Изучение углеразведочных скважин геофизическими методами (на примере месторождения Шубарколь)

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный технический университет  имени К.И.Сатпаева

Институт  геологии и нефтегазового дела им.

Кафедра: Геофизика

_{Реферат}

По дисциплине  «Геофизические исследования  рудных скважин»

Тема: Изучение углеразведочных скважин геофизическими методами (на примере месторождения Шубарколь) 

 Преподаватель: доцент кафедры  Борисенко Г. Т.

                                                                                                 Магистрант: Акшолаков Е.Б.

                                                                                            Специальность: 6М074700

                                                                            Алматы 2013

                                                      Содержание

1. Геолого-геофизическая характеристика углей и вмещающих пород

Уголь- горючая осадочная порода органического (растительного) происхождения, состоящая из углерода, водорода, кислорода, азота и других второстепенных компонентов. Цвет варьирует от светло-коричневого до черного, блеск — от матового до яркого блестящего. Обычно четко выражена слоистость, или полосчатость, которая обусловливает его раскалывание на блоки или таблитчатые массы. Плотность угля от менее 1 до ~1,7 г/см³в зависимости от степени изменения и уплотнения, которое он претерпел в процессе углеобразования, а также от содержания минеральных составляющих.

Углеобразование. Начиная с девонского периода в древних торфяных болотах в анаэробных условиях (в восстановительной среде без доступа кислорода) накапливалось и консервировалось органическое вещество (торф), из которого формировались ископаемые угли. Первичная торфяная залежь состояла из массы тканей растений от полностью разложившихся (гелефицированных) до хорошо сохранивших свое клеточное строение. В аэробных условиях при воздействии на остатки растений обогащенных кислородом вод или на контакте с атмосферой происходило полное окисление (разложение) органического вещества с выделением диоксида углерода и легких углеводородов (метана, этана и др.), не сопровождавшееся торфообразованием.

Превращение торфа  в ископаемый уголь, называемое углефикацией, происходило в течение многих миллионов лет и сопровождалось концентрацией углерода и уменьшением содержания трех основных углеобразующих элементов — кислорода, азота и водорода. Главными факторами углефикации являются температура, давление и время. В России принято выделять следующие стадии углефикации: буроугольную (с ранней подстадией — лигнитовой), каменноугольную, антрацитовую и графитовую. При этом шло последовательное образование бурых углей, каменных углей, антрацита и графита. В США, Канаде, Германии, Великобритании и многих других странах принято считать, что в процессе углефикации из торфа образуются лигниты, суббитуминозные угли, битуминозные угли, антрацит и графит (что не противоречит российской классификации).

Современное торфообразование происходит в разных масштабах в пределах всех материков, кроме Антарктиды. Крупные торфяники известны на территории Канады, России, Ирландии, Шотландии и других стран.

Возраст угля. Изучение сохранившихся в углях остатков растений позволило проследить эволюцию углеобразования — от более древних угольных пластов, образованных низшими растениями, до молодых углей и современных торфяных залежей, характеризующихся большим разнообразием высших растений-торфообразователей. Возраст угольного пласта и связанных с ним пород определяют путем определения видового состава остатков содержащихся в угле растений.

Самые древние  угольные залежи образовались в девонский период, примерно 350 млн. лет назад. Наиболее интенсивное углеобразование происходило в интервале от 345 до 280 млн. лет назад, и поэтому этот период был назван каменноугольным. К нему относится бóльшая часть угленосных бассейнов на востоке и в центральных районах США, в Западной и Восточной Европе, Китае, Индии и Южной Африке. В пермский период (280-235 млн. лет) интенсивное углеобразование происходило в Евразии (угольные бассейны Южного Китая, Кузнецкий и Печорский — в России). Мелкие месторождения угля в Европе сформировались в триасовый период. Новый всплеск интенсивности углеобразования пришелся на начало юрского периода (185-132 млн. лет). Примерно 100-65 млн. лет назад, в меловой период, сформировались угольные месторождения Скалистых гор США, Восточной Европы, Центральной Азии и Индокитая. В третичный период, примерно 50 млн. лет назад и позднее, возникли месторождения в основном бурых углей в различных районах США (на севере Великих равнин, севере Тихоокеанского побережья и в прибрежных районах Мексиканского залива), в Японии, Новой Зеландии и Южной Америке, а также в Западной Европе. В Европе и Северной Америке образование торфа происходило в теплые межледниковые периоды и в послеледниковье.

Условия залегания. В результате движений земной коры, в ходе которых происходила смена относительного положения суши и моря, мощные толщи угленосных пород испытывали поднятие и складкообразование. С течением времени приподнятые части толщи (антиклинали) разрушались за счет эрозии, а опущенные (синклинали) сохранялись в широких неглубоких бассейнах, где уголь находится на глубине не менее 900 м от поверхности. Например, в США в Скалистых горах и на севере Тихоокеанского побережья угленосные отложения залегают в основном на глубинах 1200-1850 м и в исключительных случаях достигают глубины 6100 м. В Великобритании, Бельгии, Германии, на Украине и в России (Донбасс) уголь в некоторых местах добывается с глубины более 1200 м. Угольные пласты, продолжающиеся на глубину 5-8 км, в настоящее время разрабатывать нерентабельно.

Угольные  пласты. Мощность отдельных угольных пластов колеблется от 10 см до 240 м (как, например, в штате Виктория в Австралии). Пласты мощностью 120 м встречаются в Китае; 60 м — в США (шт. Вайоминг) и Германии; 30 м — в США (шт. Вайоминг), Канаде (провинция Британская Колумбия) и других районах. Такие мощные пласты обычно занимают небольшую площадь. Чаще всего встречаются пласты толщиной 90-240 см. Они распространяются на большие территории, и с ними связаны значительные запасы добываемого угля. В толщах угленосных пород содержится от двух-трех до нескольких десятков угольных пластов. Например, в США в детально изученной угленосной толще в Западной Виргинии было установлено 117 угольных пластов.

Стадии  метаморфизма. Главные классы угля (принятые в США и некоторых европейских странах) по возрастанию стадий метаморфизма включают лигнит (в России лигнит является термином свободного пользования), суббитуминозный уголь, битуминозный уголь и антрацит. Различия в стадии метаморфизма определяются на основе химических анализов, свидетельствующих о последовательном уменьшении влажности и выхода летучих веществ, а также увеличении содержания углерода. От относительного количества влаги, летучих веществ, углерода и теплотворной способности (теплоты сгорания) зависят прочность угля при транспортировке и хранении, а также активность горения. Крупным потребителям необходимо знать свойства различных углей и сравнительную стоимость добычи и транспортировки различных категорий угля, чтобы решить, какая категория в наибольшей мере удовлетворяет их нужды.

Лигнит имеет отчетливую волокнистую структуру древесины, чаще светло-коричневый и коричневый, реже — черный цвет. По свойствам и составу отличается от настоящего бурого угля, который встречается преимущественно в Канаде и Европе. По сравнению с торфом лигнит содержит меньше воды и отличается более высокой теплотворной способностью. Большинство молодых (недавно образовавшихся) углей представлено лигнитом, но там, где они подверглись высокому давлению или интенсивному тепловому воздействию, их качество более высокое.

Суббитуминозный уголь характеризуется черным цветом, незначительным проявлением, а иногда и отсутствием волокнистой древесной структуры, содержит меньше воды и летучих веществ по сравнению с лигнитом и отличается более высокой теплотворной способностью. Суббитуминозный уголь легко выветривается на воздухе и крошится во время транспортировки.

Битуминозный  уголь отличается черным цветом, относительно низким содержанием влаги и наибольшей теплотворной способностью среди всех углей. В большинстве высокоразвитых стран битуминозный уголь используется в промышленности в бóльших количествах, чем уголь других категорий, так как у него не снижается качество при транспортировке и он имеет высокую теплотворную способность; кроме того, некоторые разновидности битуминозного угля используются для получения металлургического кокса.

Антрацит характеризуется очень высоким содержанием углерода, низкой влажностью и малым выходом летучих компонентов. Он имеет смоляно-черный цвет и при сжигании не дает копоти. Чтобы поджечь антрацит, требуется больше тепла и усилий, но загоревшись, он дает устойчивое, чистое, горячее, голубое пламя и горит дольше, чем уголь более низких стадий метаморфизма. До 1920-х годов антрацит широко использовался для обогрева домов, а затем ему на смену пришли нефть и природный газ.

Сортность. В процессе торфообразования в уголь попадают разные элементы, бóльшая часть которых концентрируется в золе. Когда уголь сгорает, сера и некоторые летучие элементы выделяются в атмосферу. Относительное содержание серы и золообразующих веществ в угле определяют сортность угля. В высокосортном угле меньше серы и меньше золы, чем в низкосортном, поэтому он пользуется бóльшим спросом и дороже.

Количество  содержащихся в угле золообразующих веществ (минеральная составляющая) может изменяться от 1 до 50 весовых процентов, но для большинства углей, используемых в промышленности, оно составляет 2-12%. Золообразующие вещества дают дополнительный вес, что удорожает транспортировку угля. Кроме того, часть золы попадает в воздух и загрязняет его. Некоторые компоненты золы спекаются с образованием шлака на колосниковых решетках и затрудняют горение.

Хотя содержание серы в углях может меняться от 1 до 10%, в большинстве углей, используемых в промышленности, ее содержание составляет 1-5%. Однако примеси серы нежелательны даже в небольших количествах. Когда уголь сгорает, большая часть серы выделяется в атмосферу в виде вредных загрязняющих веществ — оксидов серы. Кроме того, примесь серы оказывает негативное влияние на качество кокса и стали, выплавленной на основе использования такого кокса. Соединяясь с кислородом и водой, сера образует серную кислоту, коррозирующую механизмы работающих на угле тепловых электростанций. Серная кислота присутствует в шахтных водах, просачивающихся из отработанных выработок, в шахтных и вскрышных отвалах, загрязняя окружающую среду и препятствуя развитию растительности.

Ресурсы. Общие мировые ресурсы угля, т. е. количество угля, которое находилось в недрах до того, как его начали добывать, оцениваются суммарной величиной более 15 000 млрд. т; из них примерно половина доступна для добычи. Основная масса мировых ресурсов угля находится в Азии и сосредоточена преимущественно в Китае и России, которые входят в число крупнейших производителей угля. Северная Америка и Западная Европа занимают соответственно второе и третье места по ресурсам угля и также являются весьма крупными производителями.

Классификации. Оценка ископаемых углей ведется по трем параметрам: степени метаморфизма, которая определяется как степень изменения содержания углерода в угле; качеству, оцениваемому по содержанию горючего компонента, количеству золообразующих веществ, содержанию влаги, серы и других элементов и по составу ископаемых растений-углеобразователей, химическим преобразованиям, которые произошли в процессе углефикации.

В настоящее  время общепринятой является «Международная система кодификации углей среднего и высокого рангов» (МК – 88), основанная на таких качественных показателях угольной продукции, как показатель отражения витринита, содержание инертинита, выход летучих веществ, индекс свободного вспучивания, зольность, содержание серы и теплота сгорания. С учетом этих характеристик формируется 14-ти значный код для углей среднего и высокого рангов.

Классификация бурых углей, разработанная Комитетом  по углю Европейской экономической  комиссии ООН, существенно проще  и основана на разделении углей на классы по общей рабочей влажности  и на группы по выходу смолы полукоксования.

В странах СНГ  в настоящее время действует  принятая еще в СССР Единая классификация  углей по ГОСТ 25543-88, (ЕК – 88) «Угли  бурые, каменные и антрациты.

1.1 Геолого-геофизические особенности  месторождение Шубарколь.

Месторождение Шубарколь- находится в Тенгизском районе Карагандинской области, в 140 км к северо-востоку от г. Жезказган. Железная дорога Жезказган-Караганда проходит в 120 км южнее. Ближайшая железнодорожная станция - Кызылжар, с которой месторождение связано железнодорожной веткой длиной 120 км.

Угли в пределах Шубаркольской мульды были выявлены в 1983 г. при проведении геологической съемки масштаба 1:50000 Шубаркольской поисково-съемочной партией Центрально-Казахстанской экспедиции МГУ. Промышленная значимость месторождения была установлена специальными поисковыми, в последующем детальными разведочными работами Гапеевской экспедиции ПГО "Цептрказгеология" (Ю.В.Яковенко, Е.Т.Педаш, (АКо и др.).

Нижнеюрские угленосные отложения, мощностью до 330 м, образуют мульду субширотного простирания (7x16 км) с пологими западным и восточным (5-10 и 5-15°) и более крутыми южным (20-48°) и северным (40-90°) крыльями (рис.2). Во внутренней части мульды углы наклона пород не превышают 3-5°. В центральной части мульды отмечается пологое поперечное поднятие угленосной толщи, которое к северу от длинной оси структуры затухает. Оно разделяет мульду на западную и восточную части. В первой, кровля Верхнего угольного горизонта имеет максимальное погружение от дневной поверхности 127 м, а в восточной - 90 м.

К нижней половине угленосной толщи приурочены два угольных горизонта (Нижний и Средний) очень сложного и изменчивого строения, к средней - третий (Верхний) основной угольный горизонт, мощностью до 32 м и сравнительно простого строения, особенно на северо-западе мульды.

Нижний угольный горизонт общей мощностью до 51 м, представлен  шестью-семью преимущественно тонкими (0,2-1,5 м), очень изменчивыми по мощности и строению пластами углей. Средний  горизонт наименее мощный на месторождении (не более 2,8 м). По существу представлен одним пластом, мощностью от 2-4,5 до 7,0 м. Отмечающиеся в почве пачки крайне невыдержанные и не сопоставляются по площади.

Верхний угольный горизонт компактный и простого строения на северо-западе в юго-восточном и  южном направлениях расщепляется на 5-8 пачек, мощностью от 1-2 до 10 метров.

Угли гумусовые, с редкой примесью сапропелевого материала, однако, в виде тонких прослоев в  углях Верхнего и Среднего горизонтов отмечаются сапропелево-гумусовые (касьянит) и гумусово-сапропелевые (черемхит) разности, с высоким содержанием компонентов группы витринита, по отражательной способности которого угли месторождения относятся к каменным, марки Д (длиннопламенные).

Угли малозольные (в среднем 11%), малосернисные (0,4%) с незначительным содержанием фосфора, легко и среднеобогатимые (за исключением углей Нижнего горизонта, относящихся к труднообогатимым). Теплота сгорания около 7,4 тыс.ккал/кг, зола тугоплавкая с содержанием: SiO₂ - 56-66 %, AI₁O₃ - 22-28 %, Fe₂O₃- 7-10 %, СаО -2-3 %, MgO - 1-2 %, ТіО₂-1,1-1,24%, S0₃ - 1.35-3,43 %, Р₂0₅ - 0,13-0,46 %, К₂0 - 1,28-1,55 %, Na₂0-0,65-1,8%.

По содержанию воднорастворимого натрия угли "несоленые", склонны к самовозгоранию. При  полукоксовании получено до 9-12 % смолы  со значительным количеством ароматических  углеводородов (бензола, толуола, нафталина и др.). Опыты по гидрогенизации показали, что все угли месторождения являются уникальным сырьем для производства синтетического топлива.

Запасы углей  составляют 2,3 млрд. т, из них по Верхнему угольному горизонту более 1,8 млрд. т, большая часть которых пригодна для открытой разработки. Месторождение разрабатывается открытым способом при коэффициенте вскрыши 3,0 м³/т.

Из попутных полезных ископаемых следует отметить горючие сланцы, залегающие в пачке  пород, мощностью 1,1-7,7 м над Верхним угольным горизонтом. Зольность их колеблется в пределах 46-83 %, органической массы 36 %, выход смол - 5,6 %, содержание серы 0,93 %, водорода около 7 % и углерода 66 %. Теплота сгорания 4,8-6,7 тыс. ккал/кг. Запасы горючих сланцев составляют 403 млн.т. Из-за низкого качества разработка их в настоящее время считается нецелесообразной.

Представляют  интерес глины коры выветривания как сырье для получения керамического  кирпича марок 200-250 при температуре  обжига 900-950^°С, однако, имеются трудности селективной выемки этих глин. Из элементов-примесей можно отметить повышенные количества иттрия (104, 95, и 66 г/т в золе углей соответственно Верхнего, Среднего и Нижнего горизонтов), скандия (64, 61 и 36 г/т) и некоторых других. Особенно высокие содержания редкоземельных элементов наблюдаются в зоне выветривания углей, при этом максимальные концентрации (иттрий - 254 г/т, скандий - 96, диспрозий - до 384, гадолиний - до 335, самарий - до 211, лантан - 46, церий - 89 и неодим - до 806 г/т угля) пространственно приурочены к зонам аномального накопления урана. Несмотря на мелкие, линзовидные формы этих зон, указанное явление аномального обогащения редкими землями представляется заслуживающим внимания в свете все возрастающих цен и значения их для промышленности.

Рис. 2. Месторождение Шубарколь. 1-Неоген-черчитное отложение, 2- Верхняя угленосная толща, 3- Нижняя угленосная толща, 4- Доюрские образования, 5- Уголь, 6- Горючий сланец, 7- Тектонические нарушение, 8- Граница угленосных толщ, 9- Разведочные скважины  

2. Петрофизические параметры угленосных пород и их определение геофизическими методами

Пористость угленосных пород и способы ее определения. Совокупность пустот в минеральном скелете пород называется пористостью. Численное значение пористости выражается отношением объемов пор и породы. Различают следующие виды пористости:

а) общая пористость - это отношение  всех пор к объему образца;

б) открытая пористость, или пористость насыщения, обусловливаемая сообщающимися между собой порами, в которые могут проникнуть жидкость или газ при известном давлении;

в) эффективная, или динамическая пористость, определяемая только той частью поровых  каналов, которая занята подвижной  жидкостью в процессе фильтрации.

Таблица 1.1 Значения физических параметров углей и вмещающих горных пород

Наличие дифференциации в пористости и плотности пород угленосных отложений позволяет с помощью метода рассеянного гамма-излучения выделять в разрезах скважин угольные пласты и изучать их метаморфизм, минеральные примеси, а среди вмещающих пород выделять литологические разности с аномальной плотностью (таблица 1.1).

Определение коэффициента пористости пород геофизическими методами основано на различии физических свойств среды заполняющей поровое пространство, и физических свойств твердой фазы породы. Физические свойства твердой фазы породы зависят от ее минерального состава и дисперсности. Коэффициент пористости глинистой породы методом сопротивлений находят по формулам параметра пористости или его фиктивного значения

,  ,  ,   (1.1)

где Р_п - параметр пористости;

Р_пф - параметр пористости при пресном растворе (фильтрате), фиктивное значение параметра пористости;

П_п - поверхностная проводимость;

r_вп - электрическое удельное сопротивление водонасыщенной породы;

r_в - электрическое удельное сопротивление пластовой воды.

Определение коэффициента пористости акустическим методом основано на зависимостях интервального времени DТ_п от коэффициента пористости k_n пород. Коэффициент пористости неглинистых пород можно определить следующими способами:

а) по зависимостям DТ_п=f(k_п), которые получаются путем измерений DТ_п на образцах пород при эффективных напряжениях, равных напряжениям этих пород в условиях их залегания.

б) по уравнению  среднего интервального времени (уравнение Вилли)

, мкс/м ,     (1.2)

где  DТ_п - интервальное время в горной породе;

DТ_тв - интервальное время в твердой части породы;

DТ_з - интервальное время в среде, заполняющей поровое пространство;

k_п - коэффициент открытой пористости.

Метод рассеянного  гамма-излучения позволяет в разрезах скважин в естественном залегании угленосных пород, т. е. при насыщении водой, определять их объемную плотность. Объемная плотность насыщенных водой пород функционально связана с плотностями минералогической и объемной в абсолютно сухом их состоянии.

Минералогическая   плотность каждого литологического типа (литотипа) определенного минерального состава в разрезе угольного месторождения обычно является постоянной и может быть определена в лаборатории по образцам. По значениям объемной и минералогической плотности пород можно определить коэффициент их пористости (в %) по формулам:

, ,  , (1.3)

где d_в, d_м, d_н, d_с - плотность соответственно воды, минералогическая,

 объемная  насыщенных водой и абсолютно сухих пород в г/см³, кг/см³.

На рисунке 1.1 приведены взаимосвязи между  коэффициентом пористости и удельным электрическим сопротивлением, скоростью распространения упругих колебаний и плотностью /1/.

1 – песчаник; 2 – алевролит; 3 – аргиллит

Рисунок 1.1 –  Корреляционные связи изменения  плотности d, скорости v_р и r_п пород с коэффициентом пористости k_п

Плотность угленосных пород. Плотностью (d) горных пород называется отношение ее массы (твердой, жидкой и газообразной) к объему, занимаемому породой. В международной системе СИ она измеряется в килограммах на кубический метр (кг/м³) или в системе СГС в граммах на кубический сантиметр (г/см³). Горные породы и особенно каменные угли различаются между собой по плотности (таблица 1.1).

Плотность горных пород изменяется при заполнении пор жидкостью и газом. В связи  с этим различают следующие виды плотности:

а) абсолютно  сухой породы d_c при искусственном удалении влаги путем высушивания образца породы до постоянной массы;

б) воздушно-сухой  породы d_вс при естественном испарении влаги;

в) породы с естественной влажностью d_е;

г) породы при  максимальном влагонасыщении в предположении заполнения всех пор жидкостью d_н.

Для интерпретации  геофизических материалов необходимо знать плотность горных пород в естественном залегании с соответствующими влажностью, температурой и давлением. Плотность угленосных пород, определяемых геофизическими методами в скважинах, обычно соответствует плотности насыщенных водой пород d_н.

Минералогическая плотность d_м (или плотность твердой фазы, или плотность скелета) каждого литотипа определенного вещественного состава является постоянной для данного угольного месторождения.

Так как объемную плотность насыщенных водой пород  и их пористость определяют геофизическими методами, то, следовательно, можно рассчитать по формуле и объемную плотность абсолютно сухих пород. Для определения   плотности абсолютно сухих аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников используют также палетки корреляционных связей этого параметра с другими параметрами пород (рисунок 1.2).

При определении  плотности пород целесообразно  представить эталонировочный график в относительных единицах и пользоваться им как палеткой (рисунок 1.2). За относительную единицу берется значение J_gg в эталонном устройстве с условной плотностью в пределах 1,1—1,5 г/см³ (близкой к плотности малозольного угля) /1/.