Проблемы гидрогеоэкологии. Том 2 - Мироненко В.А.
ISBN 5-7418-0123-4
Скачать (прямая ссылка):
откачкой; шифры кривых — отношение Х^/п, сут
— \А
Графики функции с** г для различных значений yfBm приведены на рис. 14.13; их характер указывает на довольно высокую чувствительность к изменениям емкостных и массообменных парметров трещиновато-пористого пласта. Правда, основной результирующий параметр (Вт) не может непосредственно использоваться в прогнозных оценках, но он является полезным контрольным показателем при независимых определениях других параметров.
Аналогично по данным теплового воздействия на пласт, рассчитывается коэффициент объемного теплообмена а,, ~ Sb2ab. Определив независимым способом коэффициент температуропроводности блоков аь, можно легко найти удельную их поверхность Sb.
Теперь рассмотрим возможности получения обобщенного решения, описывающего всю выходную кривую с учетом дисперсионных эффектов на стадиях закачки/ откачки индикатора. Для этого достаточно предположить, что: 1) градиент концентрации на границе пористая матрица - трещины во всех точках пласта постоянен, так что падение концентрации в трещинах, начальное распределение которой описывается приближенным решением радиальной микродисперсии (14.29), пропорционально О* (14.62); 2) последующая откачка индикатора дает лишь дополнительное дисперсионное рассеяние. Таким образом, предполагая, что гидродисперсионные и массообменные процессы протекают независимо друг от друга, можно воспользоваться суперпозицией двух решений (14.29) и (14.62) для получения обобщенного приближенного представления [33]
с =c[t, (t*,?**)] = с*'С**, (14.63)
ЪРе
(14.63а)
(Т* - XMt**/n2). Подтверждение корректности принятых здесь допущений получено математическим моделированием — разд. 14.6.2.
14.4. Анализ гидрохимической инерционности наблюдательных скважин
Разбавление индикатора в наблюдательной скважине и низкая пропускная способность кольматационной зоны приводят к тому, что концентрация индикатора в пласте (непосредственно на внешней стенке скважины) отличается в концентрации в скважине сс; период времени, в течение которого отмечается такое несоответствие, часто соизмеримо с длительностью самого опыта. Поэтому имеет смысл говорить о гидрохимической инерционности наблюдательных скважин, используемых для регистрации индикатора.
Приведем результаты миграционного опыта —- налива в шурф, пройденный в трещиноватых меловых породах. Наблюдательные скважины-дублеры диаметрами 0,1 и 0,04 м были удалены от шурфа на расстояние 3,6 м. Скважина меньшего диаметра перед отбором желонировалась с таким расчетом, чтобы вода в ней обновлялась и отвечала по составу пластовой; поэтому скважину диаметром 0,05 м можно считать безинерционной. Выходные кривые изменения концентрации индикатора в скважинах при различных расходах налива приведены на рис. 14.14. Обработка кривых по решению Ловерье (14.35) дает для «инерционной» скважины завышение активной тре-
щиноватости мелов в 2 раза (по сравнению с «безынерционной» скважиной).
В математической модели опыта инерционность должна учитываться заданием уравнения баланса вещества в обводненном объеме скважины; так, при Ре > 10-20, когда допустимо пренебречь диффузионными составляющими массовою потока через стенки пьезометра, это уравнение удобно записать в следующем одномерном виде [7]:
здесь ? — коэффициент искажения потока вблизи скважины; для закольматированных скважин ? изменяется в зависимости от состояния прискважинной зоны от 0 до 2 (при ? - 2 — скважина без скин-эффекта).
Отсюда следует, что если известно решение для концентрации в пласте с, то решение для концентрации в скважине можно получить в форме:
где Ь = q / (2т2ап).
В гомогенных породах, когда процесс описывается моделью плоскорадиальной микродисперсии, и в частности решением (14.21), оценку значения сс можно получить в замкнутом виде [7]. На графиках (рис. 14.15) приведены результаты расчетов для различных значений
anr~^vr(c-cc)t где а — коэффициент инерционности, равный
(14.64)
JEr
а =-гсг~~;
2|т*
(14.64а)
С
1,0
05
0
10 о
25
50 tr
Рис. 14.14. К оценке влияния гидрохимической инерционности наблюдательной скважины на характер экспериментальных выходных кривых; 1,2 — значения относительной концентрации: 1 — для «безынерционной», 2 — для «инерционной» скважины.
а; характер индикаторных кривых хорошо согласуется с физическими представлениями. Так, увеличение г ведет к уменьшению скорости нарастания концентрации на внешней стенке скважины; поэтому концентрация в скважине «успевает» сравняться с пластовой, т.е. инерционность убывает. Такое же влияние оказывает увеличение пористости: происходит сближение емкостных параметров среды и скважины. Наконец, кольматация присква-жинной зоны (i < 2) ведет к замедлению скорости нарастания концентрации индикатора с скважине, параметр инерционности а возрастает, что и отражается на характере выходных кривых: они выполаживаются.
