Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса

Гамов, Михаил Иванович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса
ВАК РФ 25.00.11, Геология, поиски и разведка твердых полезных ископаемых, минерагения

Автореферат диссертации по теме "Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса"

На правах рукописи

ГАМОВ МИХАИЛ ИВАНОВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ МЕТАНООБИЛЬНЫХ ЗОН УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ДОНБАССА

Специальность: 25.00.11 -

геология, поиски и разведка твердых полезных ископаемых; минерагения

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Ростов-на-Дону 2004

Работа выполнена в Ростовском государственном университете на кафедре месторождений полезных ископаемых геолого-минералогического факультета.

Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук

Труфанов Вячеслав Николаевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Череповский Виктор Фомич

доктор геолого-минералогических наук Погребное Николай Николаевич

доктор геолого-минералогических наук Журбицкий Борис Иванович

Ведущая организация: Институт проблем комплексного освоения недр

Российской академии наук, г. Москва

Защита состоится 17 ноября 2004 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 212.208.15 при Ростовском государственном университете по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет РГУ, ауд. 102.

Факс (8632) 22-57-01, e-mail - gamov@geo.rsu ru.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Ростовского государственного университета по адресу: 344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская 148.

Автореферат разослан октября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор

B.C. Назаренко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы: Россия обладает одним из крупнейших в мире минерально-сырьевых потенциалов энергоносителей. Номенклатура ископаемых энергоносителей, их качество, степень освоения запасов и направления использования оказывают непосредственное влияние на экономический потенциал страны и социальную направленность развития регионов. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородов характеризуется устойчивой тенденцией замедления темпов воспроизводства разведанных запасов. На эксплуатируемых месторождениях снижается доля высокопродуктивных объектов, особенно природного газа, что обусловлено, с одной стороны, интенсивной их выработкой, а с другой - открытием и вводом в эксплуатацию средних и мелких по масштабам залежей углеводородов, характеризующихся в основном наличием трудно извлекаемых запасов («тяжелые» нефти, низконапорный газ и др.). При этом новые месторождения зачастую расположены в сложных природно-климатических зонах и требуют значительных капитальных вложений в разработку. Вместе с тем все возрастающая потребность развивающейся экономики в энергоносителях, особенно в местах, удаленных от основных районов добычи природного газа, предопределяет необходимость вовлечения в топливно-энергетический баланс новых и нетрадиционных источников углеводородного сырья, среди которых важное место занимает метан угольных пластов.

Освоение метаноугольных месторождений определяется необходимостью и реальной возможностью снабжения населенных пунктов и промышленных предприятий традиционно угольных регионов собственным газовым сырьем (углеметаном), прогнозные ресурсы которого в Российской Федерации оцениваются в пределах 50-60 трлн м3. Вместе с тем в настоящее время попутное извлечение и утилизация этого важного вида энергетического сырья не превышают 50 млн м3 в год.

Решение проблемы освоения угольного метана как нетрадиционного полезного ископаемого приобретает в настоящее время еще большее значение в связи с тем, что более четверти действующих шахт России являются сверхкатегорийными по метану и опасными по внезапным выбросам угля и газа, и доля таких шахт с углублением горных работ постоянно увеличивается. Газовый фактор является серьезным препятствием на пути увеличения производительности труда шахтеров, улучшения состояния техники безопасности на шахтах и экологической ситуации в районах действующих и ликвидируемых угольных шахт.

Несмотря на актуальность этой проблемы, ей в течение многих лет не уделялось должного внимания. Добыча и утилизация угольного метана проводились в ограниченных объемах и, главным образом, в целях предотвращения внезапных выбросов угля, пород и газа.

Значительный опыт добычи угольного метана как самостоятельного полезного ископаемого имеется в ряде зарубежных стран (США, Германия, КНР, Австралия и др.), где проводятся широкомасштабные работы по извлечению углеводородных газов из угольных пластов на основе скважинных технологий. Так, например, в США было добыто в 2001 году более 40 млрд м3 угольного метана, причем в некоторых скважинах суточный дебит газа достигал 40 тыс. м3 и более, при средних значениях порядка 8-10 тыс. м3/сутки.

Промысловые работы по освоению ресурсов угольного метана в настоящее время проводятся на угольных месторождениях Украины и в Казахстане.

Соответствующие решения о разработке эффективных технологий добычи угольного метана были приняты на государственном уровне и в Российской Федерации. В утвержденной в 2003 году «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в качестве приоритетов государственной политики в

Í%

ц e'álfíe'ílMt^'ffigj^lSoTKá и внедрение новых

С.П i 09

эффективных экологически безопасных технологий добычи, производства, преобразования, транспорта и комплексного использования топливно-энергетических ресурсов, в том числе и технологий использования нетрадиционных (газогидраты, тяжелые нефти и битуминозные сланцы, метан угольных месторождений и др.) ресурсов углеводородного сырья». В связи с этим научно-исследовательские работы, связанные с проблемой извлечения и утилизации угольного метана, весьма актуальны.

Систематические исследования по этим направлениям начаты в 1995 году: ИПКОН РАН возглавил научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по проекту «Углеметан» НТП «Недра России». Работы по данной проблеме в настоящее время продолжаются при активном участии Геотехцентра-Юг РГУ в рамках проекта ФЦП «Приоритетные направления развития науки и техники на 2002-2006 годы» (раздел «Топливо и энергетика»).

Наиболее интенсивно работы по выявлению и оценке перспективных метаноуголь-ных объектов проводятся в Кузбассе и Восточном Донбассе, в недрах последнего сосредоточено более 500 млрд м3 угольного метана, что сопоставимо по масштабам с прогнозными ресурсами природного газа в этом регионе. Общий объем потребляемого природного газа на Юге России составляет 27 млрд м3 в год, из которых только 12,5% удовлетворяются за счет освоения газовых месторождений этого региона. Дополнительное вовлечение в топливный баланс ресурсов угольного метана Ростовской области имеет несомненную федеральную значимость и обусловливает необходимость развития научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по этой актуальной народно-хозяйственной проблеме, одним из важнейших аспектов которой является решение фундаментальных и прикладных задач, связанных с прогнозированием, обнаружением и геотехнологическим картированием.

Идея работы: В представленной диссертации рассмотрено преломление концепций метасоматоза для угольных месторождений при развитии процессов углеводородной флюидизации и возникновения аномальных скоплений угольного метана (метано-обильных зон), представляющих собой наиболее интересные, первоочередные в практическом плане, объекты.

Цель работы: Установление закономерностей формирования и геотехнологических особенностей метанообильных зон метаноугольных месторождений Восточного Донбасса и оценка перспектив освоения локализованного в них угольного метана как нетрадиционного вида углеводородного сырья.

Основные задачи исследования:

• анализ и обобщение современных представлений о флюидодинамических системах и их роли в формировании и преобразовании угольных месторождений;

• изучение геолого-структурных особенностей и проведение комплекса минерало-го-петрографических и термобарогеохимических исследований угольных пластов и углевмещающих пород в зонах тектонических нарушений и на предполагаемых участках их флюидогенной переработки; V

• разработка комплексной методики прогнозирования, обнаружения, оценки и классификации метанообильных зон в угольных пластах и вмещающих породах угольных месторождений;

• теоретическое и экспериментальное моделирование состояний систем «уголь -газ» и процессов взаимодействия углеводородно-водных флюидов с углями при повышенных РТ-параметрах, аналогичных геологическим условиям формирования метанообильных зон;

• разработка регламента и оборудования для проведения натурных испытаний методов интенсификации газоотдачи угольных пластов и углевмещающих пород на реперных объектах метаноугольных месторождений Донбасса;

• оценка перспектив освоения угольного метана В. Донбасса как нетрадиционного вида углеводородного сырья на основе результатов натурных испытаний вариантов скважинной технологии извлечения углеводородных газов из природных зон флюидизации на Краснодонецком метаноугольном месторождении.

Методы исследований: Перечисленные задачи решались в научно-методическом плане на основе фундаментальной концепции возникновения, развития и эволюции углеводородно-водных флюидодинамических систем в земной коре, принимающих участие в формировании угольных месторождений. Принципиально новым положением в этой концепции является признание ведущей роли процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей и вмещающих пород в формировании мета-нообильных зон в углепородных массивах. Методической основой проводимых теоретических и экспериментальных исследований является моделирование процессов образования и эволюции зон флюидизации метаноугольных месторождений, разработка и испытание в лабораторных и натурных условиях новых методов управляемой деструкции углей и методов интенсификации их газоотдачи.

Для решения конкретных задач автором был выполнен комплекс системных исследований, включающий полевые, лабораторные и экспериментальные работы, а также натурные испытания методов интенсификации газоотдачи угольных пластов, компьютерную обработку и интерпретацию полученных данных с использованием оригинальных методик полевых геолого-геофизических наблюдений, минералого-петрографичес-ких, геохимических, термобарогеохимических и других традиционных и специальных методов изучения углей и вмещающих пород, анализ и обобщение опубликованных и фондовых материалов.

Объекты исследований. Классическим полигоном для проведения намеченных исследований является Донецкий угольный бассейн, и особенно Восточный Донбасс, где широко представлены ископаемые угли различных степеней метаморфизации, подверженные локальным процессам углеводородной флюидизации в зонах тектонических нарушений и на участках проявления магматической и гидротермальной деятельности. Поэтому основной объем фактического полевого и каменного материала был получен на угольных шахтах Донбасса, что не ограничивает распространение выявленных закономерностей на другие угольные регионы с учетом геологической специфики последних.

В полевых условиях в период 1992-2003 годов автором было изучено более 50 пластопересечений в различных районах Донбасса. Наиболее детальные исследования проводились на шахтах «Ждановская» № 5, «Краснодонецкая», N8 17, «Центральная», «Штеровская» и др., относящихся к АО «Ростовуголь», «Донецкуголь», «Ок-тябрьуголь». Выборочно исследовались угольные пласты ряда месторождений других угольных бассейнов.

Эталонным объектом для развития работ был выбран Краснодонецкий полигон (В. Донбасс), где широко проявлены процессы углеводородной флюидизации и за период эксплуатации угольных месторождений было зафиксировано более 30 газодинамических явлений и внезапных выбросов угля и газа, часть из которых имела катастрофический характер, а среднегодовой дебит метана на шахтах № 17 и «Краснодонецкая» при проведении противовыбросных мероприятий достиг 6,5 млн м3. В 1996-2000 годах здесь автором выполнены детальные описания геолого-структурных условий возникновения и проявления газодинамических явлений, откартированы зоны флюидизации, проведено опробование до глубин 550-600 м продуктивных и непромышленных угольных пластов серии (т), вскрытых горными работами шахт N8 17 и «Краснодонецкая». В 2000-2003 годах на основании проведенных исследований определены места заложения первых тестовых скважин для перехвата дренирующихся токсичных газовых компонентов, осуществлено проектирование конструкции скважин и научное со-

провождение бурения. Разработана методика и проведены натурные испытания методов интенсификации газоотдачи угольных-пластов в выделенных зонах флюидиза-ции по разрезу тестовых скважин.

На территории поселков Синегорский и Углекаменный, в местах заложения скважин и в областях их влияния, проведено детальное мониторинговое газово-гео-экологическое картирование поверхностных отложений По отобранным керновым, газовым и литогеохимическим пробам и образцам выполнен обширный комплекс лабораторных исследований:

Пробы углей, газов и вмещающих пород (более 2000 проб) изучались современными углепетрографическими, физическими и физико-химическими методами (оптическая и электронная микроскопия (470 обр.), вакуумная декриптометрия и газовая хроматография (1800 проб), рентгенометрия, ИК-спектроскопия, ЭПР- и ЯМР-методы, термический (122) и спектральный анализы (более 1500, в том числе около 700 спектральных анализов углей по методике А.Ф. Лосевой (1993) и др) в лабораториях Геотехцентра-Юг геолого-географического, физического и химического факультетов Ростовского госуниверситета, НИИ физики, НИИФОХ, НКТБ «Пьезоприбор» РГУ, в Новочеркасском инженерно-мелиоративном институте, во ВНИГРИуголь, лабораториях ИПКОН РАН.

Основные научные положения, выносимые на защиту:

1. Разработанная методика выявления и комплексных исследований метанообиль-ных зон флюидизации в углепородных массивах газоугольных месторождений Донбасса для аргументированного выбора экологически безопасных технологий освоения" ресурсов локализованного в них угольного метана.

2. Метанообильные зоны в угольных пластах и вмещающих породах угольных месторождений формируются в областях повышенной тектонической активности в процессе эволюции и взаимодействия региональных и локальных флюидо-динамических систем.

3. В пределах метанообильных зон ископаемые угли и вмещающие породы претерпевают значительные изменения в вещественном составе, физико-механических, электро-физических, коллекторских и других свойствах в результате тектонического и флюидогенного воздействия. Угольное вещество в таких зонах характеризуется разнообразием форм присутствия метана и наличием особых метастабильных состояний системы «уголь - газ», деструкция которой при техногенном воздействии приводит к различным газодинамическим явлениям и обусловливает повышенную газоотдачу и выбросоопасность угольных пластов

4. Выполненное теоретическое и экспериментальное моделирование термодинамических состояний и развития неустойчивостей системы «уголь - газ», на основании которых определены термодинамические и физико-механические параметры деструкции этой системы и обоснованы соответствующие методы воздействия на углепородный блок для интенсификации метаноотдачи угольных пластов.

5. Разработанные новые методы оценки газоотдчи углей по комплексу геолого-структурных, физико-механических, газово-кинетических критериев на стадиях регионального изучения недр, а также в процессе проведения поисково-оценочных и разведочных работ на метаноугольных месторождениях.

6. Определенные перспективы освоения угольного метана зон флюидизации угольных месторождений В. Донбасса как нетрадиционного вида углеводородного сырья на основе натурных испытаний методов повышения газоотдачи угольных пластов, проведенных на Краснодонецком метаноугольном месторождении, и применения скважинной технология извлечения.

Научная новизна проведенных исследований заключается в следующем:

• Выявлены геолого-структурные, геофизические и термобарогеохимические факторы, обусловливающие возникновение и эволюцию метанообильных участков и флюидоактивных зон в углепородном массиве как специфических углегазовых залежей, формирующихся в условиях сложного взаимодействия осадочно-катагенетических, тектонических и геохимических флюидно-метасоматических процессов.

• Показано, что в длительной геохимической истории формирования угольных месторождений имеет место сложное взаимодействие компонентов углей и аутигенных газов угольных пластов с эпигенетическими внутрикоровыми и мантийными флюидами, вызывающими формирование мощных зон метасо-матической переработки углей и вмещающих пород, в которых системы «уголь - газ» приобретали ряд аномальных свойств как в отношении их природной газоносности, так и в механизме дегазации под воздействием внешних факторов.

• Установлено, что угольное вещество в таких зонах претерпевает значительные изменения в вещественном составе, физико-механических, электро-фи-зических, коллекторских и других свойствах, характеризуется разнообразием форм присутствия метана и наличием особых метастабильных состояний системы «уголь - газ (флюид)», флюидная составляющая которой не может рассматриваться как пассивный абсорбат в трещинно-поровом пространстве угля.

• Составлена генетическая классификация этих зон, разработана комплексная методика их обнаружения и геотехнологического картирования; осуществлена оценка прогнозных ресурсов и перспектив извлечения углеводородных газов, локализованных в зонах флюидизации, на примере эталонного Краснодонецко-го месторождения.

• На основе лабораторных и натурных скважинных экспериментов по деструкции систем «уголь - газ» при термобароградиентном и гидроимпульсном воздействии разработаны новые методы оценки и способы повышения газоотдачи углей, локализованных в зонах флюидизации.

Теоретическая и практическая значимость исследований заключается в развитии представлений о процессах углеводородной флюидизации применительно к угольным бассейнам авлакогенного типа, в исследовании закономерностей формирования метанообильных зон флюидизации в угольных пластах месторождений Донбасса и оценке перспектив извлечения из них углеводородных газов как нетрадиционного вида энергетического сырья,

Разработана геотехнологическая модель Краснодонецкого метаноугольного месторождения Восточного Донбасса как эталонного объекта для проведения НИОКР и выделены наиболее перспективные участки для проходки опытных разведочно-технологи-ческих скважин. Пробурены первые тестовые скважины, на которых проведены натурные испытания методов интенсификации газоотдачи угольнопородных пакетов в зонах флюидизации.

Разработаны рекомендации по развитию работ и принципам освоения угольного метана на эталонном Краснодонецком углегазовом месторождении с целью распространения опыта на другие аналогичные объекты Донбасса. Показаны возможности перехвата дренирующихся по зонам флюидизации токсичных газовых компонентов путем бурения тестовых дегазационных скважин.

Основные результаты проведенных исследований приняты Минпромэнерго Ростовской области для практического использования при разработке программы ре-

шения проблемы использования угольного метана Восточного Донбасса и нормализации экологической обстановки в районах ликвидируемых угольных шахт региона

Результаты работ получили положительную оценку Администрации Ростовской области и Восточно-Донбасского филиала ГУРШ, вызвали интерес со стороны потенциальных инвесторов - фирмы SFWGmbH/Саарберг АГ (Дюссельдорф, Германия) и ряда региональных коммерческих структур, с которыми ведутся активные переговоры в отношении сотрудничества по проблеме освоения ресурсов угольного метана и инвестирования работ.

Апробация работы. Результаты проведенных исследований докладывались

• на зональных научно-практических совещаниях и конференциях:

8-м совещании по термобарогеохимии (Александров, 1992), конференции «Проблемы геологии, оценки и прогноза полезных ископаемых юга России» (Новочеркасск, 1994, 1995), конференции «Геология и минерально-сырьевая база Ростовской области», посвященной 300-летию геологической службы России (Ростов-на-Дону, 2000), конференции «Экологические проблемы при ликвидации шахт и разрезов» (Пермь, 2001).

• Всероссийских и международных семинарах, совещаниях и конференциях:

«Проблемы геологии и геоэкологии Юга России» (Новочеркасск, 1997, 1999, 2002),

X Всероссийском угольном совещании (Ростов-на-Дону, 1999), научно-технических семинарах «Научно-методическое обеспечение мониторинга угольных бассейнов месторождений России (Ростов-на-Дону, 2001), «Проблемы комплексного использования техногенных месторождений угольного ряда» (Ростов-на-Дону, 2002), конференциях «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов» (Астрахань, 2002), «Энергетическая безопасность России. Новые подходы к развитию угольной промышленности» (Кемерово, 2003), XI международной конференции по термобарогеохимии (ВНИИСИМС, Александров, 2003).

• Международных съездах и симпозиумах:

Международном симпозиуме по прикладной геохимии стран СНГ (Москва, 1997), IX съезде минералогического общества при РАН, посвященном 225-летию Российской академии наук (Санкт-Петербург, 1999), международных конференциях «Новые идеи в системе наук о Земле» (Москва, 1999, 2003), «Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его хранении и транспортировке» (Санкт-Петербург, 2001), Международной конференции «Углерод: минералогия, геохимия и космохимия» (Сыктывкар, Республика Коми, 2003), «Неделя горняка-2000, 2001, 2002, 2003, 2004» (Москва).

Основные результаты исследований, методика выявления и оценки метаноо-бильных зон угольных месторождений экспонировались на Выставке «Перспективные технологии XXI века» (Министерство образования и науки РФ, Федеральное агентство по науке РФ, Москва, ВВЦ, Павильон № 69, 1в—21 мая 2004 г. (Офиц. каталог, с. 50)).

Публикации: Основные результаты исследований изложены в 42 печатных работах, в том числе в 3 брошюрах, учебном пособии, 2 монографиях, 36 научных статьях и 1 патенте.

Объем и структура. Диссертация состоит из: введения, 6 глав и заключения; содержит р f рисунков, Lf ¿"таблиц,¿Jj^? ссылок на литературные источники.

ции А И. Савенко, которым автор выражает искреннюю признательность. Автор благодарен профессору В.В. Гурьянову и профессору А.А. Тимофееву за большую помощь в координации исследований и поддержку в работе. Глубокую благодарность автор выражает профессору В.Н. Труфанову за критику, ценные научные консультации и постоянное внимание.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Краткий обзор и анализ состояния проблемы угольного метана.

Постановка задачи и выбор направления исследований

Современные представления о генезисе ископаемых углей базируются на концепции стадиального преобразования торфа при диагенезе и метаморфизме под воздействием физико-химических процессов и времени. Однако учением о каустобиолитах угольного ряда до сих пор в полной мере не используются идеи метасоматоза и флюидизации, которые играют большую роль в петрогенеэе и рудообразоваии. В геохимии ископаемых углей и металлогении угольных бассейнов также не учитываются новые данные о закономерностях глубинной дегазации Земли, решающей роли генерации водно-углеводородных газов и процессов регионального воздействия потоков восстановленных и в разной степени окисленных эндогенных флюидов на углевмещающие толщи и пласты углей.

Вместе с тем очевидно, что эти процессы оказывают основное влияние на формирование метанообильных зон в угольных месторождениях и возникновение в углепородных массивах высокогазоносных участков, наиболее перспективных для извлечения угольного метана [4, 41, 42].

В наиболее разработанном виде гипотеза углеводородной флюидизации осадочных пород в земной коре рассмотрена в ряде работ П.Ф. Иванкина и В.Н. Труфанова (1987-2001) с сотрудниками. Согласно предложенной авторами концепции, в нижних зонах земной коры и в верхней мантии вследствие дефицита кислорода углерод присутствует, главным образом, в восстановленной форме (метан, его гомологи и др.) и по мере продвижения к поверхности по зонам глубинных разломов подвергается различным стадиям окисления вплоть до образования типичных водно-метановых углекислых гидротерм. В соответствии с этим механизмом на разных уровнях в земной коре происходят процессы «сухого» (углеводородного) или водно-углекиспотного метасоматоза, которые реализуются специфическими способами переноса и локализации минерального вещества в угленосных авлакогенах.

В последующем в известных работах В.Е. Хаина (1994), В.И.Старостина и БА Соколова (1998), А.Н. Дмитриевского (1997) и их сотрудников были развиты идеи углеводородной флюидизации применительно к осадочным и нефтегазоносным бассейнам.

Первые экспериментальные, количественные данные по проблеме углеводородной флюидизации ископаемых углей были получены сотрудниками Геотехцентра-Юг РГУ, руководимого профессором В.Н. Труфановым (В.Н.Труфанов, Н.И. Славгород-ский, С.Н. Труфанов (1991)) [1-5]. В результате термобарогеохимических исследований угольных месторождений Донбасса при непосредственном участии автора было установлено, что в угольных пластах и углевмещающих породах наряду с вертикальной газовой зональностью существует скрытая, латентная латеральная зональность, определяемая особенностями размещения тектонических нарушений различных порядков. При определенных термобарических условиях в зонах тектонической нарушенности углей возникают линейные (полосовые) газовые аномалии, которые диагностировались по результатам вакуумно-декриптометрических и геофизических исследований. Была выявлена большая мозаичность и зональность в количественном распределении и составе газов по площади угольных пластов одной ступени метаморфизма [1, 6].

В ряде работ других исследователей (Г.П. Войтов (1988), Ю.А. Федоров (1999, 2004)) было установлено также, что в составе сорбированных газов в зонах тектонических нарушений значительный удельный вес имеют углеводороды метанового ряда, в которых изотопный состав углерода существенно отличается от изотопного состава углерода газов осад очно-биогенного генезиса.

На основании отмеченных данных сделан важный вывод о существенной роли в формировании газовой атмосферы угольных месторождений потоков глубинных ман-тийно-коровых флюидов и процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей при воздействии на них не только собственных, аутигенных, но и привнесенных из глубин мантийных и внутрикоровых флюидов [23].

В связи с этим большой интерес представляют данные о процессах структурно-вещественного, геохимического и флюидогенного преобразования углевмещающих пород и самих углей Обзор фундаментальных работ Е.К. Лазаренко (1975), В И Саранчука,

A.Т. Айруни (1988), В.Е. Забигайло, В.И. Николина (1990), Ю.Н. Малышева, К.Н. Трубецкого, А.Т. Айруни (2000) и других позволяет сделать вывод о том, что в зонах тектонической активности отчетливо наблюдаются признаки метасоматоза рассеянного органического и базисного силикатного материала, с одновременным окварцеванием и карбонатизацией терригенно-осадочных толщ, существенно изменяется структура и свойства угля, состав, объем и формы локализации газов.

На протяжении последних 10-15 лет в решении проблемы углеводородной флюидизации углей и углевмещающих толщ активное участие принимают сотрудники Геотехцен-тра-Юг РГУ и ВНИГРИуголь совместно с ИПКОН РАН. Отдельные аспекты флюидизации ископаемых углей рассматривались в разделах научно-технических программ «Уголь-выброс» и «Углеметан», выполненных под руководством Н Ф. Лосева и В.Н Труфанова (1991-1995), К.Н. Трубецкого и В В Гурьянова (1995-2000), и госконтракта «Создание технологий извлечения нетрадиционных видов углеводородов (метан угольных пластов, газогидратные залежи и др.) (В.Н. Труфанов (2001-2004)).

Очевидно, что эти вопросы тесно взаимосвязаны и имеют прямое отношение к проблеме освоения угольного метана Поэтому в настоящей работе выбросоопасные и метанообильные зоны рассматриваются как различные случаи формирования флюидо-активных зон в угольных пластах и вмещающих породах, генетически связанные с процессами углеводородной флюидизации угленосных отложений.

Важным аспектом обсуждаемой проблемы является генетическая типизация флюидных систем, участвующих в процессах трансформации исходного угольного вещества и образования метанообильных зон. Согласно представлениям, развиваемым

B.Н. Холодовым (1983), О.В. Япаскуртом (1992), А.Н. Дмитриевским (1997) и другими исследователями, в угленосных бассейнах авлакогенного типа можно выделить флюидные системы следующих 4 типов- инфильтрационные, элизионно-катагенетические, геодинамические и магматические, каждая из которых образуется на определенных стадиях развития этих бассейнов.

В наших условиях, по-видимому, формирование метанообильных зон происходило- в результате сложного взаимодействия всех отмеченных типов флюидодинами-ческих систем. Кроме того, при отработке угольных месторождений подземным способом и разгрузке угольных ^ластов при скважинном извлечении углеводородных

газов образуются специфические метанообильные зоны 5-го типа, которые можно назвать техногенными (геомеханическими) [41].

Особого внимания заслуживает рассмотрение вопроса о способах прогнозирования и обнаружения метанооСильных зон в углепородных массивах как наиболее перспективных участков для добычи угольного метана.

Методика обнаружения таких «сладких» участков для бурения промысловых или дегазационных скважин специфична для каждого конкретного региона и углегазового месторождения. Так, например, из опыта работы американских специалистов при выборе мест заложения буровых газодобычных скважин в угольном бассейне Сан-Хуан можно заключить, что они использовали типичный метод «дикой кошки»: сначала исследовали всю площадь месторождения с помощью 17 ООО скважин, из них выбрали 3700 относительно активных по дегазации скважин, а из последних около половины для проведения опытно-промысловых работ. Реально же для добычи метана используются 600 скважин, дающих 75% всего добываемого в Сан-Хуане газа (более 40 млрд мэ в 2001 г.).

Очевидно, что такой опыт выявления метанообильных участков (зон) требует очень больших капитальных вложений и времени (в США потребовалось 10 лет от начала работ в 1976 г. до проходки первых промысловых скважин в 1987 г.). Для наших условий в настоящее время этот подход практически исключен.

К такому же выводу мы вынуждены прийти, рассматривая возможности обнаружения метанообильных зон по методикам, изложенным в «Инструкциях по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах» (1977, 1988) - основных документах, регламентирующих приемы, способы и устройства для оценки газоносности угольных пластов на месторождениях России.

Таким образом, необходима методика, направленная на выявление метанообильных коллекторов в угольных пластах и углевмещающих породах. Очевидно также, что специальный комплекс методических приемов должен позволять максимально использовать накопленный в процессе разведки и эксплуатации угольных месторождений фактический материал. Это одна из основных задач исследования, выполненного автором.

Важным аспектом проблемы угольного метана является и определение общих и промышленно извлекаемых ресурсов углеводородных газов, в том числе и как самостоятельного вида полезного ископаемого, локализованных в пределах метанообильных зон в угольных пластах и вмещающих породах. Отечественные литературные и фондовые материалы по этой части проблемы угольного метана практически отсутствуют [26], американские же геологи Дж. Маршалл и К. Пилчер (1995) приводят данные по необъяснимо высокой природной метаноносности и высокой величине газоотдачи ряда угольных пластов в Пенсильванском бассейне и месторождених Алабамы, установленные в ходе бесшахтной добычи метана.

Представление о ресурсах метана в зонах флюидизации можно составить на основании расчетов объемов газов, выделившихся при внезапных выбросах угля, пород и газа в угольных шахтах. Согласно данным А.Т. Айруни (1987) и др., при таких опасных газодинамических явлениях в горные выработки выбрасывается от 2-3 тыс. до первых сотен тысяч кубических метров метана, что предопределяется аномально высокой газоносностью и метанообильностью отдельных участков угольных пла-

стов (до 150-200 м3/т и более), а также особым механизмом деструкции систем «уголь - газ» при развязывании внезапного выброса.

Очевидно, что эти расчеты являются сугубо приближенными и не могут служить основанием для оценки прогнозных ресурсов и запасов угольного метана в пределах выделяемых флюидоактивных зон, так как прежде всего необходимо учитывать разные формы нахождения угольного метана в углепородно-газовых коллекторах и флюидогенно-измененных угольных пластах. Немаловажное значение имеют и расчеты извлекаемых запасов угольного метана, которые в конечном итоге определяются не только общей газоносностью угленосных отложений, но и разными коэффициентами их газоотдачи в зависимости от соотношения форм нахождения метана и применяемых методов деструкции систем «уголь - газ».

Вытекающим из отмеченного вопросом, имеющим прямое отношение к проблеме флюидизации углей и разработке новых технологий извлечения и оценки ресурсов угольного метана, представляется моделирование фазовых взаимодействий в системах «уголь - флюид» при воздействии на угольный пласт углеводородно-водных растворов в условиях повышенных температур и давлений.

В результате работ многих исследователей установлено, что между степенью уг-лефикации угольного вещества и составом находящихся в углях флюидов существуют сложные взаимосвязи, однако причины таких связей остаются дискуссионными К пониманию выявленных закономерностей можно подойти с позиций работ И.Л. Эттингера (1981), А.Т. Айруни (1987, 1994), где выдвинута гипотеза о метастабильном состоянии системы «уголь - флюид». Автором проведены экспериментальные работы по моделированию фазовых взаимодействий и процессов деструкции в системах «уголь -флюид» при различных внешних воздействиях и получены новые результаты по соотношениям различных форм нахождения газов в углях, в том числе и в виде твердо-газовых растворов, что существенно изменяет понимание механизма протекания физико-химических процессов флюидизации при изменении РТ-параметров системы «уголь - флюид» [14-15].

Экологические аспекты угольного метана на современном уровне решения проблемы в той или иной степени затрагиваются всеми ее исследователями. Это определяется резким усилением внимания к глобальным проблемам влияния метана как парникового газа на климат, загрязнение атмосферы и окружающей среды.

Реструктуризация предприятий угольной промышленности Восточного Донбасса, фактически означающая ликвидацию более 30 угольных шахт, породила ряд острых экологических проблем, среди которых важное место занимает проблема дегазации углепородных массивов с миграцией к поверхности метана, углекислого газа, «мертвого воздуха» и других токсичных газов.

Специфичность данной проблемы состоит в том, что при кажущейся простоте механизма вытеснения подземных газов из угольных пластов и погашенных горных выработок в процессе затопления ликвидируемых шахт возникают неординарные газо-гидродинамические ситуации, обусловленные чрезвычайно сложной структурой выработанного пространства и активной геодинамикой угольно-породного массива, связанной с наличием специфических зон флюидизации (неструктурных и трещинных коллекторов), являющихся путями миграции метана в поверхностные отложения и атмосферу шахтерских поселков. Результаты проведенных на тестовых скважинах испытаний и выполненных автором геоэкологических мониторинговых исследований позволяют предложить способы борьбы с такими негативными явлениями [17, 28, 32].

Обзор основных аспектов проблемы угольного метана и степень полноты их исследования определяют круг вопросов и задач, поставленных перед собой авто-

ром. Прежде всего, они направлены на оценку перспектив использования угольного метана, локализующегося в зонах флюидизации, как самостоятельного полезного ископаемого, эксплуатируемого скважинными методами добычи. Конкретные цели и задачи сформулированы выше Приближение к их решению предпринято в представленной диссертационной работе.

2. Методика полевых работ и экспериментальных исследований флюидоактивных зон угольных месторождений Донбасса

Проведенные автором системные исследования, включающие сбор, обобщение и анализ литературных и фондовых материалов, полевые, лабораторные и экспериментальные исследования, компьютерную обработку и интерпретацию полученных данных, позволили предложить для реализации указанных целей и задач структурно-иерархическую схему методических приемов (рис. 1) [5, 9]. Основой для этого прежде всего послужил тщательный анализ данных крупномасштабной (1:25000, 1:5000) доразведки эталонных углегазовых месторождений с целью выявления морфо-тек-тонических особенностей флюидоактивных зон и компьютерного моделирования геодинамических ситуаций их формирования в углепородном массиве

Геолого-геофизическую модель флюидоактивной зоны можно представить морфологически невыдержанной, наклонно залегающей зоной трещиноватых, тектонически перемятых и раздробленных углей и вмещающих пород По петрофизическим показателям такая флюидоактивная зона характеризуется высокой пористостью (до 8-10%) и пониженной плотностью (на 0,3-0,5 г /см3) по отношению к вышележащей толще пород. Как канал энерго-массопереноса флюидоактивная зона на дневной поверхности может служить естественной зоной газовыделений, включая радиоэманации, а также зоной инфильтрации (в некоторых случаях разгрузки) подземных вод и, кроме того, естественным волноводом электромагнитных и сейсмоакус-тических волн. В пределах таких зон возможны магнито-динамические явления. Все это является предпосылками для применения газометрических и геофизических методов для целей выявления и последующего картирования с поверхности таких зон аномально высокой флюидизации, а также обнаружения в разрезах угленосных толщ при проведении термобарогеохимических исследований и стандартных ГИС-испыта-ний по тестовым и разведочным скважинам.

На основе предлагаемой модели важное значение имеют исследования геохимических особенностей углей из метанообильных зон, которые базировались на следующих методологических предпосылках.

1. Процессы миграции и концентрации углеводородных газов в угленосных осадочных толщах начинаются с момента их захоронения, продолжаются на всех стадиях литификации, а также при начальном метаморфизме, динамомета-морфизме, эндогенном (тепловом) воздействии за счет магматических интрузий и циркуляции по ослабленным зонам гидротермальных растворов. При этом зоны трассирования газов и их аномальные скопления должны сопровождаться специфическими геохимическими ореолами.

2. Катагенез и метаморфизм угленосных комплексов сопряжены с изменением сорбционной способности углей и углеродистых сланцев, интенсивной дегидратацией глинистых пород и самих углей, а также сопровождаются генерацией углеводородных газов. Фильтрация и диффузия углеводородов из материнских толщ происходит по дренажным ослабленным зонам, а их накопление -в породах-коллекторах и структурных ловушках. Это, несомненно, способствует перераспределению седиментогенных элементов-примесей в углях.

3. На постинверсионном, орогенном этапе эволюции угленосных бассейнов в локальных участках, помимо дополнительной дегазации углей, возможен и

Рис. 1. Структурно-иерархическая схема методических приемов реализации исследований по изучению закономерностей формирования метанообильных зон флюидизации газоугольных месторождений

обратный процесс - насыщения углей привнесенными глубинными газами, если эти угли обладали изначально пористой структурой ■ или приобрели ее в результате термодеструкции. Эпигенетическая флюидизация углей и вмещающих пород в проницаемых зонах должна сопровождаться их метасоматозом и аномальным распределением химических компонентов.

Учитывая возможные состояния системы «уголь-флюид» важное место в предлагаемой методике занимают методы термобарогеохимии. Метод вакуумной де-криптометрии, как известно, базируется на регистрации эффектов газовыделения, возникающих при деструкции систем «минерал - флюид» вследствие резкого возрастания давления в вакуолях включений после превышения температуры гомогенеза-ции. По вакуумным декриптограммам определяются температуры максимумов газовыделения и рассчитываются энергетические Р-показатели флюидоактивности углей и вмещающих пород по методике, предложенной В.Н. Труфановым (1990).

Газово-хроматографический анализ проб газов из углей и вмещающих пород осуществлялся непосредственно в точках наблюдения с помощью экспресс-анализатора типа ПГА-7, а также на спаренном с прибором ВД-5 хроматографе ЛХМД-80, определение количественного и качественного состава газов проводилось с использованием кривых поглощения и калибровочных графиков, отградуированных на Н2, Ог, М2, СО, со2, СН4, С2Н2, ЫН3, Н2в, Э02 и н2о.

Комплекс экспериментальных исследований включал автоклавное моделирование процессов углеводородной флюидизации и деструкции угольного вещества при термобароградиентных параметрах.

Для реализации этих условий на кафедре месторождений полезных ископаемых РГУ созданы специальные автокпавно-вакуумные устройства, одно из которых - БАР-1 реконструировано для проведения экспериментов по углеводородной флюидизации и глубокой переработке ископаемых углей.

Установка БАР-1 представляет собой автоклавное устройство импульсно-проточного типа, включающее цилиндрический автоклав, соединяющийся через переходник с реакционной камерой, бароградиентным делителем и ресивером. Для создания перепадов давления переходник и бароградиентный делитель снабжены соплами Лаваля и разделительными мембранами, обеспечивающими проведение экспериментов в разных режимах. Автоклав нагревается печами цилиндрического типа. Эксперименты на установке БАР-1 могут проводиться с максимальными температурами до 250-300 "С при давлениях, зависящих от коэффициента заполнения реакционной камеры и состава флюидов. Режим экспериментов был направлен на моделирование вероятных геодинамических ситуаций.

Оценка ресурсов и запасов метана в метанообильных зонах проводилась путем разбивки угольных пластов на подсчетные газоугольные блоки и газоугольные лодсчет-ные горизонты. При оценке ресурсов газа применялся укрупненный способ оценки ресурсов, основанный на выделении углепородно-газовых залежей и локальных скоплений метана в зонах флюидизации.

Разработанные автором оригинальные методики автоклавного моделирования и натурных скважинных испытаний способов повышения газоотдачи угольно-породных блоков в зонах флюидизации в целях целостного восприятия изложены в соответствующих разделах автореферата.

3. Закономерности формирования и локализации метанообильных зон в углепородных массивах

Развивая идеи и представления П.Ф. Иванкина и В.Н. Труфанова (1987), П.Ф. Иван-кина и Н.И Назаровой (2001) о процессах углеводородной флюидизации ископаемых углей, анализируя собственный материал по угольным месторождениям Донбасса,

автор приходит к следующим наиболее общим закономерностям формирования ме-танобильных зон. Ископаемые угли высоких степеней метаморфизации всегда приурочены к областям интенсивной тектонической и интрузивной дислоцированости угленосных пород. Это обусловливает возможность транспорта мантийных и внутри-коровых флюидов с последующим активным взаимодействием их с вмещающими породами и самими углями. В Донбассе, например, широко развиты гипабиссапьные интрузивные тела и гидротермальные жилы, а в краевых (бортовых) частях бассейна присутствуют многочисленные нефтегазовые проявления и месторождения полиметаллической, ртутной и золоторудной формации (Никитовское месторождение, золоторудные проявления Бобриковской и Керчик-Кондаковской зоны и др.) [18].

В угольных пластах и тектонических зонах бассейна отчетливо фиксируются признаки флюидогенного преобразования органического и силикатного материала: локальная (пестрая, мозаичная) смена марок угля по простиранию и падению угольных пластов; направленный вынос магния, кальция, натрия и привнос железа, титана, меди, ртути, свинца, цинка с одновременной аргиллизацией, окварцеванием и карбонатизацией углевмещающих пород ( Е.К. Лазаренко (1975), В.И. Саранчук (1988), В.Е. Забигайло, В.И. Николин (1990)).

Для Донбасса типичны также мелкие разновозрастные субщелочные базит-гипер-базитовые и трондьемитовые интрузии, приразломные зоны эндогенного науглероживания, битуминизации и щелочно-кремневой флюидизации пород, что в совокупности с отмеченными выше его особенностями свидетельствует о многоэтапное™ глубинной дегазации и региональном проявлении процессов флюидизации при преобразованиях палеозойских осадочных толщ и углей (В.С. Попов (1963), Н.И. Погребное (1975), Мила-новский (1983), Семененко, Хрущев (1977)).

По данным геофизических и геокосмических исследований, на территории Донбасса выявлены также поперечные (субмеридиональные) зоны повышенной флюидопро-ницаемости, газовых и тепловых энергетических аномалий.

Термодинамические параметры метаморфизма угленосной толщи в свете современных данных угольной петрологии достигают 400-450 "С при давлениях до 15002000 бар.

Как было показано В.П. Бабенко (1979) и др., для Донбасса прямая пропорциональная зависимость медленного нарастания содержания С % на сухое вещество от 65-70 до 85-87% имеет место лишь в начале угольного ряда, т.е для углей Б-Д-Г. Соответственно, в этой части метаморфического ряда очень медленно увеличивается и отражательная способность витринита.

Жирные и коксующиеся угли занимают переходное положение: при содержании С в пределах 85-90% отражательная способность витринита растет в несколько раз быстрее, чем в начале ряда.

В конце же угольного ряда, представленном каменными углями ОС-Т, полуантрацитами и антрацитами с содержанием С от 90 до 98%, кривая отражательной способно- J сти витринита круто поднимается вверх, фиксируя скачкообразный рост содержания структурно упорядоченного витринита (до антраксолита-графита) при высоких концентрациях углерода. Аналогичные закономерности с несколькими экстремумами выявлены и для многих других свойств углей Донбасса - их влагоемкости, удельного веса, теплоты сгорания, выхода летучих и др.

Анализ таких сводных углепетрографических, углехимических и термобарогеохи-мических данных по Донбассу и другим бассейнам приводит к заключению, что угольные пласты и вмещающие породы испытали разной степени интенсивности флюидо-генное воздействие, выраженное при максимальной интенсивности воздействия появлением метанообипьных и выбросоопасных зон в угольных пластах [41, 42].

Генетическую схему образования метанообильных зон в угольных месторождениях можно представить следующим образом.

Угли от бурых до длиннопламенных (и, возможно, газовых включительно) - это продукты / этапа формирования угольных месторождений - собственно катагене-тических преобразований исходного торфяного субстрата. Они создаются в процессе погружения осадочного заполнения прогиба при постепенном нарастании давления нагрузки (до 600-700 бар) и фоновых температур (до 120-150 °С).

Равномерно возрастающая углефикация торфяного субстрата сопровождается уходом из него воды и углекислоты, возможно, растворимых гумидов. Признаков участия в этом процессе внешних факторов - привноса веществ, дополнительного притока тепла - нет. Этим этап раннего - собственно катагенетического углеобраэова-ния - качественно отличается от последующих. Положение теории углеобразования о прямой зависимости степени углефикации от глубины погружения пластов («Закон Хильта») может быть верным лишь применительно к этому этапу и не должен распространяться на угли средних и конечных частей ряда. Диагностическим признаком завершения первого этапа, вероятно, может считаться та степень преобразования витринита на стадии битуминозных углей со средним выходом летучих (около 29%), когда кончается процесс ухода из углей С02 и Н20 и начинается генерация и выделение ими метана («скачок Штаха»).

Все остальные типы углей после длиннопламенных сформированы в следующем, II этапе формирования угольных месторождений - при наложении на катагенетичес-ки преобразованную органическую массу дополнительных внешних факторов, как геодинамических, связанных с активизацией глубинных разломов и неоднородным смятием толщ, приводящих к созданию разнообразных зон проницаемости, так и термоба-рогеохимических, обусловленных проникновением по этим зонам в угленосные толщи глубинных водород-углеводородных и сернистых флюидов. Воздействие этих более поздних процессов на угпи катагенетического этапа быпо скорее всего неоднократным и длительным, так как после периода герцинской складчатости и тектонической инверсии Донбассхой парамиогеосинклинали имели место акты более поздней активизации этой авлакогенной структуры. С учетом приведенных выше характеристик углей и особенностей метаморфизма угленосных толщ эти более поздние процессы второго этапа подразделяются по меньшей мере на две стадии.

Первая регионально проявленная стадия II этапа, связанная с формированием высокометаморфизованных каменных углей и антрацитов, по времени совпадала с периодом основных складчатых и разрывных дислокаций. Региональные термобарогео-химические исследования показывают, что перекристаллизация и метасоматические преобразования пород и углей в такой геодинамической обстановке происходили под воздействием паро-углекисло-метановых и других углеводородных флюидов в температурном интервале 300-400 "С при давлении порядка 1250-1500 бар. Поэтому этот этап преобразования углей по отношению к катагенетическому несет черты наложенного прогрессивного. Геохимическое его содержание - усиление структурного упорядочения углерода во всей многокомпонентной органической массе, локализация в ней из мантийных флюидов эндогенного углерода, тонкодисперсных благородных металлов, сульфидов железа, свинца, цинка, меди и некоторых других минералов.

От описанной главной стадии этапа синскладчатой флюид изации и преобразования углей качественно отличаются те процессы, которые обусловлены воздействием на угли более поздних флюидных потоков при температурах ниже 200-250 °С и давлениях менее 1200 бар. Эти регрессивные процессы флюидизации второй стадии приводят уже не к нарастанию витринитизации органической массы и кристаллизации более упорядоченных антраксолит-графитовых простых веществ, а, наоборот, к образованию более сложных соединений их с водородом и новых микроструктур. Но-

вообразованиями при регрессивной флюидизации являются различные промежуточные формы между антраксолит-керитом и нефтебитумами, а также смолоподобные и жидкие углеводороды, тонкодисперсно распределяющиеся в массе угля

Поэтому правомерно предположить, что подобные угли если не полностью, то в какой-то своей значительной части являются продуктами наложения регрессивной флюидизации на угли других типов.

При определенных структурно-геологических условиях такая флюидизация должна приводить к частичной гидрогенизации различных каменных углей, полуантрацитов или даже антрацитов, обогащению их водородом, легкими и тяжелыми углеводородами, что сблизит их по углехимическим признакам с углями жирными или газовыми Известно, например, что под проницаемыми (обычно песчанистыми) кровлями часто залегают угли с большим выходом летучих, высокой теплотой сгорания и лучшей спекаемостью, чем угли под плотными глинистыми кровлями, «гасившими» флюидные потоки Наложение регрессивной флюидизации на угли, преобразованные во второй этап, судя по всему, послужило главной причиной формирования метанообильных и выбросоопасных зон в угольных пластах Основанием для такого предположения, кроме теоретических соображений, являются особенности выбросоопасных углей, которые будут описаны ниже

Хотя жестких статистически обоснованных связей между типами углей и их флюид о-активностью не устанавливается, известно, что в зонах внезапных выбросов обычно преобладают угли витреновые. Обломки витрена преобладают и в «бешеной муке» из очагов выброса. На малых глубинах (порядка 150 м) первые выбросы угля и газа более типичны для высокогазоносных тощих углей, а на глубине 230-320 м - для углей марок ОС, К. Угли марок Ж, Г становятся выбросоопасными лишь на глубине свыше 380-400 м.

В геодинамическом (тектонофизическом) отношении очаги флюидизации угля и пород тяготеют к сжатым, тектонически перенапряженным структурам и располагаются в точках, линейно вытянутых по их простиранию.

Установлено также, что зольность флюидоактивных углей заметно снижена. В их микроструктуре присутствует неупорядоченная аморфная битумоидная часть; углеродные пакеты видоизменяются, становясь более изометричными, а в органической массе увеличивается количество деструктированных мостиковых связей в сторону возрастания ароматичных компонентов. В таких углях в несколько раз возрастают также электрополяризационные показатели. Наряду с признаками обогащения водородом и битуминизации выбросоопасных углей в них отмечается потеря воды и углекислоты [3, 7,8,11, 40 ].

Таким образом, одной из важнейших предпосылок флюидогенного преобразования угольных пластов Донбасса может считаться их структурная нарушенность, приводящая к существенному изменению физико-механических и газодинамических > свойств угля и углевмещающих пород. Наиболее интенсивная нарушенность пластов наблюдается в зонах, тяготеющих к приразрывным складкам надвиговых и взбро-совых систем, внутрипластовым нарушениям пологосекущего сдвига, участкам развития вторичной складчатости и флексурообразных изгибов пласта

Общей особенностью всех рассмотренных геодинамических ситуаций, сопровождающих флюидоактивные зоны, является сочетание разнонаправленных вертикальных и боковых перемещений угольных пластов и вмещающих пород, в результате которых при подходе к участкам аномальных газодинамических явлений в угольном пласте наблюдается зона контракции (повышенного сжатия), а в самом очаге -

зона разупрочнения (дилатации). Эта ситуация, давно известная в рудной геологии под названием «структурная ловушка», наиболее благоприятна для проникновения и локализации минералообразующих флюидов. В угольной геологии, насколько нам известно, такие ситуации до сих пор не рассматривались с позиций формирования в них метанообильных зон, хотя аналогии здесь с рудными процессами очевидны [42].

Несмотря на значительное разнообразие геодинамических ситуаций, обусловливающих формирование зон флюидизации в угольных пластах, можно отметить их некоторые общие морфоструктурные особенности. Типоморфизм метанообильных зон проявляется в характерном трехзвенном строении: ненарушенный («спокойный») уголь вдали от зоны флюидизации, переходящий в достаточно протяженную (десятки метров) переходную область тектонически нарушенного и метасоматичес-ки измененного угля - далее сравнительно узкая (10-15 м) «зона бронирования», сложенная сцементированным, перекристаллизованным углем, - и затем очаг выброса сложной конфигурации, приуроченный, как правило, к «структурной ловушке», сложенной высокопористым и газонасыщенным углем (рис. 2).

В первом приближении из рассмотрения геолого-структурных и термобарогео-химических особенностей формирования метанообильных зон флюидизации ископаемых углей и вмещающих пород могут быть сделаны следующие выводы:

1. Органическое вещество угля и генерируемые им в процессе карбонизации газовые компоненты представляют собой единую, динамично развивающуюся систему «уголь - газ (флюид)», флюидная составляющая которой не может рассматриваться как пассивный абсорбат в трещинно-поровом пространстве угля.

2. В длительной геохимической истории формирования угольных месторождений имеет место сложное взаимодействие компонентов углей и аутогенных газов угольных пластов и вмещающих пород с эпигенетическими внутри коровьими и мантийными флюидами, вызывающими формирование мощных зон метасома-тической переработки углей и вмещающих пород, в которых системы «уголь -газ» приобретали ряд аномальных свойств как в отношении их природной газоносности, так и в механизме дегазации под воздействием внешних факторов.

3. В современном эрозионном срезе угольных месторождений рассматриваемые системы «уголь - газ» находятся в неравновесном, метастабильном состоянии как вследствие инверсионного характера развития угленосных бассейнов, так и в результате наложенных процессов метасоматического преобразования углей под воздействием потоков глубинных флюидов, имеющих как более высокие, по сравнению с углевмещающими породами, термодинамические (энергетические) параметры, так и более низкие, приводящие к регрессивному метаморфизму.

Свойства углей и вмещающих пород в метанообильных зонах флюидизации

Из общего анализа геотектонической обстановки формирования угленосных отложений Донбасса и изучения конкретных геодинамических ситуаций на угольных месторождениях, обусловливающих возникновение метанообильных зон в угольных пластах, следует очевидный вывод о неизбежности изменения и преобразования важнейших свойств как самих углей, так и вмещающих пород в зонах флюидизации.

Проведенные комплексные минерапого-петрографические исследования вмещающих пород и углей, отобранных на различных расстояниях от очагов метановых выбросов, действительно обнаруживают здесь многочисленные признаки флюидогенной переработки как самих углей, так и песчаников и аргиллитов, интенсивность которой прогрессивно нарастает по мере приближения к выбросоопасному очагу [2-4, 23, 41, 42].

1 \ ГпгГ\ б

I ^ у

3 8

14 9

------х у /«V-------/у

Эп ».»••.••«•«•*" Кг МН^М"«»""^/^ Гп ——* *" -

V .... *. /

V \

Зона 1 -«спокойного угля»

Зона 2 -брекчевидного угля с вторичными минералами по

Зона 3 -уплотненного, науглерожен-ного слабопроницаеиого

Зона 4 -очаг флюидизации

6ДО№ м -

-50-60 и

Т-120-250" Р - 50-120 бар СН4 + С02 + Н,0

Рис. 3.20. Принципиальная схема строения формирования флюидоактивной зоны в угольном пласте: 1-4 - уголь спокойный; брекчевидный; линзово-полосчатый; милонитизированный; 5 - номера пакетов; б - аргиллиты; 7 - алевролиты; 8 - песчаники; 9 - расштыбованный уголь в очаге флюидизации; 10 - тектонические нарушения; Рп -

.Си-РЬ-Ш-П,

показатель флюидоактивности; Эп - электрополяризационный показатель; Гп - геохимический показатель (

- показатель восстановленности флюидов (

^восстановленных газов

^окисленных газов

); Кг - коэффициент газоносности (

Ве-6еМо\/ Егазов

оо

Н,0

); Кв

Примечательно, что подобные изменения песчаников вблизи выбросоопасных зон были описаны Б.И Николиным с сотрудниками (1971) более 30 лет назад Авторы отмечают, что для измененных песчаников предел прочности на растяжение в 2 раза выше, чем для неизмененных, содержание кремнезема в них в 1,5-2 раза, а железа - в 10 раз выше, чем для невыбросоопасных аналогов.

Дальнейшие наши исследования показали, что в процессе выщелачивания и последующего переотложения кремнезема, приводящего к закупориванию пор и трещин, во вмещающих породах и угольных пластах образуется «зона бронирования», сопряженная с участками новообразованной вторичной дополнительной пористости, обусловливающей высокую газонасыщенность выбросоопасных очагов

В самих углях, находящихся в зонах флюидизации, также устанавливаются значительные изменения вещественного состава, текстуры и структуры органического вещества. Наряду с отмеченными выше признаками катаклаза, милонитизации, диспергации в углях точными методами анализа выявляются более специфические признаки их флюидогенной переработки.

В непосредственной близости к очагу флюидизации в зоне максимального сжатия («зона бронирования») уголь характеризуется относительно низкими значениями зольности, сернистости, существенным возрастанием дисперсии отражательной способности витринита. Электронно-зондовые спектры отдельных микрокомпонентов обнаруживают снижение содержания в органическом веществе угля серы, железа, магния, алюминия и других петрогенных элементов-примесей Для угля рассматриваемой зоны характерно также широкое развитие притертых микрокливажных трещин с мозаичной ориентировкой борозд на зеркалах скольжения и приуроченность к ним тонких просечек так называемого флюидизированного угольного милонита, внешне похожего на фюзинит.

По данным туннельной микроскопии, раздробленный и ориентированно-сцементированный материал милонита частично перекристаллизован с образованием гра-фитоидных цепочечных структур, обладающих высокой электропроводностью. Количество флюидизированного угольного милонита возрастает вблизи очага выброса до 5-10% (для углей марок К-ОС), 15-20% (угли марки Т) и 18-30% (угли марки А) соответственно. В выброшенной угольной массе содержание его, по данным электронной растровой микроскопии, также оказалось повышенным Изучение поверхностей скола на атомно-силовом электронном микроскопе показало, что уголь из зоны выброса имеет микроглобулярную структуру и содержит микровключения флюидов, с чем связан высокий уровень его газовыделений - порядка .200-250 смэ/г. Среди газов присутствуют СН4, С02, СО, Н2Э, Н2, ацетилен и другие углеводороды. Пленки битумоидов, насыщенные сжатыми газами, окружают углеродистые пакеты и витри-нитовые кристаллиты. Такое гетерогенное, трехфазовое микростроение выбросоопасных углей внешне (макроскопически) проявляется в их брекчиевидности, землисто-зернистом изломе, способности их поверхностей покрываться сконденсированной пленкой неизвестного пока состава. При оценке значимости этих пока недостаточно изученных явлений следует иметь в виду, что лишь недавно (в 1996 г., А.Т. Айруни и др.) запатентовано открытие, сущность которого - установление свойства каменных углей накапливать в себе избыточные количества метана и других газов путем образования и сохранения твердых углегазовых растворов.

Специальные исследования электрополяризационных свойств таких измененных углей показали, что величина электретного заряда по мере перехода от «спокойного» угля к флюидизированному углю в зоне «бронирования» увеличивается в 8-10 раз, а индуцированный эффект электромагнитной поляризации возрастает в 2 5-3 раза, и резко падает в продуктах выброса - так называемая «бешенная мука», для которой характерно практическое отсутствие алифатической части органичес-

кой массы углей (в процессе внезапного выброса происходит обрыв «бахромы»), что, несомненно, свидетельствует о значительных изменениях молекулярной и надмолекулярной структуры органического вещества измененных углей 111, 12, 19].

Аналогичные выводы следуют из результатов исследований флюидизированных углей методами ЭПР, ИК-спектроскопии и рентгеноструктурного анализа В зонах флюидизации концентрация парамагнитных центров в измененных углях увеличивается от 50-55 сп-г1 • 10"" до 80-90 сп-г1 • 10-1», резко возрастает степень разупоря-дочивания надмолекулярной структуры угольного вещества, прогрессивно растет число разорванных связей в алифатической части макромолекул угля.

Комплексные термобарогеохимические исследования описанных выше зон флюидизации показывают, что для песчаников и аргиллитов, находящихся на удалении от очага выброса, характерны простые декриптограммы с двумя основными интервалами газовыделения (40-120 и 180-440 °С) с максимумами 280-280 "С

При приближении к очагу выброса и в непосредственной близости от него (20-30 м) на декриптограммах вмещающих пород появляются дополнительные эффекты газовыделения в среднетемпературной области (140-250 °С), связанные, очевидно, с формированием описанных выше вторичных гидротермальных минералов. Одновременно наблюдается сдвиг основных максимумов декриптации на 30-50 "С в область более высоких температур, увеличивается общая флюидоносность проб (в 2-2,5 раза) по сравнению с фоновыми значениями, резко возрастают коэффици-

„ У восстановлен« ых газов

енты газоносности И восстановленное™ флюидов ( *в ~ ^окисленных газов )■

В пробах из периферии очагов выброса на газовых хроматограммах выявляются более тяжелые углеводороды (С2Н4 и C2CJ, а также H2S и S02, тогда как содержание Н20 резко падает.

Еще более контрастные различия в результатах вакуумной декриптометрии проб выявляются по энергетическим показателям флюидоактивности F. Так, например для вмещающих песчаников из шахты Краснодонецкой величина F-показате-ля по мере перехода от «спокойного» угля к выбросоопасной зоне флюидизации изменяется от 495,3 усл. ед, до 663.2 усл. ед. (см. рис.2).

Для вторичных гидротермальных минералов (кварц, кальцит, пирит), локализующихся в периферических участках зон выброса, характерны эффекты декриптации флюидных включений в интервалах 220-240 "С (кальцит и пирит) и 280-300 °С (кварц), которые могут быть приняты за максимальную температуру гидротермаль-но-метасоматического процесса [31, 34]. Отметим, что аналогичные температурные интервалы минерапо- и рудообразования установлены для многочисленных гидротермальных жил Центрального Донбасса В.А. Калюжным (1983) и другими исследователями.

Выделенные по данным геологического картирования структурно-формацион-ные зоны флюидизации характеризуются интенсивной флюидогенной переработкой угля вблизи очагов выброса. По данным электронно-микроскопических исследований, в брекчиевидных разновидностях угля устанавливается широкий спектр новообразованных минералов: глобулярный пирит в ассоциации с гидротроилитом, сера самородная, микрокристаллиты мелантерита и гипса в виде параллельно-шестова-тых, спутанно-волокнистых и радиально-лучистых агрегатов.

Результаты вакуумной декриптометрии углей, отобранных из разных по степени флюидизации участков угольных пластов, обнаруживают сложную динамику ге-терофазных реакций в системе «уголь -флюид» и выявляют вполне определенные закономерности флюидогенной переработки угольного вещества в очагах выброса.

На значительном расстоянии от зоны выброса (150-200 м и более) вакуумные декриптограммы проб в целом аналогичны типовым термобарограммам для соответствующих марок угля. При подходе к выбросоопасным зонам существенно изменяются как общая газотворная способность (флюидоносность) проб, так и в особенности структура вакуумных декриптограмм В пробах угля Краснодонецкой шахты суммарное значение Р-показателя в зоне бронирования равно 936 уел ед. при отношении = 5. В очаге выброса ЭР = 877,0, а Р2,3/Р4 = 4. Таким образом,

наблюдается своеобразная инверсия динамики газовыделения при переходе от «спокойного» угля к очагу выброса.

Кроме того, в периферических зонах выброса для проб угля показательно появление дополнительных эффектов газовыделения в среднетемпературном интервале (130-300 °С), которые нередко имеют островершинную, взрывную конфигурацию.

Для интерпретации данных вакуумной декриптометрии углей и выявления форм нахождения в них метана особого внимания заслуживают результаты исследований их молекулярной и надмолекулярной структуры на туннельном микроскопе, полученные нами совместно с А.Т. Казаковым (1993) Согласно этим данным, во флюидизированном угле присутствуют три типа ультрамикроскопических структурных неоднородностей, в которых потенциально может находиться (и, по-видимому, находится) законсервированный метан. Первый тип таких структурных «вместилищ» газа - ультрамикроскопические субизометричные вакуоли, имеющие размеры порядка 200-300 А, стенки которых сложены плотноупакованными молекулами алифатики и двумерными ядерными (графитовыми) кластерами.

Второй тип структурных «вместилищ» флюида - тонкие щелевидные полости между ламеллями, построенными алифатическими группами молекул, Ширина таких щеле-видных полостей 10-20 А, длина и глубина измеряются десятками ангстрем.

Третий тип структурных «вместилищ» флюида - промежутки между правильно ориентированными, свитыми в виде жгутов и «елочек» цепями молекул алифатики, как бы ответвляющихся от центрального, более компактного тела ламеллей. Расстояния между такими ветвями «елочки» не превышают 4-5 А, т.е. в них могут поместиться только отдельные молекулы метана.

Опираясь на современные представления В.В. Гурьянова, В.Н. Труфанова и др. (2000) и проведенные исследования [35, 42] можно предположить следующие формы существования метана в зонах флюидизации угольных пластов:

• в свободном состоянии в трещинах и порах угля, при этом система подчиняется законам газового состояния;

• в состоянии твердого молекулярного раствора (абсорбированы), причем в этом случае система должна подчиняться закону Генри, т.е. количество поглощенного газа должно быть прямо пропорционально его давлению;

• в состоянии сконденсированной поверхностной фазы, т.е. концентрация газа у границы раздела «уголь - газ» больше, чем во всем остальном объеме (физическая адсорбция);

• в виде непрочных химических соединений (клатратов), которые обычно ме-тастабильны и существуют лишь при больших давлениях.

При изучении газоносности угольных месторождений важно правильно классифицировать поры угольного вещества по различию в видах движения газа через поры в зависимости от их размера.

Рассматривая разные формы нахождения метана в спокойных и флюидизиро-ванных углях, необходимо отметить, что их соотношения существенно различаются в зависимости от степени тектонической и метасоматической подготовки угольного вещества. В спокойных, ненарушенных углях преобладает адсорбированный ме-

тан, тогда как в зонах «бронирования» доминируют растворы внедрения газа в молекулярные структуры, а в зонах разгрузки угольных пластов - капсюлированный газ в виде клатратных соединений-включений. Эти различия, несомненно, влияют на интенсивность дегазации угольных пластов и должны учитываться при разработке геотехнологических методов извлечения угольного метана и других углеводородных газов.

Геохимические особенности углей в пределах зон флюидизации и выбросо-опасных участков угольных пластов изучены по результатам количественных и полуколичественных спектральных анализов угля. Анализы были сгруппированы по марочному составу, структурно-морфологическим и другим признакам угольных пластов при переходе от «спокойного» угля к зоне выброса и его продуктам. Проведенные исследования однозначно показывают зональное распределение геохимических параметров угля в зонах флюидизации [2, 5].

В направлении очага флюидизации происходит уменьшение зольности углей и вынос микроэлементов с относительным накоплением их в зоне «бронирования». Наиболее контрастно изменяются содержания титана. Гистограммы распределения концентраций в исследуемых углях германия, галлия, а также других элементов-примесей имеют полимодальный характер, обусловленный различными формами нахождения микроэлементов в углях. Воздействие процессов, приводящих к перераспределению (выносу, привнесу и изменению форм нахождения) микроэлементов в выделяемых зонах угольного пласта фиксируется и с помощью факторного анализа. В «спокойном» угле на распределение элементов оказывают влияние 4 фактора, один из которых можно интерпретировать как «зольность». Этот фактор организует распределение основной части концентраций железа, меди, кобальта около половины содержания титана, никеля, ванадия, марганца. Другая часть содержания этих элементов определяется следующим фактором, который можно определить как «органический», он не фиксирует баланс германия и галлия. При движении к очагу выброса число факторов, определяющих баланс макроэлементов, возрастает в зоне «бронирования» до в, а в продуктах выброса - до 5.

Отмеченное контрастное изменение содержания титана связано, несомненно, с изменением форм его нахождения: в зоне «бронирования» титан проявляет существенную положительную корреляционную зависимость с зольностью угля, отсутствующую в «спокойном» угле. Воздействие наложенных процессов приводит к преимущественно минеральной форме его нахождения и выносу этого элемента из органической части угля.

Еще более контрастно геохимические аномалии в зонах флюидизации выявляются методом расчета мультипликативных коэффициентов (Км) отношения содержаний привнесенных элементов-примесей (Си, РЬ, 2п, Ав, П,) к содержаниям базовых, аутиген-ных элементов-примесей в углях (Мп, V, ве, ва, Ва) (см. рис. 2).

Из данных видно, что в «спокойных», неизмененных углях Кн = 0,5, в переходной зоне флюидизации он увеличивается до 24,7, в зоне бронирования и полости выброса достигает 105-112, т.е. возрастает более чем в 200 раз.

Геохимические исследования углей, таким образом, выявляют зональность распределения элементов-примесей вокруг метанообильных, выбросоопасных участков, которая коррелирует с ореолами пропаривания и флюидогенной переработки, выявленными минералого-петрографическими и вакуумно-декриптометрическими методами. Наиболее чуткими индикаторами этой зональности являются титан, медь, барий, ванадий, галлий, германий, молибден, кобальт, сера.

Проведенные минералого-петрографические, вакуумно-декриптометрические и геохимические исследования углей и вмещающих пород на участках тектонических дислокаций и зонах флюидизации показывают, что процессы их флюидизации протекали в специфических геодинамических условиях, характеризующихся достаточно высо-

кими перепадами давления (по-видимому, порядка десятков бар) и положительными (по сравнению с фоном) аномалиями температур. Последние достигали 250-300 °С, т.е. с учетом региональных палеотемператур метаморфизации углей марок ОС-Т локальные превышения температур в зонах флюидизации составляли не менее 70-80 °С.

Такие перепады температур и давлений несомненно вызывали интенсивные явления физико-химического преобразования как самих углей, так и углевмещающих пород, что фиксируется четко выраженной метасоматической и геохимической зональностью вокруг выбросоопасных очагов. Очевидно также, что описанные выше геодинамические обстановки флюидизации предопределяли возможность периодического дросселирования флюидов, что вызывало дополнительную интенсификацию процессов массо-переноса и перекристаллизации исходных органических и неорганических компонентов углей. Природа и механизм этих процессов в значительной мере могут быть поняты в результате проведения модельных и натурных автоклавных экспериментов.

4. Теоретическое и экспериментальное моделирование процессов углеводородной флюидизации в угле и деструкции систем «уголь - газ» Теоретическое моделирование термодинамических состояний и развития неустойчивостей системы «уголь - газ»

Реальная система «уголь - газ» как изначально, так и при изменении условий в пласте является неоднородной. Сорбированный газ, как отмечено выше, неоднородно распределен в угольном веществе, само вещество неоднородно, что приводит к неоднородному распределению напряжений и давления в нем и в иерархической структуре пор. Поэтому газонасыщенный уголь моделировался двухфазной системой, представляющей собой твердую пористую фазу и свободный газ в порах, где твердая фаза образована угольным веществом и растворенным в нем газом (Гуфан, Мощенко, 1996).

При этом из принципа локального термодинамического равновесия, справедливого для реальной системы, для модели также вытекает справедливость принципа глобального термодинамического равновесия Т. Постон и И. Стюарт (1980), который и был положен в основу анализа поведения системы при изменении внешних условий. Внешние условия задавались горным давлением, действующим на систему со стороны вмещающих пород, и температурой, которая предполагалась'равной для обеих фаз. Учитывалось, что на систему действуют внешние напряжения, складывающиеся из горного давления и напряжений, возникающих за счет реакции вмещающих пород на изменение объема системы. Таким образом, в качестве управляющих параметров, характеризующих как изменение внешних условий и техногенное воздействие, так и свойства углей, использовались температура Т, горное давление С^, модули упругости К и сдвига К. угольной матрицы, модули упругости К, вмещающих пород, параметры сорбции, такие как теплота растворения газа 6 и модули набухания у [14, 33].

Используя эти параметры, рассчитывали термодинамические функции системы у (свободная энергия, потенциал Гиббса и т д.).

Анализ проводился для двух предельных режимов: для быстрых изменений внешних условий, с характерными временами порядка секунды, которые имеют место в области, непосредственно прилегающей к зоне техногенного воздействия, а также при различных динамических явлениях, и для медленных изменений, с характерным временем порядка суток и больше Такие явления протекают при геологических процессах, а также в основной массе пласта при техногенном воздействии.

Для проверки адекватности разработанной модели был проведен теоретический расчет зависимостей сорбционной емкости углей от давления газа при лабораторных условиях.

Получено, что для определенных марок углей при конкретном гаэосодержании и направленном изменении внешних условий в системе «уголь — газ» возникают мета-стабильные состояния, характеризующиеся повышенным энерго- и газозапасом. Возможен также переход (типа фазового перехода первого рода) этого состояния в стабильное с резким выделением энергии и газа Получено, что основными параметрами, влияющими на этот процесс, являются прочность углей (модуль сдвига) и газоемкость. В частности, для углей средней степени метаморфизма при газоемкости меньшей 40 м3/т метастабильные состояния не возникают, при газоемкости от 40 до 60 м3/т вероятность их возникновения отлична от нуля, а при большей газоемкости они обязательно возникнут, но только при определенных внешних условиях

Таким образом, процесс диспергации угля в случае развязывания аномального газодинамического явления может принимать характер самодеструкции и обусловлен изменением как механических, так и термодинамических параметров состояния системы «уголь - газ». С этих позиций существуют научно обоснованные предпосылки использовать свойства газонасыщенного угольного вещества, находящегося в метаста-бильном состоянии, для создания искусственных условий деструкции (саморазрушения) последнего внутри пласта с последующей интенсификацией газовыделения Этот принципиально важный вывод имеет большое значение для решения проблемы добычи метана из угольных месторождений, так как он является основополагающим при разработке критических технологий дегазации угольных пластов.

В соответствии с изложенной методикой осуществлены определения энергетического F-показателя деструкции систем «уголь - газ» при ВД-анализе проб угля, отобранных из угольны* пластов, залегающих в различных горно-геологических условиях, в том числе из зон флюидизации.

Проведенные вакуумно-декриптационный анализ и расчеты энергетических состояний показали, что в углях из зон флюидизации часть дефектов с высокой энергией связи (больше 2,5 эв) энергетически пересыщены и энергия их активации понижается до 1,5 эв. Это приводит к тому, что энергетически данные угли менее прочны, по сравнению с углями из спокойных зон, и для извлечения газа из таких углей требуются гораздо меньшие энергозатраты при внешнем воздействии.

Полученные результаты подтверждают ранее сделанные выводы о том, что участки угольных пластов, подвергшиеся процессам флюидизации, представляют наибольший практический интерес для постановки первоочередных опытно-промышленных работ по добыче метана из углегазовых месторождений [24].

Кроме того, из полученных данных следует, что основная часть «энергозапаса» системы «уголь - газ» в таких зонах приходится на низкотемпературные интервалы термодеструкции, где еще не происходит термического разложения угольного вещества и газовыделение связано с высвобождением флюидных компонентов из структуры НМО. Это означает, что F-показатель таких углей является энергетической характеристикой, которая коррелирует с энергией активации процессов распада твердых углегазовых растворов и клатратных соединений-включений, разрушающихся в низко-сред-нетемпературных интервалах дегазации каменных углей.

На основе отмеченных теоретических построений проведено экспериментальное моделирование процессов углеводородной флюидизации на автоклавной установке БАР-1 и сравнительный анализ экспериментально флюидизированного угля с природными углями из выбросоопасных зон.

В первой серии экспериментов (группа А) по моделированию процессов флюидизации ископаемых углей исходные пробы угля марок К, ОС и Т загружались в реакционную камеру автоклава на 2/3 ее объема и заливались дистиллированной водой до 90% заполнения объема. Автоклав герметизировался и нагревался до

температуры 120-250 "С (в разных опытах), причем давление в реакционной камере достигало 5-40 бар соответственно. Автоклав выдерживался при заданных РТ-параметрах до двух суток и затем медленно охлаждался до комнатной температуры При вскрытии реакционной камеры автоклава во всех случаях наблюдалось однотипное, но разное по интенсивности изменение структуры и текстуры угля, заключающееся в разбухании его фрагментов и частичной их дезинтеграции При этом максимальное изменение структурно-морфологических особенностей угольного вещества происходило при максимальных РТ-параметрах экспериментов в углях марок К и ОС.

Рентгенометрическое и ИК-спектроскопическое изучение проб углей после их обработки водой в стационарном режиме не выявило существенных изменений молекулярной и надмолекулярной структуры угольного вещества. Обнаружено лишь незначительное ослабление рефлексов и полос поглощения, присущих минеральным примесям - кварцу и карбонатам, что, очевидно, вызвано их выщелачиванием и переходом в водный раствор, о чем свидетельствует и увеличение рН последнего до 7,5-8,0.

Более существенные изменения в структуре и свойствах угля обнаруживаются в экспериментах с генерацией в камере автоклава водно-метановой смеси. Для ее получения рабочий объем автоклава заполнялся дробленым углем, карбидом алюминия и ампулами с водой. Последние при нагревании до 120 "С вскрывались и в результате реакции карбида алюминия с Н20 генерировался метан.

В стационарных опытах с воздействием на уголь водно-метановой смесью в соотношении Н20:СН4 от 4/1 до 3/1 наряду с явлениями разбухания и дезинтеграции угольных фрагментов наблюдалось их частичное слипание (агрегация) или цементация (в углях марки К) новообразованными продуктами, представляющими собой аморфизованную углеродистую (смолоподобную) массу Последняя образовалась, очевидно, в результате частичного термического растворения и гидрогенизации угольных фрагментов

Вакуумная декриптометрия образцов угля, флюидизированного в стационарном режиме, обнаруживает возрастание максимумов газовыделения в области низких температур (100-120 °С) при незначительном снижении эффектов в высокотемпературной (400-600 °С) зоне. Одновременно в интервале 150-200 °С появляется слабовы-раженный дополнительный максимум газовыделения, отсутствующий у исходных проб и связанный, очевидно, с процессами консервации флюида в РТ-условиях эксперимента. В составе газов, наряду с исходными компонентами, обнаруживается примесь С02 и следы в02, что, вероятно, связано с окислением органического вещества и Ре32 и разложением карбонатов

В серии экспериментов группы «Б» в реакционную камеру автоклава помещайся карбид алюминия и запаянные ампулы с дистиллированной водой, а издробленный до фракции 3,0 мм уголь - в переходник установки БАРИ, отделенный от автоклава дырчатой мембраной. Таким образом, в отличие от опытов первой серии непосредственный контакт угля с водно-углеводородной смесью отсутствовал до вскрытия ампулы с водой и протекания реакции ее с карбидом алюминия. Вскрытие происходило при температуре 150 ± 5 "С, и последующая фильтрация водно-метанового флюида через мембрану и далее через угольную массу осуществлялась в режиме постепенного нагрева и последующего спада температуры от 180-200 до 50 "С и давления от 50 до 1 бар. Тем самым моделировалась ситуация с постепенным просачиванием (фильтрацией) флюида в формирующийся очаг (зону) флюидизации по тектоническим нарушениям при относительно небольших флуктуациях температуры и давления (на входе Т = 200 "С, на выходе - 50 "С, Р = 50 и 1 бар). Каждый опыт повторялся до 8-10 раз

Вскрытие автоклава после экспериментов показало, что уголь в переходнике, непосредственно подвергавшийся воздействию струи флюида на выходе последнего

из реакционной камеры («горячая зона»), интенсивно корродирован во всем объеме и частично диспергирован до фракции менее 0,1 мм, что отчетливо видно по результатам гранулометрического состава проб В средней зоне переходника на угольных частицах отмечается отложение сажистого и тонковолокнистого углерода в виде пленок и вискеров, колломорфных агрегатов, обволакивающих корродированные фрагменты угля.

Уголь здесь уплотнен, отдельные зерна его сцементированы в общую массу. На выходе из переходника состав, текстура и структура угля снова изменяются Здесь уголь превращен в «дресву», погруженную в жидкоподобную ипи водно-битумную эмульсию, имеющую характерный «керосиновый» запах. В ее составе определены фенолы (12,6%), осмоляющиеся вещества (40,2%), асфальтены (3,1%), жидкие углеводороды, извлекаемые петролейным эфиром (32,1%), карбоновые кислоты, органические основания, эфиры (2,5%), которые являются типичными продуктами низкотемпературной деструкции и гидрогенизации угля [21-23].

В составе газов на выходе из переходника установлены, кроме СН4 и Н20, следующие газы: С02, СО, S02, Н2, NH3, С2Н2, С2Н4, также характерные для начальных стадий термической гидрогенизации углей. Представляет интерес появление в составе газов непредельных углеводородов и, в частности, ацетилена, присутствие которого резко повышает взрывоопасность такой газовой смеси.

Весьма специфичным является поведение кремнезема. В исходном угле присутствие тонкодисперсного кварца четко устанавливается по характерным дифракционным максимумам на рентгенограммах (3,34 КХ, 1,81 КХ и др.) и максимумам поглощения на'ИК-спектрах 1080-1096 см-1, 798-800 см-1, 460-480 см~1. В искусственно флюидизированном угле (I зона переходника) эти рефлексы резко уменьшаются или исчезают полностью, тогда как в угле из II зоны появляются широкие полосы поглощения в области 2220 сиг1 и 834 см-1, которые могут быть отнесены к соединениям типа R,SiH. В продуктах переработки на выходе переходника (III зона) снова фиксируются характерные эффекты на рентгенограммах и ИК-спектрах, которые обусловлены присутствием а-кристобалита (халцедона).

В образцах,'отобранных по разрезу природных зон флюидизации, интересно поведение железосодержащих минеральных фаз. В отличие от «спокойного» угля, во флюидизированных зонах количество пирита, сидерита и вюстита закономерно падает при одновременном росте содержания железа «органического» и FeS04. В выброшенной из полости выброса массе угля содержание FeS2 и FeO существенно возрастает по сравнению с зоной «бронирования».

В модельных экспериментах также обнаруживаются аналогичные значительные признаки растворения, переноса и переотложения отмеченных минералов. Причем в продуктах термической гидрогенизации угля (на выходе струи флюида) резко возрастает содержание FeO и Fe-органичвского, т.е. восстановленных форм железа

По данным эмиссионного спектрального анализа в процессе флюидизации углей происходит интенсивный вынос и перераспределение ряда элементов-примесей. Так, например, содержание бария, титана, цинка, свинца в I зоне переходника уменьшается в 5-6 раз, во II зоне - в 3-5 раз, а в III зоне увеличивается более чем на порядок по сравнению с исходными углями.

В опытах третьей серии (группа В) при ударном воздействии струи флюида на угольный образец происходит интенсивная дезинтеграция угольных фрагментов с резким увеличением тонкодисперсного материала, причем количество последнего возрастает при более высоких перепадах давления.

Как показывают результаты рентгеноструктурного ЭПР и ИК-спектрографи-ческого методов анализа, при ударном воздействии струи флюида на угольный

образец происходит еще более интенсивное, по сравнению с предыдущими экспериментами, разрушение его надмолекулярной структуры и уменьшение степени упорядоченности угольного вещества. Об этом же свидетельствуют и данные вакуумной декриптометрии, показывающие увеличение эффектов в области 200300 "С и снижение их при 400-600 °С.

На выходе из переходника, как и в опытах второй серии, наблюдается интенсивное растворение угольных частиц и образование аморфизованной смолоподобной массы, в составе которой определены жидкие углеводороды, жирные кислоты, асфальтены, нафтены, полиэфиры, характерные для жидкофазной гидрогенизации угля. На дроссельной мембране отмечается зональное отложение серебристо-серого (в центре) и сажистого черного (по периферии) новообразованного углерода в виде микроглобулярных агрегатов и каркасных гексагональных кристаллов графита, которые погружены в тонкодисперсную аморфизованную углеродистую пленку. Последняя после 7-8 циклов переработки угля обнаруживает взрывоопасные свойства при механическом на них воздействии.

Таким образом, в результате фильтрации или дросселирования водно-метанового флюида в испытуемом угле образуются три зоны, отличающиеся по характеру флюидогенной переработки исходного вещества: зона диспергации и термического растворения (на входе струи флюида); зона перекристаллизации и уплотнения (в средней части переходника) и зона жидкофазной гидрогенизаци (на выходе струи флюида). Образование этих зон подтверждается не только визуальными оптико-микроскопическими, но и более точными рентгенометрическими, ИК-спектроскопи-ческими и вакуумно-декриптометрическими методами.

Весьма показательными являются результаты сравнительного рентгенострук-турного, ИК-спектроскопического и вакуумно-декриптометрического анализа проб углей, обработанных в установке БАР-1, с пробами, отобранными но ряду пластопе-ресечений в исследованных выбросоопасных пластах (шахты «Ждановсхая», «Крас-нодонецкая», № 17 и др.) по мере приближения к зонам флюидизации и в самих зонах (очагах) опасных газодинамических явлений. Эти результаты обнаруживают достаточно близкую или однотипную картину изменения структурных, вещественных и газодинамических свойств углей в природных углях по мере продвижения к зоне флюидизации и в искусственно флюид изиро ванных пробах аналогичных углей.

Таким образом, прослеживется четкая аналогия по рентгенометрическим и рент-геноструктурным и другим признакам свойств углей, находящихся в зонах флюидизации вблизи взрывоопасных очагов, с подобными зонами, образующимися при модельных опытах по дросселированию углеводородно-водных флюидов через издробленный уголь в переходник установки БАР-1; зона I - диспергации и термического растворения = внутренний очаг выброса; зона II - перекристаллизации и уплотнения = зона «бронирования» в пласте угля; зона III - жидкофазной гидрогенизации = периферия очага выброса [42].

Способы прогнозирования и обнаружения мвтанообильных зон

Экспериментальное и геотехнологическое моделирование описанных геодинамических ситуаций, проведенное в пределах Краснодонецкой, Садкинской и Божков-ской угленосных площадей В. Донбасса, с привлечением результатов ранее проведенных исследований на других месторождениях Донбасса позволяет предложить способы прогнозирования и обнаружения метанообильных зон (участков) в угленосных отложениях и обсудить результаты их применения в пределах отмеченных выше территорий. Для решения поставленной задачи разработана трехуровневая система

прогнозирования и обнаружения зон флюидизации, включающая использование данных, полученных при геолого-геофизическом картировании территории, бурении геологоразведочных скважин и проведении подземных подготовительных и эксплуатационных выработок в процессе отработки угольных месторождений.

Полученные материалы и новые методы геолого-геофизических исследований ме-танообильных зон, результаты которых частично изложены выше, дают возможность прогнозировать и выделять наиболее перспективные участки для постановки поисково-оценочных работ на углеметановых месторождениях. [14, 24, 26, 29].

Обобщение современных углепетрографических, физических, физико-химических, геохимических и термобарогеохимических методов исследований ископаемых углей позволило выявить ряд дистанционных признаков обнаружения газообильных зон, основанных на «тонком» анализе вещества. К таким прогнозным признакам прежде всего относится закономерное качественное и количественное изменение состава геохимических примесей в углях при приближении к зонам флюидизации, на этом основан описанный выше геохимический способ обнаружения метанообильных зон, сущность которого состоит в площадном и объемном геохимическом картировании углепородного массива с отбором представительных проб углей и вмещающих пород для эмиссионного спектрального анализа (или используются имеющиеся результаты). По полученным данным строятся геохимические профили и разрезы, вычисляются мультипликативные коэффициенты, максимальные значения которых характерны для участков флюидогенного преобразования углей и вмещающих пород.

Вакуумно-декриптометрический способ обнаружения флюидоактивных зон в угольных пластах и углевмещающих породах основан на регистрации эффектов газовыделения, возникающих при нагревании в вакууме углей, минералов, горных пород и других твердых веществ в результате микровзрывов флюидных включений, термодеструкции и фазовых переходов в системе «уголь - порода - флюид». Сравнительный анализ декриптационной активности исследуемых проб обеспечивает оценку газоносности углей и выявление метанообильных зон в угольных пластах на расстояниях до 100-150 м от потенциального центра зоны флюидизации.

Электромагнитный способ прогнозирования и оценки метанообильных зон в угольных пластах базируется на малоизученном явлении взаимодействия собственного объемного электрического заряда, аккумулированного углем в процессе его регионального метаморфизма и локальной флюидизации, с внешним электромагнитным излучением, вызывающим индуцированную поляризацию и ответный сигнал исследуемого образца. Величина этого сигнала определяется совокупностью вещественно-структурных, электрофизических и поляризационных свойств угольного вещества и коррелиру-ется с потенциальной флюидоактивностью углей, что обеспечивает возможность обнаружения метанообильных зон по аномальным значениям величины индуцированного эффекта электромагнитной поляризации с применением разработанных при участии автора оригинальных приборов типа ЭВД-ЭДИП (патент РФ № 2078335 от 27.04.1997) [8, 10, 12, 19, 36].

Ядерно-гамма-резонансный способ обнаружения метанообильных зон в угольных пластах основан на использовании эффекта резонансного поглощения гамма-квантов определенной энергии ядрами атомов изотопа железа-57, которое постоянно присутствует в органической и неорганической массе ископаемых углей. Как было показано, относительные количества железосодержащих фаз (пирит, сидерит, вюстит, мелантерит, «органическое» железо), определяемые с высокой точностью ЯГР-методом, существенно различаются в спокойных и флюидоактивных углях, что дает возможность выделять при опробовании угольных пластов участки локального

развития процессов углеводородной флюидизации и метасоматоза углей, в которых наиболее вероятно возникновение аномальных скоплений угольного метана

Применение описанных специальных методов прогноза наряду с геопого-геофизи-ческими и другими стандартными методами обеспечивает значительное повышение достоверности прогнозирования и выявления метанообильных зон в угольных пластах и вмещающих породах.

5. Геотехнологические методы оценки способности угольных пластов к газоотдаче

В сложной и многогранной проблеме угольного метана, затрагивающей практически все аспекты деятельности угледобывающих предприятий, одно из важных мест занимает решение комплекса задач, связанных с научно обоснованным прогнозом газоотдачи ископаемых углей на всех стадиях геологоразведочных и эксплуатационных работ Не подлежит сомнению, что создание и совершенствование эффективных технологий заблаговременного извлечения метана из угольных пластов непосредственно связано с разработкой достоверных методов оценки их потенциальной газоотдающей способности [13,16, 22, 29, 35].

Способность угольных пластов к газоотдаче зависит от сочетания многих факторов и критериев, которые условно можно разделить на три группы:

• геолого-структурные и геодинамические;

• физико-механические свойства угля и вмещающих пород;

• газокинетические (диффузионные и вакуумно-декриптометрические) факторы.

Показано, что на стадии регионального изучения недр возможна фактически только качественная оценка потенциальной газоотдачи угольных пластов, а на стадии поисково-оценочных работ - выделение перспективных площадей и метанообильных зон в угольных пластах.

Наиболее полную информацию о факторах и критериях оценки газоотдающей способности углей можно получить на стадиях детальной разведки метаноугольных месторождений. Для реализации разработанной методики на этих стадиях составлена новая классификация угольных месторождений, учитывающая их деление на четыре класса по газоотдающей способности углей с потенциальными коэффициентами газоотдачи от 0,1 до 0,8, а также предложены соответствующие номограммы для определения этих коэффициентов.

Ранжирование геолого-структурных факторов и критериев можно провести по трем группам - планетарного, регионального и локального масштаба.

Следует заметить, что все крупнейшие угольные бассейны эвгеосинклинальной группы (Донецкий, Печорский, Кузнецкий) располагаются в активных геодинамических зонах на границах континентов и прошли через стадии растяжения, а затем сжатия и тектоно-магматической активизации (A.A. Тимофеев, В.Ф. Череповский, И.И. Шарудо (1979), Н.И. Погребнов (1985)).

В.Е. Забигайло и В.И. Николин (1978) обращают внимание на то обстоятельство, что в Донецком бассейне наиболее благополучными факторами газоотдачи являются максимальные значения отношения величины природной газоносности углей к объему порового пространства, максимальное значение содержания газов в угольных пластах (при vd-= 22%), минимальная прочность и пористость углей (при v0- и 20-26%) и максимальное содержание высших углеводородов в составе природных газов (при Vй« 24%).

С отмеченными факторами хорошо коррелируется зависимость газоотдачи угольных пластов от петрографического состава углей, проявляющаяся в том,

что при одинаковом марочном составе углей повышенные содержания инертени-товых компонентов благоприятно влияет на интенсивность газовыделения. По данным В.И. Саранчука (1988) критическими значениями являются содержания инертенита более 25%.

Анализ геолого-структурных факторов газоотдачи угольных пластов дает возможность провести классификацию угольных месторождений по их перспективности в отношении добычи угольного метана (таблица).

Связь величины газоотдачи углей с проявлениями малоамплитудных разрывных нарушений в угленосной толще была статистически исследована применительно к условиям Донецкого бассейна. При этом удалось установить, что наименьшей газоотдачей отличаются сквозные продольные и диагональные сбросы. Наибольшая газоотдача характерна для продольных, особенно согласных и несогласных несквозных взбросов и надвигов, локализующихся вдоль кровли угольных пластов, поперечных взбросов, а также тектонических зон, образованных сближенными малоамплитудными разрывами продольных и диагональных микрогорстов.

Проведенным анализом установлено, что пространственное положение объектов с повышенной газоотдачей относительно крупных складчатых структур первого и второго порядков в значительной мере определяется тем, что с крупными линейными складками тесно связана конфигурация выходов в приповерхностные горизонты изометаморф-ных зон, представленных жирными, коксовыми, спекающимися и другими углями Выразительным примером данного положения служит Донецкий бассейн, где полосообраз-ные выходы углей названных марок протягиваются вдоль крыльев главной антиклинали (у ее западного окончания), Кальмиус-Торецкой котловины, Северной зоны мелкой складчатости и др. [23].

Описанные выше явления удовлетворительно объясняются повышенной концентрацией метана в структурных ловушках, а также значительной деформацией пластов угля в местах резких перегибов вследствие наиболее интенсивного проявления здесь процессов межслоевого трения и внутрипластового течения угольного вещества, приводящего к дезинтеграции и снижению механической прочности угля, повышающих его выбросоопасносггь.

Мелкая пликативная нарушенность, выражающаяся в существовании деформаций с вертикальной амплитудой, как правило, не превышающей 10 м, является довольно распространенным элементом структуры угленосных толщ, затронутых складкообразованием. В большинстве случаев такие мелкие складки плохо выявляются в процессе геологоразведочных работ и обнаруживаются лишь при вскрытии угольных пластов эксплуатационными горными выработками.

Глубина вскрытия угольных пластов в различных частях бассейнов и месторождений, обусловленная сложной совокупностью геодинамических процессов и в свою очередь влияющая на состояние угольных массивов, справедливо считается существенным фактором способности углей к газоотдаче.

Исследования влияния влаги на сорбционную способность угля выполняли И.Л. Эттингер, Г.Д. Лидин, В.Д. Ходот (1988) и другие авторы [23, 42]. В результате было установлено:

• первые порции сорбированной сухим углем влаги (до 1,6%) очень прочно удерживаются в сорбционном объеме и не десорбируются даже при длительном откачивании под вакуумом;

• при увлажнении каменных углей до величины, близкой к их обычному воздушно-сухому состоянию (1,6-2,5%), их сорбционная способность изменяется от 60 до 70% по отношению к первоначальной, а дальнейшее увлажнение до насыщения параму воды вызывает падение сорбционной метаноемкости

Обобщенная модель влияния геолого-структурных и геодинамических факторов на величину газоотдачи угольных пластов

№ Основные элементы геодинамических сситуаций Условия и характеристики, определяющие способность углей к газоотдаче Степень и значимость факторов, влияющих на гвэоотдачу Величина гаэоотдачи

1 Структурно-генетическая принадлежность угольных бассейнов и месторождений Принадлежность бассейна (месторождения) к группе с эпигеосинклинальным режимом углеоб-разования Гпавный Высокая

2 Степень постдиагенетического преобразования угля Уголь представлен жирными, коксовыми, спекающимися разновидностями, Vм» 12-28% Главный Высокая

3 Наличие слоев механически твердых пород в кровле угольных платов Залегание слоев песчаника мощностью более 3-5 м на расстоянии, превышающем мощность пласта менее чем в 6 раз Второстепенный Низкая

4 Малоамплитудная дизъюнктивная нарушенность Продольные несквозные взбросы и надвиги, согласные и несогласные взбросы и микронадвиги у верхних границ угольных пластов, поперечные взбросы Определяющий Средняя

5 Крупная складчатость Пликативные структуры, определяющие выход в приповерхностные горизонты жирных, коксовых, спекающихся углей и крутое (опрокинутое) залегание пластов Второстепенный Низкая

6 Средняя и мелкая пликатмвная нарушенность Антиклинальные перегибы, обусловливающие формирование структурных ловушек газа; плика-тивная нарушенность, определяющая крутое и опрокинутое залегание пластов, интенсивную дезинтеграцию угля Определяющий Средняя

Обобщенная модель влияния геолого-структурных и геодинамических факторов на величину гезоотдачи угольных пластов (окончание)

N8 Основные элементы геодинамических сситуаций Условия и характеристики, определяющие способность углей к газоотдаче Степень и значимость факторов, влияющих на гаэоотдачу Величина гаэоотдачи

7 Современная глубина залегания угольных пластов Фактические значения глубины залегания угольных пластов больше, чем критические Главный Высокая

8 Направление и скорость новейших и современных тектонических движений Повышенная интенсивность современных поднятий, контрастные новейшие и современные движения Второстепенный Низкая

9 Магматизм Интрузивные и гидротермальные процессы, приводящие к локальному проявлению термального метаморфизма и флюидизации угля, повышению его газоносности и гаэоотдачи Определяющий Средняя

10 Гидротермальная деятельность и флюцдиэация углей Присутствие метанообипьных зон флюидизации в угольных пластах с аномальными газопроявлениями Главный Высокая

еще на 15-20% от первоначальных значений. Поэтому насыщенные влагой угли отличаются низкой способностью к газоотдаче.

Общеизвестным является факт прямой зависимости интенсивности газовыделения из угольных пластов от их мощности, обусловленной высокой удельной газонасыщенностью и сложностью внутреннего строения продуктивной пачки. Вместе с тем более точным является понятие мощности углегазовой пачки, состоящей из углепородного блока, включающего несколько сближенных угольных пластов относительно малой мощности с раздувами и другими структурно-морфологическими особенностями локального характера.

Наиболее благоприятным является пологое или горизонтальное залегание угольных пластов, при котором осуществляется максимальная сохранность содержащихся в них флюидных компонентов При увеличении углов падения углегазовой пачки способность их к газоотдаче существенно снижается вплоть до практически полной их дегазации при крутых (более 50°) углах падения пластов.

Установлено, что в качестве базовых показателей, определяющих способность угольных пластов к газоотдаче, целесообразно рассматривать взаимосвязь следующих свойств угля: прочность - трещиноватость - газопроницаемость.

Наиболее информативными газокинетическими факторами, влияющими на потенциальную способность углей к газоотдаче, являются их диффузионные и вакуумно-декриптометрические характеристики.

Анализ отмеченных геолого-структурных, физико-механических и газокинетических факторов и критериев газоотдачи угольных пластов методами многомерного корреляционного анализа позволил получить основные статистические параметры и факторные веса этих параметров.

Приведенная обобщенная геодинамическая модель способности углей к газоотдаче содержит перечень таких характеристик элементов геолого-структурных и геодинамических ситуаций, реализация которых по отдельности или в различных сочетаниях влияет на величину газоотдачи угля, при этом выделяются наиболее сильно влияющие (главные), существенные (определяющие) и менее влиятельные (второстепенные) факторы.

На стадии поисково-оценочных работ для прогностических целей могут эффективно использоваться информативные показатели и критерии газоотдающей способности углей, относящиеся в основном к геолого-структурным особенностям формирования метаноугольных месторождений, а также в ограниченном объеме признаки, характеризующие физико-механические свойства угля и вмещающих пород, геологического строения и газоносности метаноугольных месторождений.

Кроме региональных горно-геологических условий, определяющих эффективность газоотдачи углей, существенное влияние на нее оказывают локальные особенности геологического строения разведочных участков, такие как углы падения пласта, наличие мелкоамплитудной нарушенности, ориентировка доминирующей системы эндогенной трещиноватости.

Наиболее газоносными структурами являются не имеющие выхода на дневную поверхность брахиантиклинали сундучнообразной формы с широкими и пологими сводами и крутопадающими крыльями.

На стадии разведки конкретного углегазового месторождения появляется возможность наиболее полного учета факторов, определяющих способность угольных пластов к газоотдаче. При проведении разведочных работ угленосная толща исследуется различными методами, а образцы уг^^од^^^^д^^^сесторонним лабораторным испытаниям. Полученные материалы ¿^гнозфовать газоотдающую

I СПемрвург [

5 08 М ш Л

способность углей на основе изучения структуры угольного пласта, его тектонической нарушенности и коллекторских свойств, по физико-химическим, электрофизическим, диффузионно-кинетическим и вакуумно-декриптометрическим параметрам.

На основании проведенных исследований построена номограмма для определения коэффициента газоотдачи угольных пластов ло геолого-структурным, геодинамическим, физико-механическим и газо-кинетическим параметрам, позволяющая угли Восточного Донбасса разделить на 4 основных класса [35, 42]:

А - угли с низкой газоотдающей способностью и практически не отдающие метан во всем интервале их метаморфических преобразований и при применении возможных методов интенсификации (Кг 5 0,1) ;

В - угли со средней способностью к газоотдаче в естественных условиях и при использовании механических, физико-химических и виброволновых методов интенсификации газовыделения (0,1 £ Кг 5 0,5);

С - угли с высокой газоотдающей способностью в естественных условиях и при использовании механических методов интенсификации газовыделения (Кг - 0,5-0,6);

О - угли с аномально высоким газовыделением в естественных условиях (локализованные в зонах флюидизации), а также в условиях применения бароградиентных и виброволновых методов интенсификации газоотачи (0,6 ^ Кг < 0,8).

6. Оценка перспектив освоения угольного метана на месторождениях Восточного Донбасса скважинными технологиями

Зоны флюидизации в углвпородных массивах как потенциальные источники углеводородных газов

Известные и выявленные нами особенности, характеризующие образование ме-танообильных зон флюидизации (в крайнем выражении выбросоопасных очагов), угольных ппастах приводят к следующей модели образования метанообильных зон флюидизации (участков) в угольных пластах [3, 4, 23, 42].

1. Аномально метаноносными (выбросоопасными) бывают разные угли (от Г до А включительно), поэтому следует ожидать, что свойство локального взрывопо-добного саморазрушения углей возникает при наложении на угли разных марок единой причины - определенного природного физико-химического процесса. Сущность этого процесса - аномальное насыщение угля газами и создание потенциальных очагов сверхвысокого флюидного давления, в которых система «уголь - флюид» находится в метастабильном, энергетически пересыщенном состоянии.

2. Метанообильными являются чаще всего угольные пласты сложного строения, неоднородного петрографического состава, повышенной восстановлен-ности, сернистости и битуминозности (и все эти характеристики обычно переменчивы в пространстве), логично заключить, что такие очаги сверхвысокого флюидного давления формируются при наложении на угли разных степеней углефикации флюидных потоков второго и третьего этапов, приводящих к частичному и неравномерному преобразованию углерода углей в различные углеводороды [41]. По этой причине наблюдаются существенные различия в свойствах и адекватном поведении углей при внешнем воздействии, находящихся в «зоне бронирования» и в самом очаге выброса.

3. Сопоставление микроструктур экспериментально флюидизированных углей и «бешеной муки» указывает на то, что спонтанное саморазрушение угля в

«бешенную» муку — следствие распада преимущественно битумоидной пленочной фазы, разделяющей микрофрагменты витренита и пакеты углерода. Массовое выделение из рассеянных в угле битумоидов, сжатых и растворенных газов преобразует массивный уголь в газо-пылевую смесь, способную к многократному саморасширению и мгновенному истечению из камеры выброса. Избыточное давление этой саморасширяющейся системы (до 150160 бар), по-видимому, равно разнице между силой сжатия пласта угля и флюидным давлением на этапе гидрогенизации (битуминизации) угля, когда система была термодинамически уравновешена, и современной нагрузкой (горным давлением) на неравновесную систему.

4. Процесс формирования очагов сверхвысокого давления в углях (и вмещающих толщах) протекал в полуоткрытой системе и сопровождался явлениями метасоматоза с выносом одних и привносом других веществ. С этим связано возникновение зональности флюидизированных углей и обогащение их определенными элементами. Особого внимания в этой связи заслуживает проблема так называемых «кварцевых песчаников» («русловых фаций») - пород, часто тесно ассоциирующихся с выбросоопасными углями и нередко обладающих такими же «взрывными» свойствами. Породы эти в Донбассе традиционно понимаются как специфические осадочные образования, что является, возможно, петрографической ошибкой.

Описанная модель формирования метанообипьных зон флюидизации и очагов выбросов угля и газа органично включает в себя некоторые представления и следствия «энергетической» теории М.А. Садовского (1991), во многом уточняя их, как первое приближение в описании явлений флюидизации. Концепция, предлагаемая нами, представляет собой следующий шаг в понимании природы возникновения зон выбросоопао-ности в угольном пласте и механизма их разрушения как общей причины возникновения опасных газодинамических явлений [42].

Отличительной особенностью модели является использование не только представлений механики разрушения сплошных сред, но, главное, проникновение в физико-химическую и геохимическую сущность процессов, происходящих во времени в породно-угольном массиве при различных на него влияниях Это дает возможность учитывать особенности атомарно-молекулярного строения системы «уголь - газ» и представления о разрушении как явлении, обусловленном разрывами химических связей, наступающих при нарушении термодинамического равновесия в системе «уголь - газ».

Как следует из приведенных выше данных, зоны флюидизации в угольных пластах и углевмещающих породах отличаются не только тектонической и структурной нарушенностью углепородного массива, но и прежде всего значительными аномалиями природной газоносности и флюидоактивности слагающих эти зоны угленосных пород. В этой связи вполне логичным представляется их оценка как потенциальных источников углеводородных газов Эти особенности зон флюидизации рассмотрены ниже на примере наиболее детально изученного нами Краснодонецкого метаноугольного месторождения В. Донбасса.

Гэолово-гвотвхнологичвская характеристика Краснодонецкого уяпеметаноеоео месторождения

В недрах Восточного Донбасса содержатся значительные ресурсы метана в угольных пластах. Из 319 разведанных или эксплуатируемых шахтных полей и их участков, известных на этой территории, 49 могут рассматриваться как углегазо-вые объекты с потенциальными ресурсами метана, имеющими практическое значение.

Оцененные ресурсы метана, сосредоточенного в угленосных свитах Восточного Донбасса до глубины порядка 1700 м, составляют 450-500 млрд м3, из них связанные с разведанными запасами угля - 100-120 млрд м3. Наибольшие скопления угольного метана находятся в следующих геолого-промышленных районах:

• Каменско-Гундоровском (шх. «Центральная», «Изваринская», «Донецкая», «Гундоровская», «Западная»; участки Южно-Каменские Ns 1,3,3; Южно-Ка-менская площадь) - 30456 млн м3;

• Сулино-Садкинском (участок Садкинский-Северный) - 3300 млн м3;

• Белокалитвинском (шх. № 5 «Белокалитвинская»; участки: Васильевские № 4-6, Горняцкий-Западный, Богураевский-Глубокий, Дяди некая площадь) -7500 млн м3;

• Тацинском (ДАО шх. «Тацинская», участок Быстрянский) - 3800 млн м3;

• Краснодонецком (ШУ «Краснодонецкое», участки: Замковый, Глубокий, Крас-нодонецкий № 1) - 5500 млн м3.

Как показал сравнительный анализ, наиболее перспективным для организации первой очереди опытно-промышленного полигона по заблаговременному извлечению метана является Краснодонецкий геолого-промышленный район, расположенный в пределах одноименной синклинали [22].

Краснодонецкая мульда (синклиналь), приуроченная к полосе мелкой складчатости В. Донбасса, разведана на глубину залегания угленосных свит карбона C24-C3\ На ее южном крыле более 80 лет отрабатывается угольный пласт т81, на остальной площади выделены перспективные участки для промышленного освоения угольных пластов.

В рассматриваемой продуктивной толще отмечены следующие выдержанные и невыдержанные по площади угольные пласты и пропластки с высокой газоносностью (10-30 м3/т угля) и изменениями мощности в интервале: м81 - 0,35-3,05 м; м,- 0,311,18 м; м,° - 0,18 - 0,61 м; м,1 - 0-0,7; м,2 - 0-0,43 м.

Согласно геологическим данным, максимальная газоносность угольного пласта т,1 на достигнутых глубинах эксплуатации должна составлять 40 мэ/т г.м. Фактическая метанообильность горных выработок в 1996-1997 годах находилась в пределах: абсолютная - 43-83 м3/т, относительная - 63-77 м3/т с.д.

В связи с этим при отработке пласта гп,1 на шахтах «Синегорской» № 17 и «Краснодонецкой» широко применялись противовыбросные мероприятия, в том числе сотрясательное взрывание и превентивная дегазация угольных пластов-спутников. За последнее десятилетие среднегодовой дебит метана в горные выработки достиг 6,3 млн м3/год, при фактической добыче угля 343,7 тыс. т/год.

Важной особенностью тектонического строения месторождения является присутствие описанных выше «зон флюидизации».

Минералогическими признаками существования таких зон, выявленных при геотехнологическом картировании и опробовании угольного пласта me1 в пределах горных работ «Краснодонецкого» ШУ, являются кварц-карбонатно-сульфидные прожилки с пиритом, халькопиритом и галенитом, иногда цементирующие раздробленную угольно-породную массу. Ширина зон флюидизации, в которых отмечалось увеличение газоносности и метанообильности углей пласта м81 в 2-3 раза по сравнению с фоновыми значениями, варьирует от 150 до 200 м, при этом длина их по простиранию достигает 2-3 км. Именно к таким участкам и были приурочены наиболее мощные внезапные углегазовые выбросы, а также суфлярные выделения углеводородных газов при эксплуатации месторождения (рис. 3).

Природная газоносность угольных пластов Краснодонецкой синклинали, как весьма газообильной геологической структуры, является объектом пристального внимания геологов, начиная с середины 1960-х годов.

**1 Целик

[ | Контуры поселков

Выход угольного пласта

нз> Опорные профили

пш-

Зоны флюидизации, выявленные , „ процессе эксплуатации | 1Г |¥стья с|(нжин

1 Прогнозируемые площади !лгтм I Дегазационные скважины,

| «угрожаемые по газовыделению» " | их номера

Рис. 3. Схема расположения дегазационных скважин на поле шахты «Краснодонецкая»

Компонентный состав газов угольных пластов типичен для условий Донбасса. В зоне газового выветривания отмечаются подзоны азотно-углекиспых, углекис-ло-азотных, метаново-азотных газов; в зоне метановых газов преобладающим компонентом становится метан (до 95-98%), тяжелые углеводородные газы, азот и углекислый газ присутствуют в незначительном количестве. Зона газового выветривания проходит на глубине 50-70 м на пологом южном крыле и на глубине 150-200 м - на крутом северном крыле синклинали.

Принципиально новые данные о газоносности флюидизированных углей получены в результате проведенных специальных вакуумно-декриптометрических исследований [3, 4, 23, 34, 42]. Установлено, что остаточная газоносность таких углей, замеренная стандартным способом, составляет 3-5 м3/т, что сопоставимо с данными предыдущих исследований. Однако применение более глубокой десорбции (вакуумное разряжение до 1-10-3 мм рт. ст.) при относительно небольшом температурном воздействии (до 100 °С) увеличивает интенсивность газоотдачи в 3 и более раз, которая достигает в углях из зон флюидизации аномально высоких значений - 30-60 м3/т [31].

Произведена оценка ресурсов метана в основном угольном пласте т81 и в пластах-спутниках, с учетом установленной мощности сопутствующих пластов -1760 млн м3. Геологические ресурсы метана по первоочередным участкам полигона составляют 1300 млн м3. Извлекаемые объемы метана могут составить в целом по Краснодонецкому полигону 3,2 млрд м3, из них 500 млн м3 предполагается извлечь из основного рабочего пласта т 8Ч.

Оцененных ресурсов метана в угольных пластах в пределах разведанной и неотработанной части Краснодонецкой синклинали будет достаточно для газификации близлежащих шахтерских поселков с общей численностью населения более 10 тыс. человек на 40-50 лет, что становится в настоящее время весьма актуальным в связи

с закрытием ШУ «Краснодонецкое» - основного поставщика топлива для местных нужд [28, 39].

На основании приведенной общей характеристики Краснодонецкого месторождения можно сделать вывод, что по горно-геологическим и геолого-экономическим предпосылкам оно представляет собой эталонный объект для проведения опытно-экспериментальных работ по заблаговременному извлечению метана из угольных пластов В. Донбасса.

Вместе с тем в последнее время появились новые факты и обстоятельства, значительно усиливающие этот тезис, которые связаны прежде всего с проблемой обеспечения геоэкологической безопасности в районах ликвидируемых угольных шахт В. Донбасса. (17, 20, 27, 28, 38]. Как показывает проведенный анализ, в выработанном пространстве 10 закрытых шахт содержится более 50 млн м3 извлекаемого метана, и «Краснодонецкое» ШУ занимает в их списке одно из первых мест. Следует также отметить, что в эти расчеты не включены газы, сорбированные на поверхности фрагментов нарушенного горного массива, общее количество которых достигает 150-200 млн м3.

В условиях постепенного затопления шахт «Краснодонецкой» и «Синегорской» № 17 значительный объем шахтной атмосферы, обогащенной метаном и обескислороженной (так называемый мертвый воздух - 15-20 млн м3), несомненно, будет вытесняться на поверхность (что и происходит в настоящее время), создавая реальную угрозу экологической безопасности в шахтерских поселках, расположенных над выработанным пространством закрытых угольных шахт.

В этой св'язи проведен детальный анализ газо-геодинамической и геоэкологической ситуации, сложившейся к настоящему времени на Краснодонецком ОПП.

Проведенные расчеты показывают, что максимум затопления будет достигнут через 3,8-4,5 года, причем из-за наличия большого числа свободно дренирующихся подземных водотоков полного затопления выработанного пространства не произойдет, т.е. возникнет сложно построенная газогидродинамическая система: неотработанная высокогазоносная часть горно-породного массива, состоящая из полого залегающего (12-16°) угольного пласта т,', вмещающих пород и пластов-спутников т9, т,° и т,1 - затопленное примерно на 80% выработанное пространство - «свободное» газоносное выработанное пространство, представленное погашенными горными выработками, блоками в различной степени нарушенных целиков и вмещающих пород, перекрытых экраном песчано-глинистых пород неогенового и четвертичного возраста.

В результате высокого внутрипласгового давления свободного газа (до 4-5 МПа) и значительно меньшего гидростатического давления, которое существует в настоящее время в выработанном пространстве и установится после затопления шахты (по расчету, не более 2,5-3,0 МПа, вследствие пологого залегания продуктивной углегазовой толщи под углом менее 20°), в создавшейся газо-гидродинамической системе будут постоянно сохраняться условия для миграции газов из неотработанных участков пластов через «гидрозатвор» к поверхности, причем вероятна большая длительность этих процессов. Фактически это явление наблюдается сейчас на восточном фланге месторождения, где имеется газовая аномалия в результате фильтрации метана через затопленные горные выработки, пройденные еще в 50-х годах прошлого века.

Описанная ситуация осложняется элементами малой тектоники (флексуры, микронадвиги, складки), образующими газовые ловушки, а также присутствием флюидоактивных зон (тектонических зон аномально высокой флюидизации), которые рассекают по диагонали, месторождение в его центральной и фланговых частях.

Имея относительно пологие элементы залегания {/. = 20-25") и субширотное простирание, флюидоактивные зоны трассируются к поверхности на восточной окраине пос. Синегорского, в районе пос. Углекаменного, в пос. Шахты № 7, что является, по-видимому, одной из основных причин газовых аномалий на территории горного отвода КДШУ (см. рис. 3).

Очевидно, что выявленные зоны являются долгоживущими структурными ловушками и транспортными путями миграции газов к поверхности, и их доминирующая роль в распределении потоков эмиссии метана будет сохраняться и после планируемого затопления Краснодонецкой шахты, с образованием отмеченной выше трехуровневой газо-гидрогеологической системы.

Эти прогностические выводы подтверждаются данными газового опробования Центральной метанообильной зоны флюидизации, вскрытой тестовой дегазационной скважиной ГГД-3, а также результатами проведенных по этой скважине в 2001-2002 годах испытаний новых методов интенсификации газоотдачи угольных пластов.

В частности, при вскрытии на глубине 160-180 м Центральной флюидоактивной зоны и последующем бароградиентном воздействии на угольные пласты были получены кратковременные притоки газов интенсивностью до 2300 м'/ сутки, содержащих 65-70% метана, 10-12% СОг, 20-25% М2.

В феврале 2002 года на трассе отмеченной зоны флюидизации в районе б. Свидо-ва возникло суфлярное газовыделение, наблюдавшееся 10 месяцев, в котором содержания метана варьировали от 36,5 до 78,6% и С02 - от 10,8 до 12,0%. Выполненные маршрутные газо-экологические и геофизические исследования выявили четко выраженные аномалии содержаний С02 (до 3-5%), величин ЭП и ЭПМ, радиоактивности и Аб, приуроченные к участкам трассирования этой зоны к поверхности на восточной окраине пос. Синегорского.

Эти данные свидетельствуют о том, что, несмотря на значительный уровень затопления шахты «Краснодонецкой», неконтролируемая эмиссия метана и других газов к поверхности продолжается по выявленным флюидоактивным зонам и другим тектоническим нарушениям, загрязняя окружающую среду.

Результаты испытаний методов интенсификации газоотдачи угольных пластов

С целью выполнения геомониторинговых исследований и проведения испытаний новых геотехнологических методов дегазации угольных пластов и выработанного пространства для снижения отрицательных последствий затоппения шахты Краснодонецкой, уменьшения уровня загазованности поверхности на территории поселков Синегорского, Углекаменного и Виноградного, а также определения перспектив использования метана для промышленных и бытовых целей было запланировано бурение газогидрогеологической дегазационной скважины ГГД-4 на поле шахты «Краснодонецкая».

Скважина должна вскрыть Восточную метанообильную зону флюидизации в углепородном массиве, выявленную ранее в результате комплексных геомониторинговых и геотехнологических исследований на Краснодонецком месторождении. В этой связи необходимо пробурить скважину таким образом, чтобы она достигла места пересечения указанной высокогазоносной зоны с угольным пластом та1 на горизонте 380 м в 250 м западнее окончания уклона № 3. Устье скважины должно находиться на левом борту балки Виноградной на абсолютной отметке +50,0 м. Проектная глубина проходки 410 м, конечный диаметр 93 мм (см. рис. 3).

1. При проходке скважины осуществляются стандартные геофизические исследования и производится отбор керна, в том числе керногазонаборником по угольным пластам с выходом не менее 80%.

2. В процессе бурения скважины Геотехцентром-Юг РГУ будут проводиться газовое опробование и испытания методов дегазации угольных пластов с применением специального и стандартного оборудования (ЦА-320 и ЦСМ-20).

3. Учитывая высокую газоносность продуктивной углегазовой толщи и возможность интенсивного газовыделения в скважину при вскрытии зоны флюидизации и угольных пластов, необходимо предусмотреть соответствующие мероприятия по безопасному ведению работ.

В полевой сезон 2004 года скважина ГГД-4 (1Мв 9131) была пройдена силами Несве-таевской ГРЭ в соответствии с техническим заданием, вертикальным стволом глубиной 410 м с начальным диаметром 152 мм и конечным диаметром 93 мм с отбором керна и проведением стандартного комплекса геолого-структурных наблюдений и ГИС-испыта-ний Скважина, как и планировалось, вскрыла Восточную зону флюидизации с аномальной газоносностью в интервалах глубин 190-240 м, 280-305 м и 320-370 м (см. рис. 3).

Методы интенсификации дегазации угольных пластов

В практике добычи угольного метана используются или находятся в стадии разработки более 20 методов интенсификации газоотдачи угольных пластов, применяемых в различных комбинациях, выбор которых определяется конкретными условиями и особенностями метаноугольных месторождений, экономическими факторами, накопленным опытом работ и т.п.

При проведении натурных испытаний по скважине ГТД-4 был применен комплекс методов интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород, подверженных процессам углеводородной флюидизации [19, 22, 24, 35].

Бароградиентный метод интенсификации газовыделения (метод свабирова-ния) заключался в создании на забое скважины кратковременных перепадов давления путем быстрого подъема и спуска бурового снаряда типа желонки с целью создания «поршневого эффекта» и вызова притока газов из угольного пласта и вмещающих пород.

Гидроимпульсный метод интенсификации газовыделения из угольных пластов заключался в герметизации ствола скважины установкой пакера на уровне 2-3 м от забоя после перебуривания угольного пласта с последующим закачиванием водно-газовой смеси под давлением ниже критического давления гидроразрыва и быстрым сбросом его через специальный клапан пакерного устройства для получения эффекта «антивзрыва» и деструкции системы «уголь - метан» в режиме кавитации.

Депрвссионный метод интенсификации газовыделения предусматривал герметизацию призабойной зоны пакером, как и в предыдущем случае, с последующим сбросом давления в подпакерном пространстве до атмосферного с помощью специального устойства БАРС-1, разработанного сотрудниками Геотехцентра-Юг РГУ и Несветаевской ГРЭ, установленного в колонне свободных от раствора буровых труб. Данный способ может быть усилен путем принудительной дегазации подпакерного пространства с использованием вакуумных насосов или вытяжных устройств.

Рециклинговый метод интенсификации газоотдачи угольных пластов представляет собой «ноу-хау» сотрудников Геотехцентра-Юг РГУ. Суть его состоит в неоднократной прокачке через разрушенный угольный пласт водно-газовой смеси при определенных перепадах давления на забое и устье скважины. После достижения пересыщения смеси метаном последний элиминируется для утилизации, а водно-газовая смесь снова закачивается в скважину для последующей активации газовыделения.

Обобщая данные по различным методам интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород и учитывая реальные горно-геологические условия Восточного участка Краснодонецкого месторождения, мы приходим к выводу, что

технологический регламент испытаний по скважине ГГД-4 должен включать определенную комбинацию отмеченных методов воздействия на углепородный массив В общем виде технологическая схема состоит из следующих стадий'

1 стадия — вскрытие метанообильной зоны и активация газовыделения депрес-сионным методом;

2 стадия - бароградиентное воздействие на угольный пласт и вмещающие породы в интервале вскрытия пласта с амплитудой свабирования 4-5 м;

3 стадия - применение метода гидроразрыва (гидрорасчленения) с раскрытием эндогенных трещин и образованием дополнительной трещиноватости, фиксируемой мелкозернистым пропантом (кварцевым песком);

4 стадия — применение пневмогидроимпульсного метода (метода «кавитации» или «антивзрыва») при РТ-параметрах, описанных выше, вначале в необсаженной, а затем в частично обсаженной скважине, блокирующей верхнюю углегазовую пачку пород;

5 стадия - применение рециклингового метода, позволяющего осуществить циркуляцию водно-газовой смеси в герметизированной системе: скважина - агрегат ЦА 320 - накопительная емкость.

В качестве дополнительных испытаний, предусмотренных программой работ, применялись детальные минералого-петрографические, углепетрографические, геохимические, геомеханические, газово-каротажные, вакуумно-декриптометрические и другие методы, направленные на установление газового состояния углепородного массива, уточнение границ флюидоактивных зон, а также бароградиентные, гидроимпульсные и депрессионные методы интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород, разработанные в Геотехцентре-Юг РГУ. При этом использовалось специальное оборудование и обустройство скважины, обеспечивающее создание на забое импульсных перепадов давления, стимулирующих деструкцию системы «порода - уголь - флюид» с элиминацией высвобождающихся газов.

В первых двух циклах испытаний скважина вскрыла типичный разрез неоген-четвертичных и карбоновых отложений В Донбасса, представленных переслаивающимися пачками аргиллитов, алевролитов, песчаников и известняков свит Сг7и С3' с пластами и прослоями углей (сверху вниз) п04 - п03 - п0\ т8г - т91 - т8п мощностью от 0,2 до 0,5 м

При вскрытии зоны флюидизациИ в интервале глубин 190-210 м наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками газа, анализ которого показал содержание С02 - 28,4%, СН4 - 46,1%, М2 - 25,0%. Бароградиентный метод воздействия на углегазовую пачку пород в этом интервале способом свабирования вызвал дополнительный приток газов в скважину с увеличением содержания СН4 до 81,3% и уменьшением содержания С02 до 18,7% с расчетным дебитом 2,5 м3/мин.

При вскрытии скважиной зон флюидизации в кровле пласта тв наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками газа, анализ которого показал содержание С02 - 3-5%, СН4 - 85-86%, N.. - 7-8%. Бароградиентный метод воздействия на углегазовую пачку пород в этом интервале способом свабирования вызвал дополнительный приток газов в скважину с увеличением содержания СН4 до 92,16% и уменьшением содержания С02 и азота до 5-6%.

Испытания депрессионного метода воздействия с применением специального пакерного снаряда, снабженного полуавтоматическим клапаном для сброса давления в подпакерном пространстве, подтвердили приведенные выше расчеты по внут-рилластовому давлению флюидов на забое скважины, которое вызвало скоростное истечение газов на устье скважины под давлением 0,5-0,8 МПа

Применение более интенсивных способов воздействия на углегазовую пачку — гидроимпульсного и метода «обратного взрыва» (кавитационного) с использованием агрегата ЦА-320 и подачей на пласт воды под давлением до 50 атм привело к

выбросу (фонтанированию) водно-угольно-газовой смеси с начальным давлением 2,5-3,0 МПа, которое импульсно снизилось-до 3-5 атм. в течение 1,5 часа.

Расчетный дебит газо-водяной смеси при выбросе составил 3,3 м3/мин, измеренный дебит - 3,4 м3/мин, что с учетом транспортных потерь находится в пределах 48005000 м3/сутки. Состав газов аналогичен отмеченному выше: СН4 - 92-94%, С02 - 2—4%, Ыг - 1-2%, ТУ - до 4-5%, Н23 - сл., СО - сл., С2Н2 - сл.

К началу третьего цикла испытаний скважина ГТД-4 была обсажена до глубины 323 м, устье скважины оборудовано наголовником, обеспечивающим герметизацию ствола и проведение геотехнологических исследований по интенсификации газоотдачи угольных пластов.

Испытания осуществлены в две стадии с разными режимами бароградиентного воздействия на углепородный массив. В первой стадии применялся бароградиентный метод воздействия на всю углегазовую пачку ниже горизонта 300 м. При этом было зафиксировано интенсивное газовыделение с дросселированием через наголовник водно-газовой смеси из скважины под давлением 25-30 атм., с расчетным дебитом - 4,5 м3/мин.

Во вторую стадию испытаний агрегатом ЦА-320 была закачана а скважину смесь воды с тонкозернистым (марки К-0,016) кварцевым песком при постепенном увеличении давления до 50 атм. в течение 640 с. Расход смеси составил 2100 л, рост давления в скважине происходил по сложной двухступенчатой кривой с двумя максимумами и двумя минимумами, которые сопровождались скачкообразным уменьшением и увеличением расхода водной смеси.

Первый максимум давления в 40 атм. был достигнут через 6 мин, затем произошел его резкий спад с увеличением расхода воды. Второй максимум в 50 атм. установлен через 10 мин от начала испытаний с последующим спадом до 40 атм. Эти данные позволяют сделать вывод, что при давлении 40 и 50 атм. произошло разупрочнение угольных пластов и вмещающих пород с резким повышением их проницаемости, что обусловило увеличение расхода нагнетаемой водной смеси и интенсивное газовыделение, с расчетным дебитом - 4.8-5,6 м3/мин.

После достижения максимальных РТ-параметров был открыт перепускной кран на устье скважины с дроссельным стравливанием жидкости и ступенчатым снижением давления до 30, 20 и 15 атм. При этом наблюдалось интенсивное выделение водно-газовой смеси с последующим ее фонтанированием на высоту до 10-15 м, с расчетным дебитом - 7,8 м3/мин.

В составе выделяющихся при дросселировании газов определены методами хроматографии СН4 - 35,39%, М2 - 49,85%, Ог - 13,02%, СОг - 1,74%, что обусловлено смесью глубинных и атмосферных компонентов. В составе фонтанирующей водно-газовой смеси установлены СН4 - 93,45%, - 3,5%, сумма ТУ - 2,05%, С02 - 1,12%, что практически совпадает с данными определений состава газов в зонах флюиди-зации угольных пластов т,1, т9 и т,° и свидетельствует о многократной интенсификации их газоотдачи в результате бароградиентного воздействия. После прекращения фонтанирования водно-газовой смеси из скважины продолжалось интенсивное выделение газов с пузырением и «пробулькиванием» при спойном изливе воды на устье. В составе газовых пузырей установлены СН4 - 95,44%, С02 - 2,7%, 1Ч2 -1,87%, следы ТУ.

Дальнейшие испытания планировалось провести с более жестким РТ-режимом бароградиентного и гидроимпульсного воздействия и увеличением нагрузки до 80100 атм. На первых минутах испытаний поведение углепородного массива было подобно таковому в первой стадии, т.е. одновременно с относительно равномерным расходом жидкости нарастало и давление до 25-30 атм. Однако в дальнейшем дина-

мика барического режима резко изменилась: при продолжающемся относительно равномерном расходе жидкости в скважине начались значительные перепады давления с возрастающей амплитудой максимальных (до 50 атм.) и минимальных (3540 атм.) значений.

Одновременно наблюдались нарастающие вертикальные перемещения обсадной колонны (расхаживание) с амплитудой 10-15 см, и через 10 мин. после начала испытаний, после очередного скачка давления до 75 атм. произошел внезапный выброс водно-угольно-газовой смеси вместе с верхней секцией обсадных труб и фонтанированием газов. Испытания были остановлены, причем наблюдался резкий слад уровня жидкости в скважине до глубины 50 м и такое же быстрое восстановление с бурлением, выделением газов и тонкодисперсного угольного штыба. Вместе с тем такой интенсивный выброс газов наблюдался в течение 10-15 минут, и в дальнейшем дебит их снизился до уровня 0,125 м*/с с прогрессирующим уменьшением уровня воды в скважине до глубины 56 м. В таком состоянии скважина была законсервирована для последующих наблюдений.

Анализы газов в пробах, отобранных при выбросе, показали высокие содержания СН4 (до 95,44%) при малых количествах С02 (2,7%) и N2 (1,87%), что, очевидно, свидетельствует о значительном объемном разрушении угольных пластов преимущественно в пачке углегазового коллектора.

Согласно полученным данным, дебит газов при выбросе, оцененный по методике (Пучков Л.А., Сластунов C.B., Коликов К.С., 2002), составил: 25402 м3/сутки, в том числе для метана - 23370 м3/сутки.

По результатам проведенных трех циклов исследований и испытаний технологических схем извлечения угольного метана можно сделать следующие общие выводы:

1. В процессе испытаний инициировалась газоотдача из неструктурного углегазового коллектора мощностью 50-60 м, включающего три угольных пласта m,, m,0 и me1 общей мощностью 3 м, 8 угольных пропластков, а также три зоны флюидо-генно-преобразованных углевмещающих пород с аномально высокой газоносностью. Газоносность углей варьирует от 44,2 до 59,3 м3/т, содержание газов во вмещающих породах - от 7,5 до 10.6 м3/т. В составе газов преобладает метан (78-92%), С02 (8-17%) и азот (1,5-2,4%) при незначительных содержаниях СО, H2S, Н2 и тяжелых углеводородов. Эти данные свидетельствуют о высокой потенциальной метаноносности углегазовой пачки пород и возможности извлечения из нее значительных количеств угольного метана.

2. Установлено, что наиболее эффективным методом интенсификации газовыделения явилось комбинированное бароградиентное и гидроимпульсное воздействие, при котором в первую стадию испытаний наблюдалось фонтанирование водно-газовой смеси с расчетным дебитом газов 5,28 м3/мин. (7800 м3/сутхи, в том числе для метана - 6992 м3/сутки); во второй стадии -произошел фактически внезапный выброс газоугольный смеси в скважину с высоким кратковременным дебитом газов, превышающим 25000 м3/сутки.

3. Анализ третьего цикла испытаний показывает, что принятый режим гидродинамического воздействия является слишком «жестким» и не обеспечивает равномерное (стабильное) увеличение интенсивности газоотдачи угольных пластов. По-видимому, такой режим приводит к развитию резонансных волновых процессов в угольном пласте и появлению в нем участков сжатия и дилатации, обусловливающих неравномерную деструкцию системы «уголь -газ». Для получения высоких и стабильных притоков углеводородных газов в скважину необходима дальнейшая отработка режимов бароградиентного и гидроимпульсного воздействия с применением малоамплитудных высокоча-

стотных барических нагрузок, что может быть обеспечено применением специального вибромеханического, ультразвукового и другого вибрационно-вол-нового оборудования. Такие исследования планируется провести в последующих циклах испытаний.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ геолого-структурных, минералого-петрографических и термобарогео-химических особенностей формирования ископаемых углей Донбасса и других угольных бассейнов показывает, что процессы регионального метаморфизма угольных пластов и углевмещающих пород неоднократно сопровождались явлениями их углеводородной фпюидизации, обусловленными фильтрацией сложных по составу паро-водно-газовых растворов по зонам тектонических нарушений при высоких перепадах термодинамических параметров В общем случае эти явления играли значительную роль в геохимической специализации угольных пластов, в неоднородной карбонизации органического вещества и перекристаллизации вмещающих пород, в развитии зон минерализации и участков, обогащенных СН4 и рудными компонентами.

При определенных геодинамических условиях (в так называемых «структурных ловушках») имели место локальные процессы интенсивного преобразования угольного вещества и углевмещающих пород по типу гидротермально-метасоматическо-го их изменения, что вызывало существенную трансформацию практически всех свойств углей и приводило в конечном итоге к формированию метанообипьных зон (очагов) в угольных пластах С этим связано зональное распределение внезапных выбросов угля, пород и газа при отработке угольных месторождений практически на всех угольных бассейнах России и в других регионах.

Разработана методика прогнозирования, обнаружения и определения условий локализации метанообипьных зон в угольных месторождениях, являющихся наиболее благоприятными объектами для добычи угольного метана. Теоретически и экспериментально доказано (в том числе в процессе натурных скважинных исследований), что метанообильные зоны флюидизации являются фактически микрогазовыми месторождениями, в которых локализуются значительные ресурсы углеводородных газов.

С учетом выявленных РТХ-параметров углеводородной флюидизации ископаемых углей были проведены эксперименты по моделированию фазовых взаимодействий в системах «уголь - флюид» в стационарных и проточных режимах с использованием специально сконструированной и изготовленной установки БАР-1 при воздействии на уголь разных степеней метаморфизации метаново-водными флюидами, с последующим детальным изучением свойств углей современными физическими и физико-химическими методами.

Результаты проведенных экспериментов по углеводородной флюидизации ископаемых углей дают дополнительный материал к пониманию гетерофазных реакций в системах «уголь - флюид», непосредственно влияющих на технологические свойства углей и механизм формирования внезапных выбросов угля и газа при обработке угольных пластов.

Приведенные результаты исследований флюидизации углей дают возможность наметить некоторые способы направленного изменения их технологических свойств:

• при достаточно длительном воздействии углеводородными флюидами на угли марок ОС и Т в результате процессов частичной гидрогенизации и увеличения содержания перовых флюидов можно повысить значения и улучшить спекаемость угольного вещества, обеспечив тем самым улучшение коксуемости угля;

• так как в процессе флюидизации углей наблюдается обогащение флюида водородом и легколетучими углеводородами, этот процесс может быть применен для разработки замкнутых технологических схем гидрогенизации и термического растворения углей низких ступеней углефикации, а также для создания искусственных техногенных залежей углеводородных газов;

• интенсивное науглероживание углей высоких степеней метаморфизма под воздействием флюидов обеспечивает возможность получения высокоуглеродистых продуктов при относительно низких РТ-параметрах по сравнению с известными способами;

• для углей, содержащих повышенные количества ценных элементов-примесей, метод углеводородной флюидизации может быть успешно применен с целью селективной их экстракции в промышленных масштабах.

На основании результатов проведенных исследований и экспериментальных работ может быть высказан ряд новых положений о природе явлений внезапных выбросов угля и газа из угольных пластов и вмещающих пород при проходке горных выработок

В угольных пластах, в естественных условиях, постоянно осуществляется транспорт углеводородно-водных флюидов, приобретающих режим дроссепирования в зонах тектонических нарушений. Дренаж таких флюидов обусловлен естественной дегазацией глубокозалегающих угольных пластов, а также поступпением гпубинных (мантийных) газов. В условиях дросселирования флюидов в участках тектонической нарушенное™ угольных пластов в структурных ловушках происходит процесс углеводородной флюидизации углей по схеме, подобной осуществленной нами в эксперименте При этом в результате перекристаллизации угольного вещества, существования локальных перепадов давления и температуры, а также протекания гетеро-фазных реакций значительная часть углеводородных флюидов капсулируется в различных формах.

Процессы углеводородной флюидизации углей и углевмещающих пород являются важнейшим фактором возникновения аномальных по газоносности метанообильных зон в углепородных массивах, которые представляют большой практический интерес при решении проблемы угольного метана как нетрадиционного вида углеводородного сырья Ресурсы угольного метана, сконцентрированного в таких зонах, составляют не менее 20-25% общего объема газов угленосных отложений, т е они фактически являются специфическими углегазовыми залежами с весьма высокой концентрацией углеводородных газов. Их прогнозирование, обнаружение и практическое освоение возможно на основе выявленных закономерностей, изложенных в диссертации

Таким образом, рассмотренная модель флюидогенного преобразования углей может служить основой для разработки новых методов прогнозирования метанообильных зон и выбросоопасных участков угпей, направпенного изменения технологических свойств твердых горючих ископаемых угопьных месторождений и аргументированного выбора технопогий извлечения и использования локализованных в них углеводородных газов. Вместе с тем приведенные выводы и практические следствия не могут считаться завершенными в отношении теоретического и прикладного применения закономерностей, которые могут быть выявлены в результате дальнейшего развития экспериментальных работ по моделированию процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей

Необходима постановка специальных исследований, направленных на установление фундаментальных причин и факторов регионального метаморфизма и флюидогенного преобразования углеродистого вещества в земной коре, что имеет прямое отношение к проблеме происхождения углей, нефти и горючих газов.

СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ АВТОРОМ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Термобарогеохимические критерии выбросоопасности угольных пластов II Термобарогеохимия геологических процессов. М., 1992 (соавторы В.Г. Рылов, В.Н. Труфанов).

2. Закономерности распределения элементов-примесей в выбросоопасных зонах угольных пластов. Ростов н/Д: Изд-во СКНЦ ВШ, 1993. 32 с. (соавторы В.Г. Рылов,

B.Н. Труфанов, А.Ф. Лосева и др.).

3. Особенности формирования и термобарогеохимические критерии прогнозирования выбросоопасных зон в угольных пластах. Ростов н/Д : Изд-во СКНЦ ВШ, 1993. 48 с. (соавторы Н.Ф. Лосев, В.Н. Труфанов, Н.И. Славгородский и др.).

4. Моделирование процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей. Ростов н/Д: Изд-во СКНЦ ВШ, 1995. 48 с. (соавторы Н.Ф. Лосев, В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов и др.).

5. Многоуровневое геохимическое картирование угленосных бассейнов с целью прогнозирования опасных газодинамических явлений // Тезисы докладов Международного симпозиума по прикладной геохимии. М., 1997 (соавтор В.Г. Рылов).

6. Термобарогеохимическая модель углеводородной флюидизации ископаемых углей II Материалы Международной научн. конф. «Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа». Новочеркасск, 1997.

C. 115-117 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов, Н.И. Славгородский).

7. Дистанционная электромагнитная поляризация - новый метод исследования минералов, пород и руд II Материалы Международной научн. конф. «Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа». Новочеркасск, 1997. С. 117-119 (соавторы A.B. Труфанов, Д.В. Лысенко, С.С. Селезнев).

8. Способ измерения влажности материалов и устройство для его осуществления // Патент № 2078335 от 27.04.97. (соавторы В.Н. Труфанов, B.C. Поляков, Н.И. Славгородский).

9. Методика выявления и картирования энергетических аномалий в геосистемах локального уровня // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Новочеркасск, 1999. С. 11-15 (соавтор В.Н. Труфанов).

10. Новый способ определения электрополяризационных свойств кристаллов приборами типа ЭВД II Материалы 9-й Международной конф. по термобарогеох. Москва; Александров, 1999. С. 132-134 (соавтор Д.В. Лысенко).

11. Электрофизические свойства ископаемых углей II Материалы X Всероссийского угольного совещания «Ресурсный потенциал твердых горючих ископаемых на рубеже XXI века». Ростов н/Д, 1999. С. 137-138.

12. Электретные типоморфные свойства минералов // Материалы IX съезда мин. общ. «Минералогическое общество и минералогическая наука на пороге XXI века». СПб.,

1999. С. 167-168.

13 Ресурсный потенциал и геотехнологические аспекты освоения новых видов полезных ископаемых Ростовской области //Геология и минерально-сырьевая база Ростовской области. Ростов н/Д: Южгеология, 2000. С. 13-27 (соавторы В.Н. Труфанов, Н.В. Грановская, Ю.Г. Майский).

14. Моделирование процессов деструкции систем «уголь - газ» в связи с решением проблемы «уголь - газ» // Научная мысль Кавказа. 2000. Прил. 1. С. 119-133. (соавторы В.Г. Рылов, A.B. Труфанов).

15.- Термодинамические критерии выбора эффективных способов повышения газоотдачи угольных пластов // Материалы симпозиума «Неделя горняка». М.: ГИАБ,

2000. № 4. С. 44-50 (соавторы В.Н. Труфанов, Ю.Г. Майский).

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

28.

29.

Комплексное освоение георесурсов угленосных отложений // Ростов н/Д: Иэд-во Рост, ун-та, 2001.148 с. (соавторы A.B. Стариков, В.Н. Труфанов, A.B. Гурьянов). О перспективах комплексного использования минерально-сырьевых ресурсов Северного Кавказа // Геология, оценка и локальный прогноз месторождений цветных, редких и благородных металлов: Сборник науч. трудов. Новочеркасск, 2001. С. 104-114 (соавтор В.Н. Труфанов).

Перспективы развития минерально-сырьевой базы металлических полезных ископаемых на Юге России II Руды и металлы. М.: ЦНИГРИ, 2001. С. 19-25 (соавторы В.Н. Труфанов, Ю.Г. Майский и др.).

Применение методов электромагнитного воздействия на систему «уголь - метан» с целью интенсификации процессов газоотдачи угольных пластов // Материалы III Междунар. совещания «Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его транспортировке и хранении». СПб., 2001. С. 349-353 (соавторы Ю.Г. Майский, Ф.В. Мещанинов, A.B. Труфанов). Геопатогенные зоны и энергетические аномалии в пределах ликвидируемых угольных шахт Восточного Донбасса // Сборник трудов Всероссийского н/т семинара «Научно-методическое обеспечение мониторинга угольных бассейнов месторождений России». Ростов н/Д: ВНИГРИуголь, 2001. С. 100-102. (соавтор AB. Труфанов). Геотехнологические аспекты комплексного использования минерального сырья // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2002. С. 101-112 (соавтор В.Н. Труфанов). Основные результаты опытно-экспериментальных работ по интенсификации газоотдачи угольных пластов на Краснодонецком месторождении В. Донбасса // Горный информационно-аналитический бюллетень № 6». М.: МГГУ, 2002. С. 26-35 (соавторы В.В. Гурьянов, В.Н. Труфанов).

Роль процессов углеводородной флюидизации в формировании метанообильных зон в угленосных бассейнах II Горный информационно-аналитический бюллетень Nfi 6». М.: МГГУ, 2002. С. 20-26 (соавторы Ю.Г. Майский, В.Г. Рылов). Проблема комплексного использования угольного метана В. Донбасса как нетрадиционного вида углеводородного сырья // Известия вузов. Сев.-Кав. регион. Ростов н/Д, 2002. Юбил. вып. С. 67-72 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Д. Булавин). Экология окружающей среды в районах ликвидируемых шахт В. Донбасса // Материалы международной науч.-практ. конф. «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов». Астрахань, 2001 (соавтор В.Н. Труфанов).

Геотехнологическое картирование и оценка продуктивных углегазовых пластов

B. Донбасса // Труды Всероссийского н/т семинара «Проблемы комплексного использования техногенных месторождений угольного ряда». Ростов н/Д, 2002. С. 71-73 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов).

Аномальные геоэнергетические проявления в пределах техногенных месторождений угольного ряда // Труды Всероссийского н/т семинара «Проблемы комплексного использования техногенных месторождений угольного ряда». Ростов н/Д, 2002.

C. 91-92 (соавторы A.B. Труфанов, Л.К. Дудкевич).

Обеспечение экологической безопасности окружающей среды в районах ликвидируемых шахт В. Донбасса // Материалы международной науч.-практ. конф. «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов». Астрахань, 2002. С. 77-79. (соавторы В.Н. Труфанов, A.B. Труфанов). Проблемы и перспективы освоения новых и нетрадиционных видов углеводородного сырья // Нефтяное хозяйство. 2002. № 12. С. 61-65 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Д. Булавин, В.В. Гурьянов).

30. Перспективы освоения новых и нетрадиционных источников углеводородного сырья // Тезисы докладов 6-й Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле». М., 2003. Т. 4. С. 267 (соавтор В.Н. Труфанов).

31. Термобарогеохимические условия формирования флюидоактивных зон метано-угольных месторождений В. Донбасса // Материалы XI Международной конференции по термобарогеохимии. Александров: ВНИИСИМС, 2003. С. 173-178.

32. Газовые загрязнения территорий ликвидации шахт В. Донбасса в результате эмиссии углеводородных газов // Материалы международной школы «Современные методы экологической оценки состояния и изменений окружающей среды». Новороссийск, 2003. С. 43-44 (соавтор В.Н. Труфанов).

31. Перспективы освоения угольного метана В. Донбасса // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Энергетическая безопасность России. Новые подходы к развитию угольной промышленности». Кемерово, 2003. С. 140-141 (соавтор В.Н. Труфанов).

33. Экспериментальные исследования распада микропористой системы «уголь - метан» при виброволновом воздействии // Материалы 9-й Международной науч.-практ. школы «Физика импульсных разрядов в конденсированных средах», Николаев (Украина), 2003. С. 103-105 (соавторы В.Н. Труфанов, В.А. Бобин).

34. Структурные трансформации соединений углерода в зонах флюидизации ископаемых углей // Материалы Междуниародной конф. «Углерод: Минералогия, геохимия и космохимия». Сыктывкар, 2003. С. 76-78 (соавторы В.Н. Труфанов, Ю.Г. Майский).

35. Геотехнологические методы оценки газоотдачи угольных пластов. Ростов н/Д: Тер-ра, 2003. 67 с. (соавторы В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов и др.).

36. Вакуумно-декриптометрические и электромагнитные индикаторы метанообильных зон в угольных пластах и углевмещающих породах // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2004. Т. 2. С. 100-109.

37. Углеводородные флюидодинамические системы метаноугольных месторождений Восточного Донбасса // Тезисы докл. 7-й международной конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: МГУ, 2004 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов).

38. Обеспечение экологической безопасности биосферы в районах ликвидируемых шахт В. Донбасса // Сборник трудов науч.-практ. конф. «Лиманчик: экологические проблемы. Взгляд в будущее». Ростов н/Д, 2004. С. 52-55.

39. Геотехнологические методы интенсификации газоотдачи угольных пластов на Краснодонецком месторождении Восточного Донбасса // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2004. Т. 2. С. 110-119.

40. Электромагнитные и вакуумно-декриптометрические особенности метанообильных зон в углепородных массивах II Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: МГТУ, 2004. № 8. С. 147-153 (соавторы A.B. Труфанов, Г.Ю. Скляренко).

41. Закономерности формирования и генетические типы метанообильных зон в метаноугольных месторождениях II Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: МГГУ, 2004. № 9. С. 142-149 (соавторы В.Н. Труфанов, В.Г. Рылов, Ю.Г. Майский).

42. Углеводородная флюидизация ископаемых уцрй Восточного Донбасса. Ростов н/Д: Изд-во Рост, ун-та, 2004. 270 с. (соавтор

Лицензия ЛР N8 65-41 от 01 09.99

Сдано в набор 01.10.2004. Подписано в печать 08.10 2004 Формат 60x84'/,, Бумага офсетная. Гарнитура Ариал. Печать офсетная. Усл. п.л. 2,79. Уч.-иад. п. 4,5. Тираж 100 экз. Заказ № 739.

Издательство Ростовского университета. 344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 160.

Отпечатано с готовых диапозитивов в РПУ РГПУ 344068, г. Ростов-на-Дону, ул. Б. Садовая, 33.

11915 8

РНБ Русский фонд

2005-4 14159

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Гамов, Михаил Иванович

Стр.

Введение. 2

1. Краткий обзор и анализ состояния проблемы угольною метана.

Постановка задачи и выбор направления исследовании. 6

2. Методика полевых работ и экспериментальных исследований флюидоактивных зон угольных месторождений В. Донбасса. 14

2.1. Геолого-геофизические исследования. 16

2.2.Минералого-петрографические исследования. 21

2.3. Геохимические методы исследований. 22

2.4. Специальные физические и химические методы исследований. 24

2.5. Термобарогеохимические методы исследований. 25

2.6. Методика геодинамического моделирования и геотехнологического картирования ушегазового месторождения. 27

2.7. Методика оценки ресурсов метана в метанообильных зонах газоугольных месторождениях. 29

3. Закономерности формирования и локализации метанообильных зон в уптепородных массивах. 35

3.1. Геотектоническая позиция и флюидный режим формирования угольных месторождений Восточного Донбасса. 35

3.2. Геолого-структурные особенности флюидоактивных зон. 49

3.3. Минералого-петрографическая характеристика вмещающих пород и углей в зонах флюидизации. . 57

3.4. Геохимические особенности углей в метанообильных зонах. 72

3.6. Термобарогеохимические условия формирования зон флюидизации.

3.6. Формы локализации метана в углях и вмещающих породах. 102

3.7. Генетические типы флюидоактивных зон. 126

4. Теоретическое и экспериментальное моделирование процессов углеводородородной флюидизации и деструкции систем «ушль-газ». 138

4.1 Теоретическое моделирование термодинамического состояния и развития неустойчивости в системе «уголь-газ». 138

4.2. Определения энергетических параметров деструкции систем «уголь-газ» по результатам термодинамического анализа и результатам вакуумной декриптометрии. 155

4.3.Результаты автоклавного моделирования фазовых взаимодействий в сисгемих «уюль-1из» при. термобщхлрадиеншых параметрах. 163

4.4. Результаты дегазации систем «уголь-газ» при акустическом, вибраЦионно-волноБОМ и элсктркчсоком воздействии. 171.

4.5. Термодинамическая модель углеводородной флюидизации и развития пе)'стойчивости системы «уголь-газ». 181 щ

5. Геотехнологаческие методы оценки способности угольных, пластов кгазосггдаче. 198

5.1. Геолого — структурные факторы и критерии.198

5.2. Физико - механические свойства угля и вмещающих пород.207

5.3. Газокинетические факторы. 212

5.4. Прогнозирование газоотдающей способности угольных пластов.228

5.5. Принципиальная схема определения газоотдающей способности углей по комплексу признаков и критериев. 239

6. Оценка перспектив освоения угольного метана на месторождениях Восточного Донбасса скважинными технологиями. 242

6.1. Зоны флюидизации в углепородных массивах как потенциальные источники углеводородных газов. 242

6.2 Геолого-структурные и геотехнологаческие особенности • Красно донецкого мепшюугольного месторождения. 251

6.3. Технологические регламенты и оборудование для проведения испытаний методов интенсификации газоотдачи угольных пластов и углевмещающих пород. 266

6.4. Результаты геотехнологических исследований и натурных испытаний на тестовых скважинах. 282

6.5.Геологонэкономический прогноз развития работ по утилизации угольного метана на месторождениях Восточного Донбасса. 318

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса"

В последней четверти XX века возникло новое направление в системе наук о Земле, связанное с изучением флюидодинамических систем и выявлением их роли в формировании осадочно-метаморфогенных, рудных и нефтегазоносных минерагенических провинций. На базе региональных геодинамических реконструкций и результатов исследований природных систем «порода-флюид», в том числе флюидныхфвключений в минералах, впервые появилась возможность создать адекватные генетические модели образования рудных и нерудных, нефтяных и газовых месторождений, объединить в единой флюидо-динамической концепции основные закономерности рудогенеза и нефте-газообразования.

Вместе с тем из сферы интересов исследователей, занимающихся этойпроблемой, выпало важнейшее звено, относящееся к флюидогенному преобразованию ископаемых углей и других твердых горючих ископаемых.

Не вызывает сомнения, что важнейшим фактором структурно-вещественного преобразования углей и углевмещающих толщ, помимо давления и температуры, следует считать глубинную дегазацию недр, поставляющую потоки восстановленных и в разной степени окисленных флюидов по зонам проницаемости в угленосные бассейны. Эндогенное науглероживание пород в таких зонах и флюидогенная модификация углей проявляются как фундаментальная закономерность петрогенезиса угольных бассейнов авлакогенного типа. Естественно, что с этими процессами следует связывать не только особенности петрологии и металлогении угленосных бассейнов, но и закономерности формирования углегазовых месторождений как возможных альтернативных источников углеводородных газов, а также разнообразные случаи возникновения в угольных шахтах опасных газодинамических явлений, среди которых наиболее сложными и недостаточно изученными являются внезапные выбросы угля, пород и газа.

Таким образом, исследование процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей представляет большой теоретический и практический интерес. В этой связи автором в течение последних 10 лет при выполнении ряда проектов по НТП «НедраРоссии», «Интеграция», «Топливо и энергетика» были проведены комплексные геолого-структурные, минералого-петрографические, термобарогеохимические и экспериментальные исследования флюидоактивных зон в угольных пластах и углевмещающих породах Донбасса, осуществлено геотехнологическое прогнозирование флюидизированных зон, наиболее перспективных для заблаговременного извлечения угольного метана с целью его последующей утилизации и в качестве превентивной меры предотвращения опасных газодинамических явлений. Результаты этих исследований обобщены в настоящей работеВ представленной диссертации рассмотрено преломление концепций метасоматоза для угольных месторождений, при развитии процессов углеводородной флюидизации и возникновения аномальных скоплений угольного метана (метанообильных зон), представляющих собой наиболее интересные, первоочередные в практическом плане, объекты.

Главной цельюработы является'. Установление закономерностей формирования и геотехнологических особенностей метанообильных зон метаноугольных месторождений Восточного Донбасса и оценка перспектив освоения локализованного в них угольного метана как нетрадиционного вида углеводородного сырья.

Для достижения отмеченной цели решались следующие задачи: •проведение комплексных геолого-структурных, минералого-петрографических и термобарогеохимических исследований угольных пластов в зонах тектонических нарушений и предполагаемых участках их флюидогенной переработки;•разработка и реализация методики теоретического и экспериментального моделирования фазовых взаимодействий в системах «уголь-флюид», включающей термодинамический анализ состояния этих систем и автоклавные исследования процессов взаимодействия углеводородно-водных флюидов с углями при повышенных РТ-параметрах;•установление оптимальных (критических) термодинамических параметров флюидогенной активизации углей, обуславливающих появление в них выбросоопасных свойств и других газодинамических характеристик;• разработка генетической классификации зон флюидизации в угольных массивах, наиболее благоприятных для добычи угольного метана;•определение места и роли процессов углеводородной флюидизации углей в общей схеме формирования угольных месторождений, в их металлогенической специализации и природной газоносности.•Разработка регламента и оборудования для проведения натурных испытаний методов интенсификации газоотдачи угольных пластов и углевмещающих пород на реперных объектах метаноугольных месторождений Донбасса.•Оценка перспектив освоения угольного метана В. Донбасса как нетрадиционного вида углеводородного сырья на основе результатов натурных испытаний вариантов скважинной технологии извлечения углеводородных газов из природных зон флюидизации на Краснодонецком метаноугольном месторожденииКлассическим полигоном для проведения отмеченных исследований является Донецкий угольный бассейн, где широко развиты ископаемые угли различных степеней метаморфизации, подверженные региональным и локальным процессам углеводородной флюидизации в зонах тектонических нарушений и участках проявления магматической и гидротермальной деятельности. Основной объем фактического полевого и каменного материала был получен на угольных месторождениях Восточного Донбасса, что не ограничивает распространение выявленных закономерностей на другие угольные регионы с учетом специфики последних.

В полевых условиях было изучено более 50 пластопересечений в шахтах Ждановская № 5, Краснодонецкая, № 17, Центральная, Штеровская и других, относящихся к ОАО «Ростовоуголь», «Донецкуголь», «Октябрьуголь». Выборочно исследовались угольные пласты ряда месторождений Украинского Донбасса.

Пробы углей и вмещающих пород изучались современными углепетрографически-ми, физическими и физико-химическими методами (оптическая и электронная микроскопия, вакуумная декриптометрия, рентгенометрия, ИК-спектроскопия, ЭПР и ЯМР- методы, термический и спектральный анализы и др.) в лабораториях Геотехцентра-Юг, геолого-географического, физического и химического факультетов Ростовского государственного университета, НИИ физики и НИИФОХ РГУ, в Новочеркасском инженерно-мелиоративном институте, во ВНИГРИуголь. Впервые выполнен большой объем экспериментальных работ с применением специально сконструированного и изготовленного оборудования - вакуумных декриптометров ВД-5 и ВД-6, автоклавной установки БАР-1, электромагнитных индикаторов поляризации веществ типа ЭВД-ЭДИП и др.

Основными итогами проведенных исследований являются следующие результаты : 1. Анализ и обобщение опубликованных, фондовых и собственных экспериментальных данных о процессах углеводородной флюидизации ископаемых углейи закономерностях формирования метанообильных зон в угленосных бассейнах автоклавного типа;2. Генетическая типизация флюидоактивных зон в угольных пластах, разработка термобарогеохимических моделей их формирования на этапах прогрессивного и регрессивного метаморфизма угольных бассейнов;3. Создание трехуровневой системы обнаружения, диагностики и геотехнологического картирования метанообильных зон в углепородных массивах на основе комплексных геолого-структурных, геофизических и термобарогеохимических методов исследований, оценка прогнозных ресурсов и перспектив извлечения углеводородных газов, локализованных в зонах флюидизации.

4. Установление природы, масштабов развития и роли процессов углеводородной флюидизации в минерагенической специализации угольных месторождений;5. Разработка геотехнологической модели Краснодонецкого метаноугольного месторождения Восточного Донбасса как типового объекта для проведения НИОКР, выделение наиболее перспективных участков для извлечения угольного метана и их подтверждения в натурных экспериментах в результате проходки опытных дегазационных скважин.

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых, автор с признательностью отмечает внимание и практическую помощь в подготовке диссертации сотрудников кафедры. Основу работы составляют многолетние полевые и лабораторные исследования выполненные совместно с доцентом В.Г. Рыловым, ст. научн. сотр. Н.И. Славгородским, профессором Н.Е.Фоменко, доцентом А.В. Труфановым, натурные скважинные испытания были бы не возможны без технической поддержки гл. геолога Несветаевской ГРЭ В.А. Хорошавина и начальника экспедиции А.И. Савенко, которым автор выражает искреннюю признательность. Автор благодарен профессору. В.В. Гурьянову и профессору А.А.Тимофееву за большую помощь в координации исследований и поддержку в работе. Глубокую благодарность автор выражает профессору В.Н. Труфанову за критику, ценные научные консультации и постоянное внимание.

1. КРАТКИЙ ОБЗОР И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ УГОЛЬНОГО МЕТАНА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ И ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Проблема угольного метана имеет два основных взаимодополняющих аспекта, рассмотрение которых требует специальных методических и концептуальных подходов.

Во-первых, угольный метан представляет собой сопутствующий угледобыче компонент, значительно осложняющий прогрессивные технологии эксплуатации угольных месторождений. Решение этой части проблемы имеет столь же давнюю историю, как и развитие угледобывающей отрасли. Она далеко выходит за рамки настоящей работы и в данном разделе затрагивается только частично в связи с имеющимися технологиями его утилизации.

Во-вторых, метан (а точнее углеводородные газы) угольных пластов и вмещающих пород является самостоятельным и нетрадиционным видом углеводородного сырья, промышленная добыча которого в настоящее время может быть фактически не связана с деятельностью угледобывающих предприятий.

Ниже рассматривается преимущественно эта вторая часть проблемы угольного метана.

Угольный метан как нетрадиционный вид углеводородного сырья характеризуется рядом специфических свойств, отличающих его от обычного природного газа, что обуславливает необходимость применения специальных технологий по его оценке извлечению и утилизации.- угольный метан в значительной мере является аутогенным образованием, возникшим совместно с угольным веществом в процессе его метаморфизации, т.е. он всегда существует в виде систему «уголь-порода-газ», в которой содержание метана варьирует от 5-6 до 35-45 м3/т угля в зависимости от степени метаморфизма. С этим связано весьма высокая плотность ресурсов угольного метана (до 250-300 и более млн.м3/км2), на порядок и более превышающая аналогичные показатели для природного газа. Вместе с тем не вызывает сомнения, что некоторая, а возможно и значительная часть углеводородных газов в метаноугольных месторождениях имеет эпигенетическое (глубинное) происхождение, о чем вполне определенно свидетельствуют результаты изотопных исследований Г.И. Войтов, А.И. Кравцов [29, 168], Ю.А.Федоров [30,233]. Эта часть общей газоносности углей является фактически возобновляемым ресурсом угольного метана.- в отличие от преобладающей «свободной» формы нахождения природного газа в естественных трещинно-поровых коллекторах, метан в угольных пластах находится на 8090% в связанном, сорбированном состоянии, и для его добычи требуются различные методы деструкции систем «уголь-газ» и активации процессов дегазации угольных пластов.- в метаноугольных месторождениях аномально высокие концентрации метана локализуются не в классических структурных ловушках, а в так называемых флюидоактив-ных зонах (зонах флюидизации), образующихся в результате флюидно-метасоматического преобразования угольных пластов в участках тектонических нарушений. Прогнозирование и обнаружения таких метанообильных зон и неструктурных газовых коллекторов -одна из наиболее трудных и важных задач при решении проблемы угольного метана. В-четвертых, десорбция метана из угля происходит длительное время, пиковые значения объемов газовыделения наступают в течение 2-3 лет, а срок действия метаноугольных скважин может составлять до 20-25 лет. Кроме того, возможна неоднократная активация этих скважин в процессе эксплуатации.- в составе углеводородных газов угольных пластов абсолютно доминируют метан и его легкие гомологи, в отличие от природного газа, где нередки значительные содержания этана, пропана, бутана и других тяжелых УВГ, провоцирующие такие сопутствующие явления, как образование газовых кристаллогидратов и закупоривание устья скважин.

Отмеченные и другие особенности метаноугольных месторождений являются главными причинами, стимулирующими и одновременно с этим сдерживающими интенсивное развитие работ по проблеме угольного метана, который представляется тем не менее наиболее доступным, дешевым и экологически чистым резервом из всех известных в мире нетрадиционных источников углеводородного сырья.

Современные представления о генезисе ископаемых углей базируются на концепции стадиального преобразования торфа при диагенезе и метаморфизме, под воздействием физико-химических процессов и времени. Однако учением о каустобиолитах угольного ряда до сих пор, в полной мере, не используются идеи метасоматоза и флюидизации, которое играют большую роль в петрогенезе и рудообразоваии. Равным образом в геохимии^ ископаемых углей и металлогении угольных бассейнов не учитываются новые дан-iные{ о закономерностях глубинной дегазации Земли, решающей роли генерации водно-углеводородных газов и процессов регионального воздействия потоков восстановленных и в разной степени окисленных эндогенных флюидов на углевмещающие толщи и пласты углей.

Вместе с тем очевидно, что эти процессы оказывают основное влияние на формирование метанообильных зон в угольных месторождениях и, возникновение в углепород-ных массивах высокогазоносных участков, наиболее перспективных для извлечения угольного метана.

В наиболее разработанном виде гипотеза углеводородной флюидизации осадочных пород в земной коре рассмотрена в ряде работ П.Ф.Иванкина и В.Н. Труфанова [16]с сотрудниками Согласно предложенной авторами концепции, в нижних зонах земной коры и в верхней мантии вследствие дефицита кислорода углерод присутствует, главным образом, в восстановленной форме (метан, его гомологи и др.) и по мере продвижения к поверхности, по зонам глубинных разломов, подвергается различным стадиям окисления вплоть до образования типичных водно- метановых углекислых гидротерм. В соответствии с этим механизмом на разных уровнях в земной коре происходят процессы "сухого" (углеводородного) или водно-углекислотного метасоматоза, которые реализуются специфическими способами переноса и локализации минерального вещества в угленосных ав-лакогенах.

В последующем, в известных работах В.Е. Хаина [4], В.И.Старостина и Б.А.Соколова [5]., А.Н.Дмитриевского [20] и их сотрудников были развиты идеи углеводородной флюидизации применительно к осадочным и нефтегазоносным бассейнам.

Первые экспериментальные, количественные данные по проблеме углеводородной флюидизации ископаемых углей были получены сотрудниками ГеотехцентраЮг РГУ, руководимого профессором В.Н.'Труфановым, в результате термобарогеохимических исследований угольных месторождений Донбасса. [9,27,28]. В частности, было установлено, что в угольных пластах и углевмещающих породах наряду с вертикальной газовой зоIнальностью существует скрытая, латентная латеральная зональность, определяемая особенностями размещения тектонических нарушений различных порядков. При определенных термобарических условиях в зонах тектонической нарушенное™ углей возникают линейные (полосовые) газовые аномалии, которые диагностировались по результатам ва-куумно-декриптометрических и геофизических исследований. Была выявлена большая мозаичность и зональность в количественном распределении и составе газов по площади угольных пластов одной ступени метаморфизма.

В ряде работ других исследователей [94], [29,168], [30] было установлено также, что в составе сорбированных газов в зонах тектонических нарушений значительный удельный вес имеют углеводороды метанового ряда, в которых изотопный состав углерода существенно отличается от состава газов осадочно-биогенного генезиса.

На основании отмеченных данных сделан важный вывод о существенной роли в формировании газовой атмосферы угольных месторождений потоков глубинных мантий-но-коровых флюидов и процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей при воздействии на них не только собственных, аутогенных, но и привнесенных из глубин мантийных и внутрикоровых флюидов.

В связи с этим, большой интерес представляют данные о процессах структурно-вещественного, геохимического и флюидогенного преобразования углевмещающих пород. и самих углей. Обзор фундаментальных работЕ.К. Лазаренко [31]., В.И.Саранчука А.Т.Айруни [57,63], В.Е.Забигайло, В.И.Николина [75], Ю.Н. Малышева,. К.Н.Трубецкого, А.Т.Айруни [65] и других позволяет сделать вывод о том что в зонах тектонической активности отчетливо наблюдаются признаки метасоматоза рассеянного органического и базисного силикатного материала, с одновременным окварцеванием и карбонатизацией терригенно-осадочных толщ, существенно изменяется структура и свойства угля, состав, объем и формы локализации газов.

На протяжении последних 10-15 лет в решении проблемы углеводородной флюи-дизацией углей и углевмещающих толщ активное участие принимают сотрудники Геотех-центра-Юг РГУ, и ВНИГРИ «Уголь» совместно с ИПКОН РАН. Отдельные аспекты флюидизации ископаемых углей рассматривались в разделах научно-технических программ «Уголь-выброс» и «Углеметан», выполненных под руководством Н. Ф. Лосева и В. Н. Труфанова, (1991-1995) К.Н.Трубецкого и В.В.Гурьянова (1995-2000). и госконтракта «Создание технологий извлечения нетрадиционных видов углеводородов (метан угольных пластов, газогидратные залежи и др.) В.Н. Труфанов (2001-2004).

Пристальное внимание в этих исследованиях, в которых автор принимал активное участие на всех этапах работ, обращалось на вопросы, связанные с оценкой роли процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей и вмещающих пород в формировании выбросоопасных зон в угольных пластах, а также в приобретении углями особых, специфических свойств, определяющих интенсивность и механизм газоотдачи угольных пластов. [223]Очевидно, что эти вопросы тесно взаимосвязаны и имеют прямое отношение к проблеме освоения угольного метана. Поэтому в настоящей работе выбросоопасные и ме-танообильные зоны рассматриваются как различные случаи формирования флюидоактив-ных зон в угольных пластах и вмещающих породах, генетически связанные с процессами углеводородной флюидизации угленосных отложений.

Важным аспектом обсуждаемой проблемы является генетическая типизация флюидных систем, участвующих в процессах трансформации исходного угольного вещества и образовании метанообильных зон. Согласно представлениям, развиваемым В.Н. Холодовым [48]), О.В.Япаскуртом [49]), В.И.Старостиным [5]), А.Н.Дмитриевским [6]), и другими исследователями, в угленосных бассейнах авлакогенного типа можно выделить флюидные системы следующих 4-х типов: инфильтрационные, элизионно-катагенетические, геодинамические и магматические, каждая из которых образуется на определенных стадиях развития этих бассейнов.

В наших условиях, по-видимому, формирование метанообильных зон происходило в результате сложного взаимодействия всех отмеченных типов флюидо-динамических систем.

Кроме того, при отработке угольных месторождений подземным способом и разгрузке угольных пластов при скважинном извлечении углеводородных газов образуются специфические метанообильные зоны 5-го типа, которые можно назвать техногенными (геомеханическими).

Особого внимания заслуживает рассмотрение вопроса о способах прогнозирования и обнаружения метанообильных зон в углепородных массивах как наиболее перспективных участков для добычи угольного метана.

Методика обнаружения таких «сладких» участков для бурения промысловых или дегазационных скважин специфична для каждого конкретного региона и углегазового месторождения. Так например, из опыта работы американских специалистов при выборе мест заложения буровых газодобычных скважин в угольном бассейне Сан-Хуан можно заключить, что они использовали типичный метод «дикой кошки»: сначала исследовали всю площадь месторождения с помощью 17000 скважин, из них выбрали 3700 относительно активных по дегазации скважин, а из последних около половины для проведения опытно-промысловых работ. Реально же для добычи метана используются 600 скважин, дающих 75 % всего добываемого в Сан-Хуане газа (более zf млрд. м3 - в2001 г.).

К такому же выводу мы вынуждены прийти, рассматривая возможности обнаружения метанообильных зон по методикам, изложенным в «Инструкции по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах» [60] - основным документом, регламентирующим приемы, способы и устройства для оценки газоносности угольных пластов.

Конечной целью этих «Инструкций», разработанных по традиционной схеме для стадий поисков, предварительной и детальной разведки угольных месторождений, является оценка уровня категорийности месторождения по газовому фактору (что вполне объяснимо для конечной цели разведочных работ на уголь). Что же касается выделения аномальных участков (зон) метаноносности, наиболее интересных для решения наших задач, то действующая Инструкция практически исключает такую возможность,Таким образом, необходима методика, направленная на выявление метанообиль-ных коллекторов в угольных пластах и углевмещающих породах. Очевидно также, что специальный комплекс методических приемов должен позволять максимально использовать накопленный в процессе разведки и эксплуатации угольных месторождений фактический материал. Это одна из основных задач исследования выполненного автором. [24,227]Важным аспектом проблемы угольного метана является и определение общих и промышленно извлекаемых ресурсов метана, в том числе и как самостоятельного вида полезного ископаемого, локализованных в пределах метанообильных зон в угольных пластах и вмещающих породах. Отечественные литературные и фондовые материалы по этой части проблемы угольного метана фактически отсутствуют, американские же геологи [169,214] приводят данные по не объяснимо высокой природной метаноносности и высокой величине газоотдачи ряда угольных пластов в Пенсильванском бассейне и ме-сторождених Алабамы, установленные в ходе бесшахтной добычи метана.

Представление о ресурсах метана в зонах флюидизации можно составить на основании расчетов объемов газов выделившихся при внезапных выбросах угля, пород и газа в угольных шахтах. Согласно данным А.Т. Айруни [63] и др. при таких опасных газодинамических явлениях в горные выработки выбрасывается от 2-3 тысяч до первых сотен тысяч кубических метров метана, что предопределяется аномально высокой газоносностью и метанообильностью отдельных участков угольных пластов ( до 150-200 м3/т и более), а также особым механизмом деструкции систем «уголь-газ» при развязывании внезапного выброса.

Вытекающим из отмеченного вопросом, имеющим прямое отношение к проблеме флюидизации углей и разработке новых технологий извлечения и оценки ресурсов угольного метана, представляется моделирование фазовых взаимодействий в системах «угольфлюид» при воздействии на угольный пласт углеводородно-водных растворов в условиях повышенных температур и давлений.

В результате работ многих исследователей установлено, что между степенью угле-фикации угольного вещества и составом находящихся в углях флюидов существуют сложные взаимосвязи, однако причины таких связей остаются дискуссионными. К пониманию выявленных закономерностей можно подойти с позиций работ И.Л.Эттингера [45], А.Т.Айруни, [57,63,138], где выдвинута гипотеза о метастабильном состоянии системы "уголь-флюид". Автором проведены экспериментальные работы по моделированию фазовых взаимодействий и процессов деструкции в системах «уголь-флюид» при различных внешних воздействиях и получены новые результаты по соотношениям различных форм нахождения газов в углях, в том числе и в виде твердо-газовых растворов, что существенно изменяет понимание механизма протекания физико-химических процессов флюидизации при изменении РТ-параметров системы "уголь-флюид".[18,177]Экологические аспекты угольного метана, на современном уровне решения проблемы в той или иной степени затрагиваются всеми ее исследователями. Это определяется резким усилением внимания к глобальным проблемам влияния метана, как парникового газа на климат, загрязнение атмосферы и окружающей среды. [137,164-167,229] Реструктуризация предприятий угольной промышленности Восточного Донбасса, фактически означающая ликвидацию более 30 угольных шахт породила ряд острых экологических проблем, среди которых важное место занимает проблема дегазации углепородных массивов с миграцией к поверхности метана, углекислого газа, «мертвого воздуха» и других токсичных газов.

Специфичность данной проблемы состоит в том, что при кажущейся простоте механизма вытеснения подземных газов из угольных пластов и погашенных горных выработок в процессе затопления ликвидируемых шахт возникают неординарные газогидродинамические ситуации, обусловленные чрезвычайно сложной структурой выработанного пространства и активной геодинамикой угольно-породного массива, связанной с наличием специфических зон флюидизации (неструктурных и трещинных коллекторов) являющихся путями миграции метана в поверхностные отложения и атмосферу шахтерских поселков. Результаты проведенных на тестовых скважинах испытаний и выполненных автором геоэкологичеких мониторинговых исследований позволяют предложить способы борьбы с такими негативными явлениями.

В результате анализа составлен краткий обзор существующих представлений о проблеме угольного метана как самостоятельного нетрадиционного источника углеводородного сырья, прогнозные ресурсы которого в Российской Федерации оцениваются порядка50-60 трлн.м в том числе по Восточному Донбассу 450-500 млрд. м '. Отмечено, что несмотря на определенные успехи в решении этой проблемы, имеющие в основном теоретический и опытно-экспериментальный характер, реальные практические результаты в нашей стране значительно уступают зарубежным, особенно американским достижениям в данной области, что обусловлено в первую очередь недостаточной разработкой эффективных технологий извлечения метана из угольных пластов и вмещающих пород. [51,52, 168,223,232]Проведен анализ геотехнологических особенностей метаноугольных месторождений, которые существенно отличаются от традиционных месторождений природного газа и предопределяют специфику заблаговременного извлечения УВГ из неструктурных газовых коллекторов - флюидоактивных зон и участков, образующихся в процессе углеводородной флюидизации ископаемых углей и углепородных массивов. Впервые сформулировано базисное положение о том, что в зависимости от интенсивности развития этих процессов должна строиться вся тактика и стратегия освоения метаноугольных месторождений с использованием различных комбинаций существующих и новых технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов.

Рассмотрены в историческом аспекте основные результаты предыдущих работ по проблеме угольного метана, обоснованы наиболее перспективные направления решения этой проблемы применительно к Восточному Донбассу как одному из крупнейших метаноугольных бассейнов России.

Обзор основных аспектов проблемы угольного метана и степень полноты их исследования определяют круг вопросов и задач, поставленных перед собой автором. Прежде всего они направлены на оценку перспектив использования угольного метана локализующегося в зонах флюидизации, как самостоятельного полезного ископаемого, эксплуатируемого скваженными методами добычи. Конкретные цели и задачи сформулированы выше. Приближение к их решению предпринято в представленной диссертационной работе.

2. МЕТОДИКА ПОЛЕВЫХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ФЛЮИДОАКТИВНЫХ ЗОН УГОЛЬНЫХ МЕСТОРЖДЕНИЙ В. ДОНБАССАМетодика проведения работ определялась поставленными задачами, для решения которых автором был выполнен комплекс системных исследований, включающий сбор, обобщение и анализ литературных и фондовых материалов, полевые, лабораторные и экспериментальные исследования, компьютерную обработку и интерпретацию полученных данных. Проведенные исследования позволили предложить для реализации указанных целей и задач структурно-иерархическую схему методических приемов (Рис. 2.1).

Классическим полигоном для проведения намеченных исследований является Донецкий угольный бассейн, где широко представлены ископаемые угли различных степеней метаморфизации, подверженные локальным процессам углеводородной флюидизации в зонах тектонических нарушений и участках проявления магматической и гидротермальной деятельности. Поэтому основной объем фактического полевого и каменного материала был получен на угольных шахтах Донбасса, что не ограничивает распространение выявленных закономерностей на другие угольные регионы с учетом геологической специфики последних.

В полевых условиях в период 1992-2003 год, автором было изучено более 50 пластопересечений в различных районах Донбасса и Восточного Донбасса, наиболее детальные исследования проводились на шахтах Ждановская № 5, Краснодонецкая, № 17, Центральная, Штеровская и других, относящихся к АО «Ростовоуголь», «Донецкуголь», «Октябрьуголь». Выборочно исследовались угольные пласты ряда месторождений Украинского Донбасса и других угольных бассейнов.

Эталонным объектом для развития работ был выбран Краснодонецкий полигон (В. Донбасс), где широко проявлены процессы углеводородной флюидизации и за период эксплуатации угольных месторождений было зафиксировано более 30 газодинамических явлений и внезапных выбросов угля и газа, некоторые и них имели катастрофический характер, а среднегодовой дебит метанана шахтах №17 и «Краснодонецкая» при проведении противовыбросных мероприятий достиг 6,5 млн. м. Здесь, автором, в 19962000г. выполнены детальные геолого-структурные описания условий возникновения и последствий проявления газодинамических явлений, откартированы зоны флюидизации, проведено опробование до глубин 550-600м, продуктивных и непромышленных угольных пластов серии (т) вскрытых горными работами шахт №17 и «Краснодонецкая». В 20002003 году, на основании проведенных исследований, определены места заложения первых тестовых скважин для перехвата дренирующихся токсичных газовых компонентов,4•gгеолого-геофизические наблюденияГазометрические съемкиПТахтные исследованияОпробование и испытание скважинТехнический анализ углейСпектральные методыГеохимические методыМинералого-петрографическиеТермобарогеохимические методыСпециальные, физические методыСтатистические методыТеоретическое моделированиеГеодинамическое моделиров.

Методика визуализацииосуществлено проектирование конструкции скважин и научное сопровождение бурения. Разработана методика и проведены натурные испытания методов интенсификации газоотдачи угольных пластов по разрезу тестовых скважин, в выделенных зонах флюидизации.

На территории поселков «Синегорский» и «Углекаменный», в местах заложения скважин и областях их влияния проведено детальное мониторинговое газово-геоэкологическое картирование поверхностных отложений. По отобранным керновым, газовым и литогехимическим пробам и образцам выполнен обширный комплекс лабораторных исследований:Пробы углей, газов и вмещающих пород, (более 2000 проб) изучались современными углепетрографическими, физическими и физико-химическими методами (оптическая и электронная микроскопия (470 обр.), вакуумная декриптометрия и газовая хроматография (1800 проб), рентгенометрия, ИК-спектроскопия, ЭПР и ЯМР- методы, термический (122) и спектральный анализы (более 1500, в том числе около 700 спектральных анализов углей по методике А.Ф. Лосевой [78] и др.) в лабораториях Геотехцентра-Юг геолого-географического, физического и химического факультетов Ростовского госуниверситета, НИИ физики, НИИФОХ, НКТБ «Пьезоприбор» РГУ, в Новочеркасском инженерно-мелиоративном институте, во ВНИГРИуголь, лабораториях ИПКОН РАН.

2.1.Геолого-геофизические исследования Методика полевых исследований. Полевое изучение углей и вмещающих пород проводилось с таким расчетом, чтобы наиболее полно охарактеризовать флюидизиты, принадлежащие к разным генетическим группам, а внутри этих групп установить морфологические и петрологические особенности их формирования.

На этапе подготовки к проведению полевых исследований в камеральных условиях был осуществлен анализ геолого-структурных факторов формирования флюидоактивных зон в угольных пластах и углевмещающих породах Восточного Донбасса. С этой целью данные, полученные при изучении литературных источников и имеющегося картографического материала, были вынесены на крупномасштабные( 1:50000) карты основных углепромышленных районов с отдельными врезками масштаба 1:10000 и 1:5000 (для шахтных полей ).

При составлении таких данных особое внимание уделялось сведениям о геологическом строении и природной газоносности угленосных отложений, находящихся на исследуемой площади, разрывных нарушениях, проявлениях гидротермальной, интрузивной и вулканической деятельности, а в районах проведения шахтных выработок- о выбросоопасных участках и зонах аномальных газодинамических явлений, так как все эти факты либо служат источниками, либо являются косвенными признаками действия флюидных систем.

Так, в первую очередь, вызывали интерес региональные разрывные нарушения и долгоживущие глубинные разломы, являющиеся каналами для транспортировки глубинных флюидов в верхние структурные этажи. Разрывные нарушения меньшего порядка выявлялись по данным, имеющимся в документации шахто- и карьероуправлений. В полевых условиях по прямым и косвенным (структурно-геоморфологическим) признакам выявлялись зоны тектонической активизации и разрывных нарушений, которые также выносились на прогнозные карты метаноносности Восточного Донбасса.

В результате проведения данного вида работ были составлены карты аномальных по газоносности участков шахтных полей и угленосных площадей, установлены закономерности размещения в их пределах флюидоактивных зон в зависимости от структурно-тектонических факторов. Наиболее важным итогом этих работ представляется генетическая типизация геолого-структурных «ловушек», наиболее благоприятных для локализации флюидных растворов, а также определение возможных путей миграции глубинных газов.

Методика полевой газометрической съемки и геофизических исследований. Для выявления участков трассирования флюидоактивных зон к поверхности была использована методика специальной геофизической и газометрической съемки, разработанная сотрудниками ВНИГРИуголь (Б.И. Журбицкий, Н.И. Фоменко и др. [170,175] и Геотехцентра-Юг РГУ при изучении Краснодонецкого метаноугольного месторождения. [231,223] Суть этой методики состоит в следующем.

Геолого-геофизическую модель флюидоактивной зоны можно представить морфологически невыдержанным, наклонно-залегающим пластом трещиноватых, тектонически перемятых и раздробленных пород (Рис.2. 2).

По петрофизическим показателям флюидоактивная зона характеризуется высокой пористостью (более 10-15%) и пониженной плотностью (на 0,3-0,5 г /см3) по отношению к вышележащей толще пород. Как канал энерго-массопереноса флюидоактивная зона на дневной поверхности может служить естественной зоной газовыделений, включая радиоэманации, а также зоной инфильтрации (в некоторых случаях разгрузки) подземных вод и, кроме того, естественным волноводом электромагнитных и сейсмоакустических волн. Возможны магнито-динамические явления. Все это является предпосылками дляприменения газометрических и геофизических методов с целью выявления, картирования и последующего обнаружения тектонических зон аномально высокой флюидизации.

Геолого-геофизическая модель флюидоактивной зоны в угленосных отложениях ■г 4 —i-1—1 ж 2 j 1-покровные отложения; 2-флюидоактивная зона; 3-угольный пласт; 4-выработанный угольный пласт; 5-известнякРис.2.2.

Аппаратурный комплекс был составлен из методов газо-, электро-, радио-, гравиметрии. Предпосылками для газовой, радиометрической и радиоэманационной съемок являются процессы вытеснения на дневную поверхность по флюидоактивной зоне газов. Целесообразность гравиметрической съемки обусловливается дефектом плотности примерно в 0,3 г/см3 в тектонически нарушенных зонах, который при ширине зон в первые метры создает аномалии приращения силы тяжести порядка 0,25-0,35 мГл. Физико-геологической предпосылкой естественного постоянного электрического поля (ЕП) является возникновение фильтрационных, а в ряде случаев и адсорбционно-диффузионных потенциалов во флюидоактивной зоне за счет инфильтрации поверхностных вод по трещинным каналам и взаимодействия этих вод с более солеными подземными растворами.

Физико-геологические процессы, связанные с проявлениями геодинамических и магнитодинамических процессов во флюидоактивной зоне, позволяют использовать методы индуктивной электроразведки и магниторазведки. В частности, под действием деформационных процессов в геодинамических зонах формируются сейсмоэлектрическиеполя в диапазоне частот 10-30 кГц. Регистрация наведенного электромагнитного поля в этом диапазоне частот позволяет оценить и изменения электрических свойств в месте выхода флюидоактивной зоны на дневную поверхность.

Изменение глинистости приповерхностного слоя повышает радиационный фон, так как в суммарном регистрируемом спектре a-, J3, у- излучений у- излучение преобладает, и это является наряду с эманацией газов предпосылкой для метода естественной радиоактивности (J7) как индикатора нарушения литологического состава почвенного покрова в участках трассирования к поверхности флюидоактивных зон.

Газоаналитические наблюдения заключались в экспресс-определениях газов в почвенном слое с помощью газоанализатора ПГА-7. Блок-схема установки для газометрических изысканий в покровных отложениях представлена на рис. 2.3.

Блок-схема установки для измерения концентрации газов в покровных отложениях1 - зонд-пробоотборник; 2 - газоанализатор ПГА-7; 3 - оперативно-запоминающееустройство (ОЗУ).

Рис. 2.3При этом определялась концентрация метана (СНД кислорода (Ог) и углекислого газа (СО2). Шаг наблюдений был выбран 20 м. Точность измерений для СН4 составляла 0,1%, а для Ог и СО2 - 0,01%. Контроль наблюдений выполнялся путем повторных измерений на каждой 10-ой точке. При необходимости мокрым способом (через рассол) отбиралась проба подземного воздуха для последующего лабораторного анализа.

Электроразведочные работы методом ЕП производились способом потенциалов. Шаг наблюдений был выбран Юм. Точность измерений потенциалов 11еп равнялась 2-3 мВ. Контрольные замеры составляли 10%. Блок-схема установки представлена на рис.2.4. Неполяризующиеся электроды (1) соединены с компактным мультиметром (2) с присоединенным оперативно-запоминающим устройством (ОЗУ), куда при нажатии соответствующей кнопки заносятся результаты измерений.

Блок схема установки для исследований методом ЕП1 -неполяризующиеся электроды; 2 - измерительный прибор (мультиметр); 3 -оперативно-запоминающее устройство (ОЗУ).

Рис. 2.4.

С целью ускорения работ методом ЕП разработана дополнительная конструкция неполяризующегося электрода, в которой основным элементом является пластиковая труба-держатель (Рис. 2.5).

Рис.2.5Электроразведочные работы методом электромагнитного профилирования выполнялись осевой установкой, в которой генератор и измеритель электромагнитного поля располагались на расстоянии 20 метров и одновременно перемещались по профилю от одной точки измерений к другой (Рис.2.6). Рабочая частота 30 кГц. Шаг перемещения Юм. Контрольные наблюдения на каждой 10-ой точке. Передающая антенна (2) состояла из круглой рамки, закрепленной на держателе. Измеритель (4) был оснащен выносноймагнитной антенной (3) и оперативно-запоминающим устройством (ОЗУ), куда при нажатии соответствующей кнопки заносились результаты измерений.

Схема работы методом электромагнитного профилирования1 - генератор электромагнитного поля; 2 - передающая антенна; 3 - приемная антенна; 4 - измеритель электромагнитного поля.

Рис. 2.6Вторым способом электромагнитных измерений является разработанный авторами отчета дистанционной метод измерения индуцированных эффектов электрополяризации геологической среды с помощью стационарных и переносных приборов типа ЭДИП-1 и ЭДИП-2 [24]. В основе метода находится регистрация индуцированного эффекта поляризации горных пород и ископаемых углей, возникающего при внешнем воздействии на них электромагнитным излучением ультразвукового диапазона. Наблюдения проводились методом маршрутных пересечений предполагаемых участков трассирования к поверхности флюидоактивных зон с шагом через 20 м.

Радиометрическая съемка проводилась путем поточечных измерений естественной радиоактивности (JY) прибором СРП-68-01. Датчик располагался в приповерхностном слое на расстоянии 10 см от земли. Шаг наблюдений составлял 10 м. Контрольные измерения выполнялись на каждой 20-ой точке.

Гравиразведочные измерения выполнялись по методике рядовых однократных наблюдений с гравиметром ГНУ-КВ. Количество контрольных наблюдений составляло 10-15. Точность аномальных значений силы тяжести составляла 0,1 мГл. Получение высот в каждой точке производилось геодезическим нивелированием при помощи теодолита 2ТЗОП. Точность определения высот ± 5 см.

2.2.Минералого-иетрографические исследования.

Изучение прозрачных шлифов, пластинок и полированных аншлифов проводились с применением поляризационных микроскопов МИН - 8, 9 и ПОЛАМ - Л - 213. Для исследования минералогического состава пород изготовлялись искусственные шлихиЮмпротолочки, которые в дальнейшем изучались при помощи бинокулярного микроскопа МБС-10.

В качестве индикаторных морфогенетических признаков процессов флюидизации фиксировались следующие параметры: формы выделения новообразованных минералов и характер их контакта с другими минералами, текстура поверхности их границ, размеры, рельеф, отражательная способность и цвет зерен (в воздушной среде и в масляной иммерсии), двупреломление, эффекты анизотропии при скрещенных николях и др. Объекты исследовались при рабочих увеличениях от 20 до 900 крат с последующей их компьютерной визуализацией.

Весьма эффективным является метод получения изображения исследуемого образца непосредственно на мониторе компьютера. Данный метод был разработан нами для упрощения и удешевления процесса фиксации графических результатов наблюдений без применения специального дорогостоящего оборудования [64].

2.3. Геохимические методы исследований Исследования геохимических особенностей углей из метанообильных зон в пределах восточного Донбасса базировались на следующих методологических предпосылках.• процессы миграции и концентрации углеводородных газов в угленосных осадочных толщах начинаются с момента их захоронения, продолжаются на всех стадиях литификации, а также при начальном метаморфизме, динамометаморфизме, эндогенном (тепловом) воздействии за счет магматических интрузий и циркуляции по ослабленным зонам гидротермальных растворов, при этом зоны трассирования газов и их аномальные скопления должны сопровождаться специфическими геохимическими ореолами.катагенетические и метаморфические процессы сопряжены с изменением сорбционной способности углей и углеродистых сланцев, интенсивной дегидратацией глинистых пород и самих углей, а также сопровождаются генерацией углеводородных газов, фильтрация и диффузия углеводородов из материнских толщ происходит по дренажным ослабленным зонам, а их накопление в породах-коллекторах и структурных ловушках, это, несомненно, способствует перераспределению седиментогенных элементов-примесей в углях.• На постинверсионном, орогенном этапе эволюции угленосных бассейнов в локальных участках, помимо дополнительной дегазации углей, возможен и обратный процесс - насыщения углей привнесенными глубинными газами, если эти угли обладали изначально пористой структурой или приобрели её в результатетермодеструкции. Эпигенетическая флюидизация углей и вмещающих пород в проницаемых зонах должна сопровождаться их метасоматозом и аномальным распределением химических компонентов.• Если фациальная обстановка накопления торфяников, из которых формируются потенциально метанообильные угли, отличается специфическими чертами, то также отличны должны быть геохимические индикаторы этой обстановки, что необходимо учитывать при оценке аномальных концентраций и взаимосвязей элементов-примесей в углях.

Геохимические исследования проводились на типовых объектах, характеризующих угли из флюидоинертных и флюидоактивных участков угольных пластов Восточного Донбасса. Метанообильные зоны изучались на примере пласта ms1 шахты Краснодонецкой и Синегорской № 17 Белокалитвенского района Восточного Донбасса, а также пласта Ицв шахты Штеровской, представленного каменным углем марки ТА, и пласта шз шахты Ждановская №5, сложенного углем марки Т. Всего было изучено более 50 пластопересечений в горных выработках и скважинах, выполнено 146 количественных и 220 полуколичественных спектральных анализов. Эталонная коллекция, характеризующая региональные геохимические кларки, составлялась из 44 представительных проб углей свит Сг-Сг (группы метаморфизма ТА), отобранных из ненарушенных угольных пластов различных угольных шахт Ростовской области. В целом база геохимических данных составила 8860 элементоопределений.

При отборе проб учитывались палеогеоморфологические признаки пластов и, прежде всего, низинная и верховая обстановки торфонакопления, а также геолого-структурные особенности флюидоактивных зон в угольных пластах. Эталонные пробы анализировались инструментальным нейтронно-активационным методом (определения Ва, Mn, Zn, Си, Ni, Fe, Si, Al, Ca) и количественным спектральным анализом (Fe, Ti, Mn, Cu, Ni, V, Mo, Pb, Sn, Co, Cr, Ga, Ge, Be). Массовые определения производились полуколичественным спектральным анализом на 33 элемента. Кроме того, формы нахождения Fe и S в отдельных пробах изучались соответственно методом мессбауэровской спектроскопии и рентгеноструктурным анализом.

Результаты геохимических исследований сопоставлялись с технологическими, петрографическими, термобарогеохимическими, физическими и другими характеристиками углей и обрабатывались математическими методами с применением программы "Statistica". Анализы осуществлялись в НИИ Физики РГУ, в Центральной лаборатории ЮГУГП «Южгеология» и в ФАЛ геолого-географического факультета РГУ.

2.4. Специальные физические и химические методы исследованийПри минералогических и углепетрографических исследованиях применялся комплекс специальных электрофизических, химических и технических методов, включающий термический, рентгено-фазовый, месс-бауэровский, ИКспектроскопический, ЭПР-спектрометрический электрополяризационный и другие виды анализов флюидизированных пород и углей.

Особенности минерального состава пород, для которых использование оптических методов и ДТА оказывалось недостаточным, устанавливались методом рентгенофазового анализа (РФА) с количественной и качественной оценкой содержаний всех минеральных компонентов. Для определения количественного соотношения между преобладающими элементами-примесями применен рентгеновский спектральный анализ по методике [66].

Методы мессбауэровской спектроскопии. ЯРГ-спектроскопия основывается на эффекте резонансного поглощения (или рассеяния) гамма-квантов определенной энергии ядрами атомов вещества мишени без потерь на отдачу (эффект Мессбауэра). К числу мессбауэросвих изотопов, т.е. ядер, у которых наблюдается ядерный гамма-резонанс, относятся ядра железа Fe57, широко распространенные в природе. Уникальность эффекта состоит в необычно малой ширине резонанса по отношению к энергии гамма-кванта (для железа что обуславливает высокую чувствительность мессбауэровскойспектроскопии и позволяет на ядерном уровне изучать как свойства самих атомов и их ядер, так и структур, состояние и многие физические свойства химсоединений, минералов и прочих веществ, содержащих мессбауэровские изотопы [71].

В настоящей работе использовалась трансмиссионная геометрия измерений. Органическая масса угля (ОМУ) содержит в основном легкие фракции, которые сами по себе практически прозрачны для резонансных у-квантов с энергией 14,4 КэВ, что позволяет использовать в экспериментах образцы в виде порошков, таблеток или сколов толщиной в несколько миллиметров. В таких экспериментах измеренные ЯРГ-спектры содержат интегральную информацию обо всей массе образца.

Для выделения компонент резонансных спектров, определения необходимых для их идентификации параметров и относительного содержания фаз в образцах при обработке спектров на ЭВМ применялся метод наименьших квадратов.

Химико-аналитические исследования. Данный вид исследований включал в себя проведение технического анализа (прочность, твердость, кислотостойкость, сернистость, пористость и др.), полуколичественного и количественного спектральных, а также силикатного анализов с установлением содержаний главных породообразующих компонентов: SiCb; А120з; Ре20з; FeO; CaO; MgO; Кр; Na20; Р2О5; SO3 и H20 как в породе в целом, так и в пелитовой фракции с целью диагностики глинистых минералов. Определение валового химического состава пород проводилось в соответствии с действующей инструкцией 163-Х "Унифицированные методы анализа силикатных горных пород с применением комплексонометрии" по ГОСТ 2642.0-81 и ГОСТ 10538-87.

Определение механических свойств горных пород. В целях определения направлений практического использования были проведены исследования механических свойств горных пород. Определение механических свойств проводилось по полному или сокращенному комплексу исследований в ЦХЛ ГГП Южгеологии. Полный комплекс исследований включал определение естественной влажности, объемного и удельного веса, пористости, прочности на сжатие перпендикулярно и параллельно слоистости пород, коэффициента крепости по М. М. Протодьяконову, модуля упругости, прочности пород в водонасыщенном состоянии. Сокращенный комплекс исследований включал определение объемного веса, прочности на сжатие и растяжение перпендикулярно слоистости, коэффициента крепости по М. М. Протодьяконову. [199].

Обработка результатов аналитических исследований производилась с использованием современных средств вычислительной техники и математического программного обеспечения.

2.5.Термобарогеохимические методы исследованийТермобарогеохимические методы исследований включали оптико-микроскопическое изучение полированных препаратов, гомогенизацию флюидных вакуолей и вакуумно-декриптометрический анализ (ВДА) углей и вмещающих пород. Эти методы, выявляя РТХ-параметры флюидных систем, обеспечивали получениенеобходимых данных для их генетической типизации и оценки интенсивности флюидогенного преобразования исходных пород и самих ископаемых углей.

Исследовались как флюидно-проработанные породы в целом, так и кристаллы отдельных минералов - кварца, кальцита, флюорита, диопсида и др. Для этих целей были изготовлены полированные пластинки толщиной 1-3 мм, а для полупрозрачных минералов - специальные шлифы толщиной от 0,5 до 0,005 мм. Некоторые мелкие прозрачные кристаллики изучались целиком.

Подготовленные таким образом образцы изучались с помощью бинокуляра и поляризационного микроскопа МИН-8 с применением фазово-контрастного устройства КФ-4. Использование КФ-4 оказалось весьма полезным при исследовании очень мелких включений, а также позволило выявить некоторые особенности морфологии крупных включений, не наблюдавшихся в обычном микроскопе.

По вакуумным декриптограммам определялись температуры максимумов газовыделения и расчитывались энергетические F-показатели флюидоактивности углей и вмещающих пород по методике, предложенной В.Н. Труфановым [142]. Согласно этой методике величина F-показателя является энергетической характеристикой исследуемых проб, так как он отражает относительный вклад флюидной фазы в общий уровень энергонасыщенности системы «уголь-порода-газ».

Значения F-показателя определялись для каждого температурного максимума газовыделения в отдельности (F1,F2 и т.д.), что дало возможность оценить как среднюювеличину энергонасыщенности всей системы "уголь-флюид", как и значения этого показателя для различных стадий процесса флюидизации исходных пород.

Газово-хроматографический анализ углей и вмещающих пород осуществлялся непосредственно в точках наблюдения с помощью экспресс-анализатора типа ПГА-7, а также при отборе проб «мокрым способом», суть которого состоит в принудительной эвакуации газовой атмосферы в герметичную емкость через солевой водный раствор. В дальнейшем определенный объем газа (5 мл) извлекался из бутылки специальным шприцем, вводился в кран-дозатор прибора ВД-5 и анализировался в спаренном хроматографе ЛХМД-80 с использованием в качестве сорбентов в хроматографических колонках стандартного набора из пористого полимера «полисорб-1» и цеолитов типа NaX иСаХ.

Определение количественного и качественного состава газов проводилось с использованием кривых поглощения и калибровочных графиков, отградуированных на На, 02, N2, СО, С02, СН4, С2Н2, NH3, H2S, S02 и Н20.

Количественный и качественный состав почвенных газов осуществлялся нами «сухим способом», заключающимся в отборе литогеохимических проб почвы на глубине 0.5-0.6 м от поверхности, их герметизации в резиновые вкладыши и в дальнейшем анализе на приборе ВД-5.

Количество летучих компонентов определялось по площади сорбционных эффектов, а состав газов — по времени их удержания соответствующими сорбентами.

Чувствительность определения основных шахтных газов на приборе ВД-5 с хроматографом ЛХМД-80 находится в пределах п. 10'2 %, а приведенная погрешность измерения не превышает ± 5% от измеряемой величины.

2.6. Методика геодинамического моделирования и геотехнологического картирования углегазового месторожденияМетодика геодинамического моделирования основана на применении компьютерных методов визуализации геологических объектов. Методика с использованием одного из последних вариантов программы Mathcad-7 и заключалась в следующем:• в выбранной системе координат, привязанной к гипсометрическому плану почвы угольного пласта ш8' масштаба 1 : 5 000 через 100 м по простиранию (ось X)наносились значения изогипс (ось Y), с последующим внесением этих данных в базу компьютера;• по полученным данным рассчитывались уравнения регрессии, описывающие сечения морфологии пласта по его падению через 100 м;• по набору уравнений регрессий строилась объемная модель морфологии пласта в реальных координатах его залегания;• определялась величина отклонения (дисперсия) реальной поверхности от базовой плоскости;• по полученным данным строилась статистическая модель пликативной малоамплитудной тектоники угольного пласта;• на основе обобщения полученных данных строилась объемная модель относительных отклонений поверхности угольного пласта от базовой плоскости;• на разработанную модель с такой же детальностью наносились значения газоносности пласта в изогазах через 5 м3 /т.

Структурно-морфологическая модель угольного пласта послужила основой для выделения наиболее перспективных по газоносности участков.

2. Исключаются из расчетов следующие участки (блоки):а) зоны, где в составе газов содержание метана менее 70%, газоносность угольных пластов менее 10 м /т с.б.м, антрацитов менее 17-20 м /т с.б.м, а остаточная газоносность достигает 8-10 м3/т с.б.м (зона А на рис. 2.8);б) участки, примыкающие к крупным нарушениям сбросового типа, где можно предполагать понижение газоносности из-за дегазирующего влияния сброса (зона Б на рис. 2.8), а также зоны с нерабочей мощностью (блок № Va на рис. 2.8);3. Оконтуриваются зоны газового выветривания и проводятся изогазы, как •1правило, через 5 м /т с.б.м.

4. Выделяются газоугольные интервалы так, чтобы их ширина была кратной 510 м3/т с.б.м. Эти газоугольные интервалы следует разбивать на газоугольные блоки, ограниченные естественными геологическими границами марок угля, резкими изменениями углов падения, складками и т.п.

5. По каждому газоугольному блоку производится подсчет объема угольной массы и усредненной величины газоносности по фактическим данным опробования керногазонаборниками. Используется общепринятая методика [73].

6. Величина запасов газа в блоке без учета коэффициента извлечения газа получется перемножением объемной массы угля в блоке на среднюю величину газоносности.

Подсчет запасов газа в газоуголыюм блоке пласта рабочей мощности производится по формуле:Qz = h- F -seca-y -x t Qe =h-F • cos eca -у -x yгде: Qz, Qg- запасы метана, м3 при проекции блока соответственно на горизонтальную и вертикальную плоскость;h- средняя мощность газоугольного поинтервального блока;F- площадь проекции газоугольного пласта в поинтервальном газоугольном блоке, м2;у- усредненная величина объемной массы угля, принятая в целом по пласту, т/м3;а- средний угол падения поинтервального газоугольного блока, градусы;х- среднее значение газоносности угля, принятое для погоризонтноголгазоугольного блока, м /т.

7. Ресурсы газа в целом по пласту определяются суммированием запасов газа по газоугольным блокам и газоугольным горизонтам.

Подсчет запасов газа в нерабочих пластах, пластах-спутниках и угольных пропластках производится в нескольких вариантах в зависимости от схемы заблаговременной дегазации углепородного массива. На горных отводах строящихся, действующих и закрытых шахт подсчет запасов газа производится в следующей последовательности:• считаются запасы газа в рабочих угольных пластах;• рассчитываются мощности зон условного пояса дренирования выше и ниже угольного пласта• подсчитываются мощности угольных пластов-спутников и пропластков отдельно по подрабатываемой и надрабатываемой толщам и для каждого газоугольного интервала или блока;• определяются запасы газа в пластах-спутниках и угольных пропластках как произведение значений их угольной массы на величины газоносности;■пмзЗонд А-L©Х= 12,5У-17ЛA\v ©'ЮJ J X*22.S7///Ь„„.ь-® у7/Г—X '/ /■ ОJ1У-х -1*J® ц■X-*-X-хX—lГазоугольныР > интервалГаз оу голь ныР интервалГазоугольный интервалУсловные обозначения:Тектонические нарушения Изогипсы угольного пласта Границы блока Номер блокаСредняя величина газоносности, м3/т с.б.м. Изогазы угольного пластаРис. 2.8 - Схема выделения газоугольных интервалов и блоков на гипсометрическом плане угольного пласта200-х-х-хХ=17,5-25-• производится подсчет запасов газа в углевмещающих породах в подрабатываемом и надрабатываемом пространствах рабочего угольного пласта раздельно по углистым и неуглистым породам; величина газоносности принимается по фактическим данным опробования или вычисляется на основе замеров газового давления;• подсчитываются отдельно запасы газа, образующего свободные скопления.

Общие запасы угольного метана на участке определяются суммированиемобъемов газа, находящегося в рабочих угольных пластах, зонах подработки и надработки этих пластов и в свободных скоплениях.

Для подсчета запасов газа по отдельным шахтным полям возможен упрощенный вариант, заключающийся в перемножении величин запасов угля по разведочному участку (шахтному полю), за вычетом запасов угля в зоне газового выветривания, на усредненную величину газоносности в метановой зоне.

Такой подсчет запасов производится для общей оценки возможности проектирования работ по добыче метана на газоугольном месторождении.

Методика подсчета запасов метана в метапообильных зонах. В процессе выполнения технического задания по проекту была разработана методика детализации прогнозных ресурсов и запасов угольного метана с учетом выделяемых метанообильных зон флюидизации в угольных пластах и вмещающих породах на примере Краснодонецкого месторождения.

Детальность оценки ресурсов и запасов метана достигается за счет разбивки угольных пластов на подсчетные газоугольные блоки и газоугольные подсчетные горизонты. Применяются:- способ подсчета объемов свободного метана, образующего скопления в геологических и техногенных газовых ловушках;- укрупненный способ оценки ресурсов, основанный на выделении углепородно-газовых залежей и локальных скоплений метана в зонах флюидизации.на участках с развитием крупных складок способ подсчета запасов несколько изменяется по сравнению с блоками моноклинального залегания угольных пластов (рис. 2.9):на подсчетный план выносятся изогазы и газоугольные интервалы и блоки выделяются так, чтобы учитывалось изменение газоносности по крыльям складок и в их периклинальных частях, при этом, в сильно разбитых дизъюнктивными нарушениями зонах пластов подсчет запасов газа не производится, т.к. в этом случае невозможно достичь стабильной добычи газа.

Для каждого поинтервального газоугольного блока среднее значение газоносности угля (с учетом зольности угля в блокё)Х]и11т, м3/т, вычисляется по формуле:у\ y^ Ю0-(Ad+wa)Л. \инт — Л. ср '100где: Ad - среднепластовая зольность по поинтервальному газоугольному блоку, %;Wa - аналитическая влажность по поинтервальному газоугольному блоку, % (принимаетсяусредненная величина в целом по газоугольному пласту).X1ср - средняя величина газоносности угля (в пересчете на беззольную массу) впоинтервальном газоугольном блоке, м /т с.б.м., вычисляется по формуле:X + X ^XI max min /ср —2где: Хтах - максимальное значение изогазы в пределах поинтервального газоугольного блока, м3/ т с.б.м.;Хт,п - минимальное значение изогазы в пределах поинтервального газоугольного блока, м3/ т с.б.м.

При всех описанных методах оценки прогнозных ресурсов и запасов угольного метана необходимо учитывать реальные коэффициенты газоотдачи угольных пластов, установленные нами ранее при выполнении проекта «Углеметан» [35].

3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ МЕТАНО ОБИЛЬНЫХ ЗОН ВУГЛЕПОРОДНЫХ МАССИВАХВ настоящем разделе приводятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, направленных на выявление основных закономерностей формирования метанообильных зон флюидизации в углепородных массивах и разработку поисково-оценочных критериев, обеспечивающих генетическую типизацию и обнаружение таких зон как наиболее перспективных объектов для извлечения угольного метана.

Эта задача решалась на примере метаноугольных месторождений Восточного Донбасса, представляющего собой классический угольный бассейн авлакогенного типа. Поэтому выявленные закономерности могут быть адаптированы и применительно к другим угленосным бассейнам России.

3.1. Геотектоническая позиция и флюидный режим формирования угольных месторождений Восточного ДонбассаГеотектоническая позиция важнейших угленосных бассейнов и особенности ихустроения позволяют утверждать, что ископаемые угли высоких степеней метаморфизации всегда приурочены к зонам интенсивной тектонической подвижности и проницаемости земной коры [16,]. Это обуславливает возможность широкомасштабного транспорта в угленосные бассейны миогеосинклинального или авлакогенного типа мантийных и внутрикоровых флюидов с последующим активным взаимодействием их с вмещающими породами и самими углями. В таких бассейнах, как, например, Донбасс, широко развиты гипабиссальные интрузивные тела и гидротермальные жилы, а их краевые (бортовые) части изобилуют многочисленными проявлениями полиметаллической, ртутной и золоторудной минерализации (Никитовское месторождение, золоторудные проявления Керчик-Кондаковской зоны и др.).

В самих угольных пластах, в тектонических зонах отчетливо фиксируются признаки флюидогенного преобразования органического и силикатного материала: локальная (пестрая, мозаичная) смена марок угля по простиранию и падению угольных пластов; направленный вынос магния, кальция, натрия и привнос железа, титана, меди, ртути, свинца, цинка с одновременной аргиллизацией, окварцеванием и карбонатизацией углевмещающих пород.

Как отмечено выше, эти и аналогичные факты дали основание автору данной работы развить концепцию П.Ф. Иванкина [14,16,18] о широкомасштабных процессах углеводородной флюидизации ископаемых углей и их важной роли в металлогенической специализации угленосных бассейнов.Vr.йзультаты исследований по термобарогеохимии ископаемых углей и углевмещающих трод, проведенных нами в начале 90-х годов [10], показали, что процессы углеводородной флюидизации широко развиты в крупных угольных бассейнах (Донбасс, Кузбасс и др.), с ним связаны мощные миграционные потоки различных, в том числе рудогенных, элементов (титан, молибден, цинк, ртуть, золото). Специфической является и геохимия основного органического элемента углей - углерода, для которого статистически достоверно установленные биогенные и эндогенные изотопно-различные формы нахождения в углях высоких степеней метаморфизма [14,58]. Выявилась важная роль этих процессов в формировании выбросоопасных зон в угольных пластах. Были получены предварительные данные о возможности направленного изменения технологических свойств каустобиолитов при воздействии на них углеводородными газами в термобароградиентных условиях [31].

В последнее время, по этой проблеме получен обширный фактический материал, обобщение которого предпринято в настоящей главе на примере Донецкого угольного бассейна.

Рассмотрим некоторые важнейшие геотектонические особенности Донбасса, обуславливающие широкое развитие зон флюидизации в пределах этого классического авлакогена. (см. рис. 3.1.)В геотектоническом плане Донбасский прогиб является одним из сегментов гигантского линеамента Карпинского, включающего систему сближенных глубинных разломов земной коры. Пояс глубинных разломов прослеживается вдоль герцинид Южного Тянь-Шаня, Мангышлака, севернее Ставропольского поднятия через Восточный Донбасс, Днепрово -Донецкую наложенную впадину и далее на запад.

С гетерогенностью основания прогибов и разной геодинамикой глубинных разломов связаны существенные различия в истории палеозойского и мезо-кайнозойского их развития, в частности, смена по простиранию пояса глубоких унаследованных палеозойских миогеосинклинальных прогибов (Ю.Тянь-Шань, восточная часть Донбасса) пара-миогеосинклиналями и наложенными на консолидированное основание впадинами. Соответственно, по простиранию пояса сильно менялись режимы осадконакопления, интенсивность герцинской складчатости, дегазации, мантийного магматизма, характер и масштабы инверсионных поднятий герцинид, а также более поздние проявления мезо-кайнозойской тектоники и сопутствующих им процессов дегазации, минерагенеза и рудообразования.

Этими общими причинами обусловлена специфика размещения и латеральной смены по простиранию в пределах единого линеамента угленосных бассейнов (с углями от бурых до антрацитов), районов массового солеобразования, нефтегазонакопления, а также металлогенических областей и провинций разного типа (золото-мышьяковых, ртутных и др.).

В качестве общих особенностей линеамента, выделяющихся с той или иной четкостью на всем его гигантском протяжении, можно отметить проявления восстановленных глубинных флюидов, принимавших участие в формировании нефтегазовых скоплений и металлоносных черносланцевых формаций, а также их региональную золотоносность и ртутоносность. Последние наиболее ярко представлены крупнейшими золоторудными месторождениями Средней Азии, Никитовским ртутным полем Центрального Донбасса, золото-полиметаллическими месторождениями Керчикского типа Восточного Донбасса и Нагольного кряжа, а также десятками более мелких проявлений цветных, редких и благородных металлов.

Таким образом, Донбасс по геотектоническом режиму развития является переходным образованием, в западной части которого преобладают признаки наложенного прогиба, а в восточной - унаследованной глубокой миогеосинклинали. Этим обусловлены: своеобразие дисгармоничной неоднородной складчатости палеозойских пород, проявления в них послойного и приразломного рассланцевания, неинтенсивный на западе и постепенно повышающийся к востоку метаморфизм пород и углей (рис.3.1.а), ртутно-полиметаллическая, частью золото-мышьяковая металлогеническая специализация, а также появление нетрадиционных типов рудных и нерудных месторождений, связанных с соляными диапирами, вертикально прорывающими мощные неоднородные дислоцированные осадочные толщи.

Для Донбасса типичны также мелкие разновозрастные субщелочные базит-гипербазитовые и трондьемитовые интрузии, приразломные зоны эндогенного науглероживания, битуминизации и щелочно-кремневой флюидизации пород, что в совокупности с отмеченными выше его особенностями свидетельствует о многоэтапности глубинной дегазации и региональном проявлении процессов флюидизации при преобразованиях палеозойских осадочных толщ и углей.

Главными каналами поступления флюидов несомненно служили зоны глубинных разломов. В складчатой структуре Донбасса они проявлены в виде Центральной зоны крупных линейных складок вдоль Главной антиклинали и двух параллельных ей периферических зон мелкой складчатости, а также сопряженных с ними взбросо-сдвигов, надвигов, зон рассланцевания и катаклаза пород. В бортовых частях авлакогена они представлены серией тектонических нарушений (Южно-Донбасский, Персиановский, Северо-Донецкий и др.), несомненно имеющих связь с верхней мантией. Движения по зонам региональных глубинных разломов сопровождались межпластовыми срывами и послойными пластическими дислокациями в пластах некомпетентных пород, к которым относятся не только соли и глины, но и угли низких степеней углефикации. По данным геофизических и1МорозовойДОНЕЦКИЙ БАССЕЙН КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ГРУПП МЕТАМОРФИЗМА НА ПОВЕРХНОСТИ КАРБОНА(ПРИМЕНИТЕЛЬНО К МАРКАМ УГЛЕЙ)Составлена по материалам трестов Артемгеологин.Двепрогеомгия, Яшгео.чогня, луг.игскгсология, Волга • Донского геологического го рамен и я, ВСЕГЕИ. Донецкого угольного института (Дон УГИ|COCTWUI КЛЛемяитАв"УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯГруппа мстаморфтшДБЖГраницы ярусовТПА АРазрывные нарушений у * | г ч: мягчатичес«не гелаLi-i*fi?pf Нарбонэткая iqihm С] <С,'»С,*,! Е ■ I Девок О, LVVM ДокембрийРис- з,i. а.поперечные (субмеридиональные) зоны повышенной флюидопроницаемости и тепловых энергетических аномалий [74].

Аналогичные особенности отмечаются и на кривых зависимости основных физико-химических свойств углей от РТ-параметров метаморфизма. Как было показано В.П.Бабенко и другими для Донбасса [31], прямая пропорциональная зависимость медленного нарастания содержания С % на сухое вещество от 65-70% до 85-87% имеет место лишь в начале угольного ряда, т.е. для углей Б-Д-Г. Соответственно в этой части ряда очень медленно (на графике по прямолинейной зависимости) увеличивается и отражательная способность витринита (Рис. 3.3).

Жирные и коксующиеся угли на кривых занимают переходное положение: при содержании С в пределах 85-90% отражательная способность витринита растет в несколько раз быстрее, чем в начале ряда.

1- теоретическая кпивая зависимости темпепатупы от литостатическогодавления; 2 - то же. по данным тепмобарогеохимии;3 - кривая изменения энергетического F-показателя флюидоактивности в зависимости от степени метаморфизма./t <E да Д| Аз. г Ж К ОС Т I1A А| А,2Cicuciib MCi аморфизмаРис.3.3 Графики изменении содержания С opr.t выхода летучих Vотражательной способности витринита н плотности углей dв ряду метаморфизмаТак, влагоемкость углей устойчиво и быстро снижается от бурых углей (10-12%) до каменных (0,5-1%) и затем незначительно возрастает. Наибольшая обезвоженность (гидрофобность) угля приходится на его разности с содержанием С от 85% до 92%, т.е. на область жирных углей. В этой же части ряда снижается количество в углях органической серы и начинает преобладать сера пиритная.

Весьма показательна кривая изменения плотности органической части углей. Она имеет вид ассиметричной дуги с минимумом в области жирных и коксующихся углей (см. рис. 3.2). Дугообразный вид кривой обусловлен тем, что в начале ряда, начиная от бурых углей до газовых, происходит равномерное уменьшение плотности органической массы углей за счет усиливающегося при катагенезе удаления из нее углекислоты и воды; начиная же от отощенно-спекающихся углей и до антрацитов включительно плотность, наоборот, -быстро возрастает. Причина этого - прогрессирующая витринитизация органической массы, сопровождающаяся уходом водород-углеводородных и других газов.

Теплота сгорания органического вещества в угольном ряду Донбасса также характеризуется дугообразной кривой, однако на интервал углей с содержанием С 85-92% приходится не минимум, а четко выраженный максимум этой кривой. Обусловлено это тем, что теплота сгорания зависит не только от содержания углерода, но и от количества летучих (водорода, метана и др.). Подъем кривой от бурых до тощих углей обусловлен лишь одним возрастанием содержания углерода; максимум кривой приходится на угли с высоким содержанием и углерода и водорода; обратный же спад кривой в области максимальных содержаний углерода (в полуантрацитах и антрацитах) связан с тем, что содержание летучих в этих углях резко снижается.

Эти данные подтверждаются результатами энергетического анализа углей разных стадий метаморфизма методами вакуумной декриптометрии [18,58]. Согласно полученным данным, максимальные значения энергетического F-показателя флюидоактивности систем «уголь-флюид» характерны, как и теплота сгорания, для средних стадий метаморфизма (К-ОС-Т) (см. рис. 3.2).

Анализ таких сводных углепетрографических, углехимических итермобарогеохимических данных по Донбассу и другим бассейнам приводит к заключению, что угольные пласты и вмещающие породы испытали разной степени интенсивности флюидогенное воздействие, выраженное при максимальной интенсивности воздействия появлением метанообильных и выбросоопасных зон в угольных пластах [223,224].

Выявленные статистические закономерности позволяют предложить генетическую схему образования метанообильных зон в угольных месторождениях.

Равномерно возраставшая углефикация торфяного субстрата сопровождалась уходом из него воды и углекислоты, возможно, растворимых гумидов. Никаких признаков участия в этом процессе внешних факторов - привноса веществ и дополнительного притока тепла - нет. Этим этап раннего - собственно катагенетического углеобраэования -качественно отличается от последующих. Положение теории углеобразования о прямой зависимости степени углефикации от глубины погружения пластов ("Закон Хильта") может быть верным лишь применительно к этому этапу и не должно распространяться на угли средних и конечных частей ряда. Диагностическим признаком завершения этого этапа, вероятно, может считаться та степень преобразования витринита на стадии битуминозных углей со средним выходом летучих (около 29%), когда кончается процесс ухода из углей СОг и Н20 и начинается выделение ими метана ("скачок Штаха").

Все остальные типы углей (после длиннопламенных, возможно, частью газовых) сформированы при следующем, П этапе формирования угольных месторождений -наложении на катагенетически преобразованную органическую массу дополнительных внешних факторов - как геодинамических, связанных с активизацией глубинных разломов и неоднородным смятием толщ, что привело к созданию разнообразных зон проницаемости, так и термобарог£ойимических, обусловленных вторжением по этим зонам в угленосные толщи глубинных водород-углеводородных и сернистых флюидов. Воздействие этих более поздних процессов на угли катагенетического этапа было скорее всего неоднократным и длительным, т.к. после периода герцинской складчатости и тектонической инверсии Донбасской парамиогеосинклинали имели место акты более поздней активизации этой авлакогенной структуры. С учетом приведенных выше характеристик углей и особенностей метаморфизма угленосных толщ эти более поздние процессы второго этапа подразделяются по меньшей мере на две стадии.

Главная регионально проявленная стадия П этапа, связанная с формированием основной массы высокометаморфизованных каменных углей и антрацитов, по времени совпадала с периодом основных складчатых и разрывных дислокации. Для нее была характерна обстановка регионального бокового сжатия прогиба, продольных подвижек поглубинным разломам и как следствие этого - дисгармоничного смятия толщ и приразломного рассланцевания пород, включая послойные дислокации самих углей.

С этим связано, по-видимому, и присутствие в системах «уголь-газ» угольных месторождений Донбасса двух изотопов углерода, имеющих мантийное и биогенное происхождение [29,94].

Воздействие этих флюидов на вмещающие алюмосиликатные породы также приводило к существенному их метасоматическому преобразование Для условий Донбасса это показано в работе К.К.Лазаренко и др. [31]. При превращении длиннопламенных углей до антрацитов из алюмосиликатных боковых пород выносились железо, магний, натрий и др.; одновременно происходил привнос в породы углерода, алюминия, титана и калия. В глинистых сланцах, в пересчете на количество ионов в исходной породе, привнос составил: С - 251%, А1 - 13%, К-119%, Ti-30%.

В металлогеническом плане наиболее важным результатом взаимодействия углекислотно-водно-метановых флюидов с вмещающими породами является образование в них промышленных концентраций титана, вольфрама и молибдена, представленных высокодисперсными кварц-рутил-ильменитовыми, кварц-тунгстенитовыми и кварц-молиб-денитовыми рудами стратиформного типа. С этими процессами генетически связанывысокотемпературные пирит-арсенопиритовые золотосодержащие руды штокверкого и жильного типов, рассредоточенные в толще углеродистых черных сланцев.

Почти трехкратное возрастание углерода в измененных углисто-глинисто-слюдистых сланцах косвенно подтверждает вывод, что существенная часть углерода антрацитов отложена при эндогенной флюидизации, между тем как весь углерод бурых и длиннопламенных углей - продукт диагенетического и катагенетического преобразования торфа. Детальными исследованиями доказано, что отложение углисто-графитовых веществ в алевропелитовых породах многократно усиливается в зонах дислокации -послойного и секущего рассланцевания, милонитизации, катаклаза [3].

В Донбассе эти закономерности, по-видимому, проявляются в образовании полосчатых, линзовидно-полосчатых и других многокомпонентных углей с ориентированными тектоногенными текстурами, сланцевато-полосчатых углистых сланцев и алевропелитов с высокой тонкопластинчатой делимостью, углеродистых зеркал скольжения и в других формах. Большой интерес представляют полученные в последнее время факты приуроченности к зонам флюидизации высокоплотных кварцево-углеродистых лидитов, железо-сульфидных импрегнитов и других специфических образований. Сюда же относятся и явления перестройки оптической микроструктуры витринитов при дислокациях угольных пластов. Как явление массовое и типичное для.Донбасса установлено трансляционное и вращательное скольжение витринитовых фрагментов с приобретением витринитом соответствующих ориентировок оптической индикатрисы, характеризующих его анизотропию.

Эти регрессивные процессы флюидизации второй стадии приводят уже не к нарастанию витринитизации органической массы и кристаллизации более упорядоченных антраксолит-графитовых простых веществ, а, наоборот, к образованию более сложных соединений их с водородом и новых микроструктур. Новообразованиями при регрессивной флюидизации являются различные промежуточные формы между антраксолит-керитом и нефтебитумами, а также смолоподобные и жидкие углеводороды, тонкодисперсно распределяющиеся в массе угля.

Обращает на себя внимание тот факт, что дугообразный характер многих углепетрографических и углехимических графиков, приведенных выше, обусловлен тем, что углеводородные вещества битумного ряда отмечаются, как правило, в углях средних частейугольного ряда (жирных, газовых, или по американской терминологии битуминозных), сформированных в температурном интервале, свойственном как раз условиям синтеза жидких углеводородов. Поэтому правомерно предположить, что подобные угли, если не полностью, то в какой-то своей значительной части являются продуктами наложения регрессивной флюидизации на угли разных типов.

Известно, например, что под проницаемыми (обычно песчанистыми) кровлями часто залегают угли с большим выходом летучих, высокой теплотой сгорания и лучшей спекаемостью, чем угли под плотными глинистыми кровлями, "гасившими" флюидные потоки. Известно также, что содержание в углях водорода и тяжелых УВ (этан, пропан и др.) многократно возрастает (до 10-20%) вблизи тектонических разломов (т.е. в зонах высокой проницаемости), а также с глубиной. Во многих исследованных пробах флюидизированных углей нефтебитумы присутствуют в углях в качестве весьма типичных и обычно более поздних образований, заполняющих микротрещины и поры. Многочисленные включения жидких углеводородов установлены нами в жильных кварцах и карбонатах из зон флюидизации [9].

Наложение регрессивной флюидизации на угли, преобразованные во второй этап, судя по всему, послужило главной причиной формирования метанообильных и выбросоопасных зон в угольных пластах. Основанием для такого предположения, кроме теоретических соображений, являются те особенности выбросоопасных углей, которые к настоящему времени выявлены и описаны многими исследователями [75,76].

Хотя жестких коррелятивных связей между типами углей и их выбросоопасностыо не устанавливается, известно, что в зонах выброса обычно преобладают угли витреновые. Обломки витрена преобладают и в "бешеной муке" из очагов выброса. На малых глубинах (порядка 150 м) первые выбросы угля и газа более типичны для высокогазоносных тощих углей, а на глубине 230-320 м - для углей марок ОС и К. Угли марок Ж и Г становятся выбросоопасными лишь на глубине свыше 380-400 м [75].

Статистически установлено, что угольные пласты сложного строения, представленные чередованием углей разных типов, обычно характеризуются повышенной восстановленностью и сернистостью, потенциально более выбросоопасны по сравнению спростыми по строению пластами невосстановленного угля. Выбросы происходят чаще и более внезапно в местах распространения наиболее восстановленных углей по сравнению с маловосстановленными [18,177].

В геодинамическом (тектонофизическом) отношении очаги внезапных выбросов угля, пород (флюидизитов?) и газов тяготеют к сжатым, тектонически перенапряженным структурам и линейно вытянуты по их простиранию. Повышенная газонасыщенность углей и метасоматически измененных вмещающих пород в таких структурах, возможно, обусловлена мало изученными пока явлениями бародиффузии - свойством некоторых газов (водород и др.) сильно концентрироваться в тех участках твердой среды, на которые оказывается максимальное давление [24,25].

Установлено также, что зольность выбросоопасных углей заметно снижена. В их микроструктуре присутствует неупорядоченная аморфная битумоидная часть; углеродные пакеты видоизменяются, становясь более изометричными, а в органической массе увеличивается деструкция мостиковых связей в сторону возрастания ароматичных компонентов. В таких углях в несколько раз возрастают также электрополяризационные показатели. Наряду с признаками обогащения водородом и битуминизации выбросоопасных углей в них отмечается потеря воды и углекислоты.

Изучение поверхностей скола на атомно-силовом электронном микроскопе показало, что уголь из зоны выброса имеет микроглобулярную структуру и содержит микровключения флюидов, с чем связан высокий уровень его газовыделений - порядка 200-250 см3/г (см. рис.3.3). Среди газов присутствуют СН4, СОг, СО, H2S, Н2, ацетилен и другие углеводороды. Пленки битумоидов, насыщенные сжатыми газами, окружают углеродистые пакеты и витринитовые кристаллиты. Такое гетерогенное, трехфазовое микростроение выбросоопасных углей внешне (макроскопически) проявляется в виде их брекчиевидности, землисто-зернистого излома, способности их поверхностей покрываться сконденсированной пленкой неизвестного пока состава ("седой уголь"). При оценке значимости этих пока недостаточно изученных явлений следует иметь в виду, что лишь недавно (в 1996 г.) запатентовано новое открытие, сущность которого - установление свойства каменных углей накапливать в себе избыточные количества метана и других газов путем образования и сохранения твердых углегазовых растворов [45].

Природная газоносность таких углей достигает 60-80 м3/т, что в 2-3 раза превышает количество газов, определяемых обычными методами анализа. Очевидно, что участки (зоны) угольных пластов, сложенные углями с аномально высокими содержаниями метана, представляют практический интерес как микрогазовые месторождения при решении проблемы заблаговременного извлечения (добычи) угольного метана, что практически было подтверждено нами при проходке первой тестовой дегазационной скважины ГГД-3 наКраснодонецком опытном полигоне. В зонах флюидизации угольных пластов, вскрытых этой скважиной, наблюдалось интенсивное выделение метана и других газов с дебитом от 400-500 до 800-1000 м3/сутки [232].

Специальными геохимическими исследованиями показано, что в измененных углях из второго этапа флюидизации накапливались Ag, Au, Sc, Hg, Cu, Pb, Zn, а вокруг них происходил частичный вынос серы, кремнекислоты, карбонатов, глинозема с приобретением углем специфических гидрофобных свойств. Не исключается переход кремнекислоты и в силиконовую форму. Обычное присутствие в верхних частях таких угольных пластов обособлений черных массивных кремней (кварцево-углеродистых флюидизитов), возможно, связано с образованием смолоподобных силиконов и последующим их распадом [77].

Выявленные закономерности образования геохимических аномалий в зонах флюидизации угольных пластов дают основание утверждать, что аналогичные процессы флюидогенного преобразования угленосных отложений являются первопричиной формирования парагенетических месторождений цветных, редких и благородных металлов. Среди них наибольший интерес представляют ртутные и золото-полиметаллические месторождения, которые известны не только в Донбассе, но и в других угольных регионах. Кроме того, обнаруженные высокие аномалии титана, вольфрама, молибдена, скандия являются благоприятным признаком открытия в этих бассейнах промышленных скоплений отмеченных и других редких металлов, представляющих значительный практический интерес.

Таким образом, процессы углеводородной флюидизации ископаемых углей и образования парагенетически связанных с ними месторождений других видов рудного и нерудного минерального сырья прослеживаются на всех этапах формирования угольных месторождений.

3.2. Геолого-структурные особенности флюидоактивных зонКак отмечено выше, одной из важнейших предпосылок флюидогенного преобразования угольных пластов Восточного Донбасса может считаться их структурная нарушенность, приводящая к существенному изменению физико-механических и газодинамических свойств угля и углевмещающих пород. Наиболее интенсивная нарушенность пластов наблюдается в зонах, тяготеющих к приразрывным складкам надвиговых и взбросовых систем, эпигенетическим палеорусловым и авандельтовым песчаникам размыва, внутрипластовым нарушениям пологосекущего сдвига, участкам развития вторичной складчатости и флексурообразных изгибов пласта (Рис.3.4-3.6).

Например, в осевой части Краснодонецкой синклинали на участках, примыкающих к крупным субширотным разрывам, угленосная толща разбита на мелкие блоки, перемещенные относительно друг друга с широким развитием в пластах угля послойныхподвижек, эндокливажной трещиноватости, тектонических раздувов и пережимов. Зоны флюидизации угольных пластов в пределах структурно-тектонической нарушенности чаще всего линейно вытянуты и приурочены к участкам, испытывающим современные тектонические нагрузки. Такие зоны обычно пересыщены газами, содержание которых явно превышает нормативную сорбционную емкость угля. Типоморфными особенностями флюидных компонентов в этих зонах являются повышенные содержания гелия и присутствие метана с «изотопно - утяжеленным» углеродом. Газы такого состава, по-видимому, поступали по проницаемым зонам из внешних источников - пород кристаллического основания, а возможно и из подкоровых глубин.

В соответствии с вышеуказанными типами нарушений нами выделяются следующие структурные разновидности зон флюидизации:1. Зоны флюидизации в приразрывных складках надвига, приуроченные к резким подворотам слоев у поверхности сместителя, обращенным в сторону перемещенного крыла разрывного нарушения. Механизм образования таких тектонических дислокаций сочетает в себе элементы простого сдвига и комбинированного изгиба контактирующих слоев. Они реализуются в условиях, когда внешние усилия, вызывающие перемещения крыльев складки, уравновешиваются силами трения. Примером такого сложного деформирования может служить фрагмент разреза, построенный по 8 зап. откаточному штреку шх. Ждановской. Примечательно, что наблюдающиеся здесь крупные фрагменты прочного, сцементированного песчаника представляют собой типичные кварцевые флюидизиты.

Геолого-структурные особенностифлюидоактивных зон п приразрывмых складках надвига (а) и внуфипластовых нарушениях пологосекущего сдвига (б)CipyKiypiibie элемешы: I -уюльный luiaei-; 2 - кварциюиидные песчаники размыва в кровле пласта; 3- ирибрежно-морские алёвро-песчаники почвы пласта; 4 - песчанистые сланцы; 5 - надниг.

Строение с генки откаточиот hi грека №106 и зоне ГДЯ: 1 - угольный пласт двухначечного сфоения; 2- брекчиронапный yi оль вдоль чеюгопического нарушения; 3 - раздробленная yi лепородная масса; 4 - ложная кровля из неремячых аргиллитов; 5 - граница полости выброса.

Рис. 3.5.

Рис. 3.6.

Аналогичные комплексы приразрывных складок, развивающихся на крыльях крупных дизъюнктавов, представляют собой закономерное явление для многих дислоцированных угольных месторождений. Они установлены в Кузнецком и Печорском угольных бассейнах, в Присалаирской полосе угленосных пермских отложений вдоль Тырганского и Багатского надвигов, а также на месторождениях Полтаво-Брадинского угленосного района Урала, в Партизанском районе и др. [50,62].

2. Зоны флюидизации в пластовых нарушениях пологого или пологосекущего сдвига, развивающиеся в результате проскальзывания слоев по системе трещин скалывания при изгибе угленосной толщи. К числу внутрипластовых нарушений послойного сдвига относятся также структуры ложных кровель, разлинзованных слоев аргиллитов, легко обрушающихся в рабочее пространство лав даже при незначительном кратковременном обнажении. Наблюдения показывают, что в большинстве случаев наиболее раздробленные зоны угля располагались послойно, охватывая деформацией лишь отдельные горизонты пласта со стороны его почвы или кровли. Так, например, на шахтах №17, им. газеты "Соц. Донбасс" деформации послойного или пологосекущего сдвига концентрировались соответственно в нижней (ms') и верхней (hs1) пачках углей, отличающихся пониженной механической прочностью и повышенной флюидоактивностыо.

3. Зоны флюидизации. связанные с флексурообразными нарушениями угольных пластов и вмещающих пород, широко развитые на крыльях брахиантиклинальных или брахи-синклинальных структур при общем моноклинальном залегании угленосной толщи. При этом участки газодинамических явлений формируются в местах пересечения флексур малоамплитудными тектоническими трещинами высоких порядков, которые, как правило, затухают (затираются) в аргиллитах или песчаниках кровли угольного пласта. Близкая геодинамическая ситуация наблюдается также в флюидоактивных зонах, приуроченным к участкам выклинивания пластов аргиллитов, зажатых между песчаниками и угольным пластами.

4. Зоны флюидизации, приуроченные к эпигенетическим песчаникам размыва в непосредственной кровле угольного пласта. Например, на площади Краснодонецкой синклинали преобладают песчаники древних палеорусел и подводной части дельты, которые формируют в кровле пласта линзо- и пластообразные тела, вытянутые в диагональном направлении по отношению к оси синклинали. Образовавшиеся по этим песчаникам флюидизиты характеризуются специфическими физико-механическими свойствами, что хорошо видно на диаграмме зависимости прочностных свойств и газонасыщенности песчаника в кровле и почве пласта nig1 (Рис.3.7).

Зоны флюидизации в эндоконтактах эпигенетически преобразованных песчаников размыва отличаются комбинированным типом тангенциальных тектонических дислокаций, в ходе которых песчаники служили "упором" при горизонтальных перемещениях угольного пласта. Такая ситуация наблюдается, например, в пластах шз и те' на шахтах Ждановская № 5, Синегорская и Краснодонецкая. В прифронтальных частях песчаников размыва "спокойное" залегание угольного,пласта нарушается плавной гофрировкой и появлением мелких асимметричных складок нагнетания, запрокинутых в направлении доминирующих тангенциальных дислокаций. Для рассматриваемых зон характерным признаком напряженно деформированного состояния горного массива является пучение пород почвы в подготовительных горных выработках, пройденных по направлению к длинной оси песчаника размыва.

Перечень подобных примеров можно продолжить, однако общей особенностью всех рассмотренных геодинамических ситуаций, сопровождающих флюидоактивные зоны, является сочетание разнонаправленных вертикальных и боковых (стрессовых) перемещений угольных пластов и вмещающих пород, в результате которых при подходе к участкам аномальных газодинамических явлений в угольном пласте наблюдается зона контракции (повышенного сжатия), а в самом очаге - зона разупрочнения (дилатации). Эта ситуация, давно известная в рудной геологии под названием "структурная ловушка" наиболее благоприятна для проникновения и локализации минералообразующих флюидов. В угольной геологии, насколько нам известно, такие ситуации до сих пор не рассматривались с позиций формирования в них метанообильных зон, хотя аналогии здесь с рудными процессами очевидны.

Несмотря на значительное разнообразие геодинамических ситуаций, обуславливающих формирование зон флюидизации в угольных пластах, можно отметить их некоторые общие морфоструктурные особенности. Они проявляются в характерном трехзвенном строении: ненарушенный («спокойный») уголь вдали от зоны флюидизации, переходящий в достаточно протяженную (десятки метров) переходную область тектонически нарушенного и метасоматически измененного угля - сравнительно узкая (1015 м) «зона бронирования», сложенная сцементированным, перекристаллизованным углем -очаг выброса сложной конфигурации, приуроченный, как правило, к структурной «ловушке», сложенной высокопористым и газонасыщенным углем.

На долю глинистых пород приходится от 40 до 80 % всей мощности угленосной толщи. Пласты песчаников распространены практически на всей площади бассейна,, их мощность достигает 10 м. Особенно велико количество песчаных пород в центральной и западной частях Донбасса. В пределах "открытого Донбасса" песчаники и известняки образуют "гривки", по которым вырисовываются в рельефе дислокационные структуры.

Эта особенность Донбасса, не получившая пока никакого объяснения в литературе, скорее всего связана с резко восстановительными условиями катагенетического и динамометаморфического преобразования пород в толще очень большой мощности. Хорошо известно,что высокоуглеродистые песчано-глинистые породы сохраняются слабо -метаморфизованными даже в архейских и протерозойских комплексах [8]. При изменениях углеродистых пород получают широкое развитие специфические, пока мало изученные формы метаморфизма, в частности процессы рассеянного сульфидно-углеродистого метасоматоза, щелочно-кремневого их замещения.

Долгое время считалось, что вторичные изменения углевмещающих пород в Донбассе вообще отсутствуют. Существенный прогресс в этом вопросе связан с работами Н.ВЛогвиненко [77], который показал определенные изменения минерального состава вмещающих пород при последовательной смене марок угля. В районах развития длинно-пламенных и газовых углей процессы гидрослюидизации глин, каолинизации и карбонатизации цемента алевро-песчаных пород он отнес к "нормальному эпигенезу"; преобразование пород близ спекающихся углей, выразившееся в повышении роли гидрослюд в глинах, появлении вторичного серицита и неразмокающих глин - к "прогрессивному эпигенезу"; изменение пород, вмещающих тощие угли и антрациты, связанные с появлением тонко плитчатых и сланцеватых текстур в глинах и сливных кварцитовидных песчаниках а также с развитием в породах вторичных слюд, кварца, турмалина, окислов и гидроокислов титана - к «начальному метаморфизму».

Эта работа положила начало пристальному изучению вторичных изменений вмещающих угли пород в связи с устоявшимися представлениями о стадиях метаморфизма углей. Во многих последующих работах по угольным бассейнам также были рассмотрены различные признаки вторичного изменения пород. При этом подчеркнем, что некоторые исследователи [12,75,76] выявили признаки явно метасоматических процессов, протекавшие с привносом глубинными флюидами определенных элементов - углерода, титана, серы, калия и др. Анализ полученных ранее данных по изменениям угленосных пород с учетом результатов полученных нами пётроструктурных исследований углеродистых осадочно-метаморфических комплексов, а также относительно локальных зон флюидизации позволяет обосновать следующую модель процессов флюидогенного преобразования угленосной толщи Донбасса.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка твердых полезных ископаемых, минерагения", Гамов, Михаил Иванович

Выводы:

1.С учетом конкретных горно-геологических условий Восточного участка Краснодонецкого месторождения разработаны принципиальные технологические схемы извлечения угольного метана и составлен технологический регламент проведения исследований и испытаний на скважине ГГД-4. При этом основополагающим принципом является поэтапное проведение испытаний с последовательным переходом от наименее интенсивных и энергоемких методов интенсификации газоотдачи угольных пластов к более сложным энергоемким и активным методам внешнего воздействия. Кроме того, учитывая реальное трехярусное строение горно-породного массива, присутствие в нем флюидоактивных зон и неструктурных углегазовых коллекторов, вполне логичным представляется также поинтервальное (по разрезу) проведение испытаний каждого из выбранных методов активации газоотдачи угольных пластов.

2. В разделе детально рассмотрены достоинства и недостатки основных существующих методов интенсификации газоотдачи угольных пластов - депрессионного, бароградиентного, метода гидроразрыва, гидроимпульсного и пневмо-гидроимпульсного воздействия, различных вибрационно-волновых методов деструкции систем «уголь-флюид». В итоге следует вывод, что оптимальным вариантом является комбинированное применение этих методов в различных сочетаниях с учетом конкретной геологической ситуации.

6.4. Результаты геотехнологических исследований и натурных испытаний на тестовых скваэюинах.

Результаты первого цикла испытаний Скважина ГГД-4 (№ 9131) была пройдена Несветаевской ГРЭ в первом цикле испытаний в соответствии с техническим заданием вертикальным стволом глубиной 250 м с начальным диаметром 152 мм и конечным диаметром 93 мм с отбором керна и проведением стандартного комплекса геолого-структурных наблюдений и ГИС-испытаний.

При этом использовалось специальное оборудование и обустройство скважины, обеспечивающее создание на забое импульсных перепадов давления, стимулирующих деструкцию системы «порода-уголь-флюид» с элиминацией высвобождающихся газов.

В первом цикле испытаний скважина вскрыла типичный разрез неоген-четвертичных и карбоновых отложений В.Донбасса, представленных переслаивающимися

7 1 пачками аргиллитов, алевролитов, песчаников и известняков свит Сг и Сз с пластами и прослоями углей (сверху вниз) no4- no3-no\ mg^mg'-mg11 мощностью от 0.2 до 0.5 м (Рис.6.1-6.2).

Наиболее угленасыщенным и потенциально газоносным является интервал разреза п 1 2

190-240 м, в котором сосредоточены пласты mg , Ш9 и mg . Они были вскрыты и опробованы с применением герметичных стаканов и керногазонаборников. На всем разрезе осуществлялся периодический отбор керна, бурового раствора и газа в герметичные емкости, анализировался состав газов на устье скважины прибором ПГА-7.

Исследования керна показали, что реальный геологический разрез по скважине в основном соответствует проектному с незначительным гипсометрическим подъемом стратиграфической колонки на 25-30 м при сохранении мощностей угольных пластов и фациальных разновидностей пород. На глубине 235 м вскрыт дополнительный угольный пласт Шс/1 мощностью 0.35 м, отсутствующий в проектном разрезе.

По данным стандартных аналитических исследований угольные пласты и пропластки, вскрытые скважиной ГГД-4, сложены углями марки ПА (Vdaf = 10.2 %), характеризуются витрен-фюзенитовым составом, средней зольностью (Ad = 14.6 %) и

ГЪхтичсский рлзрез № сив. Г7Д-4 за

20 П

10 о

1№. ni

I» т

Г i ' . V

ТипТГТТраа т.; г.; юл

I» v У ш га

I»

219 и» ад, ги

Я4

5S v гтотг

N. не

ЯЭ>

F3* з». i>3

10 ^

136

J»wo3 txt dUtl

КС ■!■

И.' гит? шш\ ъШ

JjlL м н

- hH

1.1 1

El S3 1- 1

Условные абожтатя ^ ХЩ ПочвенниЙ слой

С>1ЛИЫОК Иньсстияк

Сланец ютмшогшстый

Угольным пласт |Мб0а1сЯ »11>Щ110<1К

Угольный аллет нерабочей мощности

CiaNcu тмнметый -—•--} Сланецпесчанистый Песшник

Зон» itipymeiuiui порол

Интенсивно трещико-03ГГЫ« породы

Рис. 6.4.1.

Масштаб ItSOQ

Г++П с

Рис. 6.4.2. Результаты газовой съемки по профилю 2.

1- угольные пласты, 2- пласты известняков, 3- флюидопронипаемый пласт песчаника в кровле рабочего угольного пласта Ш 4-положение предполагаемой зоны флюидизации, 5- интервал прогнозируемых аномальных газосодержаний в покровных отложениях, 6- графики фактического содержания метана (усл. ед.) в почве (а- исходные измерения, б- среднее в окне 80 м, в- среднее в окне 120 м, г- дисперсия в окне 80 м) сернистостью (S06m = 1 -2%), относительно высокими значениями природной газоносности (Vr = 17.0-25.6 м3/т). По результатам газово-хроматографического анализа углей с применением герметичных стаканов и керногазонаборников в составе газов доминируют азот (11.9-30.0 %), С02 (12.8-30.7%) и метан (18.0- 81.5 %) со следами H2S и тяжелых углеводородов .

По результатам специальных вакуумно-декриптометрических и газово-хроматографических исследований суммарная флюидоактивность углевмещающих пород по разрезу варьирует от 230 до 650 усл. ед., природная газоносность - от 4.1 м3/т до 8.8 м3/т, причем четко фиксируется общий положительный тренд F- показателя флюидоактивности и газоносности пород с глубиной, где выделяются зоны максимальной флюидоактивности в интервалах глубин 120-160 м и 190-210 м и газоносности, достигающей 9.5 м3/т. Флюидоактивность и газоносность углей также увеличиваются с глубиной, изменяясь по F- показателю от 600 до 750 усл. ед. и по Vr от 17.7 м3/т до 30.1 м3/т, что характерно для зон флюидизации. Относительное содержание «свободных» флюидов составляет 20-22 %, в зонах флюидизации 25-30 % абсорбированных газов соответственно 18-20 % и 45-50 % от общего объема газовыделения. Геофизический и газовый каротаж скважины в пройденном интервале выявил отмеченные выше флюидоактивные зоны с аномально высокими содержаниями С02, и СН4, достигающими соответственно 41.9 и 47.0 % при фоновых значениях в пределах десятых долей процентов (Рис. 6.3-6.4, табл. 6.1-6.2).

При вскрытии зоны флюидизации в интервале глубин 190-210 м наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками газа, анализ которого показал содержание С02 -28.4 %, СН4 - 46,1 %, N2 - 25.0 %. Бароградиентный метод воздействия на углегазовую пачку пород в этом интервале способом свабирования вызвал дополнительный приток газов в скважину с увеличением содержания СН4 до 81.3 % и уменьшением содержания С02 до 18.7 % (см. табл. 6.1). Давление газов на устье скважины варьировало в пределах 0.2 — 0.3 МПа, что с учетом гидростатического давления 200-метрового столба жидкости в колонне буровых труб и растворимости газов позволяет оценить их давление на забое скважины порядка 2.4-2.5 МПа (Рис.6.5).

Графики изменения флюндоактивности (а) и объемов газов (б) в углях и углевмещающих породах по скважине ГГД-4 (второй цикл испытаний) Ю ц

310

График изменения содержаний основных газов по разрезу скважины ГГД-4 (второй цикл испытаний)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ геолого-структурных, минералого-петрографических и термобарогеохимических особенностей формирования ископаемых углей Донбасса и других угольных бассейнов показывает, что процессы регионального метаморфизма угольных пластов и углевмещающих пород неоднократно сопровождались явлениями их углеводородной флюидизации, обусловленными фильтрацией сложных по составу паро-водно-газовых растворов по зонам тектонических нарушений при высоких перепадах термодинамических параметров. В общем случае эти явления играли значительную роль в геохимической специализации угольных пластов, в неоднородной карбонизации органического вещества и перекристаллизации вмещающих пород, в развитии зон минерализации и участков, обогащенных СН4 и рудными компонентами.

При определенных геодинамических условиях (в так называемых «структурных ловушках») имели место локальные процессы интенсивного преобразования угольного вещества и углевмещающих пород по типу гидротермально-метасоматического их изменения, что вызывало существенную трансформацию практически всех свойств углей и приводило в конечном итоге к формированию метанообильных зон (очагов) в угольных пластах. С этим связано зональное распределение внезапных выбросов угля, пород и газа при отработке угольных месторождений практически на всех угольных бассейнах России и в других регионах.

Природа и физико-химические параметры флюидов, вызывавших развитие отмеченных процессов флюидизации, метасоматоза и преобразования угольного вещества, остаются в настоящее время недостаточно изученными. Согласно полученным результатам термобарогеохимических исследований, на уровне современных глубин разработки угольных месторождений температура растворов не превышала 250-300°С, а давление находилось в пределах 80-120 бар, что не исключает возможности существования аномально высоких (до 1200-1500 бар) или низких давлений в участках развития разнонаправленных стрессовых нагрузок.

С учетом выявленных РТХ-параметров углеводородной флюидизации ископаемых углей были проведены эксперименты по моделированию фазовых взаимодействий в системах «уголь-флюид» в стационарных и проточных режимах с использованием специально сконструированной и изготовленной установки БАР-1 при воздействии на уголь разных степеней метаморфизации метаново-водными флюидами, с последующим детальным изучением свойств углей современными физическими и физико-химическими методами.

Результаты проведенных экспериментов по углеводородной флюидизации ископаемых углей дают дополнительный материал к пониманию гетерофазных реакций в системах "уголь-флюид", непосредственно влияющих на технологические свойства углей и механизм формирования внезапных выбросов угля и газа при обработке угольных пластов

Приведенные результаты исследований углеводородных процессов флюидизации углей дают возможность наметить некоторые способы направленного изменения их технологических свойств:

• при достаточно длительном воздействии углеводородными флюидами на угли марок "ОС" и "Т" в результате процессов частичной гидрогенизации и увеличения содержания перовых флюидов можно повысить значения RJ и улучшить спекаемость угольного вещества, обеспечив тем самым улучшение коксуемости угля;

На основании результатов проведенных исследований и экспериментальных работ может быть высказано ряд новых положений о природе явлений внезапных выбросов угля и газа из угольных пластов и вмещающих пород при проходке горных выработок.

В угольных пластах, в естественных условиях, постоянно осуществляется транспорт углеводородно-водных флюидов, приобретающих режим дросселирования в зонах тектонических нарушений. Дренаж таких флюидов обусловлен естественной дегазацией глубокозалегающих угольных пластов, а также поступлением глубинных (мантийных) газов. В условиях дросселирования флюидов в участках тектонической нарушенности угольных пластов, в структурных ловушках происходит процесс углеводородной флюидизации углей по схеме, подобной осуществленной нами в эксперименте. При этом в результате перекристаллизации угольного вещества, существования локальных перепадов давления и температуры, а также протекания гетерофазных реакций значительная часть углеводородных флюидов капсулируется в различных формах.

Процессы углеводорордной флюидизации углей и углевмещающих пород являются важнейшим фактором возникновения аномальных по газоносности метанообильных зон в углепородных массивах, которые представляют большой практический интерес при решении проблемы угольного метана как нетрадиционного вида углеводородного сырья. Ресурсы угольного метана, сконцентрированного в таких зонах, составляют не менее 2025 % общего объема газов угленосных отложений, т.е. они фактически являются специфическими углегазовыми залежами с весьма высокой концентрацией углеводородных газов. Их прогнозирование, обнаружение и практическое освоение возможно на основе выявленных закономерностей, изложенных в диссертации.

Таким образом, рассмотренная модель флюидогенного преобразования углей может служить основой для разработки новых методов прогнозирования метанообильных зон и выбросоопасных участков углей, направленного изменения технологических свойств углей и вмещающих пород в зонах флюидизации угольных месторождений для повышения их газоотдачи и аргументированного выбора технологий извлечения и использования локализованных в них углеводородных газов. Вместе с тем приведенные выводы и практические следствия не могут считаться завершенными в отношении теоретического и прикладного применения закономерностей, которые могут быть выявлены в результате дальнейшего развития экспериментальных работ по моделированию процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Гамов, Михаил Иванович, Ростов-на-Дону

1. Жемчужников Ю.А. Общая геология каустобиолитов. М. ОНТИ НКТП СССР, 1935.320 с.

2. Штах Э. и др. Петрология углей. М.: Мир, 1978. 350 с

3. Иванкин П.Ф. Морфоструктуры и петрогенезис глубинных разломов. М.: Недра, 1991.260с

4. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных бассейнов // Вестник МГУ, Сер. Геол. 1994. № 5. С. 3-12

5. Соколов Б. А., Старостин В. И. Флю идо динамическая концепция формирования месторождений полезных ископаемых. Смирновский сборник 97. М., 1997.

6. Дмитриевский А.Н. Фундаментальный базис геологии нефти и газа // Геология нефти и газа. 1991. № 4. С. 2-5.

7. Дмитриевский А.Н., Володин И.А., Шипов Г.И. Энергоструктура Земли и геодинамика. М.: Наука, 1993.

8. Иванкин П.Ф. Назарова НИ. Методика изучения рудоносных структур в терри-генных толщах. М.: Недра, 1988. 240 с.

9. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г. Термобарогеохимические критерии вы-бросоопасности угольных пластов.// Термобарогеохимия геологических процессов. М.: ВНИИСИМС, 1992. С. 167-168.

10. Косинский В.А., Труфанов В.Г., Славгородский Н.И. Возможности и перспективы изучения твердых горючих ископаемых методом вакуумной декримтометрии // Обзор ВНИИ экономики геологоразведочных работ. 1989. 46 с.

11. П.Федоров Ю.А. Идентификация метана разного происхождения с помощью стабильных изотопов углерода и водорода // Сб. тр. н-пр. конф. « Лиманчик экологические проблеммы. Взгляд в будующее» Ростов н/Д, 2004 с. 149-152

12. Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная дегазация Земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразования. М.: ЦНИГРИ, 2001. 206 с.

13. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных басейнов. // Вестник МГУ. Сер. 4. геология. 1994. № 5. С. 3-12

14. Труфанов В.Н. Углеводородная флюидизация ископаемых углей и ее роль в процессах дегазации угольных пластов // Проблемы геологии, оценки и прогноза полезных ископаемых Юга России. Новочеркасск: НГТУ, 1995. С. 27-30.

15. Юдович Я.Э, Кетрис М.П., Мерц А.В. Элементы-примеси в ископаемых углях. Л.: Наука. 1985. 240 с.

16. Иванкин П.Ф., Труфанов В.Н. Об углеводородной флюидизации ископаемых углей. Докл. АН СССР, т. 292, № 5, 1987.

17. Егоров А. И. Глобальная эволюция торфоугленакопления (палеозой). Ростов-на-Дону. ИРГУ. 1992.

18. Труфанов В.Н., Лосев Н.Ф., Гамов М.И., Рылов В.Г., Славгородский Н.И. Особенности формирования и термобарогеохимические критерии прогнозирования выбросоопасных зон в угольных пластах. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ. 1993. 30 с.

19. Гурьянов В.В., Труфанов В.Н., Матвиенко Н.Г., Бобин В.А. Формы нахождения метана в углях и геотехнологические методы дегазации угольных пластов. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ. 2000. 64 с.

20. Дмитриевский А.Н. Фундамент новых технологий нефтегазодобывающей промышленности. // Вестник РАН. 1997. Т. 67, № 10. С.893-904.

21. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазовыхместорождений. //Геология нефти и газа. 1997, № 9. С. 30-37.

22. Багдасарова М.В. Роль гидротермальных процессов при формировании коллекторов нефти и газа. // Геология нефти и газа. 1997, № 9. С.42-46.

23. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов А. В. Моделированиепроцессов деструкции систем «уголь газ» в связи с решением проблемы угольногометана. //Научная мысль Кавказа. Приложение 1 СКНЦ ВШ 2000 с. 119 133

24. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов^ А. В. Методика прогнозирования метанообильных зон углегазовых месторождений Восточного Донбасса.// Материалы симпозиума «Неделя горняка ». М.: МГГУ. 2001. 12 с.

25. Лосев Н.Ф., Труфанов В.Н., Смирнов Б.В., Фролков Г.Д. Процессы и явления, формирующие и сопровождающие выбросы угля и газа. // Препринт №13. Ростов-на-Дону: СКНЦВШ. 1994. 24 с.

26. Гамов М.И., Труфанов В.Н. Методика выявления и картирования энергетических аномалий в геосистемах локального уровня. // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Т.2. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ). 1999. с. 55-57.

27. Косинский В.А., Труфанов В.Н., Славгородский Н.И. Возможности и перспективы изучения твердых горючих ископаемых методом вакуумной декриптометрии // Обзор ВНИИ экономики геолого-разведочных работ. 1989. 46 с.

28. Труфанов В.Н., Славгородский Н.И., Труфанов С.Н. Углеводородная флюидизация ископаемых углей.// Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. М.: ВИЭМС, 1991, в.6. С.8-17.

29. Войтов Г.П. Об изотопном составе углерода угля, углекислоты и метана в Донбассе // Геол. журнал 1988. № 1. С. 30-43.3О.Федоров Ю.А. Стабильные эзотопы и эволюция гидросферы. М.: «Истина». МО РФ, 1999. 370 с.

30. Лазаренко Е.К., Панов Б.С., Груба В.Н. Минералогия Донецкого бассейна. Киев: Наукова Думка. 1975. 254 с.

31. Иванкин П.Ф. Петролого-геохимическое обоснование природы выбросоопасных углей. // Безопасность труда в промышленности. 1993, № 9. С. 10-14.

32. Трубецкой К.Н., Гурьянов В.В. и др. О развитии исследований и разработок по вопросам добычи метана угольных пластов // Горный информационно-аналитический бюллетень. 1996. Вып. 4. С. 13-!8.

33. Химические вещества из угля. Пер. с нем. под ред. И.В.Калечица. М.: Химия, 1980. 616с.

34. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г. и др. Геотехнологические методы газоотдачи отдачи угольных пластов // Изд-во «Терра», Ростов-на-Дону 2003. 67с.

35. Конторович Б.В. Основы теории горения и газификации твердого топлива. М.: АН СССР, 1958. 598 с.

36. Колодцев Х.И. Исследования процесса горения твердого топлива и методов его интенсификации. М.: Госэнергоиздат, 1962,460 с.

37. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов А. В. Результаты экспериментальных работ по дегазации угольных пластов Краснодонецкого месторождения // Материалы симпозиума «Неделя горняка ». М.: МГГУ. 2001. 12 с.

38. Калегиц И.В. Химия гидрогенизациониых процессов в переработке топлива. М. Химия, 1978. 336с.

39. Кричко А.А., Лебедев В.В., Фарберов И.П. Нетопливное использование углей И.: Недра, 1978. 225 с.

40. Бабенко В.П. Петрологические исследования палеозойских углей Европейской части СССР с целью расширения ресурсов коксующихся углей. Ростов-на-Дону: ВНИГРИуголь, 1979. 305 с.

41. Жижченко Б.П. Углеводородные газы. И.: Недра, 1984.112 с. ;

42. Левит A.M. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений. М.: Недра, 1974.224 с.

43. Грязнев Н.С. Пиролиз углей в процессе коксования. М.: Металлургия, J983.183

44. Эггингер И.Л. Физическая химия газоносного угольного пласта. М.: Наука, 1981. 104с.

45. Абукова JI.A. Основные типы флюидных систем осадочных нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. 1997. № 1. С. 25-29

46. Холодов В. Н. Постседиментационные преобразования в элизионных бассейнах (на примере Восточного Предкавказья). М., «Наука», 1983.

47. Япаскурт О. В. Литогенез и полезные ископаемые миогеосинклиналей. М., «Недра», 1992.

48. Гурьянов В.В., булавин В.Д., Новикова И.А. Геомеханические аспекты промысловой добычи метана из угольных пластов. Труды Ш МРС, 2001.

49. Пучков J1.A. Реальность промысловой добычи метана из неразгруженных угольных пластов. Журнал «Уголь» №3, Москва, 1997г.

50. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. М.: МГГУ. 1996. 441 с.

51. Альтшулер B.C. Новые процессы газификации твердого топлива. И.: Недра, 1976. 279 с.

52. Рапопорт И.Б. Искусственное жидкое топливо. М.: Гостопиздат, 1955. 340 с.

53. Термическое растворение твердого топлива как метод получения искусственной: жидкого горючего. М.: АН СССР, 1951.

54. Глушенко И.М. Теоретические основы технологии твердых горючих ископаемых. Киев: Выша школа, I960. 256 с.

55. Саранчук В.И., Айруни А.Т., Ковалев К.Е. Надмолекулярная организация и свойства угля. Киев: Наукова Думка, 1988. 192 с.

56. Труфанов В.Н., Лосев Н.Ф., Гамов М.И. и др. Моделирование процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ. Препринт. № 15. 1995. 48 с.

57. Сокращение эмиссии метана: Доклады II Международной конференции. Новосибирск: СО РАН, 2000. С. 338-639. 62.

58. Баймухаметов С.К., Халманов Х.Ж. О методике прогноза метанообильных зон в угольном пласте. // II Международная конференция по сокращению эмиссии метана. Новосибирск: 2000. С. 476-482.

59. Айруни А. Т. Прогнозирование и предотвращение газодинамических явлений в угольных шахтах. М.: Наука, 1987. 310 с.

60. Майский Ю.Г., Гончаров А.Б., Мещанинов Ф.В. Новые компьютерные методы микроскопических исследований // Материалы V Межд. Конф. Новые идея в науках о Земле. М. 2001.

61. Малышев Ю.Н., Трубецкой К.Н., Айруни А.Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов // Изд-во Акад. горных наук. Москва 2000. 517с.

62. Химические применения мессбауэровской спектроскопии / Под редакцией В.И.Гольданского. М.: Мир. 1970. 502 с.

63. Труфанов В.Н., Грановская Н.В., Грановский А.Г. и др. Прикладная термобарогеохимия. Ростов-на-Дону: РГУ, 1992. 174 с.

64. Кизильштейн Л.Я. Прикладная углепетрография. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ, 1992. 220 с.

65. Ковалев К.Е., Крыпина С.М. Ископаемый уголь природное высокомолекулярное образование. Препринт. Ростов-на-Дону: СКНЦВШ, 1992. 24 с.

66. Куршев С.А., Труфанов В.Н. Опыт изучения газово-жидких и твердых включений под электронным микроскопом.// Минералогическая термометрия и барометрия. М.: Наука, 1964. С. 111-117.

67. Труфанов В.Н. Энергетический анализ природных систем «минерал-флюид» методами термобарогеохимии // Известия СКНЦ ВШ. Ест. науки. 1990. № 1. С. 3-10.

68. Пудак В.В. Дегазация углеводородного массива направленными скважинами, пробуренными с поверхности. МГГУ 1995. 217с.

69. Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород при геологоразведочных работах ВНИГРИуголь, 1987,162 с.

70. Тяпкин К.Ф., Гонтаренко В.Н. Системы разломов Украинского щита. Киев: Наукова Думка. 1990. 184 с.

71. Забигайло В.Е., Николин В.И. Влияние катагенеза горных пород и метаморфизма углей на их выбросоопасность. Киев. Наукова Думка, 1990. 166 с.

72. Николин В.И., Зубарев Е.П., Лысиков Б.А., Кокин В.К. О физико-химической природе особенностей свойств выбросоопасннх песчаников.// Геология и разведка угольных месторождений. М., Недра, 1971. С. 151 -159.

73. Логвиненко Н.В., Шванов В.Н. К характеристике границы между осадочными и метаморфическими породами // Изв. АН СССР. Сер геол. № 3. 1973. С. 36-45.

74. Труфанов В.Н., Лосева А.Ф., ГамовМ.И. и др. Закономерности распределения элементов-примесей в выбросоопасных зонах угольных пластов. Препринт. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ, 1993. 32 с.

75. Очеретенко И.А. Методическое пособие по изучению тектоники при разведке угольных месторождений. Л.: Недра, 1988. 189 с.

76. Смирнов В.И. Геология полезных ископаемых. М. Недра, 1969. с.321-346.

77. Тяпкин К.Ф., Гонтаренко В.Н. Системы разломов Украинского щита. Киев: Наукова Думка. 1990. 184 с.

78. Батраков Н.Ф. Физическая модель системы "уголь-газ". Ростов-на-Дону: РГУ, 1993. 272 с.

79. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г. и др. Роль процессов углеводородной флюидизации в формировании метанообильных зон в угленосных бассейнах// Горный информационно-аналитический бюллетень №-6». М.: МГГУ. 2002. с. 20- 26.

80. Кизилынтейн Л.Я., Серебрякова И.Т. Реконструкция условий древнего торфонакопления на основании изучения морфологии и вещества угольных пластов // Литология м полезные ископаемые. 1973. № 4. С. 124-132

81. Фролков Г.Д., Малова Г.В., Французов С.А. Парамагнетизм углей выбросоопасных пластов // Препринт. СКНЦ ВШ. Ростов-на-Дону. 1992. 42 с.

82. Кизилынтейн Л.Я., Перетятько А.Ш, Гофен Г.И Концентрирование элементов-примесей в углях с позиций концентрации жестких и мягких кислот и оснований// ХТТ. 1989. №2. С. 132- 138.

83. Крайнов С.З. Геохимия редких элементов подземных вод. М., 1973. 295 с.

84. Зинчук И. Н., Калюжный В. А., Щирица А. С. Флюидный режим гидротермального минералообразования Центрального Донбасса. Киев, «Наукова думка», 1984.

85. Голицын М.В., Голицын A.M. Угленефтегазоносные бассейны мира//Вестник МГУ. Сер.4 геол. 1994. № 5. С.12 -30.

86. Неручев С.Г., Трофимчук А.А., Рагозина Е.А. Основные этапы и количественная сторона генерации и эмиграции углеводородов из материнских пород //Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков. Новосибирск: Наука, 1976.

87. Леонов, Ю.Г. Континентальный рифтогенез: современные представления, проблемы и решения. // Геотектоника. 2001. № 2, С. 3- 16.

88. Соборнов К.О., Хацкель М.Л. Геодинамическая эволюция Донецкого складчатого сооружения// Изв. АН СССР. Сер. Геол. № 9. С. 154-158.

89. Курило М.В. Стадиальные минералого-геохимические изменения в породах угленосной формации Донбасса// Литология и полезные ископаемые. 1993. № 2. С. 44-55.

90. Галимов Э.М. Геохимия стабильных изотопов углерода. М.: Недра. 1968.226 с.

91. Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пластов // Известия АН СССР. Сер. геол. 1954. №6. С. 94101.

92. Радченко О.А., Рогозина Е.А. О соотношениях в изменении функциональных групп и летучих продуктах углефикации гумусовых углей // Химия твердого топлива. 1975. №3. С. 3-14.

93. Соколов В.А., Симоненко В.Ф., Гуляева Н.Д. Экспериментальное изучение газообразования при углефикации // Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия. М., 1981. С. 5-14.

94. Молчанов В.И., Гонцов А.А. Моделирование нефтегазообразования / РАН. Сиб. отде. Объед. ин-т геологии, геофизики и минералогии. Новосибирск. 1992. 246 с.

95. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников В.А. Петрофизика М.: Недра. 1991.368 с.

96. Ван-Кревелен Д.В., Шуер Ж. Наука об угле. М.: Государственное научно-техническое издательство литературы по горному делу. 1960. 303 с.

97. Тейхмюллер Р., Тейхмюллер М. Катагенез угля (углефикация) // Диагенез и катагенез осадочных образований. М., 1971. С. 353-377.

98. Еремин И.В., Лебедев В.В., Цикарев Д.А. Петрография и физические свойства углей.-М., 1980. 263 с.

99. Методика разведки угольных месторождений Донецкого бассейна- М., 1978. 340 с.

100. Природные опасности в шахтах, способы их контроля и предотвращения. М., 1981.471 с.

101. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. М.: Недра. 1983. 192 с.

102. Левенштейн М.Л. Основные проблемы регионального метаморфизма углей // Геология угольных месторождений. Т. 1. М.: Наука. 1969. С. 113-123.

103. Косенко Б.М. Изменение содержания метана и высших углеводородов в каменных углях и антрацитах Донбасса // Геология угольных месторождений. Т. 1. М.: Наука. 1969. С. 129-135

104. Каплан З.Р. Процессы диффузного переноса углеводородных газов через породы покрышки // Исследования по проблеме трещинных коллекторов нефти и газа. Тр. ВНИГРИ. 1970. Вып. 290. С. 26-39.

105. Гербер М.М., Двали М.Ф. Природные сжатые газы как вероятный фактор миграции нефти из материнских пород// Тр. ВНИГРИ. 1961. Вып. 168. 84 с.

106. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых. М., 1987. 333 с.

107. Амосов И.И., Еремин И.В. Трещиноватость углей. М., 1960. 109 с.

108. Быкадорова В.И., Матвеева И.И., Полферов К.Я. О влиянии петрографического состава на размолоспособность углей // Химия твердого топлива. 1970. №14. С. 2833.

109. Ромм Е.С. Усовершенствованный метод шлифов ВНИГРИ для определения параметров трещиноватости // Исследования по проблеме трещинных коллекторов нефти и газа. Тр. ВНИГРИ. 1970. Вып. 290. С. 44-49.

110. Васючков Ю.Ф. Диффузия метана в пластах ископаемых углей // Химия твердого топлива. 1976. №4. С. 27-33.

111. Липович В.Г., Калабин Г.А., Калечиц И.В. и др. Химия и переработка угля. М.: Химия. 1988. 336 с. Структурная геология Донецкого угольного бассейна. М.: Недра. 1985. 149 с.

112. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1967. № 11. С. 135-156.

113. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Рифтогенез и нефтегазоносность: основные проблемы // Геол. журнал. 1991. № 5. С. 3-16.

114. Кизильштейн Л.Я. Геохимические индикаторы условий древнего торфонакопления //ХТТ. 1973. №4. С. 42-49

115. Метан угольных месторождений Украины. Материалы II Межд. Научно-практической конф. Днепропетровск: ИГМ НАН Украины. 2001.

116. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. М.: Наука, 1979.271 с.

117. Сукачев А.Н. Физико-химические аспекты внезапных выбросов в шахтах // Докл. АН УССР, 1987, №10.

118. Сукачев А.Н. Метастабильные углеродсодержащие комплексы и выбросоопас-ность шахт.// Тез. 8 угольного совещ. Ростов-на-Дону. 1986. С.318-319.

119. Панченко Е.М., Прокопало О.И., Зайцев П.П. и др. Сверхмедленная релаксация электрической поляризацией в каменных углях // Препринт. СКНЦ ВШ. Ростов-на-Дону. 1992. 40 с.

120. Соборнов К.О., Хацкель M.JI. Геодинамическая эволюция Донецкого складчатого сооружения// Изв. АН СССР. Сер. Геол. № 9. С. 154-158.

121. Русьянова Н.Д., Жданов B.C., Бубновская JI.M. Структурная классификация углей.// Кокс и химия. 1992, № 1. С2-1.

122. Касаточкин В.И., Ларина И.К. Строение и свойства природных углей. М.: Наука, 1975.

123. Садовский М.А., Писаренко В.Ф. Подобие в геофизике // Природа, 1991. № 1. С. 13-23.

124. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. -М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2002. 384 с.

125. Петросян К.Э., Иванов Б.М., Крупеня В.Г. Теория внезапных выбросов. М.: недра. 1983.149 с.

126. Грэг С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость. Мир. М., 1984.

127. Ковалев К.Е., Крыпина С.М. Ископаемый уголь- природное высокомолекулярное образование. Ростов-на-Дону: СКНЦВШ. 1992. 48 с.

128. Каргин О.А. Современные проблемы науки о полимерах. М.: Углетехиздат. 1962

129. Колесников В.В. Физические аспекты выбросоопасного состояния каменных углей. Общий анализ проблемы. Ростов-на-Дону: СКНЦВШ. 1993. 24 с.

130. Скочинский А.А., Ходот В.В. и др. Метан в угольных пластах. М.: Углетехиздат. 1958.

131. Эттингер И.Л. Необъятные запасы и непредсказуемые катастрофы.- М.: Наука, 1988.-175 с.

132. Алексеев А.Д., Синолицкий В.В. Кинетика поглощения и выделения газа пористым твердым телом // Инж.-физ. журн.-1985. Т. 49, № 4. С.648-654.

133. Петросян А.Э. Выделение метана в угольных шахтах. М.: Наука, 1975.- 188 с.Труфанов В.Н., Грановская Н.В. и др. Прикладная термобарогеохимия. Ростов-на-Дону: РГУ. 1992. 174 с.

134. Мощенко И.Н., Лосев Н.Ф., Гуфан Ю.М. Теоретический анализ метастабильных состояний системы «уголь-газ». // Препринт. Вып. 16. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ, 1996.36 с.

135. Труфанов В.Н. Энергетический анализ природных систем «минерал-флюид» методами термобарогеохимии // Известия СКНЦ ВШ. Сер. естественных наук. № 1, 1990

136. Майский Ю.Г. Дифференциальный термовакуумный анализ природных систем «уголь-флюид» // Матер. XI Междунар. конф. по термобарогеохимии. Александров: ВНИИСИМС. 35-40 с.

137. Панченко Е.М., Прокопало О.О., Зайцев П.П. и др. Сверхмедленная релаксация электрической поляризации в каменных углях. // Препринт. Вып. 1. Ростов-на-Дону: СКНЦВШ. 1992.40 с

138. Кравцов А.И., Лидин Г.Д., Зимаков Б.М. и др. Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР. М.: Недра, 1979. т. 1. 628 с.

139. Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР. М.: Недра. Т.1. 1963. 450

140. Богуш И.А., Курбанов М.М., Пруцкий Н.И., Шарафан А.Я. Металлогения черно сланцевых толщ Северного Кавказа./ С. 15-22

141. Бородаевская М.Б., Горжевский Д.И., Константинов М.М. Основы формационной классификации месторождений цветных и благородных металлов//Закономерности размещения месторождений полезных ископаемых. Т. Х1У.

142. Вихтер Б.Я., Чанышев И.С. Основные типы и металлогенические особенности золотого оруденения Северного Кавказа//Мат. У111 Юбил. Конф. По геологии и полезн. Ископ. -Ессентуки, 1995. С. 326-329

143. Курбанов Н.К., Кукшев В.И. Роль поперечных антикавказских структур в формировании регенерированных комплексных золоторудных месторождений // Мат. У111 Юбил. Конференции по геологи и полезным ископаемым. Ессентуки, 1995. С. 329-331.

144. Иофис М.А. Научные основы управления деформационными и дегазационными процессами при разработке полезных ископаемых. М.: ИПКОН РАН, 1984,230 с.

145. Защитные пласты. Л.:Недра, 1972,424 с. (ВНИМИ).

146. Управление геомеханическим состоянием массива горных пород. Справочное пособие. СПб.: ВНИМИ., 1994., 259 с.

147. Михалюк А.В., Бузин В.А. Интенсификация дегазационных процессов в угленосных структурах на основе дилатансии угля и пород // Экотехнологии и ресурсосбережение, 1997, № 5, с. 14-20.

148. Христианович С.А. Распределение давления газа вблизи движущейся свободной поверхности угля//Изв. АН СССР. ОТН. 1953. 12 с. 1673-16793ельдович Я.Б., Райзер Ю.П. Физика ударных волн и высокотемпературные гидродинамические явления. М., 1966. 673 с.

149. Алексеев А.Д., Зайденверг В.Е., Синолицкий В.В. Новые представления о фазовом состоянии метана в угле // 24-я межд. конф. по безопасности работ в горной промышленности. Донецк, 1990. Ч. 1. С. 453-462.

150. Арнольд В.И. Теория катастроф. М., 1990. 126 с.

151. Садовский М.А. О значении и смысле дискретности в геофизике: Сб. научн. тр. АН СССР. Дискретные свойства геофизической среды. М., 1989. С. 5-69.

152. Метан. М.: Недра, 1978. 310 с.165. .Коротаев Ю. П., Мирончев Ю. П., Гацулаев С. С. Ресурсы природного газа. -Эпоха метана не миф, а реальность! Книга 1. М.: ГАНГ, 1996. 273 с.

153. Сокращение эмиссии метана: Доклады II Международной конференции. Новосибирск: СО РАН, 2000. С. 338-639.

154. Трубецкой К. Н. И др. О развитии исследований и разработок по вопросам добычи метана угольных пластов. —Горный информационно-аналитический бюллетень. 1996, вып.4. с.13-18.

155. А.И. Кравцов, Г.И. Войтов «Природный газ в угольных пластах» // «Природа», 1983, №8.

156. Брюннер Д. Дж., Томпсон С. Обзор появляющихся технологий извлечения газа // Докл. 2-й Междунар. конф. «Сокращение эмиссии метана». Новосибирск: ИУГСО РАН, 2000. С. 364-372.

157. Лиу Зилонг. Эффект применения метода снижения эмиссии метана на разработку месторождения Янгван. // Докл. 2-й Междунар. конф. «Сокращение эмиссии метана». Новосибирск: ИУГСО РАН, 2000. С.

158. Конарев В.В. Опыт Донбасса по дегазации угольных месторождений // Докл. 2-й Междунар. конф. «Сокращение эмиссии метана». Новосибирск: ИУГСО РАН, 2000. С. 379-382.

159. Золотых С.С., Карасевич A.M. Проблемы промысловой добычи метана в Кузнецком угольном бассейне. М.: Изд-во ИСПИН. 2002. 570 с.

160. Устинов Н.И., Забурдяев Г.С., Воронюк Ю.С. Система «уголь-метан»: особенности газоотдачи угольных пластов. // Сокращение эмиссии метана. Материал 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 465-471.

161. Закономерности распределения метана в угольных месторождениях. М.: Наука, 1973.- 148 с.

162. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов А. В. Моделирование процессов деструкции систем «уголь — газ» в связи с решением проблемы угольного метана. //Научная мысль Кавказа. Приложение 1 СКНЦ ВШ 2000 с. 119 133

163. Майский Ю.Г. Природная газоносность ископаемых углей по данным вакуумной декриптометрии. // X Всероссийское угольное совещание «Ресурсный потенциал ТГИ на рубеже XXI века». Ростов-на-Дону: 1999. С.193-194.

164. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов А. В. Методика прогнозирования метанообильных зон углегазовых месторождений Восточного Донбасса.// Материалы симпозиума «Неделя горняка ». М.: МГГУ. 2001. 12 с.

165. Майский Ю.Г. Дифференциальный термовакуумный анализ природных систем «уголь-флюид» // Матер. XI Междунар. конф. по термобарогеохимии. Александров: ВНИИСИМС. 35-40 с.

166. Труфанов В.Н., Труфанов И.В., Скляренко Г.Ю. Электромагнитные методы исследований флюидных включений в минералах. Матер. XI Междунар. конф. по термобарогеохимии. Александров: ВНИИСИМС. 3-5 с.

167. Гамов М.И. Электрофизические свойства ископаемых углей. // X Всероссийское угольное совещание «Ресурсный потенциал ТГИ на рубеже XXI века». Ростов-на-Дону: 1999. С. 171-173.

168. Ковалева И.Б., Шульман Н.В., Соловьева Е.А. Об информативности кинетических параметров ископаемых углей.// Актуальные вопросы безопасности горных работ. М.: ИПКОН РАН. 1994. с. 89 104.

169. Геофизические методы изучения геологии угольных месторождений/

170. B.В.Гречухин, П.А.Бродский, А.А.Климов и др. Под.ред. В.В.Гречухина. -М: Недра. -1995. -477 с.

171. Фейт Г.Н., Захаров В.Н. Геомеханические и геофизические вопросы оценки перспективности извлечения метана из угольных пластов // Сокращение эмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000.1. C. 373-378.

172. Стариков А.В., Гурьянов В.В. Поэтапное извлечение метана на угольной шахте. // Сокращение эмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 460-461.

173. Сергеев И.В., Забурдяев B.C. Эмиссия угольного метана: научные проблемы и технологии его извлечения. // Сокращение эмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 425-430.

174. Черненко Ю. Я. Геодинамические особенности глубинного развития Центральной Сибири и их роль в формировании угленосных структур и метаморфизме углей. Новочеркасск: НПИ. 2001. 182 с.

175. В.Н.Труфанов, М.И.Гамов, В.В.Гурьянов и др. Геотехнологические методы оценки газоотдачи угольных пластов. Ростов-на-Дону: Изд-во «Терра». 2003. 68 с.

176. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974. 704 с.

177. Одинцев В.Н. Отрывное разрушение массива скальных горных пород. М,: ИПКОН РАН. 1996. 166 с.

178. Ходот В. Д. Внезапные выбросы угля и газа. М.: Госгортехиздат. 1961. 363 с.

179. Забигайло В. Е. Геологические основы теории прогноза выбросоопасности угольных пластов и горных пород. Киев: Наукова Думка. 1978. 164 с.

180. Руководство по дегазации угольных шахт. Люберцы: ИГД, 1985. 434 с.

181. Брюннер Д.Дж., Томпсон С. Обзор появляющихся технологий извлечения газа. // Сокращение эмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 364-372.

182. Мухтаров Г.Г., Рогинский В.М. Проведение горизонтальных разведочных выработок. М.: Недра, 1984. 256 с.

183. Хаган М. Клатратные соединения включения. М.: Наука. 1966.166 с

184. Дубинин М. М. Адсорбция в микропорах.// Природные сорбенты. М.: Наука. 1967. с. 5 24.

185. Эттингер И. JL, Шульман Н. В. Распределение метана в порах ископаемых углей. М.: Наука, 1975.-112 с

186. Гамов М.И., Труфанов В.Н. Методика выявления и картирования энергетических аномалий в геосистемах локального уровня. // Проблемы геологии, полезных ископаемых и экологии Юга России и Кавказа. Т.2. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ). 1999. с. 55-57.

187. Ольховиченко А.Е. Прогноз выбросоопасности угольных пластов. Москва: Недра, 1982. 277 с.

188. Жданов Ю.А. Углерод и жизнь. Ростов-на-Дону: РГУ. 1985. 56 с.

189. Миронов К. В. О связях угленосности с образованием и развитием структурных форм земной коры.// Тектоника угольных бассейнов и месторождений СССР. М.: Недра. 1976. с. 33-58

190. Иванов Б.М., Фейт Г.Н., Яновская М.Ф. Механические и физико-химические свойства углей выбросоопасных пластов. М.: Наука. 1979. - 195 с.

191. Ковалева И.Б., Шульман Н.В., Соловьева Е.А. Об информативности кинетических параметров ископаемых углей.// Актуальные вопросы безопасности горных работ. М.: ИПКОН РАН. 1994. с. 89 104.

192. Ковалева И.Б., Соловьева Е.А. О возможности использования диффузионно-кинетических параметров угля для тестирования различных по газовому темпераменту угольных пластов.// Горный информационно-аналитический бюллетень, вып. 6. 1997. с. 60 64.

193. Грэг С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость. Мир. М., 1984.

194. Геофизические методы изучения геологии угольных месторождений/ В.В.Гречухин, П.А.Бродский, А.А.Климов и др. Под.ред. В.В.Гречухина. -М: Недра. -1995. -477 с.

195. Бобин В.А. Научные аспекты метода виброволного воздействия, интенсифицирующего добычу шахтного метана. // Сокращение эмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 352354.

196. Лиу Минпо, Хе Ксекыо. Некоторые характеристики углей, склонных к внезапных выбросам, и их значение пи проведении подземной дегазации. // Сокращениеэмиссии метана. Материалы 2-й Международной конференции. Новосибирск: СО РАН. 2000. С. 383-391.

197. Закономерности распределения метана в угольных месторождениях. М.: Наука, 1973.- 148 с.

198. Ермаков В. И., Ломако П. М. Газы природные. — Горная энциклопедия. Т.1. Аа-лава-Геосистема. М.: Советская энциклопедия, 1984. с.507.

199. Динков В. А. Газы природные горючие. Горная энциклопедия. Т.1. Аа-лава-Геосистема. М.: Советская энциклопедия, 1984. - с.507-513.

200. Нечаева О. Л. Метан, болотный газ, рудничный газ, СЯ4. Горная энциклопедия. Т.З. Кенган-Орт. М.: Советская энциклопедия. 1987. - с.312-313.

201. Газоёмкость. Горная энциклопедия. Т.1. Аа-лава-Геосистема. М.: Советская энциклопедия, 1984. -с.493.

202. Метаноёмкость угля. Горная энциклопедия. Т.З. Кенган-Орт. М.: Советская энциклопедия. 1987.-с.313.

203. Дмитриев А. М., Куликова Н. Н, Бодня Г. В. Проблемы газоносности угольных месторождений. М.: Недра, 1982. 263 с.

204. В.В.Ходот, М.Ф.Яновская, Ю.С.Премыслер и др Физико-химия газодинамических явлений в шахтах. М.: Наука. 1972. - 140с.

205. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г. Углеводородная флюидизация ископаемых углей Восточного Донбасса. // Из-во Ростовского государственного университета, Ростов н/Д 2004. 270 с.

206. Труфанов В.Н.,Гамов М.И. Рылов В.Г. Закономерности формирования и генетические типы метанообильных зон в метаноугольных месторождениях // Горный информационно-аналитический бюллетень №-9. М.: МГГУ. 2004, с. 142-149

207. Гамов М.И Труфанов А.В., Скляренко Г.Ю.Электромагнитные и вакуумно-декриптометрические особенности метанообильных зон в углепородных массивах // Горный информационно-аналитический бюллетень №-8. М.: МГГУ. 2004, с. 147-153

208. Труфанов В.Н., Булавин В.Д., Гамов М.И, Гурьянов В.В. Проблемы и перспективы освоения новых и нетрадиционных видов углеводородного сырья. // «Нефтяное хозяйство» № 12 2002 с.61-65

209. Труфанов В.Н., Булавин В.Д., Гамов М.И. Проблема комплексного использования угольного метана В.Донбасса как нетрадиционного вида углеводородного сырья // Известия ВУЗов, Сев.-Кав. регион, Ростов-на-Дону. 2002, Юбил. вып. с. 67-72

210. Труфанов В.Н., Гамов М.И, Гурьянов В.В Основные результаты опытно-экспериментальных работ по интенсификации газоотдачи угольных пластов на

211. Краснодонецком месторождении В. Донбасса // Горный информационно-аналитический бюллетень №-6». М.: МГГУ. 2002, с. 26-35

212. Гамов М.И.Обеспечение экологической безопасности биосферы в районах ликвидируемых шахт В. Донбасса // Сб. тр. н-пр. конф. « Лиманчик экологические проблеммы. Взгляд в будующее» Ростов н/Д, 2004 с.52-55

213. А.В. Стариков, В.Н. Труфанов,.В.Н. Гамов М.И. Комплексное освоение георесурсов угленосных отложений // Из-во. Ростовского ГУ, Ростов н/Д 2001, 148с.

214. Гамов М.И,Термобарогеохимические условия формирования флюидоактивных зон метаноугольных месторождений В. Донбасса //Материалы XI- Международной конференции по термобарогеохимии Александров, ВНИИСИМС, 2003, с. 173-178.

Информация о работе

Гамов, Михаил Иванович
доктора геолого-минералогических наук
Ростов-на-Дону, 2004
ВАК 25.00.11

Диссертация

Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы