Закономерности формирования метанообильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.11, доктор геолого-минералогических наук Гамов, Михаил Иванович

• Гамов, Михаил Иванович
• доктор геолого-минералогических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор 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 диссертации (часть автореферата) 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.

Современные представления о генезисе ископаемых углей базируются на концепции стадиального преобразования торфа при диагенезе и метаморфизме, под воздействием физико-химических процессов и времени. Учением о каустобиолитах практически не используются идеи метасоматоза и флюидизации, которые играют большую роль в петрогенезе и рудообразоваии [1-3].

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.).

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 «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.

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 «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.

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. Геологическим подтверждением этого служат многочисленные факты прямого влияния на свойства углей различных экранирующих структур, определявших режимы флюидизации.

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 диссертации 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.

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, а также бароградиентные, гидроимпульсные и депрессионные методы интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород, разработанные в Геотехцентре-Юг РГУ. [228,232].

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

TS

I)

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

XV

JM

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;

• 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. f

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.

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 литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Гамов, Михаил Иванович, 2004 год

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.