Главная
Новости
Строительство
Ремонт
Дизайн и интерьер
Строительная теплофизика
Прочность сплавов
Основания и фундаменты
Осадочные породы
Прочность дорог
Минералогия глин
Краны башенные
Справочник токаря
Цементный бетон




13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017





Яндекс.Метрика
         » » Оценка давлений и плотности рудообразующих флюидов

Оценка давлений и плотности рудообразующих флюидов

12.09.2017

Из всего сказанного ранее и на основании рис. 14.2 ясно, что температура гомогенизации включений даже при известном составе раствора не может служить одновременно для оценки температуры и давления минералообразования. Один из этих параметров может быть найден, если известен другой. Давление обычно оценивается по геологическим данным о мощности перекрывающей толщи во время формирования месторождения, причем полагают, что оно равно литостатической или гидростатической нагрузке. Найденное таким образом давление затем используется для расчета поправки на давление к температурам гомогенизации вместе с данными по составу растворов.
В действительности флюидные включения могут непосредственно дать хотя бы некоторые значения давлений минералообразования. Очевидно, давление пара раствора при температуре гомогенизации включения соответствует нижнему пределу. Его можно оценить согласно данным системы NaCl—H2O и независимым ориентировочным данным по составу, полученным, например, криометрически. Такие значения давления затем можно использовать для установления минимальных глубин по величинам гидростатических давлений для колонок вскипания или с введением представительных величии геотермических градиентов. Если присутствуют двуокись углерода и другие газы, давления должны быть еще больше. Когда минералы-узники (особенно NaCl) содержатся во включениях, минимальное давление можно определить по их растворению с учетом данных Кивила, показанных на рис. 14.5.

Если минерал-хозяин образовался из гетерогенной системы, состоящей из двух известных, практически несмешивающихся флюидных фаз, каждая из которых захватывалась одновременно, но разными включениями, давление и температура могут быть определены по точке пересечения соответствующих изохор на диаграмме P — T рассматриваемых систем. Этот метод наиболее часто применялся к парам включений, содержащих CO2 и H2O. Точность его тем ниже, чем меньше угол между двумя нужными изохорами. Намного более необходимые количественные ограничения вносятся обязательными допущениями о синхронности образования и о составе флюидов во включениях. В частности, к очень большим ошибкам может привести взаимная растворимость CO2 и H2O (рис. 14.7). Хотя включения нефти и рассолов на практике еще не использовались, а они очень характерны для месторождений типа долины Миссисипи, с ними связаны большие возможности, обусловленные значительным различием величин сжимаемости и, вероятно, низкой взаимной растворимостью.
Температуру и давление можно определить и в том случае, когда две флюидные фазы из гетерогенной системы с частичной смесимостью захвачены в различных соотношениях различными включениями. Так, Смит и Литтл предложили использовать включения имеющих сольвус гетерогенных систем, подобных H2O — CO2, в качестве геотермометра, не требующего поправок на давление. Однако сложность наблюдения может этому помешать.
Если включения образовались из гомогенной флюидной смеси CO2 и H2O, все одновременно захваченные включения будут иметь одинаковое соотношение фаз. Это наблюдалось довольно часто и по крайней мере позволяет наметить некоторые крайние пределы для возможных значений давления и температуры при использовании данных по смесимости в этой системе, графически показанных на рис. 14.7. Из диаграммы ясно, что значительная смесимость CO2 и H2O при температурах выше 200° С осложняет выяснение условий формирования включений с заданным отношением СО2/Н2О. Поскольку растворимость в водной фазе существенно уменьшается при добавлении 20 или даже 6 вес. % NaCl, возможность использования таких включений соответственно возрастает.
В отличие от оценки давлений и температур флюидные включения дают возможность достаточно точно и надежно оценивать плотности рудообразующих флюидов, и никакого другого подобного источника информации такого рода, по-видимому, нет. Если определены относительные объемы кристаллической, жидкой и газовой фаз при комнатной температуре с использованием таблитчатых, плоских или геометрически правильных включений, можно рассчитать плотность первоначально гомогенного флюида. Объемные изменения под влиянием внешнего и внутреннего давления и объемного расширения минерала-хозяина незначительны по сравнению с влияниями особенностей состава и ошибок в измерении объемов фаз. Как установлено при изучении большого количества включений с одинаковым малым соотношением жидкость/газ, некоторые месторождения образовались из флюидов очень низкой плотности — меньше 0,5 г/см3. Даже при такой низкой плотности определенно могут быть значительная растворимость и диссоциация растворенных солей. Многочисленные сообщения о чисто газовых включениях в некоторых образцах не означают, однако, что эти минералы образовались из среды с такой низкой плотностью, поскольку при кипении или вскипании может быть захвачена только газовая фаза.
С другой стороны, некоторые флюидные включения с крупными минералами-узниками характеризуются очень высокой плотностью, равной 1,5 г/см3 (например, во включении из Бингема, Юта, при нормальной температуре 50% жидкости, 40% кристалла NaCl и 10% газовой фазы). В большинстве случаев гидротермальные рудные месторождения образовались из флюидов с плотностью 0,5—1,0 г/см3 или несколько выше. Такие измерения плотности имеют значение потому, что плотность играет большую роль в контроле и предотвращении циркуляции и смешения горячих рудоносных рассолов с залегающими выше холодными пресными водами с плотностью, равной 1,0.