Содержание к диссертации
Введение
ЧАСТЬ I. Углегазоносные бассейны северо-востока России 10
Геоструктурное положение и формационный состав бассейнов 10
Основные углегазоносные бассейны и площади 16
Углегазоносные бассейны и площади с верхнеюрско-нижнемеловой угленосностью 17
Углегазоносные бассейны и площади с нижнемеловой угленосностью .23
Углегазоносные бассейны и площади с верхнемеловой угленосностью 27
Углегазоносные бассейны и площади с верхнемеловой-палеогеновой угленосностью .28
Углегазоносные бассейны и площади с палеоген-неогеновой угленосностью 33
Характеристика периодов угленакопления и угленосности .35
Цикличность отложений в угленефтегазоносных бассейнах .51
Формационный состав отложений 66
Структурно-тектоническая классификация углегазоносных бассейнов Северо-Востока России 69
Геокриологические и гидрогеологические условия .73
Геокриологические условия .73
Гидрогеологические условия 90
ЧАСТЬ II. Природная газоносность 93
Состав и генезис углеводородных газов .93
Геохимическая классификация углеводородных газов .102
Сопутствующие газовые компоненты .117
Газовая зональность 119
Метаноносность угольных пластов и вмещающих пород .122
Генерационные стадии метанообразования .122
Потенциальная метаноемкость углей 130
Метаноносность угольных пластов и вмещающих пород 133
Влияние геологических факторов на метаноносность угольных пластов 142
ЧАСТЬ III. Геолого-промышленная оценка метаноресурсного потенциала углегазоносных бассейнов северо-востока России 154
Горно-геологические и горнотехнические критерии оценки ресурсов угольного метана 154
Основные принципиальные положения 154
Горно-геологические и горнотехнические показатели оценки ресурсов метана 157
Интерпретация данных и подсчёт ресурсов метана 164
Горно-геологическая оценка метаноресурсного потенциала залежей свободного и растворенного газа 168
Особенности формирования залежей свободного и растворенного метана в углегазоносных бассейнах Северо-Востока России 168
Геолого-промышленная оценка ресурсов метана угольных пластов 199
Масштабность, плотность и геоструктурное распределение ресурсов метана 199
Угленосность продуктивных интервалов, мощность и сложность структуры угольных пластов 317
Геодинамические условия 320
Тектоника и магматизм 321
Газопроницаемость угольных пластов 323
Заключение 326
Список литературы 328
Термины, определения и сокращения 344
- Углегазоносные бассейны и площади с верхнемеловой-палеогеновой угленосностью
- Генерационные стадии метанообразования
- Интерпретация данных и подсчёт ресурсов метана
- Угленосность продуктивных интервалов, мощность и сложность структуры угольных пластов
Углегазоносные бассейны и площади с верхнемеловой-палеогеновой угленосностью
Пенжинский бассейн приурочен к одноименному прогибу в центральной и северо восточной части Охотско-Чукотской области. В строении бассейна участвуют докембрийские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования. Фундамент бассейна сложен породами докембрийского, палеозойского реже мезозойского возрастов. Среди них выделяются высокометаморфизованные образования архея и протерозоя, вулканно-кремнистые, терригенно-осадочные, карбонатные и грубообломочные толщи палеозоя и терригенно-туфогенные отложения триаса-средней юры, а также верхнеюрские-барремские кремнисто 29 вулканогенные, туфогенные и вулканогенные осадочные породы, обнажающиеся как на юго-восточном, так и на северо западном обрамлении бассейна.. Данные образования сильно дислоцированы и вмещают разнообразные интрузии. Замыкает комплекс основания песчано-глинистые отложения апта-среднего альба мощностью 1–5,5 км, представляющие флишевую формацию (Иванов В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии. М.: Наука, 1985.208 с.).
Орогенный комплекс начинается с отложений верхнего альба. Для верхнеальбских-туронских отложений характерна резкая фациальная зональность, проявившаяся в латеральной смене континентальных вулканогенных образований Охотско-Чукотского вулканогенного пояса континентальными грубообломочными фациями, развитыми вдоль северо-западного борта Пенжинского прогиба, и затем морскими, более тонкообломочными территории Таловско-Майнского антиклинория. Наибольшие мощности (до 2,5 км) альб-туронских отложений установлены вдоль северо-западного борта прогиба.
Нижнесенонские отложения по сравнению с другими характеризуются более грубообломочным составом и широким развитием пирокластических пород мощностью от нескольких сотен метров до 2,5–3 км. В целом, верхнеальбский-нижнесенонский комплекс пород представляет собой две сложно сочетающиеся по разрезу и площади нижнемолассовые формации – морскую шлировую и грубообломочную континентальную. Позднекампанское-датское время характеризуется накоплением как наземных вулканогенных, так и грубообломочных угленосных образований. Среди палеогеновых образований присутствуют два комплекса пород – наземные вулканогенные образования и существенно конгломерато-песчаные угленосные толщи. Неогеновые образования, представленные преимущественно песчаниками и галечниками мощностью 0,2–1 км распространены в пределах низменностей бассейна в Бельской и Марковской депрессии. Комплекс позднекампанских-неогеновых образований представляет собой верхнемолассовую континентальную формацию (Фандюшкин Г.А. Закономерности углеобразования на Северо-Востоке России. 2006).
В структурном отношении Пенжинский бассейн характеризуется отчетливо выраженной тектонической зональностью. На большей своей части он обладает асимметрическим строением (рис. 6). Максимальная мощность пород комплекса выполнения прогиба достигает 6 км. Поперечная зональность проявляется в чередовании впадин, мульд и грабенов с поперечными поднятиями и седловинами. На юго-восточном борту прогиба вдоль Таловско-Майнского антиклинория развиты линейные складки с углами наклона крыльев 10–60 о, разбитые продольными и диагональными тектоническими нарушениями (Иванов В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии. 1985).
Схематический геологический разрез северо-восточной площади Пенжинского бассейна (по Иванову В.В., 1985). Условные обозначения см. рис. 7
Угленосность бассейна связана с верхнемеловыми и палеогеновыми отложениями. Угольные пласты первых марочного состава Д, Д-Г характеризуются метаноносностью до 13– 17 м3/т.с.б.м. в интервале глубин 600–900 м; вторых – марочного состава 3Б-БД – 7–11 на этих же глубинах. Перспективные для извлечения ресурсы метана каменноугольных пластов бассейна составляют 41,5 млрд м3, в т.ч в северо-восточной части – 21,5 при плотности ресурсов 78 млн м3/км2 (Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока и перспективы её промышленного освоения. 2012).
Анадырский бассейн приурочен к одноименной наложенной впадине, расположенной в северо-восточной части Анадырско-Корякской складчатой зоны Охотско-Чукотской складчатой области. Гетерогенное основание впадины включает метаморфические породы докембрийского возраста, палеозойские карбонатно-терригенные отложения и триасовые песчано-сланцевые, терригенно-вулканогенные породы, вмещающие в себя массивы и штоки позднемеловых гранитоидов. Верхнеальбские-нижнекампанские граувакковые песчаники, алевролиты, аргиллиты и туфы входят в комплекс выполнения впадины и слагают многокилометровые толщи, нередко флишоидного строения. Верхнекампанский-датский комплекс отложений представлен континентальными угленосными образованиями рарыткинской свиты мощностью до 2 км (рис. 7). На эффузивах танюрерской свиты залегают континентальные угленосные отложения эоценового возраста мощностью от 240 до 3000 м. Среди вышележащих кайнозойских отложений обособляются два циклически построенных литолого стратиграфических комплекса – верхнеэоцен-олигоценовый и неогеновый (Агапитов Д.И. и др. Палеогеновые и неогеновые отложения Анадырской впадины // в кн. Беренгия в кайнозое. Владивосток, 1976. С.89–100).
Генерационные стадии метанообразования
Исследованиями установлено, что основная масса УВГ, Н2 и СО2 в угольных бассейнах образовалась в процессе метаморфизма угля и органического вещества во вмещающих породах. Это положение признаётся большинством исследователей и не вызывает в общем то сомнений. Дискуссии ведутся в основном по поводу масштабов газообразования при переходе углей от одной стадии метаморфизма к другой. С помощью ряда уравнений Р. Мотом впервые было установлено, что в процессе метаморфизма угля до антрацитов отщепляется 324 м3 метана на 1 т органической массы (Mott R. The origin and composition of coals. Fuel, 1943, vol. 22. N 1).
К. Паттейский (Patteisky K. Die Entstehung des Grubengasses. Bergbau Arch., 1950, Bd.11/12, N 1), исходя из изменений содержания в углях углерода и водорода, с помощью уравнений определил, что в процессе метаморфизма от лигнита до антрацита генерируются значительные объемы углекислого газа и метана (табл. 14).
В работе (Козлов В.П., Токарев Л.В. Масштабы газообразования в осадочных толщах Донецкого бассейна. Советская геология, 1961. № 7. С. 12–21) по системе балансовых уравнений, предложенных В.А. Успенским (Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пластов. Изв. АН СССР, 1954. № 6. С. 24–32), было определено, что при образовании 1 т бурого угля генерируется 68 м3 метана, марки Д – 168 м3, Г – 212 м3, Ж – 229 м3, К – 270 м3, ОС – 287 м3, Т–ПА – 333 м3 и А – 419 м3. Подсчеты генерации метана каменными углями и антрацитами выполнялись также Х. Юнтгеном и Дж. Карвейлем (Juntgen H., Karlweil J. Gasbildung und Gasspeicherung in Steinkohlenflosen. Erdol und Kohle, 1966, Bd, 19, N 4). Для одинаковых стадий метаморфизма ими были получены результаты, сходные с данными В. П. Козлова и Л.В. Токарева.
Расчетами объемов генерации метана при углефикации занимался также Г.Д. Лидин, которым было установлено, что при переходе бурых углей к марки Д в 1 т угля образуется 30– 40 м3 СН4, Ж – 70–80, Т – 120–150 и ПА – до 200 м3 (Лидин Г.Д. Учение о газах угольных месторождений СССР, 1968). Исследованиями И.Л. Эттингера (Эттингер И.Л. Распределение метана в порах ископаемых углей. М.: Наука. 1975. 124 с.) установлено, что до образования каменного угля средней степени метаморфизма всей органической массы превращается в метан. При дальнейшем метаморфизме (превращения угля в антрацит) еще 10 % всей массы превращается в газ. По данным В.Т. Хрюкина, В.М. Голицына и Б.М. Зимакова при преобразовании каменных углей разных марок (начиная от Д) генерируется метан в следующих количествах (м3): до образования 1 т углей марок Ж – 120–170; К–ОС–КС – 180–230; Т – 200– 270 и ПА – А – 300–400 м3 (Угольная база России; 2004).
При проведении опытно-методических работ по оценке выбросоопасности угольных пластов Дальнего Востока в конце 80-тых годов прошлого столетия были выполнены исследования газопродуктивности углей в процессе их метаморфогенного преобразования (Опытно-методические работы по оценке выбросоопасности угольных пластов шахт Дальнего Востока по геологоразведочным данным: отчёт о НИР/ Гресов А.И. Владивосток: Дальвостуглеразведка. 1989; Разработка методики оценки выбросоопасности угольных пластов на шахтах Партизанского бассейна по геологоразведочным данным: отчёт о НИР/ Кишинский П.И., Морозов В.Б. Владивосток: Дальвостуглеразведка. 1990). В работе были использованы образцы клареновых каменных углей Партизанского бассейна. Для опытов с бурыми углями была использована коллекция образцов Угловского и Бикино-Уссурийского бассейнов. В процессе опытных газогенерационных работ (гравиметрический метод) установлено, что при преобразовании углей Приморья от бурых углей до антрацитов 35–36 % всей угольной массы (348–362 г/кг) превращается в УВГ, что подтверждает выводы, сделанные И.Л. Эттингером, указанные выше. В составе тяжелых углеводородов (ТУ) выделяются этан, пропан, бутан, пентан, гексан и их непредельные гомологи. Наличие непредельных ТУ установлено в газах из углей марок Г, Ж, К, ОС. Во всех пробах газоуглефикационного ряда доминируют этан и бутан (в суммарном объеме до 60 % и более); концентрация гексана редко превышает 5 %.
В период 1990–1992 гг. были выполнены аналогичные исследования по изучению газопродуктивности углей Сахалинского бассейна (Опытно-промышленная проверка методики прогноза выбросоопасности на полях шахт Сахалинского бассейна: отчёт о НИР/ Орлов И.Ф., Гресов А.И. Владивосток: Дальвостуглеразведка. 1993). В работе были использованы образцы каменных клареновых углей (пробы керногазонаборников) Долинского, Мгачинского,
Александровского и Шахтерского месторождений; бурых углей – Горнозаводского и Макаровского. В процессе исследований (по данным гравиметрического метода) установлено, что при преобразовании углей Сахалина от бурых углей до антрацитов 32–35 % всей угольной массы (334–358 г/кг) превращается в УВГ. В составе тяжелых углеводородов (ТУ) выделяются этан, пропан, бутан, пентан, гексан и их непредельные гомологи. Наличие непредельных ТУ установлено в газах из углей марок БД, Д, Г, Ж, К. Во всех пробах газоуглефикационного ряда доминируют этан и бутан (в суммарном объеме до 60 % и более); концентрации гексана не превышают 7–8 %. Результаты исследований газопродуктивности углей Приморья и Сахалина в процессе их метаморфогенного преобразования приведены в табл. 15, 16.
Важные эксперименты были проделаны в лаборатории природного газа ВНИИГаз (Соколов В.Л., Симоненко В.Ф., Гуляева Н.Ф. Экспериментальное изучение газообразования при углефикации. В сб. Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества. М.: Наука. 1981. С. 72–83), которыми было установлено, что газообразование в клареновых углях Донецкого бассейна среднего карбона на ранних стадиях метаморфизма (О1–I) определяется в основном выделением СО2 и СО, составляющего 72–90 % общего объема газа; с III стадии количество СО2 и CО составляет менее 20 % и достигает минимума на IV и VII–VIII стадиях, после чего несколько повышается (табл. 13). Второе место в процессе генерации занимает СН4 с максимумом генерации на VII–VIII и IX стадиях (69 и 71 %); в бурых углях – при температуре 300 о. Генерация тяжелых гомологов метана (ТУ) достигает максимума на III и V стадиях. Среди ТУ (до С6 включительно) преобладают этан и бутан (60 % суммарных объемов); концентрации гексана составляют не более 5–7 %. Содержание Н2, не превышает 20 % (от общего объема газов) и характеризуется двумя максимумами в области I–II и V–VI стадий метаморфизма, азота – III и V–VIII стадий (табл. 17).
Интерпретация данных и подсчёт ресурсов метана
Интерпретация данных и подсчёт ресурсов метана осуществлялся согласно методическим указаниям ГКЗ, ИПКОН, ВНИГРИуголь, ВНИГРИ. Основным нормативным методическим руководством при подсчёте ресурсов метана являлось (Методическое руководство по оценке ресурсов углеводородных газов угольных месторождений как попутного полезного ископаемого.1988). В процессе исследований (Метаноресурсная база угольных бассейнов Дальнего Востока России и перспективы её промышленного освоения.2009, 2012) установлено, что определение природной метаноносности угольных пластов отягощено преимущественно понижающими систематическими ошибками или, другими словами, с помощью керногазонаборников (КГН) в силу их конструктивных особенностей и технологии отбора нельзя получить такие значения природной метаноносности, которые за счет систематических ошибок превышали бы её действительную величину. Из этой главной особенности результатов опробования угольных пластов керногазонаборниками следует, что получаемые прямым (КГН) методом максимальные значения наиболее приближены к действительным значениям, имеющим место в природе. Это обусловлено в основном потерями газа при опробовании. В соответствии с этими положениями при оценке (подсчёте) перспективных для газодобычи ресурсов метана принимались максимальные значения природной метаноносности угольных пластов по данным прямого (КГН) метода, являющегося основным методом изучения природной газоносности (метаноносности) угольных пластов.
Подсчет ресурсов метана угольных пластов осуществлялся в зоне метановых газов путём расчета средних по блоку значений мощности угольного пласта, кажущейся плотности угля и умножения этих параметров на площадь блока и метаноносность угольного пласта. Расчеты проводились по участкам (блокам) пласта, пласту, группе пластов, горизонтам в пределах границ месторождений и перспективных участков газодобычи методом последующего поэтапного суммирования по формуле Qp = mp dk S k Xp (7), где Qp – количество (ресурсы) метана в блоке рабочего угольного пласта, м3; mp – средняя мощность угольного пласта по блоку, м; dk - кажущаяся плотность угля, см3/г; S – площадь блока, м2; k – коэффициент, учитывающий зольность угля, равный 100 – Аdcр. / 100 (Аdcр. – средняя зольность угля по блоку, %); Xp – среднее максимальное значение метаноносности угольного пласта по блоку с учётом изменения глубины его залегания в блоке по данным прямого (КГН) метода, м3/т.с.б.м. При отсутствии в блоке данных опробования КГН использовались графики изменчивости метаноносности угольных пластов с увеличением глубины их залегания.
Определение средней мощности угольного пласта осуществляется путем подсчета среднеарифметических её значений в границах блоков подсчета ресурсов метана. Определение метаноносности угольных пластов осуществлялось путем расчета среднеарифметических максимальных её значений для каждого блока. Плотность ресурсов метана в угольных пластах определялась как отдельно по угольным пластам рабочей мощности, так и в целом для блоков и участков газодобычи, месторождений и бассейна в целом.
Графической основой подсчета ресурсов метана служили планы подсчета запасов и ресурсов угля, карты прогнозной метаноносности и геолого-газовые разрезы, на которых по изогазам метана выделялись блоки и горизонты с метаноносностью угольных пластов более 15 м3/т.с.б.м; 15-10 м3/т.с.б.м и менее 10 м3/т.с.б.м (верхняя граница оценки по разрезу составляла 6-8 м3/т.с.б.м, в зависимости от геолого-технологических условий на объектах с подземной дегазацией угольных пластов и существующих проектных технологических схем газодобычи (6 м3/т.с.б.м) - при нисходящей площадной системе дегазации угольного массива и существующих технологических систем дегазации угольного массива).
Расчет ресурсов метана в нерабочих пластах и пропластках проводился по формуле, рекомендованной [9, с. 29-30]: X = QHP/Qp = S„P m„p Х„р / SP Мр Хр = п Кд m„p/ Мр (8), где X - коэффициент отношения ресурсов газа в нерабочих угольных пластах к ресурсам рабочих пластов; Q„p - количество углеводородных газов (метана) в нерабочих пластах, м3; Qp -количество метана в рабочих пластах, м3; S„p = Sp - площадь рабочих и нерабочих пластов, м2; Хнр = Хр - средние значения принимаемой в расчет метаноносности угольных пластов, м3/т.с.б.м (м3/т); m „р - суммарная мощность нерабочих пластов, м; Мр - мощность рабочих пластов, м. Определив величину X , можно оценить ресурсы газа в нерабочих пластах по зависимости:
Величина коэффициента п принимается в зависимости от конкретной геологической обстановки. В зависимости от степени сложности горногеологических условий для месторождений I группы геологической сложности п = 1,0; II группы - 0,8; III группы - 0,7. Значения коэффициента достоверности Кд зависят от степени (детальности геологоразведочных работ) геолого-газовой изученности объекта метаноресурсных исследований и изменяются от 0,3-0,5 до 0,7-1,0 (от оценочных и поисково-оценочных работ до разведочных и доразведочных стадий). Для нерабочих угольных пластов и пропластков учитывался один уровень изученности (относительно более низкий, чем у рабочих пластов): параметры метаноносности приняты по прогнозным оценкам (по аналогии с рабочими пластами) и по эмпирическим зависимостям.
Достоверность подсчета ресурсов метана углегазоносных бассейнов региона определяется, во-первых, количеством разведочных выработок, пройденных на их площадях и вскрывших разрез угленосных отложений, во-вторых, плотностью геолого-газового опробования, позволяющего получение достоверной информации о характере распределения метаноносности угольных пластов, как по площади, так и по разрезу угленосной толщи.
Наиболее представительными материалами геолого-газовых исследований углегазоносного комплекса являются данные отбора проб газа и угля керногазонаборниками (КГН).
В результате исследований в углеметановых бассейнах региона установлены значительные объемы метана в скоплениях свободного и водорастворенного газа. Геолого-технологическая оценка ресурсов метана в этих скоплениях и вовлечение в единый процесс добычи метана из угольных пластов – один из вариантов и путей повышения экономической эффективности перспективных газопромысловых работ. Газы таких скоплений могут оказывать активное влияние на распределение природных газов в угленосной толще, в том числе и в угольных пластах, по разрывным нарушениям, природным и эксплуатационным трещинам, проницаемым породам при изменениях состояния горного массива.
Ресурсы метана скоплений свободного и водорастворенного газа на участках перспективной газодобычи, вероятно, относятся по величине запасов к более мелким относительно углепластовых; характеризуются очень сложным строением и распределением в исследованном регионе. Объектами оценки ресурсов метана в скоплениях и залежах свободного газа являются площади, на которых, по данным разведочных и эксплуатационных работ, отмечались: свободные и внезапные метанопроявления (суфляры и выбросы газа) из разведочных скважин и в горных выработках; выбросы угля и газа, выбросы газа и газодинамические явления при ведении горных работ; тектонические структуры, благоприятные для формирования залежей свободного газа.
Угленосность продуктивных интервалов, мощность и сложность структуры угольных пластов
Согласно геолого-технологических критериев перспективности (см. табл. 27) угленосность продуктивных интервалов (150–200 м разреза угленосных толщ) должна
318 превышать 5–10 %, то есть должна составлять не менее 8–10 м суммарной мощности угольных пластов (на участках первой очереди освоения – желателен вариант суммарной мощности угля 20–30 м и более на продуктивный интервал). Максимальной угленосностью продуктивных интервалов (более 10 %) характеризуются месторождения Южно-Якутского, Ленского и Зырянского бассейна. Мощности угольных пластов региона изменяются от нескольких десятков сантиметров до 79,2 м (Южно-Якутский бассейн, Нерюнгринское месторождение). Мощные угольные пласты чаще всего развиты на отложениях аллювиальных долин, подводных выносов рек, реже – на отложениях мелководных (морских) и лагунных водоемов. В процентном отношении в регионе преобладают угольные пласты средней мощности (1,2–3,5 м) – 34 %, тонкие и мощные (0,7–1,2 и 3,5–15,0 м) – 30 и 31 % соответственно и сверхмощные (более 15,0 м) – 5 %.
Наиболее высокими параметрами угленосности характеризуются бассейны, расположенные в пределах складчатых областей. Строение пластов в большинстве бассейнов региона относительно сложное (28 %) и сложное (54 %), реже простое (18 %). Коэффициенты рабочей угленосности в Южно-Якутском бассейне изменяются от 3,7 до 14,6 %, Ленском – от 3,4 до 15 %; Зырянском – 8,2–9,2 %. Аналогичные показатели для угольных бассейнов Северо-Востока России изменяются по средним значениям от 0,6–3,7 % (Омолонский, Челомджинский), 3,8–8,2 % (Чаун-Чукотский, Тайгоносский, Пареньский, Омсукчанский, Зырянский), 5,1–9,2 % (Пенжинский, Анадырский, Аркагалинский, Беринговский и др.). С увеличением коэффициента угленосности наблюдается тенденция возрастания метаноносности угольных пластов и метанонасыщенности угленосных толщ в целом (перспективности газодобычи метана). Минимальными показателями угленосности продуктивных интервалов (4–6 % и менее) характеризуются месторождения Омсукчанского, Пареньского, Хасынского, Тайгоносского, Анюйского и Чаун-Чукотского бассейнов. По данным показателям эти бассейны наименее перспективны для организации добычи угольного метана в регионе..
Промежуточное положение с показателями угленосности продуктивных интервалов (4– 9 %) занимают месторождения и угленосные площади Беринговского, Аркагалинского, Пенжинского и Анадырского бассейнов. В этой последовательности варьируются показатели перспективности: для первых – высокой, вторых – относительно низкой и средней; для промежуточных – относительно высокой и средней [19, 20, 67,124].
Мощность угольных пластов, перспективных для рентабельного извлечения метана, должна быть не менее 1,0 м (можно извлекать метан из прослоев угля мощностью от 0,3 м, но это связано с большими экономическими затратами).
В Южно-Якутском бассейне в угленосной толще установлено 194 угольных пласта с мощностями рабочих угольных пластов до 18,3 м в Усмунском районе, до 79,1 м – Алдано-Чульманском, до 13,8 м – в Гонамском и до 22,4 м – в Токинском..
Установлено, что в тонких угольных пластах бассейна мощностью до 1,2 м содержится 183,2 млрд м3, в пластах средней мощности (1,21–3,50 м) – 232,5 млрд м3 в мощных пластах (3,51–80 м) – 288,9 млрд м3. Таким образом, основной объем перспективных ресурсов метана в бассейне (41 %) связан с мощными угольными пластами, минимальный (26 %) – с тонкими. С пластами средней мощности связано 33 % метаноресурсной базы бассейна. В этом заключается одна из специфических особенностей распределения перспективных ресурсов метана Южно-Якутского и других бассейнов в мощных угольных пластах.
Угольные пласты месторождений Зырянского бассейна – относительно выдержаны, и характеризуются средними мощностями 2–3 м при максимальных значениях до 7–13 м. В процессе работ установлено, что в тонких пластах угля Зырянского бассейна мощностью до 1,2 м содержится 33,454 млрд м3 перспективных ресурсов, в пластах средней мощности (1,21–3,50 м) – 191,167 млрд м3 и в мощных пластах (3,51–15,0 м) – 74,078 млрд м3. Анализ материалов геолого-промышленной оценки позволил установить, что основной объем перспективных ресурсов метана Зырянского бассейна (64 %) связан с угольными пластами средней мощности, минимальный (11 %) – с тонкими. С мощными пластами угля связано 25 % метаноресурсной базы бассейна.
В Ленском бассейне максимальными мощностями угольных пластов до 4–12 и 4–24 м характеризуется Якутско-Кангаласский, Вилюйский и Оленекский районы. В Сангарском районе установлены мощности пластов угля до 3–9 м. Нижне-Алданский и Жиганский районы характеризуются средними мощностями угольных пластов в пределах 1,5 –3,5 м, иногда до 5 м и более. Минимальные мощности угольных пластов (1–3 м) установлены на исследованных площадей Булунского и Анабаро-Хатангского районов. Строение верхнемеловых и палеогеновых угольных пластов Анадырского, Пенжинского и Беринговского бассейнов простое и сложное. Мощности пластов каменного угля варьируют от 0,5 до 5–10 м.
Мощность рабочих угольных пластов Омсукчанского бассейна изменяется от 1 до 38,8 м (Булурское месторождение), количество – от 13 до 23; в Аркагалинском бассейне –аналогично: от 1,2 до 31,9 м и от 1 до 3 рабочих пластов; в Чаун-Чукотском – также: от 3 до 5 рабочих пластов мощностью до 15,7 м.
Характеристика угленосности других бассейнов приводилась ранее по тексту. Сложность структуры угольных пластов, по мнению большинства исследователей, стимулирует формирование коллекторов свободного газа и проявление внезапных и свободных метанопроявлений. Данный подход основан на том, что интенсивность внутрипластовых скольжений и несущая способность пласта зависят от сложности его строения, формирование коллекторов свободного газа (метана), также связано с данным показателем. Сложность строения угольного пласта определяется количеством слагающих его угольных пачек. Угольные пласты месторождений Востока России имеют как простое, так и сложное строение.
Анализ 374 шахтопластов региона, выполненный автором [12], показал, что угольные пласты, на которых не отмечались суфляры и выбросы газа (отсутствовали залежи и скопления свободных газов), имели однопачечное строение, значительно реже – двухпачечное и совсем редко – трёхпачечное. Большинство угольных пластов и пластовых групп, на которых установлены значительные скопления свободного газа, характеризовались сложным строением (табл. 61).
Исследования, выполненные сотрудниками ВостНИИ [6] показали, что сложность структуры угольных пластов на месторождениях региона с увеличением глубины их залегания от 600 до 1200 м постепенно утрачивает роль диагностического показателя формирования залежей свободного газа и суфляро-выбросоопасности. Вместе с тем, исследованиями установлено, что сложность структуры угольных пластов значительно осложняет технологию извлечения сорбированного метана и, соответственно, ведет к удорожанию газодобычных работ.
Геодинамические условия
Особенности геодинамики геологических угленосных структур являются главным региональным фактором не только развития эндогенной и экзогенной трещиноватости и газопроницаемости угольных пластов, но и обуславливают возможности применения технологических способов повышения проницаемости пластов и интенсификации их газоотдачи. В условиях геодинамического сжатия уменьшаются глубины возможной добычи УМ, поскольку суммарный эффект воздействия и геодинамики, и глубины (геостатики) способствуют закрытию трещин. На напряжённых участках гидроразупрочнение угольного массива трудноосуществимо, а способы кавитации наиболее эффективны в условиях умеренного стресса углей.
В процессе анализа и типизации горно-геологических условий для угленосных массивов Северо-Востока России установлено, что для большинства углеметановых месторождений региона характерно состояние растяжения, реже слабого сжатия; для месторождений Омсукчанского, Хасынского, Чаун-Чукотского и др. – как сжатия, так и растяжения, т. е. месторождения первого типа по геодинамическим условиям более перспективны для организации углеметанового промысла, чем – вторых.
Для месторождений Ленского бассейна характерно состояние, как геодинамического сжатия, так и растяжения, обусловленное историей их геологического развития, геоструктурным положением в бассейне (на Сибирской платформе, в зоне перехода платформенного склона к краевому прогибу – Предверхоянскому, Предтаймырскому и др.) и тектоническими условиями.
