Главная | Обратная связь

Прогноз природной газоносности угольных пластов

 

Результаты прогнозной оценки газоносности угольных пластов отражены на геолого-газовых разрезах по Котинской р.л., 2 р.л., 15 р.л., 17 р.л., 3 р.л., 21 р.л., 23 р.л. и на картах прогноза газоносности угольных пластов 49,50,51,52,53 и 58 масштаба 1: 10 000 (Граф. 67-73). По результатам проведенного опробования установлены общие закономерности распределения газовых компонентов в стратиграфическом разрезе и с глубиной залегания. Анализ полученных материалов показывает, что для оцениваемого участка характерна общая закономерность увеличения метаноносности с глубиной от дневной поверхности.

В разрезе угленосной толщи месторождения установлены две газовые зоны: зона газового выветривания и зона метановых газов. Зона газового выветривания (ЗГВ) формируется в приповерхностном слое активного газо-водообмена угленосной толщи с атмосферой под воздействием различных геологических факторов. Определяется эта зона по соотношению основных газовых компонентов – метана (менее 80%), азота и углекислого газа. Мощность зоны ЗГВ служит показателем степени дегазации угольного месторождения и на оцениваемой территории возрастает от 74 м до 130 м в зависимости от формы рельефа местности.

Состав и содержание газов, содержащихся в заметных количествах в зоне газового выветривания, меняется в следующих пределах:

углекислый газ – 0,4-43,2 %;

метан –0,4-77,5 %;

азот – 19,9-93,2 %.

В пяти пробах(27,8 %) содержится водород – 0,1-1,7 %. В некоторых пробах присутствуют примеси тяжелых углеводородных газов:

этан – 0,1-0,5 % (в 22,2 % проб)

пропан – 0,1 % (в 5,6 % проб)

Поверхность зоны метановых газов по результатам газового опробования находится в интервале абсолютных отметок от +150 до +190м, величина метаноносности на границе метановой зоны составляет 3 м³/т.

Основным компонентом природных газов метановой зоны является метан, содержание которого составляет 80,2-97,8 %. Помимо метана присутствуют:

- азот – 1,1-18,4 %

- углекислый газ – 0,4-4,0 %,

- водород – 0,1 % (в 13,8 % проб)

- этан - 0,1-4,9 % (в 58,6 % проб),

- пропан - 0,1-0,9 %, (в 49,1 % проб),

- бутан - 0,1-0,2 % (в 26,3 % проб),

По результатам опробования определено гипсометрическое положение линий равной метаноносности. Линия изогазы “5” м³/т с.б.м. залегает на абсолютных отметках от +140м до +170м (глубина залегания от поверхности – 88м-156м); метаноносность в 10 м³/т с.б.м достигается в интервале -10м - -60м, при глубине от дневной поверхности от 270м до 375м на водоразделах; величина метаноносности в 15 м³/т буде достигнута на абсолютных отметках более -260м и глубине залегания от дневной поверхности более 522м. Положение изогазы “13”м³/т с.б.м, которая является определяющей для предварительной дегазации шахты согласно Постановлению Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2011 года №315, прослеживается на абсолютных отметках от –220 до -240 м при глубине залегания от поверхности 330-350м. Изменение природной метаноносности угольных пластов по гипсометрическим горизонтам приведено в таблице 7.7.

Таблица 7.7

Изменение природной метаноносности угольных пластов

по гипсометрическим горизонтам

 

У г о л ь н ы й п л а с т	Прогнозные значения метаноносности, м3/т с.б.м.
+200	+100	±0	-100	-200
	ЗГВ	-	-	-	-
62а	ЗГВ	-	-	-	-
	ЗГВ	-	-	-	-
	ЗГВ	-	-	-	-
	ЗГВ	-	-	-	-
	ЗГВ	7,0-7,5	-	-	-
57-56	ЗГВ	7,0-7,5	9,0	-	-
Продолжение табл. 7.7
	ЗГВ	7,5	9,0	11,0	-
	ЗГВ-4,0	7,5	9,0-9,5	11,0	-
	ЗГВ-4,0	7,5-8,0	9,0-9,5	11,5	12,5
	ЗГВ-4,0	7,5-8,0	9,5	11,0-11,5	12,5
	ЗГВ-4,0	7,5-8,0	9,5	11,5	12,5

 

Результаты представительного углегазового опробования позволили построить график изменения газоносности с гипсометрической глубиной, из которого видно, что в пределах участка метаноносность нарастает с глубиной по вертикали от 5,2м³/т (на отметке +137,0м) до 16,5м³/т (-253,6м). Нарастание газоносности угольных пластов с глубиной залегания определялось с помощью статистической обработки результатов опробования угля. Полученные данные устанавливают зависимость, близкую к гиперболической, а графическая кривая, при этом, описывается уравнением типа Лэнгмюра. Уравнение зависимости изменения газоносности угольных пластов с глубиной имеет следующий вид:

М_пр= 23 – 9667,4

714,5-H_абс м³/т.с.б.м., где

Мпр - прогнозная природная газоносность угольных пластов;

Hабс – абсолютная отметка прогнозируемого горизонта, м

23 - максимальная метаноемкость (характерная для углей средней степени метаморфизма и подтверждаемая графически) с учетом Grad нарастания, м³/т с.б.м.,

9667,4 и 714,5 – эмпирические коэффициенты, определенные по выборке результатов газового опробования.

Произведенные расчеты и графическое их исполнение (рис.7.2) показывают, что Grad нарастания метаноносности угольных пластов изменяется с глубиной залегания и составляет на горизонте +100 м – 3,06 м³/т.с.б.м.,., на горизонте +0м - 2,2 м³/т с.б.м., на горизонте –100 м – 1,66 м³/т с.б.м. и на горизонте –200 м – 1,3 м³/т с.б.м.

Таким образом, четко прослеживается относительно быстрое нарастание значений природной метаноносности угольных пластов на малых глубинах и ослабление скорости увеличения метаноносности с дальнейшим увеличением глубины залегания. Полученные данные подтверждают особенности изотермы газоёмкости углей, характер нарастания температуры и пластового давления газа, снижение пористости и естественной влажности.