Курилович Валентина Валериевна

ВСТУП

Актуальність проблеми. Вугільна промисловість є однією з основних галузей топливно-енергетичного комплексу країни. Існує потреба у її подальшому розвитку, технічному переозброєнні та реконструкції гірничовидобувних підприємств.
Особливої уваги за умов подальшого розвитку вугільної промисловості потребує рішення соціальних задач, у тому числі покращення умов праці і техніки безпеки під час підземного видобутку корисних копалин, а також проблеми комплексного освоєння вугільних родовищ як газово-вугільних.
Перспективи підтримання видобутку вугілля Державного підприємства «Донецька вугільна енергетична компанія» (ДП «ДВЕК»), до складу якого входять 6 шахт (з них шахти №17-17 біс та ім. М. Горького є такими, що закриваються) пов’язані з проектом збільшення участі у вуглевидобутку ДП «ДВЕК» шахти
ім. О. О. Скочинського (як за рахунок закриття шахт, так і за рахунок реалізації проекту збільшення потужності з 0,7 до 0,9 млн. т/рік). Відносна участь у вуглевидобутку ДП «ДВЕК» шахти ім. О. О. Скочинського у 2007 р. склала 25,68%.
Поле діючої шахти ім. О.О. Скочинського ДП «ДВЕК» розташоване в західній частині Донецько-Макіївського геолого-промислового району, на території Мар’їнського адміністративного району Донецької області та Кіровського, Петровського, Куйбишевського районів м. Донецька.
Шахта розташована в південному крилі Кальміус-Торецької улоговини, у висячому крилі Центрального насува. Структура – похила монокліналь (7°-16°) з північним напрямком падіння. По діагоналі шахтне поле розірване Мушкетівським насувом з амплітудою 5–163 м, решта порушень - дрібноамплітудні, загасають на глибину.
З 6-ти пластів світи С²₃ розробляється потужний (1,34 м) витриманий пласт h¹₆; решта пластів здебільшого тонкі, невитримані. За глибиною залягання (1000-1600 м) шахтне поле належить до 2 групи геологічної складності.
Виробнича потужність шахти за товарним вугіллям 0,7 млн. т, шахта рентабельна. Весь видобуток діючої шахти використовується для коксування. Шахта ім. О. О. Скочинського згідно із щорічними наказами Держпромгірнагляду небезпечна по раптових викидах вугілля, породи і газу.
Безпечне ведення робіт на шахті потребує детального вивчення гірничо-геологічних умов експлуатації, в тому числі вивчення і прогнозу газодинамічних явищ вугленосної товщі поля шахти ім. О. О. Скочинського. Великого значення набуває питання комплексної розробки вугільних родовищ як газово-вугільних і раціонального використання звільненого під час видобутку вугілля газу.

Ціль роботи – вивчення газодинамічних явищ у вугленосній товщі поля шахти ім. О. О. Скочинського як наслідку її підвищеної метанозбагаченості.

Головні задачі досліджень:

Об’єкт дослідження: вугленосна товща поля шахти ім. О. О.Скочинського.

Предмет дослідження: геодинамічні явища вугленосної товщі.

Методи дослідження:

Наукова новизна отриманих результатів:

Практична цінність роботи полягає:

1. СТАН ВИВЧЕНОСТІ ПИТАННЯ. ВИЗНАЧЕННЯ РЕГІОНАЛЬНИХ І ЛОКАЛЬНИХ ФАКТОРІВ ПІДВИЩЕНОГО ВМІСТУ ГАЗУ У ВУГЛЕНОСНІЙ ТОВЩІ

Геодинамічними явищами називають процеси, що відбуваються в будь-якій частині системи „Земля”. У вугленосній товщі вони представлені газодинамічними явищами, тобто рухом гірничих порід, газів і рідини поблизу гірничих виробок, який супроводжується динамічним ефектом, виникає раптово і відбувається з високою швидкістю.
Виникнення газодинамічних явищ пов’язано з газонасиченістю вугленосної товщі, а утворення газів - з особливостями процесу вуглеутворення.
Значний вклад у вивчення газоносності вугленосних басейнів і родовищ зробив доктор геолого-мінералогічних наук, професор Кравцов А. І. і доктор технічних наук Лідін Г. Д. Впливу різноманітних геологічних факторів на газоносність вугільних пластів і порід, що вміщують вугілля присвячені також роботи таких дослідників, як Айрані А.Т., Бакалдіна А. П., Білоконь В. Г., Бріжаньов К. І., Голубєв А. А., Джамалова Х. Ф., Дмітрієв А. М. тощо.

На думку Кравцова А.І. на розподіл природних газів у вугленосній товщі впливають дві групи факторів. До першої групи належать: історико-геологічні умови розвитку родовища, метаморфізм і речовинний склад вугілля, вугленасиченість стратиграфічного розрізу і тектонічні умови, що проявляються здебільшого у регіональному плані. До другої групи факторів, що обумовлюють здебільшого газо геологічні обставини у межах конкретних шахтних полів, віднесені: тектонічні умови (локальні), глибина (стратиграфічна і абсолютна) залягання пластів, гідрогеологічні, геотермічні і геокріологічні умови, потужність і склад покрівних відкладень, магматизм і рельєф земної поверхні. Підчас даних досліджень було встановлено, що газоносність вугільних пластів і порід, що вміщують вугілля, поля шахти ім. О. О. Скочинського також визначається комплексом факторів. Ступінь впливу кожного з них на природну газоносність вугленосних відкладень шахтного поля різний. Дія різних факторів, як правило, переплітається, утворюючи результуючу. Особливості проявів і ступінь впливу кожного з геологічних факторів на метаноносність вугільних пластів і порід, що вміщують вугілл я, будуть розглянуті більш детально нижче за текстом.

2. РЕГІОНАЛЬНІ ГЕОЛОГІЧНІ ФАКТОРИ

2.1 Історико-геологічні умови розвитку Донецького басейну

На думку Кравцова А. І. і Єфремова А. И. історико-геологічні умови розвитку вугільних басейнів і родовищ визначаються трьома основними процесами, від характеру протікання яких залежить сучасний розподіл газів у вугіллі і породах:

Професор Кравцов А. І. розглядав історію розвитку Донецького басейну як основний фактор, який визначає сучасний розподіл газів вугільних родовищ, оскільки воно було пов’язане з двома причинами: ступенем метаморфізму вугленосної товщі (генерація газів) і умовами дегазації. Ці висновки повністю відносяться і до шахтного поля, оскільки воно є невід’ємною частиною Донецького басейну. Висока вугленасиченість кам'яновугільних відкладень світ С²₃-С²_3-1 сприяло генерації значних об’ємів вуглеводневих газів підчас катагенетичних змін порід родовища (метаморфізму вугілля). Відсутність в геологічному розрізі на території досліджень потужних товщ пізнього палеозоя і раннього мезозоя, а також залягання крейдових, а місцями і кайнозойських покладів безпосередньо на розмитій поверхні карбону свідчить про значну тривалість ерозійних циклів і дегазації вугленосних товщ. У меза-кайнозойський час відбувалося перекриття вугленосних покладів товщею крейдового, палеогенового і неогенового віку. Одночасно відбувалася активізація тектонічних рухів і процесів метаморфізму. Ці процеси призвели до зберігання, а можливо в деяких випадках і регенерації зони метанових газів у вугленосній товщі ділянки. Таким чином, історико-геологічні умови сформували загальні закономірності генерації і розподілу природних газів вугленосної товщі поля шахти ім. О. О. Сочинського на протязі його геологічного розвитку – з моменту накопичення вугленосних товщ і початку процесів угліфікації до теперішнього часу.

2.2 Метаморфізм вугілля

Більшість геологів під терміном метаморфізм вугілля розуміють комплекс постдіагенетичних змінень вугільної речовини у термобаричних і геохімічних умовах зон ката- і метагенезу. Згідно з сучасними науковими уявленнями визначаючим типом метаморфізму в Донбасі є регіональний метаморфізм вугілля, що протікає безперервно (полістадійно). Згідно з даними Левенштейна М. Л., повний градієнт метаморфізму визначається по зміненню вихода летких речовин. Для найбільш розповсюджених марок вугілля басейну він складає: для марки Г – 0,7% на 100 м; для марок Ж, К, ОП – 1,8% на 100 м. Градієнт метаморфізму, що визначається по зміненню вмісту вуглеводню, в області марок Г – Ж складає 0,6 – 0,5% на 100 м. На шахтному полі, як і в інших районах і басейнах, ступінь регіонального метаморфізму вугілля в кожній конкретній точці збільшується від стратиграфічно більш високих горизонтів до низьких. В усіх вугільних басейнах і родовищах, при інших рівних умовах, зі зростанням ступеня метаморфізму спостерігається збільшення газоносності вугільних пластів. Це пов’язано зі зростанням масштабів генерації вуглеводневих газів, сорбційної здатності вугілля і зниженню їх газопроникливості. На полях Петровської групи шахт простежено збільшення природної газоносності вугільних пластів з підвищенням ступеня метаморфізму, підпорядковане загальнобасейновим закономірностям. За даними показних і умовно показних результатів визначень ГКВ на глибинах відносної стабілізації залежність природної газоносності від виходу летких речовин виражена рівнянням:

Х = -0,5067 Vdaf + 31,34, з коефіцієнтом кореляції 0,3639

3. ЛОКАЛЬНІ ГЕОЛОГІЧНІ ФАКТОРИ

3.1 Тектоніка

3.2 Літологічний склад порід, що вміщують вугілля

Породи, що вміщують вугілля, представлені переважно алевролітами, пісковиками, аргілітами і мають відносно високі фільтраційно-ємкісні властивості. Так, переважні значення загальної пористості на шахтному полі складають: у пісковиках 7-12 %, алевролітах 5-6 %, аргілітах 3-7 %, вапняках 0,7-3,7 %. Середні значення загальної пористості пісковиків світ С₅²-С₃² змінюються від 11,26 % на глибинах до 100 м, до 6 % на глибинах 700-800 м і 4,8-5,9 % на глибинах 1000-1300 м. Середні значення відкритої пористості та газопроникливість відповідно складають 10,36 % і 0,3 мД; 4,39 % і 0-0,2 мД; 3,2-4,4 % і 0,0007-0,003 мД при поодиноких збільшеннях до 0,2 мД. За даними документації газового режиму шахти ім. О. О. Скочинського і розрахунку МакНДІ газонадходження із вуглевміщуючих порід складають 28,6-29,7 % від загальних метанонадходжень на вугледобувних ділянках. У зв’язку з більш високими показниками колекторських властивостей пісковиків, останні можуть слугувати резервуарами природних газів, а алевроліти і аргіліти – покришками, що перешкоджають міграції вуглеводнів до денної поверхні.
Зі збільшенням глибини залягання спостерігається загальна тенденція погіршення колекторських властивостей порід у зв’язку зі зростанням ступеня їх катагенезу. На думку Кравцова А. І. і Єфремова К. А., літологічний склад порід, що вміщують вугілля, в умовах слабкого метаморфізму при простій тектонічній будові і положистому заляганні має особливе значення і визначає газонасиченість вугленосних відкладень родовища. Цей висновок підтверджується в умовах поля шахти ім. О. О. Скочинського. Переважання в розрізі вугленосної товщі алевролітів і аргілітів сприяє низькій дегазації і підвищеному вмісту газів у вугільних пластах і породах шахтного поля. Особливу роль у розподілі природних газів вугленосних відкладень поля шахти відіграють окремі потужні витримані горизонти пісковиків. На ділянці досліджень було виділено 4 горизонти найбільш перспективних пісковиків-колекторів.
Горизонт Н₆¹Sh₁₀^H (h₁₀^B) залягає в 0-15 м у підошві пласта h₁₀^B. Має відносно витриману потужність з мінімальними значеннями близько 5 м в районі головних стволів і на глибоких горизонтах східного крила шахти. На захід і схід потужність закономірно зростає до 20 і 25 м, відповідно. Середня потужність пісковика 10-11 м. Літологічно горизонт складено світло-сірими кварцевими (22-61/47,0 %) пісковиками, дрібнозернистими (0,08-0,35/0,13 мм), від масивної (площі максимальної потужності) до верствуватої текстури. На більшій частині шахтного поля пісковик одношаровий; в напрямку зниження потужності пісковик розпачковується з виклинюванням відокремлених прошарків. Коефіцієнт газонасичення Кг має величину, меншу від 0,5 (газо-водо- і водо-газоносний колектор) у центральній частині західної панелі і в полосі, що прилягає до зміщувача Мушкетівського насуву в лежачому крилі. На решті площі Кг > 0,50 (газоносний колектор). Моноклінальне залягання покрівлі ускладнено локальними синкліналями зі свердловинами в донній частині (із заходу на схід) №8834-8304; 1995-1949; 9143; 3123; та антикліналями (свердловини у склепінні – 9035; 8704-8689).
Підошва пісковиків горизонту h₆¹SH₅⁰ залягає в 11,5 м від покрівлі пласта h₆¹. Інтервал закономірно збільшується від 3,5-5 м на заході до 10-21 м на сході і глибоких горизонтах шахтного поля. Має відносно витриману потужність 8-10 м, з незакономірно розповсюдженими локальними зонами виклинювання (по окремих свердловинах із заходу на схід 2735, 8383, ДМ-2050) або збільшення потужності (свердловини 8561, 8309, 8773, 8984, 3933) до 15-27,2 м.
Літологічно горизонт складений світло-сірими кварцевими (30,3-58/44,2 %) пісковиками, середньозернистими (0,23 мм), від масивної до верствуватої (при зниженні потужності) текстури. На більшій частині шахтного поля пісковики одношарові; на відокремлених ділянках в підошві вапняка Н₅⁰ залягає шар пісковиків потужністю до 2-3 м, який відділено від основної верстви алевролітами потужністю до 5 м. Газо-водоносний (водо-газоносний) колектор з Кг < 0,5 розповсюджений у західному крилі шахти, на площі мінімальних потужностей пісковика. У східному крилі шахти колектор газоносний. Моноклінальне залягання покрівлі ускладнено локальними структурами, розташування яких узгоджується зі структурами покрівлі пісковика h₅Sh₆¹ і вугільного пласта h₆¹. Локальні синкліналі відзначені в районі свердловин (із заходу на схід) 8834-8334, 9143; антикліналі, відповідно, по свердловинах 3016, ДМ-2039-ДМ-2042, 8704, 3065.
Горизонт h₅Sh₆¹ залягає в 0-6 м у підошві пласта h₆¹. Має витриману потужність, яка зростає у східному напрямку. У західній частині має мінімальну потужність (свердловина №8466). На схід від контуру розщеплення пласта h61 потужність складає 30-65 м у лежачому крилі Мушкетівського насуву, з максимумом 70 м в районі головних стволів шахти. У висячому крилі відбувається подальше зростання потужності від 50-55 м біля зміщувача, до 70-75 м біля східної границі; максимальне значення 85 м по свердловині 8689 відмічене в центрі східного крила шахти. Літологічно горизонт складений світло-сірими кварцевими (32-78/55,8 %) пісковиками, дрібнозернистими (0,07-0,48/0,20 мм), масивної текстури. Прошарки алевролітів поодинокі та більш розвинені на площі розповсюдження пластів h₆^1B - h₆^1H. У західній частині шахтного поля колектор газо- водоносний (водо-газоносний) з тенденцією зменшення Кг в напрямку зменшення потужності пісковика. На решті площі колектор газоносний з Кг > 0,5. Тривимірне зображення газонасиченості пісковика на полі шахти
ім. О. О. Скочинського Моноклінальне залягання покрівлі ускладнено локальними синкліналями зі свердловинами у донній частині (із заходу на схід) 8466, 1995-8984, 9143, ДМ-2050, 3933; локальними антиклінальними структурами зі свердловинами у склепінні 8288-3016, ДМ-2039-ДМ-2042, 8704, 3065.
Покрівля пісковика h₃Sh₄ залягає на відстані 40-55 м від пласта h₃ на заході та 57,5-62,5 м – на сході шахтного поля. На основній частині площі розповсюдження пісковика він залягає за межами 30-ти кратної потужності пласта h₃ в його покрівлі. Однак відсутність у покрівлі інших об’єктів дегазації потребує оцінки ресурсів у пісковику, як у найближчому шарі порід з коефіцієнтом міцності по Протод’яконову > 7. Середня потужність пісковика складає 12 м із закономірним зменшенням від 15-25 у західної, до повного виклинювання біля східної границі шахтного поля. Повному виклинюванню передує виклинювання по окремих свердловинах (ДМ-2044, ДМ-2051 та інші). У центральній частині шахтного поля на окремих незначних площах (свердловини 8292, 8903 та інші) потужність пісковика збільшується до 35-37 м за рахунок розмиву пласта h₄. Літологічно горизонт складається світло-сірими кварцевими (49-66/55,6%) пісковиками, дрібнозернистими (0,09-0,19/0,13 мм), в основному верствуватої текстури. На більшій частині шахтного поля пісковики одношарові. На всій площі шахтного поля колектор газоносний з Кг > 0,5. Моноклінальне залягання покрівлі ускладнено локальними синкліналями зі свердловинами у донній частині (із заходу на схід) 8466, 8355-8324, 1066-ю, 3087; локальними антиклінальними структурами зі свердловинами у склепінні 3016-9035, ДМ-2042, 8704, 3687-3717.
Отже, газоносність потужних витриманих горизонтів пісковиків пояснюється міграцією вуглеводневих газів у середовище з кращими колекторськими властивостями. Одночасно сприятливі структурні умови перешкоджають дегазації вугленосної товщі в цілому і сприяють концентруванню метану в ловушках різного типу з утворенням скупчень вільних вуглеводневих газів. Це підтверджує наявність мікропокладів метану у склепіннях локальних антиклінальних структур, які визначаються за допомогою розрахункових методів. Виявити замкнені локальні антиклінальні та синклінальні структури пісковиків вугленосної товщі допомагає побудування карт газонасиченості за даними геофізичних досліджень свердловин. У підсумку слід відмітити, що літологічний склад порід, що вміщують вугілля, при простій тектонічній будові і положистому заляганні вугленосної товщі відіграє значну роль у розподілі природних газів вугленосних відкладень поля шахти ім. О. О. Сочинського. Переважання в розрізі вугленосної товщі алевролітів і аргілітів сприяє низькій дегазації і підвищеному вмісту газів у вугільних пластах і породах шахтного поля. Важливу роль у розподілі природних газів шахтного поля відіграють пісковики. Вони мають високі показники колекторських властивостей і у сприятливих структурних зонах є резервуарами скупчення малих покладів вільних вуглеводневих газів.

3.3 Глибина залягання пластів

На полях Петровської групи шахт, як і в інших родовищах і басейнах спостерігається закономірне зростання метаноносності вугільних пластів зі збільшенням стратиграфічної і абсолютної глибини їх залягання. Однак характер зміни газоносності вугілля з глибиною на різних площах відрізняється і пояснюється дією інших факторів: тектонікою, метаморфізмом вугілля, літологічним складом порід, що вміщують вугілля, тощо. Взагалі ж від верхньої межі зони метанового вивітрювання (глибини 150 - 300 м) до глибин 500 - 600 м метаноносність інтенсивно зростає. При більшому заглибленні зростання метаноносності уповільнюється і відносно стабілізується. Однак, повна стабілізація газоносності вугільних пластів в умовах глибин шахтного поля не досягається. 96 % шахтного поля розташовано в інтервалі глибин 850-1600 м. За даними Лідіна Г.Д. і Кравцова А.И. сорбційна металоємність регіонально метаморфізованого вугілля досягає розмірів, близьких до максимуму, на глибині 800 – 1000 м від верхньої границі метанової зони (в умовах шахтного поля це глибина 1000 – 1200 м), а загальна металоємність вугілля, як сумарний об’єм метану в сорбованому і вільному стані, збільшується з глибиною до 1400 м нижче верхньої границі метанової зони (приблизно 1600 м).Згідно з дослідженнями Зільберштейна М. І., відносно повне насичення (до 85 – 90%) вугілля метаном у процесі сорбції спостерігається при тиску 5 – 6*10⁵Па. Підчас підвищення тиску більше 6*105Па металоємність зростає ще на 10 – 15%. Подальше зростання тиску – більше 10*10⁵Па – не дає значного приросту металоємності (3 – 5%). За даними американських дослідників (Ruppel і ін.), які проводили іспит при тисках до 150*105Па (глибина залягань приблизно 1500 м), а декілька вимірів навіть при 240*10⁵Па, повного насичення досягти ще не вдалося. Таким чином, у зв’язку з постійним ростом металоємності вугілля (як суми сорбованого і вільного газу) при термодинамічних умовах глибин до 2000 м стабілізації метаноносності вугільних пластів в умовах глибин шахтного поля (головним чином до 1600 м) не відбувається. Отже, глибина залягання пластів – це важливий фактор газоносності вугленосної товщі. Змінення метаноносності вугільних пластів на шахтному полі з глибиною підпорядковане загальнобасейновим закономірностям. Одночасно характер змінення вугілля з глибиною знаходиться під впливом інших факторів: тектоніки, метаморфізму тощо.

3.4 Вугленосність стратиграфічного розрізу і речовинний склад вугілля

Значна вугленасиченість стратиграфічного розрізу є непрямою ознакою умов, сприятливих для утворення і зберігання газів в період формування родовища...

4. ПЕРСПЕКТИВНА ОЦІНКИ ГЕОЛОГІЧНИХ ЗАПАСІВ МЕТАНУ З УРАХУВАННЯМ ВСТАНОВЛЕНИХ ОСОБЛИВОСТЕЙ ЙОГО РОЗПОДІЛУ У ВУГЛЕНОСНІЙ ТОВЩІ

Підчас оцінки запасів вуглеводневих газів необхідно ураховувати особливості розподілу геологічних запасів метану по площі. При наявності замкнених локальних антиклінальних та синклінальних структур підрахунок проводиться окремо на площах склепіння локальних антиклінальних структур, які визначаються за допомогою розрахункових методів. Виявити хвилястий характер залягання пластів вугілля і порід вугленосної товщі може побудування карт газонасиченості за даними геофізичних досліджень свердловин. Обробку матеріалів геофізичних досліджень у свердловинах доцільно виконувати із застосуванням однієї з комп’ютерних технологій, наприклад „Геопошук”. Підрахунок малорухливих та вільних газів, що знаходяться на площі локальних структур, пропонується виконувати по формулі (4), що рекомендована для об’ємного методу підрахунку, з урахуванням природних термо- і газодинамічних умов, колекторських властивостей пісковиків та характеру їх насичення.

Vп = S * Н * Kп * Кг * (Pп* 1/Zп – Pк* 1/Zк) * f * n, де

ВИСНОВКИ

1. Инструкция по изучению и оценке попутных твердых полезных ископаемых и компонентов при разведке месторождений угля и горючих сланцев – М.: ГКЗ СССР, 1987. – 136 с.
2. Методическое руководство по оценке ресурсов углеводородных газов угольных месторождений как попутного полезного ископаемого – М.: Мингео СССР, 1988.
3. Інструкція по підрахунку запасів та оцінці ресурсів газу (метану) вугільних родовищ України за результатами геологорозвідувальних робіт. Проект. – Київ: Держком природних ресурсів України, 2005. СОУ 10.1.00174088.001-2004 Дегазація вугільних шахт. Вимоги до способів та схем дегазації. – Київ, 2005. – 163 с.

Наведені матеріали не є остаточним варіантом магістерської роботи.