Scientific journal
Advances in current natural sciences
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,823

DETERMINATION PLOT SIZE WHEN COMPARING DATA EXPLORATION AND EXPLOITATION OF VERKHNEKAMSKOE SALT DEPOSIT

Kudryashov A.I. 1 Bayandina E.O. 1
1 LLC «Scientific and Production Company “Geoprognoz”»
Сопоставление данных разведки и эксплуатации Верхнекамского месторождения солей показывает, что содержание нерастворимого остатка в сильвинитовых пластах по данным разведки значительно ниже, чем по данным эксплуатации. Причиной занижения является избирательное истирание керна при бурении. Для установления динамики расхождения данных разведки и эксплуатации, как функции от содержания этого компонента в пласте, и получения поправочных уравнений сопоставление следует проводить в пределах множества элементарных участков геохимического поля нерастворимого остатка по отдельным продуктивным пластам. Важным параметром является размер этих участков. Методика определения максимального размера участков основывается на учете однородности геохимического поля этого компонента в их пределах. Экспериментально получено, что площадь участков сопоставления должна не превышать 8 км2, а их форма в плане – близка к изометричной.
Comparison of exploration and exploitation data of the Verkhnekamskoe salt deposit shows that the content of insoluble in water residue of salts in sylvinite beds according to exploration much more low, than according to exploitation. The understating cause is selective core detrition at drilling. For an establishment of dynamics of discrepancy of the data of exploration and exploitation as from the content of this component in a bed, and receptions of the correction equations comparison it is necessary to make functions within set of surface elements of a geochemical field insoluble in water residue of salts. Important parametre is the dimension of these fields. The procedure of definition of the maximum dimension of fields is based on the account of uniformity of a geochemical field of this component in their limens. Experimentally, it was found that a comparison plot area shall not exceed 8 km2, and their shape in the plan – similar to isometric.
comparison of exploration and exploitation data
size of a field of comparison of the data
insoluble in water residue of salts
selective core detrition
coefficient of variation of content
sylvinite
Verkhnekamskoe salt deposit

Верхнекамское месторождение солей (ВКМС) является единственной сырьевой базой действующих производств калийной промышленности России. Месторождение представлено гигантской линзой солей нижнепермского возраста площадью 8,2 тыс. км2. Прикровельная часть этой линзы представлена калийной залежью – серией продуктивных пластов, чередующихся с пластами каменной соли (S = 3,75 тыс. км2).

Пять нижних продуктивных пластов калийной залежи, сложенные красными (пласты КрIIIа+б и КрII), полосчатыми (пласт А) и пестрыми (части пластов Б и В) сильвинитами, являются основными рабочими пластами месторождения.

Ценность калийных месторождений хлоридного типа определяется главным образом количеством запасов и качеством сильвинитов, из которых производится калийное удобрение. Качество сильвинитовых руд характеризуется содержанием в них полезного (KCl) и вредных (MgCl2, Н.О.) компонентов.

Практика освоения месторождения показала, что содержание нерастворимого в воде остатка (Н.О.) в сильвинитовых пластах по данным разведки значительно (иногда на целые проценты) ниже, нежели по данным эксплуатации [2, 4 и др.].

Ранее в перечень параметров кондиций для подсчета запасов сильвинита содержание этого компонента, как правило, не входило (исключение составляют Талицкий и Палашерский участки). Тем не менее содержание Н.О. в этих рудах сильно влияет на степень извлечения полезного компонента при их обогащении и в целом повышает расходы как на переработку руд, так и на размещение (складирование) глинисто-солевых шламов. Главным же является то, что содержание Н.О. в сильвинитовых рудах определяет способ их обогащения. И не случайно, что в перечне факторов, определяющих эффективность освоения участка ВКМС, содержание Н.О. в рудах промышленных пластов стоит следом за содержанием KCl [6].

На основании результатов специальных экспериментов, занижение содержаний Н.О. по данным разведки В.Ф. Мягков и В.И. Раевский [8, 10] объяснили избирательным истиранием керна, являющимся постоянным недостатком колонкового бурения скважин. В процессе бурения скважин керн раскалывается на столбики, основания которых перпендикулярны их оси. Столбики керна при бурении трутся один о другой основаниями, и за счет их истирания происходит потеря Н.О. из керновых проб [8].

Разрывы керна при бурении чаще всего приурочены к прослоям галопелитов. Галопелиты – основной концентратор Н.О. солей, полигенный материал в естественных условиях представляет собой насыщенную рассолами (20–30 %) массу, сложенную в основном сульфатами, карбонатами, силикатами, галоидами и органикой. Мощность галопелитовых прослоев в сильвинитовых пластах, а следовательно, и содержание Н.О. увеличивается на месторождении в юго-восточном направлении. В связи с этим проблема занижения данных разведки о содержании этого компонента в сильвинитовых пластах наиболее актуальна для участков южной части ВКМС.

Ранее авторами работ [7, 10, 11] было предложено несколько поправочных уравнений (рис. 1), при получении которых был допущен ряд методических недостатков [1].

pic_102.tif

Рис. 1. Графики поправочных уравнений, полученных предшественниками

Неуниверсальность этих уравнений не дает возможности использовать их на практике. При относительно высоких содержаниях Н.О. невозможно применение и разработанной более 40 лет назад нормативной методики корректировки содержаний Н.О. по данным солеразведочных скважин [11]. Главным же недостатком этих исследований является то, что проведенные сопоставления данных разведки и эксплуатации осуществлялись по средним значениям содержания Н.О. в пластах в пределах отдельных геологических блоков, их серий или по шахтным полям в целом. Естественно, что при этом имелась лишь одна пара значений – среднее содержание Н.О. по данным разведки и среднее содержание Н.О. по данным эксплуатации. Однако этого недостаточно для того, чтобы проследить динамику избирательного истирания керна в интервале содержаний Н.О., встречающихся на месторождении.

Отсюда следует, что практика остро нуждается в получении обоснованных поправочных уравнений для корректировки данных разведки с поверхности.

Для выявления динамики расхождения данных разведки и эксплуатации, как функции от содержания Н.О. в пласте, сопоставление предлагается осуществлять в пределах множества дискретных (элементарных) участков геохимического поля этого компонента, т.е. в пределах относительно небольших по площади частей месторождения. При этом совокупность серии средних содержаний Н.О. по участкам должна отражать весь диапазон содержаний этого компонента, характерный для ВКМС в целом.

В общем случае идеальным является сопоставление каждого значения Н.О. по данным разведки и эксплуатации в сопряженных в плане точках. В условиях разрабатываемого месторождения солей сделать это невозможно, поскольку вокруг каждой скважины, пройденной с поверхности, на уровне рабочего пласта оставляется охранный целик радиусом 50–100 м. Поэтому сопоставлению подлежит одно частное значение, полученное при бурении солеразведочной скважины с поверхности, и среднее значение по серии данных эксплуатационного опробования в точках, расположенных в ближайших окрестностях этой скважины. При этом, в случае сопоставления одного значения содержания Н.О. (по одной солеразведочной скважине) с данными эксплуатации условно принято, что значение геохимического поля этого компонента в пределах участка сопоставления является постоянным. Однако вследствие тренда этого поля (а в южной части ВКМС он имеется всегда) и неизбежных случайных ошибок это условие никогда не выполняется.

В соответствии с современной теорией геостатистики [5, 9 и др.] частное значение любого геологического параметра (отметка кровли геологического тела, мощность пласта, содержание компонентов и т.п.) представляют собой алгебраическую сумму регулярной (закономерной) и случайной составляющих:

Xi = X + ɛi,

где Xi – частная оценка признака; X – регулярная составляющая (измеренная без погрешностей); ɛi – случайная составляющая.

В свою очередь на значение ɛi оказывает влияние множество других случайных величин, которые условно можно разделить на природные флуктуации и технические погрешности. В отношении содержания Н.О. природные флуктуации обусловлены:

– неравномерностью накопления в осадке нерастворимых в воде компонентов на стадии седиментогенеза;

– латеральной изменчивостью мощности (в результате гофрировки слоев) и минерального состава галопелитовых прослоев;

– перераспределением в объеме пласта и выносом из него глинистых частиц мигрирующими растворами на стадии эпигенеза;

– вторичным изменением состава продуктивного пласта под воздействием надсолевых вод на стадии гипергенеза [6].

Технические погрешности определения содержаний Н.О. в пробах вызваны:

– потерей керна при бурении скважин;

– ошибками опробования (невыдержанность геометрической базы геологической пробы, отсутствие должной промывки керна от бурового раствора, неряшливый сбор материала при бороздовом опробовании и др.);

– погрешностью подготовки пробы к анализу (разброс обломков при раскалывании крупных кусков керна, недостаточная тщательность очистки оборудования: дробилок, валков, истирательных дисков, сит);

– погрешностью химического анализа на Н.О.

Случайная составляющая обладает знакопеременностью и статистической устойчивостью, поэтому Kudriashov01.wmf при n > ∞ [9]. Отсюда следует, что чем больше данных по эксплуатационному опробованию, тем достовернее среднее содержание. Однако в действительности мы никогда не знаем истинного значения X, поскольку n всегда ˂ ∞.

Важным параметром в нашем случае является размер окрестностей скважины, пройденной с поверхности, то есть участка сопоставления. Этот участок должен быть таким, чтобы в его пределах имелось достаточное количество пунктов эксплуатационного опробования, необходимое для сопоставления, а распределение Н.О. в его пределах должно быть равномерным (это необходимо для получения достоверного среднего значения содержания этого компонента). В качестве меры равномерности содержания Н.О. в пределах участка сопоставления принят коэффициент вариации (V).

В соответствии с нормативными документами [3, 12 и др.] характер распределения компонентов при V = 30–40 % считается равномерным. В настоящей работе граничное значение V принято равным 33 %, которое чаще всего применяется в геологической практике. Вполне понятно, что при четко выраженном тренде геохимического поля значение V будет возрастать с увеличением площади (размера) участка сопоставления (S). Следовательно, получив зависимость V = f(S), можно найти максимальную площадь, при которой V будет удовлетворять принятому условию – V 33 %. В связи с отсутствием общепринятых методик получения функции V = f(S) был использован экспериментальный метод.

По данным бурения скважин с поверхности была построена карта изоконцентрата Н.О. основного рабочего пласта КрII для южной части ВКМС. В пределах этой части выделена площадь (≈ 820 км2) с наиболее плотной сетью солеразведочных скважин (не более чем 2*2 км), включающая 7 осваиваемых участков месторождения: Быгельско-Троицкий, Березниковский, Дурыманский, Усть-Яйвинский, Балахонцевский, Талицкий и Палашерский (рис. 2).

pic_103.tif

Рис. 2. Схема расположения участков сопоставления (R = 1,5 км): 1 – участки сопоставления содержаний Н.О.; 2 – контур площади исследований; 3 – контур пласта КрII; 4 – контуры разведанных участков; а – Быгельско-Троицкий; б – Березниковский; в – Дурыманский; г – Талицкий; д – Усть-Яйвинский; е – Балахонцевский; ж – Палашерский

С помощью инструмента «Spatial Analist Tools» программы «ArcMap 10» выделенная (исследуемая) площадь была разбита на ячейки размером 75*75 м с определением в каждой из них содержания Н.О. Затем в выделенную площадь были вписаны гипотетические участки сопоставления в форме круга с радиусами 0,5, 1,0, 1,5 и 2,0 км, таким образом, чтобы центры этих кругов не выходили за пределы оконтуренной площади. Пример расположения кругов радиусом 1,5 км на этой площади приведен на рис. 2. При этом оказалось, что в круге радиусом 0,5 км размещается 139 ячеек, в круге радиусом 1,0 км – 558, в круге радиусом 1,5 км – 1256, в круге радиусом 2,0 км – 2232 ячейки.

Для всех кругов (гипотетических участков сопоставления) были определены значения среднего содержания Н.О. и среднеквадратическое отклонение от среднего, а затем вычислены коэффициенты вариации. Статистическая характеристика участков сопоставления в форме круга приведена в таблице, а графическое изображение этих результатов – на рис. 3.

pic_104.tif

Рис. 3. График зависимости коэффициента вариации содержаний Н.О. от радиуса участка в форме круга

На рис. 3 видно, что графики Vср и Kudriashov02.wmf резко отличаются друг от друга. Несомненно, что это обусловлено ненадежностью полученных значений Kudriashov03.wmf, так как они представляют собой единичные значения.

После осреднения значений Kudriashov04.wmf методом скользящего окна (размер окна – 3 соседних значения) этот график приобрел вид более близкий к графику Vср. Используя полученную кривую Kudriashov05.wmf, находим, что при V = 33 % радиус круга составляет 1,6 км, а его площадь – 8 км2.

Характеристика участков сопоставления в форме круга

№ п/п

R, м

S, км2

Кол-во ячеек в круге

Кол-во кругов

Коэффициент вариации содержаний Н.О. внутри круга, %

максимальный

средний

1

500

0,78

139

585

24

6

2

1 000

3,14

558

147

27

11

3

1 500

7,06

1256

62

27

14

4

2 000

12,56

2232

36

42

18

Таким образом, для поиска зависимости интенсивности избирательного истирания керна от истинного содержания Н.О. в пласте, необходимой для выведения поправочных уравнений для данных разведки, площадь участков сопоставления в пределах ВКМС не должна превышать 8 км2. Лучшим случаем является, если форма участков в плане будет близка к изометричной фигуре (круг, квадрат, многоугольник и др.).

Полученные результаты дают возможность изучить динамику избирательного истирания керна сильвинитов при разведке ВКМС в зависимости от истинного содержания Н.О. в пласте и разработать на этой основе методику корректировки содержаний этого компонента по данным бурения скважин с поверхности земли.