Теплофизические свойства горных пород - Бабаев В.В., Будымка В.Ф., Сергеева Т.А.

Автор: Бабаев В.В. Будымка В.Ф. Сергеева Т.А.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых горные породы теплофизика горное дело
Год: 1987
Похожие
Сварочные деформации напряжения
Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
Практикум по динамике подземных вод
Динамика подземных вод
Текст
                    ТЕПЛО-
ФИЗИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА
ТЕПЛО-
ФИЗИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВ
ГОРНЫХ
ПОРОД

МОСКВА "НЕДРА" 1987
УДК 622.276.031.011.436
Теплофизические свойства горных пород/В В. Бабаев, В Ф. Будымка, Т.А. Сер-
геева и др — М Недра, 1987, 156 с
Обобщены сведения о тепловых свойствах горных пород газовых месторожде-
ний, описаны способы и технические средства их определения. Приведены корреля-
ционные связи теплопроводности, температуропроводности и теплоемкости горных
пород с их электрическим сопротивлением, проводимостью, влегонесыщенностью,
пористостью, проницаемостью, а также минерализацией насыщающих их флюидов.
Даны программы расчета теплофизических свойств горных пород на электронно-
вычислительных машинах.
Для инженерно-технических реботников, зенимеющихся поиском, разведкой
и разработкой нефтяных и газовых месторождений и использованием глубинного
тепла Земли.
Табл. 16, ил 34, список лит. 49 назв.
Авторы В В. Бабаев, В Ф. Будымка, Т.А. Сергеева, М.А. Домбровский.
Рецензент В.А. Истомин, канд. хим наук (ВНИИГАЗ)
2504030300 - 201
Т-----------------313-87
043(01) -87
©Издательство „Недра", 1987
ПРЕДИСЛОВИЕ
Теплофизические свойства горных пород играют существенную роль в
структуре теплового поля земной коры. В свою очередь, тепловое поле
Земли в значительной мере определяет процессы, связанные с поисками,
разведкой, разработкой газовых месторождений, эксплуатацией маги-
стральных газопроводов и подземных газохранилищ. Тепловое поле влия-
ет на технологический режим работы газовых и газоконденсатных сква-
жин, под его влиянием меняются реологические свойства промывочных
и тампонажных растворов, состав и параметры пластовых флюидов и гор-
ных пород, условия работы подземного бурового и поверхностного про-
мыслового оборудования. Поскольку скважина и окружающий ее массив
горных пород это единая теплообменная система, незначительные измене-
ния температуры в стволе скважины вызывают аналогичные колебания в
прискважинной зоне пород. Возникающий при этом радиальный тепловой
поток формирует неоднородное тепловое поле, знание которого необхо-
димо для определения области теплового влияния скважины. С тепловым
полем системы скважина—массив горных пород связаны различные
осложнения в процессе проводки и эксплуатации газовых и газоконден-
сатных скважин: термическая деструкция глинистых растворов, образо-
вание кристаллогидратов, преждевременное загустение и схватывание
тампонирующих растворов в стволе скважин и т.п.
Теплообмен добывающей скважины с окружающим массивом горных
пород существенно влияет на температуру газа, а тепловое поле в стволе
скважины — на влажность и вязкость газа, что является одним из основ-
ных факторов, определяющих интенсивность коррозионных процессов.
Теплофизические свойства газа и массива горных пород, окружающих
скважину, наряду с влагосодержанием и давлением на ее забое определя-
ют условия образования гидратов. В этой связи для определения равновес-
ной температуры гидратообразования при проектировании температурно-
го технологического режима работы скважин необходимо, ввиду различия
свойств газа и горных пород по месторождениям страны, проведение
теплофизических исследований с учетом конкретных геологических и
технологических особенностей.
Основные параметры, определяющие характер теплообмена на газо-
вых месторождениях, — это теплопроводность, температуропроводность
и теплоемкость слагающих их горных пород.
Важную роль теплофизические параметры горных пород играют в
решении задач поисков и разведки месторождений газа и термальных вод
с помощью геотермических методов.
Большое значение в газовой отрасли имеют исследования теплофизи-
ческих параметров горных пород для решения термодинамических задач,
связанных с прогнозом температур при бурении глубоких и сверхглубо-
ких скважин, подсчетом запасов газа, прогнозированием температуры
флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных пара-
3
метров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов, транс-
портом и подземным хранением газа.
Существенную связь теплофизические свойства горных пород и грун-
тов имеют с температурным режимом газопроводов, который, в свою
очередь, оказывает влияние на напряженно-деформированное состояние
трубопровода и его конструктивные особенности’. Перепад температур на
стенках трубы, наряду с внутренним давлением, обусловливает продоль-
но-поперечный изгиб газопровода, что может привести к потере им про-
дольной устойчивости.
Обоснованный выбор значений теплофизических характеристик гор-
ных пород — один из основных этапов теплового расчета при проектиро-
вании подземных газопроводов.
Теплофизические характеристики зависят не только от внешних фак-
торов, но и от теплового режима газопровода. В этой связи теплофизи-
ческие характеристики среды, окружающей газопровод, постоянно изме-
няются, что создает трудности при определении и выборе для расчетов
численных значений теплофизических параметров грунтов.
Определенные трудности существуют также при изучении теплофизи-
ческих свойств горных пород, слагающих разрез осадочных образований
в пределах газовых месторождений. Поскольку наиболее достоверные оп-
ределения теплофизических свойств связаны с их измерениями на образ-
цах горных пород, основные сложности возникают с ограниченным выхо-
дом керна при бурении скважин. Поэтому представления о теплофизичес-
ких свойствах массива горных пород основываются, по существу, на
единичных точечных измерениях. Кроме того, в лабораторных условиях
невозможно полностью воссоздать условия залегания, естественную флюи-
донасыщенность, трещиноватость и другие факторы, существенно влияю-
щие на величину теплофизических параметров горных пород. Наиболее
прогрессивные методы это те, которые позволяют определять теплофизи-
ческие свойства горных пород непосредственно в скважине или массиве.
Теоретические и экспериментальные исследования в области теплофи-
зических свойств горных пород широко освещены в работах Е.А. Люби-
мовой, Р.И. Кутаса, В.К. Гордиенко, Х.И. Амирханова, В.В. Суетнова,
Д.И. Дьяконова, Б.А. Яковлева, Г.Н. Дульнева, Г.М. Кондратьева,
А.В. Лыкова, В.С. Волькенштейн, Г. Карслоу, Д. Егера, В.Н. Дахнова,
П.В. Бриджмена, Г.М. Сухарева, С.П. Власовой, Ю.К. Таранухи, У.И. Мои-
сеенко и многих других.
Однако проблемы, существующие в данной области, в настоящее вре-
мя решены не полностью и необходимо продолжение исследований в на-
правлении разработки методов, позволяющих улучшить качественное и
количественное определение теплофизических параметров горных пород
в условиях их залегания или максимально приближенных к ним.
Глава 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Решение многих практических задач в газовой промышленности свя-
зано с процессами теплопередачи, которые представляют собой перенос
тепловой энергии теплопроводностью, конвекцией и излучением. При этом
способ переноса определяется фазовым состоянием вещества и его дина-
мичностью. В твердых телах, неподвижных жидкостях и газах перенос те-
пла осуществляется теплопроводностью. Движение частиц в жидкости или
газе приводит к тому, что основным механизмом теплопередачи становит-
ся конвекция. Эти два механизма предполагают наличие непосредственно-
го контакта между телами или слагающими их частицами. Существует
еще один вид передачи тепловой энергии — теплообмен излучением, кото-
рый заключается в двойном преобразовании энергии.
Теплота нагретого тела превращается в лучистую энергию, которая
при поглощении другим телом вновь превращается в тепло. Тепловые
(инфракрасные) лучи представляют собой электромагнитные колебания
с длиной волны от 0,76 до 353 мкм.
Теплопередача в горных породах возможна всеми перечисленными
способами. Поскольку газовые месторождения преимущественно приуро-
чены к осадочным породам, представляющим собой сложный агрегат,
состоящий из минерального скелета и пор, заполненных жидкостью и
газом, теплообмен в скелете и на контакте твердой, жидкой и газо-
образной фаз осуществляется теплопроводностью, в жидкой и газообраз-
ной фазах — конвекцией и на стенах пор — излучением.
При теплообменных процессах связь между температурой тела и коли-
чеством переносимого тепла описывается законом Фурье, согласно кото-
рому плотность теплового потока q пропорциональна градиенту темпе-
ратуры
Q = _X-^_	н.п
dn
где X — коэффициент теплопроводности; Т — температура; п — коорди-
ната.
Количество тепла, прошедшее в единицу времени через изотермичес-
кую поверхность S, называется тепловым потоком. В общем случае
величина его определяется выражением
Q = -S\ — dS.	(1-2)
S dn
Полное количество тепла, прошедшее через изотермическую поверх-
ность dS за время т, представляется в виде
Т	fjj-
QT=~I [X^^—dSdr.	(1.3)
о £ dn
5
Знак минус указывает на направление потока от более нагретого те-
ла к менее нагретому.
Из выражения (1.3) можно определить коэффициент теплопровод-
ности X:
X = -g/(-^-dSdr).	(1.4)
dn
В осадочных горных породах теплопроводность обусловлена тепловы-
ми колебаниями атомов кристаллической решетки, которые связаны
между собой упругими силами. Тепловые колебания распространяются по
всем направлениям в виде упругих волн. В современной теории теплового
движения в твердых телах принято, что перенос тепла осуществляется
звуковыми квантами, или фононами. Идея взаимодействия упругих волн
в твердом теле принадлежит Дебаю, который впервые объяснил конечную
теплопроводность взаимодействием этих волн. Распространяющиеся в
твердом теле упругие волны рассеиваются на неоднородностях, создавае-
мых тепловым движением. Дебай по аналогии с кинетической теорией
газов, связав тепловое сопротивление решетки с рассеянием волн решет-
ки, получил формулу теплопроводности твердого тела
Х^-1-cv/,	(1.5)
где с — теплоемкость 1 см3 вещества; v — скорость звука; / — средняя
длина свободного пробега волн решетки.
ЗАВИСИМОСТЬ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
ОТ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СРЕДЫ
Температура
Температура — один из основных факторов, влияющих на теплопро-
водность горных пород. Установлено, что характер влияния темпера-
туры на теплофизические параметры горных пород зависит от их генети-
ческого типа. Для терригенных осадочных пород в интервале от 273 до
403 К обычно наблюдается некоторый рост коэффициента теплопровод-
ности, связанный для высокопористых, влагонасыщенных пород с кон-
вективным переносом тепла.
Повышение температуры горных пород до 393—403 К приводит к из-
менению структуры гигроскопической и пленочной воды (рыхло связан-
ной) и частичному выделению цеолитной воды.
Исследования дегидратации увлажненного порошка кварца и воздуш-
но-сухой каолиновой глины свидетельствуют о том, что процесс дегидра-
тации в основном завершается при температуре 393—403 К, а максималь-
ная скорость выделения влаги для указанных пород—при температуре
333—348 К. Количество выделяющейся влаги зависит от влагоемкости,
которая, в свою очередь, определяется пористостью и гранулометричес-
ким составом горных пород. Передвижение гигроскопической и пленоч-
ной воды в пористой среде при наличии температурного градиента проис-
ходит под влиянием конвекции и термоосмоса. Все эти процессы обуслов-
6
ливают увеличение теплопроводности с ростом температуры вследствие
интенсивных конвективных процессов в тонкодисперсных горных поро-
дах. По мере дегидратации пород при росте температуры теплопровод-
ность снижается, что объясняется, с одной стороны, исчезновением кон-
вективного переноса тепла, с другой — ростом контактных тепловых
сопротивлений. Поскольку теплопроводность воды на порядок выше, чем
воздуха, она уменьшает тепловое контактное сопротивление между час-
тицами, слагающими скелет осадочной горной породы [17]. Описанное
явление наиболее характерно для глинистых осадочных пород, имеющих
максимальную молекулярную влагоемкость.
К аналогичному заключению пришли Берч и Кларк, которые, исследуя
зависимость теплопроводности осадочных горных пород от температуры
в интервале 273—473 К, установили, что у пород с низкой теплопровод-
ностью (например, полевой шпат) наблюдается ее рост с повышением тем-
пературы.
Е.А. Сакварелидзе наблюдал увеличение теплопроводности терриген-
ных горных пород при температуре до 403 К, при этом максимальная
теплопроводность соответствовала температуре дегидратации рыхло свя-
занных вод.
Таким образом, для низкопористых осадочных пород характерно
уменьшение теплопроводности с ростом температуры, а у высокопорис-
тых пород наблюдается рост теплопроводности до окончания дегидрата-
ции и лишь затем снижение (рис. 1).
В.В. Гордиенко и Р.И. Кутас на основании статистической обработки
экспериментальных данных зависимости теплопроводности осадочных
пород от температуры в интервале 293—523 К установили обобщенную
форму связи
г - 30
Хт=Хго — (Хго — 3,3) [ехр (—0,725-----——)— 1].	(1.6)
Для кристаллических пород теплопроводность с увеличением темпе-
ратуры, в общем, уменьшается (рис. 2). Наиболее интенсивное снижение
наблюдается в интервале температур 473—700 К, а при более высоких тем-
пературах темп снижения теплопроводности меньше и зависимость X =
= ДЛ приближается к линейной. Обычно для полнокристаллических по-
род (гранитов, гнейсов, андезитов, габбро и др.) теплопроводность сни-
жается в среднем на 1—5 % на каждые 10 К. Исключение составляют из-
верженные породы с аморфной структурой, содержащие большое коли-
чество стекла или магнетита, для которых возможно медленное увеличе-
ние теплопроводности с ростом температуры.
Для различных кристаллических горных пород и минералов скорость
изменения теплопроводности не одинакова. При температурах, близких к
температуре плавления, наблюдаются минимальные значения теплопро-
водности, а затем при дальнейшем увеличении температуры — ее рост,
что экспериментально установлено для оливинита, гранита, диорита. Для
указанных горных пород согласно петрографическим исследованиям ми-
нимум теплопроводности соответствует их точке плавления. В то же вре-
мя теплопроводность обсидиана увеличивается с повышением температу-
7
А.,ВтДм-К)
Рис. 1. График зависимости теплопроводности образцов осадочных пород от темпе-
ратуры:
1, 2, 6 — галит; 3 — кварцевый песчаник; 4, 8 — ангидрит, 5, 12 — доломит; 7,9 —
песчаник; 10 — песчаник, насыщенный водой; 11 — известняк; 13 — глина; 14 —
песчаник, насыщенный нефтью; 15 — песок
ры. Указанное явление объясняется различием в механизмах переноса
тепла у пород с кристаллической и аморфной структурой. В кристалличес-
ких телах теплопроводность обеспечивается рассеянием фононов и при
температурах выше характеристической температуры Дебая подчиняется
зависимости
X = fX0/T,	(1.7)
где Хо — теплопроводность при 293 К.
Для горных пород аморфной структуры при высоких температурах
теплопроводность определяется соотношением
8
Рис. 2. График зависимости теплопроводности кристаллических и метаморфических
горных пород от температуры для разных образцов;
1 — форстерит; 2 — железистый кварцит; 3, 16 — оливинит; 4 — пегметит; 5 — мре-
мор; 6, 17 — эклогит; 7, 19 — гранит; 8 — обсидиан; 9 — долерит; 10 — пироксено-
вое габбро* 11, 12 — габбро; 13, 15 — диабеэ; 14 — анартозит; 18 — диорит
Х=/(Л.	(1.8)
Для пород смешанной структуры (порфирит, диабаз и др.) в зависи-
мости от преобладания аморфной или кристаллической составляющих
теплопроводность слабо зависит от температуры или не является ее функ-
цией.
Рассматривая горные породы в целом, В.М. Тихомиров пришел к
выводу, что с повышением температуры разница в экспериментальных
значениях теплопроводности горных пород уменьшается и при темпера-
турах 1500—1600 К приближается к нулю.
Для расчета теплопроводности при заданной температуре им предло-
жена зависимость
X = 0,047 Х2%9з8 Г0,17 19 Т ~ 1,61 19 Хг93 + 012•	(1.9)
9
туропроеодности горных пород от
температуры:
1 — базальт; 2 — гарцбургит; 3 — лер-
цолит; 4 — среднезернистый двухслю-
дистый гранит; 5 — микроклин; 6 —
диорит; 7 — оливиновый базальт; 8 —
гранит; 9 — обсидиан
Рис. 4. График зависимости объемной
теплоемкости горных пород от темпе-
ратуры:
1 ~ обсидиан; 2 — оливиновый ба-
зальт; 3 — среднезернистый двух-
слюдистый гранит; 4 — лерцолит;
5 — гарцбургит
Рис. 5. График зависимости удельной
теплоемкости от температуры горных
пород и породообразующих минералов
(по Ф. Берчу) :
1 ~ кварц; кварциты; 2 — глина, гли-
нистые сланцы; 3 — кальцит, мрамор,
доломит; 4 — каменная соль
Аналогично теплопроводности с повышением температуры уменьшает-
ся температуропроводность (рис. 3). Для осадочных горных пород, осо-
бенно галита и ангидрита, характерно значительное снижение температуро-
проводности с ростом температуры. У глинистых увлажненных пород в
диапазоне температур 313—443 К наблюдается локальный подъем кривой
а = f{ Г), объясняемый описанным явлением.
Температуропроводность кристаллических горных пород меняется
интенсивнее с ростом температуры, чем осадочных. Для пород с аморф-
ной структурой эта зависимость выражается слабее (см. рис. 3).
Теплоемкость горных пород, за исключением пород с ионной структу-
рой кристаллической решетки (галит, ангидрит), повышается с ростом
температуры (рис. 4,5). При этом у кристаллических пород в интер-
вале температур 270—670 К теплоемкость растет более интенсивно, чем
при более высоких температурах. Для пород с аморфной структурой за-
висимость с — f(Г) близка к линейной в широком диапазоне температур.
Давление
Теплопроводность, температуропроводность и теплоемкость горных
пород при повышении давления увеличиваются (рис. 6). При этом харак-
тер изменения теплофизических параметров зависит, главным образом,
от пористости пород, их минералогического состава, плотности, влаго-
насыщенности. Следует заметить, что температуропроводность и тепло-
емкость горных пород с повышением давления увеличивается незначи-
тельно. Теплопроводность как осадочных, так и кристаллических горных
пород наиболее существенно растет
в интервале давлений 0—20 МПа, при
больших давлениях темп роста теп-
лопроводности замедляется и зави-
симость X = f(p) практически стано-
вится линейной. На интенсивность
роста теплопроводности горных по-
род с повышением давления оказы-
вает влияние влагонасыщенность.
Так, при изменении давления от 10
до 45 МПа теплопроводность сухих
пород увеличивается вдвое, а влаго-
насыщенных — на 30 %.
Для плотных малопористых по-
род увеличение теплопроводности не
превышает 1,3 % на каждые 10 МПа.
У крупнозернистых, высокопори-
стых песчаников максимальный рост
теплопроводности с увеличением дав-
ления наблюдается при влагосодер-
жании 8—10 %.
Температуропроводность мра-
Рис. 6. Г рафик зависимости теплопро-
водности от давления:
1 — мрамор; 2 — мергель, насыщен-
ный нефтью; 3 - метапесчаник; 4 —
алевролито-глинистый сланец; 5 —
мергель, насыщенный водой; 6 — але-
вролит, насыщенный нефтью
11
мора, андезита и песчаника при давлении до 20 МПа, а у липаритового ту-
фа — выше 20 МПа монотонно возрастает. Объемная теплоемкость при
этом практически не претерпевает изменений.
При снятии нагрузки многие горные породы, и в первую очередь оса-
дочные, увеличивают первоначальную теплопроводность, что свидетель-
ствует о необратимых изменениях в их структуре. Некоторые породы
(мрамор, андезит) после снятия нагрузки сохраняют теплофизические
характеристики, полученные при давлении 20—25 МПа.
Обобщая результаты многочисленных исследований, следует отметить,
что давление незначительно влияет на теплофизические параметры горных
пород.
ЗАВИСИМОСТЬ ТЕПЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ
ОТ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
Плотность
Теплопроводность пород обычно растет с увеличением плотности
(рис. 7), что особенно характерно для осадочных пород. В.М. Тихомиров,
исследуя зависимость теплопроводности от плотности для абсолютно су-
хих изверженных, метаморфических и осадочных пород, пришел к заклю-
чению о существовании линейной связи между логарифмом теплопровод-
ности и плотностью горных пород. На основании статистической обработ-
ки 330 определений им установлена корреляционная связь между ука-
занными параметрами с коэффициентом корреляции 0,74. Уравнение
регресии имеет вид
1g Х29э =0,36 а -0,20,	(1.10)
а для коэффициента теплопроводности
Х293 = 0,63 е0,83.	(1,11)
У песчаников и аргиллитов при изменении плотности на 12 % тепло-
проводность растет на 19 %.
Удельная теплоемкость и температуропроводность с повышением
плотности горных пород также увеличиваются (рис 8). В частности, для
терригенных и карбонатных пород каменноугольных и девонских отло-
жений Ромашкинского нефтяного месторождения наблюдалось увеличе-
ние всех тепловых параметров с повышением плотности.
Для породообразующих минералов характерна обратная связь удель-
ной теплоемкости и плотности.
Пористость
Пористость осадочных горных пород под действием давления меняется
так же, как и плотность по экспоненциальному закону. Пористость и плот-
ность однотипных и одновозрастных горных пород под действием геоста-
тического давления меняется по зависимостям
12
Рис. 7. График зависимости теплопро-
водности от плотности:
1 — алевролит сухой, 2 — аргиллит
сухой; 3 — песчаник сухой; 4 — але-
вролит водонасыщенный; 5 — аргил-
лит водонасыщенный; 6 — песчаник
водонасыщенный
Рис. 8. График зависимости темпера-
туропроводности от плотности
1 — песчаник; 2 — песчаник, насыщен
ный водой, 3, 4 — песчаники, 5, 8 —
известняки, 6 — алевролиты, 7 — до-
ломиты
is _ is	0,4 5 н
- Кп тахе
а = ат (1 -Лгп maxe-°'4sw),
(1.12)
(1.13)
где К — коэффициент пористости; Н — глубина залегания; от — плот-
ность твердой фазы.
На изменение плотности и пористости горных пород в процессе осадко-
накопления в основном влияют физико-механические и геохимические
факторы.
Первые вызывают уплотнение породы и уменьшение ее пористости,
вторые — цементацию и перекристаллизацию. При этом физико-механи-
ческие факторы превалируют на ранней стадии литификации осадков, а
перекристаллизация — на более поздней.
В зависимости от литологического состава и минерализации поровых
флюидов интенсивность уплотнения пород (снижения пористости) различ-
на. Так, с ростом минерализации растворов, благодаря увеличению адсорб-
ционного слоя на поверхности глинистых частиц, интенсивность уплотне-
ния глинистых горных пород снижается.
Тепловые свойства горных пород в определенной мере зависят от их
пористости.
Процесс теплопередачи в пористых материалах отличается сложностью
и осуществляется всеми перечисленными способами. Степень влияния каж-
дого из этих механизмов определяется структурной характеристикой по-
13
Рис. 9. График зависимости коэф-
фициента теплопроводности песчани-
ка от абсолютной пористости горных
пород при различной температуре:
1 — кварцевый песок при Г = 298 К;
2 - КС при Т = 298 К; 3 - НКП при
7 = 303 К; 4 — свита „перерыва"
при Т = 303 К; 5 — Апшеронский
ярус при 7 = 298 К
роды, размерами пор, их взаимным
расположением и степенью сообщае-
мое™, свойствами вещества, запол-
няющего поровое пространство, тем-
пературой стенок пор. С уменьшением
геометрических размеров пор сни-
жается влияние конвективной состав-
ляющей. Теплопередача излучением
в значительной степени зависит от
температуры стенок пор и становится
сопоставима с кондуктивной состав-
ляющей лишь при температурах, зна-
чительно превышающих температуры
известных в настоящее время место-
рождений нефти и газа. Кроме того,
теплопередачу излучением целесооб-
разно учитывать в горных породах с
большими размерами пор [16].
Существенное влияние на тепло-
проводность горных пород оказыва-
ет форма пор и их ориентация. Если
поры имеют вытянутую форму и
ориентированы в определенном на-
правлении, то горная порода по ха-
рактеру теплопроводности будет при-
ближаться к сложным анизотропным
породам.
Горные породы с порами, содержа-
щими твердый заполнитель, значитель-
но отличаются по теплопроводности
от пород, заключающих в поровом пространстве флюид. Это обусловлено
более эффективными механизмами теплопереноса при движении жидкос-
ти или газа в поровом пространстве по сравнению с кондуктивной переда-
чей тепла.
Суммарное влияние перечисленных факторов на теплопроводность
горных пород устанавливают экспериментально. С увеличением пористос-
ти теплопроводность пород уменьшается (рис. 9). При этом для воздуш-
но-сухих горных пород такая закономерность объясняется тем, что
теплопроводность в этом случае обусловливается не только минеральным
скелетом, но и заполняющим поры воздухом. Поскольку воздух имеет
теплопроводность на несколько порядков ниже, чем минеральный скелет,
с увеличением его содержания в породе снижается теплопроводность.
Нижним пределом теплопроводности таких пород при максимальной по-
ристости является теплопроводность воздуха. Кроме того, при увеличении
пористости уменьшается площадь контактов зерен, что значительно сни-
жает передачу тепла через скелет породы.
14
В общем случае зависимость теплопроводности горной породы от по-
ристости выражается следующим соотношением [22] :
Х = Хо(1 -т)3,	(1.14)
где Хо — коэффициент теплопроводности горной породы при отсутствии
пористости.
Тепловая анизотропия
Теплопроводность горных пород может меняться при изменении на-
правления теплового потока.
Для большинства осадочных, метаморфических и изверженных пород
многими исследователями экспериментально установлено существование
анизотропии физических свойств вообще и тепловых в частности.
Физическая природа анизотропии в большинстве случаев связана с
различными неоднородностями горных пород и слагающих их минералов.
Эти неоднородности пррявляются в текстурных и структурных особен-
ностях пород, обусловленных процессами осадконакопления, в непосто-
янстве размеров, формы, ориентировки и состава отдельных частиц, в
различном характере их взаимного расположения в природе.
Тапловая анизотропия характерна для пород, залегающих слоями с
отличающейся теплопроводностью, для сланцевых Пород и для минералов
с хорошей спайностью. По данным В.В. Ржевского и Г.Я. Новик, коэф-
фициент тепловой анизотропии слюды достигает 6 (отношение теплопро-
водности вдоль спайности к теплопроводности перпендикулярно спай-
ности) , для графита — более 2.
Рассматривая тепловые свойства таких породообразующих минералов,
как галит, гранат, магнетит, периклаз, флюорит, шпинель, гематит, каль-
цит, кварц, корунд, циркон, арагонит, барит, фаялит, форстерит, оливин,
пироксен, жадеит, биотит, флогопит, серпентин, ортоклаз, микроклин,
альбит, анортит, лабрадор, олигоклаз, Р.П. Юрчак пришел к выводу, что
наибольшей теплопроводностью обладают минералы с кубической и три-
гональной решетками, наименьшей — с триклинной.
Наиболее существенной анизотропией теплопроводности отличаются
кварц, кальцит, флогопит.
Г.Т. Продайвода считает, что любая упорядоченная горная порода ани-
зотропна. В процессе осадконакопления любое воздействие различных
факторов (давление, температура, выщелачивание, кальматация и т.п.)
приводит к текстурным неоднородностям, изменяющим симметрию
среды и, следовательно, ее анизотропию.
Физическая природа анизотропии кристаллов заключается в различном
взаимодействии частиц, входящих в кристаллическую решетку минера-
лов, в зависимости от кристаллографического направления. При этом мо-
лекулярное движение параллельно слоистости интенсивнее, чем перпенди-
кулярно.
М.В. Рац выделяет четыре порядка анизотропии:
I	— массива горных пород, связанная с упорядоченным залеганием
различных фаций;
II	— обусловленная макрослоистостью и макротрещиноватостью;
15
Таблица 1. Теплопроводность пород, Вт/(м-К)
Порода	Параллельно напластованию	Перпенди кулярно напластованию	Коэффициент анизотропии
Песчаник'			
кварцевый	5,7	5,5	1,06
кварцитовидный	5,76	5,49	1,05
слюдистый	2,93	2,01	1,20
Гнейс	3,1	2,2	1,44
Г ранитогнейс	3,1	2,14	1,21
Мрамор	3,08	3,02	1,015
Известняк	3,4	2,6	1,35
Известняк органо-			
генный	3,43	2,56	1,24
Сланец глинистый	2,80	1,61	1,32
III	— петрографическая, связанная с особенностями текстуры или
микротрещиноватостью;
IV	-- кристаллов породообразующих минералов, обусловленная упо-
рядоченным строением кристаллической решетки.
Р.И. Кутас и В.В. Гордиенко , анализируя теплопроводность слоистых
горных пород, пришли к выводу, что она определяется соотношением
суммарных мощностей слоев плохой и хорошей теплопроводности. Полу-
ченные ими расчетные данные хорошо согласуются с результатами экспе-
риментальных исследований.
Указанное свойство характерно и для кристаллических пород, где раз-
личия в теплопроводности в зависимости от направления теплового пото-
ка связаны с анизотропией породообразующих минералов и их ориента-
цией. Так, для горных пород, состоящих преимущественно из кварца,
возможно отличие теплопроводности в различных направлениях до 60 %.
Подтверждением сказанному служат данные С. Камерера, свидетельствую-
щие о том, что теплопроводность кварца при направлении теплового пото-
ка, совпадающем с осью кристалла, на 50—60 % выше теплопроводности
при тепловом потоке, перпендикулярном оси кристалла.
Подавляющее большинство горных пород в той или иной степени
обладает свойством тепловой анизотропии. Для расчета коэффициента
теплопроводности параллельно и перпендикулярно напластованию
В.В. Ржевский и Г.Я. Новик предлагают следующие уравнения:
Л = £	(1.15)
/=1
Xi1 = s vt х;1,	(1.16)
/=1
где X, — арифметическое средневзвешенное теплопроводности минералов
и всех других фаз породы (газов, жидкостей, примесей); 1/; — относитель-
ное объемное содержание минералов, слагающих породу, а также пор,,
жидкостей, примесей и.т.д.
16
Ниже приведены некоторые данные (табл. 1) о тепловой анизотропии
горных пород по материалам В.Н. Дахнова, Д.И. Дьяконова, В.В. Ржевс-
кого и Г.Я. Новик.
Влагоиасыщенность
Влагонасыщенность — один из определяющих факторов теплофизи-
ческих свойств пористых горных пород.
Для пористых горных пород в верхней части земной коры содержание
влаги зависит от степени обводненности разреза и влагоемкости пород.
Различают максимальную молекулярную, капиллярную, полную и
максимальную гигроскопическую влагоемкость. Наибольший интерес в
данном случае представляет максимальная молекулярная и полная влаго-
емкость пород. Первая характеризует максимальное количество гигро-
скопической и пленочной воды, удерживаемой частицами породы; вто-
рая — максимальное количество воды, удерживаемое породой при полном
насыщении ее водой. Как полная, так и максимальная молекулярная вла-
гоемкость зависит от пористости и дисперсности пород. С увеличением
пористости и дисперсности пород растет влагоемкость, а вместе с ней и
количество пленочной воды, которая, благодаря силам поверхностного
натяжения, улучшает контакт между частицами, слагающими горную по-
роду. Поскольку между частицами горной породы в области их контактов
возникают переходные тепловые сопротивления, а суммарное сопротив-
ление тем больше, чем больше частиц в данном объеме породы, наличие
пленочной воды способствует улучшению теплового контакта между ними.
А.Ф. Чудновский отмечает, что вода, вследствие поверхностного натя-
жения, облегчает переход тепла от одной частицы к другой через водную
пленку с помощью теплопроводности. Кроме того, в результате глубинно-
го теплового потока возникает градиент температуры, который возбужда-
ет процессы термодиффузии и конвекции. Таким образом, механизм теп-
лопереноса во влагонасыщенной породе значительно сложнее и существен-
но отличается от заполненных газом или консолидированных горных пород.
При насыщении горных пород до уровня максимальной молекуляр-
ной влагоемкости основной эффект в повышении их теплопроводности
достигается за счет улучшения тепловых контактов между частицами и
конвективного теплопереноса. На уровне достижения полной влагоем-
кости в улучшении теплопроводности горной породы преобладающее зна-
чение приобретает теплопроводность воды, которая, как правило, на по-
рядок выше теплопроводности воздуха или природного газа. Это подтвер-
ждается многочисленными экспериментальными данными. Так, при за-
мещении газа водой в поровом пространстве за счет улучшения кондук-
тивной теплопередачи наблюдается рост тепло- и температуропроводности.
При этом в начальной стадии насыщения (до 25 %) наблюдается наиболее
интенсивный рост теппофизических параметров. При насыщении песчани-
ков водой до 25 % их теплопроводность увеличивается на 200 %, темпера-
туропроводность - на 80 %, а при достижении полной влагоемкости тепло-
проводность дополнительно возросла на 10 % (рис. 10), а температуро-
проводность — на 2 % /рис. 11)
17
Рис. 10. График зависимости теплопроводности от массовой влажности:
1 — песчаник, насыщенный пресной водой; 2 — песчаник, насыщенный минерализо-
ванной водой; 3 — песчаник, насыщенный конденсатом; 4 — песчаник, насыщенный
нефтью; 5— известняк; 6 — песчаник; 7 — кварцевый песок
Теплоемкость водонасыщенных пород с увеличением влагонасыщения
растет постоянно, что объясняется высокой теплоемкостью воды, в нес-
колько раз превышающей теплоемкость сухой породы (рис. 12). Приме-
чательно, что температуропроводность водонасыщенной породы не зави-
сит от минерализации насыщающего флюида. Темп роста теплопровод-
ности и удельной теплоемкости уменьшается с увеличением минерализа-
ции заполняющей поровое пространство воды. При этом для песчаников
в начальной стадии насыщения (до 25 %) разница в значениях удельной
теплоемкости для пресных и минерализованных вод составляет 3 %,
18
Рис. 11. График зависимости темпера-
туропроводности песчаников от степе*
ни насыщения:
1 — пресной водой; 2 — конденсатом;
3 — нефтью
Рис. 12. График зависимости удель-
ной теплоемкости от объемной влаж-
ности :
1 — глина; 2 — известняк: 3 — песча-
ник, насыщенный пресной водой; 4 —
песчаник, насыщенный минерализован-
ной водой; 5 — песчаник, насыщенный
нефтью
а при полной влагоемкости - 10 %. Аналогичная закономерность наблю-
дается и для теплопроводности.
При насыщении горных пород жидкими углеводородами (нефть,
конденсат) также наблюдается увеличение тепловых параметров. Но так
как эти флюиды имеют меныиую по сравнению с водой теплопроводность
и теплоемкость, то и насыщенные ими горные породы характеризуются
более низкими относительно водонасыщенных теплофизическими свойст-
вами (см. рис. 11). Для нефте- и конденсатонасыщенных пород свойствен-
но такое же, как и для водонасыщенных интенсивное увеличение тепло-
вых параметров в начальной стадии насыщения. Следует отметить, что
характер изменения температуропроводности для влагонасыщенных по-
род отличается от других тепловых параметров. Если теплопроводность
в начальной стадии насыщения возрастает интенсивно, а затем темп ее рос-
та лишь несколько замедляется, а теплоемкость растет постоянно с увели-
чением влагонасыщения, то температуропроводность начинает снижаться
с момента, когда происходит снижение темпа роста теплопроводности.
Очевидность сказанного вытекает из зависимости
\=аср,	(1.17)
где а — коэффициент температуропроводности; с — теплоемкость; р —
плотность.
Это справедливо для горных пород с пористостью выше 5 %. Плотные
19
осадочные горные породы с низкой пористостью практически не меняют
свои тепловые свойства при влагонасыщении. Аналогичные результаты
получены по экспериментальным данным для изверженных пород (дио-
рит, эклогит, габбро, оливинит).
При повышенных температурах и давлениях указанные закономер-
ности выглядят несколько иначе. Так, по данным П.П. Атрощенко,
Ю.Г. Богомолова, М.Д. Пархомова, при повышении давления до 20 МПа
теплопроводность влагонасыщенных пород увеличивается менее интенсив-
но, чем сухих (газонасыщенных), с соотношением примерно 1:3.
Увеличение температуры в интервале 293—473 К приводит к более
интенсивному снижению теплопроводности влагонасыщенных пород.
Согласно результатам, приведенным в работах У.И. Моисеенко, теплопро-
водность сухого ангидрида уменьшается на 69 %, а влагонасыщенного —
на 79 %.
Литология
Теплофизические свойства в значительной степени обусловлены мине-
ралогическим составом горных пород и степенью их литификации. Данные
многочисленных исследований свидетельствуют о закономерном росте
теплопроводности от глубоководных морских и океанических отложений
к метаморфическим породам.
Среди метаморфических пород, отличающихся максимальной тепло-
проводностью, равной 0,55—7,6 Вт/(м-К), выделяются высокими ее зна-
чениями биотит-серицитово-кварцевые роговиковые породы и филлито-
вые хлоритово-слюдистые глинистые сланцы. Песчано-глинистые метамор-
физованные породы имеют меньшие значения теплопроводности.
Промежуточное положение между метаморфическими и осадочными
породами по тепловым свойствам занимают магматические породы. Так,
для эффузивов характерны значения теплопроводности в пределах 1,2 —
3,15 Вт/ (м-К), а для интрузивных — 2,2—3,4 Вт/ (м-К).
Для осадочных пород характерны минимальные значения теплопро-
водности 0,3—5,73 Вт/(м-К).
Высокая теплопроводность кристаллических сланцев, роговиков, мра-
мора, гнейсов, кварцитов и других метаморфических пород обусловлена
их высокой плотностью, низкой пористостью и широким развитием в их
составе андалузита, ставролита.
Мономинеральные метаморфические породы обладают более высокой
теплопроводностью, чем полиминеральные. Для метаморфических пород
характерна высокая теплоемкость.
В интрузивных кристаллических породах теплопроводность опреде-
ляется главным образом проводимостью кристаллической решетки ми-
нералов по мере увеличения основности пород. Минимальными значения-
ми теплопроводности в пределах этой группы обладают щелочные по-
роды — 2,04 Вт/ (м-К). По мере изменения основности пород от кислы/ к
ультраосновным их теплопроводность увеличивается до 3,4 Вт/(м-К) [4] .
Обратная зависимость теплопроводности от основности наблюдается
20
у эффузивных пород. Более низкая их теплопроводность по сравнению с
интрузивными породами обусловлена структурными особенностями.
Теплоемкость кристаллических пород в целом меняется с той же за-
кономерностью, что и теплопроводность. Максимальной теплоемкостью
характеризуются породы среднего состава — 1136 Дж/(кг-К) и мини-
мальной — щелочного состава — 717 Дж/ (кг-К).
Осадочные горные породы по теплопроводности разделяются на хемо-
генные и терригенные. Первые, благодаря наличию кристаллических
структур, отличаются более высокой теплопроводностью от 2,16
до 6,3 Вт/ (м-К). Максимальные значения теплопроводности характерны
для каменной соли, затем следуют ангидриты, доломиты, известняки,
мергели и мел. Последние имеют теплопроводность на уровне терриген-
ных отложений от 0,82 до 2,42 Вт/ (м-К).
Теплопроводность терригенных отложений изменяется в пределах от
1,42 до 3,72 Вт/(м-К), постепенно снижаясь с увеличением глинистости
пород. Минимальная теплопроводность у глин, максимальная — у плот-
ных конгломератов.
Теплопроводность хемогенных пород уменьшается с увеличением
содержания в них песчано-глинистого материала, а теплопроводность
терригенных пород увеличивается с ростом включений пирита, сидерита,
кальцита и других высокотеплопроводных минералов.
Существенную роль в изменении теплопроводности терригенных гор-
ных пород играет тип цемента. Так, песчаники с глинистым цементом
менее теплопроводны, чем с карбонатным.
Аномальные включения в магматических породах могут вызвать из-
менения теплопроводности в 1,2—1,3 раза.
Наиболее низкими значениями теплопроводности обладают каустобио-
литы. Теплопроводность углей составляет 0,3—1,0 Вт/ (м-К) и обусловле-
на большим содержанием воздушных включений. С ростом влажности она
заметно увеличивается.
Теплофизические свойства горных пород зависят от размеров слагаю-
щих их минеральных частиц (рис. 13). Теплопроводность закономерно
растет от аргиллитов к конгломератам за счет увеличения размера зерен
и уменьшения контактного теплового сопротивления. Очевидно, что у
мелкозернистых и тон ко дисперсных пород площадь контактов между
частицами, слагающими породу, значительно больше, чем у крупнозернис-
тых. Возникающее при этом контактное тепловое сопротивление снижает-
ся с уменьшением площади контакта и увеличивает теплопроводность
горной породы.
Определенное влияние на кондуктивную теплопроводность горных
пород оказывает, наряду с размером зерен, их отсортированность. Послед-
ней определяется плотность укладки породообразующих минералов и
соответственно теплопроводность породы.
Итак, теплопроводность горных пород зависит от большого числа
факторов, обусловленных свойствами и количественным соотношением
слагающих их минералов, структурой межзернового пространства, типом
заполняющих это пространство флюидов, термодинамическими условия-
21
Рис. 13. График зависимости тепло-
проводности от гранулометрического
состава:
1—3 — глинистые сланцы; 4—6 —
песчаники
ми среды и др. Теплопроводность в
минералах и горных породах зави-
сит также от дефектов кристалли-
ческой решетки и неоднородностей
межзернового пространства.
Флюиды, заполняющие межзер-
новое пространство горных пород,
с одной стороны, значительно отли-
чаются по теплопроводности, с дру-
гой стороны, наличие флюидов с
различными физическими свойства-
ми приводит к проявлению трех
видов теплопередачи: кондуктивной
теплопроводности между минерала-
ми и их агрегатами, слагающими
скелет породы, конвективной —
между жидкостями и газами и
излучения от частицы к частице.
Характер этих процессов меняет-
ся с изменением термодинамических
параметров среды; в частности, за
счет фазовых переходов, увеличения числа дефектов в кристаллической
решетке минералов и цементе, образования микроразрывов (А.П. Дмит-
риев, С.А. Гончаров).
В этой связи теплофизические параметры горных пород, как правило,
определяют экспериментально. Многообразие методов обусловлено труд-
ностями создания универсальных установок, воспроизводящих реальную
геологическую ситуацию, в которой находятся исследуемые горные по-
роды.
Глава 2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД
Многочисленные методы измерения теплопроводности твердых тел
вообще и горных пород в частности делятся на стационарные и нестацио-
нарные.
Стационарные методы измерения теплопроводности основаны на ста-
ционарном тепловом режиме и позволяют в процессе эксперимента не-
посредственно определять искомый параметр.
Среди стационарных методов различают абсолютные, позволяющие по
измеренным параметрам рассчитать коэффициент теплопроводности, и
относительные; при этом для определения коэффициента теплопровод-
ности необходимы эталонные образцы или знание дополнительных пара-
метров. Это накладывает определенные ограничения на использование
относительных методов, особенно при исследовании горных пород, ха-
22
рактеризующихся многообразием физических свойств, а следовательно,
и большим диапазоном значений коэффициента теплопроводности.
По характеру тепловых источников стационарные методы делятся на
методы с продольными, радиальными и сферическими изотермами. В со-
ответствии с этим приборы, основанные на применении этих методов,
называются плоскими, цилиндрическими и шаровыми. При одновремен-
ном тепловом потоке и отсутствии теплообмена с окружающей средой
коэффициент теплопроводности определяют соответственно в системах
координат:
декартовой Л = Qt>/F(7\ — T^],	(2.1)
цилиндрической Л = Qin  Гг /2тт/ (Г] — Т2),	(2.2)
сферической X = Q (-— — ——) / [2тг (Tj — Т2) ],	(2.3)
Г] г2
где Q — тепловой поток между поверхностями в единицу времени; 3 —
толщина слоя; 7\ и Т2 — температура „горячей" и „холодной” поверхнос-
ти образца; г1( г2 — радиусы цилиндрического и сферического слоев; F —
площадь поверхности.
Нестационарные методы определения теплопроводности основаны на
применении меняющегося во времени температурного поля. Основное
достоинство этих методов — возможность получения в процессе одного
эксперимента кроме данных о теплопроводности также и других тепло-
физических характеристик — температуропроводности теплоемкости.
Среди нестационарных методов А.Г. Харламов выделяет две группы
методов: основанных на регулярном тепловом режиме, при котором из-
менения температуры системы в процессе эксперимента не зависят от на-
чальных условий, и методы, для которых начальные условия играют су-
щественную роль.
Методы регулярного теплового режима в зависимости от характера
изменения температурь| делятся на методы первого, второго и третьего
рода. Для методов первого рода характерно нагревание образца при пос-
тоянной температуре, второго рода — при температуре, меняющейся с
постоянной скоростью, и третьего рода — при периодически меняющейся
температуре.
МЕТОДЫ СТАЦИОНАРНОГО ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА
Исследование теплофизических свойств горных пород методами стацио-
нарного теплового режима основано на решении уравнения при условии
dT/dT = О
cp-JJ-=XV2r+<7„.	(2.4)
Здесь qv — плотность внутренних источников тепла.
Методы стационарного теплового режима более точны, чем нестацио-
нарного, они позволяют определять только коэффициент теплопровод-
ности.
23
Рис. 14. Механическая схема прибора
для определения теплопроводности
методом пластины:
1 — крышка , 2 — холодильник;
3 - образец; 4 — термометры со-
противления; 5 — рабочий нагрева-
тель; 6 — компенсеционный нагре-
ватель, 7 — теплоизоляция; 8, 9 —
термобатареи;
диск; 11 — охранный нагреватель;
12 — асборкатоновая прокладка;
13 — пробковая плита; 14 — нижняя
часть кожуха; 15 — кожух
Известно большое число методов и
устройств, основанных на использова-
нии стационарного теплового режима.
Метод пластины
Метод пластины основан на созда-
нии стационарного одномерного те-
плового потока в плоском образце с
параллельными поверхностями. Его
можно применить для исследования
горных пород, если коэффициент те-
плопроводности их не превышает
3,5 Вт/(м-К). Этот метод получил
наибольшее распространение при ис-
следовании анизотропных материалов.
Коэффициент теплопроводности опре-
по разности температур на
поверхностях образца и величине тепло-
вого потока через образец.
Автоматизированная установка, реа-
лизующая данный метод, состоит из
10 — асбоцементный деляют
теплоизолированного кожуха, в который помещают образец; нагревате-
лей; холодильника; термобатареи и термометров сопротивления (рис. 14).
Для создания стационарного теплового потока и повышения точности из-
мерения разности температур термометрами сопротивления предусмот-
рена стабилизация напряжения питания нагревателей и автоматическая
регистрация энергии, расходуемой рабочим нагревателем, шестипредель-
ным самопишущим амперметром. Кроме того, в приборе имеется автома-
тическая регулировка силы тока в цепи рабочего, компенсационного и
охранного нагревателей при возникновении между ними градиента темпе-
ратур.
Для проведения измерений образец горных пород с предварительно
пришлифованными поверхностями помещают между рабочим нагревате-
лем и холодильником.
Рабочий нагреватель в исследуемом образце создает тепловой поток,
который фиксируется двумя термометрами сопротивления, расположен-
ными между образцами горной породы, нагревателем и холодильником.
Термометры сопротивления позволяют также осуществлять контроль за
выходом установки на стационарный режим.
В целях устранения боковых теплопотерь в установке предусмотрен
компенсационный кольцевой нагреватель, расположенный в одной плос-
кости с рабочим нагревателем.
Измерение температурного градиента между рабочим, компенсацион-
ным и охранным нагревателями осуществляется двумя термобатареями,
вмонтированными в асбоцементный диск, расположенный между охран-
ным и рабочим нагревателями.
24
Холодильник представляет собой емкость, в которой циркулирует
тепло- или хладоноситель постоянной температуры (обычно вода).
После выхода прибора на стационарный режим измеряют разность
температур, а коэффициент теплопроводности определяют по формуле
„2
\ = IUa/[-—(Л-Г2)],	(2.5)
4
где / — сила тока в рабочем нагревателе, A; U — напряжение на концах
рабочего нагревателя, В; D — диаметр образца, м.
Прибор позволяет проводить одно определение за 3—4 ч. Основные
погрешности связаны с величиной переходного сопротивления, возникаю-
щего на контакте образца с нагревателем и холодильником, и зависят от
качества контакта.
Измерения теплофизических свойств мерзлых горных пород можно
осуществить методом плоского источника постоянной мощности. Для
этого между двумя одинаковыми образцами горной породы в форме
дисков с отношением радиуса к толщине более 4 располагают нагрева-
тель с диаметром, не превышающим диаметр образцов. Боковые поверх-
ности теплоизолируют поролоном, а на наружных поверхностях образ-
цов благодаря циркуляций термостатированной жидкости поддерживают
постоянную температуру. Кроме того, весь прибор помещен в ультратер-
мостат, способный стабилизировать температуру с точностью до 0,1 К.
Для проведения измерений через нагреватель пропускают постоянный
электрический ток заданной силы и после установления стационарного
режима определяют перепады температур на противоположных поверх-
ностях образцов; их теплопроводность рассчитывают по формуле
Х = Я/2/Д,	(2.6)
где В — постоянная нагревателя, равная 3,44 /?н/ (тг£>м2); /?н, DH, / — со-
противление, диаметр и сила тока нагревателя; А = ДЛ/Л + ДГаУ/г. здесь
ДГ1г ДТз — перепады температур на поверхностях образцов; /х и /2 —
толщина образцов.
Для равномерного распределения теплового потока по всей поверх-
ности используемого образца корпус нагревателя изготавливают из медно-
го листа толщиной 1 мм, к которому через изолятор (лакоткань или каль-
ка) приклеивают нагревательную спираль. Температуру на поверхности
образцов измеряют медно-константановой дифференциальной термо-
парой и фиксируют электронным самописцем типа ЭПП-09М.
Учитывая, что применяемая теплоизоляция боковых поверхностей не
исключает возможности искажения одномерности теплового потока, при
исследовании цилиндрических образцов выбор соотношения геометричес-
ких размеров позволяет добиться одномерности теплового потока по
крайней мере в центральной части образца. Расчет температурного поля
для цилиндра с отношением диаметра к толщине > 4 показывает, что
ошибка в определении коэффициента теплопроводности мерзлых пород
не превышает 3 %.
Наиболее существенные ошибки также могут быть обусловлены нали-
25
Рис. 15. Схема прибора для опреде-
ления теплопроводности рыхлых гор-
ных пород при различной температу-
ре:
1 — линейный источник тепла; 2 —
теплоизоляционный кожух; 3 — мед-
ная трубка; 4 — камера из высоко-
теплопроводного материала; 5 —
термопары
чием термического сопротивления на
контактных поверхностях образцов с
нагревателем и теплообменной частью
термостатных сосудов. С целью исклю-
чения этой ошибки контактные поверх-
ности пришлифовывают и смазывают
глинистой массой, которая при низких
температурах создает прочный механи-
ческий контакт, а ее теплопроводность
близка к теплопроводности исследуе-
мых образцов.
Не менее важно в данном методе
выдерживать соотношение размеров об-
разца и нагревателя. Наиболее опти-
мальный случай — это совпадение их
размеров. Если площадь нагревателя
меньше площади образца, то значения
коэффициента теплопроводности завы-
шаются, при обратном соотношении —
занижаются.
При невозможности соблюдения оп-
тимального варианта меньшие искаже-
ния результатов измерений наблюдают-
ся, когда площадь нагревателя меньше площади образца.
Время эксперимента в данном методе составляет около 30 мин, а по-
грешность измерений не превышает ±7 %.
Установка определения коэффициента теплопроводности рыхлых по-
род в стационарном режиме и коэффициента температуропроводности —
в нестационарном режиме состоит из емкости 4, изготовленной из высоко-
теплопроводного материала, в которую помещается исследуемая рыхлая
горная порода, защитного теплоизоляционного кожуха 2 и измерительных
приборов (милливольтметра и самопишущего потенциометра типа КСП-4)
(рис. 15).
На установке возможно исследование теплофизических характеристик
горных пород при различных температурах, для чего по медной трубке 3,
навитой вокруг емкости с рыхлой породой, создают циркуляцию тепло-
или хладоносителя.
Линейным источником тепла служит градиентный стержень 1, а изме-
рения температур осуществляют тремя расположенными на различном
удалении от нагревателя термопарами 5.
Коэффициент теплопроводности определяют по формуле
/ U\r\(r2/rl)
STTZdj - Т2)
(2.7)
где /, U — сила тока и напряжение в цепи линейного источника тепла;
rt и г2 — расстояние от источника тепла до термопар; Z — длина источника
тепла; Л и Т2 — температура в точках.
26
Для определения коэффициента температуропроводности линейный
источник работает в импульсном режиме. После создания мгновенного
импульса измеряют время прихода максимума температурной волны от
источника к термопаре. Точность определения коэффициента температуро-
проводности повышается при длительности теплового импульса, близкого
к 1/20 времени движения максимума температурной волны.
Коэффициент температуропроводности рассчитывают по формуле
а = г2 /4т,	(2.8)
где г — расстояние от источника тепла до термопары; г — время прихода
максимума температурной волны.
Погрешность при измерении X составляет ±10%, а ± 5%и определяет-
ся невозможностью создания идеального стационарного режима за счет
теплопередачи по токоведущим линиям, нестационарностью теплового
потока по всей длине линейного источника тепла, классом точности изме-
рительной аппаратуры.
Метод трубы
Метод трубы обычно применяют для исследования теплопроводности
изоляционных материалов, он основан на закономерностях стационарно-
го теплового поля, создаваемого цилиндрическим источником тепла.
Метод определения теплопроводности дисперсных горных пород реализо-
ван в приборе, который состоит из двух цилиндров различного диаметра.
Цилиндр меньшего диаметра заполняют исследуемыми образцами горной
породы и помещают в цилиндр большего диаметра. Пространство между
ними заполняют эвтектической смесью с заданной температурой плавле-
ния Т2. Цилиндр большего диаметра теплоизолирован.
С помощью электронагревателя по оси внутреннего цилиндра поддер-
живается постоянная температура Г. Питание нагревателя осуществляется
стабилизированным источником постоянного тока, а измерение температу-
ры на различном удалении от нагревателя — миниатюрными термометрами
типа МТ-54.
При заданной мощности нагревателя, а следовательно при постоянном
тепловом потоке, по измерениям перепадов температур по радиусу внут-
реннего цилиндра при установившемся тепловом режиме определяют
теплопроводность горных пород по формуле
х = ,L° ln ____________t	(2.9)
2 7Г (71 - Г2)
где Г1 и г2 — радиусы внутренней и наружной поверхности цилиндричес-
кой стенки.
Этот метод применим для исследований теплопроводности как в лабо-
раторных, так и в полевых условиях. Скважинный вариант прибора вклю-
чает также соединительный кабель и контрольно-измерительное устройст-
во. Внешним цилиндром служит обсадная колонна, а теплоизолятором —
заполняющий скважину воздух. Температуру нагревателя и воздуха в
скважине измеряют термисторами. Судя по описанию, прибор может быть
применен для определения теплопроводности в неглубоких скважинах,
заполненных воздухом.
Процесс измерений требует длительной выдержки прибора до наступ-
ления стационарного режима.
Лабораторные исследования теплопроводности горных пород не огра-
ничиваются определениями при атмосферных условиях, так как теплофи-
зические свойства существенно зависят от термодинамических парамет-
ров. В этой связи известны методы и установки, моделирующие пласто-
вые термодинамические условия, в которых находились отобранные на
исследование образцы горной породы.
Измерения теплопроводности горных пород при давлении до 50 МПа и
температуре до 180 °C методом стационарного теплового режима можно
осуществлять на установке, состоящей из камеры высокого давления,
гидравлических насосов, вакуумного насоса, четырех электронагревате-
лей, образцового потенциометра, милливольтметра, амперметра, вольт-
метра, синхронного электродвигателя, измерительных термопар, блока
питания, сосуда для насыщающей жидкости, фильтра. Прибор может ра-
ботать как в стационарном, так и в квазистационарном тепловом режиме,
что позволяет наряду с определением коэффициента теплопроводности X
определять объемную теплоемкость с*.
Образцы горных пород предварительно экстрагируют, измеряют плот-
ность и пористость, затем высушивают, вакуумируют и насыщают флюи-
дом (жидкость или газ).
После подготовки образец помещают в камеру высокого давления,
изолируют резиновыми уплотнениями и создают всестороннее давление
жидкостью. Рабочая часть прибора помещена в оболочку, охлаждаемую
водой.
С помощью электронагревателей создают перепад температур между
торцевыми поверхностями образца, который измеряется термопарами и
контролируется милливольтметром и потенциометром. С целью предот-
вращения потерь тепла через боковые поверхности образца используются
два охранных нагревателя.
Измеряют количество тепла, проходящего через поперечное сечение
образца в единицу времени. Коэффициент теплопроводности определяют
по формуле
S(7j - Г2)Т
(2.10)
где S — площадь поперечного сечения образца; /— толщина образца; 7\ и
Т2 — температуры на поверхности образца.
Для определения объемной теплоемкости образец равномерно нагре-
вают.
Затем определяют количество тепла, подводимого к образцу, и из-
менение его температуры во времени. Среднюю объемную теплоемкость
рассчитывают по формуле
2В
cv = AQ/y/AT.	(2.11)
Испытуемые образцы должны иметь форму пластины.
Относительная погрешность при определении X составляет ±2,5 %,
cv- +12%.
Рассматривая в целом методы стационарного теплового режима, сле-
дует отметить, что они имеют существенные недостатки: большое время
проведения эксперимента; возможность определения только одного
теплофизического параметра; громоздкость приборов и устройств, осу-
ществляющих эти методы; жесткие требования к форме образца и качест-
ву подготовки контактных поверхностей; влияние миграции влаги при
исследовании влагонасыщенных образцов на результаты измерений.
В то же время, несмотря на перечисленные недостатки, методы стацио-
нарного теплового режима широко используются при исследовании гор-
ных пород, особенно в установках, моделирующих пластовые условия.
МЕТОДЫ НЕСТАЦИОНАРНОГО ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА
Нестационарные методы определения теплофизических свойств гор-
ных пород основаны на решении уравнения теплопроводности
т i d т d Т . d2T  п dT
Х(—— +--2"+ —г-) =рс —
dx dy dz2	dT
(2.12)
при dT/dr =#= 0.
Эти методы, как правило, косвенные, так как позволяют измерять ко-
эффициент температуропроводности, а теплопроводность рассчитывает-
ся по зависимости (1.14).
Многообразие нестационарных методов измерения теплопроводности
и температуропроводности связано с тем, что уравнение (2.12) имеет бес-
конечное множество решений.
В установках, реализующих нестационарные методы, используют тем-
пературные поля, меняющиеся по определенному закону. Поэтому неста-
ционарные методы подразделяют на методы начальной стадии теплового
процесса, регулярного теплового режима и квазистационарные.
Для методов начальной стадии теплового процесса характерна зависи-
мость результатов измерений от граничных и начальных условий экспери-
мента, физических свойств и геометрических размеров исследуемого ма-
териала. По характеру нагрева эти методы делятся на импульсные и кон-
тактные. Среди импульсных методов выделяют: 1) изотермические,
2) с мгновенным импульсом (нагреватель выделяет конечное количест-
во тепла за бесконечное время), 3) с импульсом конечной длительности,
4) с источником постоянной мощности, 5) остывающие.
Контактные, или эталонные, методы основаны на стремлении к соблю-
дению в процессе измерений граничных условий четвертого рода (равенст-
во температур и тепловых потоков на границе соприкосновения двух
тел).
Методы регулярного теплового режима основаны на исследовании упо-
29
рядоченного теплового процесса, когда распределение температур для
различных точек системы становится неизменным и не зависит от началь-
ных условий. Они подразделяются на методы первого, второго и третьего
рода. Поскольку эти методы требуют неизменности распределения темпе-
ратур среды и постоянства теплообмена между испытуемым образцом
и средой, использование их возможно лишь при фиксированных темпера-
турах или в небольших интервалах температур.
Для методов регулярного режима первого рода характерно нагрева-
ние (охлаждение) образца в среде с постоянной температурой, второго
рода — в среде, температура которой меняется с постоянной скоростью,
и третьего рода — в среде с периодически меняющейся температурой.
Квазистационарные методы, или методы регулярного режима второго
рода, изучают ту стадию теплового процесса, когда температура в любой
точке исследуемого образца становится линейной функцией времени.
Квазистационарный тепловой режим — переходный между чисто нестацио-
нарным и стационарным. В отличие от регулярного теплового режима, для
которого распределение температуры во времени в любой точке тела под-
чиняется экспоненциальному закону, при квазистационарном тепловом
режиме оно описывается законом параболы по толщине образца горной
породы и линейным во времени.
Выделяют несколько разновидностей квазистационарных методов.
Первая группа включает методы, использующие для нагрева тела
постоянный тепловой поток; во второй — охлаждение или нагрев иссле-
дуемого образца осуществляется в среде, температура которой меняется с
постоянной скоростью; третья — объединяет методы с постоянно меняю-
щейся температурой поверхности образца и четвертая - когда температу-
ра окружающей образец среды меняется по гармоническому закону. Кро-
ме перечисленных, в отдельную группу выделяются методы монотонного
теплового режима, для которых характерен плавный разогрев (охлажде-
ние) образца в широком диапазоне температур. При этом скорость изме-
нения температурного поля внутри образца испытывает небольшие изме-
нения.
Методы квазистационарного теплового режима позволяют: в процессе
одного опыта определить все теплофизические характеристики; изучить
динамику изменения теплофизических свойств исследуемого материала;
проводить измерения в малые отрезки времени; они отличаются просто-
той оборудования.
Перечисленные достоинства характерны для нестационарных методов
в целом.
При выборе (из числа нестационарных) метода определения теплофи-
зических характеристик горных пород необходимо учитывать, что приме-
няемый метод должен обеспечивать минимальное нарушение естествен-
ного состояния образца; измерять характеристики на образцах как ма-
лых, так и больших размеров; не допускать значительных перепадов тем-
ператур при исследовании влагонасыщенных пород и обеспечивать высо-
кую производительность. Кроме того, применяемые методы исследования
теплофизических характеристик горных пород и устройства, основанные
30
на них, должны позволять проводить измерения в условиях, моделирую-
щих пластовые.
В настоящее время неизвестны методы, учитывающие все перечислен-
ные условия. Однако отдельные группы нестационарных методов в значи-
тельной мере отвечают предъявляемым требованиям.
Методы регулярного теплового режима
Понятие регулярного режима введено Г.М. Кондратьевым. Методы,
основанные на принципе регулярного режима, отличаются относительной
простотой и кратковременностью проведения эксперимента при исследо-
вании теплофизических свойств различных материалов, в том числе и гор-
ных пород.
Основные принципы методов регулярного режима заключаются в ис-
следовании темпа охлаждения (нагревания) тела, помещенного в среду
с постоянной температурой. Известно, что тело с температурой, отличаю-
щейся от температуры среды, помещенное в среду с постоянной темпера-
турой, проходит три стадии — иррегулярную, регулярную и стационарную.
На первой стадии распределение температуры в теле носит случайный
характер (нестационарный режим), затем она выравнивается и тело пере-
ходит в стадию упорядоченного охлаждения (нагрева) — регулярный ре-
жим. И наконец, регулярный режим при установлении равенства темпера-
тур тела и окружающей среды переходит в стационарный.
Режим регулярного охлаждения (нагрева) тела характерен тем, что
для любой точки тела логарифм разности между ее температурой и темпе-
ратурой окружающей среды меняется во времени по линейному закону,
а скорость этого изменения постоянна и равна некоторому числу т, назы-
ваемому темпом охлаждения (нагрева) тела. Величина его — основная
искомая величина при определении теплофизических свойств материалов
методами регулярного режима
m = (ln7'1 -1пТ2)/(т2 — Т1),	(2.14)
где Л и Г2 - значения разности температур тела и окружающей среды в
моменты времени Ti и т2 после установления регулярного режима.
Согласно теории теплопроводности величина т может быть представ-
лена функцией линейных размеров тела и критериев Био и Фурье
m =	. .) —,	(2.15)
R R	Т
где Bi = a R/X — критерий Био; Fo = ar/R2 — критерий Фурье; R, /1( /2 —
линейные размеры тела; а — коэффициент теплоотдачи.
При больших значениях коэффициента теплоотдачи и критерия Био
(а -> °° и Bi -> °°) из уравнения (2.15) получают основное соотношение
методов регулярного режима первого рода
а = Ктт,	(2.16)
где К — коэффициент формы, зависящий от геометрических размеров те-
ла.
31
Для тел правильной геометрической формы он находится из следую-
щих соотношений:
для шара К = (Я/тг)2, где R - радиус шара;
1
для цилиндра К ---------------------------, где / — длина, a R — ра-
(2,4048/Я) 2 + (тг//) 2
диус основания цилиндра;
„	1
для параллелепипеда К — —------------------------,
7Т2 (1//f + 1 Z/22 + 1//3 )
где li, >2,1з ~ высота, длина и ширина параллелепипеда.
Для тел неправильной геометрической формы коэффициент К находят
экспе римента льно.
Методы регулярного теплового режима, разработанные Г.М. Кондра-
тьевым, Д.Н. Дульневым, Г.В. Дугановым, А.Н. Щербанем и другими,
широко применяют для исследования теплофизических характеристик
различных материалов, в том числе и горных пород.
Метод а-килориметра, или первый метод регулярного режима, позво-
ляет проводить теплофизические измерения на образцах любой формы
при условии, что можно вычислить коэффициент формы исследуемого
образца.
В соответствии с требованием теории метода образцу придается форма
а-калориметра. Во избежание серьезных погрешностей его грани тщатель-
но пришлифовываются для создания хорошего контакта со стенками ка-
лориметра и устранения воздушного зазора. Кроме того, при проведении
измерений методом а-калориметра большую трудность представляет соб-
людение условия, при котором коэффициент теплоотдачи близок к беско-
нечности.
Поскольку для различных материалов критические значения коэффи-
циента теплоотдачи, когда соблюдается условие а -> °°, различны, необхо-
димо выдерживать определенные требования к размерам образца. Раз-
меры образца нужно подбирать таким образом, чтобы выдерживалось
соотношение
а >25X1// (Ks),	(2.17)
где X — ориентировочное значение коэффициента теплопроводности об-
разца; V, К, s — соответственно объем, коэффициент формы образца,
полная теплоотдающая поверхность.
Обычно при измерениях на образцах диаметром более 40 мм и высо-
той до 100 мм допущение о том, что коэффициент а близок к бесконеч-
ности, не приводит к существенным погрешностям.
При меньших размерах образцов необходимо экспериментальное оп-
ределение коэффициента теплоотдачи в термостате с использованием эта-
лона, аналогичного по форме и размерам испытуемому образцу. Кроме
того, для образцов малых размеров при определении температуропровод-
ности должна быть предварительно известна их удельная теплоемкость.
32
Поскольку образцы горных пород обычно имеют форму цилиндра с
диаметром и высотой, близкими к указанным, температуропроводность
на них можно измерять по несколько упрощенной технологии. В образце
горной породы высверливают вблизи вертикальной оси на глубине 1/2—
2/3 его высоты отверстие, в котором размещают горячий спай термопары.
Для исключения погрешностей, обусловленных воздушной прослойкой
между образцом и калориметром, и обеспечения герметичности образец
покрывают тонким водонепроницаемым слоем. При этом герметизирую-
щее покрытие должно значительно превышать по теплопроводности тепло-
проводность воздуха. Затем образец нагревают до определенной темпера-
туры и помещают в термостат с бурно перемешиваемой жидкостью, тем-
пература которой на 10—20 иС ниже температуры образца. Такие условия
проведения эксперимента практически обеспечивают удовлетворяющее
теории метода значение коэффициента теплоотдачи.
В процессе охлаждения образца измеряют его температуру в различ-
ные моменты времени и по этим данным строят график в полулогарифми-
ческих координатах. По тангенсу угла наклона графика InT = /(г) опре-
деляют величину темпа регулярного охлаждения системы т„. При извест-
ном коэффициенте формы по зависимости (2.16) определяют температу-
ропроводность.
Метод Х-калориметра, или второй метод регулярного режима, может
быть осуществлен, если известна температуропроводность исследуемого
материала.
Суть метода заключается в том, что образец охлаждается (или нагре-
вается) в газообразной среде с постоянными температурой и коэффици-
ентом теплоотдачи.
Измеряя температуру внутри образца, определяют темп охлаждения
(нагрева) т и теплопроводность по зависимости
X = aZ0/^(p),	(2.18)
где р — Zq y/rnja', Zo — основной размер тела, а — коэффициент теплоот-
дачи; р — темп регулярного охлаждения однородного тела в критериаль-
ной форме.
Для осуществления измерений при комнатной температуре необходим
воздушный или газовый термостат, а для высокотемпературных измере-
ний — электрическая печь. Существуют различные варианты термостатов,
или специальных камер; главное условие при их сооружении — создание
надежной теплоизоляции. Стенки камеры должны иметь постоянную
температуру, а циркуляция воздуха должна носить одинаковый характер
в процессе проведия всех экспериментов.
В камеру, или термостат, соответствующий перечисленным требовани-
ям, помещается Х-калориметр, представляющий собой сосуд определенной
формы с жесткими стенками, для которого известна функция (р) •
Так как измерение теплопроводности возможно при известном значе-
нии коэффициента теплоотдачи, предложено несколько способов его
определения. Ввиду необходимости определения двух параметров (а и
X), опыты по второму методу регулярного режима более длительны.
33
Для проведения измерений в термостат, в котором установился тепло-
обмен с окружающей средой, помещают Х-калориметр или а-калориметр,
предварительно нагретый до 5—10 °C выше температуры термостата, под-
вешивая его на равном расстоянии от стенок. Если режим термостата дос-
таточно стабилен, проводят два измерения: одно с Х-калориметром, дру-
гое — с а-калориметром. Определив темп охлаждения по формуле, опреде-
ляют коэффициент теплоотдачи
а = Е*р{Н/у/т},	(2.19)
где Е и Н - постоянные прибора; — функция, зависящая от формы тела.
При известном коэффициенте а по формуле (2.J8) определяют тепло-
проводность X. Из приведенного описания ясно, что погрешность опреде-
ления X значительно зависит от точности измерений а.
Третий метод регулярного режима, или метод двух точек, основан на
том, что для любого тела отношение температур двух произвольно взятых
точек не зависит от времени:
Tj /Т2 = f (m/a, х\,	, г\, х2, у2', z2).	(2.20)
Соотношение температур Т( и Т2, а также темп охлаждения опреде-
ляют из опыта. Следовательно, приведенное соотношение позволяет опре-
делить величину температуропроводности а.
В третьем методе регулярного режима отпадает необходимость в опре-
делении коэффициента теплоотдачи и снижаются требования к гермети-
зации калориметра.
В то же время метод имеет существенные недостатки. В частности,
усложняется его аппаратура и не выдерживается положенное в основу
теории метода допущение о равномерности коэффициента теплоотдачи в
разных частях образца. Исследованиями установлено, что образцы ограни-
ченных размеров имеют неравномерные значения коэффициентов тепло-
отдачи. Это, в свою очередь, влечет неравномерность теплового потока в
образце в различных направлениях и приводит к ошибкам в определении
коэффициента температуропроводности.
Поэтому при проведении измерений на образцах, представляющих
собой цилиндры ограниченных размеров, необходимо, чтобы точки изме-
рения температур были расположены не очень близко друг к другу и соот-
ношение температур в этих точках не было слишком малым. Поскольку
в ограниченном цилиндре боковая и торцевая поверхности неизотермичны,
точки для расположения спаев температур лучше всего выбирать в центре
цилиндра и вблизи боковой поверхности.
Техника проведения эксперимента, применяемая для реализации
первого и второго методов регулярного режима, пригодна для измерений
третьим методом.
Одно из важных условий проведения измерений — глубина погружения
калориметра в среду постоянной температуры. Циркулирующая в термо-
стате жидкость должна равномерно омывать калориметр с целью обес-
печения однородности теплового потока со всех поверхностей.
Для уменьшения отвода тепла по токоведущим линиям термопар их
34
диаметр не должен превышать 0,4 мм. Максимальная теплоотдача обес-
печивается при тщательном перемешивании воды в термостате.
Существенные ошибки в результаты измерений вносит появление
воздушных прослоек между образцом и калориметром. Во избежание
теплопереноса, связанного с миграцией влаги, измерения проводят на
тщательно высушенных образцах, а при погружении калориметра в воду
его герметизируют.
Поскольку в методе двух точек необходимо проводить измерения дву-
мя термопарами и двумя гальванометрами, важно, учитывая различное
сопротивление цепи и другие параметры, добиться равных отклонений
гальванометров при одинаковых перепадах температур.
Метод двух точек трудно применить к исследованию теплофизических
свойств горных пород, так как образцы керна, как правило, представляют
собой тела неправильной формы. В этой связи весьма сложно эксперимен
тально осуществлять равномерность теплоотдачи со всех поверхностей об-
разца. Невыполнение этого условия приводит к значительным ошибкам.
Метод регулярного теплового режима „двух альфа” позволяет опреде-
лить за один опыт все три теплофизические характеристики горных
пород. Он основан на определении из двух опытов темпов охлаждения
образца при двух известных значениях коэффициентов X..
В а-калориметрах коэффициент теплоотдачи устанавливают экспери-
ментально. Для определения теплофизических свойств горной породы ис-
пользуют эталоны с известными коэффициентами теплоотдачи. С этой
целью эталон и используемый образец помещают в а-калориметры. В ис-
пытуемый-образец и эталон устанавливается по одной термопаре, которые
регистрируют изменение температуры образца во времени. Благодаря из-
мерению температуры в одной точке, допущение о том, что коэффициенты
а во всех направлениях одинаковы, не вносит существенных погрешнос-
тей в результаты опыта, так как не отдается предпочтение какому-либо
определенному направлению теплового потока в образце. Эталон изготов-
ляют обычно из металла с известной теплоемкостью.
В теории метода установлена зависимость между темпом охлаждения
тела т в жидкой или газообразной среде и коэффициентом теплоотдачи
«:
т = $аф1с,	(2.21)
где S и с — полная теплоотдающая поверхность и теплоемкость образца;
ф — критерий неравномерности температурного поля в образце в стадии
регулярного режима.
Эта зависимость положена в основу метода „двух альфа”. Ей при-
дается общий характер при использовании критерия тепловой инер-
ции М = —— К и обобщенного критерия Био Н = aKS! (ХИ, где К — ко-
а
эффициент формы тела, V — объем тела.
Используя эти критериальные величины, зависимость (2.21) можно
представить в виде
М = $Н.	(2.22)
35
Критерий для тела любой формы рассчитывают по формуле
м __________1___________
н \/н2 + У.437Н + 1
(2.23)
отсюда
М =
______н _____
у/н2 +1А37Н+\ '
(2.24)
Уравнение справедливо для изотропных тел любой формы.
Для проведения опыта образец горной породы, предварительно нагре-
тый на 15—25 °C выше температуры окружающей среды, охлаждают в ус-
ловиях естественной и вынужденной конвенции при значениях коэффици-
ента а} и а2, которые измеряют с помощью металлического эталона.
В процессе эксперимента определяют четыре значения темпа охлажде-
ния — два для образца и два для эталона в одинаковых условиях тепло-
обмена. По известным величинам темпа охлаждения образца и эталона
определяют удельную теплоемкость
с¥д “ С¥ДЭ т2 у V s3
(2.25)
где судэ — удельная теплоемкость эталона, у, V, S — плотность, объем
и полная поверхность исследуемого образца; 7Э, V3, S3 — то же, для
эталона; т2, т2э — темп охлаждения при а2 образца и эталона.
Зная удельную теплоемкость, критерий неравномерности можно опре-
делить по формуле (2.21)
СудэТ'э^э5
где гл( и т1 3 — темп охлаждения при а! образца и эталона.
При известной величине ф по таблицам находят соответствующие ему
значения М и Н, после чего вычисляют коэффициенты температуропро-
водности и теплопроводности по формулам
a = тхК/М1;	(2.27)
X = а ...*s = -T_L^C3_KS.._	(2.28)
Hxv нх vs3
В свою очередь, коэффициент формы X" находят из соотношения
К =------------------,	(2.29)
5,783/Я2 + 9,87/г2
где R — радиус образца горной породы; z — высота образца.
В установке для определения теплопроводности горных пород в вы-
нужденном потоке воздуха методом „двух альфа" рабочая часть аэродина-
мической трубы имеет диаметр 0,25 м и длину 0,5 м. Для создания регу-
лярного теплового режима в потоке воздуха между вентилятором и рабо-
чей частью трубы устанавливают спрямляющую решетку и коллектор.
Спрямляющая решетка состоит из системы продолговатых тонкостенных
36
ячеек, устраняющих вихревые токи у входа в колллектор, который пред-
назначен для уменьшения неравномерности скоростей и давлений различ-
ных участков потока. Коллектор представляет собой конус с усеченной
вершиной, примыкающей к рабочей части трубы, и длиной, равной ее
двум диаметрам.
В противоположной от коллектора рабочей части трубы устанавливают
диффузор, имеющий угол конусности 6—12 и предназначенный для рав-
номерности распределения скорости потока в аэродинамической трубе.
Поток воздуха создается вентилятором с электроприводом, имеющим
винт с регулируемым углом атаки лопастей, что позволяет обеспечивать
оптимальную для проведения измерений скорость потока.
Стабильность температуры воздушного потока достигается работой
трубы в течение 1 — 1,5 ч до выравнивания температуры помещения, в ко-
тором она установлена. Кроме того, для стабилизации температуры могут
быть применены автоматические системы регулирования.
После стабилизации температуры в аэродинамической трубе регистри-
руют кривые темпа охлаждения образца и эталона и проводят вычисления.
К недостаткам метода „двух альфа" можно отнести необходимость
придавать образцам горных пород одну из правильных форм (цилиндр,
параллелепипед), а также громоздкость расчета и сложность аппаратуры.
МЕТОДЫ КВАЗИСТАЦИОНАРНОГО ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА
Методы основаны на решении уравнения теплопроводности при усло-
вии дТ/дг ф 0. Наряду с описанными преимуществами, при реализации
методов квазистационарного режима возникают трудности при создании
надежного контакта образца с нагревателем, а также между образцом и
измерителями температуры.
Один из наиболее эффективных методов квазистационарного режи-
ма — это метод с применением подвижного сосредоточенного бесконтакт-
ного источника тепловой энергии, разработанный на кафедре физики Мос-
ковского геологоразведочного института, в основу его положен нагрев
поверхности движущегося образца горной породы лазером или электро-
лампой и регистрация температуры ИК-радиометром.
Разработанная Ю.А. Поповым с соавторами установка для измерения
теплофизических свойств горных пород бесконтактным методом состоит
из подвижной платформы, на которой размещается эталонный образец и
исследуемый керн, оптического излучателя мощностью 0,5—5,0 Вт, служа-
щего источником тепловой энергии, бесконтактного датчика температуры,
представляющего собой низкотемпературный радиометр с чувствитель-
ностью 0,1 °C, самопишущего потенциометра типа КСП-4 и блока питания.
Подвижная платформа с расположенными на ней образцами горной
породы перемещается с постоянной скоростью от 0,3 до 1,0 см/с. Поверх-
ность образцов нагревается в заданной точке (по заданной линии) лучом
лазера и через определенное время температура этой поверхности фикси-
руется бесконтактным датчиком.
Лазер и ИК-радиометр закреплены неподвижно относительно друг дру-
37
га, что позволяет фиксировать на движущемся образце зону равномерного
нагрева. С целью уменьшения погрешностей за счет различий в количестве
отраженного тепла поверхность перемещения пятна нагрева на плоскости
керна окрашивается в черный цвет. При движении пятна нагрева по по-
верхности образца горной породы она испытывает разогрев до какого-то
предельного значения, которое рассчитывают по выражению
Гпр =д/(2ттХх),	(2.30)
где 7”np — предельная температура; q — мощность источника тепловой
энергии; X — коэффициент теплопроводности; х — расстояние от поверх-
ности нагрева до дистанционного датчика температуры.
Из приведенной зависимости видно, что предельная температура при
постоянной мощности источника энергии зависит от теплопроводности
исследуемого образца горной породы.
Используя эталонные материалы с заданной теплопроводностью,
авторы метода определяют искомую теплопроводность горной породы
по выражению
7”пр э
Хоб=--------Хэ,	(2.31)
'проб
где Хэ и Хоб — соответственно коэффициент теплопроводности эталона и
образца; ТПр э и ? пр об ~ предельные температуры эталона и образца'
Благодаря получению термограммы по всей поверхности исследуемо-
го керна, можно определить коэффициент теплопроводности вдоль линии
нагрева, что, в свою очередь, дает возможность судить более детально о
теплофизических неоднородностях горной породы.
Наряду с определением коэффициента теплопроводности данный ме-
тод позволяет также определить коэффициент температуропроводности,
определение которого основано на исследовании термограмм, полученных
при включении источника энергии раздельно для каждого образца. По
этим термограммам при размерах образца, достаточных для достижения
7^, можно определить время теплонасыщения, зависящее от температу-
ропроводности образца горной породы.
Коэффициент температуропроводности керна легко определить по ха-
рактеру зависимости периода теплонасыщения от температуропроводнос-
ти, устанавливаемой предварительно на эталонных образцах. Суммарная
погрешность измерений не превышает 5 %.
При определении теплофизических свойств горных пород по данной
методике отсутствуют требования к обработке поверхностей кернового
материала; установка отличается очень высокой производительностью
(250—300 измерений в день); минимальные ограничения по размерам
образцов (длина более 20 мм, ширина более 15 мм и толщина более
5—8 мм) допускают исследование практически любого керна. Малая мощ-
ность источника энергии и весьма ограниченная область разогрева созда-
ют благоприятные условия для исследования теплофизических свойств
влагонасыщенных грунтов. Важно, что на этой установке можно получить
профиль распределения теплопроводности и температуропроводности
всего образца горной породы.
38
МЕТОДЫ МОНОТОННОГО РЕЖИМА
Методы монотонного теплового режима являются обобщением квази-
стационарных методов, или методов регулярного режима второго рода.
Они разработаны на основе анализа температурного поля пластины, цилин-
дра, шара при осесимметричном разогреве внешним тепловым потоком
с учетом нелинейности нагрева образца и температурной зависимости
теплофизических параметров. Основной целью такого исследования было
упрощение технической реализации квазистационарных методов и их при-
менение для изучения теплофизических характеристик материалов в ши-
роком диапазоне температур.
В решении поставленной задачи использовалось нелинейное уравнение
теплопроводности, в которое были введены поправки на нелинейность
разогрева и температурную зависимость теплофизических парамет-
ров.
Основные закономерности монотонного режима сводятся к тому,
что измерения проводят на образцах простой формы, в которых создает-
ся одномерное температурное поле с небольшим перепадом температур
по сравнению с температурой в центре тела.
Методы монотонного теплового режима позволяют проводить измере-
ния в дорегулярной стадии теплового процесса, когда на скорость изме-
нения температуры в исследуемом образце влияет начальная температура.
Эти методы послужили теоретической базой для создания аппаратуры,
позволяющей определять теплопроводность, температуропроводность и
теплоемкость различных материалов, жидкостей и газов в диапазоне от
>453 до 3273 К.
Теплоемкость измеряют с помощью с-калори метров, состоящих из
массивного металлического корпуса, окруженного теплозащитной обо-
лочкой. Внутри корпуса располагается металлический стакан с исследуе-
мым образцом, тепломер и нагреватель. Вокруг стакана с образцом для
создания более тонкой регулировки изотермической зоны устанавливает-
ся адиабатная оболочка. В блоке, содержащем нагреватель, обычно пре-
дусматривается несколько отверстий для циркуляции охлаждающего
флюида (для низких температур — жидкий азот). Измерение температур
осуществляется термопарами.
Температуропроводность материалов с коэффициентом теплопровод-
ности менее 5 Вт/(м-К) (в этот интервал, как известно, попадает подавля-
ющее большинство горных пород) методом монотонного режима иссле-
дуется в а-калориметрах. Они, так же как и с-калориметры, состоят из
массивного металлического ядра, защищенного теплоизоляционной обо-
лочкой. В свою очередь, металлическое ядро представляет собой два сим-
метричных блока с плоскими поверхностями, обращенными к образцу.
Эти поверхности снабжены бортиками, образующими вокруг образца зам-
кнутый воздушный объем. Внутри блоков размещены нагреватели, обес-
печивающие симметричный двусторонний разогрев образца. Теплоемкость
блоков значительно (на несколько порядков) превышает теплоемкость
образца.
39
Измерение температурных перепадов и запаздываний температуры
производится тремя термопарами. При этом две термопары вмонтиро-
ваны в металлические блоки вблизи поверхностей, контактирующих с
образцом, а рабочий спай третьей располагается в кольцевой воздушной
прослойке.
Поскольку первые две термопары предназначены для измерения пере-
пада температур, то качество контакта между поверхностями образца
и металлическими блоками должно быть очень высоким и не искажать
перепада температур, образовавшегося внутри образца. Поэтому для
улучшения контакта применяют специальные смазки.
Измерение теплопроводности основано на монотонном разогреве плас-
тины при температурном режиме, близком к стационарному, и осущест-
вляется с помощью Х-калориметров на образцах диаметром до 20 мм и
толщиной до 10 мм в диапазоне температур 173—673 К.
Калориметры для измерений теплопроводности имеют много общего
с с-калориметрами и а-калориметрами. Они также состоят из массивного
ядра, основания с вмонтированными в него нагревателями, теплозащит-
ной оболочки. Массивное ядро имеет съемный наружный колпак. Съем-
ной является также верхняя часть теплозащитной оболочки. Измери-
тельное устройство состоит из стержня, внутреннего металлического кол-
пака и термопар. Стержень с помощью груза прижимают к образцу. Для
улучшения контактов между образцом и измерителями применяют раз-
личные смазки. После достижения регулярного режима вся система про-
гревается с близкими скоростями до установления слабо меняющегося
температурного поля, при этом суммарный перепад температуры сохра-
няется минимальным.
Теплопроводность горных пород в режиме монотонного разогрева в
диапазоне температур от 173 до 673 К можно измерять на серийно выпус-
каемом отечественной промышленностью приборе ИТ-Х-400. Измерения
на этом приборе Основаны на методе динамического Х-калориметра.
Измеритель теплопроводности ИТ-Х-400 состоит из четырех блоков:
измерительного, блоков питания, регулирования и регистрирующего при-
бора (микровольтнаноамперметр Ф-136).
Измерительный блок основной в приборе. Главная его часть — изме-
рительная ячейка — состоит из корпуса, теплоизоляционной оболочки, ох-
ранного колпака и нагревательного блока. Охранный колпак и нагрева-
тель снабжены системой отверстий для циркуляции жидкого азота при ис-
следовании теплопроводности в области отрицательных температур.
Корпус измерительного блока состоит из двух частей. Верхняя часть
может подниматься и поворачиваться на 90° с помощью подъемно-пово-
ротного штангового механизма, нижняя — закреплена на горизонтальной
плате измерительного блока. Поверхность корпуса для увеличения тепло-
обмена на его поверхности ребристая.
Испытуемый образец помещают между контактной пластиной и стерж-
нем, изготовленным для создания минимальных градиентов температур
из материала высокой теплопроводности (меди).
Тепловой поток через образец возникает при монотонном разогреве
40
медного основания, в верхней части которого расположена пластина из
нержавеющей стали с подведенными к ее поверхности спаями дифферен-
циальных термопар, служащая рабочим слоем тепломера.
Часть теплового потока Q (т) проходит через образец и поглощается
стержнем:
Qo (7) = —^—= (4со + сс) Ь,	(2.32)
р
где Г — перепад температур в образце, К; Р — тепловое сопротивление
между стержнем и контактной пластиной, м2-К/Вт; со — полная тепло-
емкость образца, Дж/К; b — скорость разогрева измерительной ячейки,
К/с; с. — полная теплоемкость стержня, Дж/К; S — площадь поперечного
2
сечения образца, м .
Тепловое сопротивление Р между стержнем и контактной пластиной
зависит от теплового сопротивления образца и качества контакта его
поверхностей со стержнем и пластиной Р= Р + Рк, гдеРо — тепловое со-
противление образца, м2-/К/Вт; Рк — тепловое сопротивление контакта,
неидентичность и тепловое сопротивление заделки термопар, м2'К/Вт.
Для определения теплового сопротивления образца разработчиками
прибора предложена зависимость
где ос — поправка, учитывающая теплоемкость образца и определяемая из
соотношения
а =---------°--------,	(2.34)
2 (% + сс)
где со — полная теплоемкость образца, Дж/К; сс — полная теплоемкость
стержня, Дж/К; Кт — постоянная прибора,
Поскольку при измерениях теплопроводности влияние ос на конечный
результат невелико (5—10 %), значение этой поправки определяют через
ориентировочное значение теплоемкости испытуемой горной породы сор.
со = сорт-	(2.35)
где m — масса образца.
Теплоемкость стержня, изготовленного из меди известной удельной
теплоемкости и массы, определяют по аналогичной зависимости.
Другая часть теплового потока QT (т) идет на разогрев контактной
пластины, образца и стержня:
От(т) =Кт*Тт= (уст + сп+со+сс)6,	(2.36)
где Кт*— коэффициент пропорциональности, характеризующий эффектив-
ную тепловую проводимоть пластины, Вт/К; Тт — перепад температур на
рабочем слое тепломера, К; ст — полная теплоемкость рабочего слоя
тепломера, Дж/К; сп — полная теплоемкость контактной пластины, Дж/К.
В приборе размеры всех узлов измерительного блока подобраны та-
ким образом, чтобы тепловой поток Qo (т) был на 5—10 раз больше
41
QT (т). Соблюдение этого условия обеспечивает характер теплового поля
в образце и рабочем слое тепломера, близкий к линейному.
Теплопроводность образца определяется из соотношения
X = ho/Po,	(2.37)
где Ао — высота образца, м.
Для определения X в процессе эксперимента измеряют градиенты тем-
ператур на тепломере и образце.
> Регулирование температурного режима в процессе эксперимента осу-
ществляется автоматически. Прибор рассчитан на исследование теплопро-
водности образцов диаметром 15±0,3 мм и высотой от 0,5 до 5 мм в зави-
симости от теплопроводности испытуемых материалов. Для большинства
горных пород этот интервал составляет 3—5 мм. Контактные поверхности
образцов не должны иметь фасок и должны притираться до шероховатости
поверхности не хуже 0,63. От качества подготовки образцов в значитель-
ной степени зависит погрешность измерений. С целью уменьшения погреш-
ности за счет качества контакта между образцом, тепломером и стержнем
применяют теплостойкую смазку типа ПФМС-4 или графитовый порошок.
Время проведения эксперимента в температурном диапазоне от 173 до
673 К составляет 2,5 ч. Погрешность измерений не превышает 10 %.
Наряду с измерителем теплопроводности промышленностью выпус-
кается измеритель теплоемкости ИТ-С-400, позволяющий проводить из-
мерения на твердых и сыпучих образцах горных пород со значениями объ-
емной теплоемкости не менее 1-10"6 Дж/(м3-К) в интервале от 173 до
673 К.
Прибор основан на методе динамического с-калориметра.
Исследуемый образец горной породы диаметром 15±0,1 мм и высотой
10±0,5 мм помещают в металлическую ампулу, которая закрывается
крышкой. Ампулу устанавливают на медное основание в нижней части
теплозащитного корпуса. В верхней части медного основания расположен
тепломер, рабочая часть его — пластина из нержавеющей стали. Верхняя
часть корпуса может поворачиваться на 90 для удобства установки
образца.
В основании и охранном колпаке прибора расположены нагреватели,
которые обеспечивают монотонный разогрев образца и поддерживают
адиабатические условия вокруг ампулы. Регулирование температурного
режима осуществляется автоматически. Для измерения температур ис-
пользуют термопары, а временное запаздывание температуры образца по
отношению к температуре основания фиксируют гальванометром типа
М195 и секундомером. В приборе обеспечивается равномерный разогрев
образца со скоростью 0,1 К/с.
Теплообмен между образцом и окружающей средой может происхо-
дить лишь через тепломер. Удельную теплоемкость определяют по
формуле
с = —— ( *т Гт - с ),	(2.28)
то b	а
42
где то — масса образца; b — скорость разогрева
ампулы; са — полная теплоемкость ампулы;
КТ — постоянная прибора; ТТ — перепад темпера-
тур на тепломере.
Нестационарные методы
Среди чисто нестационарных методов для
исследования образцов горных пород диамет-
ром до 30 мм представляет интерес метод
А.В. Иоффе и А.Ф. Иоффе, отличающийся прос-
тотой и малой продолжительностью проведения
эксперимента (не более 5 мин).
Прибор, реализующий этот метод, состоит из
двух медных блоков размерами 60x40x30 м
(соответственно высота, ширина и толщина) и
15x25x15 мм. На поверхности нижнего блока и на
расстоянии 1 мм от поверхности верхнего блока
расположены две термопары (рис. 16).
Используемый образец помещают между
блоками, плотно зажимают регулировочным
винтом.
С помощью одной дифференциальной тер-
мопары измеряют температуру между блоками, а
вторая термопара служит для Определения изме-
нения температуры верхнего блока по отноше-
нию к окружающей среде. Для этого второй слой
термопары помещен в сосуд с водой, имеющей температуру окружающей
среды.
Для создания теплового потока через образец нижний блок помещают
в среду с низкой температурой (тающий лед, жидкий азот и т.п.). Созда-
ние отрицательной температурь! в нижнем блоке также необходимо в це-
лях уменьшения ошибки за счет конвентивного теплообмена между бло-
ками. Разность температур измеряют каждые 30 с. Спай термопары в верх-
нем блоке должен быть расположен как можно ближе к поверхности, при-
легающей к исследуемому образцу.
Коэффициент теплопроводности определяют по формуле
Х = —------(2.39)
ts Д T1
Рис. 16. Схема прибора для
определения теплопровод-
ности горных пород по
методу А.В. Иоффе и А.Ф.
Иоффе:
1 — прижимной винт;
2, 5 — медные блоки;
3 — спаи дифференциаль-
ных термопар; 4 — испы-
туемый образец
где с — теплоемкость верхнего блока; Z и S — соответственно толщина и
площадь поперечного сечения образца; т — промежуток времени между
двумя последовательными измерениями; ДГi — разность температур
между блоками; ДГг — разность температур между верхним блоком и
окружающей средой.
Поскольку в процессе эксперимента происходит теплообмен с окру-
жающей средой, то в формулу вносится поправка. С учетом указанных по-
грешностей формула приобретает вид
43
,	,	1	, Z А тг + а\Тг - То) / (с + -я-с)
X = (с + - с)--------------------------2-------------
4 s	г I - Г2
(2.40)
где с — теплоемкость образца; TQ — температура окружающей среды.
Случайные ошибки при определении теплопроводности описанным
методом не превышают 3 %, а абсолютная погрешность не превышает 5 %.
Точность повышается при создании плотного контакта между исследу-
емым образцом и медными блоками, устранении конвективного теплооб-
мена, совершенствовании системы измерения температурных градиентов.
Метод позволяет измерять теплопроводность практически всех типов
горных пород, но при низких значениях этого параметра существенно рас-
тет величина поправки, учитывающей конвенцию. Принимая во внимание,
что большинство осадочных горных пород газовых месторождений имеют
теплопроводность, близкую к нижнему пределу области применения дан-
ного метода, погрешность измерения может достигать 40 %.
Для определения теплопроводности почв и горных пород, находящих-
ся в зоне периодических колебаний температур, может быть использован
метод создания температурных волн на поверхности образца. Он приме-
ним, в основном, для горных пород, слагающих верхнюю часть земной
коры, прдверженной суточным и годовым колебаниям температуры.
Разработка принципиальных основ метода принадлежит А.Ангстрему,
который определил коэффициент температуропроводности длинного
узкого стержня, периодически меняя температуру одного из его концов
через строго заданные промежутки времени. При этом, в любой точке
стержня через определенное время устанавливалось распределение темпе-
ратуры, которое выражалось периодической функцией координаты и вре-
мени и не зависело от начального распределения. По распределению темпе-
ратуры в двух точках во времени определялся коэффициент температуро-
проводности.
Метод не получил широкого распространения, так как выражение для
определения коэффициента температуропроводности включало также ко-
эффициенты теплоотдачи и теплопроводности.
Метод значительно упростился при использовании его для полуогра-
ниченных тел, у которых теплоотдачу с боковой поверхности можно не
учитывать. Тогда уравнение теплопроводности для однородного образца
при изменении температуры на поверхности его х = 0, подчиняющееся
периодическому закону с периодом то при условии
Т (0,Г) = Т sin --- + Т1,	<2-411
то
принимает вид
Т{х, t) = То^^аТь sin 2тг (-у---) +7"1г	(2-42)
где То — амплитуда температур на поверхности тела; Ту — температура на
глубине ниже уровня периодических колебаний; а — коэффициент темпе-
ратуропроводности.
44
Имея кривые распределения во времени в двух точках, удаленных от
поверхности тела на расстояние их2, можно по максимальным и ми-
нимальным значениям этих температур определить коэффициент темпера-
туропроводности .
(х2 -	2 ТГ
а -- ---------------------------
то (,п	^ах,- Гт1П)( 2
T”tnax2 ~ 7”т|П2
(2.43)
Изложенный метод имеет ряд ограничений. В частности, он применим
только при условии синусоидального распределения температурой волны
и однородности горных пород в исследуемом интервале. Поскольку в
реальной обстановке эти условия не выдерживаются, в измеренное зна-
чение коэффициента температуропроводности вносится погрешность.
Для исследования теплофизических свойств горных пород методом
тепловой емкости С.А. Николаевым и Н.Г. Николаевой предложена
устрановка (рис. 17), состоящая из термостата, фотоэлектронного пре-
образователя, моста постоянного тока, гальванометра, ждущего мульти-
вибратора, цифрового Вольтметра и цифропечатающего устройства.
Измерения проводятся следующим образом. Два идентичных образца
горной породы в виде плоскопараллельных пластин с расположенной
между ними тепловой емкостью помещают в термостат между холодиль-
ником 7 и нагревателем 2. Боковые поверхности образцов и тепловой ем-
кости теплоизолируют для предотвращения теплопотерь. Всю систему при-
водят в стационарное состояние с постоянной температурой. Затем в на-
чальный момент времени скачкообразно меняется температура нагревате-
ля и поддерживается постоянной в течение эксперимента, вызывая изме-
нение температуры в тепловой емкости. По времени нарастания темпера-
туры в тепловой емкости и экспериментальным кривым определяют
коэффициенты теплопроводности и температуропроводности по
зависимости
R rd	d2
т —  ------—- 4----
ехР 2Х	2а
(2.44)
где гехр — экспотенциальное время нарастания температуры в тепловой
емкости до 63,2 % от максимальной; Rc — теплоемкостное сопротивление
(произведение теплоемкости единичного объема на толщину тепловой
емкости) ; d — толщина образца, а — температуропроводность образца,
равная
.2
а=А———,	(2.45)
гз
где А — постоянная, определяемая экспериментально; т3 — время задерж-
ки температурного скачка.
Для уменьшения ошибки при определении коэффициента температуро-
проводности, обусловленной контактным Сопротивлением, создают давле-
ние между нагревателем и холодильником до 0,5 МПа и в процессе экспе-
римента меняют тепловую емкость или размеры образца.
45
Рис. 17. Схема прибора для измерения
теплофизических параметров горных по-
род методом тепловой емкости:
1 — холодильник; 2, 4 — нагреватели;
3, 6 — образцы горной породы; 5, 7 —
датчики температуры в тепловой емкос-
ти; Г — гальванометр; М — мост постоян-
ного тока; ФП — фотоэлектронный преоб-
разователь; ЖМ — ждущий мультивибра-
тор; УПТ — усилитель постоянного тока;
ЦВ — цифровой вольтметр; ЦПУ — цифро-
печатающее устройство
Благодаря применению фотоэлектронной системы термостатирования
можно достаточно точно регулировать изменение температуры нагревате-
ля, а подключение дополнительной мощности позволяет регулировать
температурный скачок от 0,5 К и выше.
Определение времени нарастания температуры в тепловой емкости
осуществляется с помощью датчика 5 (см. рис. 17), подключенного к мос-
ту постоянного тока. При разбалансе моста постоянного тока электричес-
кий импульс, предварительно усиленный на УПТ, подается на цифропеча-
тающее устройство. Установка обеспечивает определение теплофизичес-
ких свойств образцов горных пород с погрешностью до 5 % при соотноше-
нии диаметра к толщине более 3:1. Время измерения одного образца сос-
тавляет 10—15 мин.
Сравнительные методы
Сравнительные методы определения теплофизических свойств горных
пород основаны на исследовании теплового поля системы тел, состоящих
из образца и эталона.
Важное условие этих Методов — близость теплофизических характерис-
тик образца и эталона и высокое качество контакта между ними. Опреде-
ление теплофизических свойств горных пород сравнительными методами
можно вести на всех стадиях теплового процесса (начальной, квазистацио-
н'арной и стационарной).
Распространенным сравнительным методом, основанным на исследова-
нии начальной стадии развития теплового процесса, является метод двух
температурно-временных точек, предложенный В.С. Волькенштейн и мо-
дифицированный Р.И. Кутасом и В.В. Гордиенко. Метод представляет
собой частный случай первого основного метода двух температурно-вре-
менных интервалов. Сущность его заключается в том, что между нагре-
вателем и эталоном располагают образец горной породы в виде пластины
и на поверхности образца, контактирующей с нагревателем, в заданный
момент времени создают постоянную температуру. На верхней и нижней
поверхностях образца располагают спаи медно-константановой дифферен-
циальной термопары. При этом фиксируют показания гальванометра,
включенного в цепь термопары, при начальной разности температур.
46
(2.46)
(2.47)
(2.48)
После включения нагревателя разность температур между спаями диф-
ференциальной термопары будет уменьшаться, соответственно будет
уменьшаться и ток, идущий через гальванометр. Зависимость изменения
температуры спая термопары, расположенного между образцом и этало-
ном, будет определяться теплофизическими свойствами образца и этало-
на. Измеряют время, когда разность потенциалов между спаями термопар
составляет 0,9; 0,75; 0,55 и 0,5 начальной величины. Вычисления теплофи-
зических свойств горных пород ведут по зависимостям:
b	е h
X =----------
2	г у/Тг
где h — толщина пластины горной породы; b — коэффициент эталона;
Тг — время достижения меньшей величины потенциалов для пар т0 д —
тО,75 и тО,75 — Г0,5>
а - h2/ (4/Дт J,
где Ari — разность времен — т0<9 + То,7 5>
X 2be\/f кт
с — — = ---------------.
a	h
Безразмерные коэффициенты е и f определяют по рабочим таблицам,
полученным в результате опытных определений их зависимости от Дт, и
Дт2 (Дт2 = — т0 9 + т0|5 s) для фиксированных значений показаний гальва-
нометра.
В процессе проведения измерений указанным методом необходимо,
чтобы плоскости образца горной породы были строго параллельны, при-
шлифованы. Образец должен представлять собой пластину, диаметр ко-
торой в 4—5 раз превышает ее толщину. Экспериментально установлено,
что при соблюдении этих условий теплопотери через боковую поверхность
образца не влияют на точность измерений теплофизических параметров
при значениях коэффициента теплопроводности от 1,6 до 2,5 Вт/(м-К).
Весьма жесткие требования предъявляются к коэффициенту эталона,
ошибки в определении которого являются источником систематической
погрешности. Эталон должен быть изготовлен из материала с близкими к
исследуемому образцу теплофизическими параметрами. Для улучшения
теплового контакта между эталоном и образцом целесообразно примене-
ние смазки, также характеризующейся близкой к испытуемому образцу
теплопроводностью (например, графитовая смазка на вазелине).
При соблюдении перечисленных требований величина относительной
погрешности определения коэффициента теплопроводности не превышает
7 %.
Описанный метод отличается простотой проведения измерений, позво-
ляет в результате одного эксперимента определить все три теплофизичес-
кие параметра горных пород, дает возможность проводить определения на
образцах керна малой величины при малых затратах времени (около
30 мин на одно определение).
Прибор, реализующий сравнительный метод определения теплопровод-
ности на стационарной стадии теплового процесса, состоит из калоримет-
47
ра, измерительного блока и цифрового вольтметра и позволяет проводить
измерения на образцах цилиндрической формы высотой не более 20 мм
и диаметром 15 мм в широком диапазоне измерения теплопроводности
0,2—80 Вт/(м-К). Измеритель представляет собой автоматизированную
систему прямого получения искомой величины в аналоговой форме бла-
годаря применению измерительного блока, созданного на базе аналогово-
го вычислительного устройства А 343-101.
Прибор работает следующим образом. Исследуемый образец поме-
щают в калориметр между двумя металлическими блоками, имеющими
различную температуру, отличающуюся на 5—10 К. На поверхности ниж-
него блока, контактирующей с образцом, монтируется тепломер, пред-
ставляющий собой медную пластину. Эту пластину приклеивают к блоку
слоем эпоксидной смолы толщиной 0,2 мм. Блоки имеют размеры 80 мм
в диаметре и 60 мм в высоту.
После приведения в контакт образца с блоками различной температу-
ры и установления в образце стационарного теплового режима измеряется
перепад температур на образце, тепломере и на контактных тепловых со-
противлениях с помощью двух- и четырехспайной термобатарей с
термо-ЭДС £т соответственно 200—800 мкВ и 200—1000 мкВ. Коэффи-
циент теплопроводности рассчитывают по формуле
Х = -^--------,
3	Е - кЕг
(2.49)
где h, S — высота и площадь образца; Кт — тепловая проводимость тепло-
мера; к — коэффициент, пропорциональный контактным тепловым со-
противлениям.
Величины Ку и к определяют по измерениям на эталонных образцах.
Для уменьшения теплопотерь с боковых поверхностей образца в при-
боре предусмотрены защитные кольца, которые механически связаны с
металлическими блоками, контактирующими с образцом. Благодаря при-
менению автоматики обеспечивается надежный контакт испытуемого об-
разца с блоками и стыковка охранных колец при любой (в пределах
допустимого) толщине образца.
Относительная погрешность при изменении теплопроводности Для гор-
ных пород не превышает 5 %, а продолжительность одного измерения сос-
тавляет 3—5 мин.
Наиболее существенным недостатком описанного цифрового измери-
теля при использовании его для исследования горных пород является
необходимость специальной подготовки образцов малого диаметра.
Зондовые методы
Зондовые методы, разработанные А.Ф. Чудновским, основаны на внед-
рении источника тепла в исследуемую среду. По количеству тепла, расхо-
дуемого на нагрев в единицу времени, или изменению температуры источ-
ника тепла судят о теплофизических свойствах испытуемого материала.
Источники тепла (или зонды) имеют различную форму — плоскую,
48
цилиндрическую, сферическую и могут работать в различных режимах.
Этим обусловлено многообразие зондовых методов. Среди цилиндричес-
ких зондов выделяют зонды: с мгновенным импульсом, изотермические,
с постоянной мощностью. Сферические зонды делятся на шаровые с мгно-
венным импульсом, изотермические и остывающие. Для плоских зондов
известны методы тонкой пластины с мгновенным импульсом, изотерми-
ческой пластины и остывающей пластины конечной толщины.
Методы зонда, предусматривающие создание цилиндрического темпе-
ратурного поля в исследуемой среде, применяют для определения тепло-
проводности грунтов, сыпучих материалов и горных пород. При этом в
образцах горной породы высверливают отверстия по оси цилиндра и вво-
дят нагреватель заданной мощности. Одним из наиболее известных мето-
дов, применяемых для исследования теплофизических свойств горных
пород, является метод линейного мгновенного источника, разработанный
Е.А. Любимовой с соавторами.
Если в образец горной породы поместить тонкий и бесконечно длин-
ный электронагреватель, а затем в некоторый момент времени подать на
него кратковременное напряжение питания, то возникающий тепловой
импульс вызовет в горной породе распределение температур следующего
вида
Т =--------Q------ е 4эГ	(2.50)
4с раТГТ
где Т — температура мгновенного линейного источника; О — количество
тепла, выделяемое источником; г — расстояние от точки измерения темпе-
ратуры до линейного источника; т — время достижения максимальной
температуры в точке наблюдения; р — плотность.
В процессе проведения эксперимента определяют коэффициент темпе-
ратуропроводности по формуле
а = г2 /4ттах,	(2.51)
объемную теплоемкость
О
рс = (-----е 1) /ттг2.	(2.52)
Лпах
По известным коэффициентам температуропроводности и объемной
теплоемкости рассчитывают теплопроводность
Х=арс.	(2.53)
Методика проведения измерений сводится к следующему. В образце
горной породы высверливают два отверстия на расстоянии 1,5—2,5 см
друг от друга и 4—6 см от поверхности образца, в которых размещают на-
греватель и горячий спай дифференциальной термопары. Холодный спай
термопары термостатируется.
На нагреватель в течение заданного промежутка времени подается на-
пряжение, которое сообщает нагревателю определенный тепловой им-
пульс. Постоянство величины теплового импульса достигается использова-
49
Рис. 18. Схема установки зондового метода:
1 — гальванометр; 2, 9 — реле; 3 — реостат; 4 — диф-
ференциальная термопара; 5 — нагреватель; 6, 7, 10 —
источники питания; 8 — переключатель; 11 — термо-
стат
Рис. 19. Схема нагревателя-пружины с закручивающим
приспособлением (а) и прижимного устройства (б) :
1 — крючок; 2 — место припайки гибкого провода;
3 — оправка; 4 — нагреватель; 5, 6 — муфта; 7 —
головка для закрепления; 8 — ограничитель; 9 —
винт; 10 — бороздка
нием в схеме реле времени и промежуточного реле, отключающих питание
нагревателя через 3,5 с. В процессе измерений вольтметром и ампермет-
ром класса точности 0,2 фиксируют напряжение и ток в цепи нагревателя.
Одновременно гальванометром с чувствительностью не хуже 10”9 А/деле-
ние фиксируется изменение температуры горячего спая дифференциаль-
50
ной термопары, а секундомером — время достижения максимального ее
значения (рис. 18).
Поскольку одним из источников ошибок при измерении теплофизи-
ческих параметров горной породы данным методом может быть недоста-
точно надежный контакт нагревателя и термопары с исследуемым образ-
цом, авторами предложен нагреватель-пружина и прижимное устройство
для термоспая (рис. 19 а, б).
Нагреватель-пружина диаметром 0,65—0,75 см и длиной 5—6 см благо-
даря специальному закруживающему приспособлению вводится в отверс-
тие, а затем раскручивается и обеспечивает надежный контакт с горной
породой. Приспособление состоит из двухмиллиметрового латунного стер-
жня, имеющего внутреннее отверстие и крючок в нижней части. В верхней
части стержня расположена вращающаяся муфта с закрепленным верхним
концом пружинки. После размещения подогревателя в горной породе за-
кручивающее приспособление заменяют фарфоровым стержнем.
Прижимное устройство для термоспая представляет собой два клина
из эбонита. На одном из них крепится термоспай с таким расчетом, чтобы
он находился напротив середины нагревателя, а второй прижимает горя-
чий спай к стенке отверстия.
Для уменьшения погрешностей за счет оттока тепла по электродам
термопары к горячему спаю припаивают полоску фольги красной меди
толщиной 0,03 мм, длиной 7 мм и шириной 0,7—0,8 мм.
Точность измеряемых величин этим методом зависит от: надежности
контакта нагревателя и термопары с породой, конечных размеров нагре-
вателя, потери тепла, немгновенности действия источника тепла и наруше-
ния однородности среды из-за введения материала приборов.
Условия проведения измерений теоретически и экспериментально обо-
снованы и позволяют пользоваться приведенными формулами с мини-
мальной погрешностью благодаря выбору оптимального времени тепло-
вого импульса, размеров нагревателя в зависимости от размеров образца
и расстояния от нагревателя до термоспая и устройству измерительных
приборов.
К достоинствам метода следует отнести возможность определения всех
трех теплофизических параметров из одного опыта, относительную прос-
тоту измерительной схемы, кратковременность проведения измерений.
При этом методе не предъявляется жестких требований к обработке об-
разцов горной породы.
Недостаток метода состоит в том, что его можно применять для изме-
рения тепловых характеристик лишь на кернах с диаметром более 7,5 см
и высотой более 6 см.
В связи с тем, что сверление отверстий в горных пооодах в определен-
ных случаях представляет трудность, предложен вариант зондового ме-
тода, предусматривающий размещение зонда на поверхности образца.
Коэффициент теплопроводности при этом определяют по формуле
= к' |п <Лг/Т1)	(2.54)
т - 7(Т1)
51
где Т — избыточная температура зонда; т — время; к! — постоянная зонда,
определяемая экспериментально на эталонном образце,
К' = roq/2it,	(2.55)
г0 — радиус зонда; q — удельный тепловой поток нагревателя Зонда на
единицу длины.
Подводимая к нагревателю мощность для полубесконечного про-
странства должна быть вдвое больше, чем для бесконечного пространства.
Установка, с помощью которой проводят измерения теплопроводности
по изложенной методике, состоит из зонда, включенного в мостовую схе-
му, самопишущего потенциометра типа КСП-4, стабилизатора напряжения
постоянного тока, гальванометра и амперметра.
Зонд, служащий нагревателем и измерителем температуры, изготовлен
из медного капилляра, внутри которого расположен жгут из медного про-
вода типа ПЭЛ-1 диаметром 0,08 мм. По всей длине зонда снаружи образо-
вана плоская поверхность шириной 1 мм для улучшения контакта с ис-
следуемым образцом. Зонд имеет длину 60 мм при наружном диаметре
3 мм и внутреннем 1,5 мм. Для проведения измерений к зонду подводит-
ся постоянная мощность, равная 250 мВт. Плечи моста составляют по-
стоянные сопротивления в 100 и 1000 Ом, нагреватель-термометр сопро-
тивлением 13 Ом и переменный резистор. Величина тока зонда не превы-
шает 10/11 тока моста, а избыточная температура — 274,5 К.
После включения питания моста от стабилизированного источника
постоянного тока проводят запись термограммы зонда. Затем эту термо-
грамму строят в координатах Д(/, In т, которая через 3—10 с после начала
нагрева выходит на асимптоту.
Тангенс угла наклона термограммы служит характеристикой тепло-
проводности изучаемого материала.
Коэффициент теплопроводности определяют по выражению
Х-К7 (1/tga),	(2.56)
где tg а = [7"(т2) - Т(тх) ] / (In т2 - In г,).
Это выражение справедливо для одной фиксированной температуры,
а для любой температуры оно принимает вид
X = 2т	_!----г	(2.57)
'	tga
где / — ток зонда при температуре определения К7; /т - ток зонда при тем-
пературе Т.
Данный метод позволяет определять коэффициент теплопроводности
с погрешностью до 10 % для горных пород низкой и средней теплопро-
водности. В этом случае тепловое сопротивление между нагревателем и
образцом не играет существенной роли. При исследовании высокотепло-
проводных горных пород (каменная соль, сульфиды металлов и т.п.)
значения теплового сопротивления становятся существенным и примене-
ние метода чревато большими погрешностями.
52
СПОСОБЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД В СКВАЖИНАХ
Исследование теплопроводности, температуропроводности и теплоем-
кости горных пород лабораторными методами связано с неизбежным
внесением погрешностей. Прежде всего, это относится к нарушению ес-
тественного состояния горных пород в процессе отбора, транспортировки
и хранения образцов. Меняются влагонасыщенность, температура, давле-
ние, физико-механические свойства. Воссоздать в лабораторных условиях
одновременно влияние всех пластовых факторов на теплофизические
свойства горной породы весьма трудно.
Кроме того, необходимо учитывать, что в большинстве случаев выход
кернового материала не превышает 30—40 % от общего объема вскрытого
геологического разреза. Следовательно, представление о теплофизических
свойствах изучаемой толщи пород неполное. Для исследований, как пра-
вило, сохраняются наиболее плотные разности, поэтому возможны су-
щественные отклонения от истинных значений теплопроводности разреза.
В этой связи большой интерес представляют методы определения
теплофизических свойств горных пород в условиях их естественного за-
легания. Здесь выделяются направления, которые основаны на непосред-
ственном измерении искомых параметров специальными устройствами,
исследовании естественного теплового поля в скважине, изучении темпе-
ратуры выходящего из скважины флюида.
М.И. Бевзюк с соавторами предложил метод и разработал устройство
для определения теплопроводности горных пород в скважинах.
Метод основан на изучении возмущений естественного теплового поля
скважины в результате размещения в ней тела иной теплопроводности.
С этой целью в скважину помещают прибор, позволяющий измерять с
высокой степенью точности температуру, геотермический градиент и плот-
ность теплового потока. Соответственно в приборе конструктивно выде-
ляется три основных узла — измеритель теплового потока, термоградиен-
тометр и электронный блок, выполняющие перечисленные функции.
Измеритель теплового потока представляет собой термоэлектричес-
кую батарею в форме диска с отверстием в центральной части и заданной
теплопроводностью.
Температуру и температурный градиент измеряют термоградиенто-
метром, в котором в качестве датчиков температуры служат термозави-
симые пьезокварцевые резонаторы с высоким температурным коэффици-
ентом частоты. Благодаря применению термозависимых пьезокварцевых
резонаторов удается достигнуть высокой чувствительности при измерении
температуры (до тысячной градуса) и уверенно определять градиент тем-
ператур между точками, расположенными на расстоянии 1 м. Сигналы от
датчиков поступают в электронный блок, который, в свою очередь, трех-
жильным кабелем соединен с регистрирующей аппаратурой, размещенной
по поверхности земли. Электронный блок в основном предназначен для
преобразования высокочастотного сигнала от пьезокварцевых резонато-
ров в низкочастотный и обеспечения раздельного измерения температуры,
53
температурного градиента и теплового потока. Он состоит из двух иден-
тичных автогенераторов, опорного генератора, смесителя и электронного
распределительного ключа. Все узлы помещены в защитный кожух, сос-
тоящий из отдельных секций. Конструкция кожуха, в целях уменьшения
инерционности прибора, имеет отверстия, позволяющие флюиду, заполня-
ющему скважину, контактировать с датчиками через минимальный слой
изоляции.
Расположение датчиков температуры, теплового потока и электронно-
го блока в приборе подчинено определенной закономерности, обеспечи-
вающей исключение их взаимного влияния.
Метод реализуется главным образом за счет введения в скважину с
установившимся тепловым режимом тела конечных размеров (/= 10 см)
с известной теплопроводностью. Суть его заключается в том, что поле изо-
терм перестраивается в зависимости от соотношения коэффициентов
теплопроводности горной породы, эталонного тела и флюида, заполняю-
щего скважину. В случае совпадения коэффициентов теплопроводности
перечисленных объектов температурное поле на исследуемом участке оста-
ется неизменным. При несовпадении теплопроводностей горной породы,
флюида и эталонного тела градиент температур в нем будет уменьшаться
или увеличиваться по сравнению с геотермическим градиентом. Авторами
эмпирически установлено, что отношение градиентов температур в эта-
лонном образце и горной породе Л/ обратно пропорционально отношению
коэффициентов теплопроводности. Кроме того, установлена функцио-
нальная зависимость Л/ = f(L}, с помощью которой по известному коэф-
фициенту теплопроводности эталонного образца рассчитывают коэффи-
циент теплопроводности горной породы в исследуемом интервале:
\.п = Хт L,	(2.58)
где Хг п — коэффициент теплопроводности горной породы; Хт — коэф-
фициент теплопроводности тепломера; L — отношение Хг п/Хт.
Эталонное тело является одновременно теплометрическим датчиком,
позволяющим измерять плотность теплового потока (дт).
Поскольку коэффициент эффективной теплопроводности тепломера
(эталонного тела) определяется заранее, по измеренному значению плот-
ности теплового потока </т вычисляют градиент температуры вдоль оси
тепломера ?т
7Т = QT/XT.	(2.59)
Имея все исходные данные (уг, 7Т, Хт), вычисляют Л/ = уг/ут, при
помощи градуировочной кривой находят соответствующее значение L и
по формуле (2.58) определяют искомый коэффициент теплопроводности.
Время определения коэффициента теплопроводности горной породы
предлагаемым способом зависит от времени установления стационарного
теплового режима в скважине после спуска прибора и составляет 1,5-2 ч.
Относительная погрешность определений складывается из погрешнос-
54
тей измерения геотермического градиента и плотности теплового потока
и составляет 8 %.
В.А. Тарасовым и А.Л. Грейнером разработан прибор для измерения
теплопроводности горных пород в скважинах, заполненных жидкостью.
Он основан на исследовании характера изменения температуры линейного
источника во времени при постоянной мощности нагревателя.
Прибор представляет собой медный цилиндр, в осевой части которого
расположен линейный источник тепла, изготовленный из изолированной
нихромовой проволоки. Пространство между нагревателем и корпусом
прибора заполнено сплавом Вуда. Для исключения конвентивного выноса
тепла в скважину на нижней и верхней частях корпуса установлены тепло-
изоляторы. Для достижения идентичности замеров необходимо располо-
жить прибор строго по центру скважины. Равномерность зазора между
прибором и стенкой скважины обеспечивается установкой плоских пру-
жин в его торцевых частях.
Изменение температуры нагревателя контролируют с помощью дат-
чика температуры, расположенного в центральной части прибора. Инфор-
мация о температуре по каротажному кабелю поступает к регистрирую-
щим приборам, расположенным на поверхности земли.
В целях уменьшения погрешностей при измерении теплопроводности
длина корпуса прибора должна превышать его диаметр в 30 раз, а длина
теплоизоляторов должна быть не менее половины длины линейного на-
гревателя. Кроме того, теплоотдача от линейного нагревателя должна быть
в радиальном направлении не меньше, чем по оси прибора.
Измерения проводят следующим образом. Прибор после погружения
в скважину выдерживают до установления постоянной температуры, пос-
ле чего включают нагреватель и фиксируют изменение температуры дат-
чика во времени. По скорости изменения температуры судят о теплопро-
водности пород.
При определении температуропроводности горных пород в условиях
естественного залегания с помощью установки датчиков непосредственно
в пласте, сложенном исследуемой горной породой, применяют перфора-
торы типа ПВН-90 и ПВН-ЮОр с пулями диаметром 20—25 мм. В корпусе
пули расположен специальный тепловой датчик, работа которого основана
на создании звуковых сигналов, обусловленных перемещением зубчатого
штока, укрепленного на сильфоне либо на поршне, в камертоне. Переме-
щение штока достигается тем, что ртуть, фреон или другой хорошо расши-
ряющийся агент, заполняющие сильфон или полость под поршнем, при из-
менении температуры меняют свой объем.
В процессе нагрева, связанного с теплоотдачей выхлопных газов и
трением при внедрении пули в породу, реагент расширяется и давит на
поршень или сильфон, перемещая зубчатый шток, который входит в за-
цепление с зубом, установленным в камертоне. При охлаждении пули
происходит процесс обратного перемещения зубчатого штока, который
вновь входит в зацепление с зубом камертона и таким образом вызывает
его колебания. Длина хода штока соответствует фиксированному градиен-
ту температур.
55
Возникающие при этом звуковые импульсы распространяются по по-
роде и достигают приемного устройства, находящегося в скважине. Из
приемного устройства, состоящего из звукового приемника и усилителя,
сигнал по кабелю поступает к регистрирующей аппаратуре на поверхности.
В связи с малыми размерами источника колебаний амплитуда их низ-
кая и поэтому предъявляются высокие требования к приемнику и регис-
трирующей аппаратуре. Приемник основан на пьезокристаллических эле-
ментах и обладает чувствительностью 70 мкВ/МПа. Благодаря высокой
чувствительности при малых звуковых давлениях удается получить вы-
ходной сигнал порядка 1 мкВ.
С целью уменьшения влияния помех, вызываемых наложенными на
полезный сигнал частотами иного происхождения, подбирают оптималь-
ную частоту звучания камертона, и сигнал на поверхности вначале прохо-
дит через избирательный усилитель с полосой пропускания 20 Гц, а затем
поступает на усилитель и самописец. В результате на диаграммной ленте
получается график зависимости приращения напряжения во времени.
Число всплесков на диаграммной ленте, соответствующих приходу зву-
кового сигнала, пропорционально разности температур пули и окружаю-
щих пород, а время между всплесками является функцией температуро-
проводности. Для определения температуропроводности пород в этом слу-
чае необходимо установить начальную разность температур между пулей
и окружающей породой. Это невозможно. Поэтому предложено моделиро-
вать скважинные процессы в лабораторных условиях на эталонных образ-
цах. Так как характер изменения температуры в обоих случаях будет оди-
наков, сравнивая скважинную кривую с эталонной, получают соотношение
эталонной и искомой температуропроводности и через это соотношение
определяют температуропроводность горных пород.
Известен метод определения теплофизических характеристик горных
пород, основанный также на исследовании процесса восстановления тепло-
вого режима скважины и названный автором методом „искаженной глу-
боким бурением температурной зоны". Для осуществления метода после
окончания бурения скважины в ней размещают несколько термисторов,
с помощью которых измеряют температуру в массиве горных пород, на
стенках скважины и в ее осевой части. Для предотвращения конвектив-
ного теплопереноса участок скважины с установленными термисторами
изолируют.
Измеряя температуру в осевой части скважины при известной плот-
ности и теплоемкости заполняющего скважину флюида, можно опреде-
лить радиальный qr тепловой поток по зависимости
ped	дТ
qr = -----------,	(2.60)
4	дТ
где р, с — соответственно плотность и теплоемкость флюида в скважине;
d — диаметр скважины; Т — температура жидкости в осевой части скважи-
ны; т — время.
По разности температур на стенке скважины и в массиве горных пород
определяют радиальный температурный градиент и радиальную теплопро-
водность
56
A _ qr - cpd dT	(2.61)
r 4-^1 4^n- dT '
dr	dr
где Tn — температура породы.
Поскольку для большинства осадочных пород тепловая анизотропия
незначительна, принимается, что Хг « Хг, где Xz — теплопроводность по
нормали к напластованию.
Данный метод опробован в скважине на глубине 94—96 м, однако его
реализация сопряжена с рядом трудностей. В частности, при внедрении
термистора в массив горных пород с помощью кумулятивного заряда
необходимо учитывать время рассеивания теплового импульса, обуслов-
ленного взрывом и трением пули о породу. Кроме того, расстояние до тер-
мистора, внедренного в массив d, входящее в расчетную формулу, можно
определить только по удлинению кабеля, на котором опускается в сква-
жину вся система и осуществляется передача информации. Необходимо
учитывать также возможное влияние фильтрации жидкости в пласте на
перенос тепла между термисторами. Возникающие при этом погрешности
оценить весьма сложно.
Теплофизические свойства мерзлых горных пород можно исследовать
методом скважинного цилиндрического зонда постоянной мощности,
состоящего из резиновой камеры, медной полой трубки, нагревателя,
двадцатиспайной термобатареи и кожуха. Зонд устроен следующим обра-
зом.
На поверхности медной трубки, имеющей в средней части отверстие,
расположен нагреватель из константановой проволоки сопротивлением
порядка 30 Ом. При этом поверхность трубки изолирована от спирали
нагревателя слоем изоляционной ленты.
Один конец нагревателя крепится к трубке, другой — к стержню, рас-
положенному на некотором расстоянии от нагревателя. Стержень, в свою
очередь, крепится на дисках, изготовленных из материала низкой тепло-
проводности (плексиглас и резина). Диски имеют выточки и пазы, служа-
щие для герметичного крепления надувного цилиндра.
Надувной цилиндр, к поверхности которого прикреплены спаи термо-
батареи, при нагнетании в него воздуха через отверстие в медной трубке
обеспечивает плотный контакт со стенкой скважины. Двадцатиспайная
термобатарея служит датчиком температуры, обладающим высокой чув-
ствительностью, что особенно важно при исследовании мерзлых пород, в
которых во избежание фазовых переходов необходимо создать минималь-
ные перепады температур. Описываемый цилиндрический зонд допускает
максимальный нагрев не более чем на 0,4 К.
„Горячие" спаи термобатареи располагают равномерно вдоль нагрева-
теля по всей поверхности зонда, а „холодные" спаи, изолированные один
от другого и теплоизолированные от окружающей среды, располагают в
нижней части зонда под предохранительным кожухом.
Для определения теплопроводности прибор помещают в скважину и
с помощью шланга надувают цилиндр, обеспечивая контакт спаев термо-
57
батареи со стенкой скважины. По проводам, идущим от прибора к поверх-
ности, подают напряжение питания к нагревателю. Измерение силы тока
в цепи термобатареи осуществляют гальванометром.
Коэффициент теплопроводности определяют по формуле
X =---------4,61 lg —,	(2.62)
4тга0 п	г
где q — тепловой поток через поверхность зонда; а0 — коэффициент пе-
ревода показаний гальванометра в градусы; п — число делений шкалы
гальванометра; L — длина прибора; г — радиус прибора.
Прибор по своим конструктивным особенностям может быть приме-
нен лишь в мелких скважинах и шпурах. Описанный способ и его техни-
ческое решение позволяют провести одно определение в 4 ч.
X. Виллинджером, Дж. Беренсом и Б. Ратерсом разработаны способ
и устройство для определения теплопроводности в условиях естествен-
ного залегания пород.
Устройство состоит из удлиненного нагревателя, датчика температуры,
пакерующего устройства, расположенного на противоположных концах
нагревателя, насоса, обеспечивающего циркуляцию жидкости в межпакер-
ном пространстве. Отношение длины устройства к его диаметру должно
быть более 1 ;20.
Предлагаемое устройство работает следующим образом. В скважине,
заполненной водой, с помощью двух надувных уплотнителей (пакеров),
расположенных на противоположных концах устойства, изолируется
столб воды. Его разогревают с помощью проволочных нагревательных
элементов, а температуру воды, окружающей нагреватели, измеряют дат-
чиком температуры, расположенным в центральной части прибора. Во
избежание температурного расслоения вода в секции перемешивается с
помощью небольшого циркуляционного насоса, вмонтированного в ниж-
ний уплотнитель. Оказалось, что достаточно фиксировать температуру
только в центре рабочего объема воды.
Прибор опускают в скважину на кабеле, по которому от источника
электрического тока, расположенного на поверхности земли, подается
питание к нагревателю, а также поступает информация о температуре и
работе пакерующих устройств.
В связи с этим также на поверхности земли расположены блок накоп-
ления и изменения температуры и блок проверки и наладки уплотнителей
и определения степени их наддува.
Устройство опробовали в неглубоких скважинах 30—40 м. В основу
методики определения теплопроводности горных пород положен принцип
монотонного разогрева. Изолированный столб жидкости разогревается
нагревателем от постоянного источника электроэнергии до момента,
когда повышение температуры становится линейной функцией логарифма
времени нагревания. Наклон прямолинейного участка полученной кривой
обратно пропорционален теплопроводности окружающих пород. При этом
предполагается, что окружающая скважину горная порода обладает од-
58
нородной и изотропной теплопроводностью, а рабочий объем скважины за-
полнен флюидом, исключающим конвективный перенос тепла.
Устройство и методика апробированы в скважине в интервале глубин,
соответствующем залеганию пласта аргиллитов. Время нагрева составило
около 3 ч, а интервал между замерами температуры — 10 с. Полученные
данные, в связи с некоторым разбросом значений, были статистически
обработаны и на основе их интерполяции построена кривая. Вычисление
ее угла наклона осуществлялось по методу наименьших квадратов.
Наряду с этим на образцах керна, отобранного из того же интервала
глубин, была определена теплопроводность указанных аргиллитов в лабо-
раторных условиях. Величина расхождения между значениями, получен-
ными в скважине и в лаборатории, не превышала 10 %.
Разработанное устройство имеет следующие преимущества:
1)	пригодность для полевых исследований благодаря простоте механи-
ческого устройства;
2)	возможность изготовления прибора для работы в скважинах лю-
бого диаметра;
3)	возможность проведения измерений как в обсаженных, так и в
необсаженных скважинах.
Рассматривая в целом проблему измерения теплофизических свойств
горных пород в скважинах, необходимо отметить, что, несмотря на ее
актуальность, в настоящее время известно немного устройств, позволяю-
щих исследовать оперативно и с малой погрешностью. В этой связи пред-
ставляется важным дальнейший поиск методических и технических ре-
шений, направленных на определение теплофизических параметров гор-
ных пород в естественных условиях.
Методы и технические средства определения теплопроводности, тем-
пературопроводности и теплоемкости горных пород в подавляющем боль-
шинстве случаев предъявляют весьма жесткие требования к испытуемым
образцам, что вызывает необходимость их специальной обработки, значи-
тельно снижает производительность и повышает трудоемкость определи-
тельских работ. Кроме того, проведение теплофизических измерений воз-
можно лишь на небольших образцах, составляющих незначительную часть
геологического разреза. Учитывая, что в большинстве нефтегазоносных
провинций осадочные толщи характеризуются значительной фациальной
изменчивостью и физико-химической неоднородностью отложений, невы-
сокий процент выхода кернового материала приводит из-за недостатка
информации по теплопроводности к погрешностям при решении различ-
ных геотермических задач.
Наряду с этим существуют практически непреодолимые трудности в
моделировании в лабораторных условиях обстановки, учитывающей влия-
ние многочисленных факторов на теплопроводность горных пород.
Решение данной проблемы в некоторой степени возможно с помощью
скважинных методов и устройств, позволяющих проводить измерения без
нарушения естественного состояния пород. Однако известные в настоящее
время способы и устройства несовершенны, отличаются большой трудоем-
костью и соответственно длительным временем проведения измерений.
59
Если при этом учесть, что далеко не каждую скважину можно остановить
на длительное время для установления естественного теплового режима
и проведения измерений, то станут более понятными трудности примене-
ния скважинных методов для определения теплофизических параметров
горных пород. Следует отметить, что точность измерений теплофизических
параметров непосредственно в скважине существующими методами в
большинстве случаев на невысоком уровне.
Третью группу составляют аналитические методы, которые обладают
еще меньшими возможностями, так как не могут учитывать всего много-
образия реального распределения частиц минералов, формы и размеров
пор, термодинамических параметров состояния и других факторов.
В этой связи представляется рациональной разработка методов опреде-
ления теплофизических свойств на основе исследования парных и мно-
жественных корреляционных связей между различными параметрами гор-
ных пород и их теплофизическими свойствами. Наибольший интерес, с
нашей точки зрения, представляет исследование такого рода связей с па-
раметрами, определяемыми по геофизическому каротажу скважин. Такое
направление при условии выявления тесных связей дает возможность
определить теплофизические свойства геологического разреза. Если выход
керна при бурении скважин низок, то комплекс стандартных геофизичес-
ких исследований проводят в каждой скважине от устья до забоя. Воз-
можность „вторичного" использования огромного геофизического ма-
териала для получения информации о теплопроводности, температуропро-
водности и теплоемкости горных пород представляется весьма эффектив-
ной.
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРЕЛЯЦИОННЫХ СВЯЗЕЙ МЕЖДУ
ТЕПЛОВЫМИ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ, ЕМКОСТНЫМИ И
ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ПАРАМЕТРАМИ ГОРНЫХ ПОРОД
Для установления эмпирических зависимостей между теплопровод-
ностью горных пород и другими физическими свойствами были исследо-
ваны около 1500 образцов песчаников различной зернистости, глин, ар-
гиллитов, ангидритов, доломитов, известняков, алевролитов, карбонатно-
глинистых пород, мергелей, ангидрито-доломитов и галито-карбонатных
пород осадочного комплекса Днепровско-Донецкой впадины.
Среди песчаников преобладают средне- и мелкозернистые хорошо от-
сортированные породы. Породообразующие минералы в песчаниках и
алевролитах представлены в основном кварцем, кислыми плагиоклазами,
калиевыми шпатами, биотитом, мусковитом. Среднее содержание кварца
в песчаниках 60—66 %, содержание полевых шпатов изменяется от 20 до
26 %. Для слюд и обломков пород характерна большая дифференциация
по разрезу. Зерна породы сцементированы карбонатно-глинистым, желе-
зисто-глинистым или кварцево-карбонатно-глинистым цементом, коли-
чество которого в породе колеблется от 5 до 50 %.
60
Карбонаты в песчаниках и алевролитах представлены кальцитом, до-
ломитом, анкеритом, минералами из группы сидерита; сульфаты — преи-
мущественно ангидритом и баритом, а глинистые минералы — гидрослю-
дой и каолинитом. Окислы и гидроокислы железа наблюдаются в виде
пленок вокруг обломочных зерен, землистых и агрегатных скоплений.
Сульфиды железа представлены преимущественно пиритом и присут-
ствуют в обломочных породах в виде микроконкреций и мелких кристал-
ликов, рассеянных в цементе.
Глинистые породы гидрослюдистого, каолинитового и монтморил-
лонитового состава с низкой пористостью и относительно высокой плот-
ностью.
Терригенные породы представляют собой зернистые капиллярно-по-
ристые образования, поровое пространство которых заполнено воздухом
или водой.
Карбонатные породы имеют различный химико-минералогический
состав. Основные компоненты минерального состава — кальцит и доло-
мит. В качестве седиментационной примеси присутствует галит. Некото-
рые образцы карбонатных пород отличаются повышенным содержанием
терригенной примеси. В большей части этих пород содержание минераль-
ного нерастворимого остатка превышает 50 %. Между составом карбонат-
ных пород и карбонатами в терригенных образцах установлена прямая
корреляционная связь.
Карбонатные породы отличаются повышенной плотностью. Их порис-
тость и трещиноватость чаще незначительны. Трещиноватость и пористость
отдельных образцов известняков, доломитов и мергелей превышает 20 %.
Характер и теснота связи между теплопроводностью и удельным элек-
трическим сопротивлением, пористостью, плотностью, проницаемостью,
глинистостью, глубиной залегания горных пород были изучены по резуль-
татам экспериментальных исследований образцов пород.
Определения теплопроводности методом с подвижным источником
выполнены авторами совместно с сотрудниками кафедры физики МГРИ
им. Орджоникидзе Ю.А. Поповым, В.В. Березиным и другими.
Электрическое сопротивление определено на четырехэлектродной
установке.
Для исключения влияния на результаты измерения переходного со-
противления и пленочной проводимости использовали компенсационный
способ измерения.
С поверхности образца удаляли влагу, а на диски питающих электро-
дов кернового резистивиметра для надежного электрического контакта
их с образцом накладывали круглые прокладки из пористого материала
(фильтровальной бумаги, хлопчатобумажной ткани), смоченные тем же
раствором, что и образец.
Для уменьшения контактных сопротивлений целесообразно также пе-
ред измерениями обработать электроды током промышленной частоты
при напряжении до 60 В, поместив их в сосуд с раствором NaCI той же кон-
центрации, что и жидкость, насыщающая образец. В результате обработки
контактные электродные сопротивления уменьшаются и их влияние на
61
удельное электрическое сопротивление породы можно исключить вне-
сением соответствующей поправки.
Для определения поправки на контактные сопротивления специальные
исследования на шаблоне проводили Л.П. Петров и Б.Н. Куликов для
растворов с содержанием NaCI 50 и 247 г/л. Результаты исследований по-
казали, что минерализация NaCI практически не влияет на величину кон-
тактных сопротивлений.
Зависимость точности измерения сопротивления образцов с различной
пористостью четырехэлектродной установкой от плотности питающего
тока, минерализации поровой воды и положения образца в приборе отно-
сительно токовых и измерительных электродов детально описана Е.А. По-
ляковым.
Пористость определяли и массовым методом после доведения образ-
цов до состояния максимальной влажности. Плотность образцов измеряли
при состоянии максимальной влажности на денситометре, а глинистость
устанавливали по гранулометрическому анализу как содержание в про-
центах частиц с диаметром зерен меньше 0,01 мм. За величину, характери-
зующую проницаемость образцов, принимали их воздухопроницаемость.
Проницаемость определяли на стационарной установке типа ГК-5.
При экспериментах определяли:
1)	проницаемость, фм2 ;
2)	пористость, %;
3)	плотность, кг/м3;
4)	теплопроводность, Вт/(м-К);
5)	удельное электрическое сопротивление, Ом-м;
6)	гранулометрический состав и общую глинистость, %.
Перед определением удельного электрического сопротивления об-
разцы насыщались водным раствором NaCI с общей минерализацией
140 г/л.
Все параметры изучали на предварительно подготовленных образцах
пород при температуре 291—293 К и атмосферном давлении.
Для изучения связи между этими параметрами применяли методы ма-
тематической статистики. Определение статистических характеристик и
аналитических выражений парных и многомерных корреляционных свя-
зей между теплопроводностью X и удельным электрическим сопротивле-
нием р, пористостью т, плотностью о, проницаемостью к, глинистостью с,
глубиной залегания Н проводили методами, разработанными для малых
выборок.
Рассмотрены парные и многомерные линейные (прямые и обратные),
логарифмические и степенные функциональные зависимости теплопро-
водности различных по литологическому составу пород от их р, т, о,
к, с, Н. Оценку тесноты линейных, логарифмических и степенных связей
между перечисленными параметрами, а также определение адекватности
полученного вида модели реальному процессу и степени отклонения вы-
численных по соответствующим уравнениям значений теплопроводности
от наблюденных осуществляли по следующим статистическим характерис-
тикам: идентичности, дисперсии и коэффициенту корреляции.
62
ПЕСЧАНИКИ
Форму и тесноту свази теплопроводности песчаников с другими фи-
зическими свойствами исследовали по выборкам пород различной зер-
нистости мелкозернистых, среднезернистых и крупнозернистых. Это поз-
воляет учесть структуру породы
При анализе исходных данных установлена связь между (табл. 2)
зависимостями X = Цр), X = f(m), X = Цо) и др. и проницаемостью — гли
нистостью пород. Проницаемость и глинистость песчаников меняется в
широких пределах. Поэтому учет влияния их на парные и множественные
связи теплопроводности с различными параметрами горных пород пред
ставляет теоретический и практический интерес Имеющийся керновый
материал позволил рассмотреть связь X с р, т, о, к, с, Н по выборкам в
Следующих пределах проницаемости от 10 до 50 и от 50 до 500 фм2
Теплопроводность, удельное электрическое сопротивление и другие
параметры мелкозернистых песчаников изучены на 208 образцах
Их физические свойства находятся в следующих пределах
Теплопроводность, Вт/ (м К)	От 0,38 до 2 7
Удельное электрическое сопротивление Омм От 1,6 до 51,4
Пористость, %	От 4,1 до 24,3
Плотность, кг/м3	От 2,12 103 до 2 98 103
Проницаемость фм	От 0 01 до 147,2
Глинистость, %	От 3,3 до 39,5
Глубина залегания, м	От 1747 до 4080
Мелкозернистые песчаники с максимальной теплопроводностью —
2,7 Вт/(м-К) характеризуются невысокой пористостью — 6,5 %, высокой
плотностью — 2,53 103 кг/м3, очень низкой проницаемостью — 0,18 фм2, а
их удельное электрическое сопротивление 7,9 Ом-м.
Мелкозернистые песчаники с минимальной теплопроводностью
0,38 Вт/(м-К) имеют более высокую пористость — 17,1 % и проницае
мость — 5,8 фм2, меньшую плотность — 2,23 103 кг/м3, удельное электри
ческое сопротивление их составляет 2,7 Ом м Средняя теплопроводность
мелкозернистых песчаников около 1,4 Вт/(м К).
Парные функциональные связи телопроводност и с р, т, о, к, с, Н
слабые. Анализ их указывает на наиболее тесную связь теплопроводности
с удельным электрическим сопротивлением и пористостью, которая ха-
рактеризуется самыми высокими коэффициентами корреляции в этой
выборке (см табл 2). Связь теплопроводности мелкозернистых песчани
ков с плотностью и проницаемостью слабее, чем с пористостью, а с глу-
биной залегания и глинистостью совсем незначительная
Среди 30 рассмотренных парных линейных, логарифмических и степен-
ных функциональных зависимостей теплопроводности от различных физи-
ческих свойств более благоприятными оказались парные связи вида
Х = /(—), X = /(lnm), Х = /(а2), X = /(In к); \ = ЦН2), \ = Ц—)
Р	с
Поля корреляции теплопроводности мелкозернистых песчаников с
перечисленными параметрами показаны на рис. 20.
63
О)
Таблица 2. Статистические характеристики парных корреляционных связей для сухих образцов пород ДДВ
Вид наиболее	Число исследо-	Коэффициент	Дисперсия	Вид наиболее тес-	Число исследо-	Коэффициент	Дисперсия
тесной парной	ванных образ-	корреляции		ной парной	ванных образ-	корреляции	
связи	НОВ			связи	ЦО В		
	Известнг	ки		п	эсчаники мел ко	зернистые	
Х = Н1/р)	31	0,194	0,353	Х = /(In т)	208	0,604	0,361
Л = /(In т}	31	0,336	0,353	X=f(O2)	208	0,524	0,361
Х=/(о2)	31	0,342	0,353	X = /(ln Л)	208	0,406	0,361
X = <(ln Л)	31	0,230	0,353	Х=/(№>	208	0,327	0,361
Х = /(н2)	31	0,064	0,353	Х= /(1/с)	36	0,064	0,302
				Х = /(1 /р)	200	0,705	0,422
	Алевроли	ТЫ		п	есчаники средн	езернистые	
X = /(In р)	100	0,521	0,273	X = /(In т)	200	0,645	0,422
X = /(In т)	100	0,500	0,273	Х = f (О2)	200	0,675	0,422
X-fta2)	100	0,375	0,273	X — /(Iл к)	200	0,634	0,422
X = /(in к}	100	0,130	0,273	X = f{HH}	200	0,166	0,422
X = f(H2)	100	0,302	0,273	X~f (1/с)	152	0,107	0,357
				X = /(In р)	47	0,670	—
	Аргилли!	ГЫ		Пес	чани ки крупно	зернистые	
X = /(i/p)	57	0,211	0,474	X = / (1 /тг?)	47	0,490	—
X = /(1/zr>)	57	0,134	0,474	Х = /(1/ог>	47	0,322	—
X = /(i/a)	57	0,378	0,474	Х = Н\/Г)	47	0,368	—
				X = /(р2)	47	0,650	—
X = /(l/k)	57	0,224	0,474	Х=/(с2)	36	0,121	—
X = / (i //-/)	57	0,549	0,474	Х = /(!///)	47	0,045	—
Доло миты
Х = ftp]	61	0,135	0,683
X = f(ln л?)	6i	0,592	0,683
X - f ter2)	61	0,523	0,683
X = f(k2)	61	0,335	0,683
	61	0,156	0,683
			
		Ангидриты		
Х = Н1/р)	39		0,670	0,335
X = f(m)	39		0,605	0,335
Х = ДоЪ	39		0,473	0,335
Х = Н1/*>	39		0,325	0,335
X = H1/W)	39		0,105	0,335
2
Песчаникис* ог10до50фм
x = f(p2}	33	0,866	0,045
	33	0,385	0,645
(1 Ю}	33	0,232	0,668
X=f(l/fc)	33	0,211	0,660
X = f(i/c)	33	0,445	0,536
X = H«)	33	0,196	0,643
	Песчаники с к от	50 до 500 фм2	
X = f (p2)	68	0,710	0,089
X = f (Mm}	68	0,303	0,089
X = f (cr4	68	0,403	0,089
X= f(1 /*>	68	0,296	0,089
X = f(c)	68	0,062	0,089
\ = f(H2}	68	0,087	0,089
Рис. 20. Зависимость теплопроводности X для мелкозернистых песчаников ДДВ
от удельного электрического сопротивления р (а), пористости т (5), проницаемости
к (в), глинистости с (г), плотности О (д)
Статистические характеристики многомерных корреляционных связей
теплопроводности с удельным электрическим сопротивлением, порис-
тостью, плотностью, проницаемостью, глинистостью и глубиной залегания
существенно выше (табл. 3). Из рассмотренных шести-, пяти-, четырех- и
трахфакторных связей лучшей оказалась зависимость X = In т,
о2, In к, Н2, которую по статистическим характеристикам можно
отнести к средним связям. Эта зависимость может быть использована для
приближенной оценки теплопроводности мелкозернистых песчаников по
известным значениям р, т, а, к, Н и с. С уменьшением количества аргу-
ментов теснота связей снижается.
Исследование корреляционных связей между теплопроводностью и
удельным электрическим сопротивлением, пористостью, плотностью,
проницаемостью, глинистостью и глубиной залегания среднезернистых
песчаников проводили на 200 образцах, параметры которых изменялись
в следующих пределах.
RR
Теплопроводность, Вт/(м К)
Удельное электрическое сопротивление, Ом м
Пористость, %
Плотность, кг/м3 .
Проницаемость, фм
Глинистость, %
Глубина залегания, м
От 0,6 до 3,2
От 1 3 до 21 6
От 1,3 до 24 8
От 1,97 103 до 2,83 103
От 0 01 до 1293
От 0,8 до 27 9
От 1780 до 4070
Среднезернистые песчаники с минимальной теплопроводностью —
0,6 Вт/(м-К) имеют удельное электрическое сопротивление 1,7 Омм,
пористостью 18,7 %, плотность 2,18 103, кг/м3, проницаемость 68,2 фм2
и глинистость 10,4 %, а с максимальной теплопроводностью 3,2 Вт/(м К)
характеризуются более высокими удельным электрическим сопротивле-
нием — 2,7 Ом-м и проницаемостью — 182,8 фм2 Пористость 19,9 %,
плотность 2,13-103 кг/м3 и глинистость 12 % этих пород мало отличаются
от отложений с низкой теплопроводностью. Средняя теплопроводность
среднезернистых песчаников 1,5 Вт/(м К).
Парные функциональные связи X с р, т, а, к, с, Н среднезернистых
песчаников по сравнению с аналогичными связями мелкозернистых пес-
чаников несколько выше (см. табл. 2). Это, возможно, объясняется мень-
шим диапазоном изменения глинистости исследуемых образцов
Анализ парных связей показывает, что наиболее тесная связь тепло-
проводности с удельным электрическим сопротивлением. Коэффициент
корреляции этой связи выше, чем теплопроводности с пористостью, плот-
ностью и проницаемостью. Связь теплопроводности с глубиной залегания
и глинистостью практически отсутствует.
Среди полученных 29 парных линейных, логарифмических и степенных
Таблица 3 Статистические характеристики и аналитические выражения
многомерных корреляционных связей для мелкозернистых песчаников
Вид связи	Коэффици- ент корреля ции	Среднее	Аналитические выражения многомерных
		квадрати-	корреляционных связей	
		ческое отклоне- ние	
X — f (р, гр, О к.	0,7432	0,3016	X = 4,28+0,007р —0,058/77 —0,00050 —
Н, с)			-0,002k+0,000002Н -0,012с	..
X=f (1/р, In /77, О2, Ink, И2, 1 /с>	0,7685	0,3016	Х = 3,307- 0,10б1п/77 + 0,091 Ink +3,19 — С
Х = Г(р, т, О, к Н) X = 7 (1/р, Inzn, а2. Ink, Н2)	0,7437	0,3610	Х = 13,337 — 0,047р -0,158/77- 0,0050 + + 0.0006Н	1
	0,7662	0,3610	X = 3,120 - 1,226 — -0,607lnm +
			+ 0,067lnk + 0,0000002Н2
X-f(p, О, Н}	0,6659	0,3610	X = -1,491 + 0,028р + 0,00080 + 0.0008Н
\=Цр, О)	0,5573	0,3016	X = 0,7996 + 0,019р + 0,00050
67
m %
a
6
O,1)
Рис. 21. Зависимость теплопроводности X для среднезернистых песчаников ДДВ от
удельного электрического сопротивления р (а) г пористости т (ff), плотности 0(e),
проницаемости к (г), глинистости с (дI
функциональных зависимостей теплопроводности среднезернистых пес-
чаников от р, т, о, /с, с, Н более благоприятными оказались парные связи
вида.
X = f(ln р); X = f(lnm); X=f(a2);
X = f(ln/r); X = f(1/W); X = f (1/c).
Статистические характеристики этих связей приведены в табл. 2, а
поля корреляции исследуемых параметров — на рис. 21.
Многомерные корреляционные связи теплопроводности с другими фи-
зическими свойствами среднезернистых песчаников изучали по двум
выборкам. По первой, содержащей 52 образца этих пород, исследовали
множественные связи телопроводности с удельным электрическим со-
О
противлением, пористостью, плотностью, проницаемостью и глубиной за-
легания. Во второй выборке на 37 образцах исследовали связи теплопро-
водности с теми же параметрами и глинистостью.
Были рассмотрены линейные и нелинейные шести-, пяти-, четырех- и
трехфакторные связи. Их статистические характеристики выше по срав-
нению с двухмерными (табл. 4). Наиболее благоприятной оказалась зависи-
мость (X = /(In р, In т, о2, In к, МН}, которую по статистическим характе-
ристикам можно отнести к средним связям. Эта зависимость может быть
использована для приближенной оценки теплопроводности по предвари-
тельно установленным значениям указанных параметров.
Так же как и для мелкозернистых песчаников, теснота множественных
связей снижается с уменьшением числа аргументов
Форму и тесноту парных корреляционных связей теплопроводности с
удельным электрическим сопротивлением, пористостью, плотностью,
проницаемостью, глубиной залегания крупнозернистых песчаников изу-
чали на 47 образцах, а с глинистостью — на 36 образцах
Исследуемые параметры образцов этих пород изменялись в следую-
щих пределах.
Теплопроводность, Вт/(м К) .	.	От 0,71 до 2,87
Удельное электрическое сопротивлением. Ом м . От 1,2 до 6,9
Пористость, %	.	.	От 11 до 25,5
Плотность, кг/м3 .	.	. От 1,97 10 до 2,41-10
Проницаемость, фм2	. . От 1 до 2357,94
Глинистость, %	.	От 0,01 до 19,4
Глубина залегания, м	.	От 1961 до 4076
Крупнозернистые песчаники с теплопроводностью 0,71 Вт/(м-К) ха
рактеризуются низким удельным электрическим сопротивлением —
1,7 Ом-м, высокими пористостью 23,4 % и проницаемостью 723,91 фм2,
низкими плотностью 2,01-103 кг/м3 и глинистостью — 1,1 %. Крупнозер-
нистые песчаники с теплопроводностью 2,87 Вт/(м-К) более плотные
2,38-103 кг/м3 и значительно менее пористые 10,4 % и проницаемые
1,72 фм2, а удельное электрическое сопротивление их почти в 4 раза
(6,9 Омм) выше по сравнению с такими же песчаниками низкой тепло-
проводности. Средняя теплопроводность крупнозернистых песчаников
1,59 Вт/(м-К). В пределах выборки парные функциональные связи Хер,
т, о, к, с, Н оказались слабыми Практически отсутствует связь тепло-
проводности с глубиной залегания, очень слабая с глинистостью, прони-
цаемостью и плотностью и несколько выше с пористостью и удельным
электрическим сопротивлением Статистические характеристики парных
связей X с р в пределах этой выборки выше по сравнению с другими дву-
мерными зависимостями, но несколько ниже по сравнению с аналогичны-
ми связями в выборке среднезернистых песчаников (см. табл 2).
Из 30 рассмотренных парных линейных, логарифмических и степенных
функциональных зависимостей X от р, т, о, к, с, Н наиболее благоприят-
ными оказались парные связи вида X = f(p2), \ = f{Mm], \ = f (Vo);
\ = f(Vk};\ = f(c2}, \ = f(MH}.
69
Таблица 4 Статистические характеристики и аналитические выражения
многомерных корреляционных связей для среднезернистых песчаников
Вид связи	Ко эф фи циент ко рреля- ции	Среднее квадрати ческое отклоне- ние	Аналитические выражения многомер- ных корреляционных связей
Х = 7(р, т, а, * Н, р)	0,750	0,357	X = 2,137 - 0,046m + 0,0004а
Х = Г(In р, In т, О2, , ,	1	1 . In к,	, ——) Н с	0,788	0,357	Х = 4,219 - 1,0661п р - 0,6071п т - -87,120+0,753 — С
X = f(p,m, а,к,Н)	0,800	0,422	X = 0,91 + 0,064р + 0,00150- 0,00019ft
X = 7(lnp, In т, О2, In/r.-L-)	0,823	0,422	X = 0,656 + 0,5678 1пр + 0,0000002а2
Х = Пр, о, н, с)	0,696	0,357	X = 0,475 + 0,08р + 0,00050+ 0,0003ft - - 0,0098с
Х = г(р, а, ft)	0,795	0,422	Х = 0,91 +0,064р + 0,002а - 0,0002ft
Поля корреляции этих параметров показаны на рис 22.
Статистические характеристики многомерных корреляционных связей
X с р, т, а, к, с, Н выше, чем двумерных, однако коэффициенты корреля-
ции их слабее, а дисперсия сильнее по сравнению с аналогичными много-
мерными зависимостями мелко- и среднезернистых песчаников, что, по-
видимому, объясняется более сложным процессом переноса тепла в круп-
нозернистых сухих породах.
Из рассмотренных линейных и нелинейных шести-, пяти-, четырех- и
трехфакторных связей лучшей оказалась зависимость X = f(p2, 1/т,
1/а, у/к, с2, 1/Н).
Низкие статистические характеристики рассмотренных многомерных
регрессий исключают возможность использовать их даже для приближен-
ной оценки теплопроводности крупнозернистых сухих песчаников. Для
решения этой задачи надо исследовать связь теплопроводности с другими
параметрами породы.
Исследование парных и многомерных корреляционных связей между
теплопроводностью, удельным электрическим сопротивлением, порис-
тостью, плотностью, проницаемостью, глинистостью и глубиной залегания
песчаников с проницаемостью от 10 до 50 фм2 проводили на 33 образцах.
Параметры изменялись в следующих пределах
Теплопроводность, Вт/(м К)	. . .От 0,77 до 2,12
Удельное электрическое сопротивление, Ом м От 2 до 4,6
Пористость, %	...	.	От 12,9 до 19,9
Плотность, кг/м	.	. От 2-103 до 2,34-103
Проницаемость, фм2 .	.................От 10,2 до 49,9
Глинистость, % .	. .	... От 1,3 до 39,5
Глубина залегания, м	.От 1782 до 2405
70
х,ву(м К)
А^Ву^м К)
2
fll—I—I—I--------
2	6	6 уО,Ом м
2,5-
10 12 W 16 18 20 тг°/0
0 Л,Вт/(м К)
к, <рм
3-
1 -	.
'	2-	...
1 -.. ‘	.	•
ZJ51______________________।	I	।	।	।	1	i	।	।	।	। _
г	JS/O^r/ui	0	2	4	6	8	10	12	14	16	с,%
Рис. 22. Зависимость теплопроводности X для крупнозернистых песчаников ДДВ от
удельного электрического сопротивления р(а), пористости т (б), плотности 17(e),
проницаемости к (г), глинистости с (д)
В этой выборке песчаники с самой низкой теплопроводностью
0,77 Вт/(м-К) имеют и самое низкое удельное электрическое сопротивле-
ние 2 Ом-м, пористость и проницаемость их приближаются к максималь-
ным пределам для данной выборки, плотность 2,17-103 кг/м3 к мини-
мальным, а по глинистости 13,3 % они занимают среднее положение. Пес-
чаники с наиболее высокой теплопроводностью 2,12 Вт/(м-К) имеют са-
мое высокое удельное электрическое сопротивление 4,6 Ом-м, самую
низкую глинистость — 1,3 %, близкую к минимальной для выборки прони-
цаемость 11,9фм2 и приблизительно средние значения пористости 15,2 %
и плотности 2,27-103 кг/м3. Средняя теплопроводность этих отложений
1,36 Вт/(м-К).
Статистические характеристики парных корреляционных связей тепло-
проводности с исследуемыми параметрами существенно отличаются (см.
табл. 2). Наиболее тесно в этой выборке теплопроводность связана с
удельным электрическим сопротивлением. Из рассмотренных зависимос-
тей X = Цр}, X = f (In р), X = f (v^o), Х = f (р2), X = f(1/p) лучшей следует
71
считать X = Цр2), коэффициент корреляции которой равен 0,866, а дис-
персия составляет 0,045. Между теплопроводностью и глинистостью уста-
новлена средняя связь с максимальным коэффициентом корреляции
0,445. Остальные связи можно считать слабыми и очень слабыми. Мно-
жественные регрессии более тесные, чем в выборках по степени зернистос-
ти. Теснота связи увеличивается с увеличением числа аргументов в функ-
циональной зависимости. Из рассмотренных шести-, пяти-, четырех- и
трехфакторных зависимостей лучшей по форме является X = f (р2, Мт,
1 /а, 1 /к, Мс, Н), которая по статистическим характеристикам относится
к хорошим связям и может быть использована для приближенной оценки
теплопроводности слаболроницаемых песчаников. Аналитические выра-
жения и статистические характеристики многофакторных зависимостей
приведены в табл. 5.
Исследование парных и многомерных связей теплопроводности с
удельным электрическим сопротивлением, пористостью, плотностью,
проницаемостью, глинистостью и глубиной залегания песчаников коллек-
торов с проницаемостью от 50 до 500 фм2 проводилось на 68 образцах.
Перечисленные параметры изменялись в следующих пределах.
Теплопроводность, Вт/ (м-К)................От 0,6 до 2,27
Удельное электрическое сопротивление, Ом-м . . . .От 1,3 до 3.4
Плотность, кг/м3...........................От 1,97-10 до 2,24’103
Пористость, %..............................От 16,1 до 25,1
Глинистость, % ............................От 0,8 до 24,5
Глубина залегания, м.......................От 1747 до 2398
В этой выборке песчаники с наименьшей теплопроводностью
0,6 Вт/(М’К) имеют самое низкое удельное электрическое сопротивление
1,3 Ом-м, близкие к минимальным для выборки значения пористости
18,7 % и плотности 1,99-Ю3 кг/м3, максимальную глинистость. Для пес-
чаников с наиболее высокой теплопроводностью 2,27 Вт/(м-К) характер-
но самое высокое удельное электрическое сопротивление 3,4 Ом-м, вы-
сокая плотность 2,2’103 кг/м3, сравнительно низкие для выборки значе-
ния пористости 18,2 % и проницаемости 54,1 фм2, среднее значение гли-
нистости.
Статистические характеристики парных корреляционных связей тепло-
проводности с другими параметрами, так же как и в предыдущей выбор-
ке, различные (см. табл. 2). Наиболее тесно теплопроводность проницае-
мых песчаников связана с удельным электрическим сопротивлением.
Связь ее с плотностью слабее, с пористостью и проницаемостью — очень
слабая, а с глинистостью и глубиной залегания практически отсутствует.
Из 30 рассмотренных парных линейных, логарифмических и степенных
функциональных зависимостей X от р, т, а, к, с, Н в этой группе более
благоприятными можно считать: X = /(р2); X = /(1/m); X = /(#);
X=f(/nk); Х = /(с); X=f(H2).
Статистические характеристики многомерных корреляционных связей
теплопроводности с рассматриваемыми параметрами выше аналогичных
показателей в группах мелко-, средне- и крупнозернистых песчаников.
Из рассмотренных шести-, пяти-, четырех- и трехфакторных зависи-
72
Таблица 5. Статистические характеристики и аналитические выражения множественных корреляционных
связей песчаников с проницаемостью от 10 до 50 фм2
Вид связи	Дисперсия	Коэффициент корреляции	Аналитические выражения
X = f(p, т, О, к, с, Н}	0,039	0,970	Х = 2,79 + 1,14р -0,02т - 0.890+ 0,003k -0,008с - 0,4-10~3Н
X = f(p2,—,	, Н) г т Оке	0,038	0,971	X = -0,92 + 0,17р2 + 3,78 — + 2,95	- 1,38	+ 0,46 -7- + *	•	/7)	О	*	с
			+ 0,112Н
> = ,7 J	1	1	1 . Р ' т , О , с , Н	0,039	0,970	Х = -1,1 +0,17р2 + 1,39 — + 3,55 — + 0,42 -—+ 1680 77" т	ос	Н
х=нр2,— г т , О , с	0,042	0,968	X = -0,26 + 0,16р2 + 2,03 — + 3,37 — + 0,37 — г	т	о	с
X = f(p2,— —) т , а	0,044	0,966	т	2	1	1 X = 0,28 + 0,17р2 + 0,51 	+ 2,36	 т	О
Рис. 23. Зависимость теплопроводности X от удельного электрического сопротивле-
ния р для Песчаников с проницаемостью от 50 до 100 фм2 и пористостью. %:
а - 17- б - 19; в - 21; г - 23 при плотности, кг/м3: 1 - 2,5-Ю3; 2 - 2,4-Ю3; 3 -
2,3-10 ; 4-2,2-Ю3; 5-2,1-Ю3; 5-2,0-10; 7- 1,9-10 ; 8- 1,8-Ю3
Рис, 24. Зависимость теплопроводности X от удельного электрического сопротивле-
ния р для песчаников с проницаемостью более 100 фм и пористостью, %•.
а— 16; 6—18; в — 20; г — 22 при плотности, кг/м3: 1 — 1,8-Ю3; .2 — 1,9-103; 3 —
2.103; 4 —2,1-10 , 5~ 2,2-Ю3; 6-2,3-Ю3; 7-2,4-10; Я-2,5-103
Таблица 6 Статистические характеристики и аналитические выражения множест
венных корреляционных связей песчаников с проницаемостью от 50 до 500 фм
Вид связи		Коэф фициент корреля- ции	Идентич ность	Аналитические выражения многомер- ных корреляционных связей
X = f Ip, т, о, к, с, Н} X = f Ip2,-!—, О2, т с Н2> к		0,934 0,937	0,874 0,87В	X = 6,7 + 2,99р - 0,08m - 3,520 - - 0 0002* + 0,06с - 0,007Я X = -0,56 + 0,37р2 - 64,9— + 0,66а2 + К	т 1	— п + 41,5— + 0,001с+ 0,3 10 Н к
т с, Н2)	.о2	0,932	0.В70	X = -1 56 + о,38р2 - 60—!— + 1,1 ба2 + _7 2 т + 0 001с-0,3 10 н
Х = г(р2,4- г т	, о2, с)	0,930	0,867	X = -1,76 + 0,38р2 - 62,1-^-+ 1,19а2 + + 0,001 с
Х = г|р2,— К т	,(?>	0,912	0,833	X = -1,7 + 0,38р2 - 33,7— + 0,89а2 К	т
мостей, аналитические выражения которых приведены в табл. 6, лучшей
является X = Цр2, Мт, а2, Мк, с, Н2).
Эта, а также другие многомерные регрессии могут быть использованы
для приближенной оценки теплопроводности песчаников с проницаемос-
тью от 50 до 500 фм2 (см. табл. 6). С этой целью составлены палетки для
заданных значений проницаемости и пористости пород (рис. 23, 24)
Теплопроводность с помощью палеток определяют по известным значе-
ниям удельного электрического сопротивления и плотности данной по-
роды, установленным лабораторными или геофизическими методами.
АЛЕВРОЛИТЫ
Форму и тесноту связи теплопроводности алевролитов с другими па-
раметрами этих пород исследовали на 100 образцах. Измеренные на керне
параметры изменялись в следующих пределах
Теплопроводность, Вт/ (м К)	От 0,47 до 4,73
Удельное электрическое сопротивление, Ом м От 1,3 до 100
Пористость, %	От 0,2 до 22,7
Плотность, кг/м3	От 1,97 103 до 2,87 10э
Проницаемость, фм	От 0,01 до 19,8
Глубина залегания, м	От 700 до 5500
Парные корреляционные связи теплопроводности с перечисленными
параметрами существенно отличаются по тесноте (см. табл. 2). Наиболее
тесно теплопроводность алевролитов связана с удельным электрическим
сопротивлением и пористостью, менее тесно с плотностью и глубиной за-
легания, связь теплопроводности с проницаемостью практически отсутст-
вует Наиболее благоприятными для пород этой группы можно считать
функциональные зависимости. X = /’(In р}, X = /(In т), X = /(а2), X =
= /(In к), Х = /(Х/2) Поля корреляции этих параметров показаны на
рис. 25.
76
a
Х,Вт/(м К)
4k
J-	.	• ’
г- ‘	\
oL:—।—□____।	1	।	।	।	।_____
Z 4 В 8	10	12	74	16 л Омм
б	Г
4 - .... . . •
2-'  •	: • . .. •.
1 -
I--1---1---1---1---1___1111
0	2	4	6 в Ю 12	/4	16 т, °/о
г

К)
5|-
/I-----I______L
2	S I3
б 10,кПм1
1,5- 
/I______I_____I______I______I______I______I------1-------1—
0,2	0,4	0,6	0,8	1,0	1,2	7,4 Л\<рмг
Рис. 25. Зависимость теплопроводности X для алевролитов ДДВ от удельного элек-
трического сопротивления р(а), пористости т(б), плотности (7(e) проницаемости
к {г)
Множественные корреляционные связи теплопроводности с исследуе-
мыми параметрами алевролитов, так же как и песчаников, более тесные.
Из рассмотренных линейных и нелинейных множественных зависимостей
наиболее благоприятна пятифакторная связь X = f(ln р, In т, а2, In к, Н2),
статистические характеристики, аналитическое и графическое выражение
77
Тзблицз 7. Статистические характеристики и аналитические вырежения
множественных корреляционных связей для алевролитов
Вид связи	Коэффи- циент кор реляции (общий!	Коэффи- циент кор- реляции	Среднее квадрати- ческое отклонение	Аналитические выражения многомерных корреляцион- ных связей
X = f(p, т, О,к,Н)	0,5513	0,5437	0,5226	X = 2,5205 +0,0107р- -0,0333m
X = /(ln р, Inm, О2, In*, Н2}	0,5577	0,5492	0,5226	Х = 2,2543 + 0,1939lnp — —0,1461 пт
Х = / (р, a, W)	0,5207	0,5201	0,5226	Х = 0,6329 + 0,0121р + + 0,0007 Н
Рис. 26. Зависимость теплопровод-
ности X от удельного электричес-
кого сопротивления для алевро-
литов при пористости породы, %:
1 - 1; 2 - 3; 3 - 5; 4 - 7; 5 -
9; 6- 11; 7 — 13; 8- 15
которой приведены в табл. 7 и на рис.
26. Из-за недостаточной тесноты связи
теплопроводности с р, т, а, к и Н па-
летка может быть использована толь-
ко для весьма приближенной оценки
теплопроводности по известному зна-
чению электрического сопротивления
и пористости породы.
АНГИДРИТЫ
Исследование формы и тесноты
корреляционных связей теплопровод-
ности ангидритов с их удельным элек-
трическим сопротивлением, пористос-
тью, плотностью, проницаемостью и
глубиной залегания проводилось на
39 образцах, отобранных из интервала
глубин 1870—3900 м на месторожде-
ниях природного газа Днепровско-
Донецкой впадины. Все параметры
определяли лабораторными методами и
они изменялись в следующих пределах.
Теплопроводность, Вт (м-К) . От 1,02 До 4,85
Удельное электрическое
сопротивление, Ом-м.....От 0,В до 31,7
Пористость, % . ........От	0,1 до 14,7
Плотность, кг/м3 . . От 2,02-103 до 3,1-Ю3
Проницаемость, фм2 . . . . От 0,001 до 12,7
78
16 р,имм
б
6	8
10 12 т,°/о
Ь,Вт/(м-К)
3 (Т/^Мкг/и5 О
2
0,02
0,04 £,фм2
Рис. 27.
теплопроводности X для
ангидритов ДДВ от
удельного электричес-
кого сопротивления
р(а), пористости т (б),
плотности О (в), про-
ницаемости к (г)
Зависимость
Парные корреляционные связи между этими параметрами, как и в
предыдущих выборках, разные по форме и тесноте. Наиболее тесной для
Таблица 8. Статистические характеристики и аналитические выражения
множественных корреляционных связей для ангидритов
Вид связи	Коэффи- циент кор- реляции (общий)	Коэффи- циент КО|> реляции	Среднее квадрети- ческое отклонение	Аналитические выражения многомерных корреляци- онных связей
Х = 1 (р.т, о, к, Н]	0,7610	0,7224	0,5791	X = 8,0720 + 0,0338р - — 0,2358m — 0,00140
Х = ^(*^р, т, О2, -L -L) к ’ н	0,7610	0,7203	0,5791	X- 2,9072 -2,4038— + ,	Р + 0,00000022<Г
X = f{p, а, н)	0,6485	0,6084	0,5791	X = 0,2633 + 0,0388р+ + 0,0012750
	0,7160	0,7155	0,5791	.	1 Х= 1,73- 2,4594	 + Р + 0,001m
79
ангидритов оказалась обратная связь теплопроводности с электрическим
сопротивлением и прямая с пористостью. Связь теплопроводности с плот-
ностью и проницаемостью слабая, а с глубиной залегания практически от-
сутствует (см. табл. 2).
Сопоставление теплопроводности ангидритов с удельным электричес-
ким сопротивлением, пористостью, плотностью и проницаемостью показа-
но на рис. 27.
Множественные связи теплопроводности с исследуемыми параметра-
ми ангидритов теснее, чем алевролитов, но хуже, чем песчаников. Из
рассмотренных линейных и нелинейных многофакторных регрессий наи-
более благоприятной для ангидритов является X = Цр, т, а, к, Н). Ста-
тистические характеристики и аналитические выражения множественных
связей приведены в табл. 8.
Для приближенной оценки тепло-
Рис. 28. Зависимость теплопровод-
ности X от удельного электрического
сопротивления р для ангидритов при
плотности, кг/м :
1 - 3400; 2 - 3200; 3 - 3000; 4 -
2800; 5 - 2600; 6 - 2400; 7 - 2200;
8 - 2000
проводности ангидритов в разрезе
скважины можно воспользоваться
палеткой (рис. 28), которая поз-
воляет оценить теплопроводность по-
роды по известным электрическому
сопротивлению и плотности.
АРГИЛЛИТЫ
Форму и тесноту корреляцион-
ных связей теплопроводности аргил-
литов с их удельным электрическим
сопротивлением, пористостью, плот-
ностью, проницаемостью и глубиной
залегания изучали на 57 образцах,
отобранных с глубины от 2500 до
5600 м. Перечисленные параметры
изменялись в следующих пределах.
Теплопроводность, Вт/(м-К) . . От 0,75 до
до 3,76
Удельное электрическое
сопротивление, Ом-м . . . . От 0,5 до 44,5
Плотность, кг/см3....... От2,28-Ю3
до 3,12-103
Пористость, %.........От	0,3 до 11,7
Проницаемость, фм2 .... От 0,003 до 5,3
Теснота парных линейных, ло-
гарифмических и степенных функци-
ональных зависимостей X от р, а, к
слабая. Более тесно теплопровод-
ность аргиллитов связана с глубиной
залегания, связь с пористостью прак-
тически отсутствует (см. табл. 2). По
80
Рис. 29. Зависимость теплопроводности X для аргиллитов ДДВ от удельного электри-
ческого сопротивления р (а), пористости т (б), плотности <7(в), проницаемости к (г)
форме наиболее благоприятными в этой выборке являются: X = Л1/р);
X = X — X = X = Сопоставление эксперимен-
тальных значений параметров показано на рис. 29.
Множественные связи теплопроводности аргиллитов с исследуемыми
параметрами значительно сильнее парных и могут быть отнесены к сред-
ним связям. Их аналитические выражения и статистические характеристи-
ки приведены в табл. 9.
Теплопроводность аргиллитов по многомерным регрессиям может
быть оценена приближенно лри условии достаточно точного определения
аргументов, наиболее тесно связанных с теплопроводностью. Учитывая
это, составлена палетка X = f(ot Н}, которая предназначена для грубой
оценки теплопроводности аргиллитов в разрезе скважины по ранее уста-
новленным значениям плотности и глубины залегания этих пород
(рис. 30).
81
Таблица 9. Статистические характеристики и аналитические выражения
множественных корреляционных связей для аргиллитов
Вид связи	Коэффици- ент корре- ляции (общий)	Коэффи- циент кор- реляции	Среднее квадрати- ческое от- клонение	Аналитические выражения многомерных корреля- ционных связей
X = f {р, т, О, к, Н\	0,6219	0,6206	0.6В86	Х = 4,23- 0,00150 +
				+ 0,0004/7
Х = /(—, —, Р П7	0,6592	0,6458	0,6886	X = 0,4186 + 0,5548— + Р
—, -J-	)’ а к н				1	1 + 8556,1		 6548,3	 а	Н
X = fip, а, н}	0,6206	0,6206	0,6886	Х = 4,2301 - 0,00150 + + 0,0004/7
Х=/(а, н}	0,6206	0,6206	0,6886	Х = 4,2301 - 0,00150 + + 0,0004/7
Рис. 30. Зависимость теплопроводнос-
ти X от глубины залегания Н для ар-
гиллитов при плотности породы,
кг/м3:
1 - 2200; 2 - 2400; 3 - 2600; 4 -
2800; 5 - 3000; 6 - 3200; 7 -
3400; 8 - 3600
слабая связь установлена между
ДОЛОМИТЫ
Парные и множественные связи
теплопроводности доломитов с дру-
гими параметрами этих пород ис-
следовали на 61 образце. Образцы
доломитов отобраны с глубины от
2130 до 3900 м в скважинах Днеп-
ровско-Донецкой впадины. Пара-
метры определяли лабораторными
методами. Значения параметров из-
менялись в следующих пределах.
Теплопроводность, Вт (м-К|. От 1,61 до 4,73
Удельное электрическое
сопротивление, Ом-м . . . От 0,8 до 60,4
Пористость, %........От 0,7 до 24,6
Плотность, кг/м3 . . От 2,01 -103 до 2,77-10
Проницаемость, фм2 ... От 0,01 до 20,03
Парные корреляционные связи
теплопроводности с удельным элек-
трическим сопротивлением, порис-
тостью, плотностью, проницаемостью
и глубиной залегания имеют раз-
личную тесноту и форму (см.
табл. 2). Наиболее тесно тепло-
проводность доломитов связана с
пористостью и плотностью. Очень
теплопроводностью и проницаемостью,
а связь теплопроводности доломитов с электрическим сопротивлением
и глубиной залегания практически отсутствует.
82
А,,Вт/(м К)
2 • ’ . ’ .
----------1---------1----------1_________L
О 2	4	6	8
J_______I	।
10	12	/4
-J__________L
1Ь р, Ом м
Рис. 31. Зависимость теплопроводности X для доломитов ДДВ от удельного электри-
ческого сопротивления pla), пористости т (б), плотности 0(e), проницаемости А (г*
Рис 32. Зависимость теплопровод-
ности X от пористости т доломитов
при плотности породы, кг/м3:
? - 3000, 2 - 2800; 3 - 2600; 4 -
2400; 5 - 2200; 6 - 2000
сложными процессами переноса т
По форме наиболее благоприят-
ными в этой выборке оказались пар-
ные связи X ~ f (р), X = f (In m),
X = На2), X = f(k2), Х = НН). Поля
корреляции этих параметров изобра-
жены на рис. 31.
Так же как и в предыдущих
выборках, множественные корреля-
ционные связи значительно теснее
(табл. 10). Наиболее благоприятной
по тесноте и форме можно считать
зависимость X = Нр, In т, а2, к2, Н).
Наглядное представление о харак-
тере этой связи дает палетка X =
= Цт, а2), изображенная на рис. 32,
для составления которой исполь-
зованы аргументы, наиболее тесно
связанные с теплопроводностью.
Анализ статистических характе-
ристик корреляционных связей по
выборкам пород различного состава
показал, что форма и теснота парных
связей теплопроводности с электри-
ческим сопротивлением, пористос-
тью, плотностью, проницаемостью,
глинистостью и глубиной залегания
песчаников, алевролитов, ангидри-
тов, аргиллитов, доломитов и извест-
няков существенно отличаются. Это
говорит о сложной зависимости меж-
ду X и р, X и т и др., обусловленной
з в осадочных отложениях.
Таблица 10. Статистические характеристики и аналитические выражения
множественных корреляционных связей для доломитов
Вид СВЯЗИ	Число иссле- дован- ных об- разцов	Коэф- фици- ент кор- реляции (общий)	Коэф- фициент корре- ляции	Среднее квадра- тическое откло- нение	Аналитические выраже- ния многомерных кор- реляционных связей
Х = Нр, т, а, к, Н)	55	0,580	-	0,752	Х = 0,0727+ 0,0038р- - 0,0395m - 0,00140 + + 0,1473* - 0.00008Н
Х = / (р, In т, а2, к 2,Н)	55	0,616	0,610	0,752	Х = 1,95 - 0,3Q8lnm + + 0,00000028<Г
Х = Нр, О,Н)	61	0,528	0,523	0,826	X = - 2,964 + 0^00250
84
Парные регрессии Аир мелко-, средне- и крупнозернистых песчаников
оказались более слабыми, чем связи теплопроводности с удельным элек-
трическим сопротивлением в выборках по проницаемости. На форму и
тесноту этих связей большое влияние оказывает характер и степень за-
полнения порового пространства. В отдельных случаях образцы с высокой
глинистостью более 15 % при низких значениях теплопроводности 0,85—
0,90 Вт/(м-К) имеют повышенные значения удельного электрического
сопротивления 9 Ом-м и более, что, по-видимому, объясняется неполным
насыщением порового пространства хорошо проводящей жидкостью за
счет глинистости. Образцы с высокой пористостью и проницаемостью,
почти не содержащие примесей глин, вследствие высокой водонасыщен-
ности имеют, как правило, заниженное электрическое сопротивление при
сохраняющейся высокой теплопроводности. Например, теплопроводность
крупнозернистого песчаника с проницаемостью 438,3 фм2, пористостью
22,3 % и глинистостью 4,6 % — 2,7 Вт/(м-К), а электрическое сопротивле-
ние только 1,4 Ом-м; крупнозернистый песчаник с проницаемостью
257,5 фм2 и пористостью 22,6 % имеет теплопроводность 2,64 Вт/(м-К) и
очень низкое электрическое сопротивление 1,3 Ом-м и т.д. (см. табл. 10).
Поэтому в пределах выборок по проницаемости — глинистости и косвен-
но по степени насыщения наблюдается значительно более тесная связь
мезвду теплопроводностью и электрическим сопротивлением пород. По
форме эта связь может быть обратной при определенных соотношениях
степени и характера заполнения пор. Изменение объема и минерализации
пластовых вод в порах существенно изменяет сопротивление и значитель-
но меньше—теплопроводность. Присутствие в порах воздуха или газа уве-
личивает сопротивление и уменьшает теплопроводность.
Теплопроводность алевролитов и ангидритов с электрическим сопро-
тивлением связана слабее, чем песчаников, а для аргиллитов и доломитов
такая связь практически отсутствует.
Слабые связи теплопроводности с плотностью объясняются сравни-
тельно небольшим диапазоном изменения плотности песчаников, алевро-
литов, ангидритов и других пород в пределах рассматриваемых выборок.
Встречающиеся единичные экстремальные значения плотности не играют
при статистической обработке большой роли. Зависимость X = / (а) можно
ожидать значительно теснее, если рассматривать ее для совокупности по-
род с большим диапазоном плотности.
Между теплопроводностью и пористостью для рассматриваемых пород
установлены разные по форме и тесноте связи. Это объясняется значитель-
ным влиянием на теплопроводность теплоизолирующих особенностей
межзерновой среды. Пониженная теплопроводность воздуха, заполняю-
щего поры, — главная причина значительных колебаний теплопроводности
исследуемых пород, существенно отличающихся пористостью. Связь
теплопроводности с глинистостью исследовали по выборкам песчаных по-
род.
Для песчаников с низкой проницаемостью от 10 до 50 фм2 установле-
на средняя по тесноте и обратная по форме связь теплопроводности с
глинистостью. В остальных выборках связь Асе отсутствует. По-види-
85
мому, наблюдать связь между теплопроводностью и глинистостью можно
только при значительном содержании глинистых частиц в породе. В чистых
малоглинистых и хорошо проницаемых песчаниках этой связи не сущест-
вует.
Между теплопроводностью и проницаемостью наблюдаются, как пра-
вило, слабые обратные связи.
Связь между теплопроводностью и глубиной залегания аргиллитов
слабая, у остальных пород практически отсутствует.
Статистические характеристики шести-, пяти-, четырех- и трехфактор-
ных корреляционных связей значительно выше. По тесноте эти зависи-
мости для песчаников, ангидритов и аргиллитов можно отнести к средним
связям, для алевролитов и доломитов — к слабым. В каждой выборке
установлена лучшая по форме многомерная зависимость, которая может
быть использована для приближенной оценки теплопроводности по из-
вестным значениям удельного электрического сопротивления, пористос-
ти, плотности, проницаемости и другим параметрам пород.
Для увеличения точности определения тепловых свойств пород число
аргументов в корреляционных связях необходимо увеличивать.
Глава 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ГОРНЫХ
ПОРОД ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
У.И. Моисеенко, Л.М. Дорогиницкая и другие авторы изучали парные
и многомерные связи между физическими параметрами горных пород
на образцах керна, по которым получены многомерные уравнения.
Анализ ошибок прогнозирования теплопроводности с помощью получен-
ных уравнений, проведенный на контрольной выборке, показал целесо-
образность использования геофизических данных для определения тепло-
проводности пород в естественном залегании.
Аналогичные исследования выполнены в Техасском университете.
На основании анализа взаимосвязи теплопроводности с другими физи-
ческими свойствами получены эмпирические уравнения для прогнозирова-
ния теплопроводности в районе долины Империал Южной Калифорнии и
сделан вывод, что косвенный метод прогнозирования теплопроводности
рыхлых осадочных пород может быть более точным, чем замеры X на
образцах.
Авторы настоящей работы также определяли теплопроводность гор-
ных пород по физическим параметрам, измеряемым при каротаже сква-
жин. Для этого на образцах, различных по литологическому составу пород
(песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки), отобранных из отло-
жений перми и карбона юго-восточной части ДДВ, исследовали форму и
тесноту связи теплопроводности с удельным электрическим сопротивле-
нием. По результатам статистической обработки исходных данных было
установлено, что зависимость X от р в координатах рХ и р для полностью
86
водонасыщенных пород наиболее близка к линейной и имеет благоприят-
ные статистические характеристики.
Кроме того, изучены парные и многомерные связи теплопроводности
с электрическим сопротивлением, пористостью, плотностью, проницае-
мостью, глинистостью и глубиной залегания, анализ которых дан ранее.
Эти зависимости представляют практический интерес в том отноше-
нии, что все аргументы их устанавливают по измерениям, проводимым
при каротаже скважин.
Удельное электрическое сопротивление определяют по боковому
электрическому зондированию, а в скважинах, пробуренных на соленых
растворах, по боковому каротажу, в сухих скважинах или в части разре-
за с низким сопротивлением пород — по индукционному каротажу. Бо-
ковое электрическое зондирование — наиболее точный и широко приме-
няемый на практике метод определения истинного значения удельного
электрического сопротивления пластов, но боковое электрическое зонди-
рование проводят в продуктивных частях разреза, поэтому использовать
этот метод для оценки электрического сопротивления пород по всему
стволу скважины не представляется возможным. Для определения элек-
трического сопротивления пород в интервалах, где боковое электричес-
кое зондирование не проводилось, можно пользоваться диаграммами
бокового и индукционного каротажей. Индукционный и боковой каро-
тажи включены в комплекс геофизических исследований скважин, буря-
щихся на нефть и газ, и, как правило, его проводят по всему стволу сква-
жины. Существующие методы интерпретации диаграмм индукционного
и бокового каротажа позволяют достаточно точно определить удельную
электропроводность или обратную ей величину — удельное сопротивление
горных пород практически в любой точке разреза, вскрытого скважиной.
Кажущиеся электрические сопротивления низкоомных водонасыщен-
ных и глинистых пород, определенные по диаграммам индукционного
каротажа, очень близки к истинным значениям удельных электрических
сопротивлений этих пластов, установленным по боковому электрическо-
му зондированию (табл. 11). Это дает возможность воспользоваться сред-
ними значениями кажущихся электрических сопротивлений по индук-
ционному каротажу для оценки коэффициента теплопроводности одно-
родных пластов низкого сопротивления. Истинные удельные сопротивле-
ния неоднородных непроницаемых глинистых пород, а также пластов с
небольшим проникновением бурового раствора определяют следующим
образом. По диаграмме индукционного каротажа отсчитывают величину
кажущейся удельной электропроводности. С помощью палетки ак =
= f(pK) удельную электропроводность ок пересчитывают в кажущееся
электрическое сопротивление пласта рк. В полученные значения рк вносят
поправку на влияние скважины и ограниченной мощности пласта. Ис-
правленные таким образом значения сопротивлений принимают за истин-
ные удельные электрические сопротивления пластов. При наличии глу-
бокого проникновения бурового раствора в пласт для определения его
электрического сопротивления можно воспользоваться трехслойными
палетками индукционного каротажа.
87
Удельное сопротивление высокоомных пород в интервалах, где бо-
ковое электрическое зондирование не проводили, определяется по дан-
ным бокового каротажа. Для приближенной оценки теплопроводности
мощных пластов можно воспользоваться средними значениями кажущих-
ся сопротивлений,,отсчитанными по диаграммам бокового каротажа. При
одинаковом электрическом сопротивлении вмещающих пород они близки
к истинным сопротивлениям, что видно на примерах, приведенных в
табл. 12.
В остальных случаях для определения истинных удельных электри-
ческих сопротивлений пород по замерам бокового каротажа используют,
так же как и при боковом электрическом зондировании, специальные
теоретические палетки. В качестве рк по БК для однородного пласта при-
нимают максимальные сопротивления на кривых бокового каротажа;
для неоднородного пласта и пачки пластов рк по БК находится как сред-
нее сопротивление на кривой против данной пачки. Комплексное исполь-
зование бокового электрического зондирования, индукционного и боко-
вого каротажа позволяет определить электрическое сопротивление пород
по всему разрезу скважины.
Минерализация пластовых вод существенно влияет на величину элек-
трического сопротивления пород и практически не влияет на их теплопро-
водность. Поэтому при определении тепловых свойств пород, насыщенных
пресными или слабоминералиэованными водами, предлагаемым методом
в установленные по диаграммам электрического каротажа значения со-
противления этих пород надо внести поправку на минерализацию пласто-
вых вод, т.е. пересчитать сопротивление пласта при данной минерализации
пластовых вод в сопротивление при насыщении его водой с общей мине-
рализацией 140 г/л и тем привести значения сопротивлений к условиям,
для которых составлены аналитические зависимости и палетки. Пересчи-
тывают сопротивления по общепринятой методике с использованием зави-
симостей рп = f(pB), где рп — электрическое сопротивление пласта; рв —
электрическое сопротивление пластовой жидкости.
Пористость горных пород может быть определена несколькими геофи-
зическими методами: сопротивлений, потенциалов собственной поляри-
зации, радиометрическими, магнитными и акустическими, Все методы
основаны на различии физических свойств среды, заполняющей поровое
пространство, и физических свойств твердой фазы породы.
Наиболее эффективный метод определения пористости, в частности,
для терригенных отложений Днепровско-Донецкой впадины — акусти-
ческий каротаж. Его преимущества заключаются в следующем: величина
пористости — основной фактор, влияющий на скорость распространения
упругих волн, и зависимость среднего времени распространения упругих
волн в пласте от коэффициента пористости почти линейная; кривая сред-
него времени имеет фиксированный нуль; на показания временного па-
раметра Дг, регистрируемого при акустическом каротаже, не влияют
скважинные условия и вмещающие породы. Определенную погрешность
в результаты определения пористости по Дг может внести глинистость.
Точность определения пористости этим методом составляет ± 3—4%.
88
Таблица 11. Значения удельных электрических сопротивлений песчаников
Дружелюбовской площади
Интервал, м	Ом	мпоИК	р, Ом-м по БЭЗ
1698,4-1704	2,5	Скважина 1	2,6
1706-1716	1,5		1,1
1716-1718,8	1,2		0,7
1154,4-1172,6	0,6	Скважина 2	0,45
1206,8-1213,8	0,5		0,35
1238-1240,8	0,8		1,0
1286,8-1290	1,4		1,1
1326,8-1329,2	0,8		0,5
1506,6-1520	0,6		0,8
1534-1538,4	1,0		1,0
1648,8-1653,6	1,5	Скважина 3	1,2
1723,6-1726	2,3		2,0
1726-1742,6	0,75		0,7
1828-1846,2	0,5		0,5
Табл и ца 12. Значения электрических сопротивлений пород
Крестищенской площади
Интервал, м	Литологический состав	рк, Ом-м по БК	р, Ом-м по БЭЗ
	СКЕ	ажина 19	
3461,8-3466	Алевролит	30	25
3489-3491,4	Песчаник	29	30
3460-3650,2	Алевролит	13	10
3673-3685	Песчаник	15	13
3706,8-3729	Алевролит	12	11
3760,6-3771	Песчаник	14	12
3796-3802.2	Алевролит	16	12,5
3816-3822	Алавролит	14,9	14
3822-3840	Песчаник	14,5	12
3845,6-3856,6	Алевролит	15	12,5
	Скважина 50		
5021,2-5039,6	Алевролит	25	20
5039,6-5044,8	Песчаник	15	12
5185,6-5200	Алевролит	20	20
Пористость водонасыщенных пород в тех случаях, когда проникнове-
ние фильтрата бурового раствора в пласт относительно невелико и совре-
менные методы электрометрии скважин дают возможность определить
сопротивление пластов с достаточной степенью точности, находят по пара-
метру пористости. Для чистых и слабоглинистых пород, насыщенных во-
89
да ми высокой минерализации, поправка на глиностость невелика и порис-
тость в этом случае определяют с погрешностью ±5 %.
Остальные известные методы определения пористости менее точны,
так как в большей степени зависят от минерального состава цемента,
содержания кристаллизационной гигроскопически связанной воды, из-
менения скважинных условий (диаметра скважины, толщины глинистой
корки, наличия желобов), изменений минерального состава твердой фазы
коллекторов, содержания ферромагнитных минералов и пр.
Основные погрешности определения пористости отдельными геофизи-
ческими методами связаны с недостаточным учетом-глинистости пород,
поэтому по данным одного геофизического метода коэффициент порис-
тости может быть определен с высокой точностью только в тех случаях,
когда присутствие глинистых частиц не изменяет физические свойства
пород.
Более точно коэффициент пористости определяют по комплексной
интерпретации двух и более геофизических методов. Широко применяют
на практике способ определения пористости по данным методов сопротив-
ления и потенциалов собственной поляризации или по данным акусти-
ческого и гамма-гамма-метода и др. В этом случае, как показала практи-
ка, коэффициент пористости может быть определен с точностью ±1,5 %.
Для оценки плотности пород по разрезу используют диаграммы гамма-
гамма-каротажа скважин. Гамма-рассеивающая способность пород связана
с их плотностью. Для пород с плотностью более 2-103 кг/м3 с увеличением
плотности интенсивность рассеянного гамма-излучения падает. Наличие
связи рассеянного гамма-излучения с плотностью дает возможность по
кривым ГГК не только определять положение в разрезе скважин горных
пород различной плотности, но и оценивать их плотность количественно.
Для оценки плотности используют графические зависимости интенсивнос-
ти рассеянного гамма-излучения от плотности горной породы или аналити-
ческие, основанные на тесной связи плотности горных пород с величиной
коэффициента пористости.
Глинистость — параметр горных пород, от которого зависит их порис-
тость, проницаемость, плотность и, следовательно, теплопроводность.
Для определения глинистости могут быть использованы следующие гео-
физические методы: потенциалов собственной поляризации, естественного
гамма-излучения, электрического сопротивления, потенциалов вызванной
поляризации, нейтронные и ультразвуковые. Наиболее широко применяют
методы потенциалов собственной поляризации и естественного гамма-
излучения.
Определение глинистости коллекторов по данным метода потенциа-
лов собственной поляризации основано на использовании корреляционной
связи между величиной диффузионно-адсорбционной активности или ам-
плитудой аномалии естественного поля и содержанием пелитовой фракции
в породе.
Для определения глинистости горных пород применяют палетки, но-
мограммы или аналитические зависимости относительной амплитуды
аномалии ПС от содержания глинистой или глинистой и растворимой
90
фракции в породе, полученные на основании анализа керна и замеров
потенциалов ПС в лаборатории или в скважине.
Наиболее точно методом потенциалов собственной поляризации опре-
деляют глинистость терригенных пород однородного минерального соста-
ва, вскрываемых на пресных буровых растворах, удельное сопротивление
фильтрата которых не превышает 0,7—1 Ом-м. Иногда для повышения
точности вводят поправки на сопротивления пласта и его пористость.
Метод естественного гамма-излучения основан на зависимости естест-
венной радиоактивности песчано-глинистых и карбонатных пород от гли-
нистости в тех случаях, когда породы не содержат грубодисперсных
радиоактивных минералов.
Интенсивность естественного гамма-излучения находится в степенной
зависимости от глинистости. Тесная функциональная связь между этими
параметрами позволяет для определения глинистости пользоваться кри-
выми или номограммами, построенными по данным измерения интенсив-
ности естественного гамма-излучения в пластах с известным содержанием
глинистого материала. Такие кривые и номограммы составляются для
литологически однотипных разрезов скважин с учетом искажающего
влияния на интенсивность гамма-излучения диаметра скважины и радиоак-
тивности бурового раствора.
Наибольшие погрешности при определении глинистости пород по диаг-
раммам гамма-каротажа скважин обусловлены высокой радиоактив-
ностью псаммито-алевролитовой фракции и недостаточным учетом сква-
жинных условий, поэтому метод естественного гамма-излучения применя-
ют преимуществнно для определения глинистости пород со слабоактивной
скелетной фракцией, при достаточно постоянном диаметре скважины и
слабо гамма-активных буровых растворах.
Определение коэффициента проницаемости пород по разрезу — наибо-
лее трудная задача в связи с ограниченными возможностями определения
его по керну и отсутствием надежных теоретически и физически обосно-
ванных способов определения проницаемости по геофизическим данным.
Проницаемые породы в большинстве случаев четко выделяются на ка-
ротажных диаграммах, так как в этих породах наблюдается проникнове-
ние фильтрата бурового раствора, изменяющее физические свойства при-
скважинной зоны, налипание на стенках скважины глинистой корки. Это
приводит к радиальному изменению сопротивления пород, фиксируемому
стандартными и микрозондами, возникновению на диаграммах потенциа-
лов собственной поляризации отрицательных (при пресном буровом рас-
творе) или положительных (при селеном растворе) аномалий и другим
явлениям.
Для определения коэффициента проницаемости пород используют ди-
аграммы электрического каротажа скважин, собственной и вызванной
поляризации пород, гамма-активности.
Геофизические методы определения коэффициента проницаемости
основаны на зависимости его от коэффициента динамической пористос-
ти, извилистости поровых каналов и удельной поверхности. Эти парамет-
ры могут быть установлены геофизическими методами.
91
По диаграммам электрометрии скважин коэффициент проницаемости
оценивают по: коэффициенту пористости, параметру пористости, насыще-
ния, поверхностной проводимости и др. Однако теснота парных корреля-
ционных связей проницаемости с перечисленными параметрами весьма
слабая и, как показали результаты исследований, среднее значение моду-
лей относительных ошибок определения проницаемости этими методами
составляет 77—78 %.
Возможность определения коэффициента проницаемости по данным
потенциалов собственной поляризации фактически обоснована наличием
обратной квадратичной связи между коэффициентом проницаемости и
удельной поверхностью каналов фильтрации, зависимостью адсорбци-
онной удельной поверхности от удельной поверхности каналов фильтра-
ции и диффузионно-адсорбционной активности породы.
Определение коэффициента проницаемости методом потенциалов соб-
ственной поляризации осуществляется по графическим или аналитичес-
ким зависимостям Дда — f[k) и Дипс = f(£), где А да — диффузионно-
адсорбционная активность пород; Дипс — амплитуда аномалии потенциа-
лов собственной поляризации, зарегистрированная в скважине против
пласта; к — коэффициент проницаемости, определяемый по достаточно
большому количеству керна или вычисленный по коэффициентам продук-
тивности скважин.
Кривые Ада = f(k) строят по данным измерения диффузионно-адсорб-
ционной активности и проницаемости образцов пород, отобранных из изу-
чаемого разреза.
Кривые Avnc = f(k) рассчитывают по результатам измерений амплитуд
аномалий Д^пс в скважинах против отдельных пластов и определениям
коэффициента проницаемости этих пластов по достаточно большому коли-
честву керна или по коэффициентам продуктивности скважин. На прак-
тике чаще используют не абсолютную, а относительную амплитуду анома-
лии Дупс< которую находят как отношение величины Д^пс против данного
пласта к величине Дипс против опорного пласта. Это позволяет избежать
и уменьшить погрешности, связанные с изменениями диаметра скважины,
удельного сопротивления промывочной жидкости, температуры и др.
Среднее значение модуля относительной ошибки при оценке проницае-
мости методом потенциалов собственной поляризации около 60 %, причем
ошибки оценки проницаемости по величине Дда и Дйпс растут с увеличе-
нием пористости и проницаемости породы.
Анализ регрессий 1g к на Дда, 1g Дда показывает, что в области прони-
цаемости, превышающей 100 фм2, связь проницаемости с диффузионно-
адсорбционной активностью слабее, чем в области низких проницаемос-
тей, или вообще отсутствует, что объясняется, по-видимому, образова-
нием э.д.с. ПС в хорошо проницаемых породах, в основном, за счет диф-
фузии ионов свободного раствора и незначительным участием в диффузии
катионов двойного слоя. Изменение проницаемости (радиуса пор) в этом
случае не приводит к существенному изменению э.д- с. ПС. В глинистых
породах с радиусом капилляров, близким к толидине двойного слоя,
вследствие активного участия в диффузии катионов диффузионного слоя
92
связь э.д.с. ПС с проницаемостью более тесная. Отсюда следует, что метод
потенциалов собственной поляризации целесообразно использовать только
для определения коэффициентов проницаемости глинистых пород с низ-
кими значениями проницаемости.
Возможность определения коэффициента проницаемости горных по-
род по данным потенциалов вызванной поляризации основана на доста-
точно тесной связи между вызванной электрохимической активностью
Дв породы и удельной поверхностью каналов, по которым происходит
фильтрация.
Для определения коэффициента проницаемости к по диаграммам по-
тенциалов вызванной поляризации предварительно по результатам изме-
рений по керну коэффициента проницаемости, динамической пористости
л?д, параметра пористости Рп и вызванной электрохимической активности
Ад составляют палетку к = Рп, Дв). Положение кривых на палетке
зависит от минерального состава и структуры породы, поэтому при опре-
делении проницаемости методом потенциалов вызванной поляризации
палетки составляют для каждого изучаемого разреза.
Проницаемость по таким палеткам определяют с учетом сопротивле-
ния и диаметра зоны проникновения при условии, что сопротивление бу-
рового раствора достаточно высокое и в нем отсутствуют реагенты, суще-
ственно влияющие на форму кривой потенциалов вызванной поляри-
зации.
Метод потенциалов вызванной поляризации применяют для прибли-
женной оценки коэффициента проницаемости.
Способы определения коэффициента проницаемости по диаграммам
естественной гамма-активности основаны на прямой и достаточно тесной
связи между концентрацией радиоактивных элементов и коэффициентом
глинистости горных пород. Коэффициент глинистости во многом опреде-
ляет удельную поверхность и проницаемость.
Для оценки коэффициента проницаемости могут быть использованы
зависимости абсолютной или относительной амплитуды аномалии естест-
венного гамма-излучения напротив исследуемого пласта, определенные по
диаграммам гамма-каротажа, от проницаемости, построенные для данного
разреза на основании экспериментальных исследований. Однако теснота
связи естественной гамма-активности пород с коэффициентом проницае-
мости слабая, что исключает возможность определения его по естествен-
ной гамма-активности с высокой точностью.
Гамма-каротаж рекомендуется использовать для определения прони-
цаемости слабопроницаемых песчано-глинистых пород, когда величина
проницаемости контролируется в основном глинистостью и песчано-алев-
ритовая составляющая не содержит минералов повышенной радиоактив-
ности.
Таким образом, несмотря на положительные теоретические предпо-
сылки, все существующие методы, основанные на парных корреляцион-
ных связях коэффициента проницаемости с параметрами, измеряемыми
при каротаже скважин, могут быть использованы для его приближенной
оценки.
93
Для определения проницаемости более благоприятны множественные
связи. Лучший результат по лабораторным данным был получен при ис-
следовании тесноты связи проницаемости с потенциалами собственной
поляризации с учетом пористости. Связь между коэффициентом проницае-
мости к и параметром пористости Р с учетом мембранной активности Д£м
описывается равенством
к = аел<ЛЕм)/(Д£мс рЬ},	(4.1)
где коэффициенты а, Ь, с, п определяют экспериментально для конкрет-
ных геологических условий.
Использование параметра поверхностной проводимости П в многомер-
ных корреляционных связях также позволяет повысить точность оценки
проницаемости. Зависимость к = flfl, Р) благоприятнее зависимостей
к = f(n), к = f(P), а также зависимости к = f (Р, т). Параметры поверх-
ностной проводимости и пористости связаны с проницаемостью соотноше-
нием
к=аПа/Рь.	(4.2)
где а — коэффициент, величина которого зависит от степени дисперсности
(глинистости) среды.
Рассмотренные методы множественной корреляции позволяют повы-
сить точность оценки проницаемости на 6—8 % по сравнению с определе-
нием этого параметра методами парных зависимостей и, хотя точность оп-
ределения проницаемости остается недостаточно высокой, эти методы поз-
воляют надежно установить порядок проницаемости, что вполне достаточ-
но для выбора палетки, по которой с учетом других параметров находится
теплопроводность пород (см. рис. 23, 24).
Попытка определения теплопроводности по комплексу методов про-
мысловой геофизики была сделана на Дружелюбовском месторождении
природного газа в скв. 6 и 7 в интервалах разреза 2160—2260 и 1792—
1903 м соответственно.
Разрез в обоих случаях представлен песчано-глинистыми отложениями
с маломощными редкими прослоями карбонатных пород (см. рис. 33
и 34).
В указанных интервалах решения различных газопромысловых задач
были использованы следующие геофизические методы:
1)	стандартный каротаж градиент и потенциал зондами;
2)	метод потенциалов собственной поляризации горных пород;
3)	боковое электрическое зондирование;
4)	боковой каротаж;
5)	микробоковой каротаж;
6)	микрозондирование;
7)	индукционный каротаж;
8)	резистивиметрия;
9)	гамма-каротаж;
10)	гамма-гамма-каротаж;
94
Рис. 33. Каротажные диаграммы скв. 6 Дружелюбовской площади:
1 — аргиллит; 2 — известняк; 3 — песчаник; 4 — мергель; 5 — алевролит
11)	нейтронный гамма-каротаж;
12)	методы плотности нейтронов;
13)	термические методы;
14)	акустический каротаж;
15)	кавернометрия;
16)	другие методы для изучения технического состояния скважин и
контроля за разработкой месторождения газа.
Результаты исследований перечисленными методами использовались
для оценки теплопроводности по описанной методике.
Удельное электрическое сопротивление в продуктивных частях разреза
95
Рис. 34. Каротажные диаграммы скв. 7 Дружелюбовской площади
определяли по боковому электрическому зондированию, в остальных ин-
тервалах — методом индукционного или бокового каротажа. Пористость
пород устанавливали по диаграммам акустического каротажа или по па-
раметру пористости. Для оценки плотности использовали диаграммы гам-
ма-гамма-каротажа, а также графики зависимости плотности от пористос-
гамма -гамма- карата ж
ДРСТ-1
l-Ю см
NaJ(Tl) 30-Ю
имп/мин
10000	#000
96
(обозначение см. рис. 33)
ти. Коэффициент проницаемос-
ти песчаников определяли по
керну, а глубину залегания —
по каротажным диаграммам в
центре пластов.
Геофизическими методами
установлены средние для плас-
тов значения удельного элек-
трического сопротивления, по-
ристости и плотности, поэтому
полученная по уравнениям или
палеткам величина теплопро-
водности характеризует сред-
нее ее значение для пласта.
Известно [45], что при
определенных условиях геофи-
зические методы позволяют оп-
ределять параметры горных по-
род более достоверно, чем это
можно сделать прямыми мето-
дами изучения кернового ма-
териала. Это объясняется сле-
дующим.
1. Геофизические методы
изучают породу в условиях ее
естественного залегания, без на-
рушения структуры, а иногда и
состава, что нередко наблюдает-
ся при отборе керна. Лабора-
торными методами исследова-
ния керна установлено, что
пористость и, особенно, про-
ницаемость рыхлых пород,
измеренные в лаборатории при
атмосферном давлении, не со-
ответствуют их значениям в.
пластовых условиях.
2. Геофизическими метода-
ми измеряют физические пара-
метры в большом объеме по-
род и дают интегральные значе-
ния того или иного параметра,
чего нельзя сделать поданным отбора единичных кернов малого размера.
3. Данные геофизических методов исследования скважин точнее соот-
ветствуют глубине, чем керн, особенно когда вынос керна не составляет
100%.
Бескерновые способы определения параметров горных пород основы-
97
Таблица 13. Результаты определений теплопроводности песчаников
на образцах керна Дружелюбовской площади
Номер скважины	Интервал, м	Литологичес- кий состав	Число образ- цов керна	X средняя по керну	Хпо геофи- зике
6	2201-2210	Песчаник мелкозернис- тый	1	2,53	3,0
6	2218-2232	Песчаник мелко- и среднезернис- тый	12	1,88	2,0
7	1810-1823	Песчаник среднезер- нистый	7	1,44	1,39
7	1869-1885	Песчаник мелкозер- нистый	7	1,31	1,40
Таблица 14. Значение теплопроводности горных пород по лабораторным
и геофизическим данным
Литологический состав	X средняя по керну	Число образцов керна	X средняя по гео- физике	Число опреде- лений
Песчаники	2,14	158	2,1	8
Алевролиты	2,52	100	3,2	2
Аргиллиты	1,90	57	1,8	12
Известняки	2,51	31	3,4	6
ваются на эмпирических связях, полученных по результатам лаборатор-
ного исследования керна и комплексной интерпретации геофизических
исследований скважин в конкретных условиях, что позволяет учесть ли-
тологические особенности пород и местную геолого-гидрогеологическую
обстановку.
Таким образом, можно надеяться, что установленные геофизическими
методами значения теплопроводности близки к своим истинным значе-
ниям.
Точность определения теплопроводности пород оценивали косвенно,
сравнивая значения этого параметра, полученные геофизическими и лабо-
раторными методами. Результаты этих исследований приведены в табл. 13.
Ошибка определения теплопроводности песчаника в интервале 2201 —
2210 м скв. 6 геофизическими методами по сравнению с определением ее
на одном образце керна составляет 18,5 %. Ошибка определения теплопро-
водности песчаника в интервале 2218—2232 м той же скважины составляет
6,4 % по сравнению с определением ее на 12 образцах керна. В интервалах
1810-1823 и 1869-1885 м скв. 7, где теплопроводность определяли на
семи образцах, ошибки геофизических методов составляют соответствен-
но 3,5 и 6,9 %. Средние значения теплопроводности песчаников по геофи-
зическим методам ближе к лабораторным их значениям, если лаборатор-
ные определения выполнялись на большом количестве керна.
В табл. 14 сопоставлены средние значения теплопроводности пород,
рассчитанные геофизическими методами на скв. 6 и 7, со средними значе-
ниями ее для данного района по керну.
98
ПРИЛОЖЕНИЕ
Таблица 1. Теплопроводность горных пород
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м	Возраст	Коэффициент тепло- проводности сухих образцов \ Вт/ (м.К)
У краина
Днепровско-Донецкая впадина			
	Пески, песчаники		
Глуховская П (1), ЗОВ	16,0	Q	0,64
	95,0	К	0,73
	106,2	К	1,06
	108,0	К	1,17
	115,0	к	1,07
	129,3	к	3,12
	139,3	к	О,ВЗ
	175,0	к	0,72
	189,0	к	0,83
	212,0	к	0,84
Краснолучская, 1550	603,0	—	3,13
Никитовская	—		3,65
Глины, глинисто-карбонатные породы
Глуховская П (I), 308	124,0	К	0,В8
	126,7	К	1,06
	158,6	К	2,70
	193,0	К	0,77
	216,2	К	0,В6
	222,1	К	0,72
	227,0	к	0,72
	228,0	к	0,75
	230,0	к	0,64
	236,3	к	0,69
	238,3	к	0,59
	244,0	к	0,69
	247,0	к	0,64
	256,0	к	0,74
	260,0	к	1,15
Глуховская Г(I), 308	266,0	к	0,86
	275,0	к	0,53
	286,5	|2	0,59
	289,0	|2	0,61
	299,0	|2	0,57
	309,0	12	0,57
	310,0	|2	0,59
Шебелинская, 95	20'48-2055	с	2,20
Западные области УССР
Вулканогенные породы
Берегово, 2т	40,15 80,20	N N	0,99 1,64
Мужиево, 359	50-200	N	1,73
99
Продолжение табл. 1
Берегово, 2т	100,1	N	1,71
Мужиево, 368	111,0	N	1,73
Берегово, 2т	120,55	N	1,22
	140,30	N	1,68
Боржава, 4т	192,0	N	1,75
Берегово, 2т	210,0	N	1,43
Боржава, 4т	225,0	N	1,42
Берегово, 2т	240,2	N	1,92
	260,05	N	1,89
Мужиево, 368	268,15	N	2,60
Берегово	280,40	N	1,93
	300,15	N	1,73
Боржава, 4т	320,0	N	2,21
Берегово, 2т	321,5	N	1,82
	340,1	N	1,81
Мужиево, 717	358,1	N	1,81
Берегово, 2т	360,35	N	2,05
	379,70	N	2,01
	399,30	N	1,83
Боржава, 4т	401,2	N	2,25
	403,0	N	2,50
Берегово, 2т	419,85	N	2,1
Боржава, 4т	424,0	N	’,75
	443,4	N	1,83
	447,8	N	1,86
Мужиево, 368	457,1	N	2,44
Берегово, 2т	460,65	N	1,83
	501,0	N	1,96
	519,6	N	1,93
	539,55	N	1,90
	639,6	N	1,93
	680,4	N	1,46
	700,9	N	2,50
Гораздовка, 50	600-1300	N	1,67
Берегово, 2т	720,45	N	2,76
	760,0	N	2,78
Ужгород, 10	782,0	N	1,42
В.Добронь, 1	750-850	N	2,09
Ужгород, 16	921,0	N	1,97
Залуж, 2	1344-1392	N	2,0
	1427-1482	N	2,0
Залуж, 14	44,0	N	2,26
Мужиево, 375	265,5	N	1,04
Залуж, 8	293-307	N	2,50
Гораздовка, 50	500-600	N	1,65
Теребля,2	743-893	N	2,45
Ужгород, 1	800—1000	N	2,09
	1000-1450	N	1,67
Теребля, 2	1211-1261	N	1,88
Залуж, 2	1243-1289	N	2,04
В.Добронь, 1	1000-1500	N	1,88
Залуж, 20	1348-1354	N	1,64
Теребля, 2	1397-1493	N	2,60
	1826-1887	Сг	2,79
100
Продолжение табл. 1
В. До бронь, 1 Залуж, 3	1500-2000 2242-2247	N К	1,9В 1,41
	Глины		
Залуж, 14	36,0	N	1,82
Ужгород, 7	167-172	N	2,14
Залуж, 5	320-352	N	2,06
Залуж, 20	835-845	N	1,33
	904-914	N	2,90
Ужгород, 2	750-950	N	2,09
	Песчаники		
Залуж, 14	111,0	N	2,17
Мужиево, 718	233,0	N	2,01
Залуж, 1	414,35	N	1,77
Залуж, 2	629-643	N	2,65
Залуж, 20	687-695	N	1,66
Залуж, 2	774—778	N	2,50
	В60-864	N	2,57
	912-916	N	2,41
Теребля, 2	1600-1699	N	2,72
	Алевролиты		
Мужиево, 748	313,7		1,87
	Известняки		
В.Добронь, 1	2000-3000	К	1,92
	Средняя A3v	я	
	Узбекская ССР		
	Известия ки		
Юж.3екры, 3	2423-2427	I	4,20
Чандыр, 1	2440,5-2445,9	1	2,69
Гумбулак, 22	2525-2531,3	1	2,54
Умид, 8	2563-2568	1	2,31
Денгизкуль, 6 ,	2610-2616	1	2,42
Денгизкуль, 10	2639-2645	1	3,18
Денгизкуль, 6	2642,7-2649,7	1	2,12
Чандыр, 4	2764,7-2771,5	1	2,01
Рейган, 1р	2652-2657	1	2,52
	2657-2662	1	2,52
	2662-2667	1	2,53
	2685-2690	1	3,03
Пирназар, 2	2670-2674	1	2,24
Даулетабад-Донмез, 5	2964-2973	1	2,31
Шуртан, 4	2980-2996	1	1,93
Шуртан, 15	3077,3-3082	1	3,19
Шуртан, 6	3089-3094	1	3,61
	3113,7-3118,7	1	2,47
Рейган,1р	3440-3444	1	2,74
	4676-4677	1	2,47
	4701-4705	1	2,41
101
Продолжение табл. 1
Рейган, 1 р	Мергель 2550-2555	I 1	1,96
Чандыр, 1	1 Аргиллиты 2419,7-2426,7	।	2,42
	2419,7-2428,7	।	1,35
Рейган, 1р	3454-3460	1	2,37
Памук, 1	3580-3584,7	।	2,00
Ранган, 1р	4766-4771	1	2,32
Рейган, 1р	Глины 2555-2558	1	1,86
	2558-2561	1	1,92
	3449-3454	1	2,06
	3454-3460	1	3,06
Рейган, 1р	4115-4120	I	2,19
	4661-4662	1	2,38
	4701-4705	I	1,84
	4722-4726	I	2,45
	4790-4794	1	2,23
Рейган, 1р	Алевролиты 3548-3550	|	2,06
	3895-3900	|	2,05
	4669-4670	1	2,36
Даулетабад-Донмез, 7	Песчаники 2961-2964	|	2,84
Даулетабад-Донмез, 5	3071-3083	।	2,87
Памук, 1	3580-3584,8	|	2,21
	3580-3584,8	|	1,62
Рейган, 1р	3751-3756	|	2,44
	3751-3756	|	2,12
	3847-3852	।	2,26
	3852-3861	।	1,81
	3868-3870	|	1,67
Памук, 1	3945-3953	|	3,32
Рейган, 1р	4726-4729	।	2,47
Рейган, 1р	4794-4799	|	2,60
	4794-4799	।	2,40
	4904-4908	|	2,13
	4904-4908	|	2,26
Чандыр, 6	2124-2131	|	1,69
Чандыр, 4	Доло миты 2138-2146	I	1,52
Рейган, 1р	2490-2496	I	2,43
	2490-2496	1	3,76
Шуртан, 15	2841,4-2846,8 I	2,08
Шуртан, 10	3055,5-3062,6 I	3,30
Шуртан, 13	3108,1-3113,1	1	2,29
Шуотан, 6	3135,7-3141,7	।	2,24
102
Продолжение табл. 1
Ангидриты
Чандыр, 4	2086-2096	I	4,45
Аккум, 10	2110,5-2114,5	I	2,11
Гумбулак, 22	2446,6-2450,7	I	4,95
Рейган, 1р	2630-2633	I	4,44
Чандыр, 4	2996-3104	I	5,39
Рейган, 1 р	4405-4408	I	2,74
Чандыр, 6	2124-2131	1	1,69
	Г алит		
Г умбулак, 18	2161,2-2169,2	1	5,93
Сев. Денгизкуль, 8	2528-2536	1	4,95
Рейган, 1 р	4485-4489	1	5,02
104
Таблица 2 Физические параметры горных пород
Площадь, номер	Глубина отбора.	Коэффициент				Удельная	Удельное	Порис- тость т, %	Плот	Проница-	Глинис
скважины	м, возраст					теплоем-	электри-		ность	емость яо18,	гость, %
		теплопроводности			темпера-	кость	ческое		<7 10,		
		А, Вт/ (	м	К)	туропро-	с 104, Дж/(кг К)	сопротив-		кг/м	2 м	
					водности,		ление				
		сухие		влаго-	В-10 7,		р, Ом м				
				насы щен-	м2 /с						
				ные							
			У	краина Дн	эпропетр	овско До	нецкая вг	чадина			
				Пески, пес чан и ки							
Боровская, 2	1527-1530, С23	2,23		—	—	—	14,50	2,38	0,23	—	—
Качановская, 152	1693-1700, С3	2,83		—	—	—	9,3	2,36	0,11	—	—
Дружелюбовская,											
55	1862-1868, С2	2,23		—	—	—	13,3	2,24		—	—
Рунов щи некая, 6	2854-2859, С2	2,70		—	—	—	6,3	2,53		—	—
Мелиховская, 112	2857-2862, Р,	4,54		—	—	—	3,8	2,40		Нелрони	—
										цаемые	
Руновщинская, 6	3196-3201, С2	2,89		—	—	—	8,0	2,44		—	—
Новотроицкая, 31	3305-3306, С,	4,63		—	—	—	18,5	2,00		—	—
Руновщанская, 6	3323-3330, С2	2,37		—	—	—	2,6	2,60	0,0016	—	—
	3330-3337, С2	2,98		—	—	—	0,8	2,45		—	—
	3345-3352, С2	4,06		—	—	—	0,6	2,71	0,0017	—	—
Первомайская, 4	3653-3663, С3	1,50		—	—	—	10,0	2,42	0,035	—	—
Руновщанская, 7	3769-3778, С2	3,35		—	—	—	6,7	2,41	1,04	—	—
Шебелинская, 600	3925-3932, С23	2,70		—	—	—	6,2	2,52	0,018	—	—
Мешевская, 82	4197-4207, С33	2,45		—	—	—	7,7	2,44	12,79	—	—
Шебелинская, 600	4400-4411, Сг	2,77		—	—	—	0,8	2,68		Нелрони-	—
										цаемые	
	4439-4450, С2	2,01		—	—	—	4,9	2,53	0,03	—	—
	4578-4590, С24	2,28		—	—	—	2,0	2,70		Непрони- цаемые	—
105
	4514-4625, С24	1,63	—	—
Мелиховская, 100	4691 -4698, Сз	1,76	—	—
Шебелинская, 600	4869-4885, С23	1,67	—	—
Качановская, 50	4869-4885, С23	2,96	—	—
89	1941-1935,	2,44	—	—
			Мел козернис	
Дружелюбовская, 3	1775-1783, С27	2,11	3,02	7,7
	1973-1783, С25	0,63	—	8
	1973-1978, С25	1,04	—	10,5
	1973-1978, С25	2,32	3,12	—
	1973-1978, С25	1,39	—	2,6
	1973-1978, С25	1,60	2,98	11
	1973-1978, С25	1,77	—	12
	1973-1978, С25	1,72	3,02	13
	1973-1978, С25	1,77	4,21	12
	2006-2014, С25	1,76	4,20	13
	2006-2014, С25	1,52	3,62	20
	2006-2014, С25	2,43	—	12
	2006-2014, С25	1,05	—	8,9
	2006-2014, С25	2,08	2,99	5,0
	2014-2021, С25	1,89	—	—
	2014-2021, С25	0,86	—	5,4
	2029-2037, С25	2,23	—	10,3
Дружел юбовс- кая, 2	2289-2298, С23	1,02	—	9
	2289-2298, С23	2,62	Зг68	10,6
	2289-2298, С23	1,47	—	3,8
	2289-2298, С23	1,97	—	—
	2289-2298, С23	1,41	—	10,2
—	1,6	2,62		То же	—
—	6,4	2,44	0,107	—	—
—	2,7	2,60	0,031	—	—
—	0,5	2,71	0,043	—	—
—	—	—	90,7	—	—
песчаник	и				
1,014	15,0	5,7	2,7	0,3	—
0,357	1,6	18,4	2,2	79,3	—
0,366	22,0	5,3	2,7	0,01	27,2
—	4,4	12,6	2,4	0,7	—
2,056	9,6	7,6	2,6	0,2	3,3
0,632	3,1	15,0	2,3	2,7	—
0,670	3,2	16,6	2,2	2,2	3,3
0,575	3,6	15,6	2,3	1,9	15,4
0,590	4,2	10,4	2,5	0,4	16,3
0,451	45,9	4,0	3,0	0,01	—
0,316	3,9	10,4	2,4	0,5	7,3
0,750	33,0	3,2	2,7	0,01	—
0,536	2,4	17,1	2,2	4,3	—
1,096	9,1	9,4	2,5	0,3	—
—	3,9	17,6	2,2	3,2	16,3
0,692	2,8	16,4	2,3	1,7	18,1
0,866	5,0	8,5	2,5	0,2	20,0
0,435	8,0	6,1	2,6	0,1	—
0,399	10,7	5,3	2,6	0,01	—
1,611	3,5	11,9	2,4	0,5	13,2
—	4,2	10,9	2,5	0,2	—
0,552	9,8	5,5	2,5	0,01	—
Продолжение табл.2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент		
		теплопроводности X, Вт/ (м-К)		темпера- туропро- водное- ТИ а,10~,’ М/С
		сухие	влаго- насыщен- ные	
Дружелюбовс-	2289-2298, С23	1,55	—	3
кая, 2	2212-2221, С24	0,93	—	10.7
	2212-2221, С24	2,01	3,53	13
	2212-2221, С4	1,26	—	5,9
	2219-2221, С4	1,09	—	5,5
	2212-2221, С4	1,05	—	6,8
	22212-2221, С4	1,37	—	9,6
	2212-2221, С24	0,86	—	3,3
	2221-2229, С4	1,05	—	6,9
	2229-2238, С24	0,76	—	8,5
	2452-2456, С23	2,14	3,27	8,8
	2456-2464, С23	1,76	—	6,2
	2456-2467, С23	1,82	3,24	5,4
Дружен юбовс-				
кая, 5	2160-2165, С24	1,10	—	2,4
	2160-2465, С4	2,32	3,27	6,6
	2165-2170, С 4	1,82	—	—
	2165-2170, С 4	1,88	—	4,9
	2165-2170, С 4	1,93	3,12	6,3
	2165-2170, С 4	1,87	2,98	5,8
Удельная теплое м- кость с-104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое со пре- ти вл ение р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность а-1 о3 кг/м3	Проница- емость к Ю-18, м2	Глинис- тость, %
0,152	3,8	11,1	2,4	0,3	11,6
0,395	2,4	17,5	2,2	24,8	17,1
0,513	3,9	18,1	2,2	12,8	18,9
0,970	2,5	18,1	2,2	14,7	11,9
0,861	3,0	15,4	2,3	5,2	—
0,701	2,6	15,0	2,2м	22,6	33,5
0,620	2,би	15,4	2,3	24,6	15,3
1,133	3,3	12,8	2,3	7,1	29,7
0,691	2,9	16,1	2,2	11,5	8,3
0,319	9,9	5,4	2,8	0,01	—
1,063	5,3	11,0	2,4	0,2	18,1
1,182	4,5	12,6	2,4	0,4	13,8
0,995	4,5	12,8	2,4	0,1	15,5
1,762	9,2	5,7	2,6	0,1	—
0,745	6,9	6,6	2,5	0,1	—
—	5,3	9,3	2,5	0,1	20,4
1,607	4,9	9,5	2,4	0,2	21,4
0,596	4,4	10,3	2,5	0,2	27,4
0,758	4,8	8,7	2,5	0,3	19,1
	2191-2198, С23 2191—2198, С3	1,96 1,60	3,82	14 15	0,666 0,507	4,4 4,4	19,9 19,2	2,1 2,1	49,9 51,8	11,8
	2191-2198, С23	1,89	3,63	13	0,482	2,6	18,0	2,2	15,2	15,1
	2191-2198, С23	1,94	3,91	10	0,427	4,6	19,0	2,2	16,0	18,2
	2191-2198, С23	1,76	3,59	10	0,700	3,4	20,3	2,1	52,5	7,0
	2191—2198, С23	2,43	—	15	0,736	4,3	18,8	2,2	14,5	10,5
	2191-2198, С23	2,01	3,29	16	0,312	3,2	14,2	2,3	1,0	9,8
	2191-2198, С23	2,40	—	10,5	1,038	4,1	15,8	2,2	3,1	13,2
	2191-2198, С23	2,08	3,92	11	1,049	4,9	16,4	2,2	4,5	—
Дружепюбовс-										
кая, 5	1814-1825, С27	1,18	—	8,5	0,603	3,2	13,9	2,3	0,3	—
	1876-1884, C2S	0,76	—	2	1,461	7,1	6,5	2,6	0,3	—
	2191-2198, С23	1,29	2,86	11,5	0,487	4,1	13,9	2,3	1,0	—
	2191-2198, С23	2,11	3,70	12	0,640	3,5	16,4	2,2	4,5	—
	2191-2198, С23	1,83	4,37	12	0,635	4,6	11,4	2,4	0,8	—
	2191—2198, С23	1,96	3,33	11	0,774	4,3	13,4	2,3	0,6	—
	2191-2198, С23	2,10	3,67	18	0,338	3,7	16,2	2,2	4,0	—
	2191-2198, С23	2,25	4,73	4,6	1,235	3,3	16,1	2,2	3,7	—
	2205-2213, С23	2,11	3,68	11	0,822	4,6	16,6	2,2	4,0	11,8
	2205-2213, С23	2,09	—	15	0,633	3,78	16,1	2,2	3,8	—
	2213-2222, С23	2,00	3,40	11	0,363	2,1	16,6	2,2	6,8	—
Дружелюбовс-										
кая, 6	1770-1778, С26	1,08	—	8,7	0,477	24,9	3,4	2,6	0,01	—
	1967-1974, С26	1,32	—	12	0,407	51,4	2,5	2,7	0,01	—
	2201-2210, С24	2,53	3,77	6	1,686	6,9	6,7	2,5	0,2	—
	2218-2226, С24	1,10	—	6,4	0,694	20,8	5,4	2,7	0,01	—
	2226-2232, С24	1,74	4,14	10	0,644	16,2	4,1	2,7	0,01	—
	2226-2232, С24	2,33	—	4,6	1,876	15,1	4,4	2,7	0,01	14,9
	2278-2288, С24	2,75	3,55	8,1	0,735	10,6	8,1	2,5	0,2	18,2
	2278-2288, С24	1,20	2,88	6,4	0,822	3,7	14,1	2,3	2,4	12,8
О	2278-2288, С24	2,68	—	8,8	0,867	3,2	19,3	2,2	29,8	—
Продолжение табл. 2 S			
Ппощадь, номер сква жины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент	
		теплопроводности X, Вт/ (м-К)	
		сухие	влаго- насыщен- ные
Дружелюбовс- кая, 7 Дружелюбовс- кая, 8	2278-2288, С4 2278-2288, С4 2278-2288, С 4 2380-2384, С23 2380-2384, С23 2329-2395, С23 1948-1952, С25 1952-1953, С25 1952-1953, С25 1952-1953, С25 1952-1953, С25 1953-1956, С25 1953-1956, С25 1953-1956, С25 1953,3-1956, С25 1953-1956,9 С25 1953,9-1956,9 С25 1959,5-1965,4,С26 1744,5-1749,5, С26	2,36 2,34 2,40 1,87 1,37 1,26 1,80 2,07 1,88 1,60 1,21 1,81 1,81 1,62 1,64 1,36 1,46 3,09 1,44	3,23 3,20 3,32 3,26 2,70 4,29 3,68 3,18 3,81 2,88 3,34 3,36 2,88 3,10 3,24 3,87 3,44
	Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Пронина	Глинис-
( темпера- туропро; водное- ти,а-10 м2/с	теплоем- кость с.104, ^Дж/ (кгК	эпектри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	тость т, %	ность а-ю? кг/м^	емость к 10“18, 2 м	тость, %
10	0,591	3,4	14,7	2,3	1,1	—
6,4	0,910	3,7	14,7	2,3	2,4	—
8,4	0,724	4,0	14,0	2,3	0,9	-
4,4	1,931	2,0	18,6	2,2	18,6	—
6,4	0,973	2,1	18,5	2,2	46,1	—
7	0,818	3,9	18,7	2,2	14,5	-
6,5	1,258	2,9	16,7	2,2	12,4	14,2
11	0,694	2,9	16,1	2,2	77,7	24,5
16	0,398	2,5	20,0	2,1	88,2	13,0
3	1,666	2,9	17,7	2,2	22,7	12,2
9,3	0,591	2,7	18,7	2,2	43,3	11,2
25	0,250	2,6	19,3	2,2	68,7	13,8
11	0,524	2,5	19,4	2,2	66,3	7,3
12	0,472	2,2	20,5	2,1	123,0	17,1
8,9	0,832	2,2	20,3	2,2	147,2	13,0
12	0,515	3,0	17,7	2,2	44,8	—
14	0,474	2,0	19,5	2,2	107,4	18,4
10	0,304	6,3	8,8	2,5	0,6	—
10,2	0,672	2,8	20,1	2,1	32,2	12,3
601
	1744,5-1749,5,С26	0,91	1,75	8,2	0,554	2,0	23,4	2,0	98,8	14,9
	1778,9-1780,2, С26	1,94	—	9,6	0,918	2,7	19,1	2,2	27,4	10,2
	1778,9—1780,2, С26	1,78	4,23	11,5	0,672	4,3	14,2	2,3	6,3	21,6
Дружелюбовс- кая, 8	1780,2-1781,5, С26	1,00	2,71	10	0,454	2,5	16,4	2,2	13,3	10,2
	1929,1-1935,3, С25	1,21	2,89	11,5	0,478	2,8	16,8	2,2	10,9	25,6
	1929,1-1935,3, С25	1,34	3,19	5,5	1,107	2,6	19,3	2,2	14,7	16,5
	1929,1-1935-,3, С25	1,15	—	20	0,396	2,5	16,9	2,9	14,2	13,9
	1929,1-1935,3, С25	1,44	3,44	5,6	1,168	2,0	19,3	2,3	20,7	15,1
	1929,1-1935,3, С25	1,52	3,61	6,4	1,079	2,0	18,4	2,2	12,5	18,4
	1971 — 1974,3, C2S	1,39	—	9	0,671	2,6	15,0	2,3	3,6	7,9
	1971-1974,3, С25	1,18	2,80	5,7	0,690	2,3	15,6	3,0	3,4	10,8
	1971-1974,3, C2S	1,30	—	9,5	0,594	2,6	15,0	2,3	5,5	12,9
	1980,4-1985, C2S	1,58	3,00	10,9	0,410	2,0	22,0	2,1	46,1	12,9
	1985,2-1993,7, С25	1,34	—	5,1	1,142	3,0	16,0	2,3	3,3	—
Дружелюбовс- кая, 7	2424-2432, С 2	1,97	3,19	7,5	1,050	6,8	7,6	2,5	0,2	—
	2432-2440, С23	2,05	3,03	27	0,361	2,2	20,1	2,1	56,5	11,8
Медведовская, 6	4061-4072, С33	1,27	—	14	0,394	3,5	12,5	2,3	5,0	16,4
	4061-4072, С33	1,12	2,67	2.5	1,866	4,2	10,9	2,4	1,5	—
	4072-4091, С33	1,31	2,13	8,5	0,657	4,9	9,2	2,4	0,3	7,3
	4072-7091, С33	1,89	2,90	13	0,605	5,0	8,6	2,4	0,3	7,2
	4072-7091, С33	1,56	—	38	0,157	9,7	3,4	2,6	0,1	10,2
	4072-4091, С3	2,15	-	2,5	3,440	5,8	6,8	2,5	0,2	—
			Среднезернистые песчаники							
Дружелюбовс- кая, 3	1957-1965, C2S	0,85	4,65	12	0,354	1,4	22,6	2,0	486,6	4,5
	1973-1978, С25	2,05	6,29	3,3	1,514	1,8	20,2	2,1	146,3	18,4
	1973-1978, С25	1,12	3,66	9,3	0,600	1,4	22,4	2,0	1293,1	—
	2014-2021, С25	2,0	—	5,3	1,570	5,0	12,6	2,4	1,3	—
Продолжение табл. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент теплопроводности	
		Л, Вт/ (м-	К)
		сухие	влаго- насыщен- ные
	2014-2021, С25	1,45	
Дружелюбовс- кая, 2	2298-2307, С23	2,25	3,97
	2298-2307, С23	1,60	—
	2298-2307, С23	1,50	—
	2298-2307, С23	1,3	—
	2307 -2316, С23	1,56	—
	2307-2316, С23	1,1	—
	2307-2316, С23	0,84	—
	2307-2316, С23	1,02	—
	2307-2316, С23	1,19	—
Дружелюбовс- кая, 3	2261-2268, С23	2,10	3,43
	2261 -2268, С23	1,47	—
	2261-2268, С23	1,13	—
	2261 -2268, С32	0,84	—
	2261 -2268, С23	0,77	—
	2268-2275, С23	2,54	3,97
	2268-2275, С3	3,10	4,18
Дру желюбовс- кая, 3	2275-2284, С23	2,73	3,83
	2275-2284, С23	2,40	4,10
	Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Проница-	Глинне-
темпера- туропро- водности, а.1 О-7 м2 /с	теплоем- кость с.104 ДжЛкг-К)	электри- ческое сопро- тивление р, Ом.м	тость тг %	ность О-103, кг/м3	емость но’18, м2	тость, %
8,5	0,739	2,3	16,2	2,3	1,1	11,2
8,2	0,625	2,6	14,4	2,3	4,4	4,9
13,0	0,535	3,5	12,5	2,3	0,8	16,6
6,6	0,988	2,7	17,8	2,2	29,0	5,0
3,7	1,597	2,5	17,8	2,2	41,4	—
7,8	0,909	2,4	19,1	2,2	41,4	—
6,5	0,768	2,5	18,1	2,2	14,4	8,8
6,3	0,597	3,5	23,3	2,3	117,5	5.4
6,5	0,678	3,5	14,8	2,3	9,0	6,6
6,6	0,818	2,4	18,0	2,2	10,6	9,5
8,1	0,613	2,3	18,9	2,2	44,6	18,6
13,1	0,513	2,5	18,8	2,2	24,2	19,0
6,9	0,744	2,5	18,4	2,2	42,0	12,0
9,1	0,424	2,6	20,0	2,2	50,7	12,0
2	1,750	2,0	18,6	2.2	42,7	13,3
13	0,575	4,4	12,8	2,3	2,4	15,0
3	3,388	5,8	10,5	2,4	1,4	-
16	0,343	4,3	12,2	2,4	2,0	17,3
6,6	0,685	1,7	20,1	2.1	179,5	11,5
	2275-2284, С23 2275-2284, С23	2,41 1,73	3,94	7 7,6	0,707 1,083	3,1 1,7	16,9 20,5	2,2 2,1	56,7 189,1	9,6 3,4
	2275-2284, с23	2,30	3,86	7,5	0,603	2,5	21,5	2,1	443,5	8,3
	2275-2284, С23	2,36	3,65	12	0,477	1,8	19,1	2,2	124,3	9.0
	2299-2304, С23	1,81	—	15	0,548	3,8	17,0	2,2	36,4	14,9
	2185-2193, С4	1,76	—	14	0,546	3,4	13,7	2,3	15,1	10,4
	2193-2201, С24	1,0	—	6,5	0,699	2,6	16,1	2,3м	11,8	14,0
	2202-2209, С24	1,22	3,22	3,32	0,890	3,8	14,4	2,3	13,5	10,4
	2202-2209, С24	2,95	4,02	6,2	0,606	8,97	9,1	2,5	0,6	15,3
	2202-2209, С24	1,85	—	6,6	1,274	3,5	15,9	2,2	1 1,8	4,8
	2202-2209, С24	1,6	—	4,5	1,616	3,3	17,0	2,2	48,0	7,4
	2209-2202, С24	1,26	—	7,4	0,810	2,2	20,2	2,1	433,7	5,6
	2202-2209, С24	1,57	—	6,5	1,097	2,5	18,3	2,2	55,4	—
	2689-2699, С2‘	1,42	—	10,3	0,599	3,7	12,5	2,3	7,1	2,2
	2689-2699, С2	3,74	4,02	6	0,753	21,6	1,7	2,7	0,01	—
	2689-2699, С2‘	3,00	3,84	10,5	0,876	7,8	9,8	2,5	1,1	—
	3151-3157, С4	1,36	—	19	0,255	3,6	1,3	2,8	0,01	—
Дружелюбовс- кая, 2	1791-1974, С27	2,09	3,24	11	0,735	3,6	16,8	2,2	12,9	—
	1 791 -1 974, С27	1,96	3,51	11,1	0,548	3,2	16,4	2,2	5,8	—
	2194-2204, С24	3,64	4,55	9,2	0,810	3,5	17,3	2,2	23,1	9,4
	2203-2212, С4	2,14	3,58	10,5	0,592	2,9	13,9	2,3	3,3	4,4
	2203-2252, С24	1,47	—	13	0,513	2,6	1 7,7	2,2	22,5	11,1
	2203-2212, С24	2,75	4,54	11,3	1,016	3,7	17,4	2,2	24,3	13,0
	2203-221 2, С24	2,07	3,49	6,2	0,769	2,7	16,9	2,2	24,5	8,7
	221 2-2221, С24	2,03	3,41	6,5	0,81 1	2,3	16,9	2,2	17,5	11,7
	2212—2221, С24	2,36	3,70	6,3	0,814	3,5	15,0	2,3	19,1	3,1
	221 2-2221, С24	2,23	3,94	10	0,304	2,0	19,4	2,1	112,7	7,4
	221 2-2221, С24	1,09	—	12	0,412	2,4	19,4	2,2	117,6	8,85
112
Продолжениетабл.2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент		
		теплопроводности X, Вт/ (м-К)		темпера- туропро- водности, а-10"7, м2/с
		сухие	влаго- насыщен- ные	
	2212-2221, С24	2,16	3,99	5,4
	2221-2229, С24	1,03	—	5,6
	2221 -2229, С24	2,19	3,96	5,3
	2221 -2229, С24	1,26	—	6,1
	2221-2229, С24	0,99	—	5,3
	2221-2229, С24	2,52	3,36	7,3
	2221-2229, С24	2,07	3,47	5,2
	2229-2238, С24	2,04	3,56	6,5
	2229-2238, С24	2,05	—	6,2
Дружелюбовс-				
кая, 5	2120-2125, С4	0,91	—	1,8
	2120-2125, С24	2,11	3,92	4,7
	2125-2130, С4	1,12	2,17	13
	2125-2430, С24	1,99	3,50	7,6
	2191-2198, С4	1,22	2,91	8
	2191-2198, С23	1,97	3,49	9,2
	2191-2198, С23	1,4	3,32	9,4
	2191 -2198, С23	2,7	4,43	8,7
	2191 -2198, С23	1,56	3,17	12,6
Удельная теплоем- кость с.104, Дж/(кГ'К)	Удельное электри- чес кое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность а-1 о?з кг/м	Проница- емость к 10-18, 2 М	Глинис- тость, %
1,038	3,2	15,4	2,3	21,9	—
0,875	2,3	19,5	2,1	95,1	6,6
1,051	2,5	20,3	2,1	137,5	4,9
0,983	2,4	18,6	2,2	112,9	7,5
0,849	2,7	16,8	2,2	5,7	6,8
1,066	4,3	13,0	2,3	13,4	—
0,785	2,9	15,3	2,3	9,6	—
0,811	2,8	16,1	2,2	11,2	16,5
1,377	3,7	11,5	2,4	1,6	13,2
2,297	2,7	18,0	2,2	95,9	10,0
0,360	1,7	18,8	2,2	68,2	10,4
0,358	3,6	13,8	2,4	11,2	—
1,214	3,0	16,8	2,2	33,3	6,3
0,693	4,0	15,6	2,2	14,2	21,3
1,043	4,2	17,9	2,0	45,1	7,8
0,647	3,3	18,1	2,3	33,0	3,5
1,349	4,5	15,5	2,3	35,9	12,0
0,495	3,9	16,5	2,3	10,8	—
	2191-2198, С23 2191-2198, С23	2,21 1,4	3,89	7,9	0,805	3,4 3,8	16,5 19,6	2,2 2,2	11,4 9,4	8,3 10,0
	2191-2198, С23	1,9	3,53	10	0,905	4,6	20,9	2,0	68,6	10,8
	2191-2198, С/	2,06	3,83	2,3	—	2Д	20,6	2,1	76,2	13,3
	2191-2198, С23	2,04	3,59	8	0,803	1,6	21,6	2,1	130,6	—
	2191-2198, С23	1,59	3,87	5	1,445	4,3	18,9	2,2	35,8	15,8
	2191-2198, С2Э	1,66	3,95	9,5	0,873	2,8	23,4	2,0	337,1	—
	2191-2198, С23	1,76	4,00	—	—	2,9	21,8	2,1	87,4	—
Дружелюбовс-										
кая, 6	2226-2232, С24	2,21	—	8,5	1,238	2,7	21,5	2,1	130,3	—
	2226-2232, С24	1,76	4,20	13,5	0,566	3,6	13,1	2,3	1,6	—
	2226-2232, С4	2,07	4,39	7,2	1,306	2,8	16,1	2,2	8,5	15,2
	2226-2232, С 4	2,1	4,06	7,9	1,208	5,7	15,9	2,2	5,1	—
	2226-2232, С24	3,04	3,84	7,7	1,130	8,6	13,0	2,4	2,0	—
	2226-2232, С24	1,29	—	6,5	0,902	3,1	17,5	2,2	24,2	15,5
	2226-2232, С24	2,20	4,20	—	—	4,0	18,1	2,1	26,3	10,8
	2226-2232, С24	2,30	3,96	9,5	0,691	3,5	20,4	2,1	80,0	—
	2226-2232, С24	2,36	—	9,4	1,141	5,4	18,8	2,2	8,6	—
	2226-2232, С24	2,16	3,96	6,5	1,405	4,3	18,1	2,2	18,8	13
	2278-2288, С4	2,55	4,18	7,2	0,833	2,3	19,8	2,1	74,2	17,0
	2278-2288, С24	1,88	4,48	3,6	2,486	1,9	22,2	2,1	119,5	16,5
	2278-2288, С24	2,01	4,39	—	—	1,8	21,2	2,1	172,0	—
	2278-2288, С24	2,23	3,84	9,5	0,972	2,4	20,6	2,1	84,1	12,2
	2278-2288, С24	2,06	3,77	12,5	0,758	2,8	21,1	2,1	103,2	—
	2288-2298, С24	1,47	3,21	16	0,417	4,0	15,2	2,2	51,3	12,1
	2326-2336, С23	2,03	3,81	12,5	0,628	2,2	23,1	2,0	212,7	—
	2345-2357, С23	1,69	—	6,1	0,928	7,6	11,1	2,8	0,5	—
	2345-2357, С23	2,33	3,89	5,7	1,164	3,4	17,4	2,2	18,8	—
Дружелюбовс-										
кая, 2	1801-1812, С25	2,21	3,59	13	0,424	2,8	15,2	2,3	20,0	12,1
	221 7-2226, С24	2,08	4,14	9,1	1,038	4,0	17,0	2,2	—	10,1
Продолжениетабл 2
Площадь, номер	Глубина отбора,	Коэффициент			Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Проница-	Глинис тость, %
скважины	м, возраст	теплопро \ Вт/(м- сухие	ВОДНОСТИ К) влаго- насыщен- ные	темпера- туропро- водности, а 10-7 м2 /с	теплоем- кость с-104, Дж/ (кг-К)	электри- ческое сопро- тивление р, Ом*м	t иь t ь т, %	ность а-1 о3 кг/м3	емость к 10“18, м2	
	2212-2221, С24	2,19	3,83	3	2,507	3,5	13,8	2,3	5,8	—
	2221-2229, С4	2,01	3,58	19	0,330	2,5	18,5	2,2	65,4	15,5
	2221 -2229, С24	2,08	3,58	10	0,550	3,2	14,1	2,3	10,8	11,6
	2221 -2229, С24	2,54	3,53	3,5	1,714	6,7	7,7	2,4	0,1	17,3
	2221 -2229, С24	2,38	3,78	9,5	0,587	3,8'	11,1	2,4	0,5	16,1
Дружелюбовс-	2229-2238, С24	1,9	3,82	11	0,750	3,7	15,2	2,3	10,1	12,8
кая, 7	1810-2238, С27	1,42	3,26	12	0,908	2,6	23,0	2,0	166,2	—
	1810-1817, Сг	1,28	3,18	11	0,704	2,0	23,3	2,0	255,9	13,6
	1810-1817, C2S	1,65	3,25	—	—	1,28	24,9	2,0	474,9	—
	1817-1823, C2S	2,65	4,59	24	0,275	3,45	- 24,6	2,0	237,2	3,3
	1817-1823, C2S	1,45	—	9	0,805	1,3	23,8	2,0	149,4	—
	1876-1885, C2S	0,97	2,30	12	0,384	1,4	23,4	2,1	171,8	16,1
	2053—2059, C2S	1,69	3,52	4,6	1,387	2,1	19,9	2,1	129,9	11,8
	2053-2059, C2S	1,85	3,51	6,4	0,818	2,0	21,9	2,1	114,8	13,4
	2081-2089, C2S	1,11	—	10,5	0,480	3,2	19,0	2,2	2,6	10,0
	2081 -2089, Ci	1,39	3,30	—	—	3,3	18,8	2,2	2,7	—
	2081 -2089, Ci	1,47	2,35	11	0,670	3,6	18,4	2,2	4,7	14,5
	2089-2096, Ci	1,58	3,76	8,5	0,844	4,1	18,3	2,2	3,6	14,6
	2432-2440, C23	1,01	—	4,2	1,093	2,3	18,8	2,2	60,2	9,8
	2402—2409, C23	2,11	3,40	13	0,454	3,0	17,9	2,2	22,4	11,4
Медведевская, 6	4061 -4072, С23 4061-4072, С23 4061-4072, С23	0,95 1,81 1,71	2,25 2,65 4,06	11,5 10 4,6	0,344 0,754 1,486	4,3 4,2 4,8	11,4 11,2 14,6	2,4 2,4 2,5	0,8 1,0 1,0	6,0 8,5
	4061 -4072, С22	1,32	3,14	10,7	0,536	3,6	13,8	2,3	4,3	—
	4061-4072, С33	1,50	3,57	17	0,367	4,6	10,3	2,4	1,4	—
	4061-4072, С33	1,85	4,41	12,5	0,616	4,2	ЮЗ	2,4	1,7	13,4
	4065-4072, С3	2,21	3,25	1,9	5,526	6,5	8,8	2,4	0,2	—
	4061-4072, С3	2,19	3,21	18	0,506	5,8	11,0	2,4	0,9	2,7
Дружелюбовс-	4061 -4072, ci	1,33	3,17 Кру<	12 лнозернис	0,461 тые песчаы	5,4 ики	8,7	2,4	0,4	8,8
кая, 3	1775-1783, С27	1,23	2,28	11	0,559	1,2	25,5	2,0	2357,9	4,9
	1775-1783, С-2	0,96	—	6,5	0,738	1,2	22,3	2.0	457,0	8,2
	1775-1789, С27	2,7	—	4,3	3,139	1,5	22,3	2,0	438,3	4,6
	1965-1973, С25	0,86	—	11	0,390	1,4	23,4	2,0	648,4	6,8
	1965-1973, С25	1,58	3,76	11,7	0,613	1,6	18,3	2,2	1 374,4	2,9
	2006-2014, С25	1,69	4,03	9,5	0,808	3,0	19,4	2,2	87,0	14,9
	2006-2014, С2	1,70	—	11,5	0,671	2,9	19,8	2,2	63,6	10,7
	2006-2017, С25	1,55	3,69	9	0,782	3,5	18,5	2,2	51,2	12,6
Дружелюбовс-	2014-2021, С25	1,08	2,58	7,3	0,671	3,4	18,8	2,2	8,6	6,9
кая, 3	2014-2021, С25	1,67	3,97	13,5	0,562	2,7	17,7	2,2	11,3	6,2
Дружен юбовс-	2014-2021, С25	1,99	4,73	14	0,646	2,0	18,4	2,2	7,3	9,9
кая, 2 Дружелюбовс-	2307-2316, С?	0,96	—	6	0,666	2,5	13,5	2,4	6,0	7,4
кая, 3	2268-2275, С23	1,34	—	—	—	2,2	21,8	2,1	252,7	8,9
	2268-2275, С23	0,96	—	6,5	0,642	2,7	20,0	2,3	58,4	5,0
	2275-2284, С23	1,97	—	6,4	1,465	2,4	20,4	2,1	82,7	—
	2275-2284, С23	1,76	4,20	15,5	0,540	1,8	19,8	2,1	206,2	6,2
СП	2209-2216, С24	1,57	—	15,5	0,482	3,2	20,9	2,1	324,0	4,8
Продолжение табл. 2
О)	Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент	
			теплопроводности X, Вт/(м-К)	
			сухие	влаго- насыщен- ные
		2679-2689, С2’	2,23	__
		2679-2689, Сг1	1,16	3,13
		2679-2689, С22	1,64	—
		2679-2689, С2	1,54	—
		2679-2689, С2	1,61	—
		2689-2699, С2’	0,42	—
	Дружелюбовс- кая, 5	2125-2130, С24	1,21	—
		2125-2130, С24	0,73	—
		2125-2130, С24	1,88	—
		2191 -2198, С23	1,44	3,43
		2191-2198, С23	1,89	—
		2191-2198, С23	2,87	—
		2191-2198, С23	0,8	—
	Дружелюбовс- кая, 6	2308-2312, С23	2,01	
		2316-2326, С23	0,87	—
		2316-2326, С23	1,63	
		2326—2336, С23	1,37	3,37
		2326-2336, С23	1,92	4,58
	Дружелюбовс- кая, 2	2221 -2229, С24	2,20	-
	Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Пронина-	Глинис- тость, %
темпера* туропро- ВОДНОСТИд а-1О-7, м‘/с	теплоем- кость С.1 О4, Дж/(кг-К)	электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	тость т, %	ность а-1 о3, кг/м3	емость но"", м2	
15	0,646	2,8	14,7	2,3	12,7	—
—	—	2,5	14,6	2,3	16,8	8,2
14	0,509	3,8	13,8	2,3	4,1	—
15	0,446	3,6	12,3	2,3	3,6	—
13	0,562	2,7	16,3	2,2	161,8	3,9
9,1	0,192	4,4	11,0	2,4	1,8	10,0
11	0,478	2,6	16,5	2,3	143,1	2,9
8	0,434	2,8	20,4	2,1	188,1	8,1
7,5	1,139	2,8	18,3	2,2	178,5	—
10	0,685	4,2	20,2	2,1	75,7	6,8
5,7	1,507	3,4	19,0	2,2	140,3	—
6	1,993	6,9	19,4	2,4	1.7	—
2	2,000	1,7	23,4	2,0	723,9	1,1
16	0,598	2.4	21,4	2,1	457,8	—
2,5	1,581	2,4	19,3	2,2	94,7	10,7
9	0,862	2,1	19,7	2,1	1,0	13,8
4	1,427	2,9	14,5	2,4	6,1	8,5
7,5	1,113	3,2	17,6	2,3	32,6	—
13	0,769	3,3	18,0	2,2	37,8	-
Дружелюбовс- кая, 7	2292-2300, С24	1,72
	2292-2300, С24	2,46
	2373-2380, С23	1,29
	2395-2402, С23	0,92
Дружен юбовс-	2395-2402, С23	2,35
кая,8	1982-1993, С25	1,1
Дружен юбовс-		
кая, 7	2402-2409, С23	2,64
	2402-2409, С? 4061 -4072, С3	1,60
Медведовская, 6		1,44
	4061—4072, С33	1,21
	4072-4091, С33	1,80
Н. Холодная Балка, 5571 Шебелинская, 577	221,7, С27 399,2	2,27 2,70
Камышевахская, 1р	903-907, С3	2,08
Дружен юбовс- кая, 58	1837-1843, С2	2,15
Б-Староверовс- кая, 44	2561—2376, Pj	1,17
Муратовская, 6	2841-2847, Cj	1,29
	2841-2847, Cj	1,25
	2841-2847, Cj	1,31
	2841 -2847, Cj	1,14
	2860-2867, Cj	1,08
	2867-2903, Cj	1,31
Зап. Крестищенс- кая, 303	2872-2887, Pj	2,76
4,09	9,3	0,770	4,4	15,1	2,4	9,2	19,4
—	11,5	0,972	4,3	17,1	2,2	14,8	0,7
—	7	0,849	2,0	19,2	2,17	181,9	0,8
—	—	—	1,7	18,3	2,2	52,7	1,5
—	9	1,186	1,7	19,9	2,2	56,6	—
-	1,46	0,374	2,0	20,9	2,1	10,1	12,5
—	9	1,396	1,3	22,6	2,1	257,6	9,3
3,81	8,3	0,964	2,6	23,0	2,0	481,5	9,4
3,43	—	—	3,7	10,8	2,4	2,8	8,5
—	9	0,584	3,4	14,4	2,3	3,2	4,4
Аргилл	13,5 иты	0,597	3,2	11,9	2,3	3,7	6,4
—	—	—	7,29	6,0	2,48	0,01		
*—	—	—	1,79	3,5	2,61	Непроница- емые	
-	-	-	9,02	3,6	2,60	5,32	—
-	—	—	-	8,1	2,40	0,34	—
—	7,5	0,537	3,3	0,3	2.9	0,01	—
—	6,5	0,763	15,1	2,6	2,6	0,01	—
—	10	0,480	16,4	2,4	2,6	0,01	—
—	7,1	0,709	13,0	2,1	2,6	0,01	—
—	7,5	0,584	8,3	1,8	2,6	0,01	—
—	9,4	0,425	12,3	1,4	2,7	0,01	—
—	3	1,364	27,5	. ,2	3,2	0,01	—
—	—	—	0,55	4,9	2,53	0,003	—
118
Продолжение табл. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м,возраст	Коэффициент	
		теплопроводности X, Вт/(м-К)	
		сухие	влаго- насы- щенные
Машевская, 82	2882-2892, Pi	2,38		
Михайловская,,			
100	2933-2941, Ci	2,10	—
Муратовская, 6	2964-2970, С!	1,35	
	2970-2977, Ci	1,82	—
	2970-2977, Ci	1,36	—
	2977-2982, Ci	1,73	—
	2977-2982, Ci	1,97	—
	2982-2989, Ci	0,85	—
	2982-2989, Ci	2,02	—
	2989-2997, Cj	0,85	—
	2989-2997, Ci	1,30	—
	2989-2997, Cj	1,52	—
	2989-2997, Cj	1,74	—
	3005-3013, C!	1,32	—
Михайловская,			
100	3011-3019, Ci	2,42	—
Машевская, 90	3060-3069, Pi	1,61	—
Муратовская, 6	3069-3077, Ci	1,61	—
Качановская, 38	3121-3232, Cj	2,17	—
Качановская, 41	3131-3134, Ci	2,75	—
Первомайская, 3	3112-3221, C33	2,48	—
Алексеевская, 17	3180-3187, C32	1,25	—
	3187-3199, C22	1,33	—
темпера- туропро- водности, а-10 7 м2 /с	Удельная теплоем- кость с.104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность <7-103, кг/м3	Проница- емость * 1/Г18, м	Глинис- тость, %
-	-	-	5,7	* 2,55	0,42	-
-	-	7,54	7,6	2,41	Непрони- цаемые	-
7,6	0,638	11,7	3,0	2,6	0,01	—
8	0,875	20,0	1,9	2,6	0,01	—
8,5	0,615	11,7	2,2	2,6	0,01	—
14	0,475	13,5	1,9	2,6	0,01	—
16	0,456	18,2	1,9	2,7	0,01	—
6	0,524	14,2	2,2	2,7	0,01	—
17	0,427	11,8	0,7	2,7	0,01	—
2,5	1,214	31,8	0,6	2,8	0,01	—
6,3	0,659	15,5	1,6	2,7	0,01	—
11	0,51 1	14,9	0,9	2,7	0,01	—
15,6	0,415	13,7	1,6	2,7	0,01	—
—	—	15,3	2,6	2,6	0,01	—
—	—	6,36	7,8	2,24	0,01 30	
—	—	—	8,8	2,35	—	—
12	0,516	11,6	2,3	2,6	0,01	—
—	—	3,82	—	2,55	—	—
—	—	2,55	—	2,36	—	—
—	—	6,09	4,6	2,48	Непрони- цаемые	—
8,6	0,559	4,9	2,9	2,6	0,01	—
—	—	10,1	1,0	2,6	0,01	—
119
Медведовская, 6	3199-3208, С32 3269-3280, Pi	2,28 1,46	—	7,4	0,822	17,1 3,4	1,1 11,5	2,8 2,4	0,01 0,5 тр	
Новотроицкая, 32	3290-3297, Pj	1,70	—	—	—	—	0,7	2,28	Непрони-	—
Новотроицкая, 31	3298-3305, Ci	2,54				—	8,31	0,7	2,45	цаемые 1,33		
Новотроицкая, 34	3300-3302, Ci	2,83	—	—	—	10,8	2,2	2.47	0,38	
Новотроицкая, 31	3319-3328, С!	2,09	—	—	—	8,81	4,0	2,40	0,06		
Новотроицкая, 39	3320-3330, Дз	3,29	—	—	—	0,60	11,7	2,37	Непрони-	—
Машевская, 82	3320-3930, С33	2,98	—							5,7	2,55	цаемые 0,42	
Мелиховская, 101	3361-3373, Рг	2,19	—	—	—	—	3,2	2,50	Непрони-	—
Медведовская, 6	3350-3367, Pi	1,28			5,7	0,863	6,2	4,2	2,6	цаемые 0,1	
	3367-3385, Pi	1,49	—	15	0,397	2,5	7,8	2,5	3,5	
Панковское, 23	3410-3426, С33	1,95	•—	—	—			5,9	2,51				
Зап. Крести щенс- кая, 312	3442-3450, Pi	1,99								5,8	2,48	0,01	
Машевская, 90	3470-3488, С33	2,80	—	—	—•	5,24	2,8	2,62	0,04	
	3470-3488, С33	2,84	—	—	—	—	3,5	2,50	0,0Г		
Солоховская, 27	3523-3527, С!	1,99		—			3,87			2,57				
Стягайловская, 1	3605-3617, Ci	0,75	—	—	—	—	0,3	2,61	0,271		
Первомайская, 3	3663-3673, С? 3764-3768, С3	1,24	—	—	—	3,31	5,1	2,55				
Ланновская, 23		2,73	—	—	—	5,36	4,3	2,47	0,13	—
Ланновская, 27	3858-3867, С32	2,29	—	—	—	12,37	1,2	2,57	0,01	
	870, С33	2,35	•—	—	—	—	1,9	2,55	0,36		
	3885-3893, Pi	2,10	—	—	—	—	2,5	2,58	—	
	3947-3959, С33	2,31	—	—	—	4,86	2,3	2,47	2,16	—
	3955-3963, С33	1,83	—	—	—	2,15	0,9	2,53	Непрони-	—
	3955—3963, С33	2,11	—	—	—	2,96	2,4	2,50	цаемые 0,48	—
	3983-3989, С32	2,31	—	—	—	16,87	3.4	2,53	Не прони-	—
Машевская, 82	4051-4061, С33	2,41	—	—	—	—	4,0	2,63	цаемые 0,017	—
	4057-4061, С33	2,04	—	-	—	2,55	4,0	2, 60	0,17	-
120
Продол жение табл. 2
Площадь, номер	Глубина отбора.	Коэффициент	
скважины	м, возраст		
		теплопроводности	
		X, Вт/ (м.к)	
		сухие	влаго-
			насы-
			щенные
Первомайская, 3	4076-4084, С33	2,88	-
Тимофеевская, 1	4121-4131, С)	1,77	__
В. Полтавская, 8	4148—4158, С3	1,60	—
С. Вол венкоская.			
21	4194-4197, С24	1,35	—
	4332-4340, с/	1,50	—
	4331 -4340, С23	1,25	—
	4332-4340, С23	1,21	—
Ефремовская, 8	4372-4393, С2	1,89	—
3. Полтавская, 8	4383-4397, С3	1,70	—
Шебелинская, 700	4396-4408, С2	3,60	—
Шебелинская, 600	4419-4428, С25	1,64	—
	4675-4681, С4	2,74	-
Матвеевская, 1	4883-4888, Ci	2,60	
Матвеевская, 5		2,67	—
		1,80	—
Шебелинская, 600	4957-4972, С23	2,15	—
	4982-4997, С23	2,10	
	4982-4997, С23	2,21	-
	Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Пронина-	Глинис-
	теплеем-	электри-	тость	кость	емость	гость, %
темпера- туропро- водности а.10'] м2 /с	кость с.104, ДжЛкг-К)	ческое сопро- тивление р, Ом-м	т, %	а1,°'3 кг/м	к 10~18, н?	
-	-	10,97	1,2	2,61	мало проницае- мые	
—	—	1,46	—	2,38	—	—
—	—	0,98	—	2,64	—	—
10	0,519	7,3	5,1	2,6	0,01	—
13	0,427	21,5	6,4	2,7	0,01	—
4,4	1,092	10,1	2,6	2,6	0,1	—
10,5	0,426	15,1	2,4	2,7	0,01	—
—	—	1,12	—	2,60	—	—
—	—	0,93	—	2,34	—	—
—	—	18,60	1,93	2,51	Непрони- цаемые	—
—	—	35,02	0,6	3,12	То же	—
—	—	10,61	2,1	2,62			
—	—	5,34	0,7	2,70		—
—	—	—	—	—	—	—
—	—	—	—	—				
—		23,71	1,8	2,58	Непрони- цаемые	—
—	—	15,98	1,0	2,36	То же	—
—	—	20,88	1,4	2,57		—
		4982-4997, С23	2,49	—	—	—	44,51	1,2	2,60	
		5090-5103, С22	2,32	—	—	—	—	1,3	2,62	
		5090-5103, С2	2,05	—	—	—	1451	1,2	2,62	
		5090-5103, С22	2,61		—		16,39	1,8	2,60		**_
	Гадя некая, 54	5115-5123, Ci	2,63	—•	—	—	16,44	1,2	2,62	
		5217-5226, Ci	1,69	—	—	—	0,8	1,4	2,53	0,03
		5391-5401, Cj	2,20	—	—	—	1,3	1,0	2,81	0,01
	(иебелинская, 600	5367-5383, С2‘	3,63	—	—		0,8	1,6	2,58	0,01
		5544-5559, С*	2,84	—	—	—	5,78	1,31	2,56	0,01
	Шебелинская, 700	5605-5616, Ci	3,03	—	—	—	17,54	1,7	2,59	Непрони-
										цаемые
	Крести щенская.									
	50	3888-3904, С33	1,83	—	—	—	—	0,3	2,68	0,008
	Машевская, 82	4197-4207, С33	2,36	—	—	—	—	10,9	2,44	43,36
			Доломиты							
	Шебелинская, 99	1771-1737, Pj	1,61														
	Мелиховская, 63	2128-2135, Pi	4,31	—	—	—	0681	6,7	a 2,45	20,082
	Ефимовская, 3	2197-2200, Pj	1,65	2,16	—	—	3,28	10,2	2,44	0,046
	Мелиховская, 33	2315-2324, Pi	2,86	—	—.	—	5,33	6,0	2,6	0,01
		— —	3,93	—	—	—	1,09	14,4	2,36	0,01
	Мелиховская, 63	2322-2330, Pi	2,93	—	—	—	3,42	6,3	2,60	0,02
	Мелиховская, 33	2324-2339, Pi	3,51	—	—	—	—	6,2	2,54	0,19
	Крестищенская,									
	283	2375-2385, P,	1,96	—	—-	—	—	2,27	2,04	5,156
	Медведовская,									
	102	2463-2473, Pi	2,07	2,42	—	—	1,0	18,8	2,22	0,02
	Мелиховская, 63	2490—2408, Pi	4,01	—	—	—	2,84	5,3	2,52	0,929
	Мелиховская, 39	2483-2493, Pt	2,20	—	—.	—	3,56	12,5	2,38	0,31
	Медведовская,									
	102	2503-2511, Pj	3,39	—	—	—	—	4,3	2,65	Непрони-
										цаемые
		2503-2511, Pi	3,96	—	—	—	1,02	3,8	2,38	0,29
м	Медведовская,									
•vj	103	2533-2542, Pi	4,58	—	—	—	—	0,7	2,75	0,04
122
Продолжение табл. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	—		 — ' 		— Коэффициент		
		тепло п рово дно сти X, Вт/(м-К)		темпера- туропро- водности, С'ЛО-7, м2 /с
		сухие	влаго- несы- щенные	
	2551-2556, Pi	1,91	—	—
Мелиховская, 34	2548-2556, Pt	2,00	2,32	—
	2548-2556, Pj	2,50	—	—
	2556-2565, Pj	3,50	—	—
	2556-2565, Pi	3,00	—	—
	2556-2565. Pi	3,47	—	—
	2556-2565, Pt	3,31	—	—.
	2565-2574, Pj	3,50	—	—
	2565-2574, Pj	2,22	2,49	—
	2565-2574, Pi	2,35	2,65	—
	2565-2574, Pj	3,52	—	—
	2565-2574, Pi	4,73	—	—
Зап. Крестищенс- кая, 301	259,67, Pi	3,78	—	
	2599,6, Pi	4,10	—	—
	2605,8, Pi	3,90	—	—
	2606,3, Pi	2,53	—	—
Мелиховская, 34	2623, 69, Pi	2,17	—	—
Кегичевская, 107	2665-2668, Pi	2,06	2,98	—
Медведовская, 103	2682-2691, Pi	2,80	—	—
	2682-2691, Pi	3,94	—	
	2682-2691 ,Pi	4,01	—	
Медведовская, 103	2682-2691, Pi	3,77	’ —	—
Удельная тел лоем* кость с-104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом.м	Порис- тость т, %	Плот- ность 0.103 кг/м	Проница- емость к 10"18, м2	Глинис- тость, %
—	4,37	1,4	2,01	—	—
—	5,4	1,8	2,84	0,02	—
—	2,6	10,3	2,47	0,23	—
—	—-	5,5	2,63	0,01	—
—	—	6,4	2,56	0,02	—
—	1,97	5,1	2,58	—	—
—	2,9	5,1	2,58	—	—
—	10,19	6,4	2,50	0,01	—
—	1,51	24,6	2,02	1,41	—
—	1,97	24,6	2,02	1,41	—
—	1,55	6,4	2,50	0,01	—
—	—	8,4	2,48	—	—
—	5.12	3,1	2,60	0,09	—
—	40,07	6,7	2,53	0,01	—
—	—	3,2	2,64	—	—
—	3,24	8,5	2,47	—	—
—	6,34	18,7	2,18	—	—
—	7,45	5,9	2,43	0,34	—
—			13,5	2,30	0,66	—
—	7,5	2,8	2,66	0,01	—
—	6,0	7,2	2,52	0,01	—
—	5,61	3,1	2,69	3,5	—
	2682-2691, Р(	4,01	—
Мелиховская, 37	2700-2705, Pi	3,77	—
	2700-2705, Pi	3,94	—
Зап. Крестищенс-			
кая, 303	2704-2713, Pj	2,90	3,49
	2704-2713, Pi	3,09	—
	2704-2713, Pj	2,83	—
Мелихове кая.			
103	2713-2721, Pi	3,90	—
	2721-2729, P(	3,74	-
Мелиховская, 37	2748-2753, P(	3,91	—
	2753-2760, Pi	2,98	—
	2753-2760, Pi	1,64	—
Зап Крестищенс-			
кая, 303	2769-2779, Pi	4,14	—
	2769-2779, Pi	4,03	—
	2769-2779, Pj	4,64	—
	2769-2779, Pi	3,59	—
Зап. Крестищенс-			
кая, 100	2824-2843, Pi	2,40	2,82
	2827-2843, Pi	2,45	—
Зап. Крестищенс-			
кая, 304	2827-2843, P,	3,23	—
Машевская, 82	2866-2876, Pj	2,55	—
Зап. Крестищенс-			
кая, 303	2872-2883, P]	2,56	—
	2872-2883, Pj	2,69	—
	2888-2895, Pj	3,42	—
Мелиховская, 39	2930-2937, Pi	2,56	—
Мелиховская, 34	3013-3030, Pj	3,12	—
	3029-3037, Pj	3,37	—
, Машевская, 209	3030-3038, Pi	2,94	—
ю СлЗ			
1 1 1	-	7.5 5,5	2,4 5,6 4,6	2,61 2,62 2,65	0,01 0,02 Непрони- цаемые	-
—	—	60,35	8,0	2,48	0,16	—
—	—	4,79	17,6	2,23	0,59	—
—	—	3,49	4,0	2,49	0,48	—
-	-	-	3,2	2,58	Непрони- цаемые	-
—	—	6,18	5,6	2,50	Непрони- цаемые	—
—	—	2,0	3,1	2,52	0,02	—
—	—	1,32	18,6	2,19	2,49	—
—	—	1,32	18,6	2,19	2,49	—
—	—	9,33	2,4	2,68	2,68	—
—	—	12,41	1,5	2,74	2,68	—
—	—	23,52	0,5	2,77	2,68	—
—	—	11,47	1,6	2,73	2,68	—
—	—	2,66	9,3	2,42	2,68	—
—	—	2,95	11,3	2,33	2,68	—
—	—	1,22	14,0	2,28			—
—	—	4,24	7,5	2,42	0,49	—
—	—	—	7,1	2,43	4,34	—
—	—	5,36	7,4	2,42	0,42	—
—	—	—	2,5	2,65	0,49	—
—	—	4,15	9,8	2,41	0,34	—
—	—	10,4	3,8	2,61	—	—
—	—	16,40	1,8	2,7	0,01	—
—	—	17,61	3,3	2,49	2,5	—
КЗ
Продол жение табл. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, •м, возраст	Коэффи циент		
		теплопроводности \ Вт/ (м-К)		темпера- туропро- водности, а.10"3 м2 /с
		сухие	влаго- насыщен- ные	
	3108-3116, Pi	1,86	2,58	-
Мелиховская, 101	3187-3188, Pi	4,46	—		
	3196-3198, Pi	4,16	—	—
	3196-3198, Pi	4,14	—	—
Мелиховская, 90	3205-3213, Pi	2,30	—	—
Мелиховская, 104	3288-3295, Pi	5,25	—	—
Мелиховская, 101	3301 -3306, Pi	2,56	—	
	3306-3314, Pi	3,07	—	—
	3306-3314, Pi	2,99	—	
	3306-3314, Pi	2,98	—	—
	3314-3322, Pi	2,88	—	—
	3314-3322, Pi	3,40	—	—
	3360-3367, Pi	3,10	—	—
	3383-3391, Pi	3,38	—	—
	3391-3395, Pi	3,86	—		
Зал. Крестищенс-				
кая, 312	3422-3425, Pi	4,37	—		
Мелиховская, 104	3634-3639, Pi	1,80	—	—
	3634-3639, Pi	4,70	—	
	3634-3639, P]	| 2,59	—	—
Удельная  теплоем- кость с.104, |ДжЛкг-К) к-		Удельное электри- ческое солро- тивл ение р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность (И о3, кг/м3	Проница- емость к 10~18, м2	Гпинис- гость, %
	17,61	9,0	2,52	Нелрони цаемые	
—	3,85	1,0	2,65	0,344	—
—	1,58	1,5	2,51	0,21	—
—	4,95	1,2	2,53	0,26	—.
—	2,9	11,5	2,35	0,78	—
—	1,26	1,2	2,47	19,49	—-
—	—	4,8	2,56	Непрон» цаемые	—
—	2,65	2,5	2,65	То же	—
—	2,3	4,9	2,47		ч			
—	—	5,3	2,53	• I	—
—	1,4	2,9	2,51	0,08	—
—	1,55	3,2	. 2,46	0,06	—
—	1,3	4,2	2,48	0,06	—
—	7,8	4,3	2,44	Непрони- цаемые	—
—	14,2	1,9	2,69	То же	—
—	—	1,0	2,68	0,08		
—	—	1,8	2,44	Непрони- цаемые	—
—	1,98	1,8	2,44	То же	—
—	3,39	3,7	2,52		—
125
Распашновское,									
100	3900 -3915, Pi	2,72	—	—	—	1,92	1,7	2,56	0,01
Зап. Крестищенс-									
кая, 302	6360-6375, С	3,97	—	—	—	25,12	1,8	2,60	—
		Каменная соль							
Павловская, 3	2000-2009, Pj	4,89	—	—	—	—	2,0	2.11	1,33
Мелиховская, 37	2618-2626, Pj	4,01	--	—	—	—	0,4	2,8	—
	2728-2738, Pi	5,40	—	—	—	—	1,2	2,07	—
	2733-2743, Pi	4,76	—	—	—	-	1,9	2,82	—
Машевская, 82	2814-2822, Pi	4,84	—	—	—	__	1,3	3,1	—
Распашновс-									
кая, 100	3930-3947, Pi	1,85	—	—			3,0	2,08	—
		Г рубообпо м		очные породы					
			Брекчия						
Ланновская, 23	3126-3129, D	3,66	—	—					0,2	2,71	0,03
Руновщанская, 6	3337-3345, P]	3,59	—	—	—	—	1,2	2,73	0,009
Крестищенская,									
50	3510-3515, C33	3,48	—	—	—	—	2,1	2,63	Непрони-
Шабелинская, 60(	5330-5337, C2‘	2,42	—	—	—			2,19	2,63	цаемые То же
	5514-5530, Ci4	3,37	—	—	—	—	3,7	2,56	
			Конгломерат						
Машевская, 90	3160-3169, Pi	2,65					3,9	2,54	0,01
			Ан гидрит						
Сахновщинская,									
1п	1867-1879, Pj	1,52	12,5	0,405	—	8,8	0,8	3,0	0,01
	1967-1879, Pt	1,43	9	0,547	—	6,4	0,4	2,9	0,01
Шебелинская, 96	1977-1982, Pi	4,68	—											
Сахновщинская,									
1 п	2106,9-2111, Pi	1,40	17	0,305	—	8,7	4,4	2,7	0,1
	2106,9-2111, Pi	2,00	15	0,459	—	0,8	0,2	2,9	0,01
Продол жение табл. 2
ю
0)
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возреет	Коэффициент		
		теплопроводности \ Вт/ (м-К)		темпера- туропро- ' водности, а! О-7, м2 /с
		сухие	влаго- насыщен- ные	
	2140-2151, Pi	1,44	9,3	0,499
	2151-2159, Pi	1,53	13	0,405
	2159-2166, Pi	1.21	9,5	0,439
	2168-2180, Pi	1,38	9,5	0,500
	2168-2180, Pi	1,50	12,5	0,413
Мелиховская, 31	2333-2347, Pj	4,25	—	—
Медведовская,	2343-2351, Р(	4,58	—	—
103	2343-2351, Р(	4,85				
	2351-2356, Pi	4,39	—	—
Медведовская, 102	2392-2401, Pi	4,87	—	-
Мелиховская, 31	2392-2423, Pi	4,29	—	—
Мелиховская, 79	2450-2460, P|	4,09	—	—
Мелиховская, 39	2477-2483, Р|	3,93	—	—
Медведовская, 102	2511-2520, Pj	4,35				
Мелиховская, 5	2540-2549, Pi	4,64	—	—
Мелиховсквя, 34	2565-2574, Pt	3,86	—	—
	2565-2574, Pi	4,01	—	—
	2565-2574, Pi	4,65	—	—
Крестищенс- кая, 283	2600-2601, Pi	1,96	—	—
Удельная теплоем- кость с-104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность <7103, кг/м3	Проница- емость к 10~18, м2	Глинис- тость, %
—	10,7	0,7	3,1	0,01	—
—	22,6	0,3	2,9	0,04	—
—	7,4	1,2	2,9	0,1	—
—	7,9	0,8	2,9	0,03	—
—	19,5	0,6	2,9	0,1	—
—	—	2,4	2,60	0,72	—
—	12,3	0,6	2,84	Непрони- цаемые	—
—	16,38	0,6	2,88	То же	—
—	17,4	0,6	2,81	0,02	—
	5,6	0,9	2,74	Непрони- цаемые	—
•—	—	0,8	2,77	То же	—
—	12,9	9,0	2,02	—	—
	22,0	2,5	2,7	Непрони цаемые	—
—	6,8	0,5	2,75	0,02	—
—	31,7	0,4	2,89	0,05	—
—	8	2,3	2,79	0,01	—
—	10,8	1,3	2,79	0,01	—
—	—	0,4	2,87	10,01	—
—	—	14,7	2,55	—	—
Зап. Крести щенс-									
кая, 306	2620-2635, Р(	4,83	—	—	—	17,4	0,8	2,73	Непрони-
									цаемые
	2635-2650, Р(	4,83	—	—	—	18,8	1,1	2,75	To же
Мелиховская, 36	2667-2682, Р,	2,97	—	—	—	5,43	4,9	2,48	0,001
Медведовс-									
кая, 103	2691-2700, Pi	4,48	—	—	—	8,1	0,4	2,76	0,01
Мелиховская, 37	2700-2703, Pj	4,35	—	—	—	10,3	0,2	2,86	90,9
Мелиховская, 34	2705-2713, Pi	4,54	—	—	—	16,3	0,1	2,81	0,02
Мелиховская, 37	2722-2728, Pi	4,70	—	—	—	12,8	0,2	2,85	Непрони-
									цаемые
	2728-2733, Р,	5,48	—	—	—	13,0	0,4	2,84	To же
	2733-2743, Pi	4,57	—	__	—	13,4	0,6	2,82	—"—
Б. Староверовс-									
кая, 44	2576-2592, Р(	1,02	—	8,5	0,480	2,78	10,6	2,5	10,0
	2592-2607, Pi	1,40	—	8,6	0,561	10,5	0,1	2,9	0,01
Мелиховская, 37	2743-2748, Pi	4,47	—	—	—	22,70	0,2	2,84	Непрони-
									цаемые
	2753-2760, Pi	3,67	4,28	—	—	15,5	0,4	2,81	To же
Машевская, 80	2840—2848, Pi	4,65	—	—	—	—	0,6	2,87		
Мелиховская, 101	3013-3020, Pi	3,98	—	—	—	6,4	1,7	2,81	0,01
Машевская, 209	3108-3116, Pi	5,02	—	—	—	' 15,6	0,2	2,93	0,01
	3108-3116, Pi	2,26	—	—	—	1,1	9,0	2,52	0,34
Мелиховская, 37	3235-3240, Pi	4,82	—	__	—	21,9	0,3	2,82	0,02
Распашновс-									
кая, 100	3425-3438, Pi	4,05	—	—	—	—	0,4	2,80	0,04
	3574-3589, Pi	4,29	—	—	—	13,6	0,6	2,73	0,01
	3574-3589, Pi	4,33	—	—	—	15,6	0,2	2,75	0,01
	3589-3605, Pi	3,65	—	—	—	4,9	0,4	2,76	0,01
	3603-3618, Pi	4,66	—	—	—	—	1,8	2,41	0,01
	3631 -3646, P]	4,47	—	—	—	—	0,2	2,84	0,01
	3631 -3646, P,	4,66	—	—	—	24,0	0,1	2,88	0,01
	3646-3661, Pi	4,64		—	—	15,0	0,5	2,84	0,01
	3661-3676, Pi	4,70	—	—	—	21,75	0,4	2,83	0,01
	3676-3691, Pj	4,55	—	—	—	4,8	1,1	2,74	0,01
	3869-3878, C33	4,05	—	—		16,2	1,9	2,64	Непрони-
									цаемые
Продол жение табл. 2
Площадь, номер	Глубина отбора.	Коэффициент		Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Проница-	Глинис- тость, %
скважины	м, возраст	теплопроводности \ Вт/ (м-К) сухие	влаго- насыщен- ные	темлера- туропро- водности, а-10,7 м /с	теплоем- кость с-104, Дж/(кг-К)	электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	ТОСТЬ т, %	ностк ало3 кг/м3	емость к 10 18, м2	
Мелиховская, 104 Распашновс-	3878-3884, С33	3,65		-	4,65	0,7	2,8	0,01	-
кая, 100	3900—3915, Pi 3900-3915, Pi	4,81 4,23	—			25,46	0,6 1,1	2,82 2,85	0,01 0,01	
Мелиховская, 104 Б. Староверове-	3900-3908, С33	4,01	—	—	10,59	0,3	2,80	0,01	—
кая, 41 Ново-Украинс-	3060-3079, Pi	1,42	—	—	9,4	0,2	2,9	0,1	—
кая, 27	3862-3863, Pj 3885-3901, Pj	2,10 1,22 Ангидрито-до	13,5 по МИТ, до	0,536 По мито-ан1	6,9 8,5 'идрит	0,7 0,4	22 2,9	0,1 0,01	
Мелиховская, 31	2303-2318, Pj	4,78	—	—-			1,2	2,58			
Мелиховская, 79	2341 -2344, Pj	3,28	—	—	6,7	0,9	2,76				
Мелиховская, 34 Медведовская	2613-2620, Pi 2613-2620, Pj	2,33 2,79		—	1,75 7,77	22,4 12,8	2,37 2,37	12,74 0,26	-
103	2691 -2700, Pj 2691-2700, Pj	4,43 2,99	—			9,87	2,1 8,7	2,13 2,58	0,01 0,4	-
Мелиховская, 36 Медведеве-	2727-2739, Pj	4,26	—	—	—	2,3	2,11		—
кая, 103	2978-2987, Pj 2978-2987, Р, 2978-2987, Pj	I I I О СМ 1- in со со со		—	1,06 1,06 0,58	2,0 1,0 1,4	2,44 2,44 2,42	0,54 0,54 0,07	—
	Распа шновс-									
	кая, 100	3603-3618, Pi	4,62	—	—	—	1,72	0,5	2,56	0,02
		3603-9618, Pi	4,66	—	—	—	—	4,6	2,56	0,01
		3603-3618, Pi	2,61	—	—	—	1,72	0,5	2,56	0,01
		3631 -3646, Pi	4,13	—	—	—	1,15	1 5	2,57	0,32
		3900-3915, Pi	4,61	—	—	—	12,6	Ъ2	2,86	0,01
				Га ли то-ангидрит						
	Зал. Крестищенс-									
	кая, 306	2620-2635, Pi	4,74	—	—	—	19,2	1,4	2,78	—
		2620-2635, Pi	4,47	—	—	—	—	. 1,0	2,76	—
		2620-2635, Pi	2,30	—	—	—	—	1,0	2,76	0,03
		2635-2650, Pi	4,56	—	—	—	—	1,0	2,72	0,02
		2635-2650, Pt	3,80	—	—	—	13,2	0,8	2,80	0,02
		2635-2650, Pi	4,20	—	—	—	13,2	0,8	2,80	0,02
		2650-2665, Pi	3,95	—	—	—	11,7	1,0	2,81	0,02
				Галито-карбонатная порода						
	Мелиховская, 37	3228-3235, Pi	2,40	—	—	—	—	0,6	2,76	—
		3228-3235, Pi	3,25	—	—	—	—	4,8	2,58	0,04
	Медведовская,									
	103	2333-2343, Pi	4,67	—		1	—	—	2,5	2,16	0,08
		2333-2343, Pi	2,17	—	—	—	—	7,3	2,31	0,86
	Мелиховская, 63	2498-2506, Pi	4,28	—	—	—	5,42	7,3	2,32	0,568
		2498-2506, Pi	4,28	—	—	—	2,85	5,5	2,37	0,002
		2498-2506, Pj	4,28	—	—	—	1,05	6,3	2,48	1,196
	Мелиховская, 39	2540-2549, Pj	3,81	—	—	—	3,39	4,7	2,50	0,93
		2540-2549, Pi	2,33	—	—	—	—	19,6	2,20	4,58
	Мелиховская, 34	2565-2574, Pj	3,92	—	—	—	1,07	2,1	2,11	20,48
	Мелиховская, 37	2626-2635, Pi	4,18	—	—	—	3,82	13,4	2,27	0,53
	Мелиховская, 36	2739-2753, P]	3,25	—	—	—	1,63	3,9	2,39	0,114
		2739-2753, Pj	3,42	—	—	—	—	3,3	2,4	0,46
	Крестищенс-									
	кая, 303	2812-2885, Pj	2,71	—	—	—	1,96	12,4	2,32	0,14
с		2888-2895, Pj	3,05	—	—	—	51,1	5,27	1,4	2,49
N)										
<©										
Продолжение табл. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент			Удельная  теплоем- кость с.104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность аю3 кг/м	Проница- емость Аг1018, м2	Глинис- тость, %
		теплоп роводности \ Вт/ (м-К)		темпера- туропро- водности а.10 ,7 м2/с						
		сухие	влаго- насыщен- ные							
Новотроицкая, 32	3290—3297, D3	3,04 2,12	-	Порфир	ИТ	-	2,8 3,4	3,19 2,56	0,01 0,01	-
	3297 -3307, D3	2,03	—	—	—	—	3,4	2,57	0,01	—
	3297-3307, D3	2,28	—	—	—	—	0,8	2,07	0,01	—
Новотроицкая, 32	3315-3321, D3	1,86	Вул к	аногеннаг	порода			7,6	2,36	Нелрони-		
Михайловская, 100	3418-3424, D3	3,13									3,4	2,48	цаемые То же		
	3410-3415, D3	3,44	—	—	-	22,91	1.5	2,49	0,0027	—
	3431-3436, D3	3.71	—			1,44	2,9	2,48	—	—
Шебелинская, 4	3460-3464, C2	2,00	—	—	—	10,8	5,0	2,47	0,11	—
Шебелинская, 4	3116-3123, D	2,43	Г рг	НИТОИДНс	я порода			0,5	2,57	0,047		
Мелиховская, 34	3121-3129, Pi	3,66	—	—	—	—	2,0	2,69	—	—
	3121-3129, Pi	3,38	—	—	—	—	3,0	2,67	Нелрони-	—
Мелиховская, 104	3295-3299, Pi	4,34	-	-	-	—	0,7	2,68	цаемые То же	-
Михайловская,			
100	4037-4038, D	2,14	—
В. Ланновская,			
240	655,5-660,5, К	1,85		
Дружелюбовс-			
кая, 8	1693-1699, С27	2,23	—
	(М-5-6)		
Машевская, 8	1683-1686, Pj	1,40	
Сахновщинская, 1	1779-1792, Pj	1,21	—
Дружелюбовс-	7		
кая, 2	1791-1794,5, С5	0,50	—
Зайцевская,1	1933-1943, С2Ч	1,50	—
Дружелюбовс-	1989-1996, С25	2,32	—
кая, 4	(К—6)		
Дружелюбовс-			
кая, 3	2021-2029, С25	0,67	—
Шебелинская, 700	2213-2221, Pj	1,87	2,23
Медведовс-			
кая, 102	2259-2268, Pj	2,26	2,60
	2277-2287, Pi	2,46	—
	2277-2287, Pi	2,56	—
Крестищенс-			
кая, 283	2282-2287, Pi	1,98	—
Медведовс-			
кая, 103	2333—2343, Pj	3,07	—
Мелиховская, 31	2362-2377, Pi	4,20	—
	2392-2423, Pj	2,26	—
Медведовс-			
кая, 1 02	2427-2435, P]	1,59	—
	2435-2444, Pj	2,01	3,05
СО	2435-2444, Pj 5	3,09	—
Милонит
—	—	—	1,9	2,85	—
Извести	яки				
-	-	61,7	-	-	-
-	-	71,4	-	-	-
—	—	1,4	—				
7,5	0,597	7,4	2,7	2,7	0,01
7,2	0,267	21,9	4,1	2,6	0,01
9	0,617	10,7	4,7	2,7	0,01
—	—	81,4	—	—	—
7	0,368	20,3	2,8	2,6	0,2
—	—	6,95	10,2	2,42	Непрони
					цаемые
—	—	6,34	8,0	2,41	То же
—	—	3,28	7,2	2,46	1,17
—	—	—	7,2	2,28	25,37
-	-	1,36	29,6	1,97	6,121
—	—	—	6,8	2,55	3,58
—	—	-	3,9	2,42	1,046
—	—	—	1,4	2,56	Непрони
					цаемые
—	—	—	12,6	2,28	2,39
—	—	11,53	7,8	2,46	0,02
—	—	4,90	7,8	2,46	0,02
132
Продолжение табл. 2
Площадь, номер	Глубина отбора,	Коэффициент	
скважины	м, возраст		
		теплопроводности	
		X, Вт/ (м	• К)
		сухие	влаго-
			насыщен-
			ные
Лобачевская, 21	2466-2474, Cf 2478-2786, С>	1,25	—
		1,31	—
Медведовс- кая, 1 03	2497-2505, Pt	2,25	—
Машевская, 103 Лобачеве-	2515-2524, Pj	1,68	2,12
кая, 21	2518-2525, Cj	1,04	—
Медведовс- кая, 102	2535-2444, Pj	2,10		
Лобачевская, 21	2591-2597, C]	1,65	—
Б. Староверовс- кая, 44	2592-2507, Pj	1,54	—
Побачевская, 21 Зап. Крести щене-	2603-2608, Cj	1,75	—
кая, 301	2609,3, P,	2,26	—
	2509,8, Pj	3,44	—
Зап. Крестищенс-	2565-2672, P,	3,96	—
кая, 304 Мелихрвская, 36	2727-2739, P,	2,44	—
Муратовская, 6	2759-2770, C]	1,31	—
Побачевская, 21	2808-2813, Cj	1,53	—
Рашевская, 82	2866-2876, P]	2,17	—
	2866-2876, Pi	2,23	—
’уновщинская, 6	2868-2877, C2	2,55	—
Машевскач. 82	2882-2892, Pi	1,79	
	Удельная	Удельное	Порис-	Плот-	Пронина-	Г линис- тость, %
	теплоем-	электри-	ТОСТЬ	HOCTij	емость	
темпера- туропро- водности, a.10’7r 2 . м /с	кость с.104, Дж/(кг-К)	ческое сопро- тивление р, Ом-м	т, %	0-10 , кг/м3	к 10	, м2	
5,5	0,841	19,0	2,7	2,7	0,02	—
7,5	0,646	2,7	0,7	2,7	0,05	—
—	—	5,38	2,9	2,52	0,03	—
—	—	1,87	—	—	—	—
5,5	0,700	152,4	1,2	2,7	0,05	-
—	—	28,70	4,0	2,51	0,03	—
9,5	0,643	14,2	1,5	2,7	0,1	—
12,5	0,424	11,0	0,1	2,9	0,01	—
10,5	0,595	27,1	0,7	2,8	0,01	-
—	—	—	2,1	2,73	0,01	—
—	—	5,35	3,3	2,55	L 0,02	—
—	—	—	2,3	2,4	Непрони- цаемые	—
—	—	4,90	5,1	2,41	То же	—
10	0,503	12,5	2,2	2,6	0,01	—
10,5	0,539	11,4	2,4	2,7	0,05	—
—	—	22,63	|3,7	2,66	0,01	—
—	—	45,20	2,2	2,65	0,01	—
—	—	—	8,8	2,41	—	—
—	-	14,69	7,2	2,54	L 0,01	
Медведовс-										
кая, 103	2970-2978, Р,	2,59	—	—	—	7,20	1,6	2,57	Z.0,01	—
Машевская, 209	3030-3038, Р,	1,70	1,92	—	—	3,09	3,2	2,63	1,31	—
	3030-3038, Р;	2,88	—	—	—	10,82	5,1	2,62	L 0,01	—
	3030-3038, Р,	1,98	—	—	—	8,10	6,5	2,50	Z.0,01	—
Б. Староверовс-										
кая, 41	3079-3098, Р]	1,40	—	5,5	0,942	7,3	2,5	2,7	1,2	—
Алексеевская, 17	3174-3180, С32	1,80	—	—.	—	14,4	0,5	2,9	0,01	—
Качановская, 44	3175-3180, С,	2,13	—	—	—	98,70	1,6	1,79	Непрони-	—
									цаемые	
Рунов щанская, 6	3180-3187, С22	1,36	—	—	—	—	0,8	2,70	—	—
Мелиховская, 101	3203-3204, Р,	4,22	—	—	—	5,20	2,6	2,58	0,06	—
Лобачевская, 21	3299—3300, С]	1,52	—	11	0,531	646,2	0,9	2,6	0,01	—
Медведовская, 6	3297-3309, Р]	1,00	—	6,0	0,641	0,8	7,0	2,6	0,8	—
Качановская,48	3315-3321, С]	1,96	—	—	—	—	1,8	—	0,003	—
Руновщанская, 6	3323—3330, С,	3,67 '	—	—	—	—	1,6	2,65	0,012	—
Мелиховская, 101	3360-3367, Р,	3,25	—	—	—	9,0	3,3	2,65	Непрони-	—
									цаемые	
	3373—3375, Р,	3,19	—	—	—	10,20	1,8	2,66	To же	—
Качановская, 48	3383-3386, С,	2,31	—	—	—	98,91	1,4	1,88	0,022	—
Качановская, 42	3386-3388, Cj	2,22	—	—	—	5,24	1,5	1,79	Непрони-	—
									цаемые	
Качановская, 44	3408-3412, Pj	2,13	2,48	-	—	43,04	2,0	—	0,001	—
Качановская, 48	3424-3429, Pj	2,21	2,50	—	—	60,35	0,9	1,77	0,015	—
	3429-3437, Cj	2,52	—	—	—	81,47	5,7	1,90	0,039	—
Ланновская, 23	3426-3439, С33	2,56	—	—	—	11,73	3,0	2,59	L 0,02	—
Качановская, 44	3450-3454, Pj	2,69	—	—	—	57,84	1,7	—	Непрони-	—
									цаемые	
Распашновс-										
кая, 100	3545-3559, Pj	2,69	—	—	—	—	4,1	2,39	0,17	—
Зап. Крестищенс-										
кая, 307	3678-3690, Pj	2,09	—	—	—	—	7,0	2,30	—	—
Ново-Украинс-										
кая, 28	3707-3713, Pj	1,35	—	12,5	0,415	1,7	5,4	2,6	0,08	—
	3707-3713, Pj	1,17	—	6	0,750	1,4	4.6	2,6	0,07	—
	3707-3713, Pj	1,58	—	6.5	0,934	1,6	3,8	2,6	0,9	-
133
134
Продолжение табл. 2
Площадь, номер	Глубина отбора.	Коэффициент			Удельная	Удельное	Пори с-	Плот-	Проница-	Глинис- тость, %
скважины	м, возраст	теплопрс \ Вт/(м сухие	5ВОДНОСТИ -К) впаго- насыщен- ные	темпера- туропро- водности, а-10~? м2/с	теплоем- кость с.1О4, Дж/(кг-К)	электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	тость т, %	MUL | Ь О.1 о3 кг/м	KM(JL | Ь к 10"18, м2	
	3713—3717, Pi	1,40	—	14	0,384	2,4	3,7	2,6	0,1		
	3717-3723, Р,	1,01	—	9,5	0,408	2,3	3,8	2,6	0,1	—
	3726-3729, Pi	1,45	—	7,6	0,681	1,6	1,9	2,8	0,04	—
Муратовская, 6	3808-3814, Cj	1,50	—	8,5	0,678	16,3	1,7	2,6	0,01	—
	3808-3814, Ci	1,82	—	11	0,636	8,4	3,2	2,6	0,06	—
Ново-Украинс-										
кая, 27	3855-3862, Pi	1,09	—	6,2	0,651	0,9	1,3	2,7	0,2	—
	3855-3862, Pi	1,62	—	8,5	0,705	1,4	2,6	2,7	1,1	—
Ново-Украи нс-										
кая, 27	3856-3862, Pi	1,55	—	7,6	0,815	0,9	10,1	2,5	5,8	—
	3856-3862, Pi	1,46	—	13	0,431	4,1	5,3	2,6	0,5	—
Ланновская, 27	3885-3893, C33	2,84	—	—	—	38,50	0,6	8,11	0,09	
Ново-Украинс-										
кая, 27	3885-3901, Pi	1,38	—	9,5	0,538	3,2	2,0	2,7	0,18	—
Мелиховская, 103	3907-3915, C33	2,19	—	—	—	—	2,5	2,60	Z.0,01		
Ново-Украи нс-										
кая, 27	3944-3948, Pi	0,71	—	8,5	0,322	14,6	2,7	2,7	0,1	
Матвеевская, 1	4337-4347, Ci	3,54	—	—	—	26,68	0,7	2,77	Непрони- цаемые	—
Шебелинская, 600	5604-5619, Ci	2,34	—	—	—.	12,02	1,2	26,6	То же		
	5604-5619, Ci	2,34	Мерг	ель		7,14	2,0	2,67	— —	—
Глухов П (1) 308	42,0, K2	0,45	—		—.					
	47,5, K2	0,55	—	—	—					
Мелиховская, 79	56,0, К2 69,0, К2 2205-2213, Pt	0,86 0,75 1,49	—	—
Мелиховская, 33	2354-2368, Pi	2,67			—
Мелиховская, 33	2396-2413, Pi	2,82	—	—
Медведовс-				
кая, 102	2435-2444, Рх	2,10	2,46	—
Медведовс-				
кая, 103	2497-2505, Pi	1,57	—	—
Крестищенс-				
кая, 283	2620-2630, Pi	2,58	—	—
	2620-2630, Pj	2,67	—	—
	2620-2630, P]	2,44			—
	2620-2630, Pj	2,38	—	—
Крести щене кая,				
283	2620-2630, Pj	2,57	—	—
	2620-2630, Pt	2,22	2,73	—
Мелиховская, 37	2700-2705, Pj	1,63			—
Машевская, 112	2915-2925, Pj	1,75	—	—
Мелиховская, 73	3000-3008, Pi	2,84	—	—
	3000-3008, Pi	2,41	—	—
Мелиховская, 34	3021-3029, Pi	1,76	2,51		
	3037-3045, P]	1,86	2,27	—
Машевская, 209	3438-3448, Pj	2,11	—	—
Распашновс-				
кое, 100	3833-3849, Pi	2,09	—	—
	3833-3849, Pi	2,48	2,71	—
	4050-4064, Pi	2,45	—	—
	4064-4082, Pi	2,98	—	—
Мелиховская, 73	2510-2520, Pi	2,69	2,98	—
			Ал	евролить
Глухов П (I), 308	29,8, K2	0,47		
	I 108,0, K2	1,17		—
135
—	—	—	—	—	—
—	—	—	-			—
—	—	10,8	2,42	Непрони-	—
				цаемые	
—	—	9,9	2,56	0,20	—
—	—	7,6	2,50	Z-0,01	—
—	4,26	6,9	2,42	0,25	-
—	-	12,6	2,29	11,83	-
—	—	11,2	2,46	2,158	—
—	37,14	9,6	2,42	0,455	—
—	2,96	10,4	2,46	0,0085	—
—	2,66	9,8	2,37	0,0092	—
—	3,25	11,4	2,46	0,480	—
—	1,78	5,5	2,36	2,439	—
—	—	13,4	2,34	1,02	—
—	3,63	25,4	2,06	—	—
—	8,17	5,2	2,61	0,0020	—
—	—	3,6	2,57	Непрони-	—
				цаемые	
—	6,6	14,8	2,21	0,61	—
—	4,46	11,4	2,33	—	—
—	2,30	6,1	2,58	L o,oi	-
—	1,36	11,1	2,45	L 0,01	—
—	2,13	4,4	2,49	L 0,01	—
—	1,09	4,4	2,09	L 0,01	-
-	1,61	17,3	2,32	24,05	-
—					
—					
Продолжение табл. 2
136
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент		
		теплопроводности X, Вт/ (м-К)		темпера- туропро- водности. а-10-7 м2 /с
		сухие	влаго- насыщен- ные	
	215,5, К2	0,84	—		
Кружиловскал, 1 Камьцдевахс-	682-692, С27	2,40	—	—
кая, 1р	744-747, С33	2,65	2,73	—
Славянская, 1	1260-1264, Pj	1,32	—		
Боровская, 2	1820-1825, С?	2,18	2,43	—
	1820-1825, С? 1820-1825, С?	2,14	—	—
		2,31	—	—
Боровская, 2	1892—1896, с7 1892-1896, С?	2,12	—	—
		1,76	—	—
	1896-1901, С2	2,35	—	
	1896—1901, С22	2,41	—	—
Славяно-Сербская,				
2	1971-1980, С2	1,77	—	—
Камышевахс- кая, 1 р	1119-1122, С3	2,63	2,92		
	1142-1153, С3	1,75	—	—
Старо-Покровс-				
кая, Зр Шеечен ко-Близ-	1778-1783, С32	1,72	—	—
нецы, 309	1797-1804, С25	3,07	3,95	—
Балакейская, 4	1819-1821, Pi	1,63	—	—
Степановско-Ми-				
хайловская, 1 7	1995-2005, С3	2,22			—
Удельная теплоем- кость с-1 о4, ДжДкг-К)	Удельное электри- чес кое сопро- тивление р, Ом«м	Порис- тость т, %	Плот- ность ало3, кг/м3	Проница- емость к 10'18, м2	Глинис- тость, %
—	—	—	—				
—	8,53	6,2	2,54	0,16	-
—	10,07	7,2	2,52	0,06		
—	1,46	22,7	1,97	0,24	—
—	6,65	5,9	2,57	0,040	—
—	—	4,9	2,56	0,19	—
—	3,12	13,8	2,28	6,57	—
—	4,43	7,2	2,48	0,36	—
—	4,54	7,4	2,48	0,56	—
—	5,46	6,6	2,57	0,24	—
—	3,48	7,5	2,47	0,16	-
-	-	5,2	2,52	-	-
—	15,38	6,4	2,54	0,07	
—	—	6,0	2,54	9,70	—
-	-	10,0	2,42	0,15	-
—	15,07	3,4	2,60	0,034	__
—	—	14,7	—	0,18	—
—	—	7,4	2,53	—	—
	Красно-Оскольс-									
	кая, 5	2007-2011, С2	3,13	—	—	—	67,22	2,1	2,76	0,077
	Ствро-По кровс-									
	кая, Зр	2038-2045, С31	1,08	—	—	—	3,7	10,2	2,45	—
	Красно-Оскольс-									
	кая, 4	2059—2064, С2	3,07	—	—	—	100,12	0,6	2,68	0,0091
	Павловская, 24	2105-2109, Pi	2,57	3,05	—	—	5,31	0,9	2,64	0,043
	Красно-Оскол ьс-									
	кая, 5	2315-2321, С2	3,29	—	—	—		1,3	2,62	0,0064
	Шевченково-Близ									
	нецы, 301	2150-2156, С32	1,46	—	—	—	—	7,9	2,46	2,58
	Кегичевская,202	2417-2422, Pi	3,03	—	—	—	2,0	10,8	2,31	0,055
		2430-2437, Р2	2,59	—	—	—	3,24	5,9	2,51	0,020
	Березовская, 2	2450-2457, С	2,35	—	—	—	6,58	7,2			1,030
	! Шевченковская, 8	2465-2475, Pi	2,59	—	—	—	12,75	8,8	2,47	0,15
	Павловская,7	2480	2,71	—	—	—	—	10,3	2,40	
		2506-2575, Pi	1,28	—	—	—	—	14	2,32	0,11
	Кегичевская, 116	2543-2551, Pi	1,62	—.	—	—	—	11,2	2,29	0,15
	Шевченково-Близ									
	нецы, 65	2566-2673, Р]	2,50	—	—	—	—	16,6	2,23	6,91
	Кегичевская, 104	2581-2583, Р)	1,91	—	—	—		8,3	2,87	
		2581-2589, Pi	1,92	—	—	—	6,33	9,0	2,33	0,033
		2594-2598, Pi	1,85	—	—	—	—	10,6	2,39	0,023
	Ефремовская, 2	2611-2615, P]	2,49	—	—		9,68	6,8	2,50	0,077
	Павловская, 7	2629-2535, Pi	2,60	—	—	—			47,4	2,42	0,67
	Павловская, 8	2635-2642, Pi	2,73	—	—	—	—	5,7	2,31	0,087
	Кегичевская, 105	2633-2638, Pi	1,77	—	—	—	2,31	11,25	2,38	0,016
		2633-2638, Pi	1,97	—	—	—		11,25	2,38	0,016
	Кегичевская, 107	2665-2668, Pi	2,96	3,43					12,29	17,7	2,11	
	Шевченково-Близ									
	нецы, 307	2681 -2691, C3	2,10	—	—	—	7,85	8,2	2,46	0,17
	Кегичевская, 107	2686-2691, P,	1,63	—	—		2,54	17,2	2,13	4,96
	Шебелинка, 600	2131,2745, C3	1,98	—	—	—			5,6	2,51	0,07
	Беразовская, 2	2848-2853, C	3,54	—	—			17,7	1,4		0,027
—»	Руновщанская, 6	2868-2877, C2	2,84	—	—	—	—	3,4	2,57	
Са>	Кегичевская, 101	2942-2947, Pi	2,26	—	—	—	—	9,0	2,45	0,099
Продолжение табл. 2
Площадь, номер	Глубина отбора, м.	Коэффициент		
скважины	возраст			
		тепл on роводности		темпера-
		X,0T/(	m-K)	туропро- водности,
				
		сухие	влаго-	а.10 7,
			насыщен* ные	м2/с
Михайловская,	•2S59-295>&, Оз	>.,89	2,OS	—
Шевченково- Бл из- нецы, 307	2980-2987, С32	1,79		-
Качановская, 40	2985-2990, С,	1,92	—	—
	2915-2990, Cj	1,91	—	—
Мелиховская, 73	3000-3008, Р]	2,00	—	—
	3600-3008, Р]	2,41	—	—
Мелиховская, 34	3005-3013, Pj	3,1 o	—	—
Мелиховская, 73	3015-3022, Pj	1,49	—	—
	3015-3022, Pj	2,19	2, 34	—
	3022-3035, Pj	1,85	—	—
Качановская, 45	3025-3032, Ci	1,14	—	—
Шевченково- Близ, нецы, 307	3083-3087, C32	2,11	—	—
Качановская, 41	3092-3096, Cj	2,11	—	—
Качановская, 44	3131—3139, C,	2,73	3,79	—
Машевская, 209 Шевченково-	3160-3169, Cj	2,90	—	—
Близнецы, 307	3161-3167, C32'	2,41	—	—
Качановская, 44	3170-3175, Cj	2,83	—	—
Удельная теплоем- кость с.104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р( Ом.м	Порис- тость т, %	Плот- ность <У-1 о3, кг/м3	Проница- емость но’18, м2	Глинис- тость, %
		6,4	2,46	Няллрон»,-	—
				цаемые	
—	1,93	12-5 /14,6 12,7 i	--	0,97 19,3	—
—	7,84	5,6	2,47	0,031	—
—	8,0	4,8	2,46	0,031	—
—	2,60	12,3	2,30	0,0015	—
—	—	4,2	2,61	Непрони- цаемые	—
—	2,57	5,0	2,51	—	—
—	5,57	18,1	2,11	ч 0,158	—
—	11,72	6,4	2,48	Непрони- цаемые	—
—	—	10,1	2,41	—	—
—	—	4,8	2,5	0,011	—
—	13,37	1,9	2,66	0,033		
—		5,5	2,63	0,11	—
—	22,47	3,9	2,52	0,24	—
—	2,97	3,9	2,57	Z.0,01	—
—	2,78	5,9	2,54	0,17	—
—	11,68	5,4	2,45	1,36	—
	Стягайловская, 1	3178-3186, Ci	2,24	—	—	—	4,22	6,0	2,50	Непрони-
										цаем ьге
		3188—3198, Cj	2,50	—	—	—	—	5,8	2,52	0,155
	Сопоховская, 42	3188—3193, Cj	3,12	3,27	—	—	29,99	2,1	2,58	Непрони-
										цаемые
	Первомайская, Зр	3184-3191, Pi	2,24	—	—	—	5,09	8,4	2,42	To же
		3212-3221, С3	2,71	—	—	—	—	1,7	2,62		"	
	Первомайская, 4п	3231-3237, Pi	2,22	—		—	—	6,2	2,52	—' —
	Качановская, 102	3240-3243, Cj	2,60	—	—	—	—	1,3	2,60	0,010
	Качановская, 48	3270-3279	2,93	3,68	—	—	20,95	4,7	2,47	0,13
	Новотроицкая, 32	3290-3297, Pj	3,02	—	—	—	—	4,3	2,46	Z.0,01
	Мелиховская, 103	3310-3317, Pj	1,75	—	—	—	3,78	15,5	2,23	1,63
	Ланновская, 23	3426-3430, Pj	2,29	—	—	—	—	7,6	2,40	0,02
	Качановская, 48	3327-3335, Ci	2,54					—	18,35	3,5			0,061
	Крестищенс-									
	кая, 303	3336-3350, C3	3,00	—	—	—	11,37	3,9	2,57	0,27
	Новотроицкая, 32	3374-3384, Ci	2,33	—	—	—	6,29	8,0	2,35	0,38
	Мелиховская, 101	3395-3403, Pj	3,31	—	—	—	8,35	3,0	2,60	Непрони-
	Крестищенс-	3411—3421, C3’	3,00	—			—	7,36	2,7	2,61	цаемые 1,57
	кая, 303	3411 -3421, Cj3	2,01	—	—	—	—	9,0	3,34	1,26
		3411—3421, C33	2,35	—	—	—	3,25	10,4	2,30	0,56
		3411 -3421, Ci	2,34	2,80	—	—	22,04	9,4	2,38’	6,98
		3411—3421, C?	2,65	—	—	—	—	6,2	2,49	Непрони-
		-a								цаемые
		3411-3421, C33	2,55	—	—	—	3,60	8,5	2,43		
		3436-3443, C33	2,26	—	—	—	—	5,7	2,56	Непрони-
	Первомайская, 4									цаемые
		3461-3471, C?	2,23	—	—	—	7,28	4,2	2,59	To же
		3504-3505, C3	1,78	—	—	—	—	4,6	2,57	-
	Новотроицкая,	3550-3559, Cj	2,24	—				8,31	3,0	2,52	L 0,01
	101	3550-3559, Ci	2,10	—	—	—	5,17	7,6	2,52	Z.0,01
		3553-3559, C2	2,01	2,51	—	—	7,31	7,0	2,52	Непрони-
GJ CD	Первомайская, 3									цаемые
Продолжение табл. 2
140
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент		
		теплопроводности X, Вт/ (м.К)		темпера- туропро- водности, а.Ю-7 м2/с
		сухие	влаго- насы- щенные	
Зап. Крести щенс- кая, 51	3580—3590, Pt	3,00		—
Машевская, 51	3580-3590, С?	2,50	—	—
Ланновская, 23	3596-3606, С?	2.66	—	—
	3596-3606, Сз	2.02	—	—
	3596-3606, Сз3	2,57		—
Первомайская, 4	3610-3623, Сз3	1,83	—	—
	3610-3623, Ci	2.07	—	—
	3623-3632, Сз3	2.24	2,62	—
	3623-3632, Сз3	2,07	—	—
Мелиховская, 101	3639-3643, ₽!	2,32	—	—
Мелиховская, 102	3654-3662, Сз3	2,16	—	—
	3654-3662, Сз3	2,56	2,83	—
Новотроицкая, 101	3665-3672, Cj	2,54	—	—
Первомайская, 101	3663-3673, Сз3	2.16		—
Первомайская, 4	3663-3673, Сз3	1,25	--	—
	3750-3759	1,58	—	—
	3759-3706, Сз3	2,04	—	—
Первомайская, 3	3758-3763, Сз	2,13	—	—
	3758-3763, Сз3	2.29	2,64	—
Г " Удельная теплоем- кость С.104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность <7.103, кг/м3	Проница- емость к ю"18, м2	Глинис- тость, %
		__	2,6	2,61	То же	—
—-	—	4,0	2,54	—	—
—-	14,34	4,1	2,45	10,02	—
—	—	5,6	2,50	L 0,02	—
—	1 1,32	3,5	2,54	Непрони-	—
				цаемые	
—	—	6,0	2,55	—	—
—	—	5,2	2,64	Непрони-	—
				цаемые	
—	10,13	4,6	2,57	То же	—
—	2,96	6,4	2,57	—	—
—	2,39	6,9	2,41	0,15	—
—	7,07	5,0	2,55	Л 0,01	—
—	8,56	5,2	2,50	0,001	—
-	—	3,9	2,54	0,22	-
—	7,79	5,4	2,54	0,008	—
—	—	5,4	2,54	0,008	—
—	—	3,1	2,63	—	—
—	—	4,6	2,58	0,018	—
—	—	4,4	2,59	0,191	—
—	7,78	3,8	2,60	Непрони-	—
				цаемые	
	3768-3774, С33	2,08	—	—	—	5,58	4,9	2,56	То же
Ланновская, 23	3771-3776, С3	2,90	—	—	—	—	8,6	2,31	0,05
	3771-3776, Сз3	2,66	—	—	—	—	4,6	2,44	0,03
Мелиховская, 102	3796-3803, С33	2,45	—	—	—	4,73	5,1	2,52	L o,oi
	3803-3810, Сз3	1,96	—	—	—	5,01	7,5	2,45	0,01
	3825-3833, С33	2,12	—	—	—	4,51	6,4	2,51	L o,ooi
	3825-3833, С33	3,32	—	—	—	38,14	1,2	2,64	0,01
	3815-3833, Сз3	2,40	__	—	—	—	6,1	2,47	0,30
Мелиховская, 100	3828-3836, Сз3	2,40	—	—	—	5,98	9,4	2,39	0,006
	3836-3845, Сз3	2,29	—	—	—	6,61	8,5	2,38	0,014
Ш евч ен ково- Близ-									
нецы, 302	3845-3853, Cf*	2,41	—	—	—	12,97	6,0	2,54	0,027
Мелиховская, 100	3834-3863, Сз	2,45	—	—	—	8,36	5,0	2,51	0,0086
Первомайская, 4	3858—3867, С33	2,09	—	—	—	8,06	6,4	2,48	0,0032
Мелиховская, 104	3869-3878, Сз3	2,77	—	—	—	—	2,4	2,58	Непрони-
									цаемые
	3869-3878, С?	3,33	—	—	—	—	3,4	2,57	То же
Ланновская, 27	3880-3885, Сз	2,23	—	—	—	—	2,1	2,59	0,61
	3885-3895, Pi	2,59	—	—	—	—	1,9	2,65	Непрони-
			(						цаемые
Машевская, 70	3905-3915, С33	1,72	—	—	—	—	7,9	2,36	—
Шевченково-Близ-									
нецы, 302	3969-3984, С4	2,08	—	—	—	—	2,3	2,67	0,0017
Машевская, 51	3965-3973, Сз3	2,40	—	• —	—	—	4,3	2,48	—
Шевченково-Близ-									
нецы,302	3974-3981, С4	2,50	—•		—	15,53	4,6	2,57	0,094
Первомайская, 3	3974-3979, С33	2,47	—•	—	—	10,05	4,2	2,59	0,008
	3977-3979, С33	2,46	—	—	—	7,80	4,5	2,58	0,021
Ланновская, 27	3983-3989, Сз2	1,95	—		—	—	4,5	2,48	7,63
Солоховская, 32	4006-4012, С!	2,33	—	—	—	11,23	1,5	2,57	0,068
	4006-4012, Сг	2,28	—-		—	17,68	2,5	2,60	0,018
Мелиховская, 104	4007—4020, С33	2,15	-	—	—	2,71	6,5	2,49	0,05
Продолжение табл- 2
142
Площадь, номер	Глубина отбора,м.	Коэффициент		
С К tid /КИ Н Ь1	возраст			
		теплопроводности		темпера-
		X, Вт/(м.К)		туропро-
				водности,
		сухие	влаго-	а.10 7,
			насьь	м2 /с
			щенные	
Машевская, 82	4010-4020, С3	2,52	—	—
Солоховская, 104	4021 -4031, Сз3	2,26	—	—
	4021-4031, Сз	2,38	—	—
Шевченково-Близ- нецы, 301 Мелитопольс-	4034-4043, С2	2,51	3,19	-
кая, 104	4047 -4057, С33	2,74	—	—
иебелинскея, 700	4050—4066, С23	3,23	-	—
Панковская, 27	4051-4058, Сз2	2,25	—	—
Первомайская, 4	4055—4060, Сз2	2,23	—	
	4055-4060, С2	2,01	-	-
Первомайская, 3	4059-4064, Сз3	2,30	—	-
	4058-4064, Сз3	1,91	2,55	-
	4064-4068, Сз 4091 -4096, Сз	2,36				
		2,24	—	—
		2,53				
Мелиховская, 100	4128-4136, Сз	2,40	—	—
Первомайская, 48	4179-4188, Сз2	2,78	—	—
	4300-4308, Сз3	3,72	—	—
Удельная теплоем- кость с.104, Дж//кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом.м	Порис- тость т, %	Плот- ность о-l о3 кг/м3	Проница- емость к 10-18, м2	Глинис- тость, %
—	—	8,2	2,51	1,01	—
—	—	8,1	2,43	19,8	—
—	5,10	9,1	2,40	0,03	—
-	12,78	6,6	2,51	0,033	-
—	—	5,1	2,58	0,03	—
—	19,55	0,8	2,67	Непрони- цаемые	—
—	4,38	1,6	2,52	0,21	—
-	4,08	3,9	2,57	—	—
-	—	3,9	2,57	—	—
-	—	3,0	2,57	Непрони- цаемые	-
—	13,59	3,5	2,55	То же	—
—	—	3,4	2,58	If		—
—	12,51	3,1	2,60	0,0034	—
—	7,69	6,2	2,45	0,0056	—
—	18,45	1,9	2,52	0,0198	—
—	26,02	2,7	2,62	0,005	—
143
Шебелинская, 700	4375-4384, С2*	2,86	—
	—"		2,43	—
В.Полтава, 8	4383-4397, С3	1,16	—
Бакольская, 9	4440-4404, С3	3,09	—
Шебелинская, 700	4408-4415, С2	3,25	—
Мелиховская, 100	4472-4476, С33	2,91	—
Мелиховская, 48	4488-4496, Ci	2,35	—
	4506-4512, Ci	3,83	—
Крестищенская,	4511, Сз2	2,53	—
50			
Шебелинская, 600	4637-4641, С24	5,29	—
Шебелинская, 700	4692, Ci	3,08	—
Шебелинская, 600	4681-4687, С/	2,66	2,81
	4697-4703, С24	2,31	
Машевская, 5	4721-4737, Ci	4,22	—
Шебелинская, 700	4795-4810, С4	2,86		
Шебелинская, 500	4902-4911, С1	2,84	—
Шебелинская, 600	4957-4972, С2	2,67	—
	4982-4997, С23	2,97	—
	4982-4997, С23	3,19	—
	4982-4997, С23	2,70	—
	5218-5226, С22	1,75	2,55
	5226-5235, С2	1,41	2,ВО
	5226-5235, С2	2,71	—
	5235-5244, С2*	2,16	—
	5262-5272, С?	2,00	2,90
	5262-5272, С2’	3,02	
14,50	0,96	2,72	Непрони- цаемые
11,38	1,56	2,57	0,317
0,47	—	2,60	0,47
35,61	1,5	2,67	35,61
23,29	1,04	2,60	0,030
19,00	1,7	2,62	Непрони-
			цаемые
	4,6	—	То же
		3,2	2,59	0,065
3,35	6,9	2,44	Непрони-
			цаемые
56,16	0,5	2,70	—
78,50	0,4	2,62	—
26,19	2,0	2,66	Непрони-
			цаемые
29,97	1,6	2,59	0,009
—	3,7	2,54	Непрони-
			цаемые
26,95	0,4	2,62	—
—	0,7	2,74	—
26,48	0,5	2,58	Непрони-
			цаемые
15,56	2,5	2,61	0,265
25,93	2,6	2,61	—
—	1,1	2,69	—
53,07	0,7	2,78	Непрони-
			цаемые
40,99	1,2	2,69	То же
—	1,2	2,69	
—	2,2	2,62	
64,04	1,9	2,68	
—	0,25	2,63	Непрони-
			цаемые
144
Продолжение табп. 2
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент		
		теплопроводности X, Вт/(м-К)		темпера- турой ро- водности, а-10-7, м2/с
		сухие	впаго* насы- щенные	
Гадячская, 54	5363-5365, Ci	2,16	—	—
Шебелинская, 700	5481-5502, Ci	4,78	—	—
Шебелинская, 600	5411-5423, С is	3,03	—	—
	5411-5423, CiS	2,94	—	—
	5411 -5423, CiS	2,95	—	—
	5423-5428, CiS	3,64	—	—
	5514-5530, Cj4	4,32	—	—
	5514-5530, С 4	2,29	—	—
	5514-5530, С4	3,55	—	—
	5530-5544, С4	3,95	—	—
	5530-5544, С4	3,13	—	—
	5544-5559, С 4	3,26	—	—
	5544-5559, С4	3,87	—	—.
Лебединская, 700	5577-5590, С4	2,25	—	—
Шебелинская, 600	5604-5619, С4	2,55	—	—
	5604-5619, С 4	3,90	—	—
	5604-5619, Ст 5604-5619, Cf	3,27	—	—
		3,40	—	—
	5609-5634, Ci	2,75	—	—
	3707 -3722, Ci	3,33	—	—
Удельная теплоем- кость с-104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом»м	Порис- тость т, %	Плот- ность 0.1 о3 кг/м	Проница емость к 10"18, м2	Глинис- тость, %
—	1,3	0,9	2,7	3,58	—
—	82,52	0,4	2,75	—	—
—	48,57	1,0	2,69	Непрони-	—
				цаемые	
—	28,00	1,3	2,60	То же	—
—	33,28	0,7	2,64		
—	35,10	1,5	2,61	0,0025	
—	84,50	0,3	2,58	Кепрок-	
				цаемые	
—	—	0,3	2,58	То же	—
—	68,58	0,7	2,61		—
-	47,59	1,5	2,61		—
—	—	0,2	2,5Э		и		—
—	26,18	1,3	2,59		—
—	—	0,9	2,62		—
—	10,51	0,3	2,71	— —	—
—	18,09	2,0	2,62	—	—
—	62,82	1,2	2,64	—	—
—	89,71	0,6	2,65,	—	—
—	—	2,4	2,58	—	—
—	14,34	2,0	2,60	—	—
—	—	1,2	2,63	—	—-
Крести щенс- кая, 100	3707-3722, Cj 5722-5738, Cj 6220-6227, Р2	3,79 3,64 4,73	-	-	—	-	1,0 1,2 1,0	2,63 2,66 2,81	Непрони- цаемые
Медведовская,		Глин bi	ГЛИНИС7	о-карбона	тныепор	оды	8,4	2,31	78,55
102	2287-2296, Pi	2,63	—	—	—	—			
	2287-2296, Pi	2,63	—	—	—	2,39	7,3	2,40	2,78
Медведовс-	2417-2427, Pi	2,32	—	—	—	1,98	20,6	2,07	3,53
кая, 103	2505-2515, Pj	17	—	—	—	18,73	4,3	2,54	0,02
Ефремовская, 2	2514-2517, Pj	3,12	—	—	—	10,63	5,4	2,37	0,023
	2615-2619, Pi	1,58	—	—	—	6,49	10,1	2,41	0,021
Павловская, 8 Зап. Крестищенс-	2621 -2628, Pi	2,51	—	—	—	6,88	5,1	2,44	0,72
кая, 306	2635-2650, Pj	3,15	—	—	—	—	9,1	2,43	0,02
Павловская, 11	2642-2645, Pj	2,61	—	—	—	5,54	7,1	2,51	0,77
	2645-2649, Pi	1,66	—	—	—	4,73	9,9	2,44	Непрони- цаем ые
	2632-2660, Pj	2,41	—	—	—	7,37	8,0	2,46	0,34
Кегичевская, 107	2665-2668, Pj	1,83	—		—	6,49	7,0	2,47	0,042
Павловская, 8	2667-2676, Pj	2,20	—	—	—	5,16	6,9	2,50	0,19
Кегичевская, 107	2686-2691, Pi	1,60	—	—	—	2,14	4,7	2,44	0,14
	2691-2695, Pi	1,55	—	—	—	—	8,5	2,42	0,052
	2686-2691, Pj	1,63	—	—	—	—	4,4	2,38	0,10
Мелиховская, 34	2568-2574. Pj	4,00	—	—	—	—-	3,4	2,16	—
	2628-2636, Pj	3,12	—	—	—	—-	12,0	2,08	—
Мелиховская, 37	2728-2739, Pj	3,56	—	—	—	—-	3,0	2,15	3,76
Павловская, 11	2712—2716, Pj	1,75	—	—	—	4,53	9,5	2,4	0,074
Павловская, 8	2714-2723, Pj	1,58	—	—	—	—-	10,0	2,39	0,018
	2723-2732, Pi	1,98	—	—	—	4,62	5,8	2,54	0,051
Зап. Крестищенс-	2736-2745, Pj	1,90	—		—	6,87	9,0	2,47	0,039
кая, 100	2824-2843, Pj	2,36	—	—	—	4,98	6,0	2.47	0,36
Продолжение табл. 2
О)
Площадь, номер	Глубина отбора, м,	Коэффициент		
скважины	возраст			
		теплопроводности		темпера-
		Л, Вт/ (ь	,.К)	туропро-
				водности,
		сухие	влаго-	а.10 У
			насы-	м2/с
			щенные	
Медведеве кая, 103	2952-2961, Pi	5,18		—
	2961 -2970. Pi	2,36	—	—
Машевская, 209	3030-3038, Pi	3,48	—	—
Мелиховская. 39 Медведовская,	2433-2503, Pl	3,79	—	—
100	3176-3186, Pl	2,68	—-	—
Мелиховская. 39 Медведовская,	2934-2937, Р(	2,93	—-	—
103	2682-2691, Р]	3,54	—	—
	2700-2709, Р]	3,54	—	—
Машевская, 209	3038-3048, Р]	1,50	—	—
	3048-3056, Pi	2,95	—	—
	3108-3116, Pi	2,51	—	—
	3108-3116, Pi	1,94	—	—
Медведовская, 100	3168-3175, Р(	2,25	—	—
Сосновская, 4	3316-3320, Pi	3,09	—	—
Мелиховская, 102	3391-3395, Pi	2,30	—	—
	3391-3395, Pi	2,31	—--	—
Новотроицкая, ЗА	3310-3321, Pi	3,71		
Удельная теплоем- кость сЮ4, Дж/(кгК)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом-м	Порис- тость т. %	Плот- ность 0-105, кг/м^	Проница- емость ЛЮ-18, 2 м	Глинис- тость, %
—	—	4,5	2,26	0,01		
—	—	12,1	2,31	1,96	—
—	—	6,5	2.86	0,01	—
—	—	3,0	2,27	6,09	—
—	31,59	3,4	2,62	0,01	—
—	—	0,6	2,81	—	—
—	—	6,3	2,56	—	—
—	—	4,0	2,20	0,38	—
—	3,64	7,7	2,53	Непрони- цаемые	—
—	4,95	7,9	2,47	0,13	—
—	5,33	6,3	2,67	0,01	—
—	18,31	1,0	2.86	Непрони- цаемые	—
—	16,66	7,8	2,38	То же	—
—	6,45	3.9	2,62	5,10	—
—	6,27	4,8	2,50	Непрони- цаемые	—
—	5,71	6,3	2,52	То же	—
	54,94	1,6	2,75	Непрони- цаемые	—
Зап. Крести щенс- кая, 100	3175-3186, Pj	2,74			
Новотроицкая, 39	3310-3320, D3	1,86	—
	3310-3320, D3	1,68	—
	3310-3320, Dj.	2,08	—
Ланновская, 23	3419-2426, С?	2,67	—
	3418-3426, С?	3,14	—
	3426-3439, С?	2,83	—
	3711-3716, Сз	2,47	—
Мелиховская, 104	3624-3634, Pj	4,41	—
	3634-3639, Pj	4,20	—
	3634—3639, Pj	4,34	—
	3869-3878, С3	2,72	—
	3869-3878, Сз3	2,13		
	3900—3908, Сз3	2,46		
	3900-3908, Сз3	2,35	
		2,98	—
Зап. Крестищенс-			
кая, 312	3442-3450, Pj	3,45		
Распашновс-			
кая, 100	4082-4100, Pi	3,03	
Шебелинская, 300	4335-4386, С2	2,73		
Мелиховская, 100	4476-4482, С32	2,44	—
Шебелинская, 600	5218-5226, С22	1,65	-
			Крым
			Извести
Гамбурцева, 2	829-936, Pd	0,86		
	858-866, Prf	0,63	
	858-866, Pd	0,62		
Голицина, 3	2295-2307, К	2,11	—
	2295-3207. К	2,27		
	2295-2307, К	2,19	—
—	—	44,24	3,4	2,62	0,01	—
—	—	9,86	6,8	2,47	2,12	—
—	—	6,32	7,2	2,57	2,80	—
—	—	—	5,1	3,06	0,43	—
—	—	—	1,6	2,65	0,02	—
—	—	40,13	1,6	2,65	0,02	—
—	—	19,56	3,7	2,5	0,02	—
—	—	13,38	3,5	2,61	2,93	—
—	—	1,10	1,6	2,37	7.77	—
—	—	—	2,1	2,49	0,68	—
—	—	2,72	0,7	2,41	0,15	—
—	—	5,16	7,0	2,41	Непрони-	—
					цаемые	
—	—	3,37	7,0	2,41		"		—
—	—	3,31	6,3	2,49	—*'—	—
—	—	2,33	6,2	2,49	0,08	—
—	—	—	5,3	2,70	2,75	—
-	-	-	3,3	2,60	0,01	-
—	—	2,10	1,0	2,54	0,03		
—	—	17,44	2,2	2,59	0,070	—
—	—	—	1,8	2,84	0,019	—
—	—	45,07	1,5	2,69	Непрони-	—
					цаемые	
ки						
—	-	7,99	32,6	1,66	0,15	—
—	—	—	36,2	1,63	101,32	—
—	—	0,70	37,0	1,65	58,11	—
—	—	8,00	7,3	94,8	Непрони-	—
					цаемые	
—	—	9,04	7,1	2,57	То же	—
—	—	7,73	6,6	2,39		—
Продолжение табл. 2
ь
CD
Площадь, номер скважины	-		 ' 	 '"7 Глубина отбора, м, 1 возраст	Коэффициент		
		те пл о п рово дности X, 8т/(м-К)		темпера- туропро- водности, а-10 ,7 м2 /с
		сухие	влаго- насы- щенные	
	2307-2312, К	2,09		—
	2307-2312, К	1,90	—	—
	2307-2312, К	1,90	—	—
	2312-2317, К	1,85	—	
	2312-2317, К	2,07	—	
	2312-2317, К	2,44	—	—
	2312-2317, К	2,13	—	—•
	2312-2317, К	2,18	—	__
	2317-2324, К	2,27	—	—
Голицина, 3	2332-2337, К	2,26	—	—
	2332 -2337, К	2,18	—	—
	2510-2520, К	2,29	—	—
Шмидта, 25	2828-2832, К	2,62	—	—
Голицина, 3	2588-2593, К	2,24	—	—
	2588-2593, К	2,44	—	—•
	2588-2593, К	2,71	—	—
	2588-2593, К	2,69	—	—
	2588-2593, К	2,58	—	—
	2560-2569, К	2,61	—	—
Гамбурцева, 2	2703-2709, К	2,84	—	—
Шмидта, 25	2737-2745, К	2,13	—	—
	2787-2792, К	2,25	—	
Удельнал теплоем- кость с-104, Дж/(кг-К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом.м	По рис- тость %	Плот- ность 0-103, кг/м3	Проница- емость к 10“’8 м2	Глинис- тость, %
—	7,5?	13,1	2,22			
—	2,73	11,5	2,22	— " —	—
—	2,87	13,0	2,19	0,07	—
—	—•	9,11	2,33	Непрони- цаемые	—
—	—	9,4	2,33	То же	—
—	6,35	9,1	2,31	—' —	—
—	4,61	9,4	2,33		—
—	4,33	9,8	2,28		—
	5,88	9,1	2,35	— —	—
—	5,98	8,1	2,35	Непрони- цаемые	-
—	5,96	8,4	2,35	То же	—
	4,87	9,7	2,35		—
—	19,25	4,7	2,51		
—	10,83	5,8	2,43		—
—	11,71	6,2	2,42	—	—
—	11,31	5,6	2,48	— —	—
	13,22	5,2	2,43	—"—	—
—	8,86	5,2	2,47		
—	—	2,5	2,53	— —	—
—	—	0,4	2,55		—
—	4,86	7,6	2,44	0,04	—
—	7,63	6,2	2.49	0,05	—
	2792-2797, К	2,24	-	—
Гамбурцева, 2	2796-2803, К	2,75	—	—
	2806-2811, К	2,36	—	—
Шмидта, 25	2811-2817, К	2,35	—	—
Гамбурцева, 2	2823-2828, К	2,95	—	—
Шмидта, 25	2823-2828, К	2,39	—	—
	2823-2828, К	2,58	—	—
	2828-2832, К	2,62	—	—
Голицина, 3	3360-3367, К	2,41	—	—
	3360-3367, К	2,36	—	—
	3360—3367, К	2,32	—	—
Голицина, 3	3360-3367, К	2,56	—	—
	3360-3367, К			—
	3360-3367, К	2,57	—	—
Дозорненская, 1	1157-1160, Pd	1,92	—	—
	1176-1178, Pd	1,47	—	—
	1255-1260, Pd	1,51	—	—
	1150-1153, Pd	1,80	—	—
Октябрьская, 22	1869-1873, К	2,40	—	—
	1604—1609, К	2,47	—	—
	2183-2184, К	2,52	—	—
Зап, Октябрьс- кая, 20	1958-1963, К	2,48	—	—
			Алевролить	
Джанкойская, 602 1076—1084, Pj		2,84	__	—
Межводная, 4	4055-4061, К	2,28	—	—
Шубинская, 7	4090-4098, К	1,63	—	—
	4396-4404, К	2,11	—	—
	4486-4493, К	2,58	—	—
			Аргиллиты	
Красноперекопс- кая, 3	1 1033-1037, Pd	1,81		
149
—	7,29	5,6	2,50	Непрони- цаемые	—
—	11,55	2,1	2,50	То же	
—	12,39	5,0	2,50	0,04	*-
—	7,78	5,0	2,53	0,20	
—	—	6,5	2,44	Непрони- цаемые	—
—	—	4,4	2,47	То же	
—	—	6,5	2,44	—' —	*-
—	10,25	4,7	2,51			—
—	12,17	4,9	2,47	——	—
—	9,93	4,6	2,47	—	—
—	—	4,6	2,47			—
—	9,07	5,8	2,41	Непрони- цаемые	—
—	—	4,6	2,47	То же	-
—	8,66	6,6	2,43		—~
—	—	—	2,02	—	—
—	—	0,5	2,6	—	*-
—	12,70	7,8	2,50	—	—
—	24,64	3,3	2,61	—	—
—	32,65	3,3	2,67	—	—
		25,1	2,00	-	
Продолжение табл. 2
150
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м, возраст	Коэффициент			Удельная теплоем- кость с.104, Дж/(кг’К)	Удельное электри- ческое сопро- тивление р, Ом.м	Порис- тость т, %	Плот- ность 0-1 о3., кг/мл	Пронина емость к 10"13 2	' М	Глинис- тость, %
		теплопроводности X Вт/(м.К)		темпера- туропро- ВОДНОСТИ, 3.10-7, м /с						
		сухие	влаго- насы- щенные							
Красногвардейс- кая, 1	2087—2091, К	2,02									9,5	2,47	0,061		
Горностаевская, 3	3252-3259, К	4,19	—	—	—	—	7,9	2,46	—	—
Мергели
Куйбышевская, 1'	2488-2490, Pd	2,10	—	—	—	—	—	2,30	—	—
Краснопере- копская, 3	1750-1753, Pd	1,68	—			—	—	—	—	—	—
Голицина, 4	2147-2154, К	1,16	—	—	—	—	20,6	2,13	—	—
	2147-2154, К	2,37	—	—	—	—	1,90	2,17	—	—
			Песчанию							
Октябрьская, 50	2632-2636 К	2,40	—	—	—	—	—	-	—	-
			Т уфоге	иные пор	ЭДЫ					
Задорненская, 4	3553-3558, К	1,82	—	—	—	2,68	5,2	2,44	2,91	—
	3558-3564, К	1,77	—	—	—	2,25	9,2	2,35	2,65	—
	3564-3573, К	1,80	—	—	—	2,48	5,5	2,37	9,73	—
Глебовская, 25	3577-3588, К	3,27	—	—	—	11,33	3,8	2,53	—	—
	3596-3603, К	3,33	—	—	—	8,5	40	2,58	—	—
Задорненская, 4	3616-3626, К	1,83	—	—	—	2,52	5,5	2,37	3,57	—
	3638-3641, К	1,90	—	—	—	4,2	—	—	1,64		
	3537-3542, К	1,82	—	—	—	4,93	5,3	2,50	1,02	—
Западная Сибирь
П есчани ки
Казанцевская, 4*	783-788, К2	1,63	2,15	6,38
Мессояхская, 118	839-843, К2	2,17	2,77	9,83
Русская, 23*	861-866, К2	2,14	2,40	8,46
Ямбургская, 21 *	1099-1102, К2	1,93	2,49	8,50
	1124-1127, К2	1,87	2,35	8,30
Уренгойская, 65*	1180-1185, К2	1,83	2,26	7,07
Арктическая, 9*	2066-2072, Kj	2,24	2,50	8,86
	2232-2239, Kj	2,22	2,72	8,86
Медвежья, 17*	2456-2460, Kj	1,70	2,11	6,92
	2463-2467, Kj	1,91	2,09	7,42
	2538-2541, Kj	1,96	1,99	8,75
Уренгойская, 2349	2715-2725, K2	1,72		
	2715-2725, K2	2,00	—	—
		1,59	—	—
	2725-2740, K2	2,44	—	—
	2725-2740, K2	1,45	—	—
	2725-2740, K2	1,94	—	—
	2798-2812, K2	3,09	—	—
	2812-2825, K2	151	—	—
	2825-2840, K2	1,91	—	—
	2840-2855, K2	2,26	—	—
	2840-2855, K2	1,70	—	—
	2840-2855, K2	2,59		—
	2855-2870, K2	1,69	—	—
	2855-2870, K2	2,31	—	—
	2855-2870, K2	1,92	—	—
	2888-2903, K2	1,64	—	—
	2888-2903, K2	1,74	—	—
	2990-3005, K2	1,80	—	—
Уренгойская, 2349	2725-2740, K2	1,82		Аргилл
151
I	I
0,113	—	—	2,26	—		
0,101	—	—	2,17	—	—
0,093	—	—	2,70	—	—
0,118	—	—	1,91	—	—
0,116	—	—	1,93	—	—
0,127	—	—	2,02	—	—
0,111	—	—	2,26	—	—
0,118	—	—	2,12	—	—
0,103	—	—	2,38	—	—
0,108	—	—	2,38	—	—
0,094	—	—	2,37	—	-
—	2,9	15,6	2,14	9,22	
—	3,6	0,9	2,17	0,22	—
—	—	11,0	2,22	0,041		
—	9,12	12,0	2,36	L 0,01	—
—	10,28	6,8	2,37	0,077	
—	1,65	16,8	2,06	53,61	—
—	1,8	15,0	2,18	23,55	—
—	9,40	6,8	2,39	0,03	—
—	6,1	8,2	2,39	0,31	—
—	5,4	17,6	2,02	69,85	—
—	27,5	2,1	2,54	L 0,01	—
—	13,18	10,0	2,34	L 0,01	—
—	3,2	2,4	2,34	L 0,01	—
—	3,22	15,5	2,13	12.01	—
—	1,78	17,2	2,14	51,46	—
—	—	14,8	2,28	0,021	—
—	3,58	14,3	2,16	0,27	—
иты					
-	8,38	8,3	2,35	L 0,01	
CSl
Продол женив табл 2.
Площадь, номер скважины	Глубина отбора, м возраст	Коэффициент			Удел ьная теплоем- кость 4 с-10 , Дж/(кг-К)	Удел ьное электри- ческое сопротив- ление р, Ом-м	Порис- тость т, %	Плот- ность О-103 кг/м3	Проница- емость к 10~18, м2	Глинис- тость, %
		теплопроводности X, Вт/ (м-К)		темпе ра- туропро- водности, а.Ю-7, м2 /с						
		сухие	влаго- насыщен- ные							
	2798-2812, К2	1,78	—	—	—	1,31	6,8	2,06	53,61	
	2975-2990, К2	2,34	—	—	—	—	7,1	2,45	L 0,01	—
	2825-2840, К2	1,25	—	—	—	—	5,2	2,18	—	—
Тазовская, 33*	3258-3261, 1	1,84	1,90	6,86	0,108	—	—	2,48	—	—
	3643-3655, 1	2,25	—	8,96 Глины	0,099	—	—	2,54	—	—
Русская, 23* Комсомольская,	866-859, К 2	1,38	-	6,23	0,110	-	-	2,01	-	-
31*	956-962, К2	0,97	—	5,03	0,072	—	—	1,65	—	—
	962-965, К2	1,62	—*	7,51	0,104	—	—	2,06	—	—
Ямбургская, 4*	1141-1144, К2	1,11	—	5,70	0,093	—	—-	2,08	—	—
Ново моподеж-	1152-1155, К2	1,10	1.52	6,92	0,091	—	—	1,73	—	—
Дан, 10*	1578-1583, К,	1,53	—	5,61	0,125	—	—	2,17	—	—
Арктическая, 9*	1717-1721, К2	1,74	1,93	7,09	0,104	—	—	2,34				
	1721-1724, Kj	2,04	2,17	8,16	0,109	—	—	2,28			
Медвежья, 17*	2460-2463, К!	1,67	1,69	7,51 Алевролк	0,088 ты	-*	—	2,52	—	—
Ср. Ямальская, 1 *	1988-1996, К,	1,37	1,75	6,67	0,101			__	2,02		
Арктическая, 9*	2030-2039, Kj	2,48	—	9,86	0,101				2,49			
	2040-2047, К,	1,27	1,60	5,42	0,108	—	—	2,15				.
Медвежья, 17*	2761-2769, Ki	1,38	1,48	6,73	0,085	-	-	2,39	—	—
*По материалам С.И. Сергиенко.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Проселков Ю М Теплопередача в скважинах — М Недра 1975 — 198 с
Теппо- и массоперенос в пористых средах — Минск ИТМО 1983 — 174 с
Козел В П, Пархомов М Д. Экспериментальные исследования теплофизических
свойств горных пород в зависимости от температуры// Мат геол изуч территории
Белоруссии Сб статей ин-та геохимии и геофизики АН СССР — Минск Наука и тех
ника, 1981 - С 41-45
Физические свойства горных пород и полезных ископаемых Справочник геофи
зика —М Недра, 1984 —584 с
Теплообмен при фазовых превращениях — Новосибирск Наука, Новосиб отд
1983 - 110с
Влияние некоторых факторов на теплопроводность горных пород Северо Восто
ка СССР/ А Б. Ваинблат, А П Скакун, И А Богданова и др // Физические процессы
горного производства — Л Вып 1 — 1975 — с 141 — 145
О гелиофизических свойствах горных пород с естественной влажностью в ин-
тервале температур 20—100 С/ П П Атрощенко Ю Г Богомолов, М Д Пархомов
и др //Док АН БССР - 1976 -Т 20 - № 5 - С 452-453
Моисеенко У И Теплофизические свойства горных пород и глубинные темпе-
ратуры //Физические процессы горного производства — 1982 — №12 —С 30—36
Общий курс геофизических исследовании скважин/ Д И Дьяконов, Е И Леон-
тьев, Г С Кузнецов — М , Недра 19В4 — 432 с
Физические свойства горных пород при высоких давлениях и температурах для
задач сейсмологии//Материалы 6 Всес совещания, Ташкент — 1981 — 198 с
Масленников А И , Ганиев ЮА Влияние давления и температуры на теплопро
водность горных пород //Физические процессы горного производства — Л Вып 1 —
1975 - С 137-140
Исследования теплофизических свойств горных пород в условиях всесторон
него гидростатического сжатия/ В Д Трофимов, П Я Богинский, А П Скакун и др //
Физические процессы горного производства — Л — 1977 — Вып 4 — С 13—15
О теплопроводности горных пород при повышенных температуре и давлении в
водо и нефтенасыщенном состоянии/ ЕА Любимова, АН Масленников, ЮА Га
ниев и др // Изв АН СССР Сер Физика Земли — 1979 — №5 — С 87—93
Скакун А П Влияние температуры, минерального состава и плотности на тепло
проводность горных пород //Физические процессы горного производства — Л —
1977 - Вып 4 - С 16-19
Стерленко 3 В Теплофизические свойства пластовых вод, нефтей и насыщенных
ими горных "Пород //Физические процессы горного производства — Л — 1975 —
Вып 2 - С 23-27
Тепломассообмен и теплофизические свойства веществ — Новосибирск Наука,
Новосиб. отд 1982 —91 с
Могилевский Б М, Чудновский А Ф Теплопроводность полупроводников — М
Наука, 1972 — 536 с
Теплофизические исследования Сибири — Новосибирск Наука, Новосиб отд
1983. - 212 с
Методика и результаты исследования тепловых свойств рыхлых горных пород
в различных внешних условиях /В А Комков, А Г Судиловский, Р Г Петроченков
и др.//Физические процессы горного производства — Л — 1979 — Вып 7 — с 16—19
Гаврильев Р.И Методика определения тепловых свойств мерзлых грунтов и
горных пород //Инженерные исследования мерзлых грунтов — Новосибирск Наука,
Новосиб отд 1981 —С 22—36
Теплофизические исследования криолитозоны Сибири — Новосибирск Наука,
Сиб отд 1983 —214 с
153
Экспериментальное исследование тепловых свойств горных пород в различных
термодинамических условиях /Б.А. Яковлев, А.А. Липаев, М.Р. Сингатуллин и др.
//Нефтяное хозяйство. — 1983. — №5. — С. 43—45.
Васильев Л.Л. Тепло-и массообмен в системах с пористыми элементами //Научн.
труды ИТМО. — Минск. 1981. — 213 с.
Тепло- и массоперенос в дисперсных системах — Минск: ИТМО, 1982. — 184 с.
Тепло- и массоперенос в телах и системах при различных граничных усло-
виях — Омск: ОПИ, 1984. — 124 с.
Влияние флюида на коэффициент теплопроводности горных пород при пласто-
вых давлениях и температурах /Х.И. Амирханов, В.В. Суетное, Х.А. Гаирбеков и др.
//Мат. Всес. сов. „Тепловое поле Земли". Махачкала. — 1979. — Т.П. — С. 22—25.
Лыков А.В. Тепломассообмен. Справочник. М.: Энергия, 1978. — 479 с.
Дульнев Т.Н. Коэффициенты переноса в неоднородных средах. Теплофизические
свойства веществ. Учебное пособие — Л.: Б.И., 1979. — 64 с.
Теплопроводность и конвективный теплообмен — Киев: Наукова Думка,
1980. - 107 с.
Дмитриев А.П., Гончаров С.А. Термодинамические процессы в горных поро-
дах. — М.: Недра. 1983. — 312 с.
Термические свойства водо- и нефтенасыщенных осадочных и изверженных гор-
ных пород /Е.А. Любимова, А.И. Масленников. Ю.А. Ганиев. Acta geophysica polo-
nica, 1978, vol. XXV, №4, p. 273-286.
Сидоров Л.М. Тепловые свойства пород и породообразующих минералов при
высоких температурах //Геология и геофизика. — 1979. — № 6. — С. 51 —59.
Бесконтактное определение температуры и тепловых свойств грунтов /Ю.А. По-
пов, В.Г. Семенов, В.М. Коростелев и др. //Метеорология и гидрология. — 1983. —
№9.- С. 106-110.
Теплообмен и теплофизические свойства веществ — Киев: Наукова Думка,
1984. - 152 с.
Измеритель теплопроводности ИТ—X—400. Инструкция по эксплуатации — Гос-
стандарт СССР, 1980. 39 с.
Измеритель теплоемкости ИТ—С—400. Инструкция по эксплуатации — Госстан-
дарт СССР, 1980. 42 с.
Николаев Г.А., Николаев Н.Г. Установка для исследования теплофизических
свойств горных пород методом тепловой емкости в лабораторных условиях. //Физи-
ческие процессы горного производства — Л. — 8ып. 2. — 1975. — С. 3—6.
Гордиенко В.В., Кутас Р.И. Методика изучения тепловых свойств горных пород
и расчет величины теплового потока Крыма //Геоф. сборник АН УССР. — Вып. 24. —
1978. - С. 61-72.
Цифровой измеритель теплопроводности/ В.В. Курепин, В.М. Козин, Ю.В. Левоч-
кин и др. //Заводская лаборатория. — 1981. — №7. — С. 44—46.
К измерению теплопроводности твердых тел методом зонда/ П.А. Витязь,
В.К. Шеляг, Ю.П, Сань ко и др. //Заводская лаборатория. — 1981. — № 12. — С. 52—54.
Определение коэффициента теплопроводности горных пород в естественном
залегании/А.С. Моисеенко, Л.Ф. Пузырев, А.М. Лукьянов и др. //Известия 8УЗ. Сер.
геология и разведка. — 1979. — № 4. — С. 158—161.
Эгерер Ф. Новый метод для измерения теплофизических характеристик горных
пород в естественных условиях //Геофизический сб. АН УССР. Вып. 49. — 1978. —
С. 37-41.
Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии — М.:
Недра, 1983. — 189 с.
Исследование взаимосвязи между коэффициентом теплопроводности и удель-
ным электрическим сопротивлением горных пород осадочного комплекса ДДВ/
В.В. Бабаев, Ю.С. Зестежко, Т.А. Сергеева. Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение
и разработка газовых месторождений. ВНИИЭГазпром. — 1981. Вып. 24. — С. 1—4.
ffaXHOe В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и неф-
тегазонасыщения горных пород — М.: Недра, 1975. — 343 с,
Instrument to measure the thermal conductivity of gases / I. De Grot, I. Kestin, H. So-
okiazian// Physica 1974. — Vol. 75. P. 454—482.
154
Prediction of thermal conductivity in rocks from other physical parameters and from
standard geophysical well logs. R. Goss, I Combs, A. Timur //Transactions of the SPWZA
16 Annual Logging symposium. — Houston. Texas. — 1975. P. 1—19.
Probe for determination of thermal conductivity H Villinger, J. Behnns, В Roters,
UK Patent Application, GB, No 2071319 A, 1981
Birch F, Energetics of core formation — Ibid., 1965 Vol. 70, No 24, p 6217—6221
Somerton W. H. Thermal properties of hydrocarbon bearing rocks at high tempera-
tures and pressures. College of Engineering University of California, Berkley, 1973, p. 51
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие	2
Глава 1 Факторы, определяющие теплофизические свойства горных по
род	5
Зависимость теплофизических свойств горных пород от термоаинами
ческих параметров среды	$
Зависимость тепловых параметров от физических свойств горных пород
Глава 2 Методы измерения теплопроводности горных	пород	22
Методы стационарного теплового режима	23
Методы нестационарного теплового режима	29
Методы квазистационарного теплового режима
Методы монотонного режима	3g
Способы измерении теплопроводности горных пород	в	скважинах	53
Глава 3 Исследование корреляционных связей между тепловыми, электри
ческими, емкостными и	фильтрационными	параметрами горных пород	gg
Песчаники	53
Алевролиты	7g
Ангидриты	7g
Аргиллиты	80
Доломиты	22
Глава 4 Прогнозирование теплопроводности горных пород по данным гео
физических методов исследования скважин	26
Приложение	дд
Список литературы	153
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
Вадим Васильевич Бабаев
Виталий Федорович Будымка
Татьяна Александровна Сергеева
Михаил Андреевич Домбровский
ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Редактор издательства М. И. Черникова
Обложка художника И.А. Спюсарева
Художественный редактор В.В. Шутько
Технические редакторы Я. Н. Фомина, Н.С. Анашкина
Корректор М.Е. Лукина
Оператор О. М. Карабанова
И Б №6281
Подписано в печать 06.04.87.	Т—01773.	Формат 60x90 1/, 6.
Бумага офсетная № 1.	Набор выполнен не наборно-пишущей машине.
Гарнитура „Универе".	Печать офсетная.	Усп.пач.п. 10,0.
Усл.кр.-отт. 10,37.	Уч.-изд.п. 11,68.	Тираж 1520 экз.
Заказ 277.	/499-5.	Цена 70 коп.
Ордена „Знак Почета” издательство „Недре"
125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.
Тульская типография Союзполиграфпрома при Государственном комитете CCCi
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли,
300600, г. Тула, проспект Ленина, 109.
ВНИМАНИЮ СПЕЦИАЛИСТОВ!
В издательстве „Недра"готовятся к печати
и выйдут в свет новые книги
БАЛЫБЕРДИНА И.Т.
Физические методы переработки и использование газа: Учебник для вузов. 18 п.
90 к.
Изложена теория массопередачи, описаны массообменные процессы и аппараты,
методы и технологические схемы переработки природного и нефтяного газов и га-
зового конденсата. Рассмотрены способы извлечения из газовой фезы товарных про-
дуктов: топливного газа высокого давления, широкой фракции легких углеводоро-
дов, стабильного конденсата, сжиженных газов, этана, пропана, бутана, серы, одоран-
тов, приведены их свойстве и направления использования в неродном хозяйстве.
Для студентов нефтяных вузов и факультетов, обучающихся по специальности
„Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторож-
дений".
Плен 1988, №278
БЕРЕЗИН В.Л., ГРОМОВ Н.И.
Поточное строительство магистральных трубопроводов. 19 л. 1 р. 50 к.
Даны основы автоматизированного проектирования строительства магистраль-
ных трубопроводов. Рассмотрена методика машинного проектирования поточного
строительства отдельных трубопроводов и сооружаемых в общем коридоре. Впер-
вые изложены такие задачи, как формирование модели местности при строительстве,
распределение ресурсов по трассе, прогнозирование основных показателей строи-
тельного производства.
Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектиро-
вания, строительства и эксплуатации трубопроводов, а также организацией трубопро-
водного строительства.
План 1988, № 325
ОХРАНА труда при строительстве объектов нефтяной и газовой промышлен-
ности: Справочник/Карташев Г.И., Богданов Ю.М., Благовещенский А.В. и др. 35 л.
2 р. 10 к.
Приведены сведения по охране труда на общестроительных работах магистраль-
ных трубопроводов, при погрузочно-разгрузочных операциях, на монтаже технологи-
ческого оборудования, при эксплуатации и ремонте строительных машин и т.д. От-
мечены особенности строительства нефтегазовых объектов на Крайнем Севере и в
Средней Азии. Изложены общие эргономические требования, а также вопросы по
производственной санитарии.
Для инженерно-технических работников научно-исследовательских, проектно-
конструкторских и производственных организаций Мингазстроя, Миннефтепрома,
Мингазпрома.
План 1988, № 343
ТЕЛЕГИН Л.Г., КИМ Б.И., ЗОНЕНКО В.И.
Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов:
Учеб, пособие для вузов. 15 л. 50 к.
Рассмотрены основные принципы рационального использования природных ре-
сурсов, взаимодействие компонентов окружающей среды и объектов транспорта и
хранения нефти и газа в процессе их строительства и эксплуатации. Описаны методы
выбора конструктивных, технологических и организационных решений, снижающих
отрицательное воздействие на окружающую среду. Приведены экономико-математи-
ческие модели для прогнозирования влияния сооружений газонефтепроводов на при-
родные компоненты.
Для студентов вузов, обучающихся, по специальностям „Сооружение газонефте-
проводов, газохранилищ и нефтебах" и „Проектирование и эксплуатация газонефте-
проводов, газохранилищ и нефтебаз".
План 1988, № 340
ШУСТЕФ И.Н.
Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных место-
рождений. 15 л. 75 к.
Рассмотрены особенности и эффективность разработки нефтяных месторожде-
ний в различных горно-геологических условиях при законтурных и внутриконтур-
ных системах заводнения. Приведены критерии их выбора для месторождений с
разными геолого-физическими параметрами. Показано влияние Давления нагнетания
на показатели разработки, а также уплотнения сетки скважин на темпы отбора нефти
и конечную нефтеотдачу пластов. Впервые даны критерии и оценена эффективность
прекращения закачки воды в пласт на поздней стадии разработки-
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием раз-
работки нефтяных месторождений и добычей нефти.
План 1988, № 275
ЭКОНОМИКА нефтегазового строительства: Справочное пособие/Чирсков В.Г.,
Анпиловов Ю.Р., Борейко С.К. и др. М.: Недра, 1988 (IV кв). 30 л. 1 р. 80 к.
Показана роль капитального строительства в экономике и формировании ос-
новных производственных фондов нефтегазового комплекса (НГК). Определены
объемы капитальных вложений в НГК, сроки строительства. Подчеркнуты особен-
ности строительно-монтажных работ и применяемой техники. Обобщены вопросы
программно-целевого управления отраслевой экономикой строительства объектов
НГК. Рассмотрены задачи ценообразования, перспективного и текущего планиро-
вания, материально-технического снабжения и т.д.
Для экономистов, инженерно-технических работников, занимающихся планово-
экономической работой, организацией строительно-монтажных работ, оценкой эко-
номической эффективности капитальных и текущих затрат на строительство
объектов НГК.
План 1988, №203
Интересующие Вас книги можно приобрести или заказать в магазинах
книготорга, распространяющих научно-техническую литературу, и в
магазинах — опорных пунктах издательства „Недра", адреса которых при-
ведены в аннотированном плане выпуска, а также через отделы „Книга —
почтой" магазинов:
№ 115—117334, Москва, Ленинский проспект, 40. Дом научно-техни-
ческой книги;
№ 17-199178, Ленинград, В.О., Средний проспект, 61.
ИЗДА ТЕЛЬСТВО „НЕДРА