CC BY
18
УДК 550.8:553.04
ТЕРМОБАРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ КРАСНОДОНЕЦКОГО МЕТАНОУГОЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ВОСТОЧНЫЙ ДОНБАСС)
©2008 г. Ю.Г. Майский, И.В. Труфанов
The termobarogeochemistry conditions of the coalbed methane deposits are described on example Krasnodoneck deposit of East Donbass. It is found that CBM deposits have been formed in the temperature interval from 100-160 to 220-340 0C at pressures from 50-60 to 100-120 MPa.
Восточный Донбасс, являющийся уникальным угольным регионом России, характеризуется значительными ресурсами угольного метана, которые представляют большой практический интерес как нетрадиционный вид углеводородного сырья. Из 319 разведанных или эксплуатируемых участков и шахтных полей, известных на этой территории, более 50 объектов представляют собой метаноугольные месторождения с прогнозными ресурсами 130 млрд м3 угольного метана [1]. Среди них наиболее изученным и первоочередным объектом для добычи метана является Краснодонецкое месторождение, расположенное в Белокалитвенском районе Ростовской области. В нашем сообщении приводятся новые данные о термобарогеохимических условиях формирования этого месторождения, полученные авторами в последние годы при выполнении проекта «Углеметан» по ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники РФ на 2002 - 2006 годы». Актуальность решения этой задачи непосредственно связана с разработкой про-мышленно-генетической классификации метаноуголь-ных месторождений, определением оптимальных РТХ-параметров формирования углегазовых залежей, выбором наиболее эффективных геотехнологических методов дегазации высокогазоносных угольных пластов и вмещающих пород.
Как показано в ряде предыдущих работ по проблеме угольного метана Восточного Донбасса [2-5], в геологическом строении месторождения принимают участие породы свит С24 - Сз1 среднего и верхнего карбона, представленные песчаниками, алевролитами, известняками с угольными пластами т^1, т9, т90, т9\ ш92 и многочисленными пропластками угля, перекрытые маломощным (0-30 м) чехлом более молодых преимущественно песчано-глинистых отложений третичного и четвертичного возраста.
Общая мощность каменноугольных пород в районе месторождения по данным геолого-разведочных работ составляет 3300 м, продуктивная углегазовая толща детально разведана до глубины 600 м.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к южному крылу Краснодонецкой синклинали, имеющей субширотное (СЗ-ЮВ) простирание, которое характеризуется относительно слабой тектонической нарушенностью с пологим (10-15°) залеганием пород в северных румбах. На площади месторождения уста-
новлены малоамплитудные сбросо-сдвиги, рассекающие по диагонали горно-породный массив, а также флексурные пликативные нарушения углевмещающих пород. Северное крыло синклинали отличается крутыми падениями угольных пластов и вмещающих пород (50-60°), разорванных региональным северным сбросом и многочисленными дизъюнктивными нарушениями более высоких порядков.
При эксплуатации Краснодонецкого месторождения отрабатывался продуктивный угольный пласт т^ мощностью от 1,1 до 1,4 м, остальные пласты имеют переменную мощность от 0,3 до 0,95 м и считаются забалансовыми для угледобычи. Вместе с тем они являются наиболее газоносными и представляют собой дополнительный источник для получения угольного метана. Общая площадь продуктивных углегазовых зон равна 72 км2, подсчитанные балансовые и забалансовые запасы угля составляют 131 млн т, прогнозные ресурсы угольного метана оцениваются в 5,5 млрд м3. Они сосредоточены в основном в пределах пяти выделенных участков, отличающихся высокой газоносностью и плотностью ресурсов метана более 100 млн м3/км2 .
В отработанной части месторождения по данным эксплуатацонной разведки и маркшейдерских наблюдений откартирована флюидоактивная зона мощностью от 50-70 до 100-120 м с элементами залегания Аз.пад. 190°, Z 25-30°, при вскрытии которой подземными выработками наблюдались многочисленные внезапные выбросы угля, пород и газа. Абсолютная метанообильность при отработке месторождения варьировала от 40 до 80 м3/т угля, в зонах флюидизации она достигала 100-120 м3 /т углепородной массы.
В процессе проходки в центральной части блока тестовой дегазационной скважины ГГД-4 (№ 9131) глубиной 410 м было установлено, что геологический разрез по газодинамическим параметрам имеет сложное трехъярусное строение, обусловленное присутствием трех флюидоактивных зон в интервалах глубин 90-120, 190-210 и 320-380 м с аномально высокой газоносностью углей и вмещающих пород (рис. 1).
Наиболее продуктивной является нижняя флюидо-активная зона, в которой сосредоточены угольные пласты т81, т9 и т90 общей мощностью 3-4 м и 8 угольных прослоев, которая является фактически неструктурным газовым коллектором для угольного метана.
Рис. 1. Геологический разрез по СКВ. ГГД-4
Угли принадлежат марке 1А (Vм = 9,6 - 9,8 %), характеризуются витрен-фюзенитовым составом, средней зольностью (А =12,0-15,2 %) и сернистостью ^общ = 1,4-1,6 %), аномально высокими значениями природной газоносности (Уг до 30-35 м3/т). При этом максимальные значения газоносности характерны для пластов-спутников m9 и Год0. По результатам газово-хроматографического анализа углей с применением керногазонаборников в составе газов из основного угольного пласта ш8: доминируют метан (88,45-
92,37 %), азот (1,8-2,2 %), СО2 (2,0 - 2,52 %) со следами Н^ и тяжелых углеводородов. На скважине ГГД-4 проведены 4 цикла испытаний новых геотехнологических методов дегазации угольных пластов и вмещающих пород, разработанных сотрудниками Гео-техцентра-Юг ЮФУ.
В результате этих исследований и испытаний установлено, что наиболее эффективным методом дегазации угольных пластов и вмещающих пород является комбинированное барогра-диентное, гидроимпульсное и рециклинговое воздействие, при котором получены кратковременные фонтанирующие притоки газов с дебитом от 7800 до 25000 м3/сут. В составе газов доминируют СН4 (92-95 %), СО2 (2,7-4,0 %), N (1,87-2,0 %), тяжелые углеводороды (3-5 %) со следовыми количествами Н^, СО и Н2. С учетом результатов компьютерного моделирования радиус влияния скважины оценивается в 120-150 м. Отсюда извлекаемые запасы по одной скважине составляют 16 млн м3 из них возобновляемые - 3,2 млн м3 [4].
Из анализа геолого-структурных особенностей Красно-донецкого месторождения и по оценке степени метаморфизма углей можно сделать предварительный вывод о том, что угле-газовые залежи формировались в условиях погружения угленосных отложений до глубины 5-6 км при температурах до 300-350 0С и давлениях 125140 МПа с последующей инверсией термодинамического режима в зонах флюидизации угольных пластов и вмещающих пород при более низких РТ-параметрах [3, 6, 7]. В геохимическом отношении доминирующими компонентами в составе газов являются метан и СО2 при низких содержаниях азота, тяжелых углеводородов и примесей Н^, СО и Н2, что характерно для средних стадий метаморфизма ископаемых углей.
Новые данные о термобарогеохимических условиях формирования Краснодонецкого месторождения были получены в результате комплексных вакуумно-декриптометрических исследований ископаемых углей и вмещающих пород по керну скважины ГГД-4.
Вакуумно-декриптометрический способ определения РТХ-условий метаморфизма углей, оценки газоносности и газоотдачи угольных пластов основан на регистрации эффектов газовыделения, возникающих при нагревании в вакууме минералов, горных пород и других твердых веществ в результате микровзрывов флюидных включений, термодеструкции ультра- и микропор и фазовых переходов. Сравнительный анализ декриптационной активности исследуемых проб обеспечивает оценку газоносности углей и выделение зон флюидизации в угольных пластах, а также определение относительных и абсолютных значений содержания остаточных и «свободных» газов и газов, «блокированных» в структуре угольного вещества в виде твердогазовых растворов и клатратных соединений-включений.
Способ реализуется с помощью приборов - вакуумных декриптографов типа ВД-5 и ВД-6, созданных коллективом сотрудников геолого-географического факультета Ростовского университета, опытным производством РГУ и ТОО «ТОНИКС» [7] (рис. 2).
Действие прибора ВД-5 основано на непрерывном измерении давления в вакуумированном датчике устройства, в котором размещена кварцевая капсула с исследуемой пробой, нагреваемой в заданном режиме изменения температуры (10, 20, 50 град/мин).
Полученная информация в виде кривых газовыделения обрабатывается путем построения гистограмм приращения давления через определенные интервалы температур на восходящих ветвях максимумов дек-риптационных эффектов с последующим расчетом энергетических показателей декриптационной активности системы уголь-флюид [8].
Б = ДР ^Тд, где ДР - максимальное приращение давления; V - объем газовыделения, равный произведению коэффициента пропорциональности К на пло-шадь гистограммы 8; Тд - температура декриптации [9]. Полученная информация отрабатывается в компьютере по адаптированной ХL- 60 программе с получением в конечном итоге частных и общих значений F-показателя флюидоактивности исследуемой пробы углей (рис. 3).
Суммарное значение F-показателя и отношения частных его значений к Fобщ. используются как критерии оценки флюидо-активности углей и выделения зон флюиди-зации на основе сравнения с фоновыми вакуумно-декриптометрическими характеристиками, получаемыми при анализе серии последовательно отбираемых проб по разведочным скважинам или подземным выработкам. С помощью дифференциального прибора ВД-6 осуществляется определение объемов выделившихся газов в заданных температурных интервалах, что обеспечивает получение количественных характеристик для разных форм нахождения газов в структуре угля.
Таким образом, используемая аппаратура для вакуумно-декриптографического анализа дает возможность получать важную инфор-
Рис. 2. Принципиальная схема вакуумного декрипто-графа типа ВД: 1 - кварцевая капсула-реактор; 2 - вакуумный кран жиклер; 3 - интеграционная камера; 4 - термопарная лампа; 5 - самописец; 6 - вакуометр; 7 - камера предварительного вакуума; 8 - вакуумный насос; 9 - регулятор напряжения печи; 10 - термопара; 11 - нагревательная печь
мацию о количестве флюидных компонентов системы уголь-газ, диффузионно-кинетических параметрах этой системы, термодинамических параметрах газовыделения и других характеристиках, необходимых для оценки газоотдающей способности углей и выбора оптимальных режимов их дегазации.
Fo6=123,4
60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420
Температура, С
Интенсивность газовыделения Уровень вакуума
Рис. 3. Вакуумная декриптограмма флюидизированного угля Краснодонецкого месторождения: скважина ГГД-4, пласт угля т9, глубина 345 м, 20 мг
Ниже приведены результаты вакуумно-декрипто-метрических исследований углей и вмещающих пород по скважине ГГД-4 и графики флюидоактивности по разрезу скважины (рис. 4, 5).
¿СО 40« «Об iOO FuG.ii
s в
tf
Ю Ё? и
«о
100
2««
2W
\\
i с/ >
in--- »___i э
S"
с___ —~ j
.... 1»
10
Гм^/т
20
30
40
F общ.
_______содержание газов, м3/т
Рис. 4. График изменения флюидоактивности и объемов газов в углях и углевмещающих породах (первый цикл испытаний). Скважина ГГД-4
По результатам специальных вакуумно-декрип-тометрических и газово-хроматографических исследований суммарная флюидоактивность углевмещающих пород по разрезу варьирует от 230 до 650 усл. ед., природная газоносность - от 4,8 до 8,8 м3/м3, причем четко фиксируется общий положительный тренд Б-показателя флюидоактивности и газоносности пород с глубиной, где выделяются зоны максимальной флюи-доактивности в интервалах глубин 140-160 м и 190210 м и газоносности, достигающей 20,0 м3/м3. Флюидоактивность и газоносность углей также увеличивается с глубиной, изменяясь по Б-показателю от 700 до 875 усл. ед. и по Уг от 17,7 до 30,1 м3/т, что характерно для зон флюидизации. Относительное содержание «свободных» флюидов составляет 20-22 %, в зонах флюидизации 25-30 % абсорбированных газов 18-20 и 45-50 % от общего объема газовыделения. Газовый каротаж скважины в пройденном интервале выявил отмеченные выше флюидоактивные зоны с аномально высокими содержаниями и СО2, и СН4, достигающими соответственно 41,9 и 47,0 % при фоновых значениях в пределах десятых долей процентов.
При вскрытии зоны флюидизации в интервале глубин 190-210 м наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками
газа, анализ которого показал содержание СО2 -28,4 %, СН4 - 46,1, N - 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 СО2 до 18,7 %. 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.
200
400
600
800
ю
Еб
[—1
370
390
б
Рис. 5. Изменения флюидоактивности (а) и объемов газов (б) в углях и углевмещающих породах на скважине ГГД-4 (второй цикл испытаний)
По результатам специальных вакуумно-декрипто-метрических и газово-хроматографических исследований суммарная флюидоактивность углевмещающих пород по разрезу 250-380 м варьирует от 250 до 620 усл. ед., природная газоносность - от 11,7 до 15,7 м3/т, причем четко фиксируется общий положительный тренд Б-показателя флюидоактивности и газоносности пород с глубиной, где флюидоактивность достигает 650 усл. ед., а газоносность - 25,4 м3/т.
Флюидоактивность и газоносность углей также увеличиваются с глубиной, изменяясь по Б-показате-лю от 750 до 900 усл. ед. и по Уг от 30,1 до 59,3 м3/т, что
а
характерно для зон флюидизации. Относительное содержание «свободных» флюидов составляет 25-28 %, в зонах флюидизации 35-40 % абсорбированных газов соответственно 18-20 и 35-40 %, адсорбированных газов - 20-22 % от общего объема газовыделения. Газовый каротаж скважины по пробам бурового раствора в пройденном интервале выявил отмеченные выше флюидоактивные зоны с аномально высокими содержаниями СН4, СО2 и ТУ, достигающими соответственно 70 - 75, 15-20 и 15-16 % при фоновых значениях в пределах до 2,5-3,0 %.
При вскрытии зон флюидизации в кровле пластов т9 и т81 наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками газа, анализ которого показал содержание СО2 - 3-5 %, СН4 - 8586, N - 7-8 %. Бароградиентный метод воздействия на углегазовую пачку пород в этом интервале способом свабирования вызвал дополнительный приток газов в скважину с увеличением содержания СН4 до 92,16 % и уменьшением содержания СО2 и азота до 5-6 %. Давление газов на устье скважины варьировало в пределах 0,2 - 0,3 МПа, что с учетом гидростатического давления 400-метрового столба жидкости в колонне буровых труб и растворимости газов позволяет оценить их давление на забое скважины порядка 4,3 - 4,5 МПа с расчетным радиусом влияния 5,5-6,2 м.
Анализ полученных вакуумных декриптограмм показывает, что наиболее продуктивные углегазовые залежи сформировались в зонах флюидизации угле-породного массива в интервалах температур 220340 0С и 100-160 0С при давлениях от 100 - 120 до 50 -60 МПа. В современных условиях внутрипластовые
Южный федеральный университет_
давления газов в флюидоактивных зонах оцениваются в пределах 5-6 МПа бар., F-показатель флюидоактив-ности варьируется для вмещающих пород в пределах 250-400 усл. ед., для ископаемых углей - порядка 900 -1200 усл. ед.
Таким образом, проведенный геолого-структурный и термобарогеохимический анализ месторождения дает возможность выделить наиболее перспективные участки для извлечения угольного метана как нетрадиционного вида углеводородного сырья.
Литература
1. Карасев Г.К. // Разведка и охрана недр. 2006. № 11. С. 63-66.
2. Гамов М.И. Закономерности формирования метано-обильных зон угольных месторождений Восточного Донбасса. Автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук. Ростов н/Д, 2004.
3. Труфанов В.Н. и др. Углеводородная флюидизация ископаемых углей Восточного Донбасса. Ростов н/Д, 2004.
4. Труфанов В.Н., Труфанов И.В. // Разведка и охрана недр. 2006. № 11. С. 67-72.
5. Труфанов И.В. // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Естеств. науки. Спецвыпуск «Науки о Земле». 2007. С. 17-23.
6. Штах Э. и др. Петрология углей. М., 1978.
7. Труфанов В.Н. и др. // Горный информ.-аналит. бюл. М., 2002. № 6. С. 20-26.
8. А.с. 322655 РФ. 1971. Устройство для определения температур газовыделения.
9. Труфанов В.Н. и др. Прикладная термобарогеохимия. Ростов н/Д, 1992.
14 декабря 2007 г.
