполнении условия ---- ^0,05—0,1 в двух наблюдательных
4 at
скважинах km, как известно, определяется по формуле Дюпюи:
km =
0.366Q . г2
St-S3 ё Г1 '
(VII—42)
где Si и S2 — понижения в первой и второй наблюдательных скважи-
нах в момент времени;
ri и г2 — расстояние до тех же скважин.
Аналогично при выполнении указанного условия можно определить
и а, решив систему из двух уравнений (VI—32, VI—33) для обеих
наблюдательных скважин:
г2*
г2
а = —
0,445
t
где
2Sj
Z1 =--------i--- И
S1 — S2
2S2
z2 =-----—
St-S2
(VII-43)
Если условие (VI—33) не выполняется, параметры можно опреде-
лить аналогично (VII—34).
8 Изыскания и оценка запасов
113
Сначала подбором определяется ал
(VII—44)
а затем из (VI—32) km или k.
Рис. VII-16. График зависимости S=f(lgr)
Одновременно может быть применен и графоаналитический метод
обработки результатов наблюдений. Для этого формулы (VI—32,
VI—34), так же как и (VII—29), представим в виде:
где	S = A' — i' lg г,	(VII—45) ., _ 0.366Q fen (VII—46)
Д' — i' 1g 2,25 at,
t — время замера.
Построив график S = f(lgr), определяем по нему искомые коэффи-
циенты i' и А' (рис. VII—16), причем,
., =  Si - Sa.	(VII—47)
lg ''a — lg ri
В этом случае:
и	,	0.366Q km = —.—_. i'	(VII—48)
	Iga =	—0,35 —lg/.	
Точка пересечения прямой S—1g г с осью расстояний соответствует
S = 0 в формуле {VII—45). Отсюда по аналогии с (VII—36) можно
определить а:
г2
а = 0,445 -у-,	(VII—49)
где Го — расстояние, соответствующее указанной точке пересечения.
При г— 1, S = A' можно записать:
te=Wlgfo	(VII—50)
А'
Рассмотренные методы с целью контроля и исключения случайных
определений, по возможности, рекомендуется применять совместно, а
114
затем находить среднее значение из полученных. При определении km
надо использовать метод среднеарифметического, а при определении
коэффициента пьезопроводности — метод среднелогарифмического, от-
брасывая, естественно, аномальные • значения указанных параметров
2 (km'> i
(km)cp = ----------
F п
2 0g i
IgOcp = J—---------
(VII—51)
Учет остановок скважин и изменения дебита
Хотя в большинстве случаев откачки стремятся проводить при
постоянном дебите, нередко по тем или иным причинам дебиты сква-
жин в процессе откачки не остаются постоянными. При этом дебит
изменяется либо скачкообразно, либо постепенно.
В первом случае период откачки разбивается на ряд интервалов
времени, в пределах которых дебит может считаться постоянным, в ча-
стном случае равным нулю. Причем принимается, что его изменение
происходит мгновенно. При этом допущении график зависил#бсти Q от
t имеет ступенчатообразн/яй характер. К обработке этого графика при-
меняется принцип суперпозиции с апроксимированием каждого измене-
ния дебита включением на том же месте и в тот же момент времени
дополнительной скважины с дебитом, равным этому изменению. Рас-
четной формулой при этом будет (VI—40), которая при выполнении
условия
( г2 \
max М- <0,1	(VII—52)
\ 4о/ /
приобретает вид
= 0,183Qx }	/ 2,25а \ 1+“+“+• • •+«„
km |_\ f2 J
(VII—53)
где Q,i — первоначальный дебйт скважины;
tnp — приведенное время работы водозабора.
=	• • -У-Ф • •	(VII—54)
В этом последнем выражении
t — полное время откачки;
ti — время i-oro изменения дебита;
„ _ Q/+i -' Qi .
---------------
Qi
Qi — дебит до /-ого изменения;
Qi+i — дебит после /-ого изменения.
Формула (VII—53) по структуре аналогична основным формулам
(VI—32, VI—34). Поэтому, используя приведенное время вместо ре-
ального, можно применять все рассмотренные методы определения па-
раметров (аналитические и графоаналитические).
Учитывая, что 1+Xa = S^±L =6(Q)n+i, последний член выраже-
'	Qi
ния (Qn+i) представляет собой последнее значение дебита скважины.
115
8*
При остановке скважины Qn+i = 0. При этих условиях форму-
лу (VII—53) можно переписать в более простом виде:
(VI1~55>
Используя графоаналитический метод, получим:
i
Iga = 2 lg г —0,35 + А--
40
(VII—56)
В сложных гидрогеологических условиях для более достоверной
оценки гидрогеологических условий и эксплуатационных запасов иногда
проводятся длительные групповые
Основной расчетной формулой
которая при выполнении условия
опытно-эксплуатационные откачки,
будет при этом формула (VI—47),
Г г? 1
max —L ^0,1 запишется в виде
14 ati I
S =
0,183QcyM	2,25а/пр
Г~ & о
где QcyM — суммарный дебит откачки;
^р = ^^2* • • Л»;
Гпр = г“1-Г?2 • •
а; = ———;
Ссум
(VII—57)
(VII—58)
Qi — дебит г-ой скважины;
Ц — время ее работы;
г< — расстояние от наблюдательной точки до i-ой скважины
'	(в частном случае — ее радиус).
Параметры из формулы (VII—57) могут быть определены всеми
рассмотренными методами.
Формула (VII—53) была впервые рекомендована Л. С. Язвиным
(1963). В той же работе приводится формула, аналогичная (VII—57),
но приведенная к дебиту одной из скважин. Формула (VII—57), по
нашему мнению, удобнее для практического применения, так как ее
математическая запись проще. Кроме того, легче контролировать пра-
вильность расчетов, поскольку сумма всех а в (VII—58) всегда равна
единице.
Если скважины групповой откачки работают с переменным деби-
том, то сначала надо определить приведенное время работы каждой
скважины (по отношению к ее первоначальному дебиту), а затем при-
веденное время работы всех скважин и приведенное расстояние до них
от наблюдательной точки. QcyM в этом случае складывается из перво-
начальных дебитов.
Частным случаем является остановка скважины после откачки.
Вопрос же определения параметров по результатам восстановления
уровня после откачки очень важен.
Следует заметить, что если- скважина длительное время работала
со стабильным дебитом, то любое изменение ее дебита (в том числе
остановка) может апроксимироваться пуском скважины в невозмущен-
ном пласте с дебитом, равным этому изменению.
Если дебит скважины изменяется непрерывно по какому-либо за-
кону (или если реальную кривую Q=f(O можно с достаточной точно-
стью заменить таким законом), то параметры формулы (VI—31) могут
116
быть определены в основном путем подбора по методике, аналогичной
(VII—34).
Иногда, хотя и довольно редко, в силу технических условий откач-
ки проводятся при постоянном понижении уровня. При 'условиях
at
>10, что выполняется практически мгновенно, параметры из
Л
(VI—32) можно рассчитать графоаналитическим способом:
где
-^- = A-bilg/,
0,183
1 =~k----’
А = i(lga + 0,35 — 2 Igr).
(VII—59)
В наблюдательной скважине коэффициент пьезопроводности опре-
деляется подбором по вспомогательному графику =/ («):
02
S1 = (уъ Г),	(VII—60)
Sa 1— Я(у2, г)
где 7=-^-; R(y, г)—определяется по графику (рис. VI—6).
го
Коэффициент водопроводимости в этом случае определить нельзя,
так как понижение в наблюдательной скважине от этого параметра не
зависит.
Для взаимодействующих одновременно работающих скважин опре-
деление параметров чрезвычайно затрудняется в связи с невозмож-
ностью использовать метод наложения течений.
Восстановление уровня
Определение расчетных гидрогеологических параметров (в первую
очередь коэффициента водопроводимости) по наблюдениям за восста-
новлением давления (или уровня) в скважинах после остановки отка-
чек (выпусков) применяется очень часто. Многие исследователи отдают
такому определению параметров предпочтение, поскольку при этом
значительно уменьшается или совсем исчезает влияние текущих изме-
нений в призабойной зоне, неравномерности дебита, пульсации уровня
при откачке эрлифтом или штанговым насосом и т. д. При наличии низ-
котемпературных вод, не содержащих растворенного газа, такой подход
к определению гидрогеологических параметров вполне справедлив.
Растворенный газ и изменение температуры оказывают значительное
воздействие на ход кривой восстановления, в ряде случаев совершенно
искажая истинную картину восстановления пластового давления.
Принцип суперпозиции, как известно, позволяет, заменив остановку
скважины пуском в этот момент в том же месте нагнетательной сква-
жины с дебитом, равным дебиту перед остановкой, рассчитывать необ-
ходимые параметры по обычным формулам упругого режима.
При этом определение коэффициента водопроводимости в большин-
стве случаев можно осуществить и по центральной скважине, поскольку
практическое отсутствие водопритока сводит на нет изменение «скин-
эффекта» во времени.
117
Уравнение для определения понижения уровня от статического в
любой момент после остановки скважины имеет вид:
S =
Q
4nkm
(~
(VII—61)
где Т — время откачки;
t — время, прошедшее после остановки.
В наблюдательных скважинах уровень после остановки будет еще
некоторое время снижаться, а затем начнет повышаться, т. е. функция
имеет максимум. Для нахождения максимума необходимо при-
равнять нулю первую производную выражения (VII—61) по времени.
n	dS п
Равенство — —0 выполняется, если
dt
г‘
iaiT + t)
T + t
(VII—62)
Из выражения (VII—62) можно определить а, так как это един-
ственная неизвестная величина (Плотников, 1968).
Г2-	+ Др) Др
4	, У + Др
1п--------—
Др
(VII—63)
где Др —время после остановки, в которое понижение в наблюдатель-
ной скважине достигает своего максимума.
Если откачка продолжалась длительное время (Тз>/), то движе-
ние в конце ее можно считать практически установившимся. При этом
условии расчет параметров можно вести по формуле (VII—30) и др.,
подставляя вместо значений понижения уровня значение повышения его
после остановки от динамического уровня на конец откачки. При вы-
полнении условия (VI—33) применяются обычные графоаналитические
методы.
При достаточно большом времени восстановления эти методы не-
применимы, так как постепенно скорость восстановления уровня ста-
новится соизмеримой со скоростью его падения от продолжающегося
воздействия остановленной откачки.
В этом случае при выполнении условия (VI—33) понижение уров-
ня от статического в любой момент времени восстановления опреде-
ляется:
S = —2— In ,	(VII—64)
4nkm t
а повышение уровня от достигнутого на конец откачки
S1 = —^— In 2’2-а — .	(VII—65)
z	4лЫ r2(t-\-T)
Принимая
' (VII-66)
‘ -f-1
получим
Q	2,25atnn
S1 = in .	(VII—67)
4nfe/n г2	4	'
118
Используя последнюю формулу, можно применять для расчета па-
раметров обычные графоаналитические методы. ч
На рис. (VII—17), (VII—18) показаны графики восстановления
уровня, построенные в координатах S'—lg t и S'—1g /пр. Видно, что
график S'—1g/ достаточно бы-
стро теряет прямолинейность,
уклон его постепенно уменьшает-
ся. Поэтому параметры, опреде-
ляемые по этому графику для
больших моментов времени, бу-
дут завышенными. Расчеты пока-
зывают, что формулой (VII—30)
можно пользоваться при усло-
вии, если время восстановления
не превышает 10—12% от вре-
мени откачки. Ошибка при этом
составляет не более 10%*. Для
больших значений времени необ-
ходимо применять формулу
(VII—65, 67). Из этих формул
видно, что
0 < /ПР < Т.	(VII—68)
Подставляя в (VII—67) /пр=Т, что соответствует /=оо, получим
величину полностью восстановившегося уровня So':
s> = _in 2’25д—.	(VII—69)
4л£т гг
Рис. V1I-18. График S=f(lg/np) при восстанов
лении уровня
Величину So' можно определить и графически, продолжив прямо-
линейную часть графика S'— 1g /Пр до пересечения с перпендикуляром
к оси времени, проведенным через координату lg Т. Отсеченный от
этого перпендикуляра отрезок и будет составлять So' (см. рис. VII—18).
Если рассчитанный восстановившийся полностью уровень будет от-
личаться от первоначального статического, то это свидетельствует о
каких-то посторонних влияниях на ход уровня при откачке и после
нее. В каждом отдельном случае этот вопрос должен быть тщательно
* Для наблюдательных скважин формула (VII—30) практически никогда не приме-
нима, т. к. условие (VI—33) обычно выполняется при ^0,1—0,12 Т.
119
проанализирован для внесения соответствующих коррективов в
расчеты.
Нередко в течение откачки дебит скважины испытывает значитель-
ные колебания. В этом случае для обработки кривых восстановления
применяется метод Д. Р. Хорнера (Чернов, Базлов и др., 1963). Он
предложил определять «псевдопродолжительность» откачки путем де-
ления значения полного отбора из скважины за все время откачки на
предшествующий остановке дебит .
2 Qik
1_____
Q«
(VII—70)
и затем использовать в расчетах эти показатели.
Построение кривой восстановления Д. Р. Хорнер предлагал в ко-
ординатах \Р — 1g -—, определяя по ее прямолинейному участку
водопроводимость и полностью восстановившееся давление, отвечающее

условию
= 0. Коэффициент пьезопроводности по Хорнеру опре-
делить нельзя, но, используя его подход к определению Тир, можно рас-
считать а графоаналитически, например, с помощью (VII—65, 67).
Следует иметь в виду, что пользоваться методикой Хорнера можно
тогда, когда не наблюдается резкого изменения дебита в последний
период откачки, особенно в сторону его уменьшения, так как в этом
случае ошибки в определении гидрогеологических параметров оказы-
ваются весьма существенными. Здесь надо пользоваться рассмотренной
в предыдущем разделе методикой для ступенчатого изменения дебита.
Время же работы за период, предшествующий последнему изменению,
можно определять по методике Д. Р. Хорнера.
В случаях, когда коэффициент водопроводимости мал, что вызы-
вает большие понижения уровня при малых дебитах, надо принимать
во внимание продолжающийся приток жидкости в скважину после
остановки откачки. Учет этого обстоятельства приводит к большим
математическим трудностям, которые, однако, можно разрешить. По
нашим соображениям, наиболее практически приемлемым является
решение М. М. Глоговского (1966), по идее близкое к решению
И. А. Чарного и И. Д. Умрихина (1957).
Суть его заключается в следующем. Превышение уровня над ди-
намическим уровнем у скважины, работающей длительное время с де-
битом <?о и остановленной в момент /=0, описывается следующей си-
стемой уравнений
/ 1 _	_ г
S'(т) = —q— f----------------е 4a(z~T) dx;
J t — т
о
q (х) = F ,
’ d(x)
(VII—71)
(VII—72)
где F — площадь сечения пространства внутри скважины, по которому
поднимается жидкость.
Опуская подробности вывода расчетных формул, изложим мето-
дику определения параметров.
ЧЧетод М. М. Глоговского является графоаналитическим и основан
на построении графика зависимости
S (/) = а + bQ (t),	(VII—73)
120
выражающей линейную связь S(t) с переменной 0(/):
0(О = 1п/+671(О,	(VII—74)
По коэффициентам прямой (VII—73) определяются искомые па-
раметры
.	1 —0,166	/WTT
km = q0 ——— ;	(VII—75)
4л6
1па = 21пги. с —0,8+—.	(VII—76)
ь
В уравнении (VII—74):
6 = — .	(VII—77)
?о
Основная трудность заключается в определении величины
4(0 = J	(VII—78)
*п-ДТ
ATmin =----!—----\t,	(VII—79)
е 1
е —допустимая ошибка в определении;
t — момент времени для каждой расчетной точки;
Д/ — промежуток времени, в течение которого изменением уровня мож-
но пренебречь (М. М. Глоговский для 7^600 сек, предлагает
брать Д/=10 сек; увеличение Д/ упрощает расчеты, но ведет к
большим ошибкам в вычислениях, уменьшение — наоборот).
Задаваясь величиной погрешности е^0,02 и беря в качестве рас-
четных точек ^=2510, 5010, 7510 и 10010 сек, достаточно вычислить
Ii(t) в промежутках (2100, 2500), (4500, 5000); (7000, 7500) и
(9500, 10 000).
Далее оставшийся промежуток ДТ разбиваем на п равных частей
и вводим обозначение
/0 = /„— \Т.	(VII—80)
Тогда последовательность чисел, ограничивающих части, выра-
зится следующими значениями:
,	, Д7 ,
*0 — tn п tn zn,
п
tt —tn —= tn — z{n~\};
п
ti=tn—— (п— i) =tn — z(n — г);
п
,	, AT
где z = tt — ti_1==---.
п
Представим li(t) в виде суммы интегралов:
n t{
z1(/) = Vs; f—-—,
v 1	1 J (t — Т)2
(VII—81)
121
или
А(0 - 2S/ [Д/ + 2(п — 01 [Д/+ 3 (п - г) + «] ’ (VI1 82)
1=1
причем в промежутке [Л-ь 0] величина S(x) заменена ее значением
—	- дт
Si в средней точке ti = ti~i + —
Для расчетов по уравнению (VII—82) надо предварительно раз-
делить ЛТ на п шагов, причем точность
s
>40
<20
>00
80
60
40
20
О
Рис. VII-19. Промысловая кривая
восстановления уровня
определения Zi(0 возрастает с увеличе-
нием п. Однако можно ограничиться
таким числом шагов, для которого отно-
сительная погрешность в замене истин-
ного значения _5(т) его значением в
средней точке Si не превзойдет задан-
ной величины ту Целесообразно устанав-
ливать величину т], сообразуясь с точ-
ностью регистрирующих уровень (или
давление) приборов.
М. М. Глоговским получено условие
применимости формулы (VII—82):
> 1 — Т]. (VII—83)
si
В соответствии с этим условием им предложен следующий способ
оценки необходимой величины шага. Сначала весь промежуток ДТ
принимается за один шаг по кривой S'(t). Затем найдем S'(t0) и S
в точке	Если их отношение удовлетворяет неравенству
(VII—83), то на этом можно остановиться.
Для п=1 из (VII—82) получим _
4(0«4--	(VII—84)
При Д/=1О0(О=1пН-О,1д5.
Если проверка дала неудовлетворительный результат, то снова
проверяем неравенство (VII—83) при п=2 для первого левого шага и
ST	с
ведем расчет при z= если оно при этом выполняется. Если дан-
ное условие не выполняется, то разбиваем первый шаг еще на две
равные части и снова проводим проверку по (VII—83) и т. д.
В табл. (VII—5) приводится пример расчета необходимого числа
шагов для пяти расчетных точек, снятых с промысловой кривой
(рис. VII—19) для г) = 0,02, Д/= 10 сек и е = 0,01. Для е=0,02 количест-
во вычислений заметно уменьшится (табл. VII—6).
Рассчитав таким образом z и п, определяем по (VII—82) величи-
ну /1 (/) и затем по (VII—73—77) искомые параметры—km и а.
Ясно, что при возрастании времени восстановления уменьшается
влияние продолжающегося притока в скважину. Даже при таких боль-
ших темпах, как в приведенном примере, через 5—6 час после начала
восстановления этим влиянием притока можно пренебречь.
При остановке фонтанной скважины влияние притока будет про-
являться только в первые моменты времени (5—10 мин), так как при
б=—Я₽В1*	(VII—85)
Ч<>
'* В работе Глоговского (1966) в формуле За допущена ошибка, так как не учтено,
что в фонтанной скважине происходит рост устьевого давления, а не динамического
уровня.
122
Таблица VII—5
Расчет числа шагов при е — 0,01 по методу М. М. Глоговского (1966)
t		Armin	дт	fo	S' (i«)	s' V’+т)
1810	1800	635	600	1200	55,0	67,0
2410	2400	700	800	16Й0	72,5	84,0
36Ю	3600	775	800	2800	102,5	107,5
4810	4800	820	800	4000	115,0	117,5
6010	6000	840	900	5100	124,0	125,5
Продолжение табл. VII—5
S' (io)	s'	SZ Uo)		S' (fD)	n	ЛГ 2 = n
__/ ЛГ\		l лг\ s' ro+ 4 )		l W\ s'U“ + Tj		
 0,82	61,0	0,90	56,2	0,98	4	150
0,84	78,0	0,93	74,0	0,98	4	200
0,95	105,0	0,98	—	—	2	400
0,98	—	—	—	—	1	800
0,99	—	—	—	—	1	900
Таблица VII—6
Расчет числа шагов при 8 = 0,02 по методу М. М. Глоговского (1966)
t		A^min	ДГ	f 0	S' (io)	( Ы \ s' Uo + TJ
1810	1800	385	400	1400	63,5	70,0
2410	2400	405	400	2000	84,0	88,5
3610	3600	430	450	3150	106	108
Продолжение табл. VII—6
S' (i„)	/	ДГ \ S' (a + t)	S' (t0)	/	ДГ \ S'b+T}	S' (io)	n	ЛГ 2 =	 n
/	hT\ s' V’+ 2 )		S'V“+T)		/	ДГ \ S'^ + T)		
0,90	67,0	0,94	64,5	0,98	4	1000
0,95	85,5	0,98		—	2	200
0,98	—	—	—	—	1	450
где рв — коэффициент упругой сжимаемости воды — порядка 10-е м2/т\
II— глубина скважины — порядка 103л.
В этом случае
п
Л (А = 6 V (Ар - Ар )--------------------------------, (VII—86)
7	1 у) [Д* + г(п — i’)][At+S (п — t) + S]
i=i
где Ару — приращение устьевого давления, а оценка необходимой ве-
личины производится по наибольшей разности давлений
(ДР или Дру);
123
давление пересчитывается в м вод. ст.:
0о (0 = 1п/+ 4(/) + 0,16Ару (О-	(VII—87)
Далее параметры определяются по приведенным формулам.
Если время восстановления превышает 10—12% от времени откач-
ки, то в равенство (VII—74) надо вместо t подставить /Пр, которое
определяется по (VII—66).
При определении Zi (/) и 6 выбор размерности входящих величин
не имеет значения. Необходимо только, чтобы в обеих формулах они
были одинаковыми (например: см и сек; м и сутки; м и сек и т. Д. ).
Размерность km зависит только от размерности q0 в (VII—75), а раз-
мерность а — от размерностей, принятых при вычислении б и
Расчеты показывают, что неучет продолжающегося притока воды
в скважину после ее остановки может привести к заметному заниже-
нию гидрогеологических параметров.
УЧЕТ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН
Большинство разведочных скважин, вскрывающих подземные про-
мышленные воды, в той или иной мере гидродинамически несовершен-
ные. При этом различают два вида несовершенства скважин: а) по
степени вскрытия водоносного горизонта и б) по характеру его вскры-
тия. Оба эти вида несовершенства скважин оказывают дополнительное
сопротивление движению воды к ним, а следовательно, вызывают до-
полнительное (по сравнению с совершенными скважинами) пониже-
ние давления в прискважинных зонах и в самих скважинах, необходи-
мое для преодоления этого сопротивления.
Несовершенство по степени вскрытия обусловлено тем, что водо-
приемная часть скважины не полностью вскрывает водоносный пласт.
Физически это приводит к тому, что часть энергии потока, его напора
тратится на искривление линий тока возле ствола. Несовершенство по
характеру вскрытия определяется особенностями самой водоприемной
части скважины, ее конструкцией.
Поэтому дополнительное понижение (ASHC), вызванное несовершен-
ством скважины, можно выразить следующим образом:
ASHC=—2-(C1 + Q,	(VII—88)
где £i — дополнительное сопротивление, обусловленное несовершенст-
вом скважины по степени вскрытия;
^2 — то же, но по характеру вскрытия.
Вопросами влияния гидродинамического несовершенства скважин
по степени вскрытия ими водоносных пластов занимались многие иссле-
дователи, но наиболее интересные и полные решения для случая неус-
тановившейся фильтрации были получены А. Л. Хейном (1953, 1957),
Н. Н. Веригиным (1959) и Хантушем (1961).
' Все эти исследователи исходят из общей формулы для определения
понижения в зависимости от несовершенства скважины по степени вскры-
тия водоносного горизонта:
« =	(VII—89)
2nkm [2	\ m г | /J
где I — длина водоприемной части скважины;
в скобках при указаны параметры, от которых оно зависит.
124
В случае установившегося движения в формулу (VII—89) вместо —
---—«о) подставляется логарифмический член формулы Дюпюи
In —.
Гс
Как предлагает А. Л. Хейн (1957), величину можно представить
в виде:
?i = £i.(VII—90)
где £i — сопротивление, обусловленное несовершенством скважины
при установившейся фильтрации;
?1г,—часть этого сопротивления, которая проявляется в условиях
неустановившегося движения.
А. Л. Хейн получил следующее выражение для t,lt\
0° <Хо _ 1 /	\
?! = — V'1 — f е 2- mSy ) . -^-cos (0,75лп- — -sin (лп- — \
t « nJ	у \	т J \ т J
1 О
(VII—91)
Из (VII—91) видно, что со временем величина уменьшается и
через короткое время (ао^5-1О~5) ей можно пренебречь (Хейн, 1957).
С этого момента с достаточной степенью точности можно принять
£i = £i,	(VII—92)
Н. Н. Веригиным было получено общее выражение для ?io и состав-
лены таблицы для определения этой величины (см. табл. VII—7 и 8).
Таблица VII—7
Дополнительные сопротивлении скважин с фильтром, примыкающим к водоупору
\	m Z \. т	\	1	3	10	30	100	200	500	1000	21X00
0,05	0,067	1,15	6,3	17,75	35,15	47,0	63,0	74,5	84,5
0,1	0,061	1,02	5,2	12,15	21,4	26,9	34,2	39,8	45,45
0,3	0,045	0,645	2,4	4,6	7,25	8,85	10,9	12,45	14,1
0,5	0,025	0,33	1,13	2,1	3,25	3,93	4,82	5,5	6,2
0,7	0,008	0,119	0,44	0,85	1,33	1,62	2,00	2,29	2,6
0,9	0,007	0,0125	0,064	0,15	0,264	0,332	0,423	0,49	0,56
Таблица VII—8
Дополнительные сопротивления скважин с фильтром в средней части пласта
\ т 1	X. т	\	3	10	30	100	200	500	1000
о,1	«0,45	2,3	6,7	16	21	28,5	35
0,2	«0,4	1,6	4,6	9,5	12	16,5	20,5
0,3	«0,3	1,2	3,2	5,6	7,2	9,2	10,9
0,5	«0	0,6	1,5	2,45	3,15	4,05	4,3
0,7	«0	0,25	0,6	0,9	1,2	1,75	2,0
0,9	«0	0	0	9,25	0,3	0,4	0,5
125
По этим таблицам построены графики-номограммы (рис. VII—20 и
VII—21).
Приведенные выше результаты вычислений показывают, что при
положении фильтра в средней зоне водоносного горизонта дополнитель-
ные сопротивления оказываются меньшими, чем в случае его примы-
кания к водоупору, причем разница приблизительно соответствует уве-
личению вдвое радиуса скважины гс при неизменном коэффициенте
вскрытия —. При больших значениях коэффициента вскрытия положе-
ние фильтра относительно водоупо-
ров и его радиус не оказывают суще-
ственного влияния на величину & .
Рис. VII-21. Графики функции для
расчета несовершенных скважин при
расположении фильтра в средней части
горизонта
расчета несовершенных скважин при
примыкании фильтра к водоупору на
кровле или подошве горизонта
Кроме того, очевидно (см. таблицы VII—7, VII—8), что на расстоя-
ниях от оси скважины, равных 0,5 мощности водоносного горизонта, при
/о^О,1 т, ее несовершенство пренебрежимо мало.
При /<0,3 т с достаточной степенью точности для самой скважины
можно пользоваться формулой Н. Н. Веригина (1959) для пласта беско-
нечной мощности
П1 н1«
Qin----
S =------erfc ,	(VII—93)
2лЛ/0	2 У at
а для удаленных наблюдательных скважин (г^>/о) его формулой для
точечного источника
— S = —— erfc —^=-,
4лйр	2 Y at
(VII—94)
где р — расстояние от
Второе слагаемое
центра фильтра до точки наблюдения.
формулы (VII—88) — ?2, т. е. гидравлическое
126
сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по характеру
вскрытия водоносного горизонта, вызвано тем, что скважность фильтро-
вой колонны менее 100%. При разведке подземных промышленных вод
наиболее часто используют фильтры, образованные путем прострела
обсадной колонны различными перфораторами. Реже применяют го-
товые фильтры, перфорированные либо круглыми отверстиями, либо
прямоугольными щелями.
Определение эффекта перфорации, об-
разованной путем прострела обсадной ко-
лонны, представляет почти непреодолимые
математические трудности, а имеющиеся
решения не могут претендовать на какую-
либо точность. Однако В. И. Щурову, по-
средством моделирования этого явления в
лотке, удалось составить довольно простую
эмпирическую формулу (VII—95), которая
во многих практически важных случаях
дает достаточно хорошую сходимость с
экспериментальными данными:
£ =----------------0,6,
2 (Z + 1,5) Nd0
где I — длина канала, см',
Рис. VI1-22. Зависимость коэф-
фициента несовершенства £2от
плотности перфорации (прост-
релов)
(VII—95)
N—количество прострелов на
1 пог. м;
d0 — диаметр канала, см.
Как явствует из формулы, величина не зависит ни от диаметра
скважины, ни от способа расположения отверстий, а только от их коли-
чества и размеров.
Указанная зависимость является, конечно, приближенной, расчеты
по ней затруднены невозможностью определения точных значений I nd0.
Однако она позволяет определить приблизительную величину & и ка-
чественно оценить влияние различных факторов на сопротивление сква-
жины.
Современные перфораторы обеспечивают сверление Диаметров от-
верстий от 0,9 до 1,1 см, причем для сопоставительных расчетов d0 = l см.
Как показывает практика, длина каналов колеблется наиболее часто в
пределах от 5 до 10 см. Результаты расчетов & для этих крайних зна-
чений I приведены в табл. JVII—9 и на графике (рис. VII—22).
Таблица VII—9
Дополнительные сопротивления ?2 скважин, рассчитанные по формуле (VII—95)
1, см	N	2	3	5	10	20	30	50	70	100
5		32,0	21,2	12,5	5,9	2,67	1,58	9,71	0,33	0,05
10		17,9	11,7	6,8	3,1	1,25	0,67	0,14	0	0
В табл. VII—10 и VII—11 приводятся результаты расчетов коэф-
фициента несовершенства скважины для различных периодов ее работы.
По данным табл. (VII—10) и (VII—11) построен график — f
(рис. VII—23), на котором видно, что при росте количества отверстий
до 10 на 1 пог. м. дебит несовершенной скважины быстро возрастает,
затем его рост замедляется и при N от 20 до 25 достигает 85—90% от
127
Таблица VII—10
дебита совершенной скважины. При дальнейшем увеличении числа
прострелов дебит почти не увеличивается. Поэтому можно сделать вы-
~	вод, что оптимальным количеством
является 15—20 прострелов на
1 пог. м, поскольку дальнейшее его
увеличение только удорожает сква-
жину и ослабляет обсадную колон-
ну, без компенсации ростом дебита.
Из табл. (VII—10) и (VII—И)
видно, что при достаточном числе
прострелов (V>10) ошибка в опре-
делении их длины существенно не
сказывается на величине тр Поэто-
му для пулевых перфораторов при
породах средней крепости рекомен-
дуется принимать длину каналов
5—5,5 см, а для кумулятивных 8—
10 см.
В ряде случаев, хотя и менее
часто, для разведочных на подзем-
ные промышленные воды скважин
применяют заранее изготовленные
фильтры — трубы, заранее перфорированные или круглыми отверстия-
ми» или прямоугольными щелями.
Вопросами количественного определения сопротивления колонн,
перфорированных круглыми отверстиями, занимались М. Маскет (1949),
В. И. Щуров (1953) и др. Несмотря на целый ряд допущений, им уда-
лось получить решения, с достаточной точностью позволяющие оценить
эффект перфорации. В. И. Щурову удалось упростить полученные весь-
128
ма сложные уравнения и предложить формулу, которая, как указывает
Г. Кристеа (1961), дает хорошую сходимость в области практически
интересных значений входящих величин.
В несколько преобразованном нами виде эта формула выглядит так:
49,1 (1,012^'182 4- 1)
(0,0066d4-5 4- 1,033
IV' 0
(VII—96)
Как из точных, так и из приближенной (VII—96) формул видно,
что величина £2 практически не зависит от радиуса скважины и характе-
ра расположения отверстий, а зависит только от их диаметра и общего
количества. То есть, налицо
те же условия, что и при про- ;
стреле колонны перфорато-
рами.
Аналогично случаю обра- <
ботки данных при прострелах
составлены табл. (VII—12) и
(VII—13), в которых даны 1
результаты расчетов £2 и ц в
зависимости от N и do и по-
строен график (рис. VII—24)
На этом графике
видно, что дебит несовершен-
ной скважины приближенно
зависит только от этого произ-
ведения, причем при неболь-
шой частоте отверстий до *
(N -d0 = 50) он увеличивается
пропорционально их числу.
Затем это увеличение замед-
ляется и после V-dc>100—150
ветствует скважности фильтра 4—5%.
В практике разведочных работ, хотя и очень редко, применяются
щелевые фильтровые колонны. Вопросами влияния щелей на распределе-
ние уровней занимались Ц. Р. Додсон и У. Т. Кардуелл (1945). Исполь-
зуя
Для
7
Ю
0.8
86

0,2
		L		L___	L		
/ / ч					
4	 1 4 1					
			• - d't.O ся »-d=f,5 си * - d ‘2JJch		
					
О too 200	300	400	500 N-da,CH
Рис. V1I-24. Графики зависимости	г) =
=f(N-d0)
практически прекращается. Это соот-
некоторые допущения, они получили весьма простую зависимость
определения £2:
f 2,2
= — In— ,
п лй
(VII—97)
где п — число вертикальных рядов щелей;
Q — вскрытая поверхность (скважность) фильтра.
Н. Кристеа (1961) указывает, что проверка на электрических моде-
лях показала достаточно хорошее приближение уравнения (VII—97)
до момента, когда Q<0,3, т. е. во всех достаточно интересных случаях.
Расчеты показывают, что при Q = 4—5%, как и при использовании круг-
лых отверстий, сопротивлением колонны можно пренебречь.
Таким образом, хотя приведенные формулы и не позволяют точно
определить величину £2, они дают возможность выявить причины, от
которых она зависит и найти оптимальное количество перфораций, при
котором определение £2 можно считать необязательным. Это 15—25 от-
верстий при простреле перфораторами и 4—5% скважности при изго-
товлении фильтров на поверхности. Ошибка в определении понижений
составит при этом не более 10—20%.
9 Изыскания и оценка запасов
129
Значения =	4)
Таблица VII—12
\ N 4- СМ \	10	50	100	200	500	700	1000	2000
0,5	20,7	3,94	1,91	0,93	0,36	0,26	0,18	0,09
0,75	12,3	2,31	1,14	0,55	’ 0,21	0,15	0,1	0,05
1,0	9,05	1,69	0,82	0,40	0,16	0,11	0,075	0,04
1,25	7,35	1,35	0,65	0,31	0,12	0,09	0,06	0,03
1,5	6,1	1,09	0,52	0,25	0,09	0,06	0,04	0,02
2,0	4,15	0,62	0,27	0,12	0,04	0,03	0,02	0,008
2,5	1,85	0,2	0,07	0,03	0,007	0,005	0,003	0,001
Таблица VII—13
In---
QHC*	Гс
Значения -n — -=±------------------
Qc г
In——+^2 (N, d0)
\ N 4- см \	10	50	100	200	500	700	1000	2000
0,5	0,32	0,71	0,83	0,91	0,96	0,97	0,98	0,99
0,75	0,44	0,81	0,895	0,945	0,97	0,98	0,99	1,0
1,0	0,52	0,85	0,92	0,96	0,98	0,99	1,0	1,0
1,25	0,57	0,88	0,94	0,97	0,99	1,0	1,0	1,0
1,5	0,61	0,90	0,95	0,975	0,99	1,0	1,0	1,0
2,0	0,70	0,94	0,97	0,99	1,0	1,0	1,0	1,0
2,5	0,84	0,98	0,99	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
* Qhc «ебит Несовершенной скважины,
Qc — дебит совершенной скважины.
Следует отметить, что несовершенство по характеру вскрытия на
понижение уровня в наблюдательных скважинах никакого влияния не
оказывает.
При откачках из скважин, вскрывших слабо устойчивые породы
перфораторами, в ряде случаев (например, в условиях Западной Сиби-
ри) наблюдается следующая картина. На графике S — 1g/ фиксируется
от 1 до 3 ступенек (рис. VII—25), параллельных друг другу. В проме-
жутках между ними уровень падает очень быстро, почти скачкообразно.
Это явление может быть объяснено следующим. При откачке в связи
с падением внутрипластового давления увеличивается давление кровли.
В результате при достижении определенного понижения часть простре-
лов «заваливается» и остаются только отверстия в колонне. В табл.
(VII—14) показано возрастание сопротивления фильтра при «завале»
части отверстий. За исходную величину принято V = 20, /=10 см.
Данные табл. (VII—14) показывают, что «завал» части отверстий
заметно увеличивает сопротивление колонны. Этот факт является од-
ним из видов так называемого скин-эффекта.
130
Таблица VII—14
Возрастание сопротивления фильтра при заваливании отверстий
Количество заваленных отверстий		0	3	5	10	15	20
«2			1,25	1,49	1,69	2,32	3,20	4,39
Во многих случаях влияние несовершенства учитывают путем вве-
дения в расчет приведенного радиуса (гс) эквивалентной совершенной5
скважины. При этом
Ге = гс-е~(£*+с,)	(VII—98)’
или
\nr’c = \nrc-^-^	(VII—99)
Рис. VII-25. Графики падения давления при изменяющемся
скин-эффекте
ВЛИЯНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА
Одним из важнейших факторов, влияющих на производительность
скважин и понижение уровня (давления) в них, является вышеупомя-
нутый скин-эффект (или эффект оболочки, т. е. изменение состояния
призабойной зоны в процессе бурения и откачки). Додсон Ц. Р. назвал»
это явление «повреждением пласта», что более точно отражает его фи-
зическую сущность.
Если дополнительные сопротивления, вызванные несовершенством
скважины, могут быть оценены предварительно с помощью.соответству-
ющих, хотя и приближенных расчетов, то для определения скин-эффекта
в настоящее время таких методов не существует, так как невозможно
учесть степень влияния того или иного из вызывающих его факторов.
Его величина зависит от многих причин — конструкции скважины, спо-
соба бурения, способа перфорации, интенсивности и продолжительности
откачки, свойств водовмещающих пород и т. д.
Скин-эффект может быть постоянным или изменяющимся во врё-
, мени, положительным, т. е. увеличивающим сопротивление призабойной
зоны, или отрицательным. Постоянный скин-эффект можег быть вызван,
например, заглинизацией пор и трещин в процессе бурения глинисты»®
раствором до такой степени, что последующей промывки их при откачке-
не происходит, уплотнением или, наоборот, разрыхлением пород приза-
бойной зоны и многими другими причинами. Изменяющийся во времени
скин-эффект может объясняться промывкой пор и трещин в процессе
откачки, суффозией мелкодисперсной фракции из окружающих ствол
скважины пород или, наоборот, кольматажем их и т. д.
131	9*
В некоторых случаях изменение состояния призабойной зоны может
быть связано с выпадением там различных солей при вскрытии сква-
жиной высококонцентрированных рассолов (примеры: Оренбургская
область, Иркутский амфитеатр, Зевардинская структура в Узбекистане).
Такое явление мо&ет быть обусловлено тем, что при изменении темпе-
ратуры и давлений изменяется растворимость различных солей. Кроме
того, нарушение химического равновесия может быть вызвано наруше-
нием фазового равновесия подземного флюида. Экспериментально для
глубоких рассолов это явление пока не проверено, и его существование
не подтверждено. Косвенно оно может быть установлено путем много-
кратного расчета общей величины сопротивлений по нижеприведенной
методике. Постоянное его увеличение может свидетельствовать, хотя и
не обязательно, о выпадении солей в призабойной зоне. Влияние скин-
эффекта бывает настолько велико, что оно полностью искажает нор-
мальную картину изменения уровня при откачке. Как показывает опыт,
через какое-то время после начала откачки скин-эффект стабилизиру-
ется и остается постоянным в течение остального ее периода.
Влияние скин-эффекта аналогично влиянию несовершенства сква-
жины по характеру вскрытия и в наблюдательных скважинах не про-
является. Это позволяет, используя результаты по наблюдательной
скважине, оценить влияние всех нарушений в призабойной зоне сум-
марно:
<р5 = 2nto(S4-SH)  b -----(VII— j
Q	гс
. 2 гДе фв — дополнительные сопротивления, обусловленные скин-
эффектом (фактор повреждения пласта по терминоло-
гии Додсона);
Зц — понижение в центральной (возмущающей) скважине;
Зн — понижение в наблюдательной (реагирующей) сква-
жине;
ri — расстояние до наблюдательной скважины.
По аналогии со случаями (VII—98) и ((VII—99) все дополнитель-
ные сопротивления можно выразить через радиус эквивалентной совер-
шенной скважины:
r'c = rc-e~^+v^.	(VII—101)
Подстановка (VII—101) в (VII—100) дает:
In Ге = In гх — .2?WSii- SH) ,	(VII— j 02)
При неустановившемся движении cps определится следующим
образом:
Очевидно, что при неизменности cps во времени определенная графоана-
литическим методом величина водопроводимости будет правильной, а
изменится величина коэффициента пьезопроводности а. Если опреде-
лить коэффициент пьезопроводности (а) по наблюдательной скважине
(или взять его среднее значение для всего пласта) и графоаналитичес-
ким методом по центральной скважине (а'), то
<ps=ylny-?,	(VII-104)
а
Ге==Гс1//<^--	(VII—105)
132
Рассчитав <р« и г', в процессе разведочных работ можно определить
наиболее рациональные для данных условий конструкции скважины и
способ бурения. Некоторые результаты аналогичных расчетов приведе-
ны в работе Ф. М. Бочевера и др. (1965).
ВЛИЯНИЕ ГАЗОВОГО ФАКТОРА, ТЕМПЕРАТУРЫ ВОДЫ
И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
Для определения расчетных гидрогеологических параметров исполь-
зуются формулы, в которых искомые величины являются функциями ли-
бо понижения уровня, либо темпа его падения. Если понижение опреде-
ляется по показаниям устьевого манометра или положению свободного
уровня, то на его величину существенное влияние оказывают наличие в
пластовых водах растворенного газа, изменение в процессе откачки тем-
пературы воды в стволе скважины и потери напора при движении жид-
кости по водоподъемным трубам.
Суммарная величина погрешности, допускаемая в определении во-
допроводимости из-за неучета указанных факторов, составит
А^_ = ^£.Ю0%,	(VII—106)
km S
где AS —суммарная величина поправок к понижению;
ДА/п — абсолютная погрешность в определении водопрово-
димости;
km и S—истинные значения водопроводимости и понижения.
Ошибка в определении понижений складывается из следующих
поправок:
AS = MSr + ASp + ASH	(VII -107)
ASr — влияние газа;
ASt°—влияние температуры;
ASH — потери напора.
Методы определения слагаемых уравнения (VII—107) и их влияние
на расчет параметров рассматривается ниже.
Учет влияния растворенного газа. Подземные промышленные воды,
как правило, содержат в себе то или иное количество растворенного
газа. Большей частью растворенный газ имеет метановый состав, иног-
да в нем в значительных количествах содержатся азот, сероводород,
углекислота. Другие газы содержатся в незначительных количествах.
При подъеме воды на определенной глубине, соответствующей дав-
лению насыщения, газ начинает переходить из раствора в свободное
состояние. В результате в верхней части скважины образуется газо-водя-
ная смесь, объемный вес которой меньше объемного веса у негазиро-
ванной воды. Это приводит к повышению уровня воды (устьевого давле-
ния), т. е. к положению, когда понижение, замеренное на устье,
оказывается меньшим понижения пластового давления. Разница между
ними зависит от газового фактора, температуры воды, ее удельного ве-
са, давления насыщения и абсолютной величины избыточного давления
на устье скважины. Значение этой разницы может быть приближенно
определено по преобразованной формуле Е. Е. Керкиса (1956):
ASr =	Ап А- —	У	(VII—108)
Ув \ Р1	рг . J
где до — атмосферное давление, атм;
Pi — устьевое давление, ата;
рг — давление насыщения, ата;
133
x —температурный коэффициент, равный т — 1 + —:
t°— температура газовой смеси;
Остальные обозначения—прежние.
Истинное значение понижения, соответствующее депрессии забойно-
го давления, будет:
S =	+ ASr,	(VII—109)
где Дриз — измеренная депрессия давления.
При отсутствии давления на устье (свободный излив) или в момент
прекращения самоизлива ASr достигает максимального значения. Пос-
кольку при этом pi=po~l, то
Д5тах =	Л  Рг^1\	(уц_ j j
Yb \	Pr J
Во всех случаях, когда имеет смысл учитывать влияние газа^рг^!.
При этом условии вместо (VII—ПО) можно записать:
AS“ax = -^\прг— 1).	< (VII—111)
?в	dt
В табл. (VII—15) приводятся результаты расчета величины ASr
для метана в условиях Тюменского месторождения подземных промыш-
ленных вод (ув = 0,988 г/сл/3 и т = 1,25).	у £
Как видно из табл (VII—15), величина ASr може/ достигать зна-
чительных величин, в ряде случаев превышая значение .фэнижения, за-
меренное на устье. Вследствие этого скважина, статический уровень во-
ды в которой был ниже поверхности земли, после возбуждения
может быть самоизливающей. Еще чаще наблюдаются отрицатель-
ные значения депрессии устьевого давления. Определение параметров
пласта без учета влияния газового фактора по формулам установивше-
гося движения становится вообще невозможным, а при расчетах графо-
аналитическим методом во всех случаях будут получены, сильно завы-
шенные значения km. Последнее связано с резким замедл&ТИ&м темпа
падения устьевого давления, так как с уменьшением избыточного дав-
ления величина ASr возрастает (табл. VII—15).
Таким образом, при определении параметров введение поправок
Д5Г является обязательным, какие бы методы при этом не использова-
лись.
Таблица VII—15
Значения Д5Г, определенные по формуле (VII—108) (давление насыщения
рг принято для метана)
	t>0 — 0,8; Pr = 50 am	®»=l,0; Pr=68 am	C0-l,2; Pr = 82 am	y0 = lt4; Pr = 97 am	Oo = 2; Pf = 156 am
Pl	ASr, JH	ДЗГ, м	ДЗГ, м	&ST, м	ДЗГ, Д
1	2J,7	40,7	51,7	63,5	102,2
2	22,8	32,2	41,4	51,5	85,0
3	19,0	27,2	35,6	’44,5	75,2
4	16,2	23,4	31,4	39,3	67,8
5	14,0	21,1	28,2	35,8	62,5
6	12,5	19,0	25,6	32,6	58,0
7	П,1	17,3	23,5	30,1	54,4
8	10,0	15,9	21,6	27,9	51,1
9	9,0	14,5	20,1	26,0	48,3
10	8,2	13,4	18,6	24,3	45,8
134
Следует заметить, что вычисленные по формуле (VII—109) пони-
жения будут завышенными, так как в формуле (VII*—108) не учитыва-
ются следующие явления: неполное выделение газа, поверхностное
натяжение, уменьшающее объем газовых пузырьков, и всплывание пос-
ледних. В результате водопров.одимость, вычисленная с использованием
(VII—108), будет несколько заниженной, что вполне допустимо.
Учет изменения температуры воды. Во многих районах (Западная
Сибирь, Западная Туркмения, Азербайджан, Северный Кавказ и др.)
подземные промышленные воды имеют высокую пластовую температу-
ру (до 100—120°). Если скважина, вскрывшая такие воды, простаивает
в течение длительного времени, то распределение температур по ее ство-
лу устанавливается в соответствии с характерным для данного района
температурным градиентом. При пуске такой скважины горячая пласто-
вая вода начинает вытеснять из ствола остывшую и постепенно, по мере
прогревания пород, в скважине устанавливается новый температурный
режим, зависящий от дебита скважины, ее глубины, температуры плас-
товых вод и некоторых других факторов. При этом за счет уменьшения
объемного веса воды в стволе происходит удлинение столба воды, и
депрессия, замеренная на устье, будет меньше пластовой. В некоторых
случаях наблюдается даже отрицательная депрессия на устье скважи-
ны, а иногда несамоизливающая скважина после активизации начинает
фонтанировать (явление «термолифта» по терминологии Э.  Б. Чека-
люка).
Уравнение
Рзаб==Ризб+^-	(VII—112)
дает нам возможность установить связь между понижениями пласто-
вого и избыточного давления:
Д5<о
ДРзаб = ДРизб Н ]Q »
ДРзаб = ДРизб + -j^ Но [у (/ср) — У (4)] ,
^пл 4“
(VII—113)
(VII—113, a)
где
/ср -	2	’
/ __, ^ПЛ + /д .
ГСР------	,
Рзаб — забойное давление, аг,
Ризб — избыточное давление, ат;
уСр — средний объемный вес воды в скважине,
/у — температура нейтрального слоя или температура у
устья простаивающей скважины;
/д — температура у устья действующей скважины;
/пл — пластовая температура;
Но — столб воды в скважине;
ASt°—температурная поправка к понижению.
Соответственно понижение уровня (в м), приведенное к пластовым
условиям:
= -“тгт + н [v «₽) - У О-
у (А™)
При отсутствии самоизлива:
с- ^о?(/ср)	-^y(Q
*^ПЛ -
(VII—114)
Y (41л)	У (^пл)
где Н\ — столб воды в работающей скважине.
(VII-115)
135
Преобразуя (VII—115), получим:
Зпл = Зуст.4Н+	(VII-116)
Y (*пл)
Для практических расчетов с высокой степенью точности можно
Принять у(/с, ) *у(Лгл).
В этом случае:
$пл = $уст + #01т(4)-тО- (VII-117)
Если пластовая температура неизвестна, то, используя формулу
(VII—117) и полагая у(/пл) ~у(^сР) ~у(^д)>
можно получить выражение
ДЗ о =	. LM.- V .	/ VII_ j 18)
2 Т«д)
Таким образом, эти пять формул (VII—114) — (VII—118) позво-
ляют определить понижение забойного давления или напора по резуль-
татам замеров на устье скважины независимо от того, установился в
ней температурный режим или нет. Опыт, однако, показывает, что это
происходит достаточно быстро. В этом случае при использовании для
оценки водопроводимости графоаналитических методов температур-
ную поправку можно не учитывать.
При использовании формул установившегося движения и при оп-
ределении коэффициента пьезопроводности учет этой поправки обяза-
телен.
Некоторые результаты расчета для условий Тюменского ме-
сторождения промышленных подземных вод приведены в табл.
(VII—16) (До=2000 л/).
Таблица VII—16
Значения AS^o, рассчитанные по формуле (VII—118)
о *СТ	‘я		О ^СТ	О ‘я		^СТ	%	ASf;	*ст	О ‘я	Д$Л
4°	50	13,9	15°	50	11,7	10°	50	12,8	20°	50	10,9
	55	16,2		55	14,0		55	15,1		55	13,2
	60	18,8		60	16,6		60	17,7		60	15,8
	65	20,7		65	18,5		65	19,6		65	17,7
	70	22,7		70	20,5		70	21,6		70	19,7
Как видно, при больших глубинах скважин температурная по-
правка достигает больших величин, соразмеримых с общей величиной
понижения.
Потери напора в водоподъемных трубах. При движении жидкости
от пласта к устью часть напора теряется на преодоление различного
рода сопротивлений — трения, местных сопротивлений, пульсации ит. д.
Вследствие этого понижение, замеренное на устье, увеличивается по
сравнению с забойным на величину этих потерь.
В работе Я. X. Сюняева (1965) показано, что из общей суммы соп-
ротивлений потери напора на трение составляют более 70% даже для
насосно-компрессорных труб диаметром 2—2 ‘/г". В муфтовых трубах
большого диаметра сопротивление трению составляет еще большую
часть, так как при этом уменьшаются пульсация и местные сопротив-
ления (отсутствие ниппелей)*. '
* Реактивное сопротивление, связанное с перекрытием устья тройником, составляет
по расчету незначительную величину.
136
В силу этого при определении потерь напора целесообразно приме-
нять универсальную формулу Дарси для напорных трубопроводов, за-
писав ее относительно дебита скважины:
ASH =	(VII—119>
где ASH— потери HanojJa на трение, м;
d — диаметр скважины, м;
Но — глубина от устья до средних отверстий фильтра, м;.
Q — дебит скважины, м?! сутки;
X — коэффициент сопротивления.
Формула (VII—119) применима для любого вида движения — лами-
нарного, переходного и турбулентного, а X рассчитывается в зависи-
мости от числа Рейнольдса (Re) и относительной шероховатости труб..
Re=—(о — скорость, v — коэффициент кинематической вязкости).
V
При Re = 2320, что всегда выполняется при откачках, движение те-
ряет ламинарность. В этом случае X при наличии не новых стальных:
труб может определяться с помощью формул Ф. А. Шевелева (Бо-
тук, 1962).
При переходном режиме— <9,2-10~5 —
'!	М
,	0,0179 Г, , 6,25-ЮМ2 1
’ = ~7М	+------Q----]
V	1
При турбулентном режиме — ^9,2-105 —
•V	м
. _ 0,021
— Д0’3
(VII-120).
(VII-121).
На практике с достаточной точностью можно использовать формулу
(VII—121). При использовании этого выражения формула (VII—119}
примет вид:
ASH = 2,33-10"13 •
Как видно из формулы (VII—119), сопротивление трения при уве-
личении диаметра уменьшается очень сильно. В табл. (VII—17) даны-
результаты расчетов ASH при Я0 = 1000 м.
Таблиц? VII—17
Значения ДХИ, рассчитанные по формуле (VII—119)
Дебит	Диаметр			Дебит	Диаметр		
	0,122 л* (6')	0,144 л* (6")	0,197л* (8")		0,122 л* (6”)	0,144 л* (6")	0,197 JW (8")
500	4,6	2,0	0,5	2000	65,4	27,0	5,4
1000	16,6	7,2	1,55	2500	102,0	42,0	8,2
1500	36,6	13,7	3,2	3000	147,1	60,6	11,55
При определении водопроводимости графоаналитическим методом
поправку ASH можно не учитывать, так как при постоянном дебите она
не меняется. При использовании графика Q=f(S) такой учет обяза-
телен.
Таким образом, понижение забойного давления выразится следую-
щим образом:
s3a6 = SyCT + ASr + ASr - Д5Н.	(VII—122>
137
Поскольку величина Д5Г по формуле (VII—108) определяется с
завышением, a ASH (по VII—119)—с занижением, то S3a6 окажется
несколько завышенным, что дает некоторый запас при определении рас-
четных параметров.
Из перечисленных выше явлений наибольшие трудности при опре-
делении параметров по результатам замеров на устье вызывает раст-
воренный газ. Это связано с неравномерностью выделения газа, пульса-
цией, интермитенцией и т. д. Для более надежного определения пара-
метров в скважину целесообразно опускать пьезометрические трубы до
глубины возможного газовыделения и измерять депрессию в них. Это
позволяет практически исключить влияние газа и уменьшает потери на-
пора на величину, равную Д5Н от башмака пьезометра до устья.
Рис. VII-26. Характерная кривая восстановления
устьевого давления в газирующей скважине,
вскрывающей термальные воды
В этом же случае при откачке на двух режимах 7. можно опреде-
лить из формулы:
5уст = aQ + bQ2 - ASfo,	(VII-123)
где b = l,I-IHA
d6
Определение параметров по данным восстановления устьевого дав-
ления вызывает еще большие, а часто и непреодолимые трудности.
При остановке откачки газ поднимается вверх, образуя газовую
шапку. Давление при этом быстро возрастает. После полного выделе-
ния газа темп роста давления на устье замедляется по сравнению с
забойным, причем
АРзаб = Друст + Д^г,	(VII-124)
где Нт — высота газовой шапки.
Одновременно с этим происходит утечка газа через устьевую арма-
туру и остывание столба воды в скважине. Эти явления могут превзой-
ти по своей интенсивности повышение р3аб и избыточное давление
начнет падать (рис. VII—26). Поэтому определение параметров по вос-
становлению давления на колонне вообще невозможно. На пьезометре
оно в некоторых случаях возможно (пока не началось остывание воды).
При использовании забойных приборов надо учитывать продолжаю-
щийся приток в скважину.
Для исключения указанных явлений рекомендуется проводить
восстановление не при полной остановке откачки, а при оставлении не-
которого расхода. В этом случае можно пользоваться формулами типа
(VII—30 и VII—67) с учетом вышеперечисленных поправок.
138
ВЛИЯНИЕ И УЧЕТ ГРАНИЧНЫХ УСЛОВИЙ
Как правило, при опытных откачках влияние внешних границ плас-
та на ход снижения и восстановления уровня оказывается несуществен-
ным ввиду кратковременности опыта. Но в ряде случаев оно оказывается
достаточно заметным и подлежащим необходимому учету при обработ-
ке кривых
Известно, что условия на внешних границах пласта обычно прини-
маются двух типов: граница — контур постоянного напора и.граница —
непроницаемый контур. Реже имеют место границы некоторых других
типов. Для глубоко залегающих подземных промышленных вод первый
тип границ нехарактерен. Второй тип проявляется в тех случаях, когда
неподалеку от разведочной скважины проходит экранирующее тектони-
ческое нарушение.
Поскольку влияние непроницаемой границы апроксимируется зер-
кально отображенной от нее скважиной, то общее выражение для опре-
деления понижения можно записать в виде:
s= —5-
4nkm
(VII-125)
где г—расстояние до реальной скважины (в частном случае
ее радиус);
П — расстояние до отображенной скважины.
Для центральной скважины почти мгновенно выполняется условие
(VI—33). В этом случае:
5= —Г1п-^^- — Е.(—	(VII—126)
4лйт	\ at J J
С
где р — расстояние До непроницаемой границы.
При малых значениях времени t второе слагаемое в скобках форму-
лы (VII—126), учитывающее действие границы, будет пренебрежимо
мало и на этом основании влиянием границы вообще можно пренебречь.
В этот промежуток времени можно производить расчет параметров
по формулам неограниченного пласта графоаналитическим методом. По
мере увеличения времени откачки влияние второго слагаемого все бо-
л2
лее возрастает и при —<0,1 формула (VII—126) приобретает вид:
at
s=—In-bJ^.	(VII—127)
2nkm rcp
Уравнение (VII—127) может быть решено графоаналитически тем
же путем, что и для неограниченного пласта:
S = A2 + z2ln/,	(VII—128)
а
A2=t2ln-^-.	(VII-129)
,-сР
Таким образом, для описываемых условий график S=f (In/) будет
состоять из двух прямолинейных участков с уклонами й и й и переход-
ной зоной между ними, причем i2=2it (рис. VII—27). Соответственно
по второму участку параметры могут быть определены так же, как и по
первому. Переход к десятичным логарифмам даст:
km — 0.366Q
z2
lg а = lg р + lg rc — 0,05 +
«2
(VII—130}
139
Определив а по первому прямолинейному участку, можно опреде-
лить расстояние до границы, если по каким-либо причинам оно неиз-
вестно:
1g р = lg a — 1g гс + 0,05----------
1>
(VII—131)
Легко показать, что при наличии двух непроницаемых границ на
графике появится третий прямолинейный участок, затем четвертый и
т. д. При этом i3 = 3i], i4=4ii, in = ni\. Если два сброса находятся на
Рис. VII-27. Кривая S=f(lg/) при наличии
примерно одинаковом рассто-
янии от скважины, второй
участок может выпасть из
графика, а сохраняться пер-
вый и третий участок. В дру-
гих случаях может выпасть
первый участок. Таким обра-
зом, в каждом отдельном
случае необходим тщатель-
ный анализ . гидрогеологиче-
ских условий и графика с тем,
чтобы правильно определить
непроницаемого внешнего контура	расчетные гидрогеологические
параметры.
Аналогичным образом проявляется влияние границ и при восста-
новлении уровня после откачки. Этот случай был подробно исследован
Хорнером (1951), который предложил использовать для расчета пара-
метров первый участок, а полностью восстановленное давление опреде-
лять по второму участку. Однако, используя изложенную методику,
можно рассчитать параметры и по второму участку. При длительных
откачках в более сложных условиях кривые S=/(if) будут стремиться
к определенным асимптотам, которые могут быть выражены уравнени-
ями:
а) для пласта-квадранта
s = A + ilgl,
(VII—132)
где i
_ 0.7.3Q
km
б) для пласта-полосы и пласта-полуполосы
S = A + t/ t;
в) для замкнутого пласта-круга или прямоугольника
S = А + it.
(VII—133)
(VII—134)
Определенный интерес представляет анализ работы разведочной
скважины в узком полосообразном пласте, ограниченном двумя прибли-
зительно параллельными сбросами. Такие случаи, хотя и редко, но
имеют место в условиях сильной тектонической и раздробленности про-
дуктивного пласта. Как следует из работы Ф. М. Бочевера и Н. Н. Ве-
ригина (1961), при выполнении условия — ^2,5 понижение в скважине
Z.2
вскрывшей такой пласт, определяется зависимостью:
4nkm
.Ъ1 ^at щ 2 In______°’16£
L2
r np
sin------
L
(VII—135)
140
где L — ширина полосы;
Li — расстояние от скважины до ближайшей границы;
Гпр — приведенный радиус эквивалентной совершенной
скважины.
Формулу (VII—135) можно представить в виде:
S = А + Ц/ t ;
где
а
Л±1
Hip sin——
2nkm
7.1Q/V
4nkmL
(VII—136)
Формула (VII—133) также представляет собой уравнение прямой
линии	с угловым коэффициентом i, отсекающей от оси К t
отрезок А.
Из (VII—136) следует, что коэффициент водопроводимости может
быть определен по параметру А, связанному с абсолютной величиной
понижения уровня в скважине. Как отмечалось, это может привести к
значительным ошибкам в определении km. Уклон же прямой, т. е. темп
km
снижения уровня зависит от комплексного параметра —т=, который н
у а
связан с величиной приведенного радиуса скважины и поэтому вполне
надежно может быть определен из (VII—136):
km   0,565Q
У a IL
(VII—137)
Таким образом, в описываемых условиях по одной центральной
скважине можно определить оба параметра — а и km. Для этого по
первым моментам времени, пока влияние границ не сказывается, опре-
деляем km (строится кривая S — 1 g£), а по последним — а из уравнения
(VII—137) (строится кривая S— ]//)
Особый тип граничных условий имеет место в тех случаях, когда в
пределах разведочной площади имеются восходящие источники или от-
крытые самоизливающие скважины, вскрывающие разведываемый го-
ризонт. В процессе откачек в результате общего падения давления на
участке происходит постепенное уменьшение дебита этих источников,
что в свою очередь вызывает замедление темпа падения уровней в опыт-
ных скважинах. Поскольку учесть эти явления при расчете параметров
в течение откачки обычно бывает затруднительно, целесообразно произ-
водить указанный расчет в интервале-времени, когда влияние уменьше-
ния дебита источников на опытную скважину еще не сказывается. Для
определения этого времени можно пользоваться теми же критериями,
что и для границ других типов.
В тех случаях, когда есть возможность установить функциональную
зависимость дебита источника от времени, для расчета параметров мож-
но воспользоваться методом суперпозиции.
ВЛИЯНИЕ И УЧЕТ НЕОДНОРОДНОГО СТРОЕНИЯ
ВОДОНОСНОГО ГОРИЗОНТА
Фильтрационная неоднородность водоносного горизонта, содержа-
щего промышленные подземные воды, связана, как правило, с фациаль-
ной изменчивостью водовмещающих пород. Реже имеют место резкая
граница между отложениями различной проницаемости по сбросу и
141
линейной границей раздела»
некоторые другие случаи. Хотя границы зон с отличными фильтрацион-
ными свойствами могут иметь различные очертания, для целей опреде-
лен^ расчетных гидрогеологических параметров наибольший интерес
представляет схема «бесконечный неоднородный пласт, с одной примо-
рие. VII—28). Это связано с тем, что в
процессе сравнительно кратковременно-
го опыта влияние более чем одного уча-
стка границы на ход уровней (давлений)
маловероятно.
Указанная задача была приближен-
но решена в 1962 г. В. А. Максимовым
(1962), который получил относительно'
простую формулу для определения по-
нижений уровня (давления). В 1963 г.
Рис. VII-28. Бесконечный неодно- . И- А- Насруллаев (1963) получил для
родный пласт с одной прямоли- этих условий строгое решение. Сравнив
нейной границей раздела его с решением В. А. Максимова, он
пришел к выводу, что последнее имеет
очень высокую точность. Ошибки при его использовании' не превы-
шают 0,2% для скважины и 2% для весьма удаленных точек пласта.
По этой причине мы воспользуемся решением В. А. Максимова, так
как формулы И. А. Насруллаева ввиду большой сложности для прак-
тического использования неудобны.
Основная расчетная зависимость имеет вид:
где
S = —5—
4лйт
г? \	1
— — 6х(х, у, 0
4а^ J	J
(VII—138)
v — 1
v + 1
__/л (х-гО
2 7/att
X х erf с
у— Ке
V + / О’
(VII—139)
(VII—140)
0 = -^.
^2
Из (VII—139) видно, что со временем бДх,у,t) стремится к некоторой
постоянной величине, равной б^.
,2
• При малых значениях t, когда _!_ >2, величиной двух последних
4
слагаемых в скобках формулы (VII—138) можно пренебречь. В этом
случае (VII—138) превращается в (VI—32), т.е. понижение в точке
первой зоны зависит только от ее параметров. Определить параметры
первой зоны графоаналитическим методом с использованием графика
S=f(lgi‘) можно при соблюдении условия — =£0,1. Для надежного оп-
4Я1/
ределения параметров время наблюдений при квазистационарном режи-
ме должно составлять не менее двух часов. С учетом этого минимальное
расстояние до отображения скважины (г!) в зависимости от г и а, при
котором указанные расчеты возможны, находится из выражений для
любой точки первой зоны:
rt > /20г2 + 0,8а;	(VII—141)
142
для скважины
Г1>0,9Ка.	' (VII—142)
Обозначения приведены на рис. (VII—28).
По результатам расчетов по формулам (VII—141) и (VII—142) по-
липных значениях а (рис. VII—29) и ri=f(a) для самой скважины
(рис. VII—30) для условия двухчасовых наблюдений с соблюдением
квазистационарного режима.
По достижении времени
г2
^•<0,!	(VII—143>
формула (VII—138) приобретет вид:
4л (fon)Cp L ггг v
где
(km)cp = (km}' + (km}* . (VII—145)
Аналогично формулам (VI—32) и
(VI—34) выражение (VII—144) можно
представить в виде:
S = A24-i2ln/ (VII—146)
и определить графоаналитическим спо-
собом величину (Aim) ср
(km)cp ==	. (VII-147)
Z2
Обозначения приведены на рис.
VII—26.
Анализ уравнения (VII—138) пока-
зывает, что при выполнении условий
Рис. VII-30. График rt=f (at) длт
скважины (время наблюдений —
2 часа)
(VII—141) и (VII—142) график S — 1 gt будет иметь два прямо-
линейных участка с уклонами и t2, отсекающими на оси S отрезки
А] и А2.
143
Порядок определения параметров в этом случае следующий.
1. По первому прямолинейному участку графика S — lg£ опреде-
ляется
.	(VII—148)
й
2. По второму прямолинейному участку определяется (&т)ср (фор-
мула VII—147) или непосредственно (km)2 и v:
(km)2 = (km\;	(VII—149)
*2
v =	(VII—150)
При наличии наблюдательной скважины по первому участку можно
определить и
Если условие (VII—141) не выдерживается, то на графике S — Igt
будет наблюдаться всего один прямолинейный участок с уклоном г2.
В этом случае раздельное определение параметров зон по одной сква-
жине невозможно. При наличии двух разведочных скважин по одной из
них (удаленной от границы) определяется (km) i, а затем по другой
(ближайшей)— (&/п)ср, а следовательно, и (km2):
(km)2 = 2 (km)cp — (km)1	(VII—151)
Кривые восстановления уровня обрабатываются аналогично.
Таким образом, по результатам откачки, проведенной в одной из
зон неоднородного пласта, можно определить коэффициент водопрово-
димости обоих. Коэффициент пьезопроводности второй зоны в этом
случае определяется аналитически.
УЧЕТ ПЕРЕТЕКАНИЯ ВОДЫ ИЗ ДРУГИХ ПЛАСТОВ
При опробовании многослойных толщ, включающих несколько во-
доносных пластов, разделенных слабопроницаемыми слоями, происхо-
дит переток из одного пласта в другой. Это накладывает определен-
ный отпечаток на характер кривых снижения — восстановления уровня
и на размеры депрессии. Приближенные решения задач о перетоке
даны В. А. Васильевым и А. С. Хибаровым (1961), В. М. Шестаковым
(1963) и А. М. Бегматовым (1965), Ф. М. Бочевером (1968).
Для оценки влияния перетока на точность определения парамет-
ров нами использовано одно из последних решений Ф. М. Бочевера
(1968).
В указанном решении рассматривается толща, включающая два на-
порных водоносных пласта, разделенных слабопроницаемым слоем.
Коэффициенты пьезопроводности напорных пластов и показатели их
водоотдачи принимаются одинаковыми. Откачка производится из ниж-
него пласта. Для данного случая зависимость между депрессией в ниж-
нем пласте и дебитом скважины выражается уравнением:
S =	Г—Ez f—'j + W	, (VII—152)
8nkm L \4at J \ 4at В J J
где S — снижение уровня в нижнем пласте;
Q —дебит скважины;
km — коэффициент водопроводимости нижнего пласта;
а — коэффициент пьезопроводности;
144
г — радиус скважины;
t — время;
(VII—153)
b =	(VII—154)
/По|Х
где в свою очередь:	I -	. ...
k0 —коэффициент фильтрации слабопроницаемого слоя;
т0 — мощность этого слоя;
ц — водоотдача напорных пластов.
Рис. VII-31. Графики Sg=f(lg fa; т0‘, «) при п=
Путем несложных преобразований с учетом того, что критерий
^•2
— sC0,l для центральной скважины практически удовлетворяется мгно-
4at
венно, уравнение (VII—152) можно представить в следующем безраз-
мерном виде:
5б = 4[0,81 +lnf0 + W-b	(VII—155)
21	\ 4f0	У и / J
где 5б — безразмерное снижение уровня в нижнем напорном пласте
с 4nkmS
Зв - —;
f0 — безразмерный параметр времени (/0 = —
km
п =-----
й0"г0
10 Изыскания и оценка запасов
145
= 500
Рис. VH-32. Графики SB=f(lgf0; т9\ п) при п =
kin
k^niQ
Рис. VII-33. Графики SB=/(lgf0; n) при

km
komo
= 1000
Численные решения уравнения (VII—155) для различных значений
п, т0 и f0 даны в виде графиков 5Б =/(lgf0; т0; п) на рис. VII—31,
VII—32, VII—33. График 5Б =f(lgfo) на этих же рисунках отражает
безразмерное снижение уровня в том же пласте, но без учета перето-,
ка, т. е. при принятии его подошвы и кровли — непроницаемыми.
Как видно, в начальный период откачки переток практически
отсутствует и графики = f(lgf0; т0; п) и Se—fOg/o) выражаются
одной и той же линией. Для данного периода оценку параметров пласта,
можно выполнять обычными графоаналитическими методами по кри-
вым снижения уровня. Длительность такого периода тем больше, чем,
больше т0 и п, и в каждом конкретном случае он ориентировочно мо-;
жет быть определен по графикам на рис. VII—31, VII—32, VII—33-
С течением времени переток замедляет развитие депрессии и угол
наклона графика 3Б =f(lgfo; т0', п) уменьшается почти в два раза по
сравнению с графиком 3Б = f(lgfo)- Соответственно параметры пласта,
рассчитанные для длительных периодов откачки обычными способами'
без учета перетока, также почти вдвое будут’завышены.
Следует отметить, что природа перетока до настоящего времени
недостаточно ясна. В частности рядом исследователей (JVL. А. Сунцов,:
Л. С. Язвин и др.) указывается на наличие начального градиента пе-
ретока, который для суглинков изменяется от 0,05 до 0,4, а для глин
в зависимости от их состава и структуры достигает 37 и более. Расчет-
ными зависимостями такой градиент не учитывается, поэтому условия
перетекания схематизируются ими приближенно.
ВЛИЯНИЕ НЕЛИНЕЙНОГО РЕЖИМА ДВИЖЕНИЯ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД К СКВАЖИНАМ
Движение подземных вод в коллекторах чисто трещиноватых или
пористых с грубой структурой порового пространства обычно откло-
няется от закона Дарси. Эти отклонения особенно четко фиксируются
при исследовании скважин по методу установившихся или практически
установившихся отборов. Индикаторные кривые криволинейны и резко
загибаются к оси понижений.
Нелинейность фильтрационного потока около скважин может вы-
зываться несколькими причинами (инерционные сопротивления, турбу-
лентность, деформация коллекторов и др.).
Наибольшее значение имеют инерционные сопротивления, возни-
кающие при больших скоростях фильтрации. Действительно, трещино-
ватые или сильно пористые породы по сравнению с обычными пори-
стыми средами имеют значительно меньшее живое сечение (значения
коэффициентов трещиноватости и пористости в таких породах состав-
ляют единицы процентов). В то же время скважины, вскрывшие эти*
коллектора, дают очень высокие дебиты. Поэтому скорости движения
в трещиноватых коллекторах (в призабойной зоне) на 1—2 порядка
выше, чем в обычных пористых. Из этих соображений следует, что
инерционные сопротивления с увеличением дебита должны резко воз-
растать.
В качестве одной из возможных причин нелинейности фильтраци-
онного потока может быть также изменение проницаемости коллекто-
ра при падении пластового давления и развитие турбулентного режи-
ма. Учитывая, что опробование скважин проводится при небольших пе-
репадах давлений, эти факторы, по всей вероятности, не имеют суще-
ственного значения. Следовательно, в первом приближении можно при-
нять, что дополнительные понижения в скважинах, эксплуатирующих
трещиноватые и сильно пористые коллектора, вызываются инерцион-
147
10»
яыми сопротивлениями, а также возникновением турбулентного
режима.
Следует иметь в виду, что зона .нелинейной фильтрации жидкости
имеет ограниченное распространение в плане. В трещиноватых коллек-
торах нелинейная фильтрация происходит только в самих трещинах;
переток жидкости из породы в трещины подчиняется закону Дарси.
При неустановившемся движении нелинейность притока не долж-
на влиять на характер понижения уровня в наблюдательных скважи-
нах на расстояниях, превышающих радиус зоны нелинейного движения.
В центральных скважинах после формирования зоны с нелинейным за-
коном фильтрации (в трещинах или в призабойной зоне) понижение
уровня не должно отличаться от обычной логарифмической зависи-
мости.
Отсюда следует, что наличие зоны нелинейной фильтрации будет
давать существенные ошибки при определении водопроводимости по
формулам установившегося движения и коэффициента пьезопроводно-
сти по центральным скважинам.
При неустановившемся движении водопроводимость трещиноватых
или сильно пористых коллекторов может определяться по обычной ме-
тодике, т. е. по преобразованном графикам снижения давления
(уровня).
Ошибка в определении коэффициента пьезопроводности вызы-
вается неточностью в определении отрезка, отсекаемого на оси пони-
жений. Следует отметить, что нелинейность — это только один из мно-
гочисленных факторов, вызывающих дополнительные сопротивления в
призабойной зоне (скин-эффект, несовершенство по степени и характе-
ру вскрытия) и искажающих величину отрезка, отсекаемого на оси ор-
динат. При этом величина отрезка будет зависеть от величины дебита
скважины.
Поправки к гидравлическому сопротивлению (фи) за счет нелиней-
ности фильтрационного потока около скважины могут быть определе-
ны по формуле П. С. Краснощекова (1966), представляющей аналог
обычной двучленной формулы Форгеймера:
<рн = 0,1 +—— Q,	(VII-156)
лтгс
где а — параметр, характеризующий нелинейность;
Q — дебит скважины;
т — мощность пласта;
гс — радиус скважины.
Параметр а определяется по двум откачкам:
а - лтгс А^~А^: ,	(VII-157)
(О.г Q1) ЙЧ
где г’1 и 12 — уклоны прямолинейного участка на преобразованных
графиках снижения уровня при дебитах Qi и Q2;
At и А2— отрезки, отсекаемые на оси понижений при дебитах
Qi и Q2.
Таким образом при условиях, способствующих возникновению не-
линейного движения (большие дебиты, значительные перепады давле-
ний, трещиноватый коллектор), необходимо проведение двух откачек
с резко различающимися дебитами.
ВЛИЯНИЕ ВЫПАДЕНИЯ СОЛЕЙ В УСТЬЕВОЙ ЧАСТИ
СКВАЖИНЫ, ЕЕ СТВОЛЕ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ
Некоторые подземные рассолы являются неустойчивыми по своему
составу и из них при опытных откачках, и в особенности при эксплуа-
тации, могут выпадать углекислый кальций, гидрат окиси железа,
148
хлористый натрий и другие соединения. Выпадение этих соединений в
одних случаях происходит медленно, в других — быстро. Осадки вы-
падают в трубопроводах, в устьевой части и в стволе скважины, а
иногда в водоносной породе, главным образом около скважины. Так,
выпадение травертина (в основном карбоната кальция) в трубопрово-
дах, а также в устьевой части и в стволе скважин отмечено при эксп-
луатации промышленных подземных вод на йодо-бромном промысле в
Даг-Огнях. Кроме того, на Челекене при эксплуатации в устьевой ча-
сти и в стволе скважин отлагалась поваренная соль. В Ташле и на
Благодаренском участке Оренбургской области при опытных откачках
в устьевой части и стволе скважин отлагались различные хлориды в
небольшом количестве. Очень интенсивное выпадение осадков в виде
различных хлоридов наблюдалось в стволе скважин Зевардинской
структуры (Узбекистан) при опытных откачках; буквально за несколь-
ко суток скважины полностью закупоривались. Выделение сложных
хлоридов калия, магния и кальция наблюдалось при опытных откачках
рассолов в районе Иркутского амфитеатра.
Выпадение осадков в водоносной зоне для промышленных рассо-
лов пока экспериментально не проверено, но для пресных вод, по дан-
ным работ Н. А. Плотникова (1959) и др., при ремонте скважины Ки-
евского водопровода (в юрском водоносном горизонте) в образцах
песка, взятых после извлечения фильтра, обнаружено значительное со-
держание гидроокиси железа и других его соединений (в отдельных об-
разцах до 57% от веса образца).
Для некоторых месторождений выпадение осадков из промышлен-
ных подземных вод при опытных откачках и эксплуатации достаточно
хорошо теоретически объясняется и может быть заранее предусмотре-
но. Однако в ряде случаев и в особенности для высокоминерализован-
ных рассолов этот вопрос почти не изучен. Выпадение осадков из про-
мышленных подземных вод определяется комплексом физических и хи-
мических условий: составом раствора, растворенным и свободным
газом, температурой, давлением, скоростью движения жидкости и др.
Явление выпадения осадков наблюдается как из высокоминерали-
зованных рассолов, так и из слабоминерализованных вод. При откач-
ках (выпусках) из скважин по сравнению с первоначальным пласто-
вым состоянием жидкости уменьшается давление как в пласте, так и
в скважине и особенно в ее устьевой части, понижается температура
в стволе скважины, нередко изменяется количество растворенного газа
и пр. При откачке (или самоизливе) уменьшение давления в пласте
часто достигает нескольких атмосфер и десятков атмосфер, а в устье-
вой части скважин — нескольких десятков, а иногда сотен атмосфер.
Понижение температуры в устьевой части обычно доходит до несколь-
ких градусов, а иногда и десятков градусов.
Растворимость однокомпонентных рассолов (при абсолютном дав-
лении 1 ат. и температуре 30° С) составляет: NaCl— 320 г/л,
КС1 — 331 г/л, MgC126H2O~480 г/л и СаС126Н2О«746 г/л. При повы-
шении температуры растворимость ряда солей увеличивается.
Растворимость многокомпонентных рассолов по сравнению с раст-
воримостью однокомпонентных систем изменяется. На рис. VII—34
(по данным Е. Н. Азумова и Б. В. Васильева, 1938) .показана связь
растворимости MgCl2 с концентрацией КС1 при /=100—200° С. Связь
растворимости MgCl2 с концентрацией NaCl (в вес. %), по данным
«Справочника химика» (1964 г.), представляется следующей:
NaCl	MgCl2
26,93	0
0,41	36,94
0	37,21
149
Таблица VII—18
Растворимость солей при 25 °C
(по Бергу Фр., Шереру Дж., Спайеру Р., 1949)
Л_____________________________________________________________
Соли	Растворимость при дав- лении 1 бар, в г/кг	Изменение коэффициента растворимости (при барах)		
		500	1500	15 000
NaCl	359,1/1,000	1,019	1,034	1,045
KgSO,	120,6/1,000	II	1,327		
NH4NO,	203,9/1,000	—'	0,768	—
Растворимость солей
зависит также от давления. Это наглядно
иллюстрируется данными табл. VII—18.
Из этой таблицы видно, что коэффициент
солей однокомпонентных систем при увеличении
растворимости одних
давления увеличи-
Содержание МдС1г 6 г/1000 г Нг0
Рис. VII-34. Растворимость MgCl2 в
г/1000 г Н2О (система КС1—MgCl2—Н2О)
вается, а коэффициент рас-
творимости других — умень-
шается.
При опытных откачках вы-
сокоминерализованных вод в
водоносной зоне около сква-
жины изменения давления мо-
гут составлять 50—100 атм.
При эксплуатации соленых вод
и высокоминерализованных
рассолов пластовое давление
может уменьшаться на 50—
200 атм. Если предположить,
что температура в этой зоне не
изменяется и что в связи с па-
дением давления изменение
дебите скважины 500 м3/сутки составит
коэффициента растворимости
на 100 атм при минерализации
500 г/л (500 кг/м3 воды) и при
0,003, то ориентировочно выпа-
дение солей в зоне около такой скважины выразится цифрой:
0,003 • 500 • 500  365 « 274 000 кг/год=‘27‘\ т/год.
Разумеется, такие подсчеты являются весьма
ориентировочными
и учитывают лишь изменение давления для однокомпонентных раство-
ров. Однако из данного примера видно, что выпадение осадков из
высокоминерализованных вод практически вполне возможно.
Меры профилактики от выпадения осадков в трубопроводах, устье
и стволе скважины и тем более в водоносной породе разработаны сла-
бо. Наиболее принятыми в практике способами предупреждения выпа-
дения осадков в стволе и устье скважин являются разбавление рас-
солов и одновременное с ним повышение их температуры, т. е. закачка
горячей воды. С выпадением осадков в устье и стволе скважины часто
борются путем их периодического механического удаления.
Наименее изучен вопрос выпадения осадков в водоносном гори-
зонте.
Рассмотрим принципы методики изучения выпадения солей из рас-
солов в водоносном горизонте при откачках. В основу положим гидро-
динамический анализ изменения сопротивлений в водоносной приза-
бойной зоне.
Прежде всего приведем расчеты по изменению призабойного дав-
ления в совершенной скважине. Строение водоносной толщи примем
однородным, пласт бесконечным в плане. Несовершенство скважины,
150
неоднородность строения водоносной толщи и близость границ пласта
при рассмотрении вопросов выпадения солей нами не учитывается.
Также не рассматривается изменение фильтрационных свойств песков
около скважины в связи с перераспределением их механического со-
става. Ограничимся лишь рассмотрением принципиальной возможности
применения гидродинамического анализа для выявления выпадения со-
лей в призабойной зоне водоносного горизонта.
Начнем с изучения изменения сопротивлений при движении воды
в породе и скважине путем замера изменения давления у водоносного
слоя в скважине в течение кратковременных и длительного периодов
выпуска (откачки) рассола из скважины с постоянным дебитом.
Формула определения сопротивлений представляется следующей:
3=-^— R,	(VII—158)
2nkm
где 3 — понижение уровня на забое скважины, м\
Q — постоянный дебит скважины, м?1сутки;
km — водопроводимость, м1 2/сутки;
R. — функция сопротивлений.
^•2
При значениях ----^0,1, бесконечном в плане пласте и наличии
н	4 а!
совершенной скважины:
^==AIn2^L,	(VII—159)
2 г2
где a -t коэффициент пьезопроводности;
t — время, сутки;
г — радиус скважины, м.
Подставляя значение /? из формулы (VII—159) в формулу
(VII—158) получим уравнение:
3 = in 2’^gL.	(VII—160)
4я/гт г2
Преобразование уравнения (VII—160) даст:
S==Qf_L_inA^- + —L_in/Y	(уп—161)
\ 4zikm г2 4nkm J
1	2 25а	2 3
Обозначив ---- 2,3 lg —----- через А и —— через В, получим:
4nkm	г2	4nkm
S = Q(k + Blgt).	(VII—162)
Вычисления параметров А и В делаются по данным кратковремен-
ных откачек (двухдневных) при небольших снижениях уровня (давле-
ния), исключающих возможность выпадения солей. Таким образом,
полученный параметр А учитывает состояние призабойной зоны сква-
жины до выпадения солей. Затем вычисляются значения 3 для разных
интервалов времени продолжительной откачки (например, 200 суток)
и сравниваются с фактически наблюдаемыми понижениями (3) при
продолжительной откачке и больших снижениях уровня (давления).
Если фактические понижения значительно превышают расчетные (при
Q = const и однородном строении водоносной толщи), то можно утверж-
дать о наличии дополнительных сопротивлений и в частности в водо-
носной толще около скважины за счет выпадения солей. При этом при-
ближенно можно считать, что изменение коэффициента фильтрации в
указанной зоне обратно пропорционально изменению величины пони-
жения (расчетного и фактического). При этом нужно учитывать воз-
можность выпадения солей в самой скважине и в ее водоприемной
151
части. В целях недопущения такого явления скважину следует все
время промывать.
Рассмотрим в качестве примера работу Зевардинской скважины
(Узб. ССР). Примем йт=10 м2/сутки, а=106 м21сутки. Эти параметры
для Зевардинской скважины вполне правдоподобны.
Если принять Q = 2000 m-i сутки, г = 0,1 м, то
А =--------- 2,3 1g -^1^ = 0,152845;
4-3,14-10	0,12
При этих данных: S = 2000 (0,152845 + 0,0183 1g/) =305,69 + 36,6 1g/.
Изменения S от продолжительности откачек представлены в
табл. VII—19.
Таблица VII—19
Возможное увеличение сопротивлений около скважины в связи с выпадением осадков
при откачке
Продолжительность откачки, ситки . S,m	 AS по сравнению	1/2 294,67	1 305,69	2 316,71	10 344,16	50 367,87	100 379,89	200 390,91
с предыдущим периодом, м . .	—	11,02	11,02	17,45	23,71	12,02	11,02
Из приведенной таблицы видно, что интенсивное снижение уровня
происходит в самом начале выпуска (откачки), а за период от 100 до
200 дней оно резко замедлилось и за 100 дней (от 100 до 200) соста-
вило примерно 2,9% от полного снижения к концу 100 дней.
Если при том же дебите Q = 2000 м^сутки принять радиус скважи-
ны не 0,1 м, а 100 м, то величина В будет прежней, т. е. 0,0183, а
А = 0,01831g 2,25 10" =0,043.
&	1002
При этих данных: S = 2000 (0,043 + 0,0183 1g /) = 36 + 36,6 lg /.
В табл. VII—20 даются изменения S в зависимости от продолжи-
тельности откачек, согласно ранее принятым данным на контуре при
г= 100 м.
Таблица VII—20
Возможное увеличение сопротивлений на контуре в 100 м от скважины в связи
с выпадением осадков при откачке
Продолжительность откачки (сутки) S, м		1/2 74,98	1 86	2 97,02	10 122,60	50 J48,18	100 159,20	200 170,22
ДЗ по сравнению с предыдущим периодом, м . .	—	11,02	11,02	25,58	25,58	11,02	11,02
Из сравнения таблиц VII—19 и VII—20 видно, что в интервале
от г= 100 .и и до г=0,1 м получается основная величина дополнитель-
ных сопротивлений (AS). Кроме того, из сравнения в зоне радиусом
от 100 до 0,1 л уже с первой половины дня стабилизируется квазиуста-
новившееся движение, так как приращение сопротивлений в обоих
случаях (при г=0,1 м и г=100 м) идет одинаково. Эти сопро-
тивления обратно пропорциональны коэффициенту фильтрации и ча-
стично увеличиваются от значения In k, так как параметр а прямо
152
пропорционален k. Поэтому следует ожидать существенное увеличение*
понижения уровня воды (S) в зависимости от уменьшения коэффициен-
та фильтрации за счет отложения солей в зоне около скважины. Чтобы
выявить дополнительные понижения уровня воды, вызванные отложе-
нием солей, рекомендуется откачки (выпуски) с постоянным дебитом
делать продолжительными, порядка 200 дней (~6 месяцев).
Сравнивая расчетные понижения уровня воды во времени по па-
раметрам, полученным в начале откачки, с наблюдаемыми понижения-
ми, можно выявить дополнительные сопротивления, вызванные умень-
шением коэффициента фильтрации в водоносной породе около сква-
жины в связи с выпадением солей.
Следует оговориться, что при значительной неоднородности водо-
носного слоя результаты могут получиться не вполне ясные.
ГЛАВА VIII
ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ
РАСЧЕТНЫЙ СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ
В «Инструкции по применению классификации эксплуатационных
запасов подземных вод» (1962) срок эксплуатации промышленных
подземных вод устанавливается в кондициях, разрабатываемых для
каждого месторождения. Практически расчетный срок обычно прини-
мается 10 000 суток ( — 27,4 года). В отдельных конкретных случаях
расчетный срок эксплуатации может уменьшаться и увеличиваться.
Так, Челекенский йодо-бромный завод работает на промышленных под-
земных водах одного и того же эксплуатационного участка более 35 лет,
а для Нефте-Чалы расчетный срок был принят 15 лет. Кроме того, а
расчетах принимаются и определяются промежуточные сроки с учетом
очередей увеличения расхода воды (продукции завода), а также с уче-
том способа подъема воды и принимаемого типа водоподъемников на
различные сроки. Например, определяется срок эксплуатации самоиз-
ливом при наличии последнего.
УЧЕТ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ ОЦЕНКЕ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОДЗЕМНЫХ ВОД
На величину эксплуатационных запасов промышленных подзем-
ных вод влияют не только гидрогеологические, но и технические усло-
вия, которые также включаются в экономические показатели.
В частности величина эксплуатационных запасов этих вод опреде-
ляется системой размещения скважин (по сетке, линейная, кольцевая
и др.) и особенно расстоянием между ними.
Если принять водоносный горизонт в виде однородного бесконеч-
ного в плане пласта, то наименьшие гидравлические сопротивления
(при одних и тех же расстояниях между скважинами) получаются для
линейного ряда, затем для кольцевого расположения и, наконец, по'
сетке. Однако для неоднородного коллектора в плане вместо линейного
может оказаться гидравлически более выгодным расположение двух
рядов под тем или иным углом. Кроме того, нужно учитывать капи-
таловложения и гидравлические сопротивления поверхностной сети
труб, а также удобства обслуживания и прочие условия. С учетом'
153
этих обстоятельств линейное расположение скважин обычно невы-
годно.
По исследованиям двух участков Тюменского месторождения про-
мышленных вод наиболее выгодными оказались кольцевое расположе-
ние скважин при расстоянии между ними 250 (500) м, дебите одной
скважины 1300 (1500) мР/сутки и использовании в качестве водоподъем-
ников погружных центробежных насосов как имеющих лучшей коэф-
фициент полезного действия.
Расчеты велись методом вариантов аналитическим путем. Стои-
мость земли в расчетах не учитывалась. В каждом отдельном случае
гидрогеологические параметры и другие условия могут изменяться.
Поэтому следует выбирать наиболее выгодное расположение сква-
жин. Наличие геологических структур с крутопадающими крыльями
лимитирует площадь размещения скважин, так как при значитель-
ном увеличении глубины скважины существенно возрастает их стои-
мость.
При выборе эксплуатационных участков до сих пор практически
не учитывалась стоимость земли, но этот факт следует внести в оценку
эксплуатационных запасов промышленных подземных вод в ряде
районов.
Учитывая многообразие природных и технических условий (пара-
метры пласта, геологическая структура, рельеф, болота, отчуждение
ценных земель, тип и производительность возможных для использова-
ния водоподъемников, конструкция скважин в -связи со способом буре-
ния и габаритами водоподъемников и пр.) решение задачи наивыгод-
нейшего размещения скважин в каждом конкретном случае рекомен-
дуется осуществлять методом вариантов.
При определении влияния числа скважин, площади их размещения
и понижения уровня промышленных подземных вод на их эксплуата-
ционные запасы, т. е. на дебит водозаборов, следует иметь в виду, что
наибольшее значение имеет понижение уровня воды, которое почти
прямо пропорционально общей величине эксплуатационных запасов.
Рациональное же количество скважин определяется отношением общего
дебита водозабора к дебиту отдельной скважины, а последний в свою
очередь — гидрогеологическими условиями, в основном коэффициентом
фильтрации и доступным понижением уровня, а также применяемыми
водоподъемниками. Увеличение количества скважин против оптималь-
ного дает на расчетный срок обычно лишь небольшой прирост общего
дебита водозабора.
Конструкция скважины зависит от ее глубины, метода бурения,
конструкции водоприемной части, дебита и способа подъема (при от-
качках— преимущественно от габаритов водоподъемников). Для наи-
более распространенных глубин скважин на промышленные подземные
воды (1—2,5 км) применяется роторное и турбинное бурение. Это в
основном предопределяет конечный диаметр эксплуатационной колон-
ны в 150—200 мм. Последний лимитирует по габаритам водоподъем-
ников дебит скважины до 500—2000 мР/сутки (даже при больших диа-
метрах в верхней части скважины). При самоизливе скважины могут
иметь больший дебит.
В настоящее время в большинстве случаев эксплуатация подзем-
ных промышленных вод производится путем откачек из глубоких сква-
жин водоподъемниками. Для этого применяются эрлифты (и газлиф-
ты), штанговые насосы простого и двойного действия и погружные
центробежные насосы с электромоторами. Наибольшим коэффициен-
том полезного действия обладает последний тип водоподъемников —
погружные центробежные насосы. Основное затруднение в их приме-
нении вызывают высокая температура воды (до +100°С и более), ее
.агрессивность и нередко наличие в ней песка. В настоящее время про-
154
актируется и начинается серийное производство отечественных погруж-
ных центробежных насосов типа ЭЦНИ и ЭЦНВ производительностью
ют 500 м31сутки (при напоре 300 м) до 1300 м31сутки (при напоре
500 м) и 1000 м3/сутки (при напоре 750 м). Это — износоустойчивые
насосы, допускающие примесь песка 0,01 — 1% от веса воды. В зару-
бежной практике используются, например, погружные насосы для
обсадных труб диаметром 6'/2" производительностью от 475 до
950 м?,/сутки пои соответствующих напорах от 1800 до 950 м (фирма
РЭДА в США)*
Для оценки запасов подземных промышленных вод с применением
погружных насосов необходимо получать характеристики связи произ-
водительности с напором и коэффициентом полезного действия, а также
показатели антикоррозийное™, износоустойчивости и термостойкости
этих насосов.
Таким образом, возможности и условия применения различных ти-
пов водоподъемников определяют эксплуатационный дебит при откач-
ке из каждой скважины и могут значительно влиять на себестоимость
конечной продукции, так как сырье (промышленные воды) имеет боль-
шой удельный вес (до 60% и более) в себестоимости извлекаемых
компонентов (йод и бром) и довольно значительно влияет на величи-
ну эксплуатационных запасов.
При эксплуатации промышленных подземных вод неустойчивого
химического состава наблюдается выделение осадков, особенно в верх-
ней части скважины. "Последнее приводит к уменьшению дебита сква-
жин и требует осуществления специальных мероприятий по их восста-
новлению (чистка скважин, нагнетание пресной воды и т. д.).
Кроме того, при вскрытии рыхлых коллекторов уменьшение дебита
скважин может быть вызвано выносом песка и Образованием песчаных
пробок. В таких случаях опытным путем определяют оптимальный де-
бит, при котором вынос песка ограничивается и не приводит к образо-
' ванию пробок. Обычно при эксплуатации таких скважин водоподъем-
ную трубу опускают почти на забой.
Дебит скважин определяется также ее несовершенством по степени
и характеру вскрытия пласта. Влияние несовершенства скважин на
величину сопротивления в однородных породах нами уже рассматри-
вались. Здесь же отметим, что при вскрытии пласта порядка 50% от
его мощности дебит скважин может уменьшаться примерно на 30%,
особенно при расположении вскрытой части водоносного слоя вблизи
кровли или подошвы. По характеру вскрытия, как показывает практи-
ка опытных откачек и эксплуатации промышленных подземных вод, при
10—12 прострелах на 1 пог. м, дебит скважины составляет примерно
70—90% от дебита совершенной скважины.
В случае самоизлива скважин, что встречается на месторождениях
промышленных подземных вод, и наличия значительных колебаний
.атмосферного давления дебит скважин меняется.
На месторождении йодо-бромных вод (из фораминиферовых слоев)
в Даг-Огнях при сработке газовой шапки резко уменьшился газовый
фактор и скважины перестали самоизливать. Возникшие в связи с этим
неблагоприятные экономические показатели привели к решению лик-
видировать йодо-бромный завод. Влияние газа может проявляться и в
менее резкой форме.
Таким образом, величина эксплуатационных запасов зависит не
только от природных гидрогеологических показателей, но и от ряда
других факторов — водоподъемников, конструкции скважин (включая
их несовершенство), их размещения, выпадения осадков из воды, кор-
розии, влияния эксплуатации газа и пр. Все это (особенно измене-
ния) надо учитывать при оценке запасов промышленных подзем-
ных вод.
155
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО
ПОНИЖЕНИЯ УРОВНЯ
На основе геологического и технико-экономического анализа усло-
вий эксплуатации горизонта промышленных подземных вод выбирается
максимально допустимая глубина динамического уровня от поверхно-
сти земли. Факторами, ограничивающими этот показатель, являются
технические возможности насосного оборудования, допустимая стои-
мость добычи 1 м3 подземных вод, глубина залегания кровли водонос-
ного горизонта, иногда конструкции скважин и некоторые другие. Ди-
намический уровень определяется по этим показателям, а затем назна-
чается наименьший из них.
Обычно принимается, что максимальная глубина динамического
урорня не должна превышать 750 м от поверхности земли, но при этом
он не должен в течение срока эксплуатации спускаться ниже кровли
водоносного горизонта. При этом стоимость добычи подсчитыва-ется
таким образом, чтобы себестоимость готового продукта была равна его
отпускной цене.
При определении максимальной величины понижения уровня, ко-
торая используется при оценке эксплуатационных запасов, кроме
глубины динамического уровня учитываются и такие факторы, как газо-
вый фактор, повышенная температура подземных вод, избыточное дав-
ление над устьем скважины, потери напора на трение в ее стволе.
Как было показано, при откачке из скважины термальных вод
вследствие удлинения столба воды в ней за счёт увеличения темпера-
туры происходит повышение статического уровня. Его величина опре-
деляется по формулам (VII—117), (VII-—118). Формулой (VII—118)
целесообразно пользоваться в случаях, когда неизвестна пластовая тем-
пература.
Влияние растворенного газа, выделяющегося при подъеме воды из
скважины также проявляется в виде повышения динамического уровня
(ASr). Эта величина определяется по формуле (VII—108).
Потери напора (ASH), определяемые по формуле (VII—119), на-
против, увеличивают понижение.
Таким образом, расчетная величина понижения (Sp), закладывае-
мая в формулы для оценки запасов, определяется из следующего
выражения:
Sp = /is + ^- + ASr + ASr-ASH, ' (VIII—1)
где hn — допустимая глубина динамического уровня от устья скважины.
При расчете эксплуатации на режиме самоизлива hn = 0.
При использовании в качестве водоподъемника эрлифта влиянием
газа (ASr) на повышение динамического уровня можно пренебречь,
поскольку газовый фактор обычно составляет лишь незначительную
часть от нагнетаемого в скважину воздуха. Лишь в некоторых случаях
газовый фактор целесообразно учитывать при расчете потребного коли-
чества воздуха на 1 м3 воды, уменьшая его на величину Co-
Следует иметь в виду, что современные центробежные насосы не
могут перекачивать газо-водяную смесь. Это важно при назначении
глубины погружения насоса, т. е. при проектировании конструкции
скважин.
156
ВЫБОР РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ
Одним из главных условий надежной оценки эксплуатационных за-
пасов является правильная схематизация природных гидрогеологиче-
ских условий.
Практически оценка запасов сводится к прогнозу уровней и дебитов
водозаборов и качества воды за расчетный период с помощью гидро-
динамических расчетов. Такие расчеты производятся по формулам,
полученным путем решения основного дифференциального уравнения
•Фурье (VI—29). В настоящее время это уравнение имеет решение
только для некоторых, относительно простых граничных и начальных
условий. Поэтому для гидродинамических расчетов эксплуатационных
запасов подземных вод природные гидрогеологические условия должны
быть схематизированы и приведены к одной из расчетных схем, имею-
щих решение. При этом расчетная схема должна быть выбрана таким
образом, чтобы она в возможно большей степени соответствовала при-
родной гидрогеологической обстановке.
Для схематизации условий в виде расчетной схемы должны быть
заданы начальные и граничные условия, при которых решается основ-
ное уравнение (VI—29). Начальные условия задаются обычно в виде
распределения напоров в пласте в естественной обстановке. Граничные
условия должны быть заданы на внутренних и внешних границах водо-
носного горизонта.
В качестве внутренней границы принимается водозабор. Граничные
условия могут быть двух типов:
1) задана функция дебита от времени; в частном и наиболее рас-
пространенном случае дебит принимается постоянным;
2) задан постоянный уровень (при эксплуатации промышленных
вод это условие практически никогда не встречается).
Кроме того, к условиям на внутренней границе пласта относится
техническая характеристика водозабора — количество скважин, их кон-
струкция и способ расположения.
Внешние границы пласта условно можно разделить на две катего-
рии; горизонтальные и вертикальные.
К первой категории внешних границ относятся кровля и подошва
водоносного горизонта. В зависимости от свойств подстилающих и пере-
крывающих пород рассматриваемый водоносный пласт, его кровля и
подошва при схематизации принимаются либо непроницаемыми (воз-
можность перетекания или отсутствует или минимальная), либо слабо-
проницаемыми (наличие перетекания из других пластов в процессе экс-
плуатации). При более сложных горизонтальных границах (нарушение
сплошности кровли либо тектоническими нарушениями, либо литологи-
ческими окнами) аналитические расчеты, как правило, невозможны.
Вертикальные границы представляют собой различные линии, огра-
ничивающие водоносные горизонты в плане. К ним относятся: тектони-
ческие нарушения, контакты с другими литологическими разностями
пород, вскрывающие водоносный горизонт реки, выходы его на поверх-
ность и т. д.
На этих границах могут быть заданы следующие условия:
1)	граница с постоянным расходом через нее (<? = const), в част-
ном, наиболее распространенном в схематизации случае — непроницае-
мая граница (<? = 0);
2)	граница — контур постоянного напора (Н=const);
3)	граница, разделяющая зоны пласта с различными фильтрацион-
ными свойствами («полупроницаемая» граница).
Эти границы могут располагаться в пласте и относительно
водозабора различным образом. В зависимости от этого выделяются
следующие типы расчетных схем (рис. VIII—1):
157
1)	«неограниченный» («бесконечный») в плане водоносный гори-
зонт, границы которого настолько удалены от водозабора, что их влия-
ние практически не сказывается на его работе;
2)	«полуограниченный» водоносный горизонт, имеющий одну «бес-
конечную» прямолинейную границу раздела одного из типов;
3)	пласт-квадрант с наличием двух взаимноперпендикулярных гра-
ниц одного из указанных типов каждая;
бесконечный пласт
Полубесконечный пласт
Пласт-пру:
Рис. VIIЫ. Расчетные схемы:
1 — реальный водозабор; 2 — отображенный водозабор
4)	пласт-клин с наличием двух границ, сходящихся под углом, от-
личным от прямого;
5)	пласт-полоса, имеющий две параллельные границы раздела;
6)	пласт-полуполоса, в котором в дополнение к двум границам
пласта-полосы имеется еще одна, перпендикулярная к ним граница;
7)	пласт-прямоугольник с наличием четырех границ в виде двух
взаимноперпендикулярных пар параллельных прямых, причем каждая
из границ может относиться к любому из перечисленных типов;
8)	пласт-круг — ограниченный замкнутым контуром примерно изо-
метричной формы, который по принципу равенства площадей (для
непроницаемого контура) или периметров (для контура постоянного на-
пора) можно привести к кругу.
Более сложные расчетные схемы в настоящее время аналитических
решений не имеют. Если природные условия нельзя без их существен-
ного искажения привести к одной из перечисленных расчетных схем,
то для решения поставленной задачи следует использовать аналоговые
машины — сплошные (ЭГДА), сеточные (ИГ, УСМ, МСМ, ЭИ) или
цифровые (ЭЦВМ).
При применении каждой из расчетных схем должно быть учтено
изменение фильтрационных характеристик пласта в пространстве (не-
158
однородность, анизотропность), а также наличие источников, самоиз-
лива скважин и т. д.
Следует оговориться, что второй тип границ раздела в водоносных
горизонтах, содержащих промышленные воды, за исключением очень
редких случаев, никогда не встречается'.
При схематизации природных условий следует стремиться, чтобы
все факторы, влияющие на движение воды в пласте, были учтены в.
применяемой расчетной схеме, и чтобы любые из задаваемых гранич-
ных условий в наибольшей степени соответствовало реальной обста-
новке.
ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ И ИЗМЕНЧИВОСТИ СОСТАВА
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД И ГАЗА
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
При оценке эксплуатационных запасов подземных промышленных
вод исключительно важное значение имеют состав последних и его
устойчивость или изменчивость во времени. В связи с этим , данный
вопрос требует тщательного изучения.
При решении задачи исследователю обычно приходится иметь дело*
с напорными подземными водами при трех основных условиях их полу-
чения: 1) самостоятельная эксплуатация подземных вод без поддержа-
ния пластового давления; 2) самостоятельная эксплуатация подземных
вод с поддержанием! пластового давления; 3) использование попутных
вод при эксплуатации нефти.
В практике изучения и эксплуатации промышленных подземных
вод действительные скорости фильтрации последних не превышают
0,01 м) сутки (гидравлические уклоны менее 10~4 и коэффициент филь-
трации менее 1 м/сутки). Такой скоростью можно пренебречь и задачу
о движении подземных вод к скважине или их системам решать, рас-
считывая приток по принципу равномерного (поршневого) вытеснения
воды, а неоднородность и другие неучтенные условия компенсировать,
принятием коэффициента запаса.
Для анализа изменчивости или устойчивости состава воды необхо-
димо знать эффективную (динамическую) пористость пород, по кото-
рым движется вода к водозаборам.
Применение методики оценки устойчивости или изменчивости со-
става воды можно проиллюстрировать на двух выбранных вариантах
расположения скважин.
Пусть имеется бесконечный однородный пласт и водозабор в виде
линейного также бесконечного ряда (совершенная галерея). Эксплуа-
тируется водозабор без поддержания пластового давления. Тогда при
дебите каждой из скважин QCkb, расстоянии между ними /, расчетном;
времени работы водозабора т, эффективной (динамической) пористо-
сти водоносного пласта рд и его мощности пг расстояние В, откуда
через т времени поступит вода к водозабору, приближенно находится
из выражения:
5 = Qckb2;	(VIII—2>
2рят1
Если водозабор заложен в виде кольцевой или компактной площад-
ной (в виде круга) системы скважин (кольцевая совершенная галерея)
с радиусом кольца или круга 7?в и суммарным дебитом Q, то расстоя-
ние от центра круга (RB + B) или от кольца В определится по урав-
нению:
159
B = -RB +
Л/Прд
(VIII—3)
Формула (VIII—2) применима и для случая самостоятельной экс-
плуатации однородного пласта с поддержанием пластового давления
(например, схема на рис. VIII—2), когда один ряд откачивающих сква-
жин и два ряда нагнетательных принимаются за совершенные галереи,
и расход каждой нагнетательной скважины в два раза меньше расхода
•откачивающей скважины.
В указанных формулах (VIII—2) и (VIII—3) величина В должна
быть увеличена путем введения коэффициента запаса на неточность
исходных данных и схемы расчета. Тогда расчетная величина Вр будет
определяться по формуле:
Вр = а-В,
(VIII—4)
где а — в среднем следует принимать равной порядка 2—3.
Если в вышеуказанных случаях состав подземных вод и содержа-
ние в них полезных компонентов при расстоянии Вр от водозабора не
[ о I / Г~х~~|2
Рис. VIII-2. Схема водозабора подзем-
ных вод с поддержанием пластово'о
давления:
/ — откачивающая скважина; 2 — нагнетатель-
ная скважина
изменяется, то ожидаемый состав
воды следует принимать устойчи-
вым. Если же на этом расстоянии
состав воды и содержание полез-
ных компонентов изменяются, то
при эксплуатации водозабора со-
став воды в нем следует ожидать
неустойчивым.
Для случая использования по-
путных вод при эксплуатации неф-
ти необходимо в первую очередь
выяснить на расчетный период вве-
дение в эксплуатацию новых пла-
стов с выяснением состава воды и
доли ее в общем балансе попутных вод. Кроме того, нужно выяснить
изменение удельного веса, количества воды разных горизонтов в об-
щем ее балансе. И, наконец, следует учесть изменение во времени
состава воды отдельных пластов (последнее обычно ничтожно).
Весьма существенным фактором является изменение количества
растворенного газа в воде; этот фактор следует иметь в виду для всех
случаев использования подземных вод. Принципиально (и теоретиче-
ски) решается он по растворимости газа и при различных давлениях.
При эксплуатации давление в водоносных пластах падает и может сни-
зиться ниже предела, определяющего растворимость газов в воде.
В этом случае, во-первых, вместо однофазной возникает двухфазная
жидкость и, во-вторых, при выделении из раствора некоторых газов
нарушается химическое равновесие растворенных в воде веществ и на-
чинается выпадение осадков. Кроме того, при значительных пониже-
ниях давления растворимость ряда соединений в насыщенных рассолах
понижается, что также приводит к выпадению осадков. Такие явления
хотя и не часто, но происходят. Поэтому в соответствующих случаях
требуется производство дополнительного анализа. Нужно также учи-
тывать увеличение сопротивлений движению жидкости при выделении
газа в пористой среде и одновременно уменьшение коэффициента пьезо-
проводности, в особенности при выделении газа на значительной пло-
щади около эксплуатационного участка.
160
ГЛАВА IX
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ
ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
При оценке запасов глубоко залегающих подземных вод наиболь-
шим распространением пользуются гидродинамические методы, основан-
ные на решении основного дифференциального уравнения. Обычно
полученные уравнения упрощаются до удобной для практических рас-
четов формы, причем заранее бывает известна ошибка в результате
такого упрощения. Физически и математически гидродинамические ме-
тоды являются точными. Однако практически их точность в достаточной
мере условная по ряду причин. Это связано в первую очередь с двумя
обстоятельствами — неточностью закладываемых в расчет исходных
параметров и необходимостью приведения природных условий к имею-
щим решение расчетным схемам.
Несмотря на указанные недостатки, гидродинамические методы
обладают рядом преимуществ по сравнению с гидравлическими и дру-
гими. Являясь одновременно динамическими и балансовыми, эти мето-
ды позволяют учесть ряд факторов в их развитии и изменении во вре-
мени. Они позволяют прогнозировать уровни и дебиты с очень большой
степенью экстраполяции по отношению к достигнутым при разведке,
учитывать взаимовлияние водозаборов, влияние удаленных границ пла-
ста, различные схемы проектных эксплуатационных скважин.
Указанные возможности гидродинамических методов и послужили
причиной их повсеместного использования при оценке эксплуатацион-
ных запасов подземных промышленных вод.
Основной расчетной формулой для подсчета эксплуатационных за-
пасов, как и при определении параметров, является формула:
(IX—1)
где Q—эксплуатационные запасы (суммарный дебит водозабора);
Д — гидравлическое (фильтрационное) сопротивление;
S — допустимое эксплуатационное понижение уровня.
Из (IX—1) видно, что для определения запасов в различных усло-
виях необходимо и достаточно найти соответствующую для этих усло-
вий величину R с учетом принятой расчетной схемы.
Рассмотрим методы оценки R при разных расчетных схемах для
однородных пластов с непроницаемыми подошвой и кровлей.
НЕОГРАНИЧЕННЫЙ ПЛАСТ
Расчетная схема однородного неограниченного в плане водоносного
горизонта является наиболее простой. Однако в природе тацие схемы
почти не встречаются. Поэтому необходимо выявить, при каких усло-
виях влиянием внешних границ пласта на водозабор можно пренебречь
и расчеты вести по простым формулам «бесконечного» пласта. Схемой,
наиболее отличной от описываемой, является пласт, ограниченный
замкнутым непроницаемым контуром. Для такого пласта построен гра-
at гк
фик, на котором показано, при каких значениях F0=~r и —, где гк —
гк г
радиус кругового контура, ошибка в- расчетах водозабора по формулам
неограниченного пласта не превзойдет 5% и 1% по сравнению с фор-
мулами ограниченного пласта.
Например: rK = 5-104 м; г = 5 • 103 м.
11 Изыскания и оценка запасов
161
По графику (рис. IX—1) определяем, что при Ло^О,47 расчеты с
ошибкой не более 5% можно вести по формулам бесконечного пласта.
При а=3-105 м21сутки это соответствует времени 4000 суток ( — 11 лет);
при а = 1,2 • 105 м21 сутки — 104 суток (25 лет).
Основной расчетной формулой для R является формула (VI—32).
При — <0,1, что, как правило, при расчетах на срок эксплуатации
выполняется, расчетная формула имеет вид:
2,25aZnp
R = 1п-------5-----
г
пр
где
*np = (*-'i)“*	. .(/-/„)“«;
гпр = г"*	. .г“л;
(IX-2)
(IX-3)
QcyM
Рис. IX-1. График зависимости максималь-
ного значения параметра Фурье FQ от г=
=у—, при которых с ошибкой в 5 и 1%
«А
расчеты закрытого пласта можно вести по
формулам бесконечного пласта
<2сум — суммарный дебит во-
дозабора;
Qi — дебит i-ой скважины;
ti — время пуска i-ой сква-
жины;
t — текущее время от на-
чала эксплуатации;
Ti — расстояние до i-ой
скважины (при опре-
делении понижения в
скважине rt- = rc);
п — количество скважин.
В весьма распространенном
случае одновременного пуска
всех скважин с постоянными
одинаковыми дебитами:
/пр = /;	(IX-4)
<р =	. .Гл
Для упорядоченных систем расположения эксплуатационных сква-
жин пользуются рядом специальных решений.
Для линейного ряда скважин при нечетном их количестве решения
даны Ф. М. Бочевером (1961):
а)	при расчете по центральной скважине
2F (В, п) + In
2,25ai
гс
б)	при расчете по крайней скважине
R =^р(Вь 2п) + 1п.
L
В этих формулах:
в = 4= w>)==-2(-m
at	k=\
(IX—6)
(IX-7)
о — половина расстояния между скважинами;
N — 2n +1 — количество скважин в ряду.
Значения функции F(B, v) даны в табл. IX—1, причем для случая
(IX—5) v=n, а для случая (IX—6) v = 2n.
162
Таблица IX—1
Значения F (В, \)*
в \	1	2	3	4	5	6	10	20
0,005	4,74	8,08	10,7	12,7	14,3	15,6	18,8	20,7
0,01	4,04	6,72	8,64	10	11,1	11,9	13,4	13,9
0,02	3,35	5,38	6,69	7,55	8,13	8,47	8,97	9,03
0,04	2,68	4,09	4,87	5,28	5,50	5,61	5,7	5,7
0,1	1,82	2,53	2,79	2,87	2,88	2,9	2,9	2,9
0,2	1,22	1,53	1,6	1,61	1,61	1,61	1,61	1,61
0,4	0,702	0,789	0,85	0,851	0,851	0,851	0,851	0,851
1	0,219	0,223	0,223	0,223	0,223	0,223	0,223	0,223
2	0,0489	0,0489	0,0489	0,0489	0,0489	0,0489	0,0489	0,0489
4	0,00378	0,00378	0,00378	0,00378	0,00378	0,00378	0,00378	0,00378
• Таблица заимствована из работы Ф. М. Бочевера (1961).
При выполнении условий:
для центральной скважины В <
0,1
п2
(IX—8)
и для крайней скважины В <
Формулы (IX—5) и (IX—6) можно заменить их логарифмическим при-
ближением
/? = 1П 2125^1
Р?
(К-9)
В данном выражении:
=2° (£)"
(IX—10)
Таблица IX—2
2
Значения фо = («О р
п . . . .	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
фо • • •	1	1,32	1,67	2,03	2,39	2,75	3,11	3,48	3,84	4,21
п . . • .	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
<Ро • • •	4,57	4,96	5,31	5,68	6,06	6,43	6,78	7,16	7,52	7,89
п . . . .	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
фо • • •	8,25	8,61	9,00	9,42	9,78	10,08	10,48	10,83	11,21	11,58
п . . . .	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40
фо • • •	11,9	12,3	12,7	13,1	13,45	13,8	14,12	14,49	14,86	15,2
п . . . .	41	42	43	44	45	46	47	48	49	50
Фо • • •	15,6	16,0	16,38	16,73	17,11	17,48	17,83	18,21	18,59	18,94
163
11
Таблица IX—3
Значения <рк = [(2п)!] р
п . . . . Фк • • •	1 1,26	2 1,89	3 2,56	4 3,25	5 3,95	6 4,65	7 5,37	8 6,08	9 6,81	10 7,51
п . . . . фк • • •	11 8,22	12 8,96	13 9,69	14 10,40	15 11,12	16 11,9	17 12,6	18 13,25	19 13,8	20 14,65
п. . . . фк • • «	21 15,5	22 16,2	23 16,96	24 17,6	25 18,41	26 19,1	27 19,85	28 20,58	29 21,3	30 22,02
п. . . . фк •  •	31 22,75	32 23,53	33 24,3	34 25,0	35 25,75	36 26,43	37 27,2	38 27,95	39 28,65	40 29,35
п. . . . фк . . .	41 30,05	42 30,78	43 31,5	44 32,22	45 32 05	46 33,68	47 33,42	48 35,17	49 35,9	50 36,6
ps — среднее геометрическое расстояние от всех N скважин до цен-
тральной или крайней скважин. Оно равно радиусу большого <
колодца с дебитом, равным суммарному дебиту ряда, и пони-
жением таким же, как в центральной (крайней) скважине.
Для центральной скважины
2
Ф, = Фо = (»!)" •	(IX—11)
Значения фо приведены в табл. IX—2 и на рис. IX—2. Для край-
ней скважины
1
Ф, = ФЛ = [(2п)!]' .	(IX—12)
Значения <рк даны в табл. IX—3 и на рис. IX—2.
В случае четного количества скважин в ряду расчетные формулы
для определения ps имеют вид:
для одной из центральных скважин
р,= 2а (17Г •(р» " (т/ ;	(IX—13)
164
для одной из крайних скважин
1 1
рв = 2а(^Ь/ (JV-1)".
(IX—14)
При расчете понижений в любой скважине ряда, ее считают край-
ней в двух рядах справа и слева от нее. Гидравлические сопротивления
обоих рядов складывайт, исключая из суммы одного из них сопротив-
ление самой скважины. Расчетная формула имеет вид;
R- —
N
F(B, +	v2) + ta-^-‘
ГС J
(IX—15)
Здесь: vi = «i;
V2 = M2;
N =П\ + П2+1;
n\ и п2 — количество скважин в одну и другую сторону от рас-
четной.
Для кольцевой батареи скважин решение задачи дано В. Н. Щел-
качевым (1955) и др. В 1961 г. Г. Ц. Тумаркиным, в развитие идей
В. Н. Щелкачева, получена формула для расчета систем кольцевых
батарей, основой которой явилось решение для одной батареи. Гранич-
ные условия задавались следующие: п равнодебитных скважин, пущен-
ных одновременно, расположены на окружности радиуса г0 в вершинах
правильного n-угольника в бесконечном однородном пласте. После ряда
упрощений получены. следующие приближенные и очень простые фор-
мулы для оценки понижений в любой скважине.
7? = ln2,25fo + Ain2o_ + 2f-L)-^-f-^Y+ . . ., (IX—16)
« firc \ 4f0 J 2 \ 4/0 J
Уже при можно ограничиться только выписанными членами
ряда, причем ошибка не превзойдет 2%, а в случае ограничения тремя
членами она составит не более 5—6%.
Если /о^З, что практически выполняется всегда при расчетах на
срок эксплуатации с точностью 5% и точнее, можно ограничиться дву-
мя членами при любых соотношениях п и Го. Это заметно упрощает
расчеты.
В этом случае
7? = 1п2,25/0 Ч-—1п-^—.	(IX-17)
п пгс
Формулу (IX—17). можно представить также в виде
\	4f0 J п пгс
(IX—18)
Последняя формула при малых значениях f0 оказывается еще точ-
нее предыдущей. Ошибка в расчетах по ней по сравнению с очень слож-
ной точной формулой не превышает:
при /о = 1
» /о = 1,5
» /о = 2
» /о = 3
-10%
— 7%
— 5%
-3%
(IX—19)
Имеется еще формула Г. М. Сухарева:
R = 27 (f0) + A in (	(IX-20)
п nrz
165
где I(fo) —безразмерное понижение давления, подсчитываемое по точ-
ной формуле Ван-Эвердингена-Херста для укрупненной
скважины.
Однако эта формула гораздо менее точна, чем формулы
(IX—16—18), особенно при малых значениях параметра Фурье.
Для определения давления в любой точке пласта с координатой п
от центра батареи аналогичным образом было получено:
(IX-21)
Ошибка при расчетах по формулам (IX—21, IX—22), вызванная
отбрасыванием всех членов ряда, кроме выписанных, не превосходит
2%, если
и
(IX—23)
окажутся меньше, чем желаемая точность при определении понижения.
В противном случае следует пользоваться более точной формулой
В. Н. Щелкачева (1955) для подсчета любого члена ряда. Однако на
практике необходимости в этом обычно не возникает.
При fo>3,5 и — >1,5 или г0>Г1 с достаточной точностью можно
Го
ограничиться одними только первыми членами выписанных рядов.
Для площадных систем скважин при их упорядоченном расположе-
нии проектируются обычно прямоугольные, равномерные треугольные
сетки и кольцевые концентрические батареи.
При размещении скважин по равномерной треугольной сетке ’все
они будут расположены на концентрических окружностях, радиусы ко-
торых могут быть выражены через сторону сетки, т. е. через расстоя-
ние между скважинами. Таким образом, две последние системы при
расчете сводятся к одной — системе концентрических кольцевых бата-
рей. При размещении по треугольной сетке радиусы колец выражаются
через расстояние между скважинами (/) в порядке, показанном в
табл. IX—4.
Приведенная таблица позволяет определить радиусы колец (л) по
расстоянию между скважинами (/), количество скважин на каждом
кольце (п,). Зная общее количество скважин и размер водозабора,
можно найти расстояние между скважинами и количество колец, т. е.
все необходимые технические параметры водозабора при числе сква-
жин до 120, что вполне достаточно для практических целей.
166
Таблица IX—4
Радиусы колец в зависимости от расстояния между скважинами
№ колец .....	1	2	3	4	5	6	7
rt		1	//Г	//Г	ivt	1 /9~	Z/12	//ТЗ
щ количество сква- жин на кольце .	6	6	6	12	6	6	12
2 ni		6	12	18	30	36	42	54
£=1							
Продолжение табл. IX—4
№ колец 		8	9	10	11	12	13	14
Г{	 tii количество сква-	1 /Тб	1 /19	1 /21	//25	1 /27	//28	Z/зТ
жин на кольце . i	6	12	12	6	6	12	12
2 ni	 z=i	60	72	84	90	96	108	120
Гидродинамические расчеты проводятся по формулам (IX—16,
IX—17, IX—18, IX—21 и IX—22). При этом можно записать выражение
R = ajRj + ^lalRi + 2 «Л-н,	(IX—24)
z=i	i=j+i
где Rj — собственное гидравлическое сопротивление от батареи, на
которой определяется понижение (находится по IX—16,
IX—18);
Ri — гидравлическое сопротивление, вызванное влиянием бата-
рей внутренних по отношению к /-ой (определяется по
IX—21);
Ri+i — влияние батарей внешних по отношению к /-ой (опреде-
ляется по IX—22);
QcyM
где Qi — дебит скважин на i батарее;
Qicjm. — суммарный дебит водозабора.
Общее число скважин в водозаборе N зависит не столько от гидро-
динамических, сколько от технических и экономических показателей
эксплуатации, и методы его определения будут поэтому рассмотрены
отдельно. '
Методы расчета прямоугольной сетки скважйн разработаны
Ф. М. Бочевером (1961, 1965).
Расчетные формулы имеют вид: *
для центральной скважины сетки —
R= ~\[2F(B, т, п) + F(B, п) F(B, т)}-------(— а)}; (IX-25)
для крайней —
Я=—[F(B, 2п, 2m)+F(B, 2n) + F(B, 2т) — Ег(— а)]. (IX—26)
N
* Задача решена для случая, когда сетка имеет нечетное число рядов и нечетное
количество скважин в ряду.
167
Значения F(B, п) приведены в табл. IX—1, a F(B, п, т) в работе
Ф. М. Бочевера (1961).
Обобщенные системы взаимодействующих скважин для данной си-
стемы наиболее удобным методом расчета крупных водозаборов
является разработанный Ф. М. Бочевером (1963). Суть этого метода
заключается в том, что реальная Система эксплуатационных скважин
заменяется обобщенной системой стоков-источников определенной гео-
метрической формы с расходом, равномерно распределенным по всей
системе. Ф. М. Бочевером рассмотрены три геометрических типа—ли-
нейный, кольцевой и площадной водозаборы.
Линейный ряд скважин. Для расчета по описываемому методу
линейный ряд скважин длиной 2/ с суммарным расходом QcyM заме-
няется обобщенной линейной системой (галереей) той же длины с
удельным расходом
Выражение для гидравлического сопротивления R имеет очень
сложный вид, и поэтому Ф. М. Бочевером (1963) на основании числен-
ного интегрирования исходного выражения построены графики сопро-
тивлений (рис. IX—3) для точек, расположенных на линии скважин
(£хл/у=о) и на линии, перпендикулярной ряду и проходящей через его
центр (7?л/х=0), в зависимости от f0= “‘,.У= ~ и х= —.
Графики построены для значений lnf0^8. При необходимости по-
лучить значение Ra при lnf0>8 по Ф. М. Бочеверу (1963) можно вос-
пользоваться следующим приемом:
#л= Ял,1+1п-^,	(IX—-27)
где Rn — искомое гидравлическое сопротивление на момент вре-
мени /0;
7?л, 1 — гидравлическое сопротивление, определенное при любом
значении /о , в пределах прямолинейной части графика
(1п/о>1,5).
Зная значение Ri/X=G, можно определить Rn для любой точки
области фильтрации с координатами х, у путем удлинения реального
ряда на такую величину, чтобы расчетная точка оказалась на перпен-
дикуляре к середине нового, продленного ряда (рис. IX—4) и сложе-
ния влияния двух рядов длиной 2 (1+х) и 2 (/—х) с интенсивностью —
каждый. В этом случае:
^л/х, у ~	+ х) Rnl х=0 (f0| х. 1’ Ух, 1) + 0	^л|х=0 (f Ofx, 2 1 Ух 2)] ,
где Ь| х, ।	’ /°1 а = (/_»>• ’
=	(К-28)
Для точек, находящихся в центре и на краю ряда, выражения зна-
чения Rn достаточно просты:
центр ряда (максимальное понижение) —
к.Г.-^ = ~е‘(—7г') + 2^ф(^т}'	(1Х-29>
где Ф — обозначение интеграла вероятности (рис. IX—4,а),
168
б
Рис. IX-3. Графики функций:
a — R i—=O(h,~y) при fo- и у-------т-; б — R г- = O(fo,7j при /„ =
Л/л	Ь*	JL	Л/У
а при f Q > 4 — 6
(IX—30)
*Л| х=у=О
. 16,4а/
In—-— ;
/2
конец ряда (минимальное понижение) —
Рис. IX-4. Схема к рас-
чету	в любой
точке пласта с коорди-
натами х, у
Рис. IX-4, а. Графики функции O(z)=erf(z) и
1—Ф(и) =erfc(z)
Если точка расположена на некотором удалении от линейной си-
стемы, то через сравнительно небольшое время влияние линий сказы-
вается примерно так же, как и влияние одиночного колодца, располо-
женного в центре линии с дебитом, равным. QcyM. При х = 3 и у —2 уже
при /о=5 с точностью, не меньше 5,9%, для расчета влияния ряда
можно использовать формулу (VI—32).
Это обстоятельство значительно упрощает расчеты взаимодействую-
щих систем скважин и ограниченных пластов.
Кольцевая система скважин. Если п скважин расположено по кон-
туру, близкому к круговому, то, как и для линейного ряда, реальные
скважины можно заменить точечными источниками, равномерно распре-
деленными по окружности радиуса г0 (рис. IX—о), причем
L
2л ’
(IX—33)
где L — действительная длина контура расположения скважин.
В результате образуется кольцевая галерея с радиусом г0, общим
дебитом QcyM и интенсивностью q= .
2лг0
По результатам численного интегрирования исходного выражения
Ф. М. Бочевером (1963) построен график функции RK(f0, г), где /о=
at _ г
= г =	, по которым находим гидравлическое сопротивление для
'о	'о
любой точки пласта с координатой г в любое время t (pnq. IX—5).
Из графика (рис. IX—5) видно, что в начальные моменты времени,
примерно до fo=3,5, величина RK внутри окружности меньше, чем непо-
170
средственно на кольце. Минимум при этом приходится на центр, где
/?к = — Е,
(IX—34)
Таким образом, понижение уровня в центре кольцевой системы
оказывается тем же, что и в одиночной скважине с расходом <2сум.
При /0^3,5 понижения внутри кольца выравниваются, и весь расход
водозабора в это время обеспечивается притоком с внешней стороны.
С этого времени для определения RK во всем интервале г=0-4-1 можно
пользоваться формулой (IX—34).
—	at _ г
Рис. IX-5. Графики функции RK(fo, г) при f0= ~г= —
гп го
При г> 1,5 и для определения понижений можно использо-
вать формулу одиночной скважины (VI—32). Расхождения по сравне-
нию с точными формулами при такой записи практически незначи-
тельные.
Площадная система скважин. Если скважины расположены в
пределах некоторой площади, последнюю для целей расчета можно
представить в виде круга радиусом г0=—, где L — периметр действи-
2л
тельной площади расположения скважин. По аналогии с предыдущим
случаем реальные скважины заменяются системой бесконечного числа
точечных источников, равномерно распределенных по всей площади
круга. В этом случае единичный расход по площади определяется как
QeyM
Величина гидравлического сопротивления RnjI находится по гра-
фику (рис. IX—6) в зависимости от fo и г. Графики построены
Ф. М. Бочевером (1963).
Для центра площадной системы значение Иая достаточно простое
и может вычисляться непосредственно из выражения
Кил = - е/-	+ 4f0 Г1 - exp (- -L) 1,	(IX-35)
\	4)о J L \	4f0 ) J
171
а при fo> 14-1,5 для центра системы вместо (IX—35) можно записать:
Япл = Я*р+1-	(IX-36)
На внешнем контуре (г=1) уже при /о>1—1,5
^ПЛ ^Кр‘
(IX—37)
При выполнении условия fo>2,5:
Рис. IX-6. Графики функции /?Пл(1о, г) при f0= —у, г = —
г0 г»
для центра —
Япл = 1пЦ^,	(IX-38)
го
а для контура —
/?пл = 1п^ •	(IX-39)
г0
Если г> 1,5, то для расчета понижений с достаточной точностью можно
пользоваться формулой одиночного колодца (VI—32).
Понижения, определенные по вышеприведенным формулам, будут
несколько меньше фактических, так как реальная система состоит из
конечного числа скважин, а не из бесконечного количества равномерно
распределенных точечных стоков. Суммарная величина гидравлического
сопротивления для конкретной скважины по Ф. М. Бочеверу выра-
жается через сумму двух сопротивлений
Я = Яов + Яскв,	(IX-40)
где /?Об — сопротивление обобщенной системы;
Rckb — дополнительное сопротивление, обусловленное наличием
конечного числа скважин.
172
При этом
/?скв = 20 Г1п—-f-&1,	(IX—41)
L rc J
где 0= (Qckb — дебит данной скважины);
QcyM
гс — радиус скважины;
£ — гидравлическое сопротивление, обусловленное
несовершенством скважины;
гп — приведенный радиус некоторой условной обла-
сти влияния скважины определяется
для контурных систем
гп =	.	(IX—42)
где си и 02 — половины расстояний до сосед-
них скважин (рис. IX—7);
для площадных систем
гп = 0,27/Л	(IX—43)
где F — площадь некоторой условной области,
ограниченной линиями, проходящи-
ми по середине между соседними
скважинами.
Удобство применения метода обобщенных
систем заключается также в том, что при необ-
ходимости расчета многих вариантов располо-
жения скважин внутри водозабора изменяется
только величина Rckb, a R06 остается посто-
янным.
Рис. IX-7. Схема распо-
ложения скважин для
нахождения гп и F
ОГРАНИЧЕННЫЕ ВОДОНОСНЫЕ
ГОРИЗОНТЫ
Основным методом, позволяющим вести
расчеты водозаборов в ограниченных пластах,
является метод зеркальных отображений. Суть
его заключается в том, что влияние на работу
водозабора границы пласта апроксимируется
влиянием зеркально отображенного от этой
границы того же водозабора. Если граница не-
проницаемая, отображенный водозабор должен
иметь тот же знак, что и реальный, тогда усло-
вие на границе не нарушается и нормальная
составляющая скорости равна 0. Если же граница представляет собой
контур постоянного напора, то знак отображенного водозабора берется
противоположным реальному.
Рассмотрим различные типы ограниченных пластов непроницаемых
контуров, так как контуры постоянного напора для промышленных вод
нехарактерны.
Полу ограниченный водоносный горизонт. Эта схема (см. рис.
VIII—I) применяется в тех случаях, когда пласт ограничен одной
прямолинейной границей, влияние которой апроксимируется однократ-
ным зеркальным отображением действующего водозабора.
Основной расчетной формулой является несколько видоизмененная
формула (VI—40):
"	( Г г2
/?=-Уа,Е(--------1—
/=1
(IX—44)
173
то
Если выполняется условие
Р/_____'
,4а (/— tj)
<0,1,
(IX—45)
/? = 21п
2,25а/Пр
гпр Рпр
(IX—46)
где /Пр и Гпр определяется по (IX—3), а рпр — аналогично Гпр.
Если расстояние (ро) от точки, в которой определяется понижение,
до центра отображенной системы в 1,5 раза больше ее радиуса (г0), то
at
д = 21п-^^-
г пр Ро
(IX—47)
При оценке эксплуатационных запасов гидравлические сопротивле-
ния необходимо определять в двух скважинах —центральной, где наи-
большее влияние оказывает сама система, и в ближайшей к границе,
где максимальную величину имеет влияние отображенной системы
(границы). Кроме того, чтобы оценить распределение понижений внутри
водозабора, определяется депрессия в средней между указанными и в
наиболее удаленной от границы скважинах.
Надо сказать, что в природе прямолинейные границы практически
не встречаются. В связи с этим Е. А. Голубев (1961) исследовал вопрос
о влиянии формы контура на дебит скважин. Им было показано, что
в подавляющем большинстве случаев форма границы не оказывает
большого влияния на работу скважин и с большой для практических
целей точностью криволинейную границу можно заменять при расчетах
прямолинейной, проходящей через ближайшую к скважине точку реаль-
ного контура.
Отмеченное выше справедливо и для расчетов взаимодействующих
систем скважин.
Пласт-квадрант. Для расчета этой схемы, представляющей из себя
две взаимноперпендикулярные границы, применяется тот же принцип
зеркальных отображений. Однако реальный водозабор отображается в
трех квадрантах (см. рис. VIII—1).
Основной расчетной формулой остается (VI—40), которая при
условии (IX—45) приобретает вид:
g = 4ln------------25а/пр
V Гп₽ %р Р11пр РП1„р
(IX—48)
где pi, п,ш — расстояния до соответствующего отображения.
Приведенные значения pinp; рппр; ршпр определяются аналогично
Гпр по (IX—3).
Пласт-клин. Эта расчетная схема (см. рис. VIII—1) соответствует
случаю, когда в пласте имеются две границы раздела, пересекающиеся
под любым углом а. Например, два непроницаемых сброса; сброс, се-
кущий контакт с непроницаемыми породами и т. п. Указанная схема
является более общей, чем две рассмотренные выше, которые по суще-
ству являются ее частными случаями (угол а соответственно равен
2л, л и Сложность расчета заключается в том, что, как правило,
не удается получить конечное число отображений, т. е. нельзя прямо
174
воспользоваться обычным мётодом. Исключение составляют те случаи,
когда угол а является кратным 2л, т. е.
— = п,	(IX—49)
а
где п — любое натуральное число.
В том случае, когда выполняется условие (IX—45), имеет место
полный цикл отображений. В результате получается кольцевая батарея,
2л
содержащая — водозаборов (реальный и отображенные) радиусом р0,
а
равным расстоянию от центра водозабора до вершины угла, являюще-
гося центром батареи (см. рис. VIII—1).
Расчет рекомендуется проводить по несколько преобразованной
формуле Г. Ц. Тумаркина
/? = 1п + — 1п + 2 (	- А У. (IX—50)
Р5 л 2л/Пр \ 4aZnp /	2 \ 4а/пр /
Формулой (IX—50) целесообразно пользоваться, если	так
как при этом с точностью не меньшей, чем 10%, реальный угол а можно
заменить ближайшим кратным 2л. В противном случае ошибка может
достигать значительных величин.
При любых значениях угла а можно пользоваться методикой, при-
веденной ниже.
Реальный водозабор с приведенным радиусом гпр заменяем дуго-
образной галереей радиуса р0 с угловым коэффициентом а (аналогично
тому, как это делается при моделировании осесимметричной фильтра-
ции). Тогда, переходя к неограниченному пласту, получим кольцевую
галерею радиуса р0 с суммарным дебитом
QcyM = — Qo,
ОС
. где Qo — дебит водозабора.
Гидравлическое сопротивление такой галереи (RK) можно опреде-
лить по графику, приведенному в работе (1963) и на рис. IX—6. По
at
Ф. М. Бочеверу (1963), уже при J>3,5 эту величину можно вычис-
лять по формуле одиночного колодца:
— е7—	(IX—51)
*	\	pg
Для определения понижения в самом водозаборе также восполь-
зуемся приемом Ф. М. Бочевера (1961, формула 10.1).
Несложные преобразования этой формулы дают:
/?=	+21n^_,	(IX—52)
ос	2л/Пр
at
или при —j- > 3,5
Ро
R = — In 2,25aZ + 2 In -2А-.	(IX—53)
« pg	2лгПр
При подстановке в формулу (IX—53) величин а = 2л, л и авто-
матически получаем формулы соответственно неограниченного, полуог-
раниченного пластов и пласта-квадранта (при условии, что водозабор
находится на биссектрисе последнего), т. е. эти три схемы являются
J 75
частными случаями схемы пласта-клина. Аналогичная картина наблю-
дается и при любом а кратном 2л.
Таким образом, формулы (IX—52), (IX—53) являются вполне
точными для любого значения а от 0 до 2л, если водозабор находится
вблизи биссектрисы угла. Расчеты показывают, что ошибка будет не-
велика даже в том случае, когда расстояние до одной границы в
5—10 раз меньше расстояния до другой. В случаях сильного эксцентри-
ситета расчеты необходимо вести по следующей формуле (вывод опу-
скаем) :
= 2?L/?K + 41n-^,	(IX—54)
а	ягпр
at
а при ^3,5
+4in-P«^-.	(IX—55)
“ Ро	ЯГпр
В формулах (IX—54) и (IX—55)
7"пр 7"ПР ’ Рпр ’
(IX—56)
рпр — приведенное расстояние до отображенного от ближайшей гра-
ницы водозабора (определяется аналогично Гпр по IX—3).
Пласт-полоса. Эта расчетная схема (см. рис. VIII—1) достаточно
часто применяется в гидрогеологических расчетах, так как природные
условия, которые она отражает, распространены весьма широко. Это
могут быть грабены, различные вытянутые впадины, выполненные во-
довмещающими породами, параллельные сбросы и т. п.
Расчетные формулы для трех возможных сочетаний условий на
двух прямолинейных границах приведены в работах Ф. М. Бочевера
и др. (1961, 1965).
В этой связи будут рассмотрены только непроницаемые границы.
При такой схеме в результате зеркальных отображений полу-
чается бесконечный прямолинейный ряд водозаборов одного знака с
реальным (см. рис. VIII—1). Бесконечное число отображений необхо-
димо для соблюдения заданных условий на границах пласта (?=0).
L2
При t<2,5 — для учета влияния границ достаточно двух отобра*
а
жений — по одному от каждой границы. Расчетная формула в этом
случае получается элементарно:
/	г2 \	(Pi \	(Рп \
Я = -еД--^)-еД^ -eJ-^ ,	(IX-57)
\	4at /	\ 4а/ }	\ 4at /
где pi — расстояние до первого отображения;
Рп — расстояние до второго отображения.
£2
Если /^2,5— , получается следующее решение (1961):
а
2лх
„ 4л У at р . '	| --------------------е--------
4 Ich ~L~ - cos--L---J [ch “Г
Fv= !_  e-v2 — v erfc (v);
л(У — x) 1
cos---j—I
X
V = --7=
2 У at
F(v). определяется по графику (рис. IX—8).
176
(IX—58)
Для скважины, учитывая, что х, у ~0:
7 1 Sat	О, 16L
2?==2JT5L+21n-------
r°sinlT
(IX—59)
Из формул (IX—58), (IX—59) явствует, что темп роста понижения
в полосообразном пласте будет
сте-квадранте, так как R здесь
зависит от t, а не от In t.
Пласт-полу полоса. Эта схе-
ма отличается от предыду-
щей схемы наличием третьей
границы, перпендикулярной
к двум параллельным. Она
встречается в природе доста-
точно часто, например, в Азо-
во-Кубанской впадине и др. В
расчетной схеме появляется
второй бесконечный ряд сква-
жин, являющийся зеркальным
отображением третьей грани-
цы первого ряда. Расчет
можно вести по формулам
пласта-полосы путем сложе-
ния фильтрационных сопро-
тивлений от каждого из двух
рядов. В случае, когда рас-
стояние до третьей границы
больше или равно ширине
значительно больше, чем даже в пла-
—v erfc (v)
полосы, то для расчета второй
ряд можно заменить бесконечной галереей с единичным расходом
q— — . В этом случае сопротивление от его работы будет:
Ru = A^LF{v)t
(IX—60)
а полное сопротивление —
R = Яп + Яп,	’ (IX—61)
где 7?п — гидравлическое сопротивление пласта-полосы.
Пласт-прямоугольник. Такая схема отвечает случаю, когда водо-
носный пласт со всех сторон ограничен контурами, которые образуют
две пары параллельных границ любого типа. Обычно подобные усло-
вия встречаются в районах структур, разбитых тектоническими движе-
ниями на отдельные блоки, например, месторождения в Азербайджане
(Хилинское). В общем случае в результате отображений появляется
бесконечная система распределенных по площади отражениях водоза-
боров — прямоугольная сетка. При условии, что хотя бы одна пара
параллельных границ непроницаемая, то все ряды отображенных водо-
заборов, находящиеся на расстоянии от реального больше ширины
прямоугольника, можно заменить бесконечными галереями.
Если все границы одного знака, то при соотношении сторон пря-
моугольника до 5 : 1 последний по принципу равенства площадей можно
заменить пластом-кругом.
Пласт-круг. Если водоносный пласт ограничен со всех сторон при-
мерно изометричным контуром, то расчетная схема представляется в
12 Изыскания и оценка запасов	177
виде пласта-круга, радиус которого (гк) определяется из соотношения
'‘77	(1х-62>
где F — площадь водоносного пласта, ограниченного непроницаемым
контуром.
Расчетная формула для случая, когда скважина расположена в
центре круга, была получена М. Маскетом (1949). Г. Кристеа (1961)
показал, что при эксцентриситете в расположении водозабора до 0,75
понижение в нем практически не отличается от понижения в водозаборе,
расположенном в центре.
Расчетная формула имеет вид:
7? = г — 21п7+4F0 — 1,50 + 2FH,	(IX—63)
— гПр	at
Де г = — ;	/0 = —;
Гк	гк
FH — функция, зависящая от Fo и г (значения приведены на рис. IX—9
и IX—10).
г2
При t0,05 _- функция FH практически равна 0. В этом случае
а
расчет упрощается. Для наиболее интересных точек — г~0 и г=1 —
расчетные формулы приобретают вид:
для г 0 (водозабора) /? = 2 In 4F0 — 1,5;	(IX—64)
г пр
для г = 1 (контура) R = 4F0 — 0,5.	(IX—65)
Из приведенных формул явствует, что в пласте-круге темп сни-
жения уровня будет максимальным по сравнению со всеми рассмотрен-
ными выше схемами, так как понижение пропорционально времени.
Это вполне понятно, учитывая ограниченный объем пласта, а следова-
тельно, и воды в нем, и отсутствие притока со стороны.
В отличие от других схем, величина понижения здесь в значительно
большей степени зависит от а, точнее от т$ *, а не от km, так как
178
именно первый параметр определяет объем заключенных в пласте уп-
ругих запасов воды, который может быть отобран эксплуатационными
скважинами.
Некоторые другие случаи. В ряде случаев месторождение или
эксплуатационный участок могут быть настолько разбиты тектониче-
скими движениями, что привести условия к единой расчетной схеме
’Рис. IX-10. Графики функции FH= S X
Jo(yi; г) е ^.i^0
Х <1 •ZO(X«-1)
/0; /1 — при функциях Бесселя 1 рода нулевого и первого по-
рядков; хп 1 —прн корнях уравнения р—О
нельзя. Примером могут служить месторождения Азербайджана и За-
падной Туркмении, приуроченные к ядрам брахиантиклинальных
структур.
Здесь рассмотрим два случая.
1. Месторождение разбито на отдельные блоки и отделено непро-
ницаемыми разломами от остальной части водоносного пласта.
При таком строении наиболее целесообразно разместить эксплуа-
тационные скважины по блокам с таким расчетом, чтобы водоотбор из
каждого блока был примерно пропорционален объему пласта в блоке
(F^m). Расчет ведется для каждого блока отдельно по формулам
пласта-круга с непроницаемой границей. При таком расположении
скважин расчет по изложенной методике можно вести и в тех случаях,
когда разделяющие блоки разломы не являются полностью непрони-
цаемыми.
2. Ядро брахиантиклинали сильно разбито. Ограничивающих раз-
ломов нет. Крылья складки погружаются постепенно.
Подобными условиями характеризуется месторождение Боя-Даг в
Западной Туркмении. Здесь площадное расположение скважин в ядре
структуры является нерациональным. Эксплуатационные скважины
следует располагать на крыльях складки, в виде кольца. Геометрия
системы скважин зависит от морфологии складки. Схематизация де-
лается по границам, находящимся за пределами складки, и расчет
делается по соответствующим формулам без учета строения пласта
внутри водозабора. Правомерность такого приема объясняется тем, что,
179
12*
Таблица IX+5
Формулы для определения гидравлических сопротивлений при различных системах скважин
оо о	Систе- ма	Точка системы	Расчетная схема		
			Пласт-круг	|	Пласт-полоса	|	Пласт-клин		
	Линейный ряд	Центр	4F0 — 1,5 + 2 In	+ /?скв »0 (IX—69)	^Vat	0,43IL2" F (v) + 2 In	+ 7?CKB L	JlA Z»Sln2T (IX—73)	2л	2,25а/	2,7pna „ ln	2	+ •<- In	+ 7?CKB a	p о	2ш0 (IX—77)
		Край	1,35гк 4F0—1,5+2 In	+ 7?скв ‘0 (IX—70)	4л VaT	0,2147, j	Г (v)-j-Zln	+ Rckb V‘n — (IX—74)	2л	2,25a/	I,35poa In 2	+2 In	+ 7?CKB a	p0	2tcZ0 (IX—78)
	Кольцевая система	Центр	—	—	—
		Край !	4F0 — 1,5 + 2 In —-^—+ 2?скв Гко (IX—71)	4л0,1617, r	F(,)+21n	+ 7?CKB r«Sin^ (IX—75)	2я	2,25a/	p. In	2	•+•2 ln о	+ ^скв a	Po	2nr0 (IX—79)
	1 Площадная система	Центр	1,65гк 4F0-l,5 + 21n-—- + 7?скв Го (IX—72)	4 л /S’	0,2657, F(v) + 2In '	+7?CKB r»Sin^ (IX—76)	2k	j 65poa 	In	2	+2 ln~	—+ /?ckb a	pg	2лг0 (IX—80)
		Край	4F0	1,5 + 2 In	+ 7?скв го (IX—71)	4ni/S"	0,167, F (v) + 2 In	+/?CKB- reSin^r (IX—75)	2Я	2,25a/	p a 	In ,	+21n-^—+ 7?CKB a	Po	2nr0 (IX—79)
как показано в работе Ф. М. Бочевера (1963), приток из внутренней
части кольцевого водозабора через весьма короткое время становится
практически равным 0.
Исключение составляют случаи, когда в ядре антиклинали проис-
ходит разгрузка подземных вод.
Применение метода обобщенных систем. Способы расчета, осно-
ванные на методе обобщенных систем удобно применять не только для
«бесконечного» пласта, но и для ограниченных водоносных горизонтов.
Это удобство объясняется тем фактором, что, как показал Ф. М. Боче-
вер (1963), уже на расстоянии более 1,5 радиусов площадной или длины
линейной системы уже при fo>5 можно заменять реальные водозаборы
одиночными колодцами. На практике такая замена позволяет в подав-
ляющем большинстве случаев все отображения представлять в виде
точечных стоков. Благодаря этому вышеприведенные формулы могут
после небольших преобразований использоваться и для расчетов обоб-
щенных систем, хотя они и выведены для одиночных водозаборов
(или для таких, у которых легко определить приведенный радиус). Для
этого от общего гидравлического сопротивления отнимается сопротив-
ление, которым обладал бы одиночный водозабор, работающий в «бес-
конечном» пласте и добавляется гидравлическое сопротивление обоб-
щенной системы и скважины. В результате для основных схем справед-
ливы определенные формулы.
1.	Для пласта-клина (частные случаи — пласт-квадрант и «полу-
бесконечный» пласт):
д = 21 дк _ 1п + /?<* + /?«..	(1Х-66)
2.	Для пласта-полосы:
/—	87,7aZsin2-—-
у? = ±LpLf(v)-ln--------4- Доб + Дскв. (IX-67)
3.	Для пласта-круга:
R =7+ 4F0- 1,5 + 2f(v)-ln-2^-+ До6 + Дскв. (IX-68)
В формулах (IX—67, (IX—68):
Д — полное гидравлическое сопротивление;
Доб — гидравлическое сопротивление обобщенной системы (опреде-
ляется по графикам на рис. IX—3, IX—5, IX—6, IX—7);
Дскв — дополнительное сопротивление определяется по (IX—41).
Остальные обозначения приведены в соответствующих формулах.
При выполнении условий, когда справедливо логарифмическое при-
ближение исходных уравнений (fo>2,5—3), получаются достаточно
простые расчетные формулы (IX—69, IX—79), которые сведены в
табл. IX—5.
Как и в случае «бесконечного» пласта, применение метода обоб-
щенных систем позволяет быстро рассчитать все необходимые вари-
анты расположения скважин, так как изменяться будет только ДСКв
и реже ДОб.
УЧЕТ НЕОДНОРОДНОГО СТРОЕНИЯ
ВОДОНОСНОГО ГОРИЗОНТА
Вопросами, связанными с движением жидкости в неоднородных
пластах, занимались многие исследователи. Однако до сих пор полу-
чено лишь ограниченное количество приемлемых для практического
181
использования решений. Это связано с большими ’ математическими
трудностями, возникающими при решении ^задач о неустановившемся
движении жидкости в неоднородной среде.
Наиболее полно разработаны Ф. М. Бочевером вопросы работы
бесконечной прямолинейной галереи в неоднородном пласте с одной
или двумя границами раздела, параллельными галерее (1964). Работа
двух галерей в тех же условиях рассматривалась М. М. Саттаровым
(1940). Ф. М. Бочевер указывает, что получающиеся решения можно
рассматривать как результат отображения реального линейного водо-
забора интенсивностью q относительно границы раздела такой же сум-
мой источников, но интенсивностью Ад, причем коэффициент А зависит
от, соотношения параметров в соответствующих зонах пласта:
...	д (km)i — (km)-2 УаГ	(IX—81)
(km)i Уа2 т (йот)., У at
'Сделав необходимое количество отображений, можно рассчитать
понижения в галерее при двух параллельных границах раздела с лю-
быми условиями на них.
• Задача о неустановившемся притоке к одиночной скважине в бес-
конечном неоднородном пласте с одной прямолинейной границей раз-
дела была решена В. А. Максимовым (1962). Расчетной формулой в
этом случае является формула (VII—138), которая, как показал
Н. А. Насруллаев (1963), является достаточно точной. К сожалению,
структура формулы (VII—138) не позволяет применить ее в тех слу-
чаях, когда в пласте имеется более одной границы раздела.
Второй схемой, которая рассматривается в ряде работ, является
«бесконечный» неоднородный пласт с круговой границей раздела (рис.
IX—11). Существующие решения этой задачи (Бочевер, 1961; Щелка-
чев, 1966; Гусейн-заде, 1965 и др.) или слишком сложны и непригодны
для практического использования, или, наоборот, слишком упрощены
и недостаточно точны. Как правило, при упрощениях полагают, что ос-
новное влияние на формирование дебита и понижений оказывают пара-
метры внешней зоны, а во внутренней происходит лишь транзит уже
сформировавшегося потока. Расчетные формулы имеют следующий
вид:
S = 0,366Q	---Qo—(IX—82)
(Йот)! rc	4л (йот)3
где. и — радиус круговой границы раздела;
(km)i —водопроводимость внутренней зоны;
(km)2 — то же во внешней зоне;
R — гидравлическое сопротивление, зависящее от параметров
внешней зоны; обычно
(IX—83)
а2 — коэффициент пьезопроводности внешней зоны.
Формула (IX—82) применима только в том случае, когда размеры
внутренней зоны невелики, а время работы большое, например, при
учете влияния скин-эффекта. Обычно же размеры зон бывают доста-
точно велики, а в формировании дебитов и понижений принимают уча-
стие обе зоны пласта, причем доля каждой зависит от времени и соот-
ношения в них параметров.
182
Для таких условий приемлемые для практического использования
решения получены В. А. Максимовым и Г. И. Баренблаттом (1958) и
А. Ф. Блиновым (1961). Формулы А. Ф. Блинова получены из условий
равенства отношений k и а в зонах и поэтому применимы лишь в огра-
ниченном числе случаев. Кроме того, они довольно сложны для прак-
tfvfriS
V,WZQ	Q	VfVzQ
V*Q J * ММ
tfwzQ	vfVzQ
V?Q	tfVzQ
^VZQ vfvld
^VZQ * V^zQ * vtywfi
Шоат.
Рис. IX-11. Схема отображений к расчетной схеме
неоднородного пласта-круга

тических расчетов. Формула Максимова—Баренблатта имеет тот недо-
Гс
статок, что при малых значениях аргумента —р=- входящие в нее функ-
у at
ции стремятся к бесконечности, что очень затрудняет расчет.
Другие расчетные схемы до настоящего времени решений не имеют.
Поэтому весьма желательно было бы получить расчетную формулу,
основанную на принципе зеркальных отображений, подобно тому, как
это было сделано Ф. М. Бочевером (1961) для галереи в пласте-полосе.
В качестве основы нами была использована наша приближенная фор-
мула С. М. Ротькина для работы скважины в бесконечном неоднород-
на
ном пласте с одной прямолинейной границей раздела (VII—23) *. Рас-
четные уравнения имеют вид;
лр =	Е,-(—а3) е а‘ — (М Е/ (— а,) е а« .
(km)x Ez (— а2) е~“« + (km)2 Е,- (— ах) е~“*
(IX—84)
В данных уравнениях:
г — расстояние до реальной скважины;
ri — расстояние до отображенной скважины;
(fem)i; ai — параметры первой зоны;
(km)2; а2 — параметры второй зоны;
р — расстояние от скважины до границы раздела;
е — основание натурального логарифма.
Формулу (IX—84) можно рассматривать как результат отображе-
ния реальной скважины от границы раздела такой же скважиной, но с
дебитом фф0.
Если пласт однородный, т. е. (ktri)i=(km)2 и ai = a2, то ф=0;
если граница раздела — контур постоянного напора, т. е. (km)2=oo,
то ф =—1; если граница — непроницаемый контур, т. е. (fem)2=0, то
ф= + 1. Все эти условия полностью согласуются с известными точными
решениями для данных случаев.
Формула (IX—84) не является точным решением уравнения пьезо-
проводности и поэтому нами были проведены сопоставительные расчеты
для сравнения с точным решением Н. А. Насруллаева (1963). Резуль-
таты приведены в табл. IX—6.
Таблица IX—6
Величина ошибки при подсчетах гидравлического сопротивления по приближённой
формуле (IX—84) в сравнении с точным решением (Насруллаев, 1963)
Гм	-21L (Г) Р2	Гидравлическое сопротивле- ние Я		% ошибки	Примечание
		по точной формуле	по (IX—84)		
0,1	1(0,1)	14,64	14,61	—0,2	Oj = 105 м2/сутки
	10(1)	17,53	17,56	+0,17	а2 = 104 м2/сутки
	102 (10)	20,95	21,24	+1,38	(km)i.= 100 м2/сутки,
	103(102)	24,63	25,02	+1,58	
	10« (103)	28,4	28,88	+ 1,70	(km)2 = 20 м2/сутки
	105 (1(H)	32,23	32,72	+ 1,50	р = 100 м
100	10(25)	8,00	7,95	—0,6	р = 500 м
	102(250)	11,45	11,71	+2,2	
	10s (2500)	15,15	15,47	+2,1	
1000	0,5(500)	5,79	5,79	0	р = 10 000 м
	1,0(1000)	6,45	6,41	—0,7	
	5(5000)	8,38	8,33	—0,6	
	10(10 000)	9,38	9,35	—0,3	
3000	1,0(1000)	4,25	4,22	—0,6	р = 10000 м
	5(5000)	6,18	6,15	—0,5	
	10(10 000)	7,19	7,16	—0,4	
* Такая же формула независимо от С. М. Ротькина была получена нами.
184
Как видно из табл. IX—6, формула (IX—84) дает, достаточно
точные результаты. Структура формулы (IX—84) позволяет применить
метод зеркальных отображений, что является ее существенным преиму-
ществом по сравнению с другими решениями. Благодаря этому ее
можно использовать для решения люб^х задач, где этот метод приме-
ним. Так, для неоднородного пласта-квадранта расчетная формула
будет иметь вид:
(IX—86)
где ф1 и фг — коэффициенты, зависящие от расстояний до соответствую-
щих границ и параметров за этими границами.
Аналогичным путем могут быть получены формулы для других
схем (неоднородные пласт-полоса, пласт-полуполоса и т. д.). Сущность
/ получения отображений при этом сохраняется.
Несмотря на кажущуюся трудоемкость расчетов схем, связанных
с бесконечным числом отображений, рекомендуемый метод вполне при-
годен для практических расчетов, так как получающиеся ряды доста-
точно быстро сходятся, а отображенные реальные водозаборы можно
заменять точеными стоками на тех же условиях, что и в однородных
ограниченных пластах. Относительно большие трудности в этих усло-
виях представляют пласты с замкнутыми границами раздела, где ко-
личество отображений является максимальным. Наибольший интерес
из них представляет схема неоднородный «бесконечный» пласт с замк-
нутой круговой границей раздела — пласт-круг.
Предложенные для этой схемы решения, как уже отмечалось,
имеют ряд недостатков. Л. В. Боревским получена расчетная формула,
основанная на методе отображений. В этом решении получающиеся
отображения можно представить в виде бесконечной системы концен-
трических кольцевых батарей, причем радиус их выражается соотно-
шением:
rt = 2ir„	(IX—87)
где i — порядковый ном^р отображенной батареи;
— ее радиус;
гк — радиус внутренней зоны неоднородного пласта-круга.
Количество отображений в каждой батарее равно:
Nt = 8t.	(IX-88)
Расстояние до границы раздела при получении отображений (р»)
для каждой батареи составило:
p/ = (2t —l)rK.	(IX-89)
С учетом этого по формуле (IX—85) определены коэффициенты к деби-
там ф для неоднородных пластов, а сучетом формулы (IX—88)—дебиты
батарей. Несложные преобразования привели к выражениям:
Qi = Qo-4ih(l +Ф1);
Qu = Qo-4iM2(1 + 2фх + ФХФ2);
Qni = Qo- 4ф!ф2ф3 (1 + 2фх + 2ФЛ + ФЛФз),	(IX—90)
а в общем виде — к выражению
Г п 1 Г п-	п~ 1 i 1
Q„ = 4Q0[n^JLl + n^ + 2Sni|,J,	(IX—91)
185
где
= (fem)xE,- [— (2Z—1)2а,] е~^2'~1^	— (fan)2 Ег [— (2Z — 1 )2 а,] g-t2»-1)^ .
1	(krn^Eil—(2Z— 1)асе3]е—<2/—(Am)aEz [— (И — l)sax] е-(21-1)‘аг
(IX—92)
п-—номер отображенной батареи, для которой определяется дебит;
i — порядковой номер батарей от 1 до п включительно;
П — произведение всех п членов.
Таким образом, для определения понижения уровня в скважинах
водозабора, расположенного во внутренней зоне неоднородного пласта,
можно записать выражение:
5 = —(/?«, + Л/?),,	(IX-93)
4ят
где Rx — гидравлическое сопротивление водозабора при его работе
в бесконечном пласте с параметрами внутренней (первой)
зоны;
Л/? — дополнительное сопротивление, вызванное неоднородностью
пласта;
/?оо = -Е(.
Л2
Пр
4axZ
(IX—94)
При определении величины ДЛ? необходимо учитывать следующее.
Из графиков, приведенных в работе Ф. М. Бочевера (1963), видно, что
гидравлические сопротивления от работы кольцевой батареи в центре
ее и на расстоянии 0,4 ее радиуса от центра практически равны и могут
определяться по (IX—94) с подстановкой вместо гпр радиуса батареи.
В рассматриваемой схеме это расстояние составляет 0,8 гк даже для
первой батареи, что включает в себя все встречающиеся в практике
случаи.
При этом условии гидравлическое сопротивление от n-ой отобра-
женной батареи (Д/?п) выразится уравнением:
Г n 1 Г п	п— Г I 1 Г / га2Г2
д^в = 4[п^][1+п^ + 2 £ПД -ЕД------------
\ вц
; (IX—95)
Д₽ = 2 ДЯ„.	(IX—96)
При определении понижений в скважинах водозабора необходимо
сначала рассчитать Д/?, которое не зависит от схемы водозабора, а за-
тем уже рассчитывать в зависимости от различных вариантов рас-
положения эксплуатационных скважин.
Сложность вычислений по предложенной методике лишь кажу-
щаяся. Проведенные нами расчеты, результаты которых будут пред-
ставлены ниже, показали, что обычно достаточно учесть только первые
4—6 отображенных батарей; лишь в одном случае пришлось учесть
десять отображений. Кроме того, вычисление Д/? производится только
один раз. Для оценки точности формул (IX—92, IX—96) было прове-
дено моделирование указанной схемы на гидроинтеграторе. При этом
мы задавались различными соотношениями параметров в зонах, при-
чем в весьма широких пределах:	=10-4-200; — =-34-100.
(km).,	аг
186
Таблица IX—7
Сопоставление понижений S, рассчитанных по формуле (IX—93) и полученных
на интеграторе (для неоднородного пласта)
380 12,5
380 12,5
1,27-10s 1,25.103
3,8.10* 1,25-10»
55,2
12,7
18,1
375
375
375
6,6
4,1
5,0
5,7
3,9
4,85
Примечание
380
380
380
380
500
500
3,8-10*
1,27.10s
3,8-103
1,27-Ю5
5-103
5 103
4,2-103
1,25-10*
1,2510s
2,510s
5-102
10s
9
10
3
50
10
5
5,45
12,7
18,4
1,84
4,6
61
123
13,5
5,4
13,5
2,6
4,55
6,42
2,9
5,2
6,8
По формуле
А. Ф. Бли-
нова (1961)
Sa=5,7 м;
ошибка —
14%
910
360
910
360
910
910
360
910
910
360
1,21
1,52
2,57
2,92
23,1
36,1
2,67
2,90
0,9
1,5
1,7
1,22
1,53
2,66
2,98
21,9
34,5
2,82
3,04
0,88
1,6
1,8
По формуле
закрытого
пласта
S =12,6 м
По формуле
закрытого
пласта
Sa =81 м
Все варианты, смоделированные на интеграторе, были просчитаны
по формуле (IX—93). Исходные данные и полученные результаты све-
дены в табл. IX—7. Из нее следует, что формула (IX—93) дает вполне
удовлетворительные результаты, во всяком случае в исследованных,
весьма широких пределах соотношений расчетных параметров. Пониже-
ния, рассчитанные по ней, отличаются от полученных на интеграторе,
как правило, не более чем на 6%, что в общем находится в пределах
точности прибора. Исключение составляют задачи, где ошибка соста-
вила —13,5 и +14%. Учитывая равнозначность ошибок, можно пред-
положить, что они скорее всего связаны с погрешностями, допущенными
при моделировании, тем более, что эти две задачи были первыми из
поставленных в лаборатории.
Сравнение результатов, полученных по формуле (IX—93) с резуль-
татами расчетов по формулам А. Ф. Блинова (1961), В. А. Максимова
и Г. И. Баренблатта (1958), показывает, что последние дают, как пра-
вило, меньшую точность, чем формула (IX—93). Это легко видеть из
данных табл. IX—8.
Высокая точность формул (IX—84), (IX—85) и (IX—92, IX—96)
дает основание считать, что изложенный метод можно применять во
всех расчетных схемах, где будет правомерным метод зеркальных отоб-
ражений, поскольку все они лежат между описанными крайними слу-
чаями.
187
Таблица IX—8
Сравнение понижений (S), полученных по формуле (IX—93), с понижениями,
полученными на интеграторе и по формулам Максимова — Баренблатта и Блинова
№ задач	1	2	3	4	5	6
Интегратор		6,6	5,0	4,55	6,42	2,92	36,1
Формула Максимова — Баренблатта		5,88	4,44	4,83	5,68	1,56	44,8
Формула Блинова		—	5,7	——	—	——	—
Формула (IX—93)		5,7	4,85	5,2	6,8	2,98	34,5
ВЛИЯНИЕ СВОБОДНОГО И РАСТВОРЕННОГО ГАЗОВ
Влияние газа, выделяющегося в стволе скважины, и способы его
количественной оценки достаточно подробно изложены в гл. VII и VIII.
В данном разделе будет кратко рассмотрено влияние свободного и рас-
творенного газов на движение жидкости в пласте.
Растворенный газ несколько уменьшает объемный вес и вязкость
жидкости. Эти изменения настолько незначительны, что на практике
не учитываются. В большей степени наличие растворенного газа ска-
зывается на величине сжимаемости жидкости, увеличивая ее на 5% на
каждую единицу газового фактора, что выражается формулой Додсона
и Стэндинга
₽р = (1О,О5Ро)Рв»	(IX—97)
где рг — коэффициент упругого сжатия воды с растворенным газом;
рв — коэффициент упругого сжатия воды без газа;
Vo — газовый фактор.
Учитывая степень точности определения параметра р, влиянием
растворенного в пластовой воде газа на режим ее движения можно
пренебречь. Иная картина наблюдается, когда газ в водоносном гори-
зонте присутствует в свободном состоянии, что весьма усложняет усло-
вия фильтрации жидкости. Несмотря на большое количество исследо-
ваний, посвященных данному вопросу, сколько-либо удовлетворитель-
ных решений до сих пор не получено.
В принципе можно выделить два основных случая:
а)	в пласте присутствует свободный газ в ненарушенных условиях;
давление насыщения равно пластовому;
б)	пластовое давление до начала эксплуатации выше упругости
растворенного газа; сравниваются они лишь при эксплуатации.
В первом случае после пуска скважины практически мгновенно
начинает выделяться растворенный газ, пополняющий газовую шапку.
Движение жидкости в пласте происходит при газонапорном режиме.
Поскольку объем свободного газа пропорционален давлению, снижение
последнего компенсируется расширением газа, так что падение пласто-
вого давления при одном и том же дебите резко замедляется. В этом
случае вскрытие пласта целесообразно проводить в нижней его части,
чтобы избежать прорыва газа в скважину, так как это обычно приво-
дит к резкому уменьшению, а иногда и почти полному прекращению
излива.
Во втором случае выделение газа начинается лишь с какого-то мо-
мента эксплуатации, когда пластовое давление сравнивается с давле-
нием насыщения (упругостью) растворенных газов. Теоретически про-
блема движения в пористой среде газо-водяной эмульсии до сих пор не
решена. Из практики известно, что выделение газа из раствора может
приводить либо к резкому увеличению дебита, либо (наиболее частые
случаи) к его падению, что связано, по-видимому, со многими причи-
188
нами и в первую очередь, по нашему мнению, со структурой порового
пространства. Пузырьки выделившегося газа могут закупоривать от-
дельные поровые каналы, ухудшая общую проницаемости, особенно в
призабойной зоне, где наблюдается максимальное падение давления.
С другой стороны, газ может выполнять роль поршня и усиливать дви-
жение воды к скважине, причем его хорошая сжимаемость резко умень-
шает коэффициент пьезопроводности, а следовательно, и темп падения
давления. Кроме того, ввиду малой вязкости газ может опережать
жидкость в скорости продвижения, занимая середину поровых каналов
и оттесняя жидкость к стенкам. Тогда жидкостный дебит скважин резко
уменьшается: в основном в них поступает газ. Какой из этих эффектов
будет преобладать, можно выяснить только экспериментально в про-
цессе разведочных работ.
Надо заметить, что газ при больших давлениях занимает очень
малый объем. Поэтому при небольших объемах выделившегося газа
(до 1 % объема) его влиянием можно пренебречь. Возможная закупор-
ка некоторых пор вполне компенсируется уменьшением пьезопровод-
ности.
Если в процессе разведки не выяснено, какое влияние оказывает
свободный газ, при назначении эксплуатационного понижения рекомен-
дуется избирать его не больше того, при котором объем свободного
газа в призабойной зоне будет не более 1% (с учетом давления). Пос-
леднее легко определить, используя методику, изложенную в гл. VII.
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ПРИ НАЛИЧИИ
ВОСХОДЯЩИХ источников
Если на площади эксплуатационного участка имеется очаг раз-
грузки подземных вод продуктивного горизонта в виде восходящих ис-
точников, то разведкой необходимо изучить естественный режим источ-
ников и выявить гидравлическую взаимосвязь между ними и скважи-
нами будущего водозабора. При наличии такой взаимосвязи оценка
эксплуатационных запасов промышленных вод производится с учетом
источников. Падение дебита их после пуска водозабора согласно методу
суперпозиции имитируется фиктивным нагнетанием жидкости в пласт,
для чего в области источников задаются один (концентрированное во-
допроявление) или несколько (рассеянное водопроявление) фиктивных
нагнетательных колодцев.
Расход нагнетания в первый период эксплуатации водозабора (до
полного иссякания источников) будет переменным и нарастающим (от
нуля до первоначального дебита источников). В расчетной схеме пере-
менный расход нагнетания приближенно приводится к постоянной сред-
невзвешенной величине. После иссякания источников расход нагнета-
ния считается постоянным и численно равным первоначальному их
дебиту *.
Рассмотренная схематизация режима источников позволяет ис-
пользовать метод наложения фильтрационных течений, составить урав-
нение для определения снижения уровня в какой-либо точке пласта
при эксплуатации водозабора. В результате возникает возможность
получить расчетную схему для кольцевого водозабора с концентриро-
ванным очагом разгрузки подземных вод во внутренней его части. На-
чальные и граничные условия этой схемы принимаются следующими:
пласт «бесконечный», однородный, с непроницаемыми подошвой и кров-
лей; движение жидкости в пласте до начала эксплуатации водозабора
установившееся; водозабор работает с постоянным дебитом; расход
* За первоначальный дебит источников целесообразно принимать средневзвешенное
его значение, установленное многолетними наблюдениями.
189
нагнетания в области источников, имитирующий падение их дебита,
изменяется скачкообразно.
С учетом принятых допущений зависимость между депрессией и
дебитами водозабора и источников выразится уравнением:
S = (Явод -	- «X),	(IX—98)
4jtkm
где фвод — суммарный дебит водозабора;
S — снижение уровня в какой-либо точке пласта за период t;
/?вод — гидравлическое сопротивление, создаваемое водозабором
в этой же точке за период /;
/?'н — гидравлическое сопротивление, создаваемое фиктивным
нагнетательным колодцем в области источников за пе-
риод t;
7?н — гидравлическое сопротивление, создаваемое фиктивным
нагнетательным колодцем за отрезок времени t—tKV\
_ ^и. ср .	_ Qh Qh. Cp .
Л »	— о 1
’•свод	Чвод
(IX—99)
<2н.ср — средневзвешенный дебит фиктивного нагнетания от начала
эксплуатации водозабора до полного иссякания источников;
QH — первоначальный дебит источников.
Величина 7?ВОд для точек, расположенных во внутренней части во-
дозабора или непосредственно на его контуре при соблюдении кри-
терия
— > 3,5,	(1X^100)
гвод
определяется по формуле:
Явод = — Ez (
гвод
4at
(IX—101)
Эта формула справедлива для точек пласта, удаленных от центра
водозабора на расстоянии г, если
г	_ , г-	at	г-
---->1,5 и — > 5.
Гвод	Г2
(IX—102)
В формуле (IX—101) вместо гвод подставляется г.
Во всех остальных случаях величина /?ВОд может быть определена
по графикам, представленным в работе Ф. М. Бочевера (1961).
В выражениях IX—100, 101 и 102:
Гвод — радиус кольцевого водозабора;
г — расстояние от центра водозабора до удаленной точки пласта,
в которой определяется снижение уровня.
Гидравлическое сопротивление R'u находится также из выражения
(IX—101), в котором вместо гВод подставляется g— расстояние от
центра области источников (фиктивного нагнетательного колодца) до
точки, в которой определяется снижение уровня.
Для гидравлического сопротивления RH справедливо выражение:
где /кр — время, считая от начала эксплуатации водозабора до момента
полного иссякания источников.
190
(IX—104)
В исходном уравнении (IX—98) неизвестными являются QH.cp.
и 4р.
Для нахождения QH.cp принимается, что при работе водозабора
дебит источников изменяется пропорционально оставшемуся перепаду
напоров между областью их выхода и контуром скважин, т. е.
Qh(<) = Q„^=^
где Qh(o — дебит источников на какой-то отрезок времени при сни-
жении уровня в области их выхода скважинами водоза-
бора на величину S<;
AS — перепад напора между областью источников и контуром
водозабора в естественных условиях (устанавливается раз-
ведкой) .
С учетом (IX—104):
Qh(O = Qh--Qmo ~ Qh~7" ,
где QH(o — расход фиктивного нагнетательного колодца на, отрезок вре-
мени t.
Величина AS и S< находятся по формулам:
AS = in ;
2nkm ги
г2 \1
ВОД 1
..—* I J
4at /
где Ги — условный радиус области источников.
После подстановок (IX—106) и (IX—107) в (IX—105)
/ Г2 \
I вод |
— Е,- —-----
\	4а/ /
21п-Г-^
Ги
нагнетания за отрезок времени t на-
(IX—105)
(IX—106)
£   Свод
Z	4л/гт
-Ez
(IX—107)
Qn(f) — Рвод
(IX—108)
Средневзвешенная величина
ходится из уравнения:
Qh. ср(О =	“
I Чвод
0 21п-^5-
Гн
-Б,-
г2
вод
4at
di. (IX—109)
и подставок
(IX—106) и
: значения 1п получаемого
г И
(IX—107), а также значения
за период 4р, т. е. от начала
полного иссякания источников,
После интегрирования
из совместного решения
Мкр уравнение для определения QH.cp
эксплуатации водозабора до момента
имеет следующий вид:
Qh. cp--- Qh
Г2
вод
—Ez
— , вод
е
ВОД
4а/кр
(1X^110)
Время /кр находится следующим образом. Допускается, что источ-
ники полностью прекратят функционировать в момент, когда напоры в
191
области их выхода и на контуре водозабора сравниваются, т. е. прак-
тически когда уровень подземных вод на контуре водозабора понизится
на величину AS. По Ф. М. Бочеверу (1961), выравнивание уровней
внутри кольцевого водозабора происходит быстро и достигается при
соблюдении критерия (IX—100).
С учетом этого критерия для точек, расположенных на контуре во-
дозабора, справедливо уравнение:
S= Д-2г°Д
4itkm
(IX—111)
гвоя
4а/Кр
Q	(г
VH. ср _Е I _ ВОД
4nkm _	1 \ 4atKp
Путем подстановок в
(IX—ПО) и значения Хкр=
уравнение (IX—111) значения QH.cp из
получается:
AS =	{- Ez(Лкр) [1 -а(1 + М + а^‘
где а =	.
Овод
Используя уравнение (IX—112), по фактическому значению AS
путем подбора находят Хкр, после чего tKp рассчитывают из выражения:
г2
'кр
(IX—112)
(IX—113)
/кр " 4сАкр
В тех случаях, когда полученное /кр не удовлетворяет критерию
(IX—100), значение его является заниженным: его фактическая вели-
чина занимает промежуточное положение между рассчитанной по фор-
мулам (IX—112) и (IX—113) и найденной по критерию (IX—100).
Для практического пользования на рис. IX—12 представлены, уни-
версальные графики p=f(XKp), построенные при различных значе-
ниях а, где:
0 =	(IX—114)
Овод
С помощью этих графиков по фактическому значению р находятся
ХкР, а затем tKP. При известном значении /кр по формуле (IX—110) оп-
192
ределяется QH.cp. Анализ уравнения (IX—98) показывает, что при со-
блюдении критериев
сс <0,5 —0,6 и -^—>40-50	(IX—115)
гвод
/кр в расчетах можно не учитывать. В этом случае допускается ошибка
..в сторону занижения депрессии не более 10%. Поэтому в формуле
(IX—98) с учетом (IX—115) можно принимать: а2^н=0 и ai = a2=
Чвод
ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ
С ПОДДЕРЖАНИЕМ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
В условиях упругого режима пласта разработка месторождений
подземных вод приводит к непрерывному понижению пластового дав-
ления. В ряде случаев снижение динамического уровня может достичь
значительных величин, превышающих допустимые, и эксплуатацию
промышленных подземных вод целесообразно проводить с-поддержа-
нием пластового давления. Для этого на месторождении закладывается
система (линейная, кольцевая, контурная и т. д.) нагнетательных сква-
жин и с учетом их расстановки и темпов закачки воды в пласт выпол-
няется подсчет эксплуатационных запасов. Батареи нагнетательных
скважин обычно ограничивают участок разработки и играют роль ис-
кусственного контура питания. Чем больше расстояние от нагнетатель-
ных скважин до эксплуатационных, тем больше срок, в течение кото-
рого перераспределение давления внутри области разработки протекает
по законам неустановившейся фильтрации жидкости. И наоборот: при
расположении нагнетательных скважин вблизи от эксплуатационных
распределение давления в области разработки сравнительно быстро
приближается к установившемуся.
Следует отметить, что в настоящее время нет разработанной тео-
рии, позволяющей прогнозировать процесс вытеснения пластовых вод
водой через систему нагнетательных скважин. Некоторые методические
приемы выработаны геологами-нефтяниками лишь для гранулярных
коллекторов. Для карбонатных же пород они разработаны очень слабо.
При обратной закачке рассолов в тот же пласт происходит нерав-
номерное перемещение фронта воды от линии нагнетательных скважин
к линии эксплуатационных, что связано с фильтрационной неоднород-
ностью. Практически нет возможности регулировать этот процесс пере-
мещения воды по отдельным более проницаемым прослоям в связи с
отсутствием методов контроля в условиях вытеснения воды водой. В ре-
зультате неравномерного вытеснения из пласта жидкости та или иная
эксплуатационная скважина может быть обводнена отработанной водой
раньше, чем будет извлечен весь планируемый объем рассола между
рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин. Эту неравномер-
ность процесса нефтяники пытаются компенсировать разного рода коэф-
фициентами (вытеснения, охвата, заводнения и др.).
Допустим, что в бесконечном пласте работают с постоянными деби-
тами п скважин, часть из которых эксплуатационные, а часть нагнета-
тельные. На основе метода суперпозиции понижение напора S в любой
точке М пласта в момент t может быть выражено при помощи алгеб-
раической суммы понижений напора вызванных независимой рабо-
той каждой из скважин (с индексом I):
s = s1 + s2-i- . . . + S„ = 2S<-- (IX—116)
1=1
13 Изыскания и оценка запасов
193
к
Изменение напора S; от действия каждой скважины в отдельности
может быть выражено уравнением:
Sz = -^-l-Ez
4лйт I
(IX—117)
4а (t — ti).
где Qi — дебит скважины;
k — коэффициент фильтрации пласта;
т — мощность пласта;
Гг — расстояние от точки М до каждой скважины;
f — текущее время;
t{ — время пуска скважины.
Оценка эксплуатационных запасов обобщенных систем сводится к
определению их дебита, понижения и давления нагнетания во времени.
Обобщенные системы могут быть представлены в виде линейной, коль-
цевой и площадной. Наиболее рационально располагать поглощающие
и разгрузочные скважины в виде двух параллельных линейных рядов
на- расстоянии /. В этом случае между этими рядами возникает услов-
ный кон'гур постоянного напора на расстоянии -у- и поток от одного к
другому является прямолинейно-параллельным. Предполагается, что
все скважины гидродинамически совершенны и имеют одинаковый ра-
диус.
Теоретически суммарный дебит всех нагнетательных скважин дол-
жен быть равен суммарному дебиту всех эксплуатационных скважин.
Поэтому через некоторое время t в зависимости от I и внешних границ
пласта движение воды в системе станет установившимся. В случае бес-
конечного пласта понижение уровня воды в скважине может быть оп-
ределено из уравнений (IX—116) и (IX—117) с использованием разло-
жения в ряды при /->оо:
(п	\
In —-f-2 Vln-M	(IX—118)
л0	г. Г
7—1 J
где I — расстояние от эксплуатационного ряда до нагнетательного, м;
Г{ — расстояние от скважины, в которой определяется понижение
уровня, до скважины эксплуатационного ряда с номе-
ром i, м\
pi — расстояние от скважины, в которой определяется понижение
уровня, до отраженных от контура постоянного напора сква-
жин с номером I, м\
г о — радиус скважины, м.
Для данной системы водозабора максимальное понижение уровня
будет в центральной скважине эксплуатационного ряда.
Удаленность нагнетательного ряда ст эксплуатационного ряда / с
учетом равномерного замещения пластовой воды закачиваемой может
быть определена следующим образом:
/ = -7.Qcl * ,	(IX-119)
где Qct — статические запасы пластовой воды между рядами эк-'
сплуатационных и нагнетательных скважин, м3;
L — длина линейного водозабора, м;
тЭф — эффективная пористость пласта;
^эф — эффективная мощность пласта, м;
Р — коэффициент, учитывающий неоднородность пласта.
Кроме того, эксплуатационные запасы должны удовлетворять сле-
дующей зависимости:
-  QcT = ст,	(IX—120)
Оэкспл
194
где <Ээкспл — суммарная величина водоотбора (эксплуатационные за-
пасы), м3) сутки;
t — время эксплуатации, суткщ
а — коэффициент запаса.
Из указанных значений известны йЭф, тиЭф, t. Кроме того, по дан-
ным разведочных работ можно выбрать линейный размер водозабора.
При данных условиях возможно применение двух расчетных приемов.
1. Задавшись значениями коэффициентов а и р и удаленностью
нагнетательного контура I, определяем суммарный водоотбор <ЭЭКСпл-
Затем, задавшись дебитом на одну скважину, найдем число скважин и
расстояние между ними при известном L.
2. Задавшись значениями коэффициентов а и р и суммарной ве-
личиной водоотбора Сэкспл, находим удаленность нагнетательного кон-
тура. При этом количество и размещение в ряду эксплуатационных
скважин должно быть известно.
•• Опыт нагнетания воды в скважины показывает, что приемистость
нагнетательной скважины часто ниже дебита скважины при откачке,
поэтому при равных дебитах откачки и нагнетания требуется большее
число нагнетательных скважин, чем эксплуатационных. Установление
нагрузки на одну нагнетательную скважину является важнейшим воп-
росом, определяющим экономичность разработки месторождения.
В практике разработки нефтяных и газовых месторождений этот вопрос
решается с помощью различных эмпирических зависимостей. Количе-
ство нагнетательных скважин, расстановка их в линейном ряду, при-
емистость одной скважины и давление нагнетания при условии устано-
вившегося движения могут быть связаны формулой Маскета-Лейбен-
зона
Др = . °'?66-0т_Лц — +	. (IX—121)
km \ 2лг л ]
где Дрс — давление нагнетания, ат;
Q — приемистость нагнетательной скважины, м3/сутки;
у — вес единицы объема промстоков, г/см3;
km — водопроводимость пласта, м21сутки;
1 — расстояние между скважинами ряда, м;
I — расстояние между рядами нагнетательных и разгрузочных
скважин, м;
г — радиус скважины, м.
При проектировании системы нагнетательных скважин расчеты
производятся обычно для нескольких вариантов чисел и расположений
скважин. Наиболее рациональным является вариант, при котором дав-
ление нагнетания является наивыгоднейшим (Рн.в), что предварительно
рассчитывается по формуле Крылова А. П. (1962)
Ря.в = 1/^-(ри_рпл-М,	(IX—122)
где Сскв—стоимость одной нагнетательной скважины, руб;
Сад — стоимость одного киловатт-часа энергии, руб; 
г] — к. п. д. насосных установок ( — 0,5);	у
q — коэффициент приемистости нагнетательной скважины,
м31сутки • ат;
Т — время работы нагнетательной скважины, сутки;
w — количество энергии, затрачиваемой на повышение давле-
ния на 1 ат для 1 я3 закачиваемых промстоков —
0,27 квт/м3 • ат;
Рот — давление столба воды в скважине, ат;
Т’пл — пластовое давление, ат;
РТр — потери давления на трение в трубах и арматуре, ат.
195	13*
По опыту нагнетания воды в пласт на нефтяных месторождениях
давление на головке нагнетательных скважин принималось 50—100 атм,
иногда 100—200 атм. Приемистость скважин при этом давлении на-
гнетания изменялась от 300 до 3000 м31сутки. В случае расположения
эксплуатационных и нагнетательных скважин по окружностям радиу-
сами Г\ и г2 при прочих равных условиях используются те же форму-
лы (IX—116, IX—117 и IX—118). Удаленность нагнетательного кон-
тура от эксплуатационного I может быть определена аналогично
(IX—119, IX—120) по формуле:
Z = —Q3Kcta_ t	(IX— 123)
Л Л|
где Г1 — радиус внешнего кольца, м\
г2 — радиус внутреннего кольца, м.
Остальные обозначения те же, что и в (IX—119, IX—120, IX—121,
. IX—122).
В случае «полубесконечного» пласта для исследования процесса
перераспределения давления необходимо использовать метод зеркаль-
ного отображения стоков-источников в зависимости от характера гра-
ницы. При этом задача сводится к случаю работы 2 п скважин (п ре-
альных и п отображенных) в «бесконечном» пласте.
Если суммарны?! дебит эксплуатационных скважин равен суммар-
ному дебиту всех нагнетательных скважин, то независимо от характера
внешних границ давление в пласте при t-+oo стабилизируется и в этом
случае могут быть использованы формулы установившейся фильтрации.
Понижение уровня в ряду эксплуатационных скважин зависит от рас-
положения их по отношению к непроницаемым границам. Однако влия-
ние внешних границ сказывается незначительно. Например, при шири-
не полосы 1000 м и расположении скважин в 100 м от непроницаемой
границы понижение в этой скважине при прочих равных условиях
только на 15% больше, чем при отсутствии указанной границы. При
заложении скважины посредине полосы водоупорная граница практи-
чески не оказывает влияния на уровень в данной скважине.
Поддержание пластового давления нагнетанием отработанных про-
мышленных вод в тот же водоносный горизонт на ряде месторождений
может в несколько раз увеличить эксплуатационные запасы промыш-
ленных вод. В то же время стоимость извлечения промышленных под-
земных вод резко возрастет, так как минимальная себестоимость за-
качки 1 м3 воды для поддержания пластового давления по опыту
эксплуатации многих нефтяных месторождений составляет 12—
14 коп.
ГЛАВА X
НЕКОТОРЫЕ ДРУГИЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ПО ОБЩИМ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ
УСЛОВИЯМ И ПО АНАЛОГИИ
В данном разделе представляется целесообразным рассмотреть
случаи, обычно встречающиеся в условиях глубоких напорных про-
мышленных подземных вод.
В инструкции ГКЗ по применению классификации эксплуатацион-
ных запасов подземных вод (1962) к изученности по категории С2 от-
носятся запасы, установленные на основании общих гидрогеологических
.данных, подтвержденных опробованием водоносного горизонта в от-
196
дельных точках, либо по аналогии с разведанными участками, а к изу-
ченности по категории Ci — запасы, также по аналогии, с существую-
щими водозаборами или примыкающими участками, по которым запа-
сы подземных вод того же водоносного горизонта определены по ка-
тегориям А и Б.
Во втором случае требуется аналогия по тому же водоносному го-
ризонту на соседних участках и площадях. Очевидно, что аналогия,
должна быть также подтверждена в отдельных точках разведкой и
опробованием с получением данных по дебиту и качеству воды.
При оценке запасов промышленных подземных вод по общим гид-
рогеологическим условиям и аналогии особенно важно использование
результатов разведочных работ, каротажных исследований, лаборатор-
ных и полевых опробований по данным поисково-разведочных скважин
на нефть и газ, а также опорных скважин. Обычно опробование таких
скважин опытными откачками для пластов с промышленными водами
не производится, но данные каротажа используются. Поэтому, срав-
нивая каротажные диаграммы неопробованных скважин с каротаж-
ными диаграммами скважин, опробованных откачками, можно устано-
вить приближенные показатели и даже параметры участка, позволяю-
щие оценить запасы.
По данным разведки в отдельных точках и по каротажным диаг-
раммам скважин оцениваемого участка можно достаточно точно опре-
делить мощность водоносного горизонта и приближенно коэффициенты
фильтрации и пьезопроводности.
По данным опробования откачкой (самоизливом) оцениваемого
водоносного горизонта для соответствующих участков, а также мето-
дом восстановления уровней достаточно точно определяются (для
опробуемых скважин) необходимые расчетные параметры пласта и
воды.
При оценке эксплуатационных запасов подземных промышленных
вод по категории Cj, кроме использования метода аналогии с сопо-
ставлением общих гидрогеологических условий, обязательно требуется
расчет водозаборов по полученным параметрам. Такой расчет будет
более приближенным, чем для категорий В и А, но по существу вклю-
чает все необходимые расчетные элементы. При этом должны быть
конкретные количественные показатели параметров не только на уча-
стке водозабора, но и вне его, примерно в радиусе до 100 км или до
границ пласта, конечно, с весьма редкими точками опробования, затем
обобщенными на основании анализа геологических и гидрогеологиче-
ских условий.
Формулы для гидродинамического расчета запасов по категории
изученности С] можно брать с меньшей точностью (например, до 20%),
чем для более высоких категорий, где точность формул принимается
преимущественно 1—5%.
Соответственно для запасов по категории Ci уменьшаются точность
исходных данных и точность гидравлических расчетов по сравнению с
категориями изученности В и А.
Для оценки запасов по категории изученности С2 можно пользо-
ваться методом аналогий путем сравнительного анализа гидрогеологи-
ческих условий. При этом для оцениваемого участка и аналога (с под-
считанными запасами) рекомендуется сравнивать их km (водопроводи-
мость), так как дебиты водозаборов и понижения уровня воды почти
пропорциональны этому параметру (с учетом сравнения граничных
условий). Кроме того, пользуясь имеющимися редкими данными опыт-
но-разведочных работ и сравнением каротажных диаграмм, следует
определить расчетные параметры и обобщить их по анализу геологиче-
ских и гидрогеологических условий. По полученным приближенным па-
раметрам ориентировочно гидродинамическим (а в соответствующих
197
случаях — гидравлическим) методом рассчитывается дебит водозабо-
ров (эксплуатационные запасы).
Таким образом, пользуясь методом сравнительного анализа гидро-
геологических условий и аналогии, рекомендуется производить прибли-
женные (для кат. Ci) и ориентировочные (для кат. С2) гидродинамиче-
ские (а в некоторых случаях гидравлические) расчеты водозаборов,
т. е. давать количественную оценку запасов подземных вод по дебитам
и составу воды.
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ВОД ПО ДЕБИТАМ ИСТОЧНИКОВ
Оценка запасов вод источников сводится к определению обеспечен-
ности их дебита при эксплуатации путем анализа гидрогеологических
условий питающего водоносного горизонта и условий выхода подзем-
ных вод и режима источников.
Методика оценки запасов вод источников выбирается в зависи-
мости от ряда факторов (изменчивость дебита, сроки и количество на-
блюдений, наличие аналогов, потребность в воде и др.).
Наиболее простой метод сводится к определению средней много-
летней нормы расхода. Для этого составляются таблицы и хронологи-
ческие графики по дебитам (среднемесячным, среднесуточным) с ис-
пользованием результатов длительных (не менее одного года) наблю-
дений. По таблицам и графикам рассчитывается среднегодовая норма
расхода (в л/сек или сутки). Указанный метод хотя и является при-
ближенным, однако он дает вполне удовлетворительные результаты
для источников, режим которых считается постоянным (по классифи-
кации А. М. Овчинникова при От in : Qmax= 1 ' 1 — 1 : 2).
Если дебит источников во времени существенно изменяется, то для
оценки эксплуатационных запасов необходимо устанавливать степень
его обеспеченности. Для этого строятся эмпирические кривые распре-
деления и обеспеченности источников с использованием следующего ме-
тода. По данным таблиц и хронологических графиков дебита выявля-
ются его максимальные и минимальные значения. Амплитуда кривых
отклонений дебита делится на равные интервалы (например, при мак-
симальном и минимальном значениях дебита соответственно 100 и
10 м?1сутки, амплитуды колебаний можно разбить на интервалы через
5 и 10 м3[ сутки). Для каждого выделенного интервала устанавливается
суммарное число суток или месяцев его встречаемости в % от общего
годового или многолетнего цикла наблюдений. Затем строится кривая
распределения (или частоты) дебита путем отложения по оси абсцисс
(в масштабе) процента встречаемости данного интервала, а по оси
ординат — среднего значения дебита в этом интервале. Кривая обеспе-
ченности источников получается последовательным суммированием
кривой распределения (частоты). Примеры кривых распределения и
обеспеченности для одного из источников Крыма Показаны на рис. X—1
(Плотников, 1959). Как видно на рисунке, дебит 2 л/сек обеспечен на
47%, дебит 1 л/сек — на 96%, дебит 0,79 л/сек — на 100%.
С учетом кривой обеспеченности задается эксплуатационный расход
и устанавливается режим эксплуатации источников.
Более надежно кривая обеспеченности источников может быть по-
строена с использованием методов математической статистики и корре-
ляции. Применение этих методов подробно освещается в работе
Н. А. Плотникова (1959).
При исследовании источников часто приходится встречаться с не-
продолжительными наблюдениями. В этом случае можно воспользо-
ваться источниками — аналогами с длительными наблюдениями. Со-
вершенно очевидно, что аналоги и исследуемые источники должны на-
ходиться примерно в равных гидрогеологических условиях. Непосред-
198
ственный перенос характеристик дебита возможен лишь при наиболее
благоприятных условиях. В остальных случаях следует пользоваться
поправочным коэффициентом из уравнения Н. А. Плотникова (1959):
'	Mx = aMa,	(X—1)
где Afx — искомая характеристика- за многолетний период (в част-
ном случае — среднегодовая норма расхода);
Ма — та же характеристика аналога за многолетний период;
а — поправочный коэффициент.
а =	,	(X—2)
та
Рис. Х-1. Графики расхода источника
I — хронологический; 2 — кривая распределения; 3 — кривая обеспеченности
где тих — характеристика исследуемого источника за короткий пе-
риод (в частном случае — средний, максимальный или ми-
нимальный расход за этот период);
та — характеристика аналога за тот же короткий период на-
блюдений.
Минимальный расход источника можно определить по уравнениям
Буссинеска — Майэ:
Q = Qe-a(^o);	(X—3)
Qo
Q =-----------
[1 + «(*—4>)12
(Х-4)
где Q — искомый минимальный расход в конце интервала для вре-
мени t—10;
Qo — расход в начальный период времени t0',
а — постоянная для каждого источника; определяется по фор-
муле:
а = lg Qo — lg Qt
2,3 (t —t0)
। Уравнение (X—3) справедливо при значительной мощности водо-
носного горизонта и при режиме, не испытывающем постороннего
влияния. При небольшой мощности водоносного горизонта пользуются
уравнением (X—4).
(Х-5)
199
Разгрузка подземных вод глубоких горизонтов обычно осуществ-
ляется через восходящие источники. Поэтому фиксируемый на поверх-
ности дебит источников обычно не отвечает максимально возможному
получению расхода в данной точке. Для выявления последнего необхо-
димо решить задачу о закономерностях увеличения дебита при раз-
личных понижениях и составить уравнение дебита. При прямолинейной
зависимости дебита от понижения применяется уравнение:
Q = qS,	(Х-6)
где q — удельный дебит.
Если такая зависимость параболическая, то справедливо урав-
нение:
S = aQ + &Q2,	(X—7)
где а и b — параметры уравнения.
Для степенных функций в общем виде используется уравнение:
S = cQ",	(X—8)
где а и с — постоянные для искомой зависимости.
Для составления уравнений (X—6, X—8) необходимо иметь не
менее трех точек наблюдений.
ЭМПИРИЧЕСКИЕ И ПОЛУЭМПИРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Гидравлические методы оценки эксплуатационных запасов подзем-
ных вод основываются непосредственно на данных опыта. Однако
гидравлические формулы должны правильно отражать физические
процессы.
Особенно целесообразно применять гидравлические методы при
установившемся движении, а также при очень сложных гидрогеологи-
ческих условиях, когда возникают большие затруднения в получении
расчетных параметров пласта и схематизации природной обстановки.
При очень сложных условиях и возможности достижения стацио-
нарного состояния (установившееся движение) наиболее надежным и
Простым (но не дешевым) решением является проведение опытно-
эксплуатационной (или групповой опытной) откачки с дебитом, близким
к суммарному эксплуатационному. Тогда эксплуатационные запасы
подземных вод определяются как дебит при его установившемся значе-
нии и стабильном понижении уровня. Такой дебит (запасы) в зависи-
мости от сложности условий и характера откачки принимается по ка-
тегории изученности А, а иногда В (Инструкция ГКЗ, 1962 г., по при-
менению классификации эксплуатационных запасов подземных вод).
Эксплуатационные запасы могут получаться и больше величины полу-
ченного дебита при отмеченной откачке методом экстраполяции, но
дополнительная величина их в соответствии с Инструкцией ГКЗ отно-
сится уже к более низкой категории изученности.
Обычно для глубоких горизонтов промышленных вод характерно
неустановившееся движение жидкости. При гидравлических решениях
дополнительное влияние неустановившегося движения может учиты-
ваться приближенно путем выделения этого влияния или его расчета
(также выделенного) гидродинамическим методом.
Поясним это на примере анализа (Плотников, 1959) понижения
уровня воды в системе скважин (водозабора). Величину такого пони-
жения уровня в расчётной скважине можно определить по формуле
(Х-9):
5П = <$Од + 5ВЛ + St + S3,	(X—9)
200
где Sn — полное понижение уровня;
50Д — понижение уровня при откачке из одной скважины в тече-
ние времени t0 при принятом расходе скважины Qc;
Звл — влияние откачки из других скважин на одиночную сква-
жину за время t0;
St — дополнительное снижение уровня за счет влияния откач-
ки из всего водозабора в конце расчетного времени tp (за
период tp—10);
S3 — понижение уровня, принимаемое в запас.
При установившемся движении член S< = 0. В этом случае формула
(X—9) перейдет в формулу:
5П = Яод + Явл + S3.	(X—10>
Понижение в запас S3 в формулах (X—9) и (X—10) принимается
от 10% до 20% от суммы других членов.
Для определения понижения уровня при откачке из одиночной
скважины используются кривые дебита или их уравнения:
80д = aQc + bQl;	(X—11)
50д = «Qc ;	(X-12)
Sos=-^-Qc>	(X—13)
где а, b и а — параметры уравнения;
Р — показатель степени;
q — удельный дебит скважины.
Не входя детально в анализ кривых дебита и их уравнений, отме-
тим, что уравнение (X—11) по теории линейного и нелинейного дви-
жения является более обоснованным. Но когда резко преобладает
движение по линейному закону, то практически справедливо уравне-
ние (X—13). Учитывая, что степенное уравнение (X—12) часто доволь-
но хорошо описывает практические кривые дебита скважины, можно
пользоваться этим уравнением.
Отметим, что при р=1 и а=— уравнение (X—12) переходит в
q
уравнение (X—13), а уравнение (X—12) может описать опытную часть
кривой уравнения (X—13). Для решения уравнения (X—12) оно бе-
рется в виде логарифма
lg8 = lg а + ₽ lg Qc.	(X-14>
Для получения величин а, Ь, 1g а и р при нескольких понижениях
подсчет этих величин производится по методу наименьших квадратов.
В пределах эмпирической кривой (или прямой) дебит каждой опытной
или опытно-эксплуатационной скважины, из которой производилась от-
качка, можно принимать при установившемся движении по категории
изученности А (но не более проектного дебита). Экстраполяцию дебита
по уравнению кривой принимаем при понижении не более чем в 1,5—
2 раза больше полученного при откачке максимального понижения;
при этом дополнительная величина дебита принимается по более низ-
кой категории изученности (но общий дебит также не должен превы-
шать проектного в расчете эксплуатационных запасов).
Гидравлический расчет величины влияния 8ВЛ других скважин при
установившемся движении можно производить по методу М. Е. Аль-
товского (1947):
п
Д8ВЛ = £Д8(.= as1p + as2? + as8p+ . . . + Д8лр , (X—15)
1
201
где ASip, ДЗгр, ДЗзр. • • •> Д-S пр — наблюдаемое влияние • (снижение
уровня воды) при откачке из скв. 1,
2, 3,..п на расчетную скважину.
При изменении дебита Qi влияющей (возмущающей) скважины
на другой дебит Qi снижение уровня в расчетной скважине прямо
пропорциональному этому изменению дебита:
AS’Ip = AS'Ip-^-,	(X-16)
где
ние
' и " — показатели, отвечающие первому и второму дебитам
влияющей скважины.
При изменении расстояния от расчетной скважины с %i на х2 влия-
Д51р(Ж,) определяется по формуле:
Д-$1р(х»)
1g —
=ад,«.>—*-
18 —
*1
(X—17)
где — радиус влияния.
Индексы X] и х2 при ASip соответствуют срезке при первом и вто-
ром расстояниях.
Действительная срезка уровня в расчетной скважине Д31РД по
М.. Е. Альтовскому (1947) определится по формуле:
AQ	ASipSi
1ГД“ Si + ASip
(X—18)
где Д31РД — действительная срезка уровня в расчетной скважине от
первой влияющей скважины;
Si — понижение уровня в возбуждающей скв. 1.
Все расчеты должны приводиться к расчетным дебитам и рас-
стояниям.
Дополнительное влияние откачки 3< (в м) из всего водозабора в
конце расчетного времени tp определяется приближенно гидравличе-
ским методом районных депрессионных воронок (Плотников, 1959):
S^aQp,	(X—19)
где а — удельная районная депрессия в ж/1000 мъ1сутки\ по имею-
щимся данным величина а колеблется в промышленных под-
земных водах (с напорными горизонтами) от 5 до
40 ж/1000 Алеутки-, меньшие значения относятся к менее
глубоким водам (до 2 км) с близкой областью создания на-
пора (20—40 км) и большие к более глубоким водам с от-
даленной областью создания напора;
Qp — районный расход (водозабора) в м31сутки.
При криволинейной связи районного понижения и районного рас-
хода уравнение линейной связи можно выразить уравнением степен-
ной связи:
St = aQ₽.	(X—20)
Для более точного определения дополнительного понижения, свя-
занного с временем работы водозабора, можно воспользоваться по
методу суперпозиции разделением и затем суммированием понижений
уровня воды (сопротивлений), что практически предложено для рас-
сматриваемого случая и другими авторами (Альтовский, 1947).
Понижение уровня в одиночной скважине и взаимодействие сква-
жин за время опытной откачки (to) можно определить гидравлическим
202
методом, а дополнительное понижение St — приближенно гидродина-
мическим методом за расчетный период tv для бесконечного пласта
по формуле (X—21):
_____
‘ 4л (Лт)сР to
Г2
соблюдаться условие-------- <0,1. В формуле
4 at0
(X—21)
При этом должно
(X—21) (#т)ср — средняя водопроводимость; а — коэффициент пьезо-
проводности.
Гидравлическим методом можно определять и другие члены урав-
нения (X—21).
По нашему мнению, более точно можно определять: 50Д—гидрав-
лическим методом Sp — гидродинамическим методом; 5ВЛ— тем и
другим способами. Основания к этому следующие. При определении
30д входят параметры пласта, несовершенство скважины и сопротив-
ления при переходе из пласта в скважину, а также сопротивления при
движении воды в скважине; при применении гидравлического метода
это учитывается суммарно по опытным данным, что надежнее, чем
при пользовании гидродинамическим методом, когда все эти парамет-
ры, сопротивления и характер движения (по линейному или нелиней-
ному закону) должны учитываться раздельно. Зр надежнее определять
гидродинамическим методом, так как при пользовании гидравличе-
ским методом по существу применяется аналогия, которая в известной
степени субъективна. В каждом отдельном случае выбор метода оцен-
ки эксплуатационных запасов подземных промышленных вод решается
с учетом конкретных условий.
КРАТКИЕ УКАЗАНИЯ В ОТНОШЕНИИ ОЦЕНКИ
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Пластовые воды нефтяных месторождений в ряде случаев содер-
жат высокие концентрации таких элементов, как J, Вг, В, Li и др.
Разработка нефтяных месторождений, как правило, сопровождается
продвижением водо-нефтяного контура в сторону эксплуатационных
скважин, вследствие чего последние начинают постепенно обводняться.
В результате обводнения доля нефти в общем количестве отбираемой
жидкости падает, и на некотором этапе из скважин начинает посту-
пать только пластовая вода. В некоторых случаях обводнение скважин
начинается уже на начальных стадиях разработки.
Поскольку по Советскому Союзу вместе с нефтью добывается гро-
мадное количество попутных вод с повышенными концентрациями по-
лезных компонентов, среди геологов (особенно нефтяников) сложи-
лось и продолжает бытовать представление о чрезвычайно экономиче-
ской выгодности использования этих вод для организации добычи
йода, брома и других элементов.
Следует сразу подчеркнуть, что эта мнимая «экономическая эф-
фективность» на деле приносит убытки. Попутные воды сильно загряз-
нены нефтью и очистка их представляет дорогостоящее мероприятие.
В СССР в этом отношении накоплен богатый опыт использования
сбросных вод.
В США (Калифорния) йодные предприятия работали исключи-
тельно на попутных водах Seal Beach с концентрацией 60—70 мг/л.
В 1963 г. крупнейшая фирма Dow Chemical Corp, отказалась от ис-
пользования попутных вод и добывает в Midland (Мичиган) с помощью
специальных водозаборов подземные рассолы с концентрацией 30—
35 мг/л.
203
В каждом случае, рекомендуя попутные воды для 'использования в
промышленности, следует оценивать не только их количество, содер-
жание полезных компонентов, а главным образом стоимость очистки
и переработки. Именно последнее определяет экономическую целесо-
образность строительства предприятий по переработке попутных вод.
Тем не менее принципиально не исключается проектирование
предприятий на попутных водах, в связи с чем представляется целесо-
образным рассмотрение приближенной методики количественной оцен-
ки попутных вод нефтяных месторождений.
Методы прогнозной оценки и подсчета запасов попутных вод неф-
тяных месторождений базируются на вероятностно-статистическом
подходе. Исходными данными для прогнозной оценки являются мате-
риалы многолетних наблюдений за количеством отбираемой из пласта
жидкости, темпом отбора, степенью обводнения и др.
Один из таких методов был предложен в 1955 г. А. М. Пирвердя-
ном, С. Г. Мовсесяном, Э. С. Ивановой. Ими рассмотрен случай фор-
сированного отбора жидкости из пласта (без заводнения).
Методика основана на предположении, что величина отношения
текущей добычи воды (<?в) к текущей добыче нефти (<?н) (водный
фактор) является функцией текущего коэффициента использования
вапаса нефти.
В =	= f (л),	(X—22)
<7н
где ц — коэффициент использования запасов нефти, т. е. отношение
объема извлеченной нефти (QH) к первоначальному объему
нефти (QH.o) в залегании.
Вместо уравнения (X—22) можно записать:
QH = f(QJ.	(X—23}
где — объем жидкости, извлеченной из пласта за все время раз-
работки.
Вместо времени разработки целесообразно ограничиваться объе-
мами жидкости и нефти за несколько лет. Для определения будущего
отбора жидкости и нефти строится кривая зависимости отбора нефти
за ряд лет от отбора жидкости за этот же период. Методом наимень-
ших квадратов подбирается уравнение для этой зависимости. Далее
производится экстраполяция кривой на отрезок, не превосходящий
половины наблюдаемого интервала.
Тогда разность ординат кривой дает величину отбора нефти, ко-
торая будет получена из пласта, если из него отобрать жидкость в ко-
личестве, равном соответствующему отрезку на оси абсцисс.
Пример нарастания добычи нефти и жидкости
Отбираемая продукция . Нефть, млн. tn	 Жидкость, млн. m . . .	1947 г. X ах	1948 г. х + п ах + Ьп	1949 г. х + п + m ах + bn + ст	1950 г. х + п + т + f ах + bn -j- ст -ф fk
Затем строится кривая зависимости QH и Q® и производится под-
бор уравнения кривой, удовлетворяющей этой зависимости по формуле:
Q« = aQH — b(& + cQ„,	(X—24)
где QH и представлены в млн. т.
Для нахождения коэффициентов а, Ь, с по способу наименьших
квадратов составляют три уравнения:
ZQhcQh = aSQ« + &SQ3H + cXQh;
2Q>kQh = aZQ« +
ZQ>kQh = a\Q4H + feVQH5 +	(X—25}
204
Решая эти три уравнения, находим:
а= b =~\
D	D
с =	(X—26)
Значения D, Dj, D2, D3 устанавливаются соответственно из формул
(X—27), (X—28), (X—29), (X—30):
2Q22Q3h2Q4
D = ж жж
жжж
-	Ж Ж + Ж [Ж Ж - (Ж)2];
XQ»Qh2Qh2Qh
Ж^нЖЖ
2Q»Qh2Qh2Qh
х (Ж 2Q„ - ЖЖ) + 2Q»Q3H [Ж 2Qh - (IQ4)2]; (Х-28)
2Q22Q,kQh2Qh
SQhZQ«Qh2Qh
жж^нЖ
-	Ж 2Qh) + 2Q»Qh (2<Й - 2Qh - 2Q2 2Qh) ;	(X-29)
20» 2Qh 2Q»Qh
= 2Q« IZQh 2Q® - (2Q.*)2] - 2Q3« (2Qh 2Q« -
(X—27)
= - 2Q»Q3H [2Q« 2Q« - (2Q«)2] - 2 Q»Q2H x
d2 =
== 2Он (2Q4 2Q« - 2Q« 2QS) - Ж«2н <2Qh -
D3 =
’2 2Qh 2Q*Q2 = 2Q«Q« [2Q« 2Q« - (2Qh)2J - 2Q«Q2 X
2Qh2Qh2Q»Q3h
X (Ж Ж - Ж Ж) + Ж Q3 [Жж 2Qh - (Ж)2] • (Х-ЗО)
Количество попутных вод на любой момент времени в пределах
эксплуатируемого участка устанавливается по разности. Так как эти
построения даже при формально точном с математической точки зре-
ния решении отражают вероятный, но не абсолютно достоверный ха-
рактер, то и все расчеты носят предположительный характер.
В случае, когда параметры эксплуатации сильно меняются во вре-
мени, такой подсчет запасов нефти и попутных вод становится тем
более невозможным.
Другим важным обстоятельством, сильно осложняющим оценку
запасов попутных вод, является заводнение. Подавляющее большинст-
во нефтяных месторождений в СССР разрабатывается именно с при-
менением заводнения. Использование для заводнения поверхностных
вод приводит к прогрессивному разбавлению пластовых вод и к по-
стоянному снижению концентрации полезных компонентов. Методы
прогноза концентрации компонентов в пластовых водах при заводнении
нефтяных пластов не разработаны.
ГЛАВА XI
ВОЗМОЖНЫЕ ОШИБКИ ПРИ ОЦЕНКЕ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАПАСОВ ПОДЗЕМНЫХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
Оценка эксплуатационных запасов промышленных вод произво-
дится в подавляющем большинстве случаев гидродинамическим мето-
дом, т. е. путем решения различных уравнений. В силу этого основные
ошибки при подсчете запасов определяются структурой исходных фор-
- 205
мул, правильностью выбора последних и ошибками входящих в них
параметров.
Имеют место также ошибки, проистекающие из-за технической не-
правильности решения задачи (например, при моделировании) рассмот-
рение которых не входит в содержание данной работы.
ОШИБКИ В ОПРЕДЕЛЕНИИ РАСЧЕТНЫХ
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Основными расчетными параметрами, входящими во все уравне-
ния, являются коэффициенты фильтрации, водопроницаемости, пьезо-
проводности, мощности пласта, а
Рис. XI-1. Индикаторные диаграммы
/ — влияние растворенного газа; 2 — влияние
температуры; 3 — теоретическая прямая; 4 —
влияние потерь напора при движении воды в
водоподъемных трубах
также несовершенство скважин и
приведенный радиус водозабора.
Коэффициент фильтрации (fe)
определяется либо по результатам
опытных работ на скважинах, либо
путем расчета по формуле (VII—
23) с использованием лаборатор-
ных данных по проницаемости по-
род, вязкости и плотности жидко-
сти. Ранее (глава VII) уже говори-
лось о совершенно недостаточной
точности лабораторного определе-
ния коэффициента проницаемости.
Это обусловливает соответствующие
ошибки в расчете коэффициента
фильтрации по формуле (VII—23).
Для определения параметров
по данным опытных работ на сква-
жинах применяют либо метод ин-
дикаторных диаграмм Q = /(S), ли-
бо (что значительно чаще) один из
графоаналитических методов об-
работки кривых прослеживания
жидкости. Эти методы поз-
коэффициент водопроводимости —
факторах, влияю-
уровней при неустановившемся движении
воляют определить непосредственно
km. Различие в методах предопределяет и различие в
щих на величину погрешности при оценке параметров.
При расчетах коэффициента фильтрации по установившемуся
движению (метод индикаторных диаграмм и некоторые другие) вели-
чина полученного параметра зависит от абсолютной величины пони-
жения уровня. Если последняя определяется путем замера забойного
давления, то ошибки могут возникнуть по следующим причинам: не-
точность прибора, неправильное определение несовершенства скважин,
неучет или неправильный учет скин-эффекта. При замерах депрессии
на устье дополнительные ошибки могут возникнуть из-за неучета влия-
ния газа, температуры и потерь напора в водоподъемных трубах. Вид
индикаторных диаграмм, построенных без учета последних трех при-
чин, показан на рис. XI—1. Учет их должен проводиться по форму-
лам (VII—108, VII—118 и VII—119) и методике, изложенной в гла-
ве VII. Поскольку первые три причины практически не поддаются точ-
ному учету, метод индикаторных диаграмм дает только приближенные
значения коэффициента водопроводимости, причем, что самое главное,
знак ошибки обычно установить невозможно.
По сравнению с методом индикаторных диаграмм графоаналити-
ческие методы, основанные на решении уравнения неустановившегося
движения жидкости, являются значительно более точными. В общем
случае рассчитанная величина коэффициента водопроводимости зави-
206
Сит от темпа падения давления (уровня), а не от его абсолютного
снижения. В силу этого при откачках с постоянным дебитом на точ-
ность определения не влияют несовершенство скважины, потери на-
пора в трубах и (в большинстве случаев) температура воды, так как
последняя устанавливается обычно весьма быстро. Поскольку сущест-
вующие приборы дают в течение опыта какую-то постоянную погреш-
ность замера, такая погрешность не искажает вид кривой прослежи-
вания S =
Основные ошибки возникают из-за недоучета ряда явлений, ослож-
няющих проведение опыта и изменяющих форму промысловых кривых.
Ряд этих ошибок заслуживает хотя бы краткого рассмотрения.
Влияние выделяющегося из воды газа. Как уже говорилось выше
(глава VTI), выделение газа замедляет темп падения устьевого давле-
ния. В результате коэффициент водопроводимости, вычисленный без уче-
та этого явления, окажется резко завышенным, причем ошибка возра-
стает с уменьшением избыточного давления в процессе опыта и может
достичь 40—50% и более при газовом факторе, равном единице. Учет
влияния газа осуществляется по формулам (VII—108, VII—ПО). При
восстановлении выделяющийся паз настолько трансформирует кривую
прослеживания, что определение параметров по ней становится в боль-
шинстве случаев невозможным.
Влияние изменений в призабойной зоне. Как было показано (гла-
ва VII), достаточно надежных методов количественной оценки влияния
скин-эффекта н настоящее время нет. Можно отметить, что при неиз-
менном состоянии призабойной зоны в процессе опыта воздействие
скин-эффекта на ход уровней через короткое время стабилизируется и
становится аналогичным влиянию несовершенства скважины. В этом
случае коэффициент водопроводимости можно определять по формуле
(VII—32). Если в течение опыта состояние призабойной зоны изме-
няется постепенно, то определение параметров становится невозмож-
ным. При скачкообразных изменениях дебита на кривой S = f(lg>t) по-
является ряд характерных ступенек (см. рис. VI—7). Параметры пла-
ста в этом случае определяются не кривой в целом, а уклоном
«ступенек» *. Последний случай характерен и для глубоких скважин,,
вскрывших относительно неплотные породы, что, возможно, связано с
обрушением части пулевых каналов при снижении пластового дав-
ления.
Влияние граничных условий. Воздействие разделяющих пласт гра-
ниц на ход уровней выражается в виде изменения темпа падения
Последних. Вследствие этого неправильная схематизация может при-
вести к ошибкам в определении коэффициента водопроводимости,
йнак которых зависит от условий на границах.
В главе VII (рис. VII—28, VII—27) описаны условия, при которых
уклон прямой S=f(lgi) практически еще не зависит от наличия гра-
ниц и их характеристик. При невыполнении этих ограничений в рас-
четных формулах для определения гидрогеологических параметров
необходимо учитывать граничные условия, так как при наличии непро-
ницаемой границы или менее проницаемой зоны коэффициент водо-
проводимости окажется заниженным (в двукратном пределе), в про-
тивном случае—наоборот, завышенным (в пределе->оо). При наличии
двух и более влияющих границ ошибка соответственно возрастает.
В табл. XI—1 показано отношение истинного коэффициента водо-
проводимости к его расчетному значению, определенному без учета
влияния границы в зависимости от соотношения водопроводимостей в
зонах (v).
* В противном случае коэффициент водопроводимости окажется значительно-
заниженным.
207
Таблица XI—
Соотношение истинного и расчетного коэффициентов водопроводимости
V		00	10	5	2	1	0,5	0,3	0,2	0,1	0
(km)cP	2	1,82	1,67	1,33	1	0,67	0,46	0,33	0,18	0
(&и)расч										
Обработка кривых восстановления. При определении коэффициен-
та водопроводимости по кривым восстановления уровня весьма часто
допускается следующая ошибка: параметры пласта находятся по укло-
ну линии S* = f(1g/), где — повышение уровня от динамического на
конец откачки, a t — время восстановления. Для осреднения обычно
используются конечные участки кривой. В главе VII было показано,
что подобная методика применима только тогда, когда время восста-
новления не превышает 0,15 от времени самой откачки. С ростом вре-
мени восстановления кривая S = f(lg/) начинает выполаживаться (см.
рис. VII—17), так что определенный по этим участкам коэффициент
водопроводимости получается значительно, иногда в несколько раз,
завышенным (см. табл. XI—1). В этом случае необходимо строить
график S = f (1g /пр), где /пр определяется по формуле (VII—66). В еще
большей степени отмеченное относится к случаю, когда дебит перед
остановкой изменяли, особенно после его уменьшения. При обработке
кривых восстановления наблюдательных скважин всегда должны ис-
пользоваться графики, построенные в координатах S—1g /пр.
Другая ошибка связана с тем обстоятельством, что при остановке
скважины приток в нее не прекращается мгновенно, так как на запол-
нение ствола при восстановлении требуется некоторое количество во- *
ды. В подавляющем большинстве случаев этим явлением можно пре-
небречь, но если фильтрационные свойства пласта низкие, а пониже-
ние велико, кривая восстановления оказывается заметно трансформи-
рованной по сравнению с теоретической.
В первые моменты времени она пологая, затем круче и только по
прошествии значительного времени уклон ее приближается к теорети-
ческому. Обычно определенные по этой кривой с использованием фор-
мулы (VII—32) параметры будут ниже истинных, причем, как указы-
вает М. М. Глоговский (1966), ошибка может достигать десятков
процентов.
Допущения в расчетных формулах. Неправильный выбор зависи-
мости. Расчетные формулы, на основе которых созданы существующие
графоаналитические методы, содержат некоторые допущения, могущие
в ряде случаев вызвать ошибки в определении параметров. Во всех
используемых с этой целью формулах реальные скважины заменены
точечными стоками. Для оценки параметров это не имеет практиче-
ского значения, так как уже при ? =С0,25—0,5, т. е. через несколько
секунд после начала откачки, такая замена вполне правомерна (ошиб-
ка порядка 5%). Для наблюдательных скважин эта проблема вообще
отсутствует. Другим допущением является принятие дебита с самого
начала откачки постоянным. В то же время определенная его часть
составляется из воды, поступающей за счет осушения ствола скважи-
ны. В. М. Шестаков рекомендует считать приток из пласта постоян-
ным с момента, когда <0,05, где w — площадь сечения труб. При
плохих коллекторских свойствах пласта и больших (в несколько сот
метров) понижениях это время может быть довольно большим, и тог-
208
да надо учитывать переменность притока в скважину.. В противном
случае параметры могут оказаться завышенными.
При использовании многих методов определения параметров про-
изводится замена точных значений гидравлических сопротивлений их
логарифмическими приближениями. Такая замена возможна при вы-
полнении условий (VI—33). Для самой опытной скважины это выпол-
няется практически мгновенно, для наблюдательных же через значи-
тельные промежутки времени. Сложность заключается в том, что хотя
условие (VI—33) и не выполняется, график S=f(lgt) имеет форму,
весьма близкую к прямой, но значительно^олее пологую. В результате
коэффициент водопроводимости может оказаться завышенным в не-
сколько раз. Во избежание этого необходимо определить хотя бы при-
мерное время, с которого можно пользоваться логарифмической зави-
симостью
где	а—приближенный коэффициент пьезопроводности для данного
района (может быть определен, например, по формуле
(VII—22).
Особенно часто ошибка допускается при определении параметров
по графику S—Igtfnp, когда дебит в течение откачки изменяется, а так-
же при групповых откачках.
Случайные ошибки. В каждый фактический замер дебита и уров-
ня может вкрасться ошибка, обусловленная неточностью замера, мик-
ронеоднородностью пласта, пульсацией газа и другими факторами,
учесть которые невозможно. Это приводит к отклонениям фактических
точек от прямой в ту и другую стороны. Такие «отскоки» затрудняют
осреднение и выделение участков, где начинается влияние границ. По-
этому Надо с большой ответственностью анализировать обстановку для
правильной идеализации графиков. Рассмотрение и методы исключе-
ния такого рода ошибок содержатся в работах В. В. Перцовского
(1968)..
Ошибки осреднения. Величины параметров, определенных по раз-
личным скважинам, вследствие неоднородности водоносных пластов
Имеют различные значения. Для оценки запасов они должны быть при-
ведены к некоторому среднему значению, которое и используется в
расчетных формулах.
Осреднение проводится различными способами в зависимости от
характера неоднородности. Наилучшие результаты дает метод опреде-
ления средневзвешенного по площади значения параметра в случае
его плавного изменения. При резком и незакономерном изменении
наиболее достоверные значения среднего могут быть получены путем
статистического анализа (по кривым распределения). Такой метод,
как правило, применяется при определении результатов лабораторных
испытаний по одной скважине. Если в пласте можно выделить опреде-
ленные зоны с различными свойствами, то осреднение проводится в
каждой зоне отдельно, а пласт затем схематизируется как неоднород-
ный. Конкретная величина ошибки осреднения заранее определена
быть не может*. Однако ее можно уменьшить, применяя правильный
метод. Следует помнить, что наибольшую ошибку по сравнению с
истинным средним дает среднеарифметическое. Несмотря на это, по-
следнее применяется достаточно часто.
Относительно коэффициента пьезопроводности надо сразу сказать,
что его определение по центральным скважинам невозможно, что под-
* По данным В. В. Перцовского для Молдавского месторождения, ошибка средне-
взвешенной по площади водопроводимости, подсчитанной аналитически, составила 26%
от результатов моделирования на гндроинтеграторе.
14 Изыскания н оценка запасов '	209
тверждено многочисленными исследованиями (Биндеман, 1963; Боче-
вер, Орфаниди, 1962 и др.),
Наиболее точные определения этого параметра получаются по ре-
зультатам замеров в наблюдательных скважинах. При этом наиболь-
шая опасность ошибки возникает в случае невыполнения условия
.(VI—33) и использования графика S~f(lgt). Поэтому пользоваться
этим графиком можно только тогда, когда есть полная гарантия, что
условие (VI—33) выполняется. В противном случае лучше использо-
вать метод подбора (VII—34), причем определения надо произвести
не менее чем по 5 парам т^чек, а затем взять среднегеометрическое
(аСр) значение параметра:
У lg ai
lgacp =	(XI-2}
Кроме того, при нахождении центральной и наблюдательной сква-
жин в зонах пласта с заметно различной проницаемостью значения а
будут существенно неточными.
Несмотря на преимущество таких определений, высокая стоимость
скважин на промышленные воды позволяет иметь лишь весьма ограни-
ченное количество кустов (пар) скважин (обычно 1—3). Поэтому очень
часто используются дополнительно и аналитические методы:
Точность определения а по этой формуле в первую очередь за-
висит от точности входящих в нее величин kn, k, ц, у, 0*. Относительно
точности лабораторных определений kn говорилось выше. Определе-
ние у и ц является достаточно точным.
Определение 0* производится либо непосредственно в лаборато-
рии, либо по аналитической зависимости:
Р* = Рс + рРв.	(XI- 4}
где 0с определяют по эмпирическому графику Холла (см. рис. VII—10),
а 0в — по эмпирической формуле Мамуны (VII—20). Точность при
этом, как правило, хорошая, хотя в некоторых случаях ошибки могут
быть весьма значительными в обе стороны. Результаты определения
рв по формуле (VII—20) обычно дают вполне достаточную для прак-
тических целей точность.
Более сложно обстоит дело с коэффициентом фильтрации. По-
скольку при опытных работах получают сразу величину водопроводи-
мости — km, то коэффициент k вычисляется из выражения:
k=^-.	(XI—5}
тэф< 
Сложность состоит в правильной оценке эффективной мощности
(тЭф). Поскольку при глубоком бурении на промышленные воды, нефть
и газ выход керна весьма невелик или бурение производится вообще
без отбора керна, основными для установления эффективной мощно-
сти являются результаты различного ряда геофизических исследова-
ний и в первую очередь каротажные диаграммы. Практика показывает,
что геофизические методы далеко не всегда дают надежные результа-
ты. Так, расходометрическими исследованиями установлено, что из вы-
деленных в песчано-глинистой толще прослоев песчаника отдают воду
далеко не все. В отдельных случаях истинная эффективная мощность в
несколько раз меньше определенной по каротажу. Поэтому при рас-
четах коэффициент фильтрации, а следовательно, и коэффициент пьезо-
проводности могут оказаться заниженными.
210
(XI-6)
Несмотря на изложенные выше затруднения, опыт расчетов а в
Западной Сибири, Западной Туркмении и ряде других мест показы-
вает, что аналитический метод определения коэффициента йьезопро-
водности дает хорошую сходимость с результатами расчетов по кусто-
вым откачкам и может быть использован для оценки эксплуатационных
запасов подземных вод в ряде расчетных схем.
Кроме перечисленных, в расчетные формулы входит такой пара-
метр, как коэффициент несовершенства скважин. Однако при расчете
эксплуатационных запасов эта часть общего гидравлического сопро-
тивления не является определяющей и ошибки, допущенные при оцен-
ке несовершенства, большей частью не оказывают существенного
(влияния на величину рассчитанных запасов.
Представляется целесообразным рассмотреть влияние охарактери-
зованных ошибок в определении параметров на точность оценки экс-
плуатационных запасов подземных вод.
В общем виде формула для такой оценки следующая:
__ 4nkmS
R '
Из структуры формулы (XI-—3) видно, что величина запасов пря-
мо пропорциональна коэффициенту водопроводимости, так что ошибка
в определении km дает соответствующую ошибку эксплуатационного
дебита или понижения. Отсюда ясно, что требования к точности оценки
параметра km должны соответствовать необходимой точности подсче-
та эксплуатационных запасов.
Влияние точности определения коэффициента пьезопроводности а,
входящего в гидравлическое сопротивление R, зависит от структуры R,
которая в свою очередь обусловливается главным образом граничны-
ми условиями и величиной параметра Фурье.
Для того, чтобы проанализировать влияние а при разных гранич-
ных условиях представим расчетные формулы в несколько преобразо-
ванном виде:
для открытых и полуоткрытых пластов (бесконечный, полубеско-
нечный, квадрант):
S = (А 4- In at)-,	(XI—7)
4nkm
для полузакрытых пластов (полоса, полуполоса):
5 = VT- (А + В •>	(X!—8)
4n.km
для закрытых пластов (круг, прямоугольник):
S = _JL_ (А 4- BaZ).	(XI—9)
4iikm
Во всех трех формулах А и В — некоторые постоянные коэффи-
циенты. Формулы (XI—7, XI—8, XI—9), естественно, имеют место при
выполнении соответствующих временных условий.
Из приведенного видно, что в первом случае ошибка эксплуата-
ционных запасов зависит от ошибки логарифма пьезопроводности.
Поэтому ошибка в определении а в 1,5—2 раза (а в ряде случаев и
больше) дает вполне допустимую ошибку в оценке эксплуатационных
Запасов. При этом с течением времени абсолютная величина ошибки
(oQ и oS) остается постоянной, а относительная — соответственно
уменьшается. Для случая бесконечного пласта ошибки, связанные с
неточным определением а, приведены в табл. VI—2.
Во втором и особенно в третьем случаях влияние коэффициента
пьезопроводности на величину эксплуатационных дебитов и понижений
значительно больше. Соответственно повышаются требования и к точ-
211	14*
ности определения коэффициента пьезопроводности. Учитывая, что
большей частью а рассчитывается аналитически, необходимо возможно
более точно определять |3* (лучше непосредственно в лаборатории),
коэффициент фильтрации и эффективную мощность. Практика показы-
вает, что нередко это вызывает определенные трудности. Поэтому в
Закрытых и полузакрытых пластах целесообразно проводить дебито-
метрию по стволу скважины.
Таблица XI—2
Ошибка оценки запасов в неограниченном пласте в зависимости от ошибки
определения пьезопроводиости (в %)
	Оа	2.25 at \ Г2°	10	5-10	10’	10’	10*
		50	18	10,6	9	6 -	4,5
		100	30	17	15	10	7,5
ОШИБКИ В СХЕМАТИЗАЦИИ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИИ
Из самой структуры расчетных формул видно, что неправильная
схематизация природных условий может привести к ошибке в оценке
эксплуатационных запасов, значительно превышающей погрешность от
Рис. Х1-2. График зависимости макси-
мальных значений параметра Фурье
at
f0 = ~2~ от значений соотношения
гпр
Р ( Ь X
---	— ), при которых расчеты пла-
гПр VnP J
ста-полосы и полубесконечного пласта
с ошибкой е=5 и 10% можно вести по
формулам бесконечного пласта (р — рас-
стояние до границы, L — ширииа-поло-
сы)
неверного определения параметров.
Ошибки могут возникнуть также
от неправильного определения ли-
нейных размеров пласта.
Однако во многих случаях рас-
четная схема может быть упрощена
вплоть до схемы «бесконечный»
пласт при допустимых отклонениях
истинных значений эксплуатацион-
ных запасов от расчетных. На
рис. XI—2, 3, 4 даны графики, по-
казывающие, при каких значениях
параметра Фурье в зависимости от
безразмерного радиуса водозабо-
ра можно с ошибкой не более 10%
расчеты ограниченных пластов ве-
сти по формулам «бесконечного».
Если фактическая точка попадает
в пространство слева от линии гра-
фика, то ошибка составит менее
10%. Если же она окажется спра-
ва, то ошибка : превысит данное
значение, и, следовательно, в дан-
ном случае в расчетных формулах
необходимо учитывать граничные
условия.
Практическое значение приве-
денных графиков не исчерпывается
тем, что они позволяют упростить
расчеты. С их помощью можно определить зону, за пределами которой
свойства водоносного горизонта не оказывают влияния на эксплуата-
цию водозабора.
212
Ошибки в определении линейных размеров ограниченных водонос-
ных 'горизонтов в принципе оказывают такое же влияние на точность
оценки запасов, как и ошибки в определении коэффициента пьезопро-
водности. Хотя при одних и тех же значениях ошибок, допущенных
при определении коэффициента пьезопроводности и линейных размеров
Рис. Х1-3. График зависимости максималь-
_£1£_
них значений параметра Фурье f=
гк
от значении соотношения—, при которых
гпр
расчеты ограниченного и неоднородного
пласта-круга с точностью до 10% можно
производить по формулам неограниченного
однородного пласта
Рис. XI-4. График зависимости парамет-
a-it
ра Фурье fo= от значений соотно-
пр
/ Р
шения — ) —» при которых расчеты
\ гпр / пр
ограниченного неоднородного пласта с
ошибкой 10% можно вести по формулам
неограниченного и однородного пласта
пласта, последние вызывают большую погрешность в расчете эксплуа-
тационных запасов, так как размеры пласта входят в формулу во вто-
рой степени. Особенно большую погрешность в оценке запасов вызы-
вают ошибки в определении линейных размеров для замкнутых пла-
стов, поскольку величина запасов в этом случае связана прямой зави-
симостью с площадью этих пластов.
Ошибки в оценке запасов могут возникнуть также вследствие не-
учета или неполного учета условий питания, возможностей вертикаль-
ного сообщения водоносных пластов друг с другом и ряда других фак-
торов. Осветить количественную сторону данных явлений в настоящей
работе невозможно, так как в каждом конкретном случае влияние раз-
личных факторов может быть весьма разнообразным. Можно лишь
отметить, что обычно их неучет приводит к занижению рассчитанных
эксплуатационных запасов подземных вод.
ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ
Даже при правильно определенных параметрах и верной схемати-
зации граничных условий могут быть допущены неточности в оценке
запасов из-за неправильного выбора и применения расчетных формул.
Наиболее распространенной ошибкой в этом смысле является исполь-
зование для расчета упрощенных формул без достаточного основания,
т. е. при невыполнении соответствующих временных условий.
213
Ошибки от замены точных формул их логарифмическими прибли-
жениями для различных схем расположения скважин (обобщенные си-
стемы) приведены в табл. XI—3.
Таблица XI—3
Возможные ошибки в определении гидравлического сопротивления при замене
точных формул приближенными
а	0,1	0,5	1	3	5	10	20	100
	1,15	2,24	Линейны 2,88	й ряд (це 4,04	•пр) 4,41	5,16	5,8	7,4
7?пр	0,49	2,10	2,78	3,92	4,4	5,17	5,78	7,39
/?ПР	0,43	0,94	0,96	0,97	1,0	1,0	1,0	1,0
7?т 7?т	0,36	0,83	Колычева 1,22	я системе 2,26	2,49	3,12	3,81	5,4 5,4
/?пр	0,02	0,54 0,65	1,05 0,86	2,02	2,45	3,11	3,8	
^ПР	0,06			0,9	0,985	1,0	1,0	1,0
R? Rt	0,41	Л 1,38	'лощадная 1,94	система ( 2,93	центр) 3,42	4,1	4,8	6,4
	—	1,12	1,81	2,91	3,42	4,1	4,8	6,4
^пр	—	0,81	0,935	0,99	1,0	1,0	1,0	1,0
7?т 7?т — точ1 Rnp — ее	1ое значен личина гид	ие гидравл равлическо	ического с го сопроти	опротивле! вления, о	1ИЯ. пределенна	я по прнб	лиженнь	1м фор-
мулам (Бочевер, Орфаниди, 1962^								
Таблица XI—4
Ошибки прн замене реальной системы скважин точечными стоками
7?Пр (по формуле IX—30, 32, 38)
7?т (по графику рис. IX—3, 6, 7)
Линейный ряд
''х. X = — 1	а	0,1	0,5	1,0	3	5	10	20	100
1		0,04	0,44	0,6	0,78	0,79	0,84	0,87	0,9
1,5		0	0,47	0,67	0,87	0,9	0,92	0,94	0,96
2		—	0,5	0,74	0,92	0,93	0,98	1	1
3		—	—	0,36	0,79	0,89	0,96	1	1
5		—	—	•—	0,56	0,81	0,95	1	1
Кольцо, круг
—•	Г Г~ ~R	а	0,1	0,5	1,0	3	5	10	20	100
1		0,07	0,66	0,85	0,97	0,99	1	1	1
2		—	0,48	0,73	0,94	0,98	1	1	1
3		—	—	0,51	0,85	0,95	1	1	1
214
В табл. XI—4 приводятся ошибки от замены реальной системы
скважин точечным стоком при расчетах взаимодействия. Из приведен-
ных в ней данных видно, что использование упрощенных формул может
вызвать заметные ошибки в оценке эксплуатационных запасов при
малых значениях параметра Фурье, причем в сторону завышения.
Однако При х, г>1,5 и а>5 применение упрощенных формул вполне
оправдано.
ГЛАВА XII
ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ
ВОД
ЗАДАЧИ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
К настоящему времени накоплен опыт и разработана методика '
геолого-экономической оценки месторождений твердых полезных иско-
паемых, нефти и газа. В значительно меньшей степени исследованы
общие принципы геолого-экономической оценки месторождений под-
земных вод, в частности промышленных и термальных. При оценке
месторождений пресных подземных вод в связи с особенностями их
залегания и распространения факторы эксплуатации экономического
характера являются обычно второстепенными или не принимаются во
внимание. Последнее обстоятельство связано с тем, что использование
пресных вод жизненно необходимо в целях обеспечения хозяйственно-
питьевого водоснабжения.
При оценке месторождений промышленных вод, ^ак это показано
в главе 1, обоснование возможности и целесообразности их использо-
вания требует обязательного учета экономических факторов. Отсутст-
вие единых принципов геолого-экономической оценки месторождений
глубоких подземных вод затрудняет региональную оценку их эксплуа-
тационных запасов и сопоставление экономической эффективности их
разработки в различных районах СССР. Такое сопоставление необхо-
димо в свою очередь для научно обоснованного текущего и перспек-
тивного планирования геологоразведочных работ и наиболее рацио-
нального размещения производственных мощностей по добыче из этих
вод полезных компонентов.
Геолого-экономическая оценка складывается из следующего комп-
лекса исследований: 1) анализа региональных закономерностей рас-
пространения подземных промышленных вод; 2) выявления размеров
и оконтуривания месторождений этих вод в различных водоносных
комплексах рассматриваемого бассейна; 3) количественной региональ-
ной оценки эксплуатационных запасов промышленных вод; 4) комп-
лексной оценки возможности и целесообразности их практического
использования, выделения балансовой и забалансовой части запасов
и категоризации их по степени изученности.
Выявление закономерностей распространения подземных промыш-
ленных вод требует всестороннего изучения химического состава вод
каждого водоносного горизонта и комплекса в пределах всего бассей-
на, т. е. на широкой региональной гидрогеологической основе. Подоб-
ное изучение должно сопровождаться анализом закономерностей изме-
нения концентраций полезных компонентов по площади бассейна и в
разрезе водоносных пород. Анализ гидрогеохимических закономерно-
стей позволяет установить устойчивость или изменчивость концентра-
215
ций полезных компонентов и показателей физико-химических свойств
подземных вод и в дальнейшем оконтурить месторождения промыш-
ленных вод. Вместе с тем такой анализ дает возможность увязать осо-
бенности химического состава и минерализации подземных вод с об-
щей гидрогеохимической зональностью в отдельных районах и арте-
зианских бассейнах в целом и более определенно судить о генезисе и
процессах формирования промышленных вод.
Обоснование размеров месторождений и прогнозных эксплуата-
ционных запасов промышленных вод требует изучения параметров
водоносных пород в пределах бассейна. Это необходимо для количе-
ственной оценки запасов на отдельных участках и на месторождении
в целом. В свою очередь оценка эксплуатационных запасов требует
обоснования кондиционных требований к подземным водам и условиям
их эксплуатации в присущих рассматриваемому бассейну гидрогеоло-
гических условиях.
Обоснование кондиционных требований к полезным ископаемым
является необходимой и важной составной частью общей геолого-про-
мышленной оценки месторождений. Основные принципы обоснования
кондиций вытекают из принятой методики и практического опыта
оценки эксплуатационных запасов промышленных вод. Принимая во
внимание определение понятия «эксплуатационные запасы», кондици-
онные требования должны быть предельными, обеспечивая безубыточ-
ную добычу и переработку подземных вод. Другими словами, конди-
ционные требования должны быть такими, чтобы себестоимость извле-
каемых компонентов не превышала их отпускную цену.
В том случае, когда кондиционные требования, установленные пу-
тем последовательных гидрогеологических и технико-экономических
расчетов позволяют вести добычу и переработку подземных вод в
объеме подсчитанных запасов с экономической выгодой (прибылью)»
эксплуатационные запасы можно считать недооцененными, а сами
(требования к месторождениям завышенными. Этим обоснование кон-
диций и оценка запасов отличаются от обоснования проектов разра-
ботки месторождений промышленных вод, когда основной задачей яв-
ляется выбор варианта эксплуатации месторождения с максимальной
экономической эффективностью. При этом в процессе разработки экс-
плуатационные запасы могут использоваться лишь частично в зависи-
мости от заданного уровня производства продукции.
Конечной и наиболее важной задачей является оценка эксплуата-
ционных запасов промышленных вод месторождений и квалификация
ртих запасов с учетом перспектив использования и степени изученно-
сти. Возможности и. масштабы использования промышленных вод опре-
деляются главным образом размерами их эксплуатационных запасов.
В ряде случаев при значительных статических запасах
эксплуатационные запасы могут быть практически ничтожны вследст-
вие малых дебитов скважин, глубоких динамических уровней и нерен-
табельности добычи подземных вод и увеличения полезных компонен-
тов в целом.
СОДЕРЖАНИЕ КОНДИЦИОННЫХ ТРЕБОВАНИИ
Кондиционные требования характеризуют гидрогеологические
условия месторождения и условия его разработки. Требования эти
следующие:
1) минимальные промышленные концентрации полезных компо-
нентов для месторождения в целом; 2) концентрации полезных компо-
нентов на участках водозаборов в пределах месторождения; 3) макси-
мальная глубина залегания промышленного водоносного горизонта,
определяющая допустимую глубину эксплуатационных скважин; 4) ми-
216
нимальный дебит эксплуатационной скважины; 5) максимальная глуби-
на динамического уровня от поверхности к концу срока эксплуатации
водозабора; 6) суммарнйй дебит водозабора; 7) площадь (ее разме-
ры) расположения эксплуатационных скважин; 8) условия сброса от-
работанных промышленных вод; 9) общий химический состав и степень
минерализации подземных вод; 10) температура подземных вод;
11) наличие вредных компонентов и примесей; 12) наличие компонен-
тов, которые целесообразно извлекать попутно с основным производ-
ством в промышленных масштабах.
Все перечисленные требования являются важными. Часто один из
факторов или совокупность нескольких из них оказываются решающи-
ми в экономике производства. Например, наличие вредных примесей
может настолько усложнить технологию извлечения продукции из под-
ъемных вод, что промышленная добыча ее оказывается нерентабельной.
Лопутное извлечение побочных продуктов может обеспечить рента-
бельную работу предприятия тогда, когда получение только основного
продукта оказывается экономически нецелесообразным. Отсутствие
возможности сброса отработанных промышленных вод препятствует
организации производства продукции при соблюдении всех остальных
перечисленных выше требований. Определенное влияние на организа-
цию добычи промышленной продукции из подземных вод оказывают
и другие' факторы. Это влияние представляется следующим. 1
Минимальная промышленная концентрация по-
лезных компонентов оценивается для оконтуривания и определения
размеров месторождений подземных вод. При обосновании этой кон-
центрации производится сопоставление вариантов эксплуатации всех
перспективных участков на площади распространения промышленных
вод. Во внимание принимаются варианты, удовлетворяющие условиям:
ЦП<ЦОТ;	(хп-1)
Цп = IU + Цт < Цот,	(XII—2)
где Цп — себестоимость 1 т продукции;
Цт — размеры технологических затрат на производство 1 т про-
дукции;
Цот — отпускная оптовая цена 1 т продукции;
Цв — стоимость 1 м3 промышленной воды;
q — расход воды на получение 1 т продукции.
В качестве минимальной промышленной для данного месторож-
дения принимается наименьшая концентрация полезного компонента
из всех концентраций, при которых соблюдаются условия (XI—1) и
(XI—2). Оконтуривание месторождения производится по изолиниям
этих концентраций для каждого водоносного комплекса или горизон-
та в пределах рассматриваемого района.
Концентрация полезного компонента определяет
расход промышленных вод на получение 1 т конечного продукта:
где q — расход в м3 на получение 1 т продукта;
С—содержание полезного компонента, г/м3 (или мг/л);
к.— коэффициент извлечения, определяемый особенностями тех-
нологии производства.
1	В большинстве случаев вследствие крупных размеров месторожде-
ний подземных промышленных вод концентрация полезного компонен-
та принимается постоянной. Изменение концентрации полезного ком-
понента в процессе эксплуатации может происходить: 1) при близком
217
к водозабору расположении контура вод иного состава;' 2) при экс-,
плуатации двух и более горизонтов с разными по составу водами;
3) при закачке отработанных вод в эксплуатационный горизонт.
В первом случае путем гидродинамических и гидрохимических
расчетов устанавливается закономерность изменения концентрации по-
лезного компонента, а в качестве расчетной принимается средняя за
время эксплуатации (или по отдельным периодам эксплуатации) кон-
центрация Сер и соответственно расход воды qCp на 1 т продукции:
2	ед
Ccp = -L—.	(XII—4)
Средний расход, воды определяется следующим образом:
S <Н*1
<7ср =	,	(XII—5)
где qi — расход воды на 1 т продукта, отнесенной к периоду
п — количество выделенных периодов эксплуатации длительно-
стью ti,
Т — общее время эксплуатации.
При обосновании концентрации, производительности отдельных
-скважин и их количества следует иметь в виду минимальный дебит
водозабора в конце расчетного срока его эксплуатации. Этот дебит
должен обеспечивать заданную производительность предприятия, ина-
че разработка месторождения будет сопровождаться снижением вы-
пуска продукции, что недопустимо.
Во втором случае минимальная промышленная концентрация уста-
навливается с учетом средних концентраций полезных компонентов в
водах различных водоносных горизонтов и соотношения количества
эксплуатационных запасов, намеченных к разработке из каждого го-
ризонта. Так, если концентрации полезного компонента в водах разных
горизонтов одного участка составляют соответственно СсР1 и СсР2 г/л<3,
причем CCptZ>CCV1, расчеты сводятся к определению того количества
воды q%, которое может быть добавлено к расходу q\ без нарушения
требования рентабельности добычи подземных вод. Средняя концен-
трация полезного компонента в воде, подаваемой на завод, будет
равна:
Сср = СсрЛ + СсРг?2	(XII—6)
Расход такой воды на получение 1 т продукта может быть выра-
жен следующим образом:
а расход воды q-i с концентрацией Сср2 полезного компонента оказы-
вается равным:
Ю00	Сгп
<7г - —-----------qu тыс. м3.	(XII—8)
Ccp2'fficp	Сср2
Концентрация Сср будет отвечать минимальной промышленной в
том случае, если
(<71 + <72)Цв = 3-Цт,	(XII—9)
218
где Цв — стоимость добычи и транспортировки на завод 1 м3 буро-
вой воды;
3 — полные затраты средств на получение 1 т конечного про-
дукта;
Цт — затраты на технологию при получении 1 т конечного про-
дукта.
Учитывая, что затраты на добычу 1 т конечного продукта и стои-
мость добычи и транспортировки воды меняются в зависимости от
условий эксплуатации, определение минимальной промышленной кон-
центрации должно производиться методом вариантов. Аналогично оце-
ниваются минимальные промышленные концентрации при наличии в
подземных водах двух или более полезных компонентов.
Если в пределах месторождения имеются участки, характеризую-
щиеся разными величинами параметров водоносных пород и концен-
трацией в водах полезных компонентов, то минимальные промышлен-
ные концентрации целесообразно устанавливать для наилучших и наи-
худших условий. Это дает возможность оконтурить месторождение и
выявить его размеры, что необходимо для региональной оценки про-
гнозных и эксплуатационных запасов промышленных подземных вод.
Глубина залегания промышленного водоносно-
го горизонта и площадь расположения скважин
(площадь водозабора) определяются по данным бурения и геофизиче-
ских исследований, а также путем гидродинамических и технико-эконо-
мических расчетов. Как уже указывалось, по геолого-структурным
особенностям можно наметить два основных типа эксплуатационных
участков: 1) участки со спокойным залеганием пород и небольшой по
абсолютной величине амплитудой колебания глубины залегания водо-
носного горизонта; 2) участки со сложной тектоникой и дизъюнктивны-
ми нарушениями; эти участки приурочены, в частности, к резко выра-
женным антиклинальным складкам с часто наблюдаемой на них зна-
чительной разницей глубин залегания водоносных горизонтов на срав-
нительно близких расстояниях (1—20 км).
В первом случае глубина эксплуатационных скважин почти оди-
накова, а размеры участков определяются общими гидрогеологически-
ми условиями (включая глубины бурения и величины параметров
водоносной зоны) и технико-экономическими условиями их разработки.
Во втором случае размеры участков, наряду с факторами общего
гидрогеологического характера, определяются приемлемой глубиной
бурения, устанавливаемой путем последовательных технико-экономиче-
ских расчетов с учетом стоимости скважин и затрат на добычу и пере-
работку подземных вод.
Размеры эксплуатационных участков, количество скважин и схема
йх расположения зависят также от величин параметров промышлен-
ной водоносной зоны (водопроводимости и коэффициента пьезопро-
водности), определяющих дебит скважин и понижения динамического
уровня в процессе эксплуатации.
Дебит скважин и понижение динамического
уровня являются тесно взаимосвязанными показателями эксплуа-
тации. Максимальная глубина понижения динамического уровня мо-
жет лимитироваться глубиной залегания водоносного горизонта, а при
значительной газонасыщенности — давлением насыщения. Однако в
большинстве случаев вследствие значительной глубины залегания во-
доносных горизонтов с промышленными водами допустимое понижение
динамического уровня определяется мощностью и конструкцией суще-
ствующего насосного оборудования, а также экономикой добычи воды.
Гидродинамические расчеты для обоснования кондиционных пока-
зателей и эксплуатационных запасов подземных вод преследуют цель
анализа условий получения максимального (или заданного) суммар-
219
ного дебита водозабора при минимальном или допустимом понижении
динамического уровня и минимальном (или принятом) общем количест-
ве эксплуатационных скважин, конечно, с учетом экономических показа-
телей. При достаточно благоприятных гидрогеологических условиях
на участке водозабора и за его пределами полученные расчетные де-
биты скважины могут превышать возможности выпускаемых водо-
подъемных установок. В таком случае принимаемый в расчет эксплуа-
тационных запасов дебит скважин должен быть по техническим усло-
виям ограничен. В задачи гидродинамических расчетов входит также
выбор оптимального варианта расположения эксплуатационных
скважин.
Таким образом, выбор схемы расположения эксплуатационных
скважин и их количества, обоснование величин понижений динамиче-
ских уровней и дебитов требуют выполнения гидродинамических рас-
четов с учетом технико-экономических факторов. Оптимальными
следует считать условия эксплуатации, обеспечивающие наиболее
компактное расположение скважин водозабора при наибольшем техни-
чески приемлемом дебите каждой из них и возможно минимальном
понижении уровней в период эксплуатации. При этом показатели экс-
плуатации должны отвечать параметрам выпускаемого промышлен-
ностью или проектируемого насосного оборудования.
Возможность сброса отработанных вод должна быть
установлена уже на стадии составления технико-экономического докла-
да по данным предварительных изысканий и окончательно обоснована
на стадии проведения детальных разведочных работ. Наиболее простым
решением проблемы является обоснование возможности сброса отра-
ботанных вод в близлежащие поверхностные водотоки и водоемы.
В этом случае затраты на организацию сброса будут минимальными.
Однако целесообразность сброса должна быть обоснована гидрологи-
ческими расчетами, подтверждающими незначительные и допустимые
изменения гидрохимического режима водотока, и согласована с орга-
нами Госсанинспекции, Рыбнадзора и других заинтересованных орга-
низаций.
При отсутствии возможности сброса отработанных вод в близле-
жащие поверхностные водотоки необходимо проанализировать вариан-
ты сброса в отдаленные поверхностные водоемы и водотоки (если та-
ковые имеются) и закачки в хорошо поглощающие пласты. В послед-
нем случае решение вопроса требует проведения специальных опытных
гидрогеологических работ и обоснования гидродинамическими расче-
тами, а также согласования с органами охраны недр. Окончательный
выбор варианта сброса производится на основе сопоставления технико-
экономических показателей. Возможно исследование варианта сброса
отработанных вод в эксплуатационный же водоносный горизонт при
(разработке последнего с поддержанием пластового давления. Однако
это требует дополнительного анализа разубоживания промышленных
вод (или понижения температуры термальных вод) в эксплуатируемом
горизонте.
Газовый фактор является одним из основных показателей
при оценке эксплуатационных запасов промышленных и термальных
Вод, так как он может представлять дополнительный источник энергии
для подъема воды из скважин. Следует оценить устойчивость или из-
менчивость газового фактора во времени при эксплуатации и учесть
условия и возможности подъема воды из скважин при помощи естест-
венного газлифта и с дополнительной подачей в скважину газа (при-
родного или воздуха).
Общий химический состав и минерализация под-
земных вод и наличие в них вредных примесей
должны оцениваться с точки зрения технологии переработки воды и
220
извлечения полезных компонентов. Технологический регламент произ-
водства продукции для каждого месторождения устанавливается на ос-
нове специальных технологических опытных или полузавбдских испыта-
ний на стадии детальных разведочных работ. Для обоснования конди-
ций на стадии поисков и предварительной разведки производятся ла-
бораторные технологические исследования и учитывается опыт экс-
плуатации аналогичных месторождений.
Общий химический состав воды и вредные примеси в значительной
степени влияют на величину эксплуатационных затрат и на себестои-
мость продукции в целом.
Кроме влияния химического состава и вредных примесей на тех-
нологический процесс при извлечении полезных компонентов из про-
мышленных подземных вод, следует учитывать агрессивность послед-
них и возможность выпадения из них осадков, что важно при .проекти-
ровании конструкции скважин, выборе водоподъемников, проектирова-
нии трубопроводов, сооружений (резервуаров)4 и аппаратуры.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Основными экономическими показателями кондиций являются:
1)	стоимость 1 м3 промышленных или термальных вод;
2)	себестоимость 1 т продукции;
3)	капиталовложения в сырьевую базу и основное производство;
4)	добыча продукции в т!год\
5)	удельные капиталовложения для промышленных вод на 1 т
продукции;
6)	выработка на 1 работника;
7)	сроки окупаемости капиталовложений.
Капиталовложения в сырьевую базу производственного предприя-
тия включают стоимость эксплуатационных скважин, насосного обо-
рудования, станций перекачки воды, трубопроводов и других сооруже-
ний, а также производственных зданий. Основной статьей капитало-
вложений является стоимость скважин, в связи с чем оценка конди-
ционных показателей преследует цель обоснования в первую очередь
минимальных дебитов эксплуатационных скважин. Остальные капита-
ловложения влияют на стоимость 1 м3 в меньшей степени, причем наи-
более существенную их часть составляют затраты на насосное обору-
дование.
В общем случае капиталовложения в сырьевую базу составляют:
Кеб = Кскв + Кн + К3 + кс,	(ХП-10)
где Кеб — полные капиталовложения в сырьевую базу предприятия;
Кскв — стоимость эксплуатационных скважин;
Кл — стоимость насосных установок;
Кс — стоимость трубопроводов, станций перекачки и других
• сооружений;
Кз — стоимость зданий.
Капиталовложения в производственное предприятие (технологи-
ческий комплекс) определяется его мощностью, принятой технологи-
ческой схемой переработки воды и другими показателями. Уровень
этих капиталовложений определяется специализированными проектными
организациями на стадии технико-экономического обоснования целе-
сообразности использования подземных вод и проектного задания.
Себестоимость 1 т продукции складывается из суммы отчислений
221
от капиталовложений и оборотных фондов, а также эксплуатационных
затрат по статьям: 1) сырье и материалы; 2) энергетика; 3) зарплата;
4) цеховые расходы; 5) общезаводские расходы.
Статья «Сырье и материалы» в калькуляции себестоимости вклю-
чает расходы на добычу и транспортировку воды для получения 1 т
конечного продукта. Эти расходы зависят от принятой системы экс-
плуатации месторождения и концентрации полезных компонентов.
Стоимость 1 м3 промышленных подземных вод является одним из
важнейших экономических показателей кондиций, так как определяет
уровень рентабельности использования этих вод. Стоимость 1 м3 воды
складывается из отчислений на амортизацию и текущий ремонт от ка-
питаловложений и оборотных фондов в сырьевую базу и эксплуата-
ционных затрат на добычу и транспортировку воды до производствен-
ного предприятия, зарплаты обслуживающего персонала, транспортных
и прочих расходов:
Цв = 2к/(а/ + ₽) + эЦ9 + зп(1+аз) + п, (хп-П)
1
где Цв — себестоимость I м3 буровой воды;
Кг — капиталовложения в отдельные подразделения основных
фондов, приходящиеся на 1 м3 воды;
а; — нормы отчислений от соответствующих подразделений ос-
новных фондов на амортизацию и текущий ремонт;
Р — коэффициент, учитывающий отчисления от основных фон-
дов в соответствии с требованиями новой системы плани-
рования и экономического стимулирования;
Э — расход электроэнергии (силовой и осветительной) на до-
бычу и транспортировку 1 м3 воды;
Цэ — стоимость 1 квт!ч электроэнергии;
Зп — зарплата персонала, обслуживающего водяной промысел,
приходящаяся на 1 м3 воды;
аэ — коэффициент начислений к зарплате;
П — прочие расходы на 1 м3 воды.
При несоблюдении условия (XII—2) производство оказывается
нерентабельным, а подсчитанные эксплуатационные запасы таких вод
будут забалансовыми. В том. случае, если фактическая стоимость воды
равна допустимой, кондиционные показатели эксплуатации будут пре-
дельными. Изменение одного из показателей кондиций повлечет изме-
нение стоимости I м3 воды и экономики производства в целом. На-
пример, уменьшение дебита скважин водозабора приведет к увеличе-
нию их количества, а следовательно, и капиталовложений в сырьвую
базу предприятия. Увеличение дебита скважин без изменения их ко-
личества повлечет увеличение эксплуатационных затрат на добычу
воды.
Дополнительно к изложенному следует отметить, что значи-
тельное влияние на структуру себестоимости воды и абсолютную вели-
чину последней оказывает изменение параметров (размеров) водоза-
боров. На рис. XII—1 наглядно представлено увеличение отчислений от
капиталовложений и снижение затрат на подъем воды с увеличением
расстояний между скважинами (и площади расположения скважины).
Таким образом, кондиций на промышленные воды должны обосно-
вываться экономическими показателями их эксплуатации. Технико-эко-
номическое обоснование кондиций должно производиться на базе опе-
ративных подсчетов эксплуатационных запасов подземных вод. Вслед-
ствие взаимной связи отдельных показателей кондиций возникают
трудности в оценке их аналитическим путем. Поэтому обоснование
222
кондиций целесообразно производить методом вариантов, который
предусматривает последовательное изменение отдельных 'показателей
эксплуатации месторождений подземных промышленных вод.
Рис. XII-1. Зависимость отчислений от капиталовложений
и затрат на подъем воды от расстояния между скважи-
нами
1 — затраты на перекачку воды; 2 — зарплата; 3 — отчисления от
капиталовложений; 4 — затраты на подъем воды; 5 — прочие за-
траты; 6 — капиталовложения; 7 — стоимость добычи 1 м3 воды
(франко-завод).
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ И МЕТОДИКА
ОБОСНОВАНИЯ КОНДИЦИЙ
Последовательность обоснования кондиций может быть различной
в зависимости от гидрогеологических условий месторождения, особен-
ностей эксплуатационных и перспективных участков. Исходя из зада-
чи содержания геолого-экономической оценки месторождений подзем-
ных промышленных вод и опыта их оценки на отдельных участках
наиболее целесообразно придерживаться следующего порядка в обо-
сновании кондиционных требований к месторождениям.
Прежде всего необходимо оценить минимальную промышленную
концентрацию полезных компонентов в подземных водах с целью-
оконтуривания и определения размеров месторождения. Как указыва-
лось, для этого можно использовать результаты специальных техноло-
223
тических исследований или опыт эксплуатации подземных вод сходного
химического состава в рассмотренном или соседнем районе. Одновре-
менно в целях сокращения объема геологических и технико-экономи-
ческих расчетов при производстве последних для оценки кондиций и
эксплуатационных запасов промышленных вод в пределах отдельных
участков месторождения целесообразно придерживаться определенной
последовательности.
1.	На основе изучения закономерностей распространения подзем-
ных промышленных вод и гидрогеологических параметров водоносных
пород намечаются участки (эксплуатационные и перспективные) для
подсчета эксплуатационных запасов.
2.	На основе использования материалов специальных технологиче-
ских исследований или по аналогии с действующими предприятиями
-определяются затраты на технологическую обработку подземных вод
для получения I т продукции (Цт), а по расходу воды на производство
1 m продукта (XII—3),— стоимость технологической переработки 1 л«3
воды.
3.	С учетом концентрации в подземных водах полезного компонен-
та определяются для каждого из участков расход воды на получение
1 т продукции и стоимость технологической переработки воды- Цт для
этой цели.
4.	Допустимая стоимость 1 лг3 воды определяется как разность
между оптовой отпускной ценой Цп и затратами на технологию произ-
водства продукции ЦТ) отнесенная к 1 л«3 воды:
Цв.доп =	•	(XII—12)
Q
5.	Для каждого эксплуатационного и перспективного участка
производится подсчет эксплуатационных запасов промышленных вод.
При этом в качестве расчетных выбираются несколько вариантов экс-
плуатации, отличающихся разными дебитами скважин и предельными
понижениями динамических уровней (назначаемыми в соответствии с
приведенными в главе I сведениями). Размеры площади эксплуата-
ционного участка определяются с учетом: а) площади, разведанной
бурением; б) структуры участка и глубины скважин; в) технико-эко-
номических показателей.
6.	Установленные таким образом показатели эксплуатации участ-
ков используются для технико-экономических расчетов стоимости до-
бычи 1 л«3 воды и с учетом ранее определенной стоимости технологи-
ческой переработки воды — себестоимости I т конечной продукции.
7.	При. расчете экономических показателей кондиций на каждом
участке рекомендуется соблюдать следующую последовательность:
а) определяются капиталовложения в промысел подземных вод, сква-
жины, оборудование (насосные установки, станции перекачки воды),
сооружения (трубопроводы, электросеть и здания; например, здания
компрессорных цехов, станций управления работой насосов и др.);
б) рассчитываются размеры годовых отчислений на амортизацию и
текущий ремонт всех подразделений основных фондов; в) в зависи-
мости от принимаемых способов эксплуатации скважин подсчитыва-
ются расход и стоимость электроэнергии на добычу и транспортировку
воды; г) определяются размеры зарплаты обслуживающего персонала
и отчислений от зарплаты; д) подсчитываются прочие расходы (транс-
порт, связь и др.), принимаемые обычно в размере 10—15% от всех
эксплуатационных затрат; е) для каждого варианта эксплуатации оп-
ределяется стоимость 1 л«3 промышленных вод; ж) с учетом этой стои-
мости и концентрации в воде полезных компонентов составляется
калькуляция себестоимости 1 т продукции.
224
8.	Обоснование минимальной промышленной концентрации полез-
ных компонентов и кондиционных требований к участкам Месторож-
дений производится на основе сопоставления вариантов эксплуатации.
При этом принимаются во внимание варианты, удовлетворяющие ус-
ловиям (XII-—1) и (XII—2).
В качестве минимальной концентрации для данного месторожде-
ния принимается наименьшая концентрация полезного компонента из
всех концентраций, при которых соблюдаются условия (XII—1) и
(XII—2) разработки участков. Оконтуривание месторождения произ-
водится по изолинии наименьшей концентрации полезного компонента.
9.	Далее при подсчете эксплуатационных запасов принимаются во
внимание участки, расположенные внутри контура месторождения.
Кондиционные требования для каждого эксплуатационного и перспек-
тивного участка устанавливаются на основе сопоставления экономи-
ческих показателей разработки при обязательном соблюдении условий
рентабельности производства. В зависимости от гидрогеологических
условий отдельных участков подсчитанные на основе выявленных по-
казателей эксплуатационные запасы промышленных вод следует счи-
тать 'балансовыми. Если ни один из рассмотренных возможных ва-
риантов разработки участка не отвечает условию рентабельной экс-
плуатации месторождения, эксплуатационные запасы промышленных
подземных вод следует относить к забалансовым.
Основные технико-экономические данные по рассмотренным ва-
риантам эксплуатации целесообразно сводить в таблицу.
Таблица XII—1
Технико-экономические показатели извлечения подземных вод
на эксплуатационных и перспективных участках
Показатели	Единица измерения	Варианты эксплуатации		
		1-й	2-й	3-й
Среднее на участке содержание по- лезного компонента	.... Дебит одной скважины	.... Предельное понижение	.... динамического уровня	от поверх- ности 	 Размеры площади участка (или его радиус)	 Суммарный дебит водозабора Температура воды 	 Запасы полезного компонента а)	на весь расчетный период б)	на один год 	 Капиталовложения в сырьевую базу Стоимость 1 JM3 воды .... Капиталовложения в основное произ- водство	.	.	.	.	. Себестоимость 1 т продукции Срок окупаемости капиталовложе- ний 	 Прибыль от 1 т продукции Годовая прибыль 	 Удельные капиталовложения на 1 т продукции 	 14 Изыскания и оценка запасов	г/м3 м3/сутки м м тыс. м3/сутки °C т т тыс. руб. коп. тыс. руб. руб. лет руб. тыс. руб. тыс. руб. 225		/	
ГЛАВА XIII
ПРИНЦИПЫ КАРТИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПОДЗЕМНЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
ЦЕЛИ КАРТИРОВАНИЯ
Составление карт промышленных подземных вод преследует цели:
а) суммировать и обобщить данные об этих водах и их ресурсах в
различных районах СССР; б) установить закономерности в распрост-
ранении месторождений промышленных вод и в содержании в них
микроэлементов; в) выявить наиболее перспективные районы и место-
рождения промышленных вод по сумме гидрогеологических и технико-
экономических факторов; г) оценить ресурсы подземных промышлен-
ных вод и их эксплуатационные прогнозные запасы в пределах райо-
нов и месторождений.
Региональная оценка и картирование подземных промышленных
вод имеет важное значение также для решения различных вопросов
геологии, геохимии и гидрогеологии, в частности для разработки гене-
тической классификации глубоких подземных вод, изучения особеннос-
тей их динамики и естественного режима, уточнения методики поисков
и разведки этих вод.
Карты распространения подземных промышленных вод и их ре-
гиональных эксплуатационных запасов относятся к специальным гид-
рогеологическим картам. Учитывая, что в настоящее время из подзем-
ных вод в промышленных масштабах извлекаются только йод и бром,
за основу при таком картировании принимаются йодо-бромные воды,
поскольку только для них пока возможно дать более конкретную оцен-
ку эксплуатационных запасов. Однако при картировании следует рас-
сматривать глубокие подземные воды как комплексное полезное иско-
паемое, в связи с чем необходимо фиксировать распространение в под-
земных водах и других микроэлементов — бора, лития, стронция, ка-
лия, цезия, рубидия и т. д.
Одним из важнейших вопросов при оценке перспектив использо-
вания промышленных вод является вопрос об их сбросе после техно-
логической обработки и извлечения ценных компонентов. Вопрос этот
возник сравнительно недавно в связи с освоением ряда новых место-
рождений и, естественно, пока разработан очень слабо. Имея в виду
низкий уровень разработанности вопроса сброса отработанных вод,
целесообразно при картировании промышленных вод и оценке их экс-
плуатационных прогнозных запасов пока не делать расчеты по сбросу
этих вод, но тем не менее учитывать его при оценке перспектив прак-
тического освоения месторождений.
Региональная оценка эксплуатационных запасов подземных про-
мышленных вод, как это отмечено в предыдущей главе, требует изу-
чения закономерностей их распространения, анализа этих закономер-
ностей й увязки их с особенностями общей гидрогеохимической зо-
нальности в отдельных районах и артезианских бассейнах, изучения
динамики подземных вод и условий их миграции, а также определения
параметров водоносных горизонтов (зон). Помимо этого, для обеспе-
чения должной эффективности и надежности такой оценки необходи-
мо выполнение технико-экономического анализа возможных условий
разработки отдельных участков месторождений с целью обоснования
кондиционных требований к промышленным водам, являющихся ос-
новой для подсчета их эксплуатационных запасов (см. главу III).
В целях отражения и анализа всех перечисленных факторов для
каждого гидрогеологического района представляется целесообразным
составление карт трех типов.
226
Гидрохимические карты распространения под-
земных промышленных вод в различных ' водонос-
ных комплексах составляются для территории отдельных доста-
точно крупных артезианских бассейнов или водонапорных систем, свя-
занных общностью геолого-структурных и гидрогеологических усло-
вий. Эти карты являются основой для анализа гидрогеохимических
закономерностей каждого перспективного (с точки зрения распростра-
нения промышленных вод) водоносного горизонта или комплекса.
Под водоносным комплексом следует понимать толщу пород, в кото-
рой отдельные водопроницаемые пласты и горизонты в пределах тер-
ритории ее распространения повсеместно или на отдельных участках
имеют гидравлическую связь друг с другом. Толща пород водонос-
ного комплекса в пределах региона или .большей его части отделяется
от залегающих выше и подстилающих водоносных отложений доста-
точно надежными водоупорами. Водоносный комплекс может отно-
ситься к одной стратиграфической единице пород (например, отделу,
ЯРУСУ), или включать в себя несколько таких единиц.
При выборе водоносных комплексов для картирования промыш-
ленных подземных вод необходимо принимать во внимание величины
концентраций в водах полезных компонентов и их измененця по пло-
щади и глубине.
Гидрохимические карты имеют большое значение для выявления
и оконтуривания месторождений подземных промышленных вод.
Карты динамики подземных вод и параметров
водоносных комплексов должны включать необходимые ис-
ходные данные для подсчета эксплуатационных прогнозных запасов
подземных промышленных вод; водопроводимость пород, пьезометри-
ческие напоры подземных вод, условия питания и разгрузки послед-
них, температуру, глубину залегания промышленной водоносной зоны
и другие параметры.
Построение таких карт связано с тщательной обработкой факти-
ческих материалов, полученных при бурении и испытании глубоких
скважин и часто неравноценных по содержанию и степени достовер-
ности. Тем не менее, для большинства районов СССР построение их
возможно, хотя и связано с трудностями технического характера.
Карты эксплуатационных запасов промышлен-
ных вод отдельных водоносных комплексов должны
отражать размеры месторождения, количество эксплуатационных (прог-
нозных и перспективных) участков, условия подсчета запасов (гранич-
ные условия для месторождения) и данные по запасам. Эти карты
сопровождаются таблицами, содержащими итоги подсчета прогнозных
эксплуатационных запасов промышленных вод.
Таблица XIII—1
Масштабы карт I, II и III типов, рекомендуемые ВСЕГИНГЕО
для региональной оценки эксплуатационных и прогнозных запасов промышленных вод СССР
Наименование гидрогеологического (или административного) района
Волго-Камский бассейн .................................
Западно-Сибирский бассейн .............................
Ангаро-Ленский бассейн.................................
Северное Предкавказье..................................
Прикуринская впадина...............................’	.
Западно-Туркменский бассейн............................
Узбекская ССР....................................  ,	.
Таджикская ССР.........................................
Молдавская ССР.........................................
Украинская ССР ................................
Рекомендуемый масштаб
картирования
промышленных вод
1:1 500 000
1:1 500 000
I: I 000 000
1: 500 000
1: 200 000
1: 200 000
1: 500 000
I: 500 000
1:1 000 000
1 :1 000 000
227

Масштабы картирования промышленных вод и их запасов опреде-
ляются степенью гидрогеологической изученности отдельных районов
Советского Союза (табл. XIII—1).
В некоторых случаях целесообразно для отдельных районов или
участков месторождений составление комплекса карт более крупного
масштаба.
Сводная карта запасов (эксплуатационных и
прогнозных) месторождений подземных промышлен-
ных вод составляется для территории СССР с использованием пере-
численных выше карт. Эта карта дает представление о размещении
месторождений промышленных вод на территории СССР, их типах,
размерах, состоянии изученности и количестве прогнозных запасов вод.
СОДЕРЖАНИЕ КАРТ
В данном разделе приводятся более детальные сведения о содер-
жании перечисленных выше карт и некоторые методические указания
по их составлению. Основное внимание уделено вопросам недостаточ-
но ясным или недостаточно полно освещенным в сходных по' харак-
теру работах.
На гидрохимических картах распространения
подземных промышленных вод показываются:
а)	границы гидрогеологического района (бассейна промышленных
вод), совпадающие, как правило, с границами выхода водоносных от-
ложений на поверхность или с областями питания (создания напора)
подземных вод;
б)	границы распространения водоносного комплекса (или гори-
зонта) в пределах рассматриваемого гидрогеологического района;
в)	литолого-фациальная характеристика водовмещающих пород;
г)	основные скважины и группы скважин;
д)	химический состав и минерализация вод;
е)	химический состав растворенных газов;
ж)	концентрации в водах йода и брома;
з)	количественное содержание в водах комплекса (или водонос-
ного горизонта) других редких и рассеянных элементов (бора, лития,
стронция, цезия, рубидия, германия и др.), а при Площадном их рас-
пространении— участки с повышенным содержанием микроэлементов.
Наиболее крупными элементами районирования промышленных
подземных вод являются провинции, обусловленные в свою очередь
наличием наиболее крупных структурных элементов земной коры —
платформенных областей, предгорных прогибов, межгорных впадин и
т. д. Границы районов (бассейнов) в пределах этих провинций долж-
ны быть показаны достаточно четко.
Границы распространения водоносных комплексов могут совпа-
дать с границами гидрогеологического района. Однако часто такое
совпадение отсутствует в связи с выклиниванием или фациальным за-
мещением водоносных пород. Выявление и отражение границ распро-
странения водоносных комплексов необходимо для правильной схема-
тизации граничных гидрогеологических условий при оценке эксплуата-
ционных запасов подземных вод.
Литолого-фациальная характеристика пород должна отражаться
на картах в сжатом виде: указываются только основные литологиче-
ские типы отложений (пески, песчаники, известняки, глинисто-песча-
ные, глинисто-карбонатные отложения и т. д.) и фациальные условия
осадконакопления (морские, лагунные, прибрежно-морские, континен-
тальные). Прослеживание связи между литолого-фациальными осо-
бенностями отложений и характером приуроченных к ним подземных
228
вод позволяет уточнить представление о генетических особенностях
этих вод и закономерностях изменения их минерализации и химиче-
ского состава, увязать параметры водоносных пород с их свойствами.
Основными показателями, отражаемыми на гидрохимических кар-
тах, являются минерализация, химический состав воды (и состав
растворенных в них газов), концентрации йода и брома, а также кон-
центрации бора, стронция, цезия, рубидия, лития, калия, магния и т. д.
В связи с этим цветом на таких картах целесообразно показывать
минерализацию и химический состав подземных вод. При этом в за-
висимости от гидрогеологических условий изучаемой территории могут
быть приняты различные градации значений минерализации и пре-
дельные показатели химического состава подземных вод. Например,
в пределах Западно-Сибирского артезианского бассейна минерализа-
ция и состав подземных вод на значительных территориях изменяются
в небольших пределах. Здесь для анализа гидрогеохимических законо-
мерностей целесообразно предусматривать выделение зон распростра-
нения подземных вод различной минерализации и состава, используя
дробную градацию. Наоборот, в районах Волго-Уральской области,
• где минерализация и состав подземных вод палеозойских отложений
изменяются в весьма широких пределах, целесообразно увеличение
пределов такой градации. При этом следует учитывать необходимость
наглядного отражения гидрогеохимической зональности.
По газовому составу, учитывая особенности глубоких подземных
вод, целесообразно выделять следующие их группы: углекислые, азот-
ные, с углеводородными газами, сложного состава (углеводородно-
азотные, азотно-метановые, углекисло-сероводородные и т. д.). Особо
следует отмечать подземные воды с наличием сероводорода, посколь-
ку такие воды обладают большой агрессивностью по отношению к
металлу.
Поскольку концентрации брома обычно тесно увязываются с об-
щей минерализацией подземных вод, то величины их удобно показы-
вать в виде изолиний концентраций. Для йода такой четкой законо-
мерности не наблюдается, в связи с чем часто приходится ограни-
читься выделением зон распространения подземных вод с теми или
иными концентрациями йода.
Построению гидрохимических карт предшествует сбор, анализ и
систематизация фактического материала, характеризующего подзем-
ные воды того или иного водоносного комплекса. Этот материал часто
может быть весьма разнородным. Его разнородность обусловлена раз-
нообразием способов опробования глубоких скважин, отбора проб
воды и газа на анализ, вскрытия водоносных горизонтов и пластов.
В этой связи представляется целесообразным дать некоторые рекомен-
дации по первичной его обработке.
Для оценки достоверности используемых при построении карт
данных необходимо проанализировать методику испытания скважин,
убедиться в том, что выполненные работы позволили отобрать пробы
воды и газа, не загрязненные технической жидкостью, а также точно
охарактеризовать интервал отбора проб. Это позволит из всех исход-
ных данных отобрать материал, наиболее точно отражающий природ-
ную обстановку в каждом из рассмотренных районов.
Если на площади (или участке) имеется несколько скважин, по
которым отмечаются значительные колебания гидрохимических пока-
зателей одного и того же горизонта, следует выявить причины этих
колебаний. В том случае, если они обусловлены особенностями гидро-
геологических условий, в расчет при построении карт следует прини-
мать средние (или средневзвешенные) для участка показатели.
В большинстве случаев такие колебания объясняются дефектами в
15 Изыскания и оценка запасов	229
опробовании скважин и устраняются путем отбора сведений, по наи-
более качественно произведенным испытаниям.
Иногда изучаемый водоносный комплекс характеризуется значи-
тельной мощностью и изменением химического состава подземных вод
в вертикальном разрезе. В таких случаях целесообразно определять
средние по разрезу водоносных отложений показатели минерализации
и химического состава с учетом гидродинамической характеристики
водовмещающих пород.
На картах параметров водоносных комплексов и
динамики подземных вод показываются:
а)	границы гидрогеологического района (артезианского бассейна);
б)	границы распространения водоносного комплекса или гори-
зонта;
в)	водопроводимость пород и ее изменение в пределах территории
распространения того или иного водоносного комплекса;
г)	глубина залегания кровли водоносного комплекса;
д)	изолинии приведенных гидростатических уровней;
е)	области самоизлива подземных вод с различными избыточными
давлениями;
ж)	области питания и разгрузки подземных вод и районы выхода
водовмещающих пород на поверхность;
з)	скважины или группы скважин;
и)	температура подземных вод.
Карты рассматриваемого типа должны включить все основные
данные, необходимые для гидродинамических расчетов водозаборов в
пределах месторождения промышленных вод. Основными картируемы-
ми элементами являются водопроводимость пород и приведенные пье-
зометрические уровни.	’
Выбор пределов изменения водопроводимости, показываемых на
карте, зависит от густоты сети опорных водопунктов, изученности это-
го параметра и изменчивости его в пределах картируемой территории.
Определения водопроводимости и пьезопроводности производятся в.
соответствии с методическими положениями, изложенными в главе VIL
Для оценки водопроводимости пород, помимо результатов испытания
скважин, должны быть в полной мере использованы материалы лабо-
раторных исследований образцов керна, результаты промыслово-гео-
физических исследований в скважинах, методы корреляции разрезов
скважин и т. д.
Приведенные пьезометрические уровни характеризуют величины
напоров подземных вод, направление и интенсивность подземного сто-
ка. Расчеты и построение карт приведенных уровней производятся в
соответствии с методическими положениями, изложенными в гла-
ве VI.
Глубина залегания водоносного комплекса имеет значение при
оценке перспектив использования промышленных вод и выборе пре-
дельных допустимых понижений уровня при оценке эксплуатационных
запасов.
Выявление и нанесение на карту областей питания (создания на-
пора) и разгрузки подземных вод необходимо для .последующей схе-
матизации гидрогеологических условий месторождения* в гидродина-
мических расчетах. Изолинии пластовых температур строятся с ис-
пользованием методов обработки их измерений, изложенных в спе-
циальных руководствах.
Карты прогнозных эксплуатационных запасов
промышленных вод составляются на основе анализа двух пре-
дыдущих карт и гидродинамических и технико-экономических расче-
тов. На картах этого типа показываются:
230
а)	границы гидрогеологического района (бассейна) и распрост-
ранения пород водоносного комплекса;
б)	распространение основных типов промышленных подземных
вод (йодных, бромных, йодо-бромных, бороносных и др.) и контуры
месторождений этих вод;
в)	распространение непромышленных йодных, бромных, йодо-
бромных и других вод с содержанием, однако, повышенных концент-
раций редких и рассеянных элементов;
г)	распространение пресных и соленых вод, которые по принятой
в данной работе классификации (см. главу I) не могут рассматри-
ваться как специфические по содержанию редких и рассеянных эле-
ментов;
д)	изменение концентраций в подземных водах основных про-
мышленных компонентов;
е)	участки или районы (если таковые имеются), характеризую-
щиеся повышенными концентрациями бора, лития, стронция, цезия,
рубидия и других компонентов;
ж)	эксплуатационные, перспективные и прогнозные участки водо-
заборов в пределах месторождения промышленных вод;
з)	эксплуатационные прогнозные запасы подземных промыш-
ленных вод (в тыс. м3/сутки), а также запасы полезных компонентов
(в т/год) и классификация тех и других по степени изученности и
достоверности.
Карты запасов промышленных вод сопровождаются врезками с
принципиальными расчетными схемами водозаборов для месторожде-
ния в целом.
Границы месторождения (площади распространения подземных
промышленных вод) устанавливаются с учетом минимальных промыш-
ленных концентраций полезных компонентов, обоснованных технико-
экономическими расчетами. Особенности промышленных подземных
вод и условий их эксплуатации заставляют производить оценку запа-
сов на конкретных участках. В соответствии со степенью изученности
гидрогеологических условий эксплуатационные участки могут быть
перспективными (когда исходные расчетные данные Определены по ре-
зультатам опробования скважин) и прогнозными (когда эти данные
получены путем экстраполяции и интерполяции материалов на изучен-
ной части месторождения).
В некоторых случаях, особенно для месторождений платформен-
ного типа, целесообразно показывать площади перспективные, мало
перспективные и неперспективные по тем или иным причинам (боль-
шая глубина залегания водоносных пород, их малая водообильность и
т. д.).
ГЛАВА XIV
РЕГИОНАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПРОГНОЗНЫХ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАПАСОВ ПОДЗЕМНЫХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
ПРИНЦИПЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ
ПРОГНОЗНЫХ ЗАПАСОВ
Региональная оценка эксплуатационных запасов преследует цель
выявления того максимального количества подземных промышленных
вод, которое может быть получено в пределах месторождения рацио-
нальными в технико-экономическом отношении водозаборами, произ-
231	15*
водительность которых обеспечивает рентабельное извлечение полез-
ных компонентов с учетом современного уровня развития технологии и
действующих отпускных цен на продукцию. Такая оценка позволяет
выявить возможные масштабы производства на базе подземных вод
продукции в различных районах СССР.
Вместе с тем оценка региональных эксплуатационных запасов
промышленных подземных вод связана с известными трудностями,
обусловленными рядом факторов.
1.	Гидрогеологические условия отдельных районов распростране-
ния и месторождений подземных промышленных вод весьма разнооб-
разны, что препятствует разработке единых методов подсчета запасов
этих вод.
2.	Изученность промышленных вод в пределах гидрогеологических
районов и месторождений по площади их распространения и в разрезе
водоносных пород неравноценна, что необходимо учитывать при оценке
надежности результатов гидрогеологических подсчетов.
3.	Месторождения промышленных подземных'вод характерцвуются
обычно большими размерами и изменчивостью в пределах их общих
гидрогеологических условий и параметров водовмещающих пород. Это
обстоятельство, наряду с большим количеством водозаборов, в значи-
тельной степени затрудняет прямое аналитическое решение задачи и
заставляет прибегать к трудоемкому методу вариантов подсчета
запасов.
4.	Технологический регламент извлечения йода и брома из под-
земных вод разработан к настоящему времени лишь для отдельных
участков в пределах некоторых месторождений. Для ряда месторож-
дений технология извлечения таких компонентов не разрабатывалась
вообще. Это приводит к необходимости экстраполяции имеющихся дан-
ных по технологии с учетом общего состава, минерализации подзем-
ных вод и концентраций в них полезных компонентов на неизученные
с этой точки зрения месторождения и участки, что вносит в подсчеты
для отдельных случаев некоторый элемент условности.
5.	Поскольку в промышленных масштабах из подземных вод из-
влекаются только йод и бром, пока возможна оценка эксплуатацион-
ных запасов только йодо-бромных вод. Возможный уровень производ-
ства другой продукции (лития, стронция, магния, калия, рубидия и
др.) может быть попутно оценен с подсчетом запасов йодо-бромных
вод и на основе таких подсчетов.
6.	При оценке эксплуатационных запасов промышленных подзем-
ных вод большое значение имеют технико-экономические показатели
их добычи и переработки. Это препятствует использованию в полной
мере методов подсчета запасов (в том числе и региональных), разра-
ботанных применительно к неглубоким пресным грунтовым и артезиан-
ским водам.
При оконтуривании месторождения промышленных вод по изло-
женной в главе XIII методике, в пределах части месторождения или
отдельных его участков эксплуатационные запасы подземных вод мо-
гут оказаться непромышленными (забалансовыми). Аналогичным об-
разом к забалансовым может быть отнесена часть эксплуатационных
запасов, пропорциональная разнице между предельным понижением
уровня, обеспечиваемым насосным оборудованием, и допустимым по-
нижением, установленным в результате технико-экономического ана-
лиза.
Таким образом, при региональной оценке эксплуатационных запа-
сов в пределах отдельных участков предельные понижения уровней в
скважинах к концу расчетного срока эксплуатации устанавливаются
с учетом мощности насосного оборудования. Часть расчетного дебита
(или даже полный дебит) водозабора, отвечающую уровню рента-
232
бельной добычи и переработки подземных вод, можно относить к ба-
лансовым (промышленным) запасам. Подобная оценка запасов имеет
смысл, так как условия и экономическая эффективность разработки
месторождений определяются не только их гидрогеологическими усло-
виями, но и уровнем развития технологии извлечения полезных ком-
понентов и техники добычи подземных вод из скважин.
При оценке региональных эксплуатационных запасов могут быть
два основных случая.
В первом случае перспективные и прогнозные участки заведомо
известны, количество’ их ограничено, а местоположение определяется
особенностями геологического строения и гидрогеологических условий
территории. Такие условия имеют место:
а) когда участки водозаборов связаны с крутыми брахиантикли-
нальными структурами, за пределами которых водоносные отложения
погружаются на глубины, недоступные для вскрытия их эксплуата-
ционными скважинами; б) когда водоносные отложения не имеют
сплошного распространения в пределах месторождения и перспектив-
ные и прогнозные участки приходится размещать в пределах ограни-
ченных по площади зон распространения проницаемых водоносных
пород.
В этом случае подсчет эксплуатационных запасов промышленных
вод производится по изложенной выше схеме на каждом из выявлен-
ных бурением перспективных или установленных косвенными ме-
тодами (например, геофизическими) прогнозных участков. При близ-
ком расположении таких участков необходима проверка степени
их взаимодействия и уменьшение суммарных дебитов водозаборов
пропорционально величинам срезок уровней в эксплуатационных сква-
жинах от взаимодействия. В качестве региональных эксплуатацион-
ных запасов промышленных подземных вод в данном случае прини-
мается суммарный дебит водозаборов, расположенных в пределах мес-
торождения. При этом, как указывалось, запасы подразделяются на
балансовые и забалансовые (эксплуатационные и прогнозные)..
Более сложно проведение региональной оценки эксплуатационных
запасов во втором случае, отвечающем условиям сплошного распрост-
ранения в пределах месторождения водоносного горизонта или комп-
лекса с промышленными водами. В этом случае размеры региональ-
ных эксплуатационных запасов определяются количеством, схемой рас-
положения и производительностью водозаборов подземных вод.
В условиях одновременного действия проектируемых на одинако-
вый срок работы водозаборов наибольший суммарный дебит может
быть получен при бесконечно большом их количестве (практически
при расположении эксплуатационных скважин на площади всего мес-
торождения и на расстояниях, определяемых величинами водопрово-
димости пород, при условии достижения к концу срока эксплуатации
предельных технически возможных понижений динамических уровней).
Подобная оценка эксплуатационных ресурсов оправдана для пресных
грунтовых и неглубоких артезианских вод. Вследствие значительного
влияния технико-экономических факторов на результаты оценки запа-
сов промышленных -вод подобный способ расчетов в данном случае
оказывается неприемлемым.
При оценке региональных запасов промышленных подземных вод
приходится иметь в виду ряд соображений. Во-первых, наиболее вы-
годными являются водозаборы, обеспечивающие предприятие возмож-
но большей производственной мощности. Во-вторых, вследствие уве-
личения технологических затрат в себестоимости продукции при умень-
шении ее производства, целесообразно ориентироваться на минималь-
но возможный с учетом указанного обстоятельства дебит водозабора.
В-третьих, гидрогеологические (параметры водоносных пород, кон-
233
центрации полезных компонентов, общий состав подземных вод), тех-
нические (использование того или иного типа насосного оборудования,
конструкция скважин) и технологические показатели эксплуатации тес-
но взаимосвязаны. Количество и дебиты водозаборов в пределах
месторождения определяются, таким образом, необходимостью соблю-
дения условия рентабельности производства полезных компонентов и
условием получения при этом максимального суммарного дебита всех
водозаборов.
Практически при размещении водозаборов и оценке региональных
эксплуатационных запасов промышленных вод для второго из рассмат-
риваемых случаев целесообразно придерживаться определенной после-
довательности.
1.	Для каждого из водоносных горизонтов (комплексов) путем
расчетов устанавливаются минимальные промышленные концентрации
полезных компонентов (йода и брома) и оконтуривается площадь
месторождения.
2.	В пределах площади месторождения должны быть выявлены
эксплуатационные участки с утвержденными эксплуатационными за-
пасами, а также месторождения нефти и газа (разрабатываемые и
намеченные к разработке).
3.	Должны быть установлены эксплуатационные участки, наличие
которых подтверждено специальными гидрогеологическими буровыми
и опытными работами, а также поисковым и разведочным бурением
на нефть и газ.
4.	Для установленных буровыми и опытными работами , перспек-
тивных участков (с охарактеризованными параметрами водоносных
пород и различными сочетаниями концентраций полезных компонентов
в воде) производится подсчет эксплуатационных запасов: а) с учетом
кондиционных показателей (см. главу XIII) и б) с учетом технических
возможностей (см. главу XII).
5.	На основе анализа технико-экономических показателей извле-
чения полезных компонентов в заводских условиях из вод данного
месторождения или сходных по составу и минерализации вод других
месторождений устанавливаются: а) стоимость технологической обра-
ботки 1 м3 подземных вод для получения продукции; б) стоимость
технологических затрат на производство 1 т продукции*.
6.	С учетом сведений об увеличении размеров технологических
затрат при уменьшении производственной мощности йодо-бромных
предприятий, стоимости технологической обработки 1 л*3 воды и кон-
центрации J и Вг в подземных водах различных перспективных и
прогнозных участков определяются: а) стоимость технологических
затрат на производство 1 т продукции; б) допустимая максимальная
стоимость добычи 1 л«3 подземных вод (как разность между отпускной
Ценой продукции и технологическими затратами на ее производство,
отнесенными к расходу воды на получение 1 т продукции); в) мини-
мальная производительность водозабора, обеспечивающая рентабель-
ное производство продукции.
7.	Для полученной минимальной производительности водозаборов
определяется расчетное эксплуатационное понижение динамических
уровней. Разность между предельным максимальным и полученным
расчетным понижениями уровней может быть использована для срезок
уровней от взаимодействия всех водозаборов.
8.	Дальнейшая оценка эксплуатационных запасов промышленных
вод сводится к размещению в пределах месторождения водозаборов с
* Для этой цели могут быть использованы периодические технико-экономические
обзоры йодо-бромной промышленности, публикуемые Государственным Институтом
прикладной хнмин (Ленинград).
234
таким расчетом, чтобы срезки уровней при совместной их работе не
превышали полученных расчетных величин. При этом обязательно
должны учитываться граничные условия месторождения.
9.	Для отдельных месторождений в зависимости от типа промыш-
ленных подземных вод целесообразно устанавливать нижний предел
производительности промышленного предприятия. Расчеты облегчают
подсчет эксплуатационных запасов и делают его более целеустрем-
ленным.
10.	Проверка возможности получения установленных таким путем
дебитов водозаборов и суммарного дебита месторождения проводится
путем аналитических расчетов. В случае несоблюдения заданных ус-
ловий эксплуатации эти дебиты корректируются путем подбора отве-
чающих всем требованиям величин.
11.	Путем анализа условий разработки перспективных и прогноз-
ных участков водозаборов выявляются общие эксплуатационные за-
пасы месторождения, его балансовые и забалансовые запасы.
Следует иметь в виду, что охарактеризованная оценка региональ-
ных эксплуатационных запасов до некоторой степени условна, так как
предусматривает единовременную работу всех водозаборов. Практиче-
ски это неосуществимо. Поэтому наряду с полученными рассмотрен-
ным путем эксплуатационными запасами промышленных вод целесо-
образно привести подсчитанные для каждого перспективного и прог-
нозного участков запасы без учета взаимодействия водозаборов. Это
даст представление о возможных масштабах производства продукции
на базе разработки отдельных участков.
Результаты подсчета целесообразно сводить в таблицу.
Таблица XIV—1
Образец записи результатов подсчета эксплуатационных запасов
Ns участка на карте	Наименование участка	1 Категория участка (перспективный, прогнозный)	Понижение уровня от по- верхности, м		Эксплуатационные запасы			
			предельное 1		расчетное	собственно водозабора		региональные	
					тыс. м?! сутки	т!год продукции	тыс. м.*! сутки	т!год продукции
31	N-скнй	Прогнозный	750	390	75	820	41	510
37	М-ский	Перспективный	750	650	56	380	44	290
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ ВОД
ПО СТЕПЕНИ ИЗУЧЕННОСТИ
Неравномерная изученность отдельных месторождений и участков
проектируемых водозаборов, разнородность используемых для оценки
параметров водоносных пород исходных материалов (геологических,
геофизических, гидрогеологических, лабораторных) и различная досто-
верность материалов экономического и технологического характера
не позволяют в полной мере использовать при оценке запасов под-
ъемных промышленных вод принципы категоризации их (вод) по сте-
пени изученности, обоснованные Инструкцией по применению класси-
фикации эксплуатационных запасов подземных вод (1962). Примене-
ние этих принципов возможно для участков водозаборов, изученных
специальными гидрогеологическими или доброкачественными газонеф-
235
тепоисковыми исследованиями. В остальных случаях йриходится от-
казаться ст точной категоризации региональных эксплуатационных
запасов. Тем не менее характеристика степени их изученности и оценка
перспектив их практического освоения должны быть даны обязательно.
В пределах месторождения целесообразно выделять площади рас-
пространения эксплуатационных и прогнозных эксплуатационных за-
пасов. Эксплуатационные запасы относятся к площади мес-
торождения, в пределах которой гидрогеологические параметры опре-
делены опытным путем, а для отдельных ее участков получены путем
уверенной интерполяции и экстраполяции имеющихся данных. Прог-
нозные эксплуатационные запасы характеризуют часть
месторождения, в пределах которой специальных гидрогеологических
(или газонефтепоисковых) работ не производилось и исходные пара-
метры оценены с учетом соображений общего геологического и гидро-
геологического характера, а также выявленных для изученной части
месторождения закономерностей.
Как отмечалось, эксплуатационные и прогнозные запасы следует
подразделять на балансовые и забалансовые. Такое подразделение за-
пасов производится с учетом технико-экономических показателей их
разработки.
При классификации эксплуатационных запасов по степени изучен-
ности следует руководствоваться определенными соображениями.
1.	Для участков, в пределах которых параметры водоносных по-
род и начальные, и граничные условия определены достоверно по дан-
ным бурения и испытания глубоких скважин, возможно выделение
промышленных категорий запасов подземных вод. Распределение за-
пасов по категориям изученности в данном случае, как принято, произ-
водится с учетом результатов опытных работ, количества опытных и
проектируемых эксплуатационных скважин.
2.	Для участков, в пределах которых оценка параметров водонос-
ных пород произведена по данным испытания малого количества сква-
жин, но водоносные породы которых характеризуются устойчивым рас-
пространением и незначительными (по абсолютной величине) колеба-
ниями водопроводимости, целесообразно выделение категории Ci экс-
плуатационных запасов.
3.	Для остальных проектных водозаборов в изученной части место-
рождения эксплуатационные запасы не следует характеризовать по
степени изученности, считая, однако, их для практического освоения
перспективными.
- Предлагаемые принципы классификации эксплуатационных запа-
сов промышленных подземных вод дают возможность Оценить степень
их достоверности, выделить площади эксплуатационных и прогнозных
запасов, по возможности классифицировать их по степени изученности.
Это имеет важное значение для выделения участков непосредственно
под детальную разведку, участков, требующих проведения предвари-
тельной разведки, поисковых и перспективных участков, что в свою
очередь позволяет осуществлять с наибольшей отдачей текущее и
перспективное планирование гидрогеологических изысканий.
ПРИЛОЖЕНИЕ
ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ ВЕС И УДЕЛЬНЫЙ ОБЪЕМ ВОДЫ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ
Температу- ра, СС	Относительный вес «О	Удельный объем (у)	Температу- ра, °C	Относитель- ный вес (d)	Удельный объем (о)
1	о	3	1	2	3
—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
—5	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	0,99987	1,00013	55	0,98573	1,01448
+1	0,99993	1,00007	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	0,96865	1,03237
+7	0,99993	1,00007	90	0,96534	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	ПО	0,9510	1,0515
+Н	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	1,00120	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
237
ЛИТЕРАТУРА '
А з у м о в Е. Н., В а с и л ь е в Б. В. К вопросу об исследовании водных раство-
ров при повышении температуры. В сб. «Соликамские карналлиты». Изд. ОНТИ, 1935.
Алексеев Ю. Ф., Надежин А. Д. Пути увеличения выноса керна. Гостоп-
техиздат, 1963.
Альтовскнй М. Е. Методическое руководство по расчету взаимодействующих
артезианских й грунтовых водозаборов. Госгеолнздат, 1947.
Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на опре-
деление параметров нефтяного пласта по данным нестационарного притока жидкостей
к скважинам. Изв. АН ССОР, ОТН, № 7, 1958.
Б е г м а т о в А. М. Некоторые задачи нестационарного притока грунтовых вод к
скважине вертикального дренажа. Изд. СО АН СССР, 1965.
Берч Фр., Шерер Дж., Спайсер Г. Справончик для геологов по физиче-
ским константам. Изд-во иностр, лит. 1949.
Б ин дем ан Н. Н. Оценка эксплуатационных запасов подземных вод. Госгеол-
техиздат, 1963.
Блинов А. Ф. Определение параметров призабойной зоны нагнетательных
скважин по кривым восстановления давления. Тр. ТАТНИИ, вып. 3, 1961.
Богданов Г. Я., Стрепетов В. П. Методика выделения водоносных гори-
зонтов прн бурении скважин на подземные промышленные воды и рассолы. «Разведка
и охрана недр», № 6, 1967.
Богомолов Г. В., Бер з нн а Л. К- Гидрогеологические условия некоторых
нефтеносных структур Припятского прогиба. В сб. «Геология и гидрогеология Припят-
ского прогиба». Изд-во АН БССР, 1963.
Бондаренко С. С. О динамике подземных вод Западно-Сибирского артезиан-
ского бассейна. «Изв. ВУЗов» — Геология н разведка, № 4, 1961.
Бондаренко С. С. Методические указания по региональной оценке и картиро-
ванию прогнозных эксплуатационных запасов подземных промышленных вод. Изд.
ВСЕГИНГЕО, 1967.
Боревский Л. В., Ефремочкин Н. В. Расчет кольцевого водозабора
с очагом разгрузки подземных вод во внутренней части. «Водоснабжение и санитарная
техника», № 5, 1969.
Борисов Ю. П. Интерпретация кривых гидродинамического исследования про-
дуктивных пластов в случае их неоднородности по площади. Тр. ВНИИ, вып. XIX. Гос-
геолтехиздат, 1959.
Б от у к Б. О. Гидравлика. Изд-в’о «Высшая школа», 1962.
Бочевер Ф. М., Веригин Н. Н. Методическое пособие по расчетам эксплуа-
тационных запасов подземных вод для водоснабжения. Госстройиздат, 1961.
Бочевер Ф. М., Гармонов И. В., Лебедев А. В., Шестаков В. М.
Основы гидрогеологических расчетов. Изд-во «Недра», 1965.
Бочевер Ф. М., Львова В. Н. Указания по методике расчетов водозаборов
в неоднородных пластах. Изд. ВНИИ ВОДГЕО, 1961.
Бочевер ф. М., Орфаниди К-Ф. Опыт определения исходных гидрогеоло-
гических параметров для оценки эксплуатационных запасов подземных вод. Тр. лаб.
инж. гидрогеологии ВНИИ ВОДГЕО. Госстройиздат, 1962.
Бочевер ф. М. Гидрогеологические расчеты крупных водозаборов подземных
вод и водопонизительных установок. Госстройиздат, 1963.
Бочевер Ф. М. К гидрогеологическим расчетам водозаборных сооружений в
неоднородных пластах. ВНИИ ВОДГЕО. В сб. «Вопросы фильтрационных расчетов
гидротехнических сооружений». Госстройиздат, 1964.
Бочевер Ф. М. Расчеты эксплуатационных запасов подземных вод. Изд-во
«Недра», 1968.
Бунеев А. Н. Основы гидрогеохимин подземных вод осадочных отложений.
Медгиз, 1956.
Васильев В. А., X и б а р о в А. С. Неустановившееся движение грунтовых
вод к скважине вертикального дренажа. Тр. Ташк. гос. ун-та, вып. 189, 1961.
Вендел ьштейн Б. Ю. Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин
.цетолом собственных потенциалов. Изд-во «Недра», 1966.
238
Веригин Н. Н. О методе расчета водопонижения с помощью несовершенных
скважин. Тр. Совета по вопросам водопонижения. Госстройнздат, 1959.
Веригин Н. Н. Методы определения фильтрационных свойств горных пород.
Госстройнздат, 1961.
Веригин Н. Н., Шержуков Б. С. Диффузия н массообмен при фильтра-
ции жидкостей в горных породах. В сб. «Развитие исследований по теории фильтра-
ции». Изд-во «Недра», 1968.
Выборных С. Ф. Промысловое геофизическое оборудование и аппаратура.
Гостоптехиздат, 1959.
Гатальский М. А. Значение динамики в формировании подземных вод Рус-
ской платформы. Тр. ВНИГНИ, нов. сер., вып., 95, геол. Гостоптехиздат, 1956.
Гедройц К- К. Химический анализ почвы. Гос. изд-во колхоз, н совхоз,
лит., 1935.
Герман Ф. Ф. Вопросы экономики добычи йодо-бромной воды. «Иодо-бромная
промышленность», № 9, 1966.
Глоговский М. М. Интерпретация кривых восстановления забойного давле-
ния. Тр. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, вып. 57. Изд-во «Недра», 1966.
Голубев Е. А. Влияние формы контура питания на дебит скважины. Уч. запи-
ски МОПИ, 99, 1961.
Грабовннков В. А., Знльберштейн Б. М. Оценка эксплуатационных
запасов подземных вод на основе обобщенных параметров. «Разведка и охрана недр»,
№ 5, 1966.
Гусейн-Заде М. А. Вопросы макронеоднородности пласта. Тр. МИНХ и ГП
им. И. М. Губкина, вып. 33. Гостоптехиздат, 1961.
Гусейн-Заде М. А. Особенности движения жидкости в неоднородном пла-
сте. Изд-во «Недра», 1965.
Г ы л ы б о в М. М. Определение гидрогеологических параметров пласта в усло-
виях неустановившегося движения подземных вод. «Изв. ВУЗов» — Геология и развед-
ка, № 7, 1966.
Д ахи о в В. Н. Промысловая нефтегеофизика. Гостоптехиздат, 1959.
Дахнов В. Н., Долина Л. П. Геофизические методы изучения нефтегазо-
носных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
Д а х и о в В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разре-
зов скважин. Гостоптехиздат, 1961.
Д у х и и С. С., Дерягин Б. В. Вторичный (диффузионный) двойной электри-
ческий слой. «Коллоидный журнал», 20, вып. 8, 1958.
Е р о н и и В. А., Л и т в и и о в А. А., Кривоносов И. В. и др. Эксплуатация
системы заводнения пластов. Изд-во «Недра», 1967.
Жданов М. А., Л и с у и о в В. Р., Величко А. В., Г р и ш и н Ф. А. Под-
счет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
Желтов Ю. П. О восстановлении забойного давления при различной прони-
цаемости пласта в призабойной зоне и вдали от скважины. Тр. ВНИИ, вып. 8, 1956.
Инструкция по камерной обработке материалов опорного бурения. Гостоптех-
издат, 1953.
Инструкция по отбору, обработке и сокращению керна. Гссгеолтехиздат, 1955.
Инструкция по проводке опорных скважин н камеральной обработке материалов
опорного бурения. Гостоптехиздат, 1958.
Инструкция по применению классификации эксплуатационных запасов подземных
вод. Госгеолтехиздат, 1962.
Итенберг С. С. Промысловая геофизика. Гостоптехиздат, 1961.
Итенберг С. С. Изучение нефтегазоносных толщ промыслово-геофизическими
•и геологическими методами. Изд-во «Недра», 1967.
Калинко М. К- Методика исследования коллекторских свойств кернов. Гос-
топтехиздат, 1963.
Калинко М. К. (редактор). Унификация методов определения коллекторских
свойств горных пород. Тр. ВНИГНИ, вып. 47. Изд-во «Недра», 1966.
Камбаров Г. С. Приближенное решение уравнения движения газа к гале-
рее в неоднородном пласте. Азерб. ИНТИ, сер. «Нефтедоб. промышленность»,
вып. 1, 1963.
Каменский Г. Н., Корче боков Н, А., Разин К. Д- Движение грун-
товых вод в неоднородных пластах. Госгеолиздат, 1935.
К е р к и с Е. Е. Методика определения статических и динамических уровной
воды в глубоких скважинах при газопроявлениях. Тр. ЛГГП АН СССР, т. III, 1948.
К е р к и с Е. Е. Методика определения статических и динамических уровной
воды в глубоких буровых скважинах при газопроявлениях. Мат-лы ВСЕГЕИ, вып. 18.
Госгеолтехиздат, 1956.
Ким В. Ю. Влияние неоднородности призабойной зоны на дебит скважины при
упруго-водонапорном режиме. «Изв. ВУЗов» — Нефть и газ, № 6, 1963.
Колокольцев В. А. Огределениё параметров пласта путем обработки кривых
притока, полученных при работе с пластонспытателями (метод УфНИИ). Сб. трудов
УфНИИ, вып. 16 «Технология бурения нефтяных скважин». Уфа, 1965.
239
Комаров С. Г. Геофизические методы исследования скважин. Гостоптехиз-
дат, 1963.
К о р ц е н ш т е й н В. Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазо-
носных районов. Гостоптехиздат, 1963.
Краснощеков П. С. Приток упругой жидкости к совершенной скважине в
бесконечном пласте при нелинейном законе фильтрации. «Изв. ВУЗов»—Геология
и разведка, № 11, 1966.
Кристеа Н. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1961.
Крюков П. А., Комарова Н. А. Об отжимании воды из глин при сверхвы-
соких давлениях. ДАН СССР, т. 99, № 4, 1954.
Лапшин П. С., Репин С. С., Хамзин К- Г. Испытания разведочных сква-
жин пластоиспытателями КИИ Гроз, и УфНИИ. Уфа, 1964.
Лебединец Н. П. Движение жидкости, не следующее закону Дарси в пласте
с неоднородной проницаемостью. Тр. ГрозНИИ, вып. XIX, 1965.
Лущинский Н. И. О напорах и фильтрации грунтовых вод с переменной
плотностью. Вопросы гидрогеологических расчетов. Изд-во «Мир», 1964.
Майдебор В. Н. Простейшие случаи движения угругой однородной жидкости
в упругом неоднородном по проницаемости пласте. Тр. ГрозНИИ, 1959.
Максимов В. А. О неустановившемся притоке упругой жидкости к сважинам
в неоднородной среде. Журн. «ПМТФ», № 3, 1962.
М аскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Гостехиздат, 1949.
Н а м и о т А. Ю. Расчеты растворимости природного газа в природных водах.
Тр. ВНИИ, вып. XXI. Гостоптехиздат, 1959.
Насруллаев И. А. Движение упругой жидкости в неоднородной среде.
«Азерб. нефт. хоз-во», № 9, 1963.
Овчинников А. М. О новой классификации источников. Бюлл. МОИП,
т. XXV, (6), 1950.
Овчинников А. М. Минеральные воды. Госгеолтехиздат, 1963.
Огильвн А. А. Геофизические методы исследований. Изд-во МГУ, 1962.
Пермяков И. Г., Саттаров М. М. и др. Методика анализа разработки
нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.
Перцовский В. В. К вопросу о точности гидрогеологических расчетов. «Изв.
ВУЗов». — Геол, и разе., № 12, 1967.
Перцовский В. В. Применение теории изменений к оценке точности парамет-
ров фильтрации. «Разведка и охрана недр», № 4, 1968.
Перьков Н. А. Интерпретация результатов каротажа скважин. Гостоптехиз-
дат, 1963.
Петров А. М., Васильевский В. Н. Техника и приборы для измерения
расхода жидкости в нефтяных скважинах. Изд-во «Недра», 1967.
Плотников Н. А. О теоретическом определении давления в сжимаемой ка-
пельной жидкости. В сб. «Вопросы изучения подз. вод и инж.-геол. процессов». Тр.
ЛГГП АН СССР, 1955.
Плотников Н. А. (гл. редактор). Подземные йодо-бромные воды Европейской
части СССР и Закавказья. Изд. МГРИ, 1958.
Плотников Н. А. Оценка запасов годземных вод. Госгеолтехиздат, 1959.
Плотников Н. И. Поиски и разведка пресных подземных вод для целей круп-
ного водоснабжения. «Методика поисков, разведки и оценки эксплуатационных запасов
подземных вод». Часть II. Изд. МГУ, 1968.
Полубаринова-Кочина П. Я. О притоке жидкости к скважине в неодно-
родной среде. ДАН, т. 24, № 2, 1942.
Потапов Г. И. К вопросу об определении глубины динамического уровня в
скважинах, оборудованных эрлифтами с рабочей муфтой. В сб. ВЗПИ, выг. 26. Изд-во
«Высшая школа», 1961.
Саттаров М. М. Особенности распределения движения в неоднородном пласте
при упругом режиме. Тр. Уфимского нефт. нн-та, вып. Ill, 1960.
Сергеев Г. В. Состояние и перспективы развития сырьевой базы Нефтечалин-
ского завода. «Иодо-бромная промышленность», № 9, 1966.
Сидоровский В. Л. Опробование разведочных скважнн. Изд-во «Нед-
ра», 1968.
Силин-Бекчурин А. И. О влиянии кинематической плотности, приведенных
давлений и проницаемости пород на скорость фильтрации рассолов в нефтеносных го-
ризонтах Урало-Волжской области. ДАН СССР, нов сер., т. VIII, № 6, 1947.
Силин-Бекчурин А. И. Метод расчета скорости фильтрации и водообмена
рассолов. Тр. ЛГГП АН СССР, т. 11, 1948.
Справочник по автоматизации и приборам контроля и регулирования (редактор
Шендлер IO. И.). Гостоптехиздат, 1965.
Сыроватко М. В. Подземные воды — гидроминеральное сырье химической
промышленности, «йодо-бромная промышленность», № 9, 1966.
С ю н я е в Я. X. Определение потерь давления при движении нефти в насосно-
компрессорных трубах по промысловым данным. В сб. «Разработка нефтяных место-
рождений». Тр. ГрозНИИ, вып. XIX. Изд-во «Недра», 1965.
240
Тектоническая схема мезо-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибир-
ской плиты (редактор Ростовцев Н. Н.). Изд-во «Недра», 1968. •
Тукаев А.. Г. Построение функции давления в кусочно-однородном пласте пере-
менной мощности. «Нефть и газ», № 1, 1961.
.У финский Н. Я., Овсянников Н. Опыт отбора керна в опорной скважи-
не. Гостоптехнздат, 1952.
Фролов Н. М., Аверьев В. В., Ду хин И. Е., Л ю б и м о в а Е. А. Мето-
дические указания по изучению термальных вод в скважинах. Изд-во «Недра», 1964.
Хейн А. Л. Теоретические основы и методика ог.ределения параметров пластов
по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтра-
ции жидкости и газа. Тр ВНИИ. «Вопросы разработки и эксплуатации газовых место-
рождений». Гостоптгхиздат, 1953, 1957.
Чарный И. А., У м р и х и н И. Д. Об одном методе определения параметров
пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. МНИ
им. И. М. Губкина, 1957.
Чекалюк Э. Б. Псевдокритические параметры фильтрации. «Нефт. хоз-во»,
№ 11, 1947. .	.	....
Чекалюк Э. Б. Огределенне параметров пласта по результатам испытания
скважин с помощью тестера. НТС по добыче нефти. Сб. № 19, 1963.
Чернов Б. С., Баз лов М. И., Жуков А. К- Гидродинамические методы
исследования скважин и пластов. Гостоптехнздат, 1963.
Швидлер М. И. Фильтрационные течения в неоднородных средах. Гостоп-
техиздат, 1963.
Шейдеггер А. Э. Физика течения жидкостей через пористые среды. Гостоп-
техиздат, 1960.
Шестаков В. М. О влиянии упругого режима фильтрации в раздельных слоях
на взаимодействие водоносных горизонтов. «Изв. ВУЗов»—Геология и разведка,
№ 10, 1963.
Щелкачев В. П. Упрощение решений дифференциального уравнения Фурье
для задач, связанных с включением круговых батарей источников и токов. ДАН СССР,
т. 101, № 2, 1955.
Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при угругом режиме.
Гостоптехнздат, 1959.
Щелкачев В. Н. Графики понижения — восстановления забойного давления и
скин-эффект в простейших условиях неоднородного пласта. Тр. МИНХ н ГП
нм. И. М. Губкина, вып. 33. Госстройиздат, 1966.
Щелкачев В. Н. Применение операционных методов к решению задачи о дви-
жении упругой жидкости в упругом пласте. ДАН СССР, т. 79, № 5, 1961.
Щуров В. И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважину.
Тр. совещания по развитию научно-исслед. работ в области вторичных методов добычи
нефти. Изд. АН Азерб. ССР, 1953.
Ягодин В. В. К методике определения приведенного давления пластовой воды
в скважинах. Тр. ВНИИ, вып. 11. Гостоптехнздат, 1957.
Ягодин В. В. Некоторые вопросы методики расчета напоров пластовых вод
в скважинах и оценка их точности. В научн.-техн. сб. по доб. нефти. Гостоптехнз-
дат, 1961.
Язвин Л. С., Боревский Б. В. Опыт определения расчетных гидрогеологи-
ческих параметров по данным групповых откачек. «Разведка и охрана недр», № 4. 1963.
Яковкин Г. А. Современное состояние йодо-бромной промышленности за рубе-
жом и пеоспективы ее развития на ближайшие годы. «Йодо-бромная промышленность»,
№ 11—12,‘ 1967.
Я сашин А. М., Яковлев А. И. Испытание скважин. Изд-во «Недра», 1967.
Van-Ewerdingen А. Е. and Hurst W. I. Petroleum Tech., December 1,
№ 12, 1949.
Dodson C. R. and Cardwell N. T. Trans. A1ME, 160, 56, 1945.
Muskat M. Trans. AIME, 151, 175, 1943.
Horner D. K- Pressure Build-пр. in wells Proc. Third. World Petroleum Congress.
The Hague, 1951.
Hubbert M. Jorn. Geology, vol. XLVIII, № 8, 1940.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Ст/х.
ВВЕДЕНИЕ (Н. В. Ефремочкин) .......... 3
Глава I. Общие сведения о промышленных подземных водах и их практиче-
ском использовании ......................................................... 5
Понятие о промышленных подземных водах (И. А. Плотников) —
Краткие сведения о химическом составе, физических свойствах и га-
зовом составе промышленных подземных вод (Н. А. Плотников) • —
Классификация промышленных подземных вод (Н. А. Плотников) Т
Понятие о запасах промышленных подземных вод и их классифика-
ция по степени изученности (Н. А. Плотников).....................9*
Требования к промышленным подземным водам и общие показатели
возможности их практического использования (Н. А. Плотников) 10
Улучшение качества подземных промышленных вод (Н. А. Плот-
ников) .................................................... ...	12
Сброс отработанных вод (Н. А. Плотников).........................13
Практическое использование промышленных подземных вод
(С. С. Бондаренко)...............................................14
Краткие сведения об экономике добычи промышленных вод и извле-
чении полезных компонентов (С. С. Бондаренко)....................15
Глава II. Распространение и условия залегания промышленных подземных вод
в СССР (С. С. Бондаренко, Л. В. Боревский, Р. И. Плотникова,
В. П. Стрепетов при участии Л. Б. Сычевой, А. Т. Печерина,
Ю. Ф. Кореннова) ...........................................................17
Глава III. Провинции, районы, месторождения и эксплуатационные участки про-
мышленных подземных вод (Н. А. Плотников)...................................27
Глава IV. Общие вопросы методики гидрогеологических изысканий промышлен-
ных подземных вод...........................................................32
Задачи и особенности изысканий промышленных подземных вод; по-
следовательность их проведения (С. С. Бондаренко) .... —
Категории гидрогеологических скважин и их назначение (С. С. Бон-
даренко) ........................................................39
Выбор способа бурения и конструкции скважин (В. П. Стрепетов) 41
Г лава	V. Методика исследования глубоких скважин на промышленные под-
земные воды.................................................................44
Задачи и этапы исследований скважин; приборы и оборудование
(Н. В. Ефремочкин)................................................—
Общие и геофизические исследования при бурении скважин
(Г. Я. Богданов, В. П. Стрепетов)................................48
Подготовка скважии к опробованию (Г. Я. Богданов и В. П. Стре-
петов). ........................................................ 59
. Опробование скважин водовыпусками и откачками (Г. Я- Богданов,
В. П. Стрепетов).................................................62
Опробование поглощающих скважин (Л. Б. Сычева) .... 69
242
"	’	Ст/я.
Отбор проб воды и газа для анализа (Л С. Вартанян, Н. В. Ефре-
мочкин) ....................................................... 73
Текущая обработка материалов иа различных стадиях исследования
скважин (Н. В. Ефремочкин)	 ...............................76
Глава VI. Общие закономерности движения подземных вод в глубоких гори-
зонтах (Л. В. Боревский)................................................... 77
Гидродинамические условия глубоких горизонтов .................. —
Построение карт приведенных	напоров............................79
Основные уравнения движения подземных вод к скважинам .	. 88 '
Глава VII. Определение расчетных гидрогеологических параметров для оценки
эксплуатационных запасов....................................................93
Лабораторные методы (Л. В. Боревский) ..........................—
Геофизические методы (Г.	С. Вартанян)..........................98
Некоторые эмпирические методы и формулы для определения рас-
четных параметров (Л. В.	Боревский)..........................101
Гидродинамические методы определения расчетных гидрогеологиче--
ских параметров (Л. В. Боревский) ......... НО1
Учет несовершенства скважии (Л. В. Боревский)..................124
Влияние скин-эффекта (Л. В. Боревский) ........ 131s
Влияние газового фактора, температуры воды и конструкции сква-
жин (Л. В. Боревский).........................................133~
Влияние и учет граничных условий (Л. В. Боревский) .	.	.	.139
Влияние и учет неоднородного строения водоносного горизонта
(Л. В. Боревский)............................................  141
Учет перетекания воды из других пластов (Н. В. Ефремочкин) .	. 144
Влияние нелинейного режима движения подземных вод к скважи-
нам (В. П. Стрепетов)..........................................147
Влияние выпадения солей в устьевой части скважины, ее стволе и
призабойной-зоне (Н. А. Плотников).............................148
Глава VIII.	Оценка эксплуатационных запасов................................153
Расчетный срок эксплуатации (Н. А. Плотников)....................—
Учет технических условий прн оценке эксплуатационных запасов
промышленных подземных вод (Н. А. Плотников).....................—
Определение максимально допустимого понижения уровня (Л. В. Бо-
ревский) ......................................................156
Выбор расчетной схемы (Л. В. Боревский).........................157
Оценка устойчивости и изменчивости состава промышленных под-
земных вод и газа при эксплуатации скважин (Н. А. Плотников) 159*
Глава IX. Гидродинамические методы оценки эксплуатационных запасов .	.161
Общие замечания............................'.....................—
Неограниченный пласт (Л. В. Боревский)...........................—
Ограниченные водоносные горизонты (Л. В. Боревский) .	.	. 173
Учет неоднородного строения водоносного горизонта (Л. В. Борев-
ский) .........................................................181
Влияние свободного и растворенного газов (Л. В. Боревский) .	.188
Оценка запасов при наличии восходящих источников (Л. В. Борев-
ский, Н. В. Ефремочкин) . ' ........... 189>
Оценка эксплуатационных запасов с поддержанием пластового дав-
ления (Л. Б. Сычева) ..........................................193
Глава X. Некоторые другие методы оценки эксплуатационных запасов .196;
Оценка запасов по общим гидрогеологическим условиям н по ана-
логии (Н. А. Плотников)..........................................—
Оценка запасов вод по дебитам источников (Н. В. Ефремочкин) 198;
243
Стр.
Эмпирические и полуэмпирические методы (Н. А. Плотников) .	. 200
Краткие указания в отношении оценки возможности использования
попутных нефтяных вод (Г. С. Вартанян).........................203
Г лава XI. Возможные ошибки при оценке эксплуатационных запасов подзем-
ных промышленных вод (Л. В. Боревский)..................................205
Ошибки в определении расчетных гидрогеологических параметров 206
Ошибки в схематизации природных условий........................212
Выбор расчетных формул.........................................213
Глава XII. Геолого-экономическая оценка месторождений промышленных под-
земных вод (С. С. Бондаренко).........................................  215
Задачи геолого-экономической оценки месторождений промышлен-
ных вод.........................................................—
Содержание кондиционных требований.............................216
Технико-экономические показатели эффективности разработки ме-
сторождений ...................................................221
Последовательность и методика обоснования кондиций .	.	. 223
Г лава XIII. Принципы картирования месторождений подземных промышленных
вод (С. С. Бондаренко)....................................... 226
Цели картирования .............................................. —
Содержание карт.......................................228
Г лава XIV. Региональная оценка прогнозных эксплуатационных запасов подзем-
ных промышленных вод (С. С. Бондаренко).......................231
Принципы региональной оценки прогнозных запасов	....	—
Классификация запасов промышленных вод по	степени	изученности	235
ПРИЛОЖЕНИЕ ...............................................................237
ЛИТЕРАТУРА.......................................................238
Бондаренко Сергей Сергеевич, Боревский Леонид Владимирович,
Ефремочкин Николай Васильевич, Плотников Николай Алексеевич,
Стрепетов Владимир Петрович
ИЗЫСКАНИЯ И ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД
^Редактор издательства В. С. Потапов
Переплет художника Д. А. Исаева
Техн, редактор В. В. Максимова
Корректор В. И. Ионкииа
Сдано в набор 17/П 1971 г. Подписано в печать 4/V 1971 г. Т-06689. Формат 70х1081/ц
Печ. л. 15,25 Усл. печ. л. 21,35 Уч.-изд. л. 20,90 Бумага № 2 Индекс 3-4-1 Заказ 87/10873-2
Тираж 2000 экз. Цена 1 р. 39 к.
Издательство «Недра». Москва, К-12, Третьяковский проезд, д. 1/19.
Московская типография- № 6 Главполиграфпрома
Комитета по печати при Совете Министров СССР
Москва, Ж-88, 1-й Южно-портовый пр., 17.