РОЗДІЛ 2
МЕТОДИ ДОСЛІДЖЕННЯ
Пісковики кам'яновугільних відкладень Донбасу за умов акумуляції в них
пластових флюїдів (води і газу) належать до гранулярних колекторів
тріщинно-порового типу. Враховуючи, що проникність цих пісковиків не перевищує
0,001 мкм2 (1 мілідарсі), вони належать до колекторів V класу за проникністю.
Через низькі фільтраційні властивості, в природних умовах фільтрація флюїдів у
них ускладнена, а в більшості випадків неможлива. Поліпшення фільтраційних
властивостей пісковиків відбувається в період їх підробки гірничими виробками
(техногенна дія) і в результаті гідророзриву (штучна дія). У процесі
геологічної розвідки найінформативнішими є показники колекторських
властивостей, що відображають характеристики ємності колектора.
Сукупність всіх пор незалежно від їх форми, розміру, зв'язку один з одним і
генезису називається пористістю. Чисельно пористість виражають через коефіцієнт
пористості, який є відношенням сумарного об'єму пор до об'єму породи, в якому
вони знаходяться, і виражається в частках одиниці або відсотках:
Кпор = (Vпор : Vпороди) Ч 100 %
Розрізняють три види пористості: повну, відкриту і ефективну.
Повна, або абсолютна пористість – це сукупність усіх видів пор, незалежно від
їх розміру, форми, сполучення і генезису. Вона включає як відкриті (що
сполучаються) пори, так і закриті пори (наприклад, включені в мінерали).
Повна пористість розраховується за формулою:
Кп.п. = 100 (1 - ),
де Кп.п. – коефіцієнт повної пористості, %;
– об'ємна щільність породи, г/см3;
– мінеральна щільність породи, г/см3.
Відкрита пористість - це сукупність пор, що сполучаються між собою. Чисельно
вона виражається через коефіцієнт відкритої пористості Кв.п., який визначається
за ДСТУ [133] методом рідинонасичення.
Сутність методу полягає в наступному: заздалегідь просушений зразок зважується
(Р1) і з нього, шляхом вакуумування, видаляється повітря, після чого в
безповітряному середовищі зразок насичується гасом до повного заповнення пор.
Насичений гасом зразок послідовно зважується в повітрі (Р2) і в гасі (Р3).
Різниця Р2 – Р1 є вагою гасу в порах зразка, а різниця Р2 – Р3 – вага гасу, що
був витиснений зразком. Коефіцієнт відкритої пористості (Кв.п.) в даному
випадку визначається як частка від ділення ваги гасу, що заповнив пори, на
величину ваги гасу, що витиснений зразком, помножену на 100, або:
Коефіцієнт відкритої пористості характеризує відношення об'єму відкритих (що
сполучаються між собою) пор до об'єму зразка.
Ефективна пористість, це сукупність пор, що сполучаються між собою, заповнених
корисним флюїдом. Для умов Донбасу таким корисним флюїдом є метан. Ефективна
пористість є частиною відкритої пористості, заповненої метаном. Враховуючи, що
в порах, окрім метану, знаходиться волога, яка заповнює частину об'єму
відкритих пор, ефективна пористість розраховується за формулою:
де w - вагова вогкість породи;
Роб. – об'ємна щільність породи, г/см3;
Рв. – густина води, г/см3.
Вагова вогкість породи визначається як частка від ділення ваги води в зразку до
ваги сухого зразка. Вона визначається шляхом зважування відібраного зразка (з
природною вогкістю) і висушеного при температурі 105°С. Різниця між вагою
зразка з природною вогкістю і вагою висушеного зразка визначає вагу води в
зразку породи.
Визначення ефективної пористості по зразках керна, піднятого з свердловини, не
об'єктивно, у зв'язку з тим, що в пори проникає фільтрат бурового розчину, який
може витісняти газ і заповнювати частину відкритої пористості. Повна або
загальна пористість не відображає характеристики газоємності породи, оскільки
оцінює сукупність всіх пусток в породі після її повної дезінтеграції.
Найбільш об'єктивною інформацією про колекторські властивості порід, що
відображають їх газоємкістні властивості, є коефіцієнт відкритої пористості,
який в даних дослідженнях прийнятий за основний показник колекторських
властивостей порід, визначуваний згідно ДСТУ [133].
Оцiнка iнтенсивностi великоамплiтудної складчастостi здiйснювалась у
відповідності до робіт В.Ф. Приходченка [ 134 ] за допомогою коефiцiєнта
складчастостi Кск. Це вiдношення довжини iзолiнiй складок на ділянці, що
досліджується, до площi самої дiлянки. Такий коефiцiєнт дає можливiсть
вpахувати i веpтикальну, i гоpизонтальну складовi складчастостi. Збiльшення
гоpизонтальної складової вiдобpажається в зpостаннi довжини кожної ізолінії, а
збiльшення веpтикальної складової вiдобpажається в зpостаннi кiлькостi
iзолiнiй.
Iнтенсивнiсть pозpивної поpушеностi оцiнювалась за допомогою коефiцiєнта Кп, що
pозpаховувався як сума добуткiв довжин pозpивiв на їх амплiтуду, поділену на
pозмip дослiджуваної площi. Карти палеотемпературного градієнту та зон з різним
літостатичним тиском [135] побудовані з урахуванням даних М.Л. Левенштейна
[136], Я.М. Кашпура [137], В.В. Лукінова та Л.Я. Кратенка [ 138 ].
Масові дослідження петрографічних характеристик пісковиків вуглевміщуючої товщі
Донбасу почалися приблизно з 1970 року, коли гостро стало питання прогнозу їх
викидонебезпечності. Для визначення ступеня викидонебезпечності, окрім інших
показників, враховувалася і гранулометрія пісковиків [39], розрахунок якої
виконувався за методикою, розробленою В.П. Батуріним [139].
Петрографами таких організацій як ДРГП «Донецькгеологія», «СхідДРГП», ВО
Укрвуглегеологія, ІГТМ НАН України й іншими, була виконана велика кількість
(десятки тисяч проб) гранулометричних визначень. Ідея методу В.П. Батуріна
зводилася до групування абсолютних розмірів уламкових зерен пісковиків з
інтервалом в 0,05 мм. Таким чином, уламкові зерна визначалися у будь-яку груп
- Київ+380960830922