- •130302 « Поиски и разведка подземных вод и инженерно-геологические изыскания,
- •Предисловие
- •1. Введение
- •Понятие «гидрогеология»
- •Методы исследований в гидрогеологии
- •Основные разделы гидрогеологии
- •Основные проблемы гидрогеологии
- •Основные этапы развития гидрогеологии
- •Системный подход в гидрогеологии
- •2.Вода в геосферах Земли
- •3. Строение подземной гидросферы
- •4. Понятие «Геологический круговорот воды»
- •4.1 Геологическая форма движения воды и ее разновидности
- •4.2 Этапы геологического круговорота
- •5. Понятие гидрогеологические структуры. Структурные типы подземных вод
- •6. Подземные водные резервуары
- •7. Гидрогеологический цикл
- •8. Проблема формирования подземных вод и её сущность
- •8.1. Формирование ресурсов подземных вод
- •8.2 Процессы формирования состава подземных вод
- •9. Гидросфера
- •9.1. Эволюция гидросферы Земли
- •9.2. Гидрогеологическая стратификация (г.С.)
- •9.3. Границы и объем гидросферы
- •9.4. Физические поля Земли, гидрогеологические закономерности и законы гидрогеологии
- •10. Виды воды в горных породах
- •11. Некоторые физические и водные свойства горных пород
- •11.1. Гранулометрический состав и его значение в гидрогеологии
- •11.2. Пористость и трещиноватость
- •11.3. Проницаемость
- •11.4. Пьезопроводность и уровнепроводность
- •11.5. Влажность
- •11.6 Влагоемкость и водоотдача
- •11.7. Водо-, нефте- и газонасыщенность
- •11.8. Капиллярность
- •12. Основные виды движения подземных вод
- •12.1 Элементы фильтрационного потока. Закон Дарси
- •12.2. Методы определения коэффициента фильтрации
- •12.3. Водопроводимость
- •12.4. Установившееся и неустановившееся движение
- •13. Гидрогеотермия
- •13.1. Гидрогеотермический режим земной коры
- •13.2 Виды теплопереноса
- •13.3 Геотермические зоны земной коры
- •13.4 Геотемпературное поле
- •13.5 Практическое применение геотермических методов в гидрогеологии
- •14. Свойства и состав природных вод
- •14.1 Распространение воды на Земле и уникальность ее свойств
- •14.2 Строение и структура воды
- •14.3 Изотопный состав воды
- •14.4 Физические свойства воды
- •14.5. Химический состав воды
- •14.6 Бактериологический состав воды
- •14.7 Газовый состав воды
- •14.8. Жесткость воды
- •14.9. Агрессивность воды
- •15. Классификация подземных вод и их краткая характеристика
- •15.1. Понятие режима подземных вод
- •15.2 Классификация подземных вод а.М. Овчинникова и ее сущность
- •16. Вертикальная гидрогеологическая зональность подземных вод. Инверсии
- •17. Трещинные и жильные воды
- •18. Карстовые воды
- •18.1 Особенности режима и химического состава карстовых вод
- •19. Подземные воды криолитозоны
- •19.1 Надмерзлотные воды
- •19.2 Межмерзлотные воды
- •19.3 Подмерзлотные воды
- •20. Источники
- •20.1 Классификация источников
- •20.2 Режим источников
- •21. Проблемы экологической гидрогеологии
- •21.1. Загрязнение подземных вод
- •21.2. Истощение подземных вод
- •21.3. Особенности эколого-гидрогеологических исследований
11.7. Водо-, нефте- и газонасыщенность
Эти свойства характеризуются соответствующими коэффициентами.
Коэффициент водонасыщенности –
Vв – объем воды
Vпор. – объем пор.
Вычисляется по формуле, в которую входят результаты лабораторных исследований пород.
где, Vв-объем воды, отогнанной при экстрагировании, см3
ρп-плотность породы (объемный вес скелета вместе с порами), г/см3
n – коэффициент пористости;
p1 – вес образца после экстрагирования и сушки, г
Коэффициент нефтенасыщенности –
где, р – вес образца до экстрагирования, г;
ρн – плотность нефти, г/см3; ρв – плотность воды, отогнанной из образца экстрагированой породы, при температуре опыта, г/см3.
Коэффициент газонасыщенности –
Sг=1-( Sв- Sн)
Водо-, нефте- и газонасыщенность определяется также геофизическими методами, например БКЗ, но это приближенно.
По коэффициенту водонасыщенности можно рассчитать коэффициент нефтеотдачи:
где, Sо.в – общая водонасыщенность пласта, %
Sв – коэффициент водонасыщенности, %
Более точным является метод определения нефтеотдачи, основанный на использовании данных эксплуатации месторождения:
где, Q1 – количество добытой нефти с начала разработки, Т
Q2 – первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта, Т
где, F – площадь заводненной части пласта заключается между начальным и текущим контурами нефтеносности.
h – средняя мощность заводненной части пласта ∑Fh , м
∑F
где, n – средняя пористость в заводненной части пласта
S н – коэффициент нефтенасыщенности
ρ н – плотность нефти, τ/м3
b – объемный коэффициент нефти
11.8. Капиллярность
В капиллярных порах горных пород зоны аэрации развиваются так называемые капиллярные явления, приводящие к подъему капиллярной воды на определенную высоту. Поверхность воды в этом случае приобретает вид мениска, обращенного выпуклостью вниз (рис.19).
Высота капиллярного поднятия определяется по формулам и опытным путем – в лабораторных условиях. Она прямо пропорциональна поверхностному натяжению и углу смачивания и обратно пропорциональна радиусу трубки (поры), плотности жидкости и ускорению силы тяжести:
где, σ – поверхностное натяжение, дин/см
α – угол между стенкой капилляра и силой «в»
r – радиус трубки (поры), см
ρ – плотность жидкости, г/см3
g – ускорение силы тяжести, см/сек2
При расчетах Нк для воды при t0=00С, σ = 75,6 дкм/см;
α = 0, ρ =1, g = 980 см/сек2.
Рис.18. Схема капиллярного поднятия воды
Рис. 19. Разновидности капиллярной воды: I – капиллярно – подвешенная вода; II – капиллярно-поднятая вода.
Силы поверхностного натяжения «вв» направлены при этом по касательной к шаровой поверхности мениска (рис.19). Вертикальные составляющие СС силы поверхностного натяжения, суммируются в силу Р, под действием которой вода в капилляре поднимается на высоту Нк (мера капиллярности горных пород) (рис. 19). Высота капиллярного поднятия зависит от размера пор капилляров; гранулометрического состава пород зоны аэрации; формы частиц, плотности и однородности их сложения; удельного веса; температуры; минерализации и ионно-солевого состава воды.
С увеличением температуры уменьшается поверхностное натяжение и, соответственно, высота капиллярного поднятия. С увеличением минерализации возрастает поверхностное натяжение и, следовательно, Нк. Хлоридная натриевая вода поднимается выше, чем сульфатная натриевая при прочих равных условиях.
В связи с многочисленными факторами, влияющими на Нк, верхняя поверхность капиллярной каймы в зоне аэрации является неровной.
По соотношению величины Нк и мощности перекрывающих глинистых пород можно разделить капиллярную воду на капиллярно-подвешенную и капиллярно-поднятую (рис.19).
Для определения Нк в песчано-глинистых породах существует формула Козени:
где, n – коэффициент пористости
dе – эффективный диаметр
При определении Нк нефти в сухих песках пользуются формулой Е. Дифрови:
где, Ө - угол контакта нефти с песком (обычно Ө = 0)
d – средний диаметр песчинок, мм
n – пористость песка, %
В лабораторных условиях Нк определяется с помощью стеклянной трубки и капилляриметров (Г.Н. Каменского).
Таблица 4
Значения предельной высоты капиллярных поднятий
для некоторых горных пород
Породы |
Значения Нк, см |
Песок крупнозернистый среднезернистый мелкозернистый Супесь Суглинок Глина мягкая Глина |
2,0-3,5 3,5-35,0 35,0-120,0 120,0-350 350-650 650-1200 1200 и более |