Песчаник формула: Химическая формула песчаника – ответ на Uchi.ru

Крепость горной породы – АлтайБурМаш

Наиболее распространённую классификацию разработал Михаил Михайлович Протодьяконов. По замыслу ученого, шкала показывает коэффициент добываемости (крепости) породы.

М. М. Протодьяконов ввел понятие крепость горной породы, позволяющий сравнивать породы по добываемости и трудоемкости разрушения, например, по разрушению взрывом.

Крепость породы по М. М. Протодьяконову расчитывается по формуле f = 0,1σ_с , где σ_с — предел прочности на одноосное сжатие, измеряется в МПа.

Категория	Степень крепости	Порода	f
I	В высшей степени крепкие породы	Наиболее крепкие, плотные и вязкие кварциты и базальты. Исключительные по крепости другие породы.	20
II	Очень крепкие породы	Очень крепкие гранитовые породы: кварцевый порфир, очень крепкий гранит, кремнистый сланец, менее крепкие, нежели указанные выше кварциты. Самые крепкие песчаники и известняки.	15
III	Крепкие породы	Гранит (плотный) и гранитовые породы. Очень крепкие песчаники и известняки. Кварцевые рудные жилы. Крепкий конгломерат. Очень крепкие железные руды.	10
IIІа	Крепкие породы	Известняки (крепкие). Некрепкий гранит. Крепкие песчаники. Крепкий мрамор, доломит. Колчеданы. Обыкновенный песчаник.	8
IV	Довольно крепкие породы	Железные руды. Песчанистые сланцы.	6
IV	Довольно крепкие породы	Сланцевые песчаники	5
V	Средние породы	Крепкий глинистый сланец. Некрепкий глинистый сланец и известняк, мягкий конгломерат	4
VI	Довольно мягкие породы	Разнообразные сланцы(некрепкие). Плотный мергель	3
VI	Довольно мягкие породы	Мягкий сланец, очень мягкий известняк, мел, каменная соль, гипс. Мерзлый грунт: антрацит. Обыкновенный мергель. Разрушенный песчаник, сцементированная галька и хрящ, каменистый грунт	2
VIa	Мягкие породы	Крепкий каменный уголь	1,5
VII	Мягкие породы	Глина (плотная). Мягкий каменный уголь, крепкий наносо-глинистый грунт	1

Данная шкала удобна для относительной оценки крепости горной породы при ее разрушении при помощи буровзрывных работ. Но у нее имеются и минусы, шкала крепости ограничивается 20ю, что неудобно при расчетах для крайне крепких пород, например сливного базальта.

Разработка петрофизической модели электропроводности терригенной породы в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина + “

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Афанасьев, Сергей Витальевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СОВРЕМЕННОЙ ТЕОРИИ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ ТЕРРИГЕННОЙ ГРАНУЛЯРНОЙ ПОРОДЫ, ОСНОВНЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

1.1 Понятие об электропроводности горной породы.

1.2 Модели терригенной гранулярной породы.

1.3 Эволюция представлений об электропроводности горной породы.

1.3.1 Модели электропроводности чистых песчаников.

1.3.2 Петрофизические модели электропроводности глинистых песчаников.

1.4 Анализ ограничений петрофизических моделей электропроводности терригенной гранулярной породы и задачи по теме диссертации.

1.5 Выводы.

2 РАЗВИТИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ ОБ ЭМПИРИЧЕСКИХ

ЗАКОНОМЕРНОСТЯХ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ ТЕРРИГЕННОЙ ГРАНУЛЯРНОЙ ПОРОДЫ И ОБОСНОВАНИЕ ОБОБЩЕННОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ.

2.1. Обоснование способов эмпирического изучения электропроводности горной породы.

2.2. Исследование общих эмпирических закономерностей электропроводности терригенной породы.

2.2.1. Характеристика исходных данных по керну.

2.2.2. Анализ общих закономерностей.

2.2.3. Обобщенная модель электропроводности породы.

2.3 Выводы.

3 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОБОБЩЕННОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ.

3.1 Обоснование модели терригенной породы.

3.2 Развитие общих теоретических положений об электропроводности терригенной породы.

3.2.1 Теоретическое исследование коэффициента т.

3.2.2 Теоретическое описание изменения электропроводности электролита в поровом пространстве.

3.3 Выводы.

4 ЭМПИРИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОБОБЩЕННОЙ МОДЕЛИ

ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ.

4.1 Задачи эмпирического обоснования модели электропроводности.

4 4.2 Анализ зависимости <Jen=f(<Je).

4.3 Обоснование способа определения а по qn

4.4 Обоснование способа определения сг0.

4.5 Обоснование способа определения rj.

4.6 Обоснование способа учета влияния температуры на электрическую проводимость породы.

4.7 Выводы.

5 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ПОДТВЕРЖДЕНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ ТЕРРИГЕННОЙ ГРАНУЛЯРНОЙ ПОРОДЫ.

5.1 Представление модели электропроводности терригенной гранулярной породы.

5.2 Анализ достоверности модели электропроводности для водонасыщенной терригенной гранулярной породы.

5.2.1 Данные экспериментальных исследований Ваксмана-Смитса

5. 2.2 Данные исследования электропроводности моделей глин.

5.3 Анализ достоверности модели электропроводности для частично водонасыщенной терригенной гранулярной породы.

1 5.3.1 Анализ особенностей исследования кернов.

5.3.2 Меловые и юрские отложения месторождений Сургутского региона Западной Сибири.

5.3.3 Юрские отложения пласта ЮВ] Кечимовского месторождения Западной Сибири.

5.4 Исследование обобщенной модели электропроводности.

5.4.1 Анализ особенностей петрофизических закономерностей электропроводности пород.

5.4.2 Сопоставление обобщенной модели с физическим моделированием электропроводности пород в условиях их естественного залегания.

5.4.3 Сравнительный анализ моделей электропроводности.

5.5 Выводы.

6 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ТЕРРИГЕННОГО ГРАНУЛЯРНОГО КОЛЛЕКТОРА.

6.1 Обоснование способа определения нефтенасыщенности терригенного коллектора.

6.2 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему “Разработка петрофизической модели электропроводности терригенной породы в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина”

Актуальность проблемы. Важнейшим параметром в комплексе петрофи-зических характеристик терригенных отложений, содержащих залежи углеводородов, является удельное электрическое сопротивление (УЭС) или обратная ей величина удельная электропроводность (УЭП) породы. Этот параметр используется в комплексе с другими физическими свойствами при выделении в геологическом разрезе интервалов продуктивных коллекторов и определении их коэффициента водонасыщенности (Кв) и соответственно нефтегазонасыщенности (Кнг=\-Кв).

Достоверность интерпретации данных об электрических характеристиках породы и оценки по ним нефтегазонасыщенности коллекторов определяется надежностью теоретического и экспериментального обоснования пет-рофизической модели электропроводности породы для изучаемого геологического объекта.

В общем случае терригенные гранулярные отложения характеризуются весьма разнообразным структурно-минералогическим строением. Для описания электропроводности таких пород к настоящему времени предложено большое число петрофизических моделей (формул), устанавливающих зависимость УЭП породы от выделяемых в ее структуре компонентов и насыщающих флюидов. Все эти модели используют различные схемы толкования физических явлений, определяющих электропроводность горной породы. Они устанавливают разные количественные соотношения между компонентами породы и насыщающих флюидов (углеводороды, вода) и их вклад в электропроводность (структура породы, пористость, глинистость, водона-сыщенность, минерализация насыщающей воды), структурой размещения глинистого материала в объеме породы, в разной степени учитывают физико-химические взаимодействия водного минерализованного раствора с частицами породы, образующими поровое пространство. К настоящему времени созданы чисто теоретические и теоретико-экспериментальные петрофизиче-ские модели электропроводности.

Основополагающая роль в создании теории электропроводности горных пород принадлежит В.Н. Дахнову, 1938-41 г.г. [36, 39] и А.Е. Арчи, 1942 г. [80]. Они независимо друг от друга предложили фундаментальные эмпирические формулы P=f(Kn) и P„=f(KJ, которые в настоящее время широко используются на практике и послужили базой всех последующих исследований и разработки серии петрофизических моделей, которые применяются в современных технологиях интерпретации данных электрического каротажа. Существенный вклад в разработку способов теоретического описания электропроводности породы внес в 1950-56 г.г. JL де Витте [32, 100].

Наиболее значимый вклад в разработку и исследование петрофизических моделей электропроводности терригенной породы внесли отечественные ученые Б.Л. Александров, B.C. Афанасьев, Вл.С. Афанасьев, Б.Ю. Вен-делыитейн, Б.Н. Еникеев, А.В. Ефимов, В.Н. Кобранова, С.Г. Комаров, Е.И. Леонтьев, В.Г. Мамяшев, Э.Ю. Миколаевский, А.М.Нечай, В.Н. Орлов, А.А. Семенов, Д.А. Шапиро, И.Е. Эйдман, М.М. Элланский и др. Среди зарубежных ученых отметим М. Вилли, Х.Дж. Хилла, Дж.Д. Мильберна, М.Х. Вакс-мана, А.Дж.М. Смитса, Д.А. Бруггемана, 3. Барлаи, В. Мизеля, А.Е. Буссиа-на, К. Клавье, Г. Коутса, Дж. Думаноира, О.Дж. Шарли, Г.Е. Клейна и др.

В результате выполненных исследований к настоящему времени создан целый ряд петрофизических моделей, которые с достаточной для практики точностью описывают УЭС горной породы для конкретных объемных моделей: “чистый (не глинистый) песчаник” и “глинистый песчаник”. Эти модели применяются при интерпретации данных электрометрии в комплексе с другими методами ГИС.

Вместе с тем анализ отечественной практики оценки нефтегазонасы-щенности пород по данным УЭС породы на этапе подсчета запасов, являющемся наиболее ответственным при исследовании пород коллекторов, показывает, что в подавляющем большинстве случаев определение коэффициента нефтегазонасыщенности пород-коллекторов выполняется по эмпирическим связям P=f(Kn) и PH=f(Ke), рп = f{Kn • Кв), а также по другим упрощенным эмпирическим зависимостям, устанавливаемым на основе исследований коллекций образцов кернов, отбираемых из изучаемых интервалов разреза скважин. Такая практика зафиксирована в “Инструкции по применению материалов промыслово-геофизический исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования под-счетных параметров залежей нефти и газа”, Москва, 1987 г. (п. 4.5, стр. 14) [49], а также в Методических рекомендациях по подсчету запасов, изданных в 1990 г. [57] и в 2003 г. [58].

Сложившаяся ситуация объясняется тем, что несмотря на то, что в России и за рубежом выполнены многочисленные теоретические и экспериментальные исследования, задача выявления фундаментальных закономерностей в формировании электропроводности горной породы пока еще не нашла достаточного решения. Это не позволило до настоящего времени обосновать теоретически и экспериментально обобщенную модель электропроводности терригенной породы во всем литологическом ряде: песчаник-алевролит-глина, что особенно актуально в текущий период расширения работ по созданию и исследованию геолого-технологических моделей сложно построенных залежей углеводородов в песчано-алеврито-глинистых толщах, когда на всех стадиях разработки месторождений необходимо достоверно оценивать текущую нефтегазонасыщенность продуктивных коллекторов.

Решение задачи повышения достоверности определения нефтегазонасыщенности коллекторов в терригенных отложениях, определяет необходимость проведения научных исследований с целью развития представлений об общих закономерностях образования электрических характеристик терригенной породы и разработки отвечающей современному уровню знаний пет-рофизической модели терригенной горной породы, описывающей электропроводность породы во всем литологическом диапазоне – песчаник-алевролит-глина. Решение этой задачи имеет важное практическое значение, так как является базой создания более достоверной технологии выделения и оценки нефтегазонасыщенности продуктивных коллекторов.

Цель работы. Экспериментальное и теоретическое обоснование петро-физической модели электропроводности терригенной породы в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина для выделения и оценки нефтенасы-щенных пластов коллекторов по данным электрометрии скважин в комплексе с другими методами ГИС в сложно построенных геологических объектах, вмещающих залежи углеводородов.

Основные задачи исследований.

1. Обобщение отечественных и зарубежных исследований по разработке петрофизических моделей электропроводности терригенной гранулярной породы.

2. Теоретическое и экспериментальное обоснование обобщенной петро-физической модели электропроводности терригенной породы.

3. Исследование закономерностей электропроводности терригенной породы по экспериментальным данным и разработанной петрофизической модели.

4. Разработка методики определения коэффициента нефтегазонасыщенности пород-коллекторов при использовании обобщенной петрофизической модели электропроводности в комплексе с другими методами ГИС.

Защищаются следующие научные положения и результаты.

1. Влияние электрического заряда поверхности поровых каналов в гранулярной терригенной породе на перераспределение ионов насыщающего раствора заданной минерализации в поровом пространстве в диапазоне минерализации раствора 0 – 300 г/л с высокой достоверностью описываются предложенной автором формулой, которая обоснована на основе теории электрохимической активности электролитов Дебая-Гюккеля и по форме со

Щ ответствует изотерме Ленгмюра, являющейся простой формой изотермы

БЭТ. Это отражается на характере связи стп = /(сгв) как функции величин Kn,qn и Кв исследуемой породы и служит теоретической базой обоснования обобщенной петрофизической модели электропроводности.

2. Электропроводность терригенной гранулярной породы во всем лито-логическом ряде песчаник-алевролит-глина описывается обобщенной формулой ап = {КпКs)m<тэл, где <уэл рассчитывается по разработанной автором формуле, устанавливающей зависимость сгэл от минерализации насыщающего породу раствора Св, приведенной емкости катионного обмена породы qn и текущей водонасыщенности Кв с учетом обоснованного автором коэффициента адсорбции a; m – структурный показатель, изменяющийся в узком диапазоне m = 1. 7 ± 0.03 и возрастающий в идеальных глинах до предельной величины 1.77. При исследовании в разрезе коллекторов параметр m можно принять в форме константы m-\.l. Обобщенная петрофизическая модель электропроводности служит основой создания более достоверного способа определения нефтенасыщенности терригенной гранулярной породы, характеризующейся широким диапазоном изменения пористости, глинистости и насыщенной пресными и солеными пластовыми водами.

3. Методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности терри-генного пласта коллектора по данным электрометрии скважин, использующая обобщенную модель электропроводности в комплексе с петрофизиче-скими моделями других методов ГИС, алгоритм для ее реализации в технологии автоматизированной интерпретации ГИС.

Научная новизна.

1. На основе обобщения предыдущих работ и выполнения собственных теоретических и экспериментальных исследований, включая математическое моделирование результатов изучения электрических свойств пород на образцах кернов, автором развито представление о модели терригенной породы. Обосновано, что терригенную породу следует рассматривать как гетероген

Ф ную среду, обладающую пористостью скелета Кп и сложенную не проводящими электрический ток электрически заряженными частицами, обладающими поверхностным интегральным зарядом Q„, величина которого контролируется содержанием всех заряженных частиц, выстилающих поры породы – глинистых минералов, полевых шпатов, кварца, и обломков пород, в соответствии с их объемными долями в песчаной, алевритовой и глинистой фракциях скелета породы и удельной плотностью зарядов на поверхности этих частиц.

2. Установлено, что удельная электрическая проводимость породы сгп достоверно описывается обобщенной петрофизической моделью ап ~ (КпКв)т(Тэл> в которой удельная электропроводность электролита сгэ, рассчитывается по обоснованной автором формуле, устанавливающей зависимость сгэл от соотношения минерализации Св насыщающего породу раствора NaCl, приведенной емкости катионного обмена породы qn = Qn / Кп и величины коэффициента водонасыщения порового пространства породы Кв.

3. Показано, что преобладающим механизмом формирования интегральной величины <7ЭЛ в конкретном объеме породы являются процессы диффузионного обмена ионов из раствора, находящегося в удаленной от электрически заряженной стенки части порового канала, в которой на подвижность “свободных” ионов не влияет заряд стенок пор, и диффузного слоя, расположенного вблизи стенки и содержащего “не свободные” ионы, подвижность которых контролируется зарядом стенок пор и минерализацией свободного раствора. Величина сгэл зависит только от значений cre,qn/Кв и температуры породы t. Количественной мерой влияния этих параметров на электропроводность породы служит установленный автором новый параметр

– “адсорбционный коэффициент” CL , который обоснован на основе теории электрохимической активности электролитов Дебая-Гюккеля и вычисляется по полученной автором формуле a = J/(l + J), где J = (c-qn!Ke)Vm . Расчет значения сгэл для породы выполняется по выведенной автором формуле <тэ, =а2 -сг0пред-?]+(1-а)-ав, где параметр ц = \-е~2а’ учитывает нелинейность зависимости сг„ = f{cre) при малых значениях <тв.

4. Впервые на основе экспериментального изучения электропроводности образцов кернов определено, что предельная величина электропроводности двойного слоя равна сГопред =5 Мо/м при /=25 °С, а для пород с конкретным значением qn она стремится к некоторой константе сг0, определяемой установленной автором связью <т0 = а • сг0пред.

5. Впервые выявлено, что для природных гетерогенных терригенных сред в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина структурный коэффициент m в формуле <тп=(КпКв)тсгэл изменяется в узком диапазоне т = 1.7 ±0.03 и возрастает в идеальных глинах до предельной величины 1.77. При исследовании в разрезе пород-коллекторов т можно принять в форме константы т=\Л.

6. Разработана методика определения коэффициента нефтегазонасы-щенности пород-коллекторов при использовании обобщенной петрофизиче-ской модели электропроводности в комплексе с другими методами ГИС.

Практическая ценность работы:

1. Создана обобщенная модель электропроводности терригенной гранулярной породы, которая достоверно описывает свойства водонасыщенных и нефтенасыщенных пород в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина.

2. Обоснована новая методика определения коэффициента нефтегазона-сыщенности пород-коллекторов на основе использовании разработанной петрофизической модели электропроводности в комплексе с другими методами ГИС, которая обеспечивает существенное повышение достоверности выделения в разрезе продуктивных коллекторов и более точное определение их коэффициента нефтегазонасыщенности.

Разработанная методика определения коэффициента нефтегазонасы-щенности пород-коллекторов реализована в Системе автоматизированной визуальной интерпретации данных ГИС Gintel 2005 в составе технологии интерпретации данных ГИС ESKS-TABC, внедрена во многих геологических и геофизических организациях и нефтяных компаниях и применяется для обработки геолого-геофизической информации при решении всего спектра задач разведки и разработки залежей нефти и газа.

Реализация результатов работы на производстве.

Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании технологии переинтерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку нефтегазонасыщенности продуктивных терригенных отложений.

Технология переинтерпретации данных ГИС применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азнакаевской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения (Татарстан), терригенных поддоманиковых отложений Возейского месторождения (Тимано-Печора), продуктивной толщи на месторождениях Египта, при подготовке информации к построению геологических моделей Ханчей-ского, Восточно-Таркосалинского и Юрхаровского месторождений, при аудите запасов Ханчейского месторождения (Западная Сибирь). Методика используется для обработки данных ГИС по бурящимся скважинам при подготовке оперативных заключений. На текущий период по этой технологии обработано около 15000 скважин.

Апробация работы. Результаты исследовательских работ, положенных в основу настоящей диссертационной работы, докладывались на ряде международных конференций: SEG (г. Санкт-Петербург, 1992 г., г. Москва, 1996 г.), SPWLA (г. Ставангер, Норвегия, 1993), SPWLA (г. Новый Орлеан, США, 1996 г. ), EArO-SPWLA (г. Москва, 1998 г.), “Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленность” (г. Уфа, 1999), “Нефть и газ” (г. Сургут, 2000), “Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа”, Москва, ЦГЭ, 2002 г., на семинарах в различных нефтяных компаниях в 2003-2005 г.г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ. Получен Патент РФ [11].

Результаты работ содержатся в 14 отчетах по различным проектам, реализованным при участии и под руководством автора, и которые хранятся в фондах ООО “Геоинформационные технологии и системы” и организаций заказчиков.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы – 168 страниц текста, 46 рисунков, 7 таблиц. Список литературы содержит 102 наименования.

Заключение Диссертация по теме “Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых”, Афанасьев, Сергей Витальевич

6.2 Выводы

1. Применение обобщенной модели электропроводности позволило создать более достоверный способ определения коэффициента нефтегазонасыщенности пород коллекторов.

2. Способ базируется на предварительной оценке коэффициента адсорбции а по данным дополнительного каротажа. Наиболее достоверное определение этого параметра возможно по кривой ПС. При отсутствии ПС для оценки параметра а можно использовать величину глинистости, определенную по данным каротажа. Для повышения точности определения нефтегазонасыщенности пласта коллектора при этом следует применять технологию интерпретационного моделирования.

3. Разработанный способ позволяет определить коэффициент нефтегазонасыщенности пород коллекторов с максимальной достоверностью. Это особенно важно при оценке текущей нефтегазонасыщенности длительно разрабатываемых залежей по данным каротажа.

7 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В итоге выполненных исследований создана обобщенная модель электропроводности терригенной гранулярной породы в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина. На базе использования этой модели в комплексе с другими методами ГИС разработана методика количественной оценки коэффициента нефтегазонасыщенности пород коллекторов в терригенном разрезе, которая реализована в Системе автоматизированной визуальной интерпретации данных ГИС Gintel 2005 в составе технологии интерпретации данных ГИС ESKS-TABC, внедрена во многих геологических и геофизических организациях и нефтяных компаниях и применяется для обработки геолого-геофизической информации при решении всего спектра задач разведки и разработки залежей нефти и газа.

В процессе исследований решены следующие основные задачи:

1. На основе обобщения предыдущих исследований и выполнения собственных теоретических и экспериментальных исследований, включая математическое моделирование результатов изучения электрических свойств пород на образцах кернов, установлен ряд новых эмпирических закономерностей, которые были положены в основу создания обобщенной модели электропроводности терригенной породы.

2. Развито представление о модели терригенной породы в части объяснения феномена “глинистость породы”. При этом установлено, что с точки зрения электропроводности, терригенную породу следует рассматривать как гетерогенную среду, обладающую пористостью скелета Кп и сложенную не проводящими электрический ток электрически заряженными частицами, обладающими поверхностным интегральным зарядом, выражаемым абсолютной емкостью катионного обмена Q [моль/г] и, соответствующей ей, приведенной емкостью катионного обмена qn [моль/л]. Величина Q контролируется содержанием всех заряженных частиц, выстилающих поры породы – квар

• ца, полевых шпатов и глинистых минералов в соответствии с их объемными долями в скелете породы и удельной плотностью зарядов на поверхности этих частиц.

3. Установлено, что удельная электрическая проводимость породы сг„ определяются законом Дахнова-Арчи, записываемым в форме

• &эл. Величина электропроводности электролита рассчитывается по обоснованной автором формуле, устанавливающей зависимость <уэл от соотношения минерализации насыщающего породу раствора NaCl Св моль/л], приведенной емкости катионного обмена породы qn и величины водонасыщения порового пространства породы Кв.

4. Обосновано, что преобладающим механизмом формирования величины <УЭЛ в конкретном объеме породы являются процессы диффузионного обмена ионов из раствора, находящегося в удаленной от электрически заряженной стенки части порового канала, в которой на подвижность “свободных” ионов не влияет заряд стенок пор, и диффузного слоя, расположенного вблизи стенки, и содержащего “не свободные ионы”, подвижность которых контролируется зарядом стенок пор. Величина <УЭЛ зависит только от значений ств, qnl Кв, где Кв=\-Кнг – коэффициент водонасыщенности породы, температуры породы t [°С];

5. На основе обработки данных экспериментального изучения электропроводности образцов кернов определено, что предельная величина электропроводности двойного слоя cro«ped=5 Мо/м при /=25 °С, а для пород с фактическим значением q„ она стремится к некоторой константе cr0j определяемой экспериментально установленной связью =/(<7п> Св).

6. На основе анализа экспериментальных данных по изучению зависимости электропроводности глин и песчаников от температуры, выполненных

Вл. С. Афанасьевым, установлено, что для учета влияния температуры на величину °”эл можно использовать зависимости &e=f(t) для свободных электролитов NaCl.

7. Выявлено, что для природных гетерогенных терригенных сред в литологическом ряде песчаник-алевролит-глина величина структурного коэффициента т в формуле закона Дахнова-Арчи изменяется в узком диапазоне т = 1.7 ± 0.03 и возрастает в идеальных глинах до предельной величины 1.77. При исследовании в разрезе пород-коллекторов т можно принять в форме константы т=\П.

8. Разработана методика определения коэффициента нефтегазонасы-щенности пород-коллекторов при использовании обобщенной петрофизиче-ской модели электропроводности в комплексе с другими методами ГИС.

9. Методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности терригенных пород в составе созданной при участии автора технологии переинтерпретации данных ГИС применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азнакаевской и Кара-малинской площадей Ромашкинского месторождения (Татарстан), терригенных поддоманиковых отложений Южного Возейского и Усинского месторождений (Тимано-Печора), продуктивной толщи на месторождениях Египта, при подготовке информации к построению геологических моделей Хан-чейского, Восточно-Таркосалинского и Юрхаровского месторождений, при аудите запасов Ханчейского месторождения (Западная Сибирь). Методика используется при обработке данных ГИС по вновь бурящимся скважинам при подготовке оперативных заключений по скважинам.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Афанасьев, Сергей Витальевич, Москва

1. Адамсон А. Физическая химия поверхностей. М.: Мир, 1979.-568 е.: ил.

2. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М.: Недра, 1984. – 200 е.: ил.

3. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987. – 216 е.: ил.

4. Александров Б.Л., Афанасьев Вл.С. Влияние температуры на удельное сопротивление и скорость распространения акустических волн в глинах. Нефтегазовая геология и геофизика.- ВНИИОЭНГ, 1976, № 18.-е. 10-14.

5. Александров Б.Л., Т.С. Подгорнова Афанасьев Вл.С. Некоторые данные об определении прочно связанной воды в породах. МНП ВНИИОЭНГ “Нефтегазовая геология и геофизика”, вып. 9, М., 1980 г. с. 31-35.

6. Александров Б. Л. Электропроводность глин и глинистых пород. Труды Башнипинефть и ВНИИнефтепромгеофизики вып. 10, Уфа, 1980 г.

7. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонен-тов./Справочник/. Под ред. Стасенкова В.В., Гутмана И.С.

8. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта, М.: Гостоп-техиздат, 1962 г., 572 е.: ил.

9. Афанасьев B.C., Афанасьев С.В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы, г. Тверь: НПГП “ГЕРС”, 1993 г., 28 е.: ил.

10. П.Афанасьев B.C., Афанасьев С.В., Афанасьев А.В. Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин, -Патент РФ № 2219337, 2003 г.

11. М.Афанасьев С.В., Афанасьев B.C. Система автоматизированной визуальной интерпретации результатов геофизических исследований скважин Gintel 2002. Описание и руководство пользователя. ООО “Геоинформационные технологии и системы”, 2003 г. , 910 е.: ил.

12. Афанасьев С.В. Система Gintel 97. Текущее состояние разработки и внедрения. Тезисы докладов Международного симпозиума “Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности”, 8-11 июня 1999 г., Уфа, с. 90-91.

13. Афанасьев С.В. Технология комплексной переинтерпретации данных геофизических исследований скважин при создании трехмерной геологической модели длительно разрабатываемой залежи, Ж. Нефтяное хозяйство, № 2, 2005 г., с. 12-17.

14. Ахметов Н.З., Магдеева О.В., Афанасьев С.В. и др. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, Патент РФ № 2211309, 2002 г.

15. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, 1966 г., 232 е.: ил.

16. Вендельштейн Б.Ю. О связи между параметром пористости, коэффициентом поверхностной проводимости, диффузионно-адсорбционными свойствами терригенных пород. М.: Гостоптехиз-дат. Труды МИНХ и ГП. 1960. Вып. 31.-е. 16-30.

17. Вендельштейн Б.Ю., Горбенко А.С. Удельное сопротивление глинистых пород, в кн.: Губкинские чтения. К 100-летию со дня рождения. М.: Недра, 1972 г., с. 376-385.

18. Вендельштейн Б.Ю., А.С. Горбенко. Исследование связи между параметром насыщения и коэффициентом водонасыщения для полимикто-вых песчаников и алевролитов месторождений Узень и Жетыбай. МИНХиГП. Труды, вып. 89.

19. Вендельштейн Б.Ю., Поспелов В.В. Роль минерального состава и адсорбционной способности полимиктовых песчаников и алевролитов в формировании их физических свойств. В кн.: Петрофизика и промы-еловая геофизика. М., Недра, 1969, с 24-32.

20. Венделыптейн Б.Ю., Поспелов В.В., Петерсилье В.И. О роли дисперсности материала в формировании физических свойств терригенных пород. В кн. Вопросы промысловой геофизики. М. “Недра”, 1967, с. 5-25.

21. Венделынтейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978 г., 310 е.: ил.

22. Венделыптейн Б. Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости. Прикладная геофизика. 1964. Вып. 40. — с. 181-193.

23. Вилли М. Р. Интерпретация данных промысловой геофизики в случае песчаных коллекторов нефти и газа. Промысловая геофизика., вып. 4. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 22-30.

24. Вилли М. Р., Грегори А.Р. Параметр пористости несцементированной пористой среды: влияние формы частиц и степени цементации. В кн.: Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптехиздат, 1957 с. 27-39.

25. Вилли М.Р. Дж., Саутвик П.Ф. Экспериментальные исследования естественных потенциалов и удельного электрического сопротивления глинистых песков. В кн.: Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптехиздат, 1957 с. 77-104.

26. Винзауэр В.О., Шерин Х.М, Мессон П.Х., Вильяме М. Соотношение между геометрией порового пространства и электрическим сопротивлением песков, насыщенных минерализованной водой. В кн. Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптехиздат, 1957 с. 156-170.

27. Витте JL. Определение коэффициентов водонасыщения и общей пористости глинистых песков по данным электрометрии скважин. Промысловая геофизика, вып. 1, М., Гостоптехиздат, 1959, с. 78- 92.

28. Горбенко А.С. Методика измерения удельного электрического сопротивления глин и глинистых песчаников.- В кн.: Петрофизика коллекторов нефти и газа. М., “Недра”, 1975, с. 23-26.

29. Грег С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость: М., Мир, 1984,-310 е.: ил.

30. Дахнов В.Н. Кароттаж скважин. Интерпретация каротажных диаграмм. М., Гостоптехиздат, 1941, 498 е.: ил.

31. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М.,Недра, 1981.

32. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазовых горных пород. 2-е издание, М., Недра, 1985, 310 е.: ил.

33. Дахнов В.Н. К теории параметра пористости. В кн. Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1971, с. 19-23.

34. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазо-промысловой геологии. М.: Недра 1988.

35. Дамаскин А.И., О.А. Петрий. Электрохимия: Учеб. пособие для хим. факультетов университетов.- М.:Высш. шк., 1987.- 295 е.: ил.

36. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.43 .Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. Учеб. Для ВУЗов. М., Недра, 1991, 368 с.:ил.

37. Духин С.С. Электропроводность и электрокинетические свойства дисперсных систем. Изд. Наукова думка, Киев. – 1975. – 246 е.: ил.

38. Еникеев Б.Н., Элланский М.М. Системный подход при моделировании электропроводности глинистых пород. Математические методы в геологии. Вып. 2 Саратов: изд. Саратовск. ун-та, 1978, с. 53-70.

39. Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа. М., 1987, 20 с.

40. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под редакцией Добрынина В.М. М., Недра, 1988,386 е., ил.

41. Кобранова В.Н. Петрофизика. Учеб. Для ВУЗов, 2-е изд., перераб. И доп. -М.: Недра, 1986 г., 392 е.: ил.

42. Комаров С.Г. и др. Об удельном сопротивлении песчаников. Прикладная геофизика, вып. 64, М.: Недра, 1971 г.

43. Комаров С.Г., Миколаевский Э.Ю., Сохранов Н.Н. Оценка нефтегазо-носности пластов по данным каротажа, в кн.: Прикладная геофизика. Вып. 54.М.: Недра, 1967, с 172-184.

44. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1978. 125 е.: ил.

45. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990 г. 262 с.

46. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003, – е.: ил.

47. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологическое моделирование), М.: ВНИИОЭНГ, 2003 г., 162 е.: ил.

48. Миколаевский Э.Ю., Русинова Т.И. Удельное сопротивление дисперсных и смешанных коллекторов,- В кн.: Прикладная геофизика, вып.77, М., Недра, 1975, с. 177-181.

49. Определение петрофизических характеристик по образцам. М., Недра, 1977, 432 с. Авт.: В.Н. Кобранова, Б.И. Извеков, C.J1. Пацевич, М.Д. Шварцман.

50. Пирсон С.Д., Справочник по интерпретации данных каротажа, М.: Недра, 1966 г., 436 е.: ил.

51. Пупон А., Лой М.Е., Тиксье М.П. К интерпретации диаграмм электрометрии скважин в глинистых песках. В кн. Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптехиздат, 1957 с. 156-170.

52. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00, Минтопэнерго РФ, М.: 2000, 130 с.

53. Семенов А.С. Влияние структуры на удельное сопротивление агрегатов. В кн.: Материалы Всесоюзного научно-исследовательского института геофизики № 12 – Л., Госгеолиздат, 1948, с. 43-61.

54. Таужнянский Г.В., Соколовская О.А., Румак Н.П. и др. Петрофизиче-ское обоснование определения коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири, вестник “Каротажник”, № 101,2002 г., с. 35-45.

55. Твардовский А.В. Сорбционная деформация сорбентов и термодинамическое описание равновесий в набухающих системах. Автореферат на соиск. уч. степ, д.ф.-м.н., Москва, 1992. 37 с.

56. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, РД 15339.0-072-01 Минэнерго России, 2001, отв. Ред. Козяр В.Ф.: М.: Изд. ГЕРС.

57. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений ЗападноСибирской плиты. Свердловск: Средне-Уральское кн. Изд-во, 1978 г., 208 с.

58. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.: Химия, 1974.

59. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гостоп-техиздат, 1963.

60. Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа, М.: Недра, 1965. – 360 е.: ил.

61. Хилл Х.Дж., Мильберн Дж.Д. Влияние глинистости и минерализации пластовых вод на диффузионно-адсорбционные потенциалы пород-коллекторов. В кн. Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптех-издат, 1957, с. 123-137.

62. Шапиро Д.А. О зависимости э.д.с. диффузии в скважинах от адсорбционных свойств пород // Доклады АН СССР.-1951. XXVII. N4.

63. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их использование в нефтепромысловой геофизике. М., Недра, 1977.

64. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики, М.: Недра, 1978. – 216 е.: ил.

65. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. Изд. ГЕРС, 2001. – 229 е.: ил.

66. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Том 1. нефтегазовой залежь и ее изучение по скважинным данным. М.: Изд. “Техника”. ООО “ТУМА ГРУПП”, 2001. – 288 е.: ил.

67. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991, 205 с.:ил.

68. Archie G.E. The electrical resistivity log as aid in determining some reservoir characteristics //Trans. AIME.-1942. Vol. 146, p. 54-62.

69. Archer, X.D. Jing. The influence of reservoir condition measurements of shaly sand electrical properties on equity studies.

70. V.S. Afanasyev and S.V. Afanasyev. A new petrophysical model of electrical conductivity of the granular terrigenous rock. SPWLA, FIFTEENTH

71. European formation evaluation symposium, May, 5-7 1993, Stavanger, Norway, Trans, C.

72. V.S. Afanasyev and S.V. Afanasyev. An Accurate Method for Water Saturation Evaluation Based on Advanced Theory of Electrical Conductivity of the Terrigenous Rock. Trans. SPWLA, 37-th Ann. Logging Symph.-1996.

73. Barlai Z. Some principal questions of the well logging evaluation of hydrocarbon-bearing sandstones whith a high silt and clay content experience acquired by the field application of a new method. “The Log Analist”, 1971 vol. XII, No 3, p. 7-31.

74. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Soc. of Petrol. Engineers Journ. 1984. – V. 24. – N. 2 p. 153-168.

75. Ferenczy L. Direct determination of cementation exponent for dual water type models from logs. Trans. SPWLA, Ann. Logging Symph.-1991. X.

76. Guyod, P.A. Wichmann H. Theoretical notes on the resistivity of shaly sands. SPWLA, 12-th annual symposium, May 2-5, 1971.

77. Hearst J.R., Nelson P.H. Well logging for physical properties.McGraw-Hill, Inc. All, 1985, p. 430.

78. НП1 H.J., Shirley O.J., Klein G.E. Bond water in shaly sands its relation to Qv and other formation properties. Log Analyst.-1979. Vol. XX.-p. 3-19

79. Patnode H. W., Wyllie M.R.J. The Presence of Conductive Solids as a Factor in Electrical Log Interpretations, JPT, Feb. 1950, p. 47-54.

80. Lawrence M.S., Stephen K. Analysis of electrical conduction in the grain consolidation model. Geophysics. Vol.52. № 10(0ctober 1987).- p. 14021411.

81. Lee M. Etnyre Equivalent conductivity of clay counterions in shaly rocks. SPWLA 35th Annual Logging Symposium, June 19-22 1994 r.

82. Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Services, Houston — 2002.

83. Log Interpretation Principles/Applications, Schlumberger Well Services, -1987.

84. Maxwell J.C. A Treatise on Electricity and Magnetism v. 1 Oxford, 1873.

85. Poupon A., Leveaux J. Evaluation of saturation in shaly formations, SPWLA 12th Annual Logging Symposium, May 2-5 1971 r.

86. Silva L.P., Bassiouni Z. A shaly sand conductivity and dual water concepts. Trans. SPWLA Ann. Logging Symph.-1985. RR-14.

87. Sen P.N., Goode P.A. Shaly sand conductivity at low and high salinites. Trans. SPWLA 29-th Ann. Logging. Symp. June 5-8 1988, F.

88. Smits L.J.M. SP Log Interpretation in Shaly Sands. Soc. Petr. Eng. J., June, 1968.

89. De Witte L. Relations between resistivities and fluid contens of porous rocks. Oil and Gas J.-1950. Vol. 16, p. 120.

90. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Soc. Pet. Eng. Journal.-1968. Vol. 8. p. 107-122.

91. Wortington P.P. The evolution of shaly sand concepts in reserve evaluation. The Log Analyst.-1985. Vol. 26.-p. 23-40.

ГОСТ 22551-77 Песок кварцевый, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц для стекольной промышленности. Технические условия / 22551 77

	Поддержать проект Скачать базу одним архивом Скачать обновления ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР ПЕСОК КВАРЦЕВЫЙ, МОЛОТЫЕ ПЕСЧАНИК, КВАРЦИТ И ЖИЛЬНЫЙ КВАРЦ ДЛЯ СТЕКОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ГОСТ 22551-77 ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ Москва ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР ПЕСОК КВАРЦЕВЫЙ, МОЛОТЫЕ ПЕСЧАНИК, КВАРЦИТ И ЖИЛЬНЫЙ КВАРЦ ДЛЯ СТЕКОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Технические условия Quartz sand, ground sandstone, quartzite and veiny quartz for glass industry. Specifications ГОСТ 22551-77 Дата введения 01.01.79 Настоящий стандарт распространяется на кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц, предназначенные для стекольной промышленности. (Измененная редакция, Изм. № 2, 3). 1.1. В зависимости от физико-химического состава кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц выпускают следующих марок, указанных в табл. 1. Таблица 1 Марка Наименование и характеристика Преимущественная область применения ООВС-010-В Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные высшего сорта Для производства оптического стекла, работающего в малой толщине, свинцового хрусталя, художественных изделий, увиолевого стекла ООВС-015-1 Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные 1-го сорта Для производства светотехнического увиолевого стекла, бессвинцового хрусталя, цветных и бесцветных изделий из сортового стекла ручной выработки и выдувных изделий механизированной выработки, художественных изделий, особо чистых силикатов натрия (катализаторов). Допускается по согласованию с потребителем для производства свинцового хрусталя ОВС-020-В Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные или необогащенные высшего сорта Для производства светотехнического и сигнального стекла, сортовой посуды, прессованных изделий механизированной выработки «дюралекс», силикатов натрия (катализаторов) ОВС-025-1 Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные 1-го сорта Для стеклоизделий электронной техники ОВС-025-1А Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные или необогащенные 1-го сорта Для производства светотехнического сигнального стекла, стеклянной посуды, прессованных цветных изделий, силикатов натрия (катализаторов) Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные Для стеклоизделий электронной техники ВС-0З0-В Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные высшего сорта Для производства листового технического стекла, автомобильного стекла, стеклоблоков, витрин, проката, стекловолокна для специальных изделий, лабораторного, медицинского, парфюмерного стекла, стеклоизделий для электронной техники; консервной тары и бутылок из обесцвеченного стекла; сортовой посуды, прессованной, светотехнического и сигнального стекла, силикатов натрия (катализаторов) ВС-040-1 Кварцевый песок, молотые кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные 1-го сорта Для производства листового, оконного и технического стекла, лабораторного, медицинского и парфюмерного стекла, стекловолокна для электротехники, силиката натрия (катализаторов) ВС-050-1 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные 1-го сорта Для производства листового оконного и технического стекла; лабораторного, медицинского и парфюмерного стекла; стекловолокна для электротехники, электроосветительного стекла, силикатов натрия (катализаторов) ВС-050-2 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные 2-го сорта Для производства листового оконного и технического стекла, проката, стеклоблоков, консервной тары и бутылок из обесцвеченного стекла, автомобильного стекла, витрин С-070-1 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные 1-го сорта Для производства оконного и технического стекла, стеклопрофилита, стеклоблоков, белой консервной тары и бутылок, проката, стекловолокна для электротехники С-070-2 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные и необогащенные 2-го сорта Для производства стеклопрофилита, стеклоблоков, проката, белой консервной тары и бутылок, стекловолокна строительного и другого назначения Б-100-1 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные и необогащенные 1-го сорта Для производства силикат-глыбы, стекловолокна для электротехники, оконного стекла, изоляторов, труб, консервной тары и бутылок из полубелого стекла Б-100-2 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц обогащенные или необогащенные 2-го сорта Для производства изоляторов, труб, консервной тары и бутылок из полубелого стекла, стекловолокна строительного и другого назначения ПБ-150-1 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц необогащенные, обогащенные или усредненные 1-го сорта Для производства оконного стекла, консервной тары и бутылок из полубелого стекла, изоляторов, труб, пеностекла ПБ-150-2 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц необогащенные, обогащенные или усредненные 2-го сорта Для производства стекловолокна для строительных целей, консервной тары и бутылок из полубелого стекла, изоляторов, труб, пеностекла, аккумуляторных банок ПС-250 Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц необогащенные, усредненные Для производства пеностекла, стекловолокна для строительных целей, консервной тары и бутылок из полубелого стекла, изоляторов, труб, аккумуляторных банок Т Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц необогащенные Для производства бутылочного зеленого стекла Примечания: 1. В обозначении марок буквы означают: ООВС – для особо ответственных изделий высокой светопрозрачности; ОВС – для ответственных изделий высокой светопрозрачности; ВС – для изделий высокой светопрозрачности; С – для изделий светопрозрачных; Б – для бесцветных изделий; ПБ – для полубелых изделий; ПС – для изделий пониженной светопрозрачности; Т – для изделий из темно-зеленого стекла. В обозначении марок первые три цифры означают: массовую долю окиси железа в тысячных долях; четвертая цифра (буква) – сорт продукции данной марки (высший, первый, второй). 2. Допускается применение кварцевого песка, молотых песчаника, кварцита и жильного кварца марок С, Б, ПБ и ПС для производства бутылочного зеленого стекла и марки ПС-250 для производства листового оконного стекла. 3. Для марки ОВС-025 – 1А индекс А обозначает повышенное содержание тяжелой фракции (d ³ 2,9) в обогащенных песках. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2, 4, 5). 2.1. Обогащенные и необогащенные кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц должны соответствовать требованиям настоящего стандарта. (Измененная редакция, Изм. № 2). 2.2. Обогащенные и необогащенные кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц по физико-химическим показателям должны соответствовать нормам, указанным в табл. 2. (Измененная редакция, Изм. № 5). 2.3. При содержании в кварцевых песках марок ООВС-010-В и ООВС-015-1 тяжелой фракции в пределах допуска настоящего стандарта допускается массовая доля Сr2О3 не более 0,00015 %; ТiO2 не более 0,05 %; V2O5 не более 0,001 %. Для обогащенных кварцевых песков марок ОВС-020-В и ОВС-025-1 допускается массовая доля Сr2О3 не более 0,0003 %, определение Сr2О3 и V2O5 выполняется у потребителя. (Измененная редакция, Изм. № 2, 4, 5). 2.4. Допускается по соглашению с потребителем массовая доля влаги в необогащенных песках с 15 сентября по 15 мая не более 10 %. При транспортировании песков, подвергающихся смерзанию в пути, в период с 15 ноября по 15 марта поставщик должен принимать профилактические меры, предотвращающие их смерзание. Допускается по согласованию с потребителем содержание влаги в обогащенных песках всех марок не более 7 %. При влажности песка более 10 % необходимо проводить дополнительное дренирование. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2). Таблица 2 Наименование показателя Норма для марки ООВС-010-В ООВС-015-1 ОВС-020-В ОВС-025-1 ОВС-025-1А ВС-030-В ВС-040-1 ВС-050-1 ВС-050-2- С-070-1 С-070-2 Б-100-1 Б-100-2 ПБ-150-1 ПБ-150-2 ПС-250 T Метод испытаний 1. Массовая доля оксида кремния (SiO2), %, не менее 99,8 99,3 99,0 98,5 98,5 98,5 98,5 98,5 95,0 98,5 95,0 98,5 95,0 98,0 95,0 95,0 95,0 По ГОСТ 22552. 1 2. Массовая доля оксида железа (Fе2O3), %, не более 0,010 0,015 0,02 0,025 0,025 0,03 0,04 0,05 0,05 0,07 0,07 0,10 0,10 0,15 0,15 0,25 He нормируется По ГОСТ 22552. 2 3. Массовая доля оксида алюминия (Al2O3), %, не более 0,1 0,2 0,4 0,4 0,4 0,6 0,6 0,6 2,0 0,6 2,0 0,6 2,0 1,5 2,0 4,0 4,0 По ГОСТ 22552. 3 4. Массовая доля влаги, %, не более: По ГОСТ 22552.5 в обогащенных песках 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 – – – в необогащенных песках – – 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 5. Массовая доля тяжелой фракции (d > 2,9) в обогащенных песках, %, не более 0,05 0,05 0,05 0,05 0,2 Не нормируется По ГОСТ 22552.6 2.5. Допускаемые отклонения по содержанию оксида кремния (SiO2), оксида алюминия (Аl2О3), оксида железа (Fе2О3) не должны превышать значений, указанных в табл. 3. Таблица 3 Марка Допускаемое отклонение между партиями, % SiO2 Аl2О3 Fе2О3 ООВС-010-В ±0,15 ±0,05 ±0,005 ООВС-015-1 ±0,2 ±0,05 ±0,005 ОВС-020-В ±0,2 ±0,1 ±0,005 ОВС-025-1 ±0,2 ±0,1 ±0,005 ОВС-025-1А ±0,2 ±0,1 ±0,005 ВС-030-В ±0,2 ±0,1 ±0,005 ВС-040-1 ±0,2 ±0,1 ±0,005 ВС-050-1 ±0,2 ±0,1 ±0,005 ВС-050-2 ±0,3 ±0,2 ±0,005 С-070-1 ±0,2 ±0,1 ±0,01 С-070-2 ±0,3 ±0,2 ±0,01 Б-100-1 ±0,2 ±0,1 ±0,01 Б-100-2 ±0,3 ±0,3 ±0,01 ПБ-150-1 ±0,3 ±0,2 ±0,05 ПБ-150-2 ±0,3 ±0,3 ±0,05 ПС-250 Т ±0,5 ±0,5 ±0,05 T ±0,5 ±0,5 ±0,05 (Измененная редакция, Изм. № 5). 2.6. Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц по остаткам на ситах с сетками № 08 и 01 должны соответствовать нормам, указанным в табл. 4. Таблица 4 Наименование показателя Норма для кварцевого песка, молотых песчаника, кварцита и жильного кварца Метод испытаний обогащенного необогащенного Остаток на сетке № 08, %, не более 0,5 5,0 По ГОСТ 22552. 7 Проход через сетку № 01, %, не более 5,0 15,0 По ГОСТ 22552.7 2.7. По согласованию с потребителем кварцевый песок Аникшчайского месторождения допускается с остатком на сите с сеткой № 08: необогащенный – не более 10%; обогащенный – не более 5%. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2). 2.8. По согласованию с потребителем для обогащенного кварцевого песка и молотого песчаника Туганского, Новозыбковского месторождения и месторождения Серное допускается проход через сетку № 0063 не более 5%. (Измененная редакция, Изм. № 1). 2.9. В кварцевом песке, молотых песчанике, кварците и жильном кварце всех марок не допускается наличие посторонних примесей, видимых невооруженным глазом: остатков хромовой руды, цемента, битого стекла, кирпичей, щепы, угля и т. д. Для кварцевого песка Новоселовского месторождения допускается наличие унифицированных примесей, содержащихся в добываемой горной массе. (Измененная редакция, Изм. № 5). 2.10. (Исключен, Изм. № 2). 3.1. Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц принимают партиями. Партией считают количество продукции одного месторождения, одной марки, оформленное одним документом о качестве, в котором указывают: наименование предприятия-изготовителя и его товарный знак; наименование и марку продукции; номер и дату выдачи документа; результаты испытаний; дату отгрузки; массу партии; номер партии; номер вагона или номера контейнеров; обозначение настоящего стандарта. 3.2. Для контроля качества продукции, упакованной в мешки, точечные пробы отбирают от 5 % мешков, но не менее чем от пяти мешков. 3.3. При несоответствии результатов испытаний требованиям настоящего стандарта хотя бы по одному из показателей проводят повторное испытание по этим показателям. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию. Разд. 3. (Измененная редакция, Изм. № 3). 4.1. Отбор проб для испытаний упакованной продукции производят щупом произвольно из любой точки мешка или контейнера. От каждого мешка или контейнера должна быть отобрана одна точечная проба массой не менее 0,1 кг. (Измененная редакция, Изм. № 3). 4.1a. Отбор проб для испытаний продукции без упаковки производят следующим образом: от продукции, находящейся на складе, – щупом из восьми разных точек, расположенных на равном расстоянии друг от друга и на расстоянии не менее 0,5 м от края насыпи. Масса точечной пробы должна быть не менее 0,25 кг; от продукции, загружаемой в транспортные средства, - восемь точечных проб при пересечении струи материала или с ленты конвейера с периодом отбора (t) в минутах, вычисляемым по формуле где т – масса партии, т; Q – производительность потока продукции, т/ч. Масса точечной пробы должна быть не менее 0,5 кг. (Введен дополнительно, Изм. № 3). 4.2. Масса объединенной пробы, состоящей из точечных проб, должна быть не менее 4 кг. Объединенную пробу тщательно перемешивают и методом квартования сокращают до 2 кг. (Измененная редакция, Изм. № 3). 4.3. Полученную пробу делят на две равные части, одну из которых направляют в лабораторию, вторую упаковывают в полиэтиленовый мешок или стеклянную банку, опечатывают и хранят в специально отведенном помещении в течение 2 месяцев на случай разногласий, возникших при определении качества. На полиэтиленовом мешке или стеклянной банке должны быть указаны: наименование предприятия-изготовителя; наименование и марка продукции; номер партии; дата отбора проб; должность и фамилия лиц, производивших отбор проб. 4.4. Методы испытаний указаны в пп. 2.1 и 2.3. 5.1. Кварцевый песок и жильный кварц обогащенные марок ООВС-010-В, ООВС-015-1, ОВС-020-В, ОВС-025-1, ОВС-025-1А допускается упаковывать в четырехслойные мешки по ГОСТ 2226 массой не более 50 кг или специальные контейнеры. (Измененная редакция, Изм. № 3). 5.2. Маркировка транспортной тары – по ГОСТ 14192 с нанесением следующих дополнительных данных: марки и названия месторождения; даты изготовления; номера партии; обозначения настоящего стандарта. (Измененная редакция, Изм. № 1, 3). 5.3. (Исключен, Изм. № 2). 5.4. Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц транспортируют транспортом всех видов с соблюдением правил перевозки грузов, действующих на транспорте данного вида. Кварцевый песок и жильный кварц, упакованные в мешки, транспортируют в крытых, очищенных от ранее перевозимых грузов вагонах; упакованные в контейнеры – в крытых вагонах или на открытом подвижном составе. Неупакованные обогащенные кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц транспортируют в тщательно вымытых и очищенных от ранее перевозимых грузов вагонах типа цементовозов, крытых вагонах и полувагонах. Неупакованные необогащенные кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц транспортируют в тщательно вымытых и очищенных от ранее перевозимых грузов полувагонах и на платформах. (Измененная редакция, Изм. № 5). 5.5. Кварцевый песок, молотые песчаник, кварцит и жильный кварц должны храниться в закрытых складских помещениях или силосных башнях раздельно по маркам. Допускается хранение необогащенного кварцевого песка, молотых песчаника, кварцита и жильного кварца на открытых складах, обеспечивающих сохранность их качества. 5.6. Транспортирование кварцевого песка, молотых песчаника, кварцита и жильного кварца по железной дороге осуществляется в соответствии с правилами перевозки грузов и условий размещения и крепления грузов, утвержденных Министерством путей сообщения. Погрузочно-разгрузочные работы должны производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 22235. (Измененная редакция, Изм. № 2, 3). ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ 1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством промышленности строительных материалов СССР РАЗРАБОТЧИКИ Б.И. Борисов, канд. техн. наук; Л.А. Зайонц, канд. техн. наук; И.И. Попова, канд. техн. наук, И.Н. Андрианова 2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 25.05.77 № 1328 3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ 4. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ Обозначение НТД, на которые дана ссылка Номер пункта ГОСТ 2226-88 5.1 ГОСТ 14192-77 5. 2 ГОСТ 22235-76 5.6 ГОСТ 22552.1-77 2.2 ГОСТ 22552.2-93 2.2 ГОСТ 22552.3-93 2.2 ГОСТ 22552.5-77 2.2 ГОСТ 22552.6-77 2.2 ГОСТ 22552. 7-77 2.6 ГОСТ 23034-78 2.2 5. Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта от 29.08.91 № 1401 6. ПЕРЕИЗДАНИЕ (май 1997 г.) с Изменениями № 1, 2, 3, 4, 5, утвержденными в мае 1980 г., ноябре 1983 г., октябре 1987 г., июле 1991 г. и сентябре 1992 г. (ИУС 8-80, 2-84, 1-88, 11-91, 12-92) СОДЕРЖАНИЕ 1. Марки. 1 2. Технические требования. 3 3. Приемка. 5 4. Методы испытаний. 6 5. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение. 6     

Песчаники и конгломераты

Песчаники и конгломераты

Геология 212	Петрология	Проф. Стивен А. Нельсон
Песчаники и Конгломераты

 

 

Песчаники Песчаники составляют лишь около 25% стратиграфической летописи, но получили наибольшее внимание при изучении осадочных пород. В основном есть две причины это. Во-первых, песчаники легко изучаются, потому что они содержат зерна размером с песок. которые легко различить с помощью петрографического микроскопа. Во-вторых, большая часть мировая нефть и природный газ находятся в песках или песчаниках из-за их обычно высокая пористость. Классификация В этом курсе мы будем использовать классификацию песчаников, которая частично основано на Блатте и Трейси (стр. 257) и частично основано на Уильямсе, Тернере и Гилберте. (стр. 326).

Песчаники, содержащие менее 10 % глинистой матрицы, называются аренитами. (обратите внимание, что испанское слово «песок» — «арена»). Их можно разделить в зависимости от процентное содержание кварца, полевого шпата и нестабильных каменных фрагментов (фрагменты ранее существовавших рок).

Песчаник, богатый полевым шпатом, называется аркозом. Каменистые песчаники называются литарениты. Дальнейшие подразделения показаны на схеме. Если камень имеет между 10 и 50% глинистая матрица, порода называется вакке. Кварцевые вакки имеют преимущественно кварц, окруженный грязевой или глинистой матрицей. В полевошпатовом ваке полевой шпат более многочисленны, а в каменной вакке каменные обломки более многочисленны. Срок граувакка редко используется сегодня, но первоначально использовался для описания богатого литием песчаника с от 10 до 50% слюды, глины или хлорита. Камни с содержанием глины более 50% матрицы называются песчаными аргиллитами и будут обсуждаться в лекции о глинистых породах. Как увеличивается процент кварца, минералогическая зрелость аренитов увеличивается. Также по мере увеличения доли глинистой матрицы снижается степень сортировки. увеличивается, и, таким образом, текстурная зрелость увеличивается. Текстурная зрелость также увеличивается в обратном направлении по мере увеличения % глинистой матрицы от 50 до 100%.

Минералогический состав песчаников Как видно из схемы классификации, песчаники состоят в основном из кварца, полевого шпата, и каменные фрагменты. Встречаются и другие минералы, в зависимости от минералогического состава. зрелость песчаника. Именно эти минералы делают исследования происхождения (происхождение зерен) возможно при изучении песчаников. Здесь мы обсуждаем распространенные минералы в песчаниках, а также менее распространенные (акцессорные) минералы. Кварц . Более 2/3 минералов, обнаруженных в песчаниках, кварц. На это есть несколько причин:   Кварц является одним из самых распространенных минералов в кристаллических горных породах, таких как гранитоиды, сланцы и гнейсы. Кварц механически прочен благодаря своей высокой твердости и отсутствию спайности. Кварц химически стабилен в условиях, присутствующих на поверхности Земли. Оно имеет очень низкая растворимость в воде.   Кварц встречается как в виде монокристаллических зерен, так и в виде поликристаллических зерен, и обычно показывает волнообразное угасание (см. рис. 13-6, стр. 247 у Блатта и Трейси). волнообразное вымирание происходит из-за деформации любой из ранее существовавших пород, из которых зерна были получены или являются результатом деформации самого песчаника. Таким образом, даже хотя некоторые исследователи утверждают, что кварц, показывающий волнообразное погасание, получен из метаморфический источник, такой кварц не может быть надежным индикатором метаморфического источника. Поликристаллический кварц размером с песок, особенно если имеется более пяти отдельных кристаллов настоящее время, является лучшим индикатором метаморфического источника. Молочный кварц не очень часто встречается в песчаниках, но если он встречается, то, вероятно, указывает на то, что кварц был получен из пегматита или жильного кварца. Млечный цвет такого кварца обусловлен заполненными жидкостью пузырьками внутри кварца. Молочный кварц, зерна поликристаллического кварца и кварц с волнообразным погасанием относятся к менее стабилен в осадочной среде, чем монокристаллический неволнистый кварц. Таким образом, песчаник, состоящий из монокристаллического кварца, не проявляющего волнистости. вымирание является минералогически наиболее зрелым.

Каменные фрагменты. За исключением фрагментов поликристаллических кварц, каменные фрагменты обычно неустойчивы в осадочной среде, однако, если присутствие в песчанике дает лучший ключ к происхождению. Фрагмент любой породы можно найти в песчанике, но некоторые виды встречаются чаще из-за следующих факторов: Протяженность территории в исходном водосборном бассейне. Чем больше площадь обнажения источник, который производит каменный фрагмент, тем более вероятно, что он встречается в отложениях полученный из этого источника. Расположение и рельеф водосборного бассейна. Если источник расположен близко к бассейне осадконакопления, каменные фрагменты, полученные из источника, чаще встречаются в осадок. Если область источника имеет высокий топографический рельеф, скорость эрозии будет будет выше, и каменные фрагменты, полученные из источника, с большей вероятностью будут встречаться в осадок. Устойчивость фрагмента породы в осадочной среде. Фрагменты глинистые породы относительно редки из-за их механической слабости во время транспортировки. Сходным образом обломки габбро редко встречаются в песчаниках, потому что содержащиеся в них минералы химически неустойчив в осадочной среде. Поскольку песчаники обычно сцементированные вместе кальцитом или гематитом, обломки песчаника легко разрушаются при транспорт. Однако минералы, встречающиеся в гранитах, более стабильны при условия, присутствующие у поверхности Земли, и поэтому гранитные фрагменты более распространены в песчаниках. Обломки вулканических пород, за исключением кристаллических риолитов, обычно нестабильны, но могут возникать, если факторы 1, 2 и 4 благоприятны. Размер кристаллов во фрагментах. Для того, чтобы присутствовать в песчанике в качестве каменной фрагмента, размер зерен минералов в каменном фрагменте должен быть меньше, чем крупность осадка. Таким образом, можно ожидать, что гранитные обломки будут редкими, за исключением крупнозернистых песков, а также вулканических и мелкозернистых метаморфических обломков. ожидается более широкое распространение. Дополнительные минералы. Поскольку возможно, что любой минерал может быть встречаются в песке или песчанике в зависимости от степени минералогической зрелости, различных возможны другие полезные ископаемые. Некоторые из них могут быть полезны при определении происхождения. песка. Наиболее распространенные минералы в песчаниках, кварц и полевой шпат, имеют плотностью менее 2700 кг/м 3 , но большинство акцессорных минералов, с за исключением мусковита, имеют плотность более 3000 кг/м 3 . Таким образом акцессорные минералы обычно обозначаются как тяжелые минералы . Это удобно, потому что если песчаник можно разделить, то тяжелые минералы легко отделяется от кварца и полевого шпата по плотности. Тяжелые минералы можно разделить на три группы, как показано в таблице ниже. С использованием в этом списке иногда можно определить происхождение песка из магматического источника. или метаморфический источник.

 

Происхождение акцессорных минералов в Песчаники
Магматический источник	Метаморфический источник	Неопределенный источник
Эгерина Авгит Хромит Ильменит Топаз	Актинолит Андалузит Хлоритоид Кордиерит Диопсид Эпидот Гранат Глаукофан Кианит Рутил Силлиманит Ставролит Тремолит	Энстатит Роговая обманка Гиперстен Магнетит Сфен Турмалин Циркон

 

Пример: Пески Мексиканского залива Современный пример хорошо показывает, как исследования тяжелых минералов могут помочь определить источник пески в древних скалах. Пески Мексиканского залива можно разделить на 5 провинций на основе их источника, который, конечно, известен для современных песков, поскольку мы можем проследить потоки, впадающие в залив, возвращаются в районы, которые они осушают. Но поскольку потоки дренированные участки с различными геолого-минералогическими характеристиками, тяжелые минеральные комплексы у всех разные.

Восточная часть Мексиканского залива — кианит + ставролит (32%), полученный из метаморфической породы в Аппалачских горах. Провинция реки Миссисипи – авгит (23%), роговая обманка (40%), эпидот (16%) и гранат. (3%), полученный из ледниковых отложений в верховьях стока реки Миссисипи. Провинция Центральный Техас – роговая обманка (58%), эпидот (17%) и гранат (7%), но нет Авгит. В основном из реки Колорадо в Техасе. Провинция Рио-Гранде – эпидот (15%), роговая обманка (23%), авгит (24%) и коричневый цвет. роговая обманка из вулканических пород (7%). Мексиканская провинция. Исследований этих песков мало, но ожидается, что они будут похож на провинцию Рио-Гранде, что отражает вулканический источник.

Глауконит. Глауконит имеет зеленый или коричневый цвет размером с песок. гранулы в некоторых кварцевых аренитах, хотя иногда гранулы глауконита составляют значительную часть породы. Глауконит имеет химическую формулу – (K,Na,Ca) 1,2-2,0 (Fe +3 ,Al,Fe +2 ,Mg) 4 (Si 7-7,6 Al 1-0,4 )0 20 (ОН) 2 . нГн 2 О, хотя некоторые так называемые глауконитовые пески состоят из таких минералов, как смектитовые глины, серпентин и хлорит. Считается, что гранулы возникают как фекальные гранулы. Они обычно встречаются в песках, отложенных на мелководье (до 2000 м) и наиболее распространены в камбро-ордовикских и меловых морских породах, когда уровень моря был необычно высока и континенты были затоплены эпирическими морями. Потому что глауконит содержит K, пески иногда могут быть датированы калий-аргоновым методом радиометрического датирования.

Тектоника и составы песчаника Основным фактором, создающим бассейны, необходимые для образования обломочных осадочных пород, является тектоника. Как только бассейн сформируется, область, окружающая бассейн, потеряет свою форму. эрозионные обломки и переносимые и отлагающиеся отложения могут образовывать песчаник. Подсказки к тектонической обстановке, в которой образовался бассейн, могут быть оставлены в этом накопленный осадок. Отложения, образовавшиеся из магматической дуги, которая не подверглась обширное эрозионное расслоение должно состоять из высокой доли вулканического камня фрагменты, которые содержат высокое соотношение плагиоклаза к щелочному полевому шпату. С увеличением эрозионное расслоение обнажит больше плутонических пород, и осадки содержат более высокую долю кварца и щелочного полевого шпата.

Пески, полученные из источников на континентальных блоках, могут поступать из двух тектонические установки. Если континентальный блок недавно раскололся в результате континентальный рифтогенез, пески будут кварц-полевошпатовыми с высоким содержанием щелочи полевого шпата до плагиоклаза. Если пески происходят из высоких топографических областей расположенные на больших расстояниях от районов осадконакопления, пески будут более богаты кварцем, проявляет более высокую степень минералогической зрелости.

Если в районе источника недавно произошло крупное орогенное событие, пески содержат значительную долю каменных обломков, причем больше каменных обломков получен из частей орогенного пояса, богатых океаническими компонентами и менее богатых каменными отложениями. пески из континентальных источников. Климат и песчаники Климат определяется главным образом широтным положением на поверхности Земли и по удаленности от океанов. Влажный тропический климат обычно встречается ближе экваторе, а от засушливого до полузасушливого климата обычно встречаются дальше от океанов и на субтропические широты. .

Так как климат контролирует процессы выветривания, причём глубже интенсивнее выветривания, происходящего во влажном климате, чем в засушливом, мы могли бы ожидать увидеть различия в этих условиях проявляются в осадке. Глядя на современные пески полученных из глубинных магматических пород, мы обнаруживаем, что во влажном климате образуются пески с более высокой пропорции кварца и более низкие доли каменных фрагментов, чем в полузасушливом климате. Точно так же для песков, образовавшихся из метаморфических материнских пород, влажный климат дает больше богатые кварцем пески, чем полузасушливый климат.

Диагенезис песчаников Как только песок отложится и будет погребен под большим количеством отложений, он начнет подвергаться диагенетические процессы, которые могут превратить рыхлый материал в осадочную породу. Существует семь основных диагенетических процессов: Уплотнение Перекристаллизация Решение Цементация Аутигенез Замена Биотурбация Обратите внимание, что диагенез не ограничивается песчаниками и конгломератами, а происходит в карбонаты и глинистые породы, а также. Уплотнение. Первая стадия диагенеза – уплотнение осадок. Уплотнение происходит за счет веса вышележащих отложений и первого приводит к уменьшению пористости за счет сближения зерен, и, таким образом, вытеснение жидкости, обычно воды, из поровых пространств. Чистые кварцевые пески, хорошо отсортированные пески редко могут быть сильно уплотнены, а уплотнение в этих песках не приведет к литификации. Плохо отсортированные пески, с другой стороны, могут содержат значительную долю глинистых минералов. Глинистые минералы пластичны и могут деформируются вокруг песчинок во время уплотнения, тем самым уменьшая пористость и запуская процесс литификации. Перекристаллизация. Из-за изменений давления, температуры и состав флюидной фазы, некоторые минералы перекристаллизовываются, т.е. растворяются и преобразуются, изменение ориентации их кристаллической решетки. Такие текстурные изменения могут привести к в более сильной литификации осадка. Раствор. Раствор — это процесс растворения минерального вещества. В качестве жидкости проходят через осадок, нестабильные составляющие могут растворяться и либо уносятся или повторно осаждаются в близлежащих порах, где условия различны. Один процессы, при которых растворяются зерна, называется раствор под давлением. Давление растворение происходит в зонах контакта зерна с зерном, где давление концентрированный. Растворение зерен преимущественно происходит по этим более высоким области давления и растворенные ионы мигрируют от точки контакта к области более низкого давления, где растворенные ионы повторно осаждаются.

Цементация. Большая часть литификации является результатом новых аутигенных минералы, образующиеся в поровом пространстве для создания цемента, который удерживает зерна вместе. Наиболее распространенными цементами являются кварц, кальцит, глинистые минералы и гематит. хотя другие минералы, такие как пирит, гипс и барит, также могут образовывать цемент под особые геологические условия.   Кварцевый цемент. Кварцевый цемент чаще всего встречается в почти чистом кварце. арениты. Такие породы обычно образуются только в среде высокоэнергетических потоков. такие как пляжные отложения, морские отмели, пустынные дюны и некоторые речные песчаные отмели. Таким образом, похоже, что большая часть кварцевого цемента получена из самих песков или кварца пески в других частях разреза.

Кварцевый цемент часто встречается в виде наростов на исходном зерна кварца. Эти наросты растут в кристаллографической (и оптической) непрерывности с исходные зерна кварца. Заросший цемент растет наружу от исходного зерна, пока оно не наткнется на цемент, растущий наружу из соседнего зерна. Таким образом порода приобретает текстуру взаимосвязанных зерен, похожую на изверженные кристаллические гранулы. текстура. Если в зерне есть небольшие вкрапления глины или другой мелкозернистой грязи, образующие неравномерное покрытие на его поверхности, покрытие может быть сохранено и показать оригинал контур зерна. (см. также рис. 14-2 стр. 267 в вашем тексте)

H 2 O + CO 2 <=> H + + HCO 3 –

Гематитовый цемент. В горных породах и минералах Fe встречается в двух окислительных состояния (Fe +2 , двухвалентное и Fe +3 , трехвалентное). В большинстве изверженных и В метаморфических минералах свободного кислорода мало, поэтому наиболее распространена степень окисления Fe +2 . Когда такие полезные ископаемые приносятся к поверхности Земли, где больше изобилии свободного кислорода железо окисляется до Fe +3 и можно увлечься водные жидкости. Осаждение Fe +3 из таких флюидов приводит к образованию гематит (Fe 2 O 3 ). Лишь небольшое количество гематита покрывает минерал зерна или поверхности камня достаточно, чтобы дать пятно красного цвета. Как только гематит выпадает в осадок, он очень нерастворим в воде, если только вода не становится сильно уменьшенный. Таким образом, наличие гематитового цемента свидетельствует об окислительной среде. во время диагенеза.

Прочие цементы. Другие цементообразующие диагенетические минералы могут встречаться под особые обстоятельства. Например, пирит (FeS 2 ) может осаждаться из жидкости, богатые серой в восстановительных условиях, барит (BaSO 4 ) может образоваться, если флюиды богаты Ba и гипсом (CaSO 4 . H 2 O) может из если жидкости окисляются и богаты серой.

Часто, когда эти цементы образуются вблизи поверхности Земли, вяжущие минералы образуют кристаллографически непрерывные кристаллы в цементе, в результате чего получается Песок Кристаллы.   Такие кристаллы обычно состоят в основном из зерен кварца песка, но имеют вид кристалла (наподобие баритовой розы, гипсовой розы или кальцитовой розы). кристалл) только потому, что цемент между зернами образует кристалл. Если бы вы были разрезав тонкий срез такого кристалла песка, вы увидите, что цемент оптически непрерывным между зернами (т. е. все они вымерли бы одновременно).

Аутигенез. Аутигенез – это кристаллизация новых минералов в осадок или горная порода во время диагенеза. Эти новые минералы могут быть получены в результате реакций с участием фаз, уже присутствующих в осадке (или породе), путем осаждения материалы, введенные в жидкую фазу, или химическая реакция между первичными осадочные минералы и ионы, внесенные флюидами. Этот процесс совпадает с выветриванием и цементацией, обычно включает перекристаллизацию, и может привести к замене. Аутигенные фазы включают силикаты, такие как кварц, щелочь полевой шпат, глины и цеолиты; карбонаты, такие как кальцит и доломит; и эвапорит минералы, такие как галит, сильвит и гипс.   Если рост этих аутигенные минералы заполняют поровое пространство или начинают соединять исходные зерна вместе они могут образовывать цемент и способствовать литификации породы. Замена. Замена происходит, когда новообразованный минерал заменяет ранее существовавший минерал на месте. Замена может быть: неоморфная где новое зерно той же фазы что и старое зерна или является его полиморфом. Альбитизация – один из таких процессов, при котором альбит замещает плагиоклаз в зерне. псевдоморфный где старое зерно заменяется новым минерал, но сохраняется реликтовая кристаллическая форма, алломорфный : когда ранее существовавший минерал заменяется новые минералы, имеющие другую кристаллическую форму. Хотя существует множество замещающих фаз, некоторые из них включают доломит, опал, кварц и иллит. из самых важных. Окаменелое дерево является прекрасным примером замена. Биотурбация. Биотурбация относится к физическим и биологическим деятельность, происходящая вблизи поверхности отложений, вызывающая перемешивание отложений. Закапывание и бурение организмами может увеличить уплотнение отложений и обычно разрушает любые ламинаты или постельные принадлежности. В процессе биотурбации некоторые организмы выпадают в осадок. минералы, выполняющие роль цемента.

Конгломераты Крупнозернистая кремнистая порода с глинистой или песчаной матрицей называется диамиктит, конгломерат или брекчия. Конгломерат и брекчия являются более широко используемые термины. В конгломерате крупные обломки округлые, тогда как в брекчии обломки угловатые.

Дальнейшая классификация таких пород может быть произведена на основе пропорции гравийного материала (галька, булыжники и валуны), грязи (ил и глина размера) и песок, как показано на схеме.

Поскольку размер обломков может варьироваться от размера гальки до размера валуна, фрагменты породы которые составляют обломки, могут быть легко идентифицированы и описаны, и, таким образом, могут предоставить подробная информация о происхождении осадка. Такие крупнозернистые породы может быть отложенными реками, ледниками, оползнями, океанскими и озерными волнами, и может возникать как пирокластические породы. Хотя такие породы составляют менее 1% осадочных отложений, они важны, потому что они обычно пористые и проницаемые и могут быть отличными резервуары для воды и нефти, кроме того, они часто образуют ценные россыпные руды месторождений, поскольку они содержат высокие концентрации тяжелых минералов, в том числе золота.

Вернуться на главную страницу Геологии 212

Энергии | Бесплатный полнотекстовый | Эмпирическая формула для динамического коэффициента Био образцов песчаника с юго-запада Польши

1. Введение

Terzaghi [1] ввел выражение эффективного напряжения, чтобы объяснить влияние порового давления на реакцию почвы на приложенное напряжение. В его теории эффективное напряжение было указано как

где σ´ и σ обозначают эффективное напряжение и общее напряжение соответственно, а параметр p представляет поровое давление жидкости в пористой почве. Теория Терцаги была успешно применена в широком спектре инженерных проектов, связанных с механикой грунта, таких как оседание фундамента, консолидация грунта, насыпные дамбы и т. д. Когда насыщенный образец грунта подвергается внешнему давлению (напряжению) в недренированном состоянии, поры жидкость (вода) накапливается и воспринимает приложенное давление вместо матрицы почвы (минералов). Это явление можно объяснить таким образом, поскольку модуль объемного сжатия воды (порядка ГПа) намного выше, чем модуль объемного сжатия почвенных минералов (порядка МПа). Если внешнее давление увеличивается, наступает момент, когда поровое давление больше не воспринимает внешнюю нагрузку, что приводит к разрушению матрицы почвы.

Био [2] разработал принцип эффективного напряжения для горных пород, введя новый коэффициент эффективного напряжения как

Новый коэффициент α — это коэффициент Био. Теоретически α описывается как пропорция изменения объема поровой жидкости к изменению общего объема образца породы, когда он подвергается всестороннему давлению в дренированном состоянии. Кроме того, для типичной пористой породы коэффициент Био может быть определен как модуль объемного сжатия породы вместе с модулем объемного сжатия минералов горной породы, K _м , ас

где α – безразмерный коэффициент Био, K – модуль объемного сжатия сухой породы (Па), а K _m – модуль объемного сжатия минералов (Па). Параметр α находится в диапазоне φ<α≤1, где φ представляет собой пористость пористой породы. Для грунтов α равно 1.

Другим важным параметром пороупругости является коэффициент Скемптона. Этот параметр определяется для образцов грунта или породы, когда они подвергаются всестороннему давлению (осевая и радиальная нагрузка) в недренированном состоянии. Следовательно, коэффициент Скемптона определяется как отношение изменения порового давления к изменению всестороннего давления в недренированном состоянии. Когда определенный образец горной породы подвергается воздействию низких значений всестороннего давления, коэффициент Скемптона остается почти равным 1. Однако по мере увеличения всестороннего давления относительное изменение значений порового давления уменьшается, а это означает, что влияние порового флюида на прочность емкость образца падает. Произведение коэффициента Скемптона и коэффициента Био описывается как прочность пороупругой связи [3,4].

В уравнении (3) вместо Kdry в [5] для расчета коэффициента Био использовался модуль объемного сжатия породы в дренированном состоянии. Мавко и др. [6] опубликовали список модулей объемного сжатия для различных матричных минералов, которые можно использовать для расчета коэффициента Био, когда нет доступного метода измерения Km.

Что касается коэффициента Био песчаников, [7] провел ряд экспериментов по трехосному сжатию пород Баккен. Они обнаружили, что коэффициент Био колеблется от 0,6 до 0,79.. Некоторые экспериментальные испытания на различных породах были проведены [8], и они пришли к выводу, что коэффициент Био заметно зависит от пористости образцов.

До сих пор было введено несколько эмпирических корреляций для расчета коэффициента Био, особенно с использованием пористости. Например, в [9] предложена корреляция для консолидированных отложений как

где φ представляет пористость. В качестве другого примера, [10] ввел аналогичную корреляцию, основанную на испытаниях на сухих породах, как

Более того, [11] предложил корреляцию для рыхлых отложений как

В уравнениях (4)–(6) по мере увеличения пористости образцов коэффициент Био увеличивается. Например, у грунтов коэффициент Био равен 1, тогда как коэффициенты Био большинства образцов песчаника находятся в пределах 0,6–0,8 при пористости от 0,15 до 0,2.

Коэффициент Био можно рассчитать как статическим, так и динамическим методами. В следующем разделе полностью описаны доступные методы расчета коэффициента Био. В этом исследовании был рассчитан динамический коэффициент Био для двух разных категорий образцов песчаника, взятых из открытых карьеров Збилутув и Радкув, расположенных на юго-западе Польши. К первой категории относятся три образца низкопористого песчаника со средней пористостью 11,5% и пределом прочности при неограниченном сжатии (UCS) 60,5 МПа в сухих условиях. Вторая группа состоит из трех образцов высокопористого песчаника, которые имеют среднюю пористость 21% с UCS 21,9.МПа в сухом состоянии. Как видно, пористость второй категории составляет примерно половину пористости первой группы. Таким образом, в данном исследовании ожидалось, что рассчитанный динамический коэффициент Био должен быть больше для высокопористых образцов песчаника.

В этом исследовании был измерен динамический коэффициент Био для каждой категории образцов песчаника с использованием прибора для измерения акустической скорости, после чего для каждой группы была получена эмпирическая корреляция. Результаты показывают, что динамический коэффициент Био уменьшается с увеличением всестороннего давления. Основной причиной является интенсивное уменьшение объема жидкости в образце при низких значениях всестороннего давления. Другими словами, когда всестороннее давление составляет от 7 до 14 МПа (1000–2000 фунтов на квадратный дюйм), жидкость претерпевает наибольшее изменение объема, и, следовательно, при следующих больших значениях всестороннего давления объем жидкости значительно уменьшается. Это уменьшение изменения объема флюида приводит к тому, что минералы песчаника все в большей степени несут ограничивающую нагрузку. Следовательно, осушенный модуль объемного сжатия образца увеличивается, и согласно уравнению (3) (если вместо сухого использовать осушенный модуль объемного сжатия) коэффициент Био уменьшается. Кроме того, рассчитывали значение динамического коэффициента Био в диапазоне 0,50–0,79.и 0,45–0,84 для низкопористых и высокопористых образцов соответственно.

Поскольку коэффициент Био является наиболее важным параметром пороупругости при описании отклика породы на соседние напряжения, хорошее знание этого фактора неизбежно. Многие предыдущие исследования установили некоторые корреляции, основанные на пористости. Однако в этом исследовании также принимается во внимание влияние всестороннего давления. Полученные корреляции могут быть использованы инженерами-геологами, в том числе нефтяниками, горняками, инженерами-строителями и геологами, для расчета динамического коэффициента Био слоев песчаника со значениями пористости, близкими к нашим исследованиям (от 11,5% до 21%). Если известно всестороннее давление (среднее значение локальных внутрипластовых напряжений) на площадке, полученные корреляции можно использовать для более точного получения динамического коэффициента Био слоев песчаника. Затем коэффициент Био можно использовать при анализе различных инженерных проблем, таких как оседание грунта, реактивация разломов, устойчивость грунта и т. д.

2. Материалы и методы

Существует несколько методов измерения или оценки коэффициента Био. Эти методы можно разделить на статические и динамические подходы. Статические методы состоят из лабораторных экспериментов на образцах керна, в то время как динамические методы включают использование скоростей продольных и поперечных волн для оценки динамических свойств породы. Динамические методы могут быть приняты с использованием данных каротажа в полевых условиях или лабораторных акустических испытаний, например, с помощью прибора для измерения акустической скорости.

Точность статического коэффициента Био выше динамического. Для статических экспериментов образцы подвергаются ограничивающему давлению в лаборатории. Статический коэффициент Био можно рассчитать непосредственно путем измерения изменения объема поровой жидкости и общего объема образца во время испытания. Однако с помощью динамических методов коэффициент Био рассчитывается косвенно с использованием скоростей продольных и поперечных волн, которые используются для оценки динамического модуля объемного сжатия горных пород. Формулы (уравнение (15) в этой статье), которые преобразуют скорости продольных и поперечных волн в динамический объемный модуль горных пород, основаны на некоторых допущениях, таких как однородность породы. В действительности, поскольку породы представляют собой неоднородные материалы, формулы оценивают динамический модуль объемного сжатия пород с неизбежной ошибкой.

2.1. Статические методы

2.1.1. Метод 1

В этом методе используется первое уравнение теории пороупругости. Это уравнение связывает среднее напряжение с объемной деформацией и коэффициентом Био как

где Smean — среднее напряжение (Па), KJac — объемный модуль упругости материала, измеренный непосредственно в ходе лабораторных испытаний с рубашкой (Па), εvol — объемная деформация материала под нагрузкой, α — коэффициент Био, а Pp — поровое давление (Па) . Уравнение (7) можно переписать как

Испытание с рубашкой проводится для измерения KJac . Процедура следующая:

Во-первых, образец помещается в мембрану, ограниченную ограничивающим давлением Pc и не влияющим на поровое давление. Во-вторых, Pc увеличивается с шагом, в то время как Pp остается постоянным. На следующем этапе Pp увеличивается, тогда как Pc остается постоянным. Этот цикл повторяется с учетом того, что ограничивающее давление всегда должно быть больше, чем поровое давление, чтобы образец не надувался подобно воздушному шару. Рисунок 1 демонстрирует процедуру эксперимента.

Наконец, диаграмма, иллюстрирующая разницу между всесторонним давлением и поровым давлением, Pc-Pp , в зависимости от εvol, относительно аналогична рисунку 2. 3).

KJac рассчитывается с использованием наклона подобранной линии. α также рассчитывается по оси Pc-αPp на рисунке 3. Наконец, объемный модуль твердого тела матричного минерала может быть измерен по уравнению (3).

2.

1.2. Способ 2

В этом методе предполагается, что порода является изотропным материалом, однородным и имеет связанную пористость. В этом методе уравнение (3) используется для вычисления параметра α. Такая процедура выглядит следующим образом:

Во-первых, объемный модуль горной породы, K, рассчитывается путем испытания сухих образцов с рубашкой (на основе теории упругости или акустических скоростей). Тест с оболочкой легко выполнить, и между Pc и Pp нет никакой связи. Затем сухие образцы породы подвергают нагружению для получения диаграммы напряжения-деформации и расчета модулей упругости, таких как модуль Юнга или коэффициент Пуассона. Тогда с учетом теории упругости модуль объемного сжатия породы определяется как

где K — модуль объемного сжатия породы (Па), E — модуль Юнга породы (Па), а v — коэффициент Пуассона. Другой метод аппроксимации параметра K заключается в использовании распространения звуковых волн в горной породе (полученных по данным каротажа или лабораторных испытаний). В этом методе можно рассчитать коэффициент Пуассона, модуль Юнга, объемный модуль и модуль сдвига.

2.

Определение модуля объемного сжатия матричного минерала

В данном случае К 9Параметр 0250 м может быть измерен с двумя различными допущениями. Если горная порода состоит из определенного минерала, говорят, что горная порода является мономинеральным материалом. Например, в некоторых резервуарах породы песчаника в основном состоят из минерала кварца (SiO ₂ ). Следовательно, параметр K _m можно обоснованно предположить идентичным объемному модулю минерала (например, кварца), как

Если горная порода состоит из нескольких минералов, говорят, что она является полиминеральным материалом. Следовательно, в данном случае параметр Km рассчитывается как среднее значение всех минералов. Нижняя и верхняя границы среднего модуля объемного сжатия минерала могут быть оценены через границы Ройсса и Фойгта соответственно. Более того, нижняя и верхняя границы K _м можно получить через границы Хэша-Страйкмана.

2.1.3. Метод 3

В этом методе предполагается, что порода представляет собой анизотропный материал. Уравнение (1) используется для расчета коэффициента Био путем оценки модуля объемного сжатия породы с помощью испытания без оболочки (Кундж) как

где α — безразмерный коэффициент Био, K — модуль объемного сжатия породы (Па), а K _и — модуль объемного сжатия минерала, полученный при испытании без оболочки (Па).

2.2. Динамические методы

В этих методах, используя скорости продольных и поперечных волн, можно оценить такие характеристики, как модули упругости породы. Вычисляя объемный модуль по уравнению (3), мы можем вычислить коэффициент Био.

2.2.1. Данные каротажа скважины

Этот метод использует данные акустического каротажа для оценки динамического коэффициента Био с использованием уравнения (3) как

где αdyn — динамический коэффициент Био, Kdry — модуль объемного сжатия сухой породы (Па), а Ko — эффективный модуль объемного сжатия породы (Па).

2.2.2. Устройство для измерения скорости звука

Основой этого устройства является распространение звуковых волн в горных породах и измерение скоростей продольных и поперечных волн. Коэффициент Пуассона вместе с модулями упругости рассчитываются по следующим уравнениям:

где vdyn представляет собой динамический коэффициент Пуассона, Edyn указывает на динамический модуль Юнга (Па), Kdyn представляет собой динамический объемный модуль (Па), а Gdyn указывает на динамический модуль сдвига (Па). Скорости продольных и поперечных волн представлены символами Vp (м/с) и Vs (м/с) соответственно. ρ указывает плотность породы (кг/м ³ ). Определение скорости поперечной волны всегда сложнее, чем скорости продольной волны.

С помощью этого аппарата можно получить дренированный и недренированный модуль объемного сжатия образцов при различных радиальном и осевом давлении и поровом давлении. Следовательно, коэффициент Био может быть получен как

где αdyn — динамический коэффициент Био, KUndrained — модуль объемного сжатия насыщенной породы в недренированном состоянии (Па), Kdrained — модуль объемного сжатия насыщенной породы в дренированном состоянии (Па), а B — коэффициент Скемптона.

Всестороннее давление обратно пропорционально коэффициенту Био. исх. [12,13,14] установили, что стрессовая нагрузка и всестороннее давление являются наиболее важными параметрами движения жидкости через поры в пористых породах. Режим напряжения на месте также влияет на деформации пор и, следовательно, на механическое разрушение породы [15]. Такое поведение очень важно в таких приложениях, как гидравлический разрыв пласта [16,17]. Кроме того, для прогнозирования поведения пористой породы при наличии динамических или статических нагрузок очень важно активное всестороннее давление. Всестороннее давление регулирует деформацию пористой породы, а его взаимодействие с поровой жидкостью определяет окончательную реакцию породы на приложенные напряжения или силы [18,19]. ].

2.3. Материалы

В ходе данного исследования были определены динамические коэффициенты Био образцов низкопористого и высокопористого песчаника путем проведения серии неразрушающих лабораторных измерений. Аппарат для измерения акустической скорости (AVS) использовался для измерения скорости сдвига и сжатия звуковых волн, распространяющихся через образцы песчаника (рис. 4).

Перед проведением лабораторных испытаний на аппарате АВС определяли среднее значение UCS для трех цилиндрических образцов песчаника каждой категории. В Таблице 1 и Таблице 2 показаны результаты UCS для этих образцов. Среднее значение UCS для низкопористых и высокопористых образцов было рассчитано как 60,5 МПа и 21,9МПа соответственно.

Затем три различных образца каждой категории были насыщены в аппарате для насыщения, предоставленном Лабораторией бурения и геоинженерии Университета науки и технологии AGH. Образцы подвергались воздействию давления 2000 фунтов на квадратный дюйм и 1000 фунтов на квадратный дюйм для образцов с низкой и высокой пористостью соответственно. Через 36 часов образцы извлекали и готовили для аппарата АВС. Свойства этих образцов приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Лабораторные испытания проводились на образцах насыщенного песчаника как в недренированных, так и в осушенных условиях. Поскольку модуль объемного сжатия насыщенных образцов больше, чем осушенных, испытания недренированных образцов проводились до экспериментов с осушенными. Все опыты проводились при температуре 20°. исх. [20,21,22,23,24] утверждают, что температура может резко изменить движение жидкости и деформации образца. Причина в том, что температура изменяет реологические свойства жидкости, такие как вязкость.

2.4. Недренированное состояние

Процедура экспериментальных испытаний в недренированном состоянии заключалась в том, что после помещения каждого образца в кернодержатель аппарата ограничивающее давление регулярно увеличивалось с шагом 200 фунтов на квадратный дюйм. При повышении всестороннего давления одновременно увеличивалось поровое давление. После каждого приращения общий мгновенный коэффициент Скемптона постоянно контролировался, чтобы он был приблизительно равен 1. Общий коэффициент Скемптона рассчитывался как

где B представляет собой коэффициент Скемптона, Pp2 и Pc2 обозначают поровое давление и всестороннее давление при последнем приращении соответственно; аналогичным образом, Pp1 и Pc1 обозначают поровое давление и всестороннее давление при первом приращении соответственно. Также в конце каждого приращения рассчитывался мгновенный коэффициент Скемптона. При каждом приращении регистрировались значения порового давления, всестороннего давления, времени пролета продольных и поперечных волн, а также скорости продольных и поперечных волн. Затем, используя время полета, рассчитывали скорости волн. Затем динамические параметры, включая модули упругости, вместе с коэффициентом Пуассона образца были рассчитаны для каждого Pp и Pc в недренированном состоянии. Когда всестороннее давление достигло значения, для компенсации которого поровое давление не увеличилось в равной степени, момент B уменьшился. Когда момент B достиг значения ниже 0,93 этап загрузки был остановлен. В это время общий коэффициент Скемптона был получен в пределах 0,98–1 для каждого образца. Затем, чтобы вернуть образец в исходное состояние, ограничивающее давление уменьшали (этап разгрузки) с регулярными приращениями в 200 фунтов на квадратный дюйм до тех пор, пока не исчезали ни всестороннее давление, ни поровое давление. В конце каждого недренированного испытания значение динамического модуля объемной упругости в недренированном состоянии рассчитывали по уравнению (16) для каждого приращения в ходе испытания.

Рис. 5, Рис. 6 и Рис. 7 иллюстрируют изменение Pp по сравнению с Pc только для образцов с низкой пористостью на стадиях загрузки и разгрузки. Здесь цель состоит только в том, чтобы показать процедуру недренированных условий и изменение порового давления в зависимости от изменения всестороннего давления. Следовательно, для предотвращения повторения в этом разделе представлены только цифры, относящиеся к образцам с низкой пористостью.

2.5. Осушенное состояние

Для обеспечения осушенного состояния два клапана порового давления на аппарате были открыты, чтобы позволить воде выйти из образца, подвергнутого приложенному ограничивающему давлению. Ограничивающее давление регулярно увеличивалось с шагом 200 фунтов на квадратный дюйм. При каждом приращении регистрировались значения порового давления, всестороннего давления, продольной и сдвиговой волны, времени пролета и скорости, а также рассчитывались динамические параметры, включая модули упругости и коэффициент Пуассона, для каждого Pp и Pc в дренированных условиях. . Приложение всестороннего давления было продолжено до максимального всестороннего давления при предыдущем соответствующем недренированном испытании. В конце каждого испытания в осушенном состоянии динамический модуль объемного сжатия образца в осушенном состоянии рассчитывали по уравнению (13) для каждого приращения в ходе испытания и сравнивали с соответствующим модулем объемного сжатия недренированного образца при различных ограничивающих давлениях. Наконец, используя уравнение (15), для каждого образца вычисляли динамический коэффициент Био. Рисунок 8, Рисунок 9, Рис. 10, Рис. 11, Рис. 12 и Рис. 13 показывают изменение недренированных и дренированных динамических объемных модулей и коэффициента Био в зависимости от всестороннего давления для образцов C4, C5 и C6.

В соответствии с этими результатами можно установить следующую эмпирическую корреляцию для образцов песчаника с низкой пористостью:

где αdyn — динамический коэффициент Био, а PC — всестороннее давление (psi). Для образцов с низкой пористостью значение R-квадрата составляет около 0,91. Это подтверждает, что полученную корреляцию можно развить для одних и тех же выборок. Следует отметить, что, поскольку среднее значение UCS для этих трех образцов было равно 60,5 МПа (≅ 8775 фунтов на квадратный дюйм), мы можем наблюдать, что всестороннее давление может находиться в диапазоне 0–8000 фунтов на квадратный дюйм.

Аналогичным образом, на Рис. 14, Рис. 15, Рис. 16, Рис. 17, Рис. 18 и Рис. 19 показано изменение динамического модуля объемной упругости в недренированном и дренированном состоянии и коэффициента Био в зависимости от всестороннего давления для образцов h5, H5 и H6.

В соответствии с этими результатами можно установить следующую эмпирическую корреляцию для образцов высокопористого песчаника:

где αdyn — динамический коэффициент Био, а PC — ограничивающее давление (psi). Кроме того, интересным моментом в отношении R-квадрата является то, что он был получен равным 0,85. Следовательно, можно сказать, что эмпирическая корреляция может отображать разумное значение динамического коэффициента Био в зависимости от всестороннего давления. При этом среднее значение UCS для высокопористых образцов было равно 21,9.МПа (≅3175 фунтов на кв. дюйм). Из Рисунков 14, Рисунков 15, Рисунков 16, Рисунков 17, Рисунков 18 и Рисунков 19 видно, что диапазон всестороннего давления может быть между 0 и 3000 фунтов на квадратный дюйм.

Сравнение образцов с низкой и высокой пористостью показывает, что по мере увеличения пористости коэффициент Био уменьшается более заметно при всестороннем давлении. Это означает, что чем больше поровое пространство в образце, тем больше влияние порового флюида на изменение объема массивного образца.

Кроме того, при более низком всестороннем давлении изменение коэффициента Био является более значительным по сравнению с более высоким всесторонним давлением вблизи значения UCS образца. При более низких давлениях динамический дренированный модуль объемного сжатия образца увеличивается с существенной скоростью, а при значениях всестороннего давления, примыкающих к ПСК, скорость его изменения более плавная. Однако динамический объемный модуль недренированного образца существенно не изменяется при всестороннем давлении. Это является причиной того, что коэффициент Био уменьшается с увеличением всестороннего давления. Для высокопористых образцов изменение динамического недренированного объемного модуля выше по сравнению с низкопористыми образцами песчаника.

3. Обсуждение

При динамическом расчете коэффициента Био скорости продольных и поперечных волн являются наиболее важными параметрами для расчета модулей упругости образцов. В ходе экспериментов отношение скорости волны сжатия к скорости поперечной волны изменялось в пределах 1,6–1,8 как для низкопористых, так и для высокопористых образцов. Наши результаты продемонстрировали хорошее согласие с соотношением между Vs (м/с) и Vp (м/с), введенным [25,26] как

Эта зависимость была введена на основе исследований скоростей волн в ряде песчаниковых пород. Положительным моментом является то, что когда определение Vs затруднено, можно использовать это уравнение, так как найти Vp очень просто.

В этом исследовании было установлено, что построение корреляции только между пористостью и коэффициентом Био не может описать реальную реакцию пористой породы на различные значения всестороннего давления. Как и в любом нефтяном, горнодобывающем и гражданском проекте, измерение пористости породы очень просто, предыдущие корреляции подходят для быстрой оценки коэффициента Био. Однако по мере увеличения масштаба проекта необходимо учитывать влияние ограничивающего давления. Например, когда значение всестороннего давления или величины внутрипластового напряжения находится в пределах от 7 до 14 МПа, коэффициент Био снижается более заметно по сравнению со случаем, когда значения всестороннего давления превышают 21 МПа. Эта зависимость была введена на основе исследований скоростей волн в ряде песчаниковых пород. Положительным моментом является то, что когда определение Vs затруднено, можно использовать это уравнение, так как найти Vp очень просто.

Эмпирические корреляции показывают приемлемое R-квадрат 0,9 и 0,85 для образцов с низкой и высокой пористостью соответственно. Это также может означать, что по мере увеличения пористости образцов эмпирические корреляции постепенно теряют свою точность. Однако образцы песчаника демонстрируют гораздо лучшую корреляцию по сравнению с образцами сланца. Ссылка [27] провели серию лабораторных экспериментов на сланцевых породах различной пористости и всестороннего давления. Они обнаружили, что сланцевые породы демонстрируют очень изменчивый коэффициент Био при различных значениях пористости и всестороннего давления. Оказалось, что анизотропия проницаемости сланцев существенно влияет на измеряемый коэффициент Био. Образцы, взятые вертикально из горизонтальных слоев сланца, показали еще более низкий коэффициент Био по сравнению с образцами, взятыми в горизонтальном направлении. В данном исследовании установлено, что динамический коэффициент Био для образцов песчаника не зависит от направления отбора проб. Несмотря на наличие сланцевых образований, пласты песчаника не обнаруживают заметной анизотропии проницаемости в разных направлениях.

4. Выводы

Во время недренированных экспериментов коэффициент Скемптона поддерживали на уровне 1, чтобы избежать пластических деформаций в структуре образцов. При этом в конце каждого приращения рассчитывался мгновенный коэффициент Скемптона. При каждом приращении регистрировались значения порового давления, всестороннего давления, времени и скорости распространения продольных и поперечных волн. Используя скорости, динамические параметры, включая динамические модули упругости, а также динамический коэффициент Пуассона, были рассчитаны для каждого Pp и Pc в недренированном состоянии. Когда всестороннее давление достигло значения, для компенсации которого поровое давление не увеличилось в равной степени, мгновенный коэффициент Скемптона уменьшился. При снижении мгновенного коэффициента Скемптона до значений менее 0,93 эксперимент был остановлен. В это время общий коэффициент Скемптона в основном находился в диапазоне 0,98–1.

В этом исследовании среднее значение пористости для образцов песчаника с низкой пористостью составило 11,5%, а для образцов с высокой пористостью – 21,0%. Для обоих образцов была получена следующая зависимость между динамическим коэффициентом Био и всесторонним давлением:

где αdyn — динамический коэффициент Био, а PC — всестороннее давление (psi). Кроме того, значение R-квадрата для низкопористых и высокопористых образцов составляло 0,9. 1 и 0,85 соответственно. Это свидетельствует о том, что при более низких значениях пористости расчетное значение динамического коэффициента Био является более точным.

Результаты показывают, что при более низких значениях всестороннего давления (7–14 МПа или 1000–2000 фунтов на кв. дюйм) увеличение всестороннего давления приводит к значительному снижению динамического коэффициента Био. Фактически, для этого более низкого диапазона всестороннего давления динамический коэффициент Био снижается гораздо быстрее по сравнению с высокими значениями всестороннего давления. В данном исследовании динамический коэффициент Био рассчитывался в диапазоне 0,50–0,79.и 0,52–0,84 для низкопористых и высокопористых образцов соответственно.

Кроме того, наши результаты подтверждают, что по мере увеличения пористости образцов динамический коэффициент Био снижается более значительно при всестороннем давлении. Это показывает, что чем больше объем пор в образце, тем более заметно влияние содержащейся в нем жидкости на изменение объема объемного образца.

Вклад авторов

Концептуализация, визуализация, методология, написание — подготовка исходного проекта, ресурсы, проверка, надзор, управление проектом: Д.К.; формальный анализ, обработка данных, написание — подготовка исходного проекта, программное обеспечение, расследование: М.А.М.З. Оба автора прочитали и согласились с опубликованной версией рукописи.

Финансирование

Проект был поддержан Университетом науки и техники AGH, Краков, Польша, субсидия 16.16.190.779.

Заявление Институционального контрольного совета

Неприменимо.

Заявление об информированном согласии

Неприменимо.

Заявление о доступности данных

Все соответствующие данные находятся в документе.

Конфликт интересов

Все авторы этого документа заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Ссылки

1. Terzaghi, K.; Пек, РБ; Месри, Г. Механика грунтов в инженерной практике, 3-е изд. ; John Wiley & Sons: Хобокен, Нью-Джерси, США, 1996; ISBN 978-0-444-50260-5. ISSN 0376-7361. [Google Scholar]
2. Био М.А. Общая теория трехмерной консолидации. Дж. Заявл. физ. 1941 , 12, 155–164. [Google Scholar] [CrossRef]
3. Fan, Z.; Эйххубль, П.; Ньюэлл, П. Реактивация разломов фундамента путем закачки жидкости в осадочные резервуары: пороупругие эффекты. Дж. Геофиз. Рез. Твердая Земля 2019 , 124, 7354–7369. [Google Scholar] [CrossRef]
4. Fan, Z.; Парашар, Р. Нестационарный приток к скважине конечного радиуса с накоплением ствола скважины и скин-эффектом в пороупругом ограниченном водоносном горизонте. Доп. Водный ресурс. 2020 , 142, 103604. [Google Scholar] [CrossRef]
5. Detournay, E.; Ченг, A.H.D. Основы пороупругости; Pergamon Press: Оксфорд, Великобритания, 1993; Том 2, стр. 113–171. [Google Scholar] [CrossRef]
6. Мавко Г.; Мукерджи, Т . ; Дворкин, Дж. Справочник по физике горных пород: инструменты для сейсмического анализа пористых сред; Издательство Кембриджского университета: Кембридж, Великобритания, 2009 г.. [Google Scholar] [CrossRef]
7. Ван, К.; Зенг, З. Обзор геомеханических свойств формации Баккен в бассейне Уиллистон, Северная Дакота. В материалах 45-го симпозиума США по механике горных пород / геомеханике, Сан-Франциско, Калифорния, США, 26–29 июня 2011 г .; стр. 1–11. [Google Scholar]
8. Козенца, П.; Горейчи, М.; де Марсили, Г.; Вассер, Г.; Виолетт, С. Теоретическое предсказание пороупругих свойств глинистых пород на основе удельного коэффициента накопления in situ. Водный ресурс. 2002 , 38, 25-1–25-12. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
9. Raymer, L.L.; Хант, ER; Гарднер, Дж.С. Улучшенное преобразование времени прохождения звука в пористость. В материалах 21-го ежегодного симпозиума по лесозаготовкам, Лафайет, Луизиана, США, 8–11 июля 1980 г . ; стр. 1–13. [Google Scholar]
10. Криф М.; Гарта, Дж.; Стеллингверфф, Дж.; Вентре, Дж. Петрофизическая интерпретация с использованием скоростей продольных и поперечных волн (акустика полной волны). Журнал. Анальный. 1990 , 31, 355–369. [Академия Google]
11. Ли, М. В. Отношение скоростей и его применение для прогнозирования скоростей. Геологическая служба США. 2003. Доступно в Интернете: http://purl.access.gpo.gov/GPO/LPS27051 (по состоянию на 28 февраля 2003 г.).
12. Кнез, Д.; Калицкий, А. В поисках нового источника природных проппантов в Польше. Дж. Булл. пол. акад. науч. Тех. науч. 2018 , 66, 3–8. [Google Scholar] [CrossRef]
13. Кнез, Д.; Мазур, С. Моделирование изменений проводимости трещин в зависимости от состава проппанта и циклов напряжений. Дж. Пол. Шахтер. англ. соц. 2019 , 2, 231–234. [Google Scholar]
14. Кнез Д. Анализ напряженного состояния в аспекте направления бурения ствола скважины. Дж. Арх. Мин. науч. 2014 , 59, 71–76. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
15. Knez, D.; Вишневский, Р .; Овусу, В.А. Превращение материала наполнителя в расклинивающий наполнитель для метана угольных пластов в Польше – результаты испытаний на раздавливание. Energies 2019 , 12, 1820. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
16. Quosay, AA; Кнез, Д. Анализ чувствительности к давлению гидроразрыва с использованием метода моделирования Монте-Карло. Нефть Газ Евро. Маг. 2016 , 42, 140–144. [Google Scholar]
17. Quosay, AA; Кнез, Д.; Зиаджа, Дж. Гидравлический разрыв пласта: новый подход к моделированию на основе неопределенностей для проектирования технологических процессов с использованием метода моделирования Монте-Карло. PLoS ONE 2020 , 15, e0236726. [Google Scholar] [CrossRef] [PubMed]
18. Fjaer, E.; Холт, Р. М.; Хорсруд, П.; Рааен, AM; Риснес, Р. Механика горных пород, связанных с нефтью, 2-е изд.; Elsevier: Амстердам, Нидерланды, 2008 г.; ISBN 978-0-444-50260-5. ISSN 0376-7361. [Академия Google]
19. Папанастасиу, П.; Зервос, А. Трехмерный анализ напряжений ствола скважины с перфорацией и трещиной. В Proceedings of the SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering, Тронхейм, Норвегия, 8 июля 1998 г. [Google Scholar] [CrossRef]
20. Rajaoalison, H.; Кнез, Д.; Злотковский А. Изменения динамических механических свойств насыщенного рассолом истебнинского песчаника под действием температуры и напряжения. Перемышль Хим. 2019 , 98, 801–804. [Google Академия]
21. Кнез, Д.; Раджаолисон, Х. Несоответствие между измеренными динамическими параметрами пороупругости и прогнозируемыми значениями по уравнению Уилли для водонасыщенного песчаника Истебна. Акта Геофиз. 2021 , 69, 673–680. [Google Scholar] [CrossRef]
22. Zamani, M. A.M.; Кнез, Д. Новый индекс механико-гидродинамического запаса прочности для прогнозирования выноса песка. Energies 2021 , 14, 3130. [Google Scholar] [CrossRef]
23. Pham, T.; Вейермарс, Р. Распространение гидроразрыва в пороупругой среде с зависящим от времени графиком закачки с использованием метода линейной суперпозиции с временным шагом (TLSM). Энергии 2020 , 13, 6474. [Google Scholar] [CrossRef]
24. Сингх, А.; Дас, С .; Craciun, E.M. Влияние термомеханического нагружения на краевую трещину конечной длины в бесконечной ортотропной полосе. мех. Композиции Матер. Дж. 2019 , 55, 285–296. [Google Scholar] [CrossRef]
25. Хан, Д. Влияние пористости и содержания глины на акустические свойства песчаников и рыхлых отложений. Кандидат наук. Диссертация, Стэнфордский университет, Стэнфорд, Калифорния, США, 1986 г. [Google Scholar]
26. Викен, C.A.M.; Уолтерс, СП; Кентер, CJ; Дэвис, Д. Р. Использование моделей пластичности для прогнозирования устойчивости ствола скважины. В материалах Международного симпозиума ISRM, По, Франция, 30 августа — 2 сентября 1989 г. [Google Scholar]
27. He, J.; Руи, З .; Линг, К. Новый метод определения коэффициентов Био образцов Баккена. Дж. Нат. Газовые науки. англ. 2016 , 35, 259–264. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]

Рисунок 1. Процедура испытания с рубашкой для измерения KJac.

Рис. 1. Процедура испытания с рубашкой для измерения KJac.

Рисунок 2. Изменение Pc-Pp в зависимости от εvol во время испытания в оболочке.

Рис. 2. Изменение Pc-Pp в зависимости от εvol во время испытания в оболочке.

Рисунок 3. Типичная согласованная кривая изменения Pc-αPp в зависимости от εvol во время испытания в оболочке.

Рис. 3. Типичная согласованная кривая изменения Pc-αPp в зависимости от εvol во время испытания в оболочке.

Рисунок 4. Аппаратура для измерения скорости звука.

Рис. 4. Аппаратура для измерения скорости звука.

Рисунок 5. Изменение Pp по сравнению с Pc для C4.

Рис. 5. Изменение Pp по сравнению с Pc для C4.

Рисунок 6. Изменение Pp по сравнению с Pc для C5.

Рис. 6. Изменение Pp по сравнению с Pc для C5.

Рисунок 7. Изменение Pp по сравнению с Pc для C6.

Рис. 7. Изменение Pp по сравнению с Pc для C6.

Рисунок 8. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C4.

Рис. 8. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C4.

Рисунок 9. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C4.

Рис. 9. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C4.

Рисунок 10. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C5.

Рис. 10. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C5.

Рисунок 11. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C5.

Рис. 11. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C5.

Рисунок 12. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C6.

Рис. 12. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для C6.

Рисунок 13. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C6.

Рис. 13. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для C6.

Рис. 14. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для h5.

Рис. 14. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для h5.

Рисунок 15. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для h5.

Рис. 15. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для h5.

Рисунок 16. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для H5.

Рис. 16. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для H5.

Рис. 17. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для H5.

Рис. 17. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для H5.

Рис. 18. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для H6.

Рис. 18. Недренированные и осушенные динамические объемные модули в зависимости от всестороннего давления для H6.

Рис. 19. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для H6.

Рис. 19. Коэффициент Био в зависимости от всестороннего давления для H6.

Таблица 1. Значения UCS, полученные для образцов низкопористого песчаника.

Таблица 1. Значения UCS, полученные для образцов низкопористого песчаника.

Образец Code	Diameter (mm)	Length (mm)	Mass dry (gr)	UCS (MPa)
C1	38	40.5	106.2	63.45
C2	38	42	110. 8	64.05
C3	38	42	110.1	53.96

Таблица 2. Значения UCS, полученные для образцов высокопористого песчаника.

Таблица 2. Значения UCS, полученные для образцов высокопористого песчаника.

Sample Code	Diameter (mm)	Length (mm)	Mass dry (gr)	UCS (MPa)
h2	38	38,5	114	21,9
h3	38	40	115. 2	23.95
h4	38	40.5	116.1	19.8

Table 3. Свойства образцов низкопористого песчаника для аппарата АВС.

Таблица 3. Свойства образцов низкопористого песчаника для аппарата АВС.

Образец Код	Диаметр (мм)	Длина (mm)	Mass dry (gr)	Mass sat (gr)	Porosity (%)	Density (gr/cm 3 )
C4	38	43	113. 5	119.25	11.80	2.64
C5	38	44.5	117.78	123.67	11.68	2.64
C6	38	45	117,62	124.10	12,70	2,64

Таблица 4. Свойства образцов высокопористого песчаника для аппарата АВС.

Таблица 4. Свойства образцов высокопористого песчаника для аппарата АВС.

Образец Код	Диаметр (мм)	Длина (мм)	Масса сухая (г)	Mass sat (gr)	Porosity (%)	Density (gr/cm 3 )
h5	38	41	93.90	103.47	20.59	2.54
H5	38	41	93. 5	103.2	20.87	2.54
H6	38	39	87.5	97,37	22,33	2,55

Примечание издателя:

© 2021 авторами. Лицензиат MDPI, Базель, Швейцария. Эта статья находится в открытом доступе и распространяется на условиях лицензии Creative Commons Attribution (CC BY) (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).

Оценка механического поведения белого песчаника и эволюции энергии повреждения при разгрузке до пика

Кривая напряжения-деформации породы при разгрузке до пика

Что касается подготовки образца и испытания на повторное нагружение перед пиком, то испытание можно разделить на две фазы (рис. 4) . Во-первых, разгружающий поврежденный испытательный образец подготавливается с помощью осевого давления и метода периферийной разгрузки, основанного на эксперименте по трехосному сжатию неповрежденной скалы, а затем проводится испытание на повторное нагружение при пиковой нагрузке.

Рисунок 4

Схематическая диаграмма подготовки образца поврежденной породы перед пиковой разгрузкой и испытания на повторное нагружение.

Изображение в полный размер

Первый этап – испытание на трехосное сжатие всего образца горной породы (см. раздел OAB на рис. 4 и 6а). Конкретные шаги заключаются в следующем: 1. Во-первых, Мартин отмечает, что после того, как скальная нагрузка нагружена до 40% от пиковой прочности ^17,20 , возникает повреждение. Испытания на разгрузку проводились на основе испытаний на пиковую прочность на сжатие неповрежденного белого песчаника при определенном перитектическом давлении (σ3 = 1 МПа), и точки разгрузки были определены как \({\sigma}_{ul}=0, 50\% , 60\%, 70\%, 80\%,\, \mathrm{и}\, 90\%\) до пика и суммарно для пяти рабочих условий. Требования к испытаниям на предпиковую разгрузку: одновременная разгрузка осевого давления и всестороннего давления, скорость осевой разгрузки 1,0 МПа/с и скорость сброса всестороннего давления 0,05 МПа/с. Этот метод может гарантировать, что испытуемый образец всегда находится в напряженном состоянии окружающей породы во время процесса разгрузки, и предотвратить внезапное снижение несущей способности испытуемого образца из-за чрезмерно быстрой разгрузки всестороннего давления и последующего разрушения. 2. Испытание можно прекратить, когда осевая нагрузка снизится до 2 кН. Индентор на испытательной машине всегда находится в контакте с испытуемым образцом, что предотвращает выход испытуемого образца из ограничителя и приводит к чрезмерному разбросу данных.

Второй этап — испытание поврежденного образца на предпиковую разгрузку и повторное нагружение (участок BC на рис. 4 и 6b). Метод испытания такой же, как и при обычном испытании на одноосное сжатие, метод нагружения представляет собой нагружение смещением, а скорость нагружения составляет \(0,2\,\mathrm{мм}/\mathrm{мин}\). Цель – получение кривых растяжения образцов с различной степенью поврежденности и получение исходных данных для анализа механических характеристик предпиковой разгрузки поврежденных образцов горных пород.

На рис. 5 показано, что кривая напряжение-деформация слегка изгибается вверх по вогнутой вверх форме при более низких напряжениях во время неразрушающего испытания образца горной породы на повторное нагружение. По мере увеличения напряжения до определенного значения кривая постепенно становится прямой, после чего следует мгновенный спад без явной фазы текучести, проявляющей свойства пластически-эластомерной породы.

Рис. 5

Кривые напряжения–деформации неразрушающего образца горной породы.

Изображение в натуральную величину

На рисунке 6а показано, что в эксперименте по повреждению при разгрузке перед пиковой нагрузкой в ​​процессе нагружения образца из белого песчаника из-за корректировки внутренней структуры образца, уплотнения и закрытия трещин общее напряжение – кривая деформации имеет вогнутую вверх форму. Однако деформация разгрузочного отскока имеет явление гистерезиса, и в то же время возникает неустранимая остаточная деформация, которая обусловлена ​​смыканием, проскальзыванием и смещением внутренней структурной поверхности образца породы при воздействии внешнего нагрузочного напряжения. Однако все кривые нагружения и разгрузки разных классов являются кривыми без обратной связи, и с увеличением уровня напряжения остаточная деформация образца породы постепенно увеличивается, а площадь кривой без обратной связи постепенно увеличивается, то есть накопленная энергия внутри образца породы постепенно увеличивается. При этом переменная предпиковой разгрузочной поврежденности рассчитывается методом модуля упругости 9{r} \) — остаточная деформация, \(\varepsilon\) — полная деформация, \({E}_{i}\) — модуль упругости при разгрузке, а \({E}_{0}\) — начальный модуль упругости. В этой статье ²² модуль упругости колеблется от 30 до 70%. Выбор каждого параметра показан на рис. 7, а конкретные тестовые значения показаны в таблице 2. Расчетная переменная повреждения и кривая преобразования остаточной деформации показаны на рис. 7, где точка разгрузки \(\sigma_{ul} \) — разгрузочная сила и отношение пиковой интенсивности.

Рисунок 7

Диаграмма значений параметров.

Увеличить

Таблица 2 Механические параметры поврежденного массива горных пород.

Полноразмерная таблица

На рисунке 6b показана кривая напряжения-деформации белого песчаника, полученная в ходе испытания на повторную нагрузку по одной оси в эксперименте с повреждением при разгрузке до пика, а общую кривую повторного нагружения можно разделить на четыре стадии горных пород: 1. Стадия уплотнения. Когда образец горной породы находится в состоянии низкого напряжения, кривая напряжения-деформации образца имеет форму верхней вогнутости, и первоначальная поверхность излома образца для испытаний постепенно закрывается. В то же время на этом этапе тестер показывает небольшое радиальное смещение, а общий объем испытуемого образца постепенно уменьшается по мере увеличения напряжения. Испытуемый образец белого песчаника был поврежден до начального пика, и внутренняя структура была повреждена; таким образом, деформация на этой стадии была более очевидной. 2. Стадия линейно-упругой деформации. При увеличении напряжения до определенной стадии кривая становится приблизительно прямой, и микроупругая трещина в образце на этой стадии устойчива. 3. Стадия развития нестабильной трещины. В это время испытуемый образец трансформируется из упругости в пластичность. На этой стадии развитие микроразрывов в испытуемом образце смещается в сторону изменения массы, что приводит к разрушению испытуемого образца. Объемная деформация и скорость быстро увеличиваются, а объем изменяется от сжатия к расширению. 4. Стадия разрушения. Когда несущая способность испытуемого образца достигает максимального напряжения, быстро происходит внутреннее разрушение испытуемого образца, а поперечное проникновение способствует образованию макроскопической поверхности разрушения. Затем деформация проявляется в основном в виде проскальзывания по макроскопической поверхности и быстрого опускания носителя исследуемого образца. Полный испытательный образец является относительно прямым, без явной стадии текучести, демонстрируя свойства пластически-упругой породы. Кроме того, при \({\sigma}_{ul}=50\%\sim 80\%\) после разгрузочной травмы образец имел примерно S-образный вид, а затем момент падал, проявляя свойства пластичности. пластичная порода, а при \(\sigma_{ul} \ge 80\%\) после разгрузочного повреждения кривая испытуемого образца значительно замедлялась после пика, так как с увеличением повреждения разрыв нативной микропленки в образце породы непрерывно развивается, а внутренняя поверхность поврежденной структуры вызывает скольжение, трение и т. д. Это явление вызывает резкое увеличение направления породы образца породы, так что объем образца породы переходит от объемного сжатия к объемному расширению за короткий период. . По мере увеличения степени повреждения сжатые объемные параметры образца породы при разгрузке нагружаются и солнечное окончание образца породы постепенно уменьшаются раньше явления расширения. Кривая пикового напряжения-деформации трансформируется из верхней вогнутой-S-типа, а скорость поперечной радиальной деформации уменьшается от момента падения-медленного падения. В породе наблюдается тенденция к переходу от хрупкой повреждаемости к пластичности, от «переход пластично-упругих свойств породы к переходу свойств породы пластичность-упругость-пластичность» 9.0008

Рисунок 8 и таблица 2 показывают, что переменные повреждения и остаточная деформация положительно коррелируют с изменением точки разгрузки; с увеличением точки разгрузки переменная поврежденности постепенно увеличивается с 0,003 до 0,0057, а остаточная деформация увеличивается до 0,003 и 0,0034 соответственно. Напротив, по мере увеличения точки разгрузки тенденция изменения этих двух параметров по существу согласуется, и кривая подгонки соответствует изменению индекса ⁸ .

Рисунок 8

Изменение переменных повреждения и остаточной деформации в зависимости от точки разгрузки.

Изображение в полный размер

На рисунке 9 показано, что модуль упругости, пиковое напряжение и деформация образца имеют одинаковую тенденцию изменения, и все они уменьшаются с увеличением повреждения. Когда \(\sigma_{ul} \le 80\%\), разгрузка нагружена, кривая напряжение-деформация образцов малоповреждаемой породы показывает хрупкое разрушение, и напряжение уменьшается в постэнтеральном пике; однако при \(\sigma_{ul} \ge 80\%\) кривая разгрузки-перегрузки возрастает с увеличением степени повреждения, а пиковое падение напряжения значительно снижается. Радиальная деформация носит значительный пластический характер повреждения. Таким образом, общая прочность испытательного образца из белого песчаника имеет снижение общей прочности, степень повреждения структурной поверхности испытательного образца увеличивается, трещина постоянно развивается, а модуль упругости снижается.

Рис. 9

Кривая изменения характеристики деформации повторной загрузки в зависимости от точки разгрузки.

Изображение полного размера

Энергетический анализ разрушения горных пород

Согласно закону необратимой термодинамики преобразование энергии является существенным свойством физического процесса материи, а разрушение материала представляет собой явление неустойчивости состояния, вызываемое энергией ²³ . В процессе деформации и разрушения горных пород существует определенная внутренняя связь между диссипацией энергии, энерговыделением и деформацией и разрушением горных пород. Деформация горных пород и разрушение вызваны комбинированным эффектом рассеивания и высвобождения энергии. Таким образом, переменная повреждения в этой статье начинается с основных принципов рассеяния и высвобождения энергии в сочетании с модулем упругости и параметрами деформации на фактической кривой напряжение-деформация и дает переменную кажущегося повреждения, подходящую для описания поведения упругопластических материалов при повреждении. , что может более точно описать повреждение и деформацию белого песчаника, поврежденного предпиковой разгрузкой. 9{e}\) может высвобождать энергию упругой деформации, которая является внутренним высвобождением энергии упругой деформации в устройстве. \({E}_{i}\) — разгрузка модуля упругости.

Рисунок 10

Кривая единичного напряжения–деформации горной породы.

Изображение с полным размером

Приведенный выше анализ показывает, что энергия, поглощаемая одноосным состоянием, представляет собой площадь, содержащуюся под кривой напряжения-деформации образца горной породы, т. е. доступна кривая осевого напряжения-деформации. Учитывая, что уравнение кривой неизвестно, используется фиксированное интегрирование. 9{e}\) — полная гибкая деформация по трем основным направлениям напряжения. Формула (4) представляет собой формулу расчета выделяемой энергии упругих деформаций предпиковой разгрузки поврежденных элементов горного массива, подходящую для инженерных приложений, при выборе модуля упругости отрыва \({E}_{i}\) и коэффициента Пуассона \(\nu\ ) от 30 до 70% кривой напряжение-деформация ²² .

Потери энергии нижней пачки горных пород при сложном напряжении удовлетворяются следующими соотношениями. 9{e} $$

(6)

Формулы (3), (4), (5) и (6) рассчитаны для получения таблицы 3, и данные в таблице 3 могут быть объединены. Затем можно получить рисунок 11 и рисунок 12; На рис. 11 показано напряжение 50 %, а затем образец горной породы. На рисунке 12 показана зависимость между упругими свойствами и энергией диссипации, которая пропорциональна деформации после \(\sigma_{ul} = 50\%\) без нагрузки. Как показано на рис. 11, энергия внешней силы в значительной степени преобразуется во время повторной загрузки испытуемого образца в накопление упругой энергии во внутренней структуре породы, общая энергия и упругость испытуемого образца имеют параболический тренд роста, а две кривые в принципе сложно. Начальная скорость роста внутренней диссипации может оставаться плавной. Однако на стадии разрушения после пика испытуемого образца эластичность внутренней структуры испытуемого образца сохраняется на поверхности испытуемого образца, которая быстро увеличивается, что приводит к разрушению испытуемого образца. { – 3}\) для производительности игрока времени, энергия диссипации в основном не меняется после достижения максимальной точки, и после достижения кратковременной стабильности эластичность может быть рассеивается из-за резкого снижения упругости из-за повреждения испытуемого образца, которое может резко возрасти.

Таблица 3 Пиковое фронтальное разгрузочное повреждение параметров энергии перезарядки белого песчаника.

Полноразмерная таблица

Рис. 11

Кривые деформации образцов горных пород в зависимости от энергии.

Изображение полного размера

Рис. 12

Взаимосвязь между упругой энергией, долей диссипативной энергии и деформацией в образцах горных пород.

Изображение в полный размер

На рисунке 13 показана кривая эволюции энергии при повторном нагружении образцов поврежденной породы перед пиковой разгрузкой. Как показано на рис. 13а, кривая эволюции упругой энергии существенно перемещается по кривой конкретной функции, и по мере увеличения повышенной эластичности деформации упругость можно рассматривать как текущий уровень стрессового нагружения в процессе нагружения. Уровень повреждений тут ни при чем, а результат тот же, что и в литературе ²⁴ . Однако с увеличением степени повреждения упругая энергия, накопленная до пикового разрушения, постепенно уменьшается. На рисунке 13b показано, что закон эволюции рассеянной энергии противоположен закону упругости. Общая тенденция заключается в том, что рассеиваемая энергия уменьшается с увеличением степени повреждения и напряжения.

Рисунок 13

Эволюция энергии перезарядки в зависимости от напряжения при предпиковой разгрузке поврежденного белого песчаника.

Увеличить

Величина энергетического повреждения единицы горной массы определяется как: 9{\frac{1}{n}} } \right] $$

(10)

В этой формуле B, n и Y ₀ – все параметры материала породы, зависящие от основных свойств материала рок.

Первоначально предполагалось, что образцы горных пород не будут повреждены на ранней стадии испытаний на перегрузку. Когда \(Y_{0} = 0\), два последовательных логарифма с обеих сторон уравнения. (11) принимают, чтобы получить:

$$ \ln \left[ { – \ln \left( {1 – D} \right)} \right] = \ln B + \frac{1}{n}\ ln Y $$

(11)

Пусть:

$$ \left\{ \begin{aligned} &y = \ln \left[ { – \ln \left( {1 – D} \right)} \right] \hfill \ \& x = \ln Y \hfill \\ \end{aligned} \right. $$

(12)

Таким образом, формула (13) становится кривой линейной зависимости.

$$ y = ax + b $$

(13)

Путем перезагрузки эксперимента известные данные испытаний можно ввести в уравнение. (13) могут быть получены тестовые данные X и Y, линейная подгонка достигается коэффициентом детерминации линейной регрессии, а x и y имеют линейную зависимость. Если линейная корреляция сильная, коэффициенты \(a, b\) вычисляются как \(B, n\): 9{b} $$

(15)

Данные неразрушающего контроля образцов и \(\sigma_{ul} = 60\%\) данные времени без нагрузки были введены в приведенную выше формулу для получения рис. 14. На рис. 14 показаны результат линейной подгонки образца поврежденной породы без пиков и неразрушающей породы, и результаты показывают, что линейная корреляция чрезвычайно высока, то есть линейная корреляция x и y является разумной, и уравнение эволюции повреждения породы удовлетворяет результаты экспериментов.

Рисунок 14

Линейная аппроксимация уравнения эволюции повреждений образцов белого песчаника.

Изображение полного размера

На рисунке 15 показано теоретическое уравнение эволюции и экспериментальные результаты образцов породы без потерь и предварительно пиковой разгрузки поврежденных образцов породы. Теоретическое уравнение эволюции повреждения может показать эволюцию повреждения во время процесса повторной переноски испытательного образца белого песчаника после пика, а на рис. 15 показано, что образец породы удаляется до удаления пика, что приводит к внутренней генерации испытательного образца. . Механическое поведение, такое как многие микропористые затворы и скользящее трение внутренней структурной поверхности, потребляет большое количество энергии, ускоряя повреждение образцов породы, что согласуется с предыдущими выводами.

Рисунок 15

Кривая уравнения эволюции повреждения образцов белого песчаника.

Изображение в натуральную величину

Механизм разрушения и разрушения белого песчаника

Внутренняя структура исследуемого материала обычно связана с проблемой масштаба, то есть с диапазоном длины исследуемого пространства. Исследования горного материала в основном проводятся в следующих трех масштабах: микроскопическом масштабе (10 ^–6 м), мезомасштабе (10 ^–4 м) и макроскопическом масштабе (10 ^–2 м).

Эта статья основана на объеме конструктивных структурных характеристик, механизм повторного разрушения белого песчаника при предпиковой разгрузке изучается с точки зрения мезо, для анализа полуструктуры используется сканирующий электронный микроскоп Hitachi High-tech SU8000, вышеупомянутое разрушение теста исследуемого образца отдельно оценивается с помощью сканирования с помощью электронного микроскопа, что дает изображение сканирования разрушения при увеличении в 2000 раз, а СЭМ-изображение разрушения белого песчаника с различными повреждениями показано на рис.  16. Как показано на рис. 16, в зависимости от степени Разгрузочная травма увеличивается, характер разрушения тонкой структуры в белом песчанике существенно изменяется. 9Рисунок 16 , 60%, 70%, 80% и 90% соответственно.

Полноразмерное изображение

1. (1)

   На рис. 16a–f показаны образец для неразрушающих испытаний из белого песчаника и образец для испытаний на повреждение при разгрузке при увеличении 2000 ×  для сканирующей электронной микроскопии разрушения. Поверхность излома испытательного образца очевидна. Очевидный шаг решения очевиден. Поверхность разлома относительно плоская, и вдоль направления разлома на шаге принятия решения виден четкий рисунок небольшой реки. Когда испытательный образец из белого песчаника был поврежден после \(\sigma_{ul} = 50\%\) разгрузочной травмы, поверхность наблюдения имеет значительную декомпрессионную платформу, поверхность наблюдения разрушения относительно плоская, только небольшое количество кристаллических обломков видны частицы, а в платформе отмечается множество спадов. Следуйте шагам. Когда \(\sigma_{ul} = 60\%\) происходит травма при разгрузке, поверхность наблюдения разрушения представляет собой относительно очевидный масштаб хрупкого разрушения, наблюдаются кристаллические трещины, и образуется множество ступеней распада. После \(\sigma_{ul} = 70\%\) разгрузочного повреждения микроморфология излома начинает меняться от хрупкого к вязкому излому. Группы ямок очевидны на поверхности наблюдения, и вся поверхность трещины более грубая, чем поверхность наблюдения трещины верхнего уровня. После \(\sigma_{ul} = 80\%\) разгрузочного повреждения в малой вогнутости излома образуются явные транскристаллитные трещины, а на поверхности наблюдения распределяется множество групп ямок. После \(\sigma_{ul} = 90\%\) разгрузочное повреждение, в низком углублении излома собирается много кристаллических частиц, а трансзерновая трещина и межкристаллитная трещина пересекаются.

2. (2)

   Во время процесса загрузки белого песчаника после предпикового повреждения при разгрузке, когда степень повреждения при разгрузке низкая, трение между частицами кристаллов по обеим сторонам излома белого песчаника невелико, относительное смещение между кристаллическими структурами относительно стабильное, явный раскол ступенчатую морфологию легко воспроизвести, и когда она перемещается относительно между плоскостями кристаллической структуры, из-за несоответствующей деформации кристаллической структуры происходит концентрация напряжений, что приводит к очевидному рисунку реки. При высокой степени разгрузочного повреждения из-за наличия дефектов в кристаллической структуре свободная энергия в структуре самопроизвольно переходит в меньшую энергию, явление дислокации быстро возрастает, прочность кристаллических частиц заметно снижается, появляются трещины. развиваются из внутреннего вывиха, образуя трансзернистые трещины. В то же время из-за больших разгрузочных повреждений сцепление между плоскостями конструкции существенно снижается, а трение, наоборот, увеличивается. Трещины во внутренней структуре образца развиваются быстро. Поверхность наблюдения разрушения показывает морфологию микротрещин поперечного соединения транскристаллитных трещин и межкристаллитных трещин. Из-за увеличения внутреннего трения образца на изломе собирается множество мелких частиц кристаллического мусора, образовавшихся в результате трения между кристаллическими частицами.

3. (3)

   С увеличением степени разрушения при предпиковой разгрузке развитие внутренней трещины в образце белого песчаника усложняется, а повреждение мезоструктуры усиливается. Из-за ослабления локальных характеристик общая производительность становится более «мягкой», а явление выкрашивания после разрушения породы является серьезным.

Как показано на рис. 18, белый песчаник в неразрушающем состоянии демонстрирует расщепленное разрушение при растяжении. По мере увеличения степени разгрузочного повреждения форма белого песчаника постепенно изменяется, например, «раскалывание» – «односкатное рубящее разрушение» – «раскалывающе-сдвиговое смешанное разрушение».

Как показано на рис. 17а, начальная точка разрыва верхней части испытательного образца приводит к образованию множества трещин и образованию вторичных трещин. При \(\sigma_{ul} = 50\%\) разгрузке разрушение образца в виде раскола приводит к тому, что растягивающее напряжение поверхности разрушения превышает его предел прочности, в результате чего торцевая часть образца подрывает расширение. При разгрузке образца из белого песчаника \(\sigma_{ul} = 60\%\) происходит разрушение образца в виде одиночного разрушения по косому сдвигу, по всей магистральной трещине сверху донизу происходит растрескивание образца, а угол излома 68°, несколько новых трещин на дне не выражены. При разгрузке образца из белого песчаника \(\sigma_{ul} = 70\%\) происходит разрушение образца в виде одиночного разрушения по косому сдвигу, магистральной трещины сдвига по всему образцу и угла сдвига 71° , общая форма образца остается практически неизменной. Когда образцы белого песчаника \(\sigma_{ul} = 80\%\) все еще демонстрировали значительное разрушение при сдвиге при разгрузке образца, угол первичной трещины при сдвиге составлял 72 °, и было отмечено множество мелких трещин в образце породы. вверху и внизу, что приводит к взаимодействию двух более крупных образцов фрагментации. Когда образец белого песчаника \(\sigma_{ul} = 90\%\) испытывает разгрузку и разрушение образца в виде сдвигового смешанного разрушения, угол магистральной трещины 70°. Кроме того, трещины раскола в конечном итоге сходятся от вершины трещины сдвига, а трещина образуется в вершине вторичных малых образцов. Как показано на рис. 17, потери при разгрузке образца \(\sigma_{ul} = 50\%\) за счет внутренней трещины с большим количеством собственных трещин легко приводят к поперечному растягивающему напряжению во внешней силе образца. образец и поперечное напряжение растяжения в образце, когда напряжение превышает предел растяжения, что приводит к разрушению откола. После разгрузки \(\sigma_{ul} = 80\%\) пор породы и неравномерного развития трещин на множестве образцов горных пород обнаруживаются повреждения при растяжении. С увеличением степени повреждения перед пиком разгрузки из-за разгрузки внутренних образцов белого песчаника, создающих значительные локальные дефекты, таким образом, в процессе повторной опоры локальные дефекты постепенно расширяются, а сформированная поверхность сдвига становится слабой, что в конечном итоге приводит к разрушению при сдвиге. Дефекты при повреждении, вызванные локальным напряжением белого песчаника, становятся более заметными и вызывают второй локальный разрыв трещины соединения, в конечном итоге разрушая разделение образца породы с лучшей формой слабого разрушения при сдвиге в плоскости.

Рисунок 17

Макроскопические характеристики разрушения белого песчаника с предпиковым повреждением при разгрузке: ( a ) неразрушающее состояние; ( b )–( f ) степени повреждения при разгрузке до пика 50%, 60%, 70%, 80% и 90%.

Изображение с полным размером

При нагружении коэффициент интенсивности концевого напряжения трещины породы \(K_{1}\) больше, чем трещиностойкость породы \(K_{1C}\), и трещина-крыло образуется в основном направление напряжения на конце шкива. Многие испытания и данные показывают, что трещина трещины перпендикулярна максимальному растягивающему напряжению; таким образом, она расширяется по трещине типа I, как показано на рис. 18. Способ и касательное напряжение, передаваемое на поверхность трещины, следующие (напряжение сжатия положительное): 9{2} \psi $$

(16)

$$ \tau_{ne} = \frac{{\sigma_{1} – \sigma_{3u} }}{2}\sin 2\psi $$

(17)

$$ \sigma_{3u} = \sigma_{3} – \vartriangle \sigma $$

(18)

Рис. государство.

Изображение полного размера

В этой формуле \(\sigma_{{{\text{ne}}}}\) и \(\tau_{ne}\) – нормальное напряжение и касательное напряжение на поверхности трещины, соответственно; о ₁ — максимальное главное напряжение; σ ₃ – минимальное главное напряжение; σ _3u — минимальное главное напряжение после разгрузки; ψ — угол между поверхностью трещины и направлением максимального главного напряжения; и \(\vartriangle \sigma\) – величина разгрузки минимального основного напряжения σ _3.

Согласно теории максимального окружного положительного напряжения, начальная трещина расширяется в окружном направлении, и раскрытие угол θ = 70,5°, коэффициент интенсивности напряжения перфорированного наконечника:

$$ K_{1} = \frac{2}{\sqrt 3}\tau_{e} \sqrt {\pi a} = \frac{2}{\sqrt 3}\left( {\tau_{e} } – \sigma_{ne} f} \right)H\left( {\tau_{e} } \right)\sqrt {\pi a} $$

(19)

$$ H(\tau_{e } ) = \left\{ \begin{gathered} 1,\tau_{e} = \tau_{ne} (\mu > 0) \hfill \\ 0,\tau_{ne} – \sigma_{ne} \left ( {\mu \le 0} \right) \hfill \\ \end{собран} \right. $$

(20)

Таким образом, деформация поврежденной породы в основном делится на расщепление, и четыре вида повреждения породы: разрушение, разрушение при сдвиге, расщепление при сдвиге, перемешивание и разрушение, а также повреждение при пиковой разгрузке , внутренняя структура породы усугубляется, что в конечном итоге приводит к размягчению характеристик структуры породы. Результаты испытаний на рис.