» » Газоносность и прочие горно-геологические условия

Газоносность и прочие горно-геологические условия

02.08.2016

Одна из основных задач разведочных работ на уголь — изучение природной газоносности месторождения (участка) с целью получения данных для проектирования вентиляции шахт и осуществления предварительной дегазации горных выработок.
Газоносность горных пород — важный фактор инженерногеологических условий массивов. Горные породы могут содержать метан, углекислый, сернистый, тяжелые углеводородные, инертные газы, азот, водород, оксид углерода, сероводород, радон и т.д. Газоносность месторождений и развитие геодинамических процессов в наибольшей степени определяют метан, углекислый газ и азот.
Распределение газов на месторождениях зависит от состава и коллекторских свойств горных пород, глубины и условий их залегания, тектонической нарушенности и трещиноватости, водоносности, водо- и газопроницаемости, мощности и экранирующих свойств покровных отложений, наличия и мощности многолетней мерзлоты и др. К наиболее газоносным относятся угольные месторождения, где распределение газов зависит от состава углей и угленасыщенности стратиграфического разреза.
Выделение газов может происходить непрерывно из визуально невидимых пор в породах, углях и рудах, в виде суфляров, т.е. концентрированных струй, выходящих из видимых трещин и пустот, и в виде внезапных прорывов, нередко сопровождающихся выбросами масс горных пород, угля и других полезных ископаемых.
Природная газоносность месторождения обусловлена газовым составом углей. В угольных месторождениях установлены следующие природные газы: метан CH4, углекислый газ СО2, угарный газ CO, азот N, сероводород H2S, водород H2, тяжелые углеводороды, главным образом этан C2H6 и пропан C3H8. Кроме того, могут встречаться сернистый газ SO2, гелий He и аргон Ar.
Большая часть газов, видимо, образуется в процессе превращения растительного органического вещества в торф и уголь, а также при метаморфизме углей и при их выветривании. Иными словами, газообразовательные процессы отмечаются на всех этапах формирования и изменения ископаемого угля. Кроме того, некоторые газы формируются в процессе взаимодействия вещества угольных пластов с различными по составу подземными водами, а также, возможно, в результате жизнедеятельности разного рода бактерий.
Метан CH4 является основным среди газов угольных месторождений (от 60 до 98 %). Он образовался главным образом за счет разложения органического вещества при биохимических процессах его преобразования, которые происходили в сменяющих друг друга анаэробных и аэробных условиях. Вероятно формирование метана (и углекислого газа) протекало при разложении целлюлозы растений по формуле
2С6Н10О5 = 5CO2 + 5СН4 + 2С.

Опытным путем установлено, что из 1 г растительного материала, содержащего целлюлозу, в анаэробных условиях в процессе брожения может образоваться от 230 до 465 м3 метана.
Метан в чистом виде не имеет цвета, запаха и вкуса. Сам по себе метан не ядовит, но при большом его количестве содержание кислорода в воздухе становится недостаточным для дыхания. Метан почти в два раза легче воздуха. Поэтому он накапливается в верхних частях горных выработок. Метан горюч. При малых концентрациях в воздухе он горит синеватым пламенем, а при содержании около 5 % — серо-голубым пламенем. Наиболее опасное свойство метана — его взрывоопасность в смеси с воздухом. При концентрациях метана в атмосфере от 0 до 5 % смесь сгорает без взрыва и только если существует постоянный источник высокой температуры. Воспламенение метана происходит при температуре 650—750 °C (так называемая температура вспышки). С увеличением давления и температуры окружающей среды температура вспышки понижается и наоборот. Воздушная смесь с содержанием метана от 5—6 до 14—16 % взрывоопасна. Наиболее взрывоопасен рудничный воздух с концентрацией метана 9,5 %.
Смесь с содержанием метана более 16 % не взрывается и не горит, так как в ней недостаточно кислорода для поддержания процесса горения. В этом случае происходит полное самогашение метана в смеси. При соприкосновении метана с источником высокой температуры его воспламенение происходит не сразу, а с некоторым запаздыванием (индуктивный период). В тех случаях, когда в составе воздушной смеси помимо метана присутствуют еще водород, оксид углерода и сероводород, время запаздывания уменьшается. В случае роста концентрации указанных газов воспламенение метана наступает мгновенно. Растворимость метана в воде при температуре 15 °C и давлении 1,013*10в5 Па (1 атм) достигает 49,5 см3/л.
Углекислый газ CO2 — второй по распространенности газ в угленосных толщах. Его содержание может достигать 25 %. Он может образовываться при разложении целлюлозы растений совместно с метаном по ранее приведенной формуле. Кроме того, его появление может быть связано с процессами сорбции атмосферного кислорода, приводящими к окислению углерода угольного вещества. He исключена и возможность его привноса в растворенном состоянии подземными водами из верхних слоев литосферы.
Углекислый газ бесцветен, имеет слабый кислый вкус. Его плотность равна 1,52 т/м !, т.е. он тяжелее воздуха и накапливается у горных выработок и в забоях уклонов. He обладая ядовитыми свойствами, этот газ при слабом проветривании горных выработок может быть смертельно опасен в высоких концентрациях (20—25 % и более). Углекислотообильность некоторых шахт Кузбасса достигала 200 000 м3/сут.
Оксид углерода (угарный газ) CO — продукт окисления углерода углистого вещества, происходящего в условиях недостатка кислорода. Этот газ не имеет ни цвета, ни вкуса, ни запаха. Его плотность равна 0,97 т/м3, т.е. он легче воздуха. Растворимость в воде низкая. При температуре 20 °C и нормальном давлении в 100 объемах воды может раствориться три объема CO. Оксид углерода горюч и взрывоопасен. При содержании его в воздухе в количестве 16,2—73,4 % подобная смесь горит и взрывается. Температура воспламенения такой смеси колеблется в пределах 630—810 °С. Оксид углерода смертельно ядовит. Предельно допустимая его концентрация в воздухе действующих горных выработок равна 0,0017 %.
Сероводород H2S своим происхождением обязан главным образом процессам разложения органической серы растительного вещества сульфоредуцирующими бактериями. Кроме того, появление этого газа в угленосных толщах может быть связано с реакцией сульфатно-натриевых вод с метаном, что приводит к образованию свободного сероводорода и гидрокарбонатно-натриевых вод по стадийной реакции
Na2SO4 + CH4 = Na2CO3 + H2S + H2O;
Na2CO3 + CO2 + H2O = 2NaHCО3.

Кроме того, появление сероводорода может быть связано с разложением серного колчедана по реакции FeS2 + 2Н2О → Fe(OH)2 + H2S + S, а также с гниением органического вещества без доступа воздуха.
Следует отметить, что общее количество сероводорода, возникавшего в результате биохимических процессов углеобразо-вания, должно быть очень велико, но, благодаря его высокой растворимости в воде и в силу неустойчивости в приповерхностных условиях, в угольных месторождениях его количество исчисляется обычно долями процента.
Сероводород — газ без цвета, с характерным запахом тухлых яиц и сладковатым вкусом. Его плотность 1,19 т/м3. Легко растворим в воде: при 20 °C и нормальном давлении в 1 объеме воды растворяется 2,5 объема H2S. Сероводород ядовит. Уже при его концентрации в воздухе 0,0001—0,0002 % он обладает раздражающим действием. При содержании 0,02 % наблюдается сильное раздражение слизистых оболочек через 5—8 мин. При концентрации H2S > 0,1 % наступает смертельное отравление даже при кратковременном воздействии. Предельно допустимое содержание сероводорода в рудничном воздухе — 0,00071 %.
Водород H2 может составлять 15—20 % общего объема газов угольных месторождений. Его появление может быть связано с биохимическим превращением органического вещества в процессе углефикации в анаэробных условиях, а также с метаморфизмом угля в соответствующих термодинамических условиях.
Водород представляет собой газ без цвета, запаха и вкуса. Это — самый легкий из рассматриваемых нами газов, так как его плотность — 0,069 т/м3. Растворимость в воде незначительна: при 20 °C и нормальном давлении в 100 объемах воды растворяется 1,8 объема водорода. Водород не ядовит, однако дыхания не поддерживает. Он горюч и взрывоопасен. При содержании водорода в воздухе до 4 % он горит только при постороннем источнике высокой температуры. Температура его воспламенения на 100—200 °C ниже температуры воспламенения метана. Газовая смесь, содержащая 4—74 % водорода, взрывается. При содержании водорода более 74 % — смесь горючая. По правилам безопасности, содержание водорода в смеси с метаном в атмосфере горной выработки не должно превышать 0,5 %.
Азот N в угольных месторождениях мог образовываться в результате биохимического превращения белковой части растительной массы. Кроме того, некоторая часть его может привноситься подземными водами из верхних слоев литосферы. Наконец, азот мог попадать в угленосные толщи вместе с воздухом, захваченным в процесс осадконакопления. Показателем генезиса азота может служить отношение содержания аргона к азоту в газах угольных месторождений. Как известно, в атмосферном воздухе отношение концентрации аргона к азоту равно 0,00118 или 1,18 %. Если в газах угольного месторождения это отношение меньше указанного, то азот в них имеет не атмосферный генезис. Азот не имеет цвета, запаха и вкуса. Его плотность 0,97 т/м3. Этот газ инертен и не поддерживает горения. Его наличие ослабляет взрывоопасность воздушно-метановых смесей. Так, например, газ, состоящий из 10 % азота и 90 % метана, не образует с воздухом взрывчатых смесей. Растворимость азота в воде при температуре 20 °C достигает 1,8 объема на 100 объемов воды. В газах угольных месторождений содержание азота может варьировать в очень широких пределах и достигать (в некоторых шахтах Московского бассейна) 70—95 %. Содержание азота в шахтном воздухе не нормируется.
Тяжелые углеводороды (главным образом этан С2Н6, реже пропан С3Н8) формировались в угленосных толщах, по-видимому, в результате биохимических процессов преобразования органического вещества. Широкого распространения они, как правило, не имеют. Они бесцветны, без запаха, горючи и взрывоопасны. Содержание тяжелых углеводородов в отдельных пробах газов угольных пластов может достигать (по А.И. Кравцову) 13—15 % (Кузбасс) и даже 33,5 % (Донбасс).
Сернистый газ SO2 может образовываться в результате окисления сульфидных включений в углях кислородом воздуха. Для угольных месторождений это довольно редкий газ. Серный газ имеет кислый вкус и сильно раздражающий запах. Он ядовит, вызывает раздражение верхних дыхательных путей и глаз. При высоких концентрациях он поражает легкие. При концентрации сернистого газа 0,05 % быстро наступает смерть от удушья. Предельно допустимая его концентрация в воздухе 0,00038 %.
Таким образом, генезис большинства газов угольных месторождений, в первую очередь, метана, как основного компонента, связан прежде всего с преобразованием органического вещества растительного происхождения на всех стадиях углеобразования — начиная со стадии оторфянения и заканчивая метаморфизмом углей.
В результате соответствующих исследований должна быть получена характеристика природной газоносности месторождения (участка): установлено влияние основных геологических факторов на ход процессов естественной дегазации; определены границы газовых зон; при наличии метановой зоны — гипсометрическое положение ее поверхности и пространственные закономерности количественного изменения метаноносности угольных пластов по простиранию и на глубину.
Для установления характера газовой зональности по площади месторождения в вертикальном разрезе, глубины появления метана и гипсометрического положения поверхности метановой зоны проводится изучение качественного состава газа, в процессе которого из угольного керна, поднятого при бурении разведочных скважин, отбирается проба и помещается в герметически закрываемый сосуд. По результатам исследования состава газа устанавливается газовая зона, в которой находится точка отбора пробы.
Граница зоны газового выветривания, согласно Г.Д. Лидину, определяется по содержанию метана в угольном керне (с пересчетом его па горючую массу): 6 мл/г для антрацитов; 3—4 мл/г для тощих углей; 2,5—3,5 мл/г для отощенных спекающихся; 2—2,5 мл/г для коксовых и жирных и 1,5—2 мл/г для газовых углей.
Для определения количественных показателей газоносности в пределах метановой зоны при разведке используются следующие методы:
• прямого определения газоносности — путем герметизации керна на забое скважины или улавливания газа при бурении и подъеме бурового снаряда специальными приборами (керногазонаборниками);
• комплексный метод, включающий в себя: определение содержания газа в выходящей из скважины промывной жидкости путем проведения непрерывного газового каротажа и периодического исследования полного содержания в ней газа; измерение количества остаточного газа в керне и шламе угля, поднятых из исследуемого пласта.
Опробование на газоносность на всех стадиях разведки проводится по скважинам, предназначенным для разведочных целей.
Проектированию и осуществлению исследований газоносности месторождений, в пределах которых проводятся эксплуатационные работы, должен предшествовать сбор и анализ данных о газовом режиме шахт, фактической газообильности горных выработок, ее изменениях во времени и в пространстве на вскрытой и отработанной частях месторождения, сведений о первом появлении метана, наличии суфлярных выделений, их местоположении, интенсивности и продолжительности и др.
При обработке собранных материалов необходимо проанализировать возможные причинные связи особенностей газового режима шахт с геологическими условиями участков разработки (структурными элементами, литологическим составом угленосной толщи, мощностью покровных отложений, морфологией пластов, петрографическим составом и степенью метаморфизма углей, глубиной залегания, гидрогеологическими условиями и т.п.).
На стадии поисковых работ специальных исследований по изучению газоносности обычно не предусматривается. На новых месторождениях с помощью единичных скважин целесообразно изучить качественный состав газа, что позволит ориентировочно определить природную газоносность месторождения и получить общие данные о газовой зональности. В основном на этой стадии изучают литературные данные и собирают сведения о газоносности района.
На стадии предварительной разведки должны быть получены вполне определенные материалы о природной газоносности месторождения и основных чертах ее проявления. На месторождениях (участках) с небольшой глубиной зоны газового выветривания необходимо установить влияние основных геологических факторов на характер газоносности, получить данные о глубинах первого появления метана и положении поверхности метановой зоны.
При отсутствии материалов, позволяющих использовать для этой цели метод аналогии, вначале по нескольким разведочным скважинам изучается качественный состав газов. При обнаружении метаноносности отбор проб для изучения качественного состава газа производится в разведочных скважинах, пробуренных на основных профилях; при этом скважины, выбранные для опробования, должны обеспечить получение достаточно определенных данных о положении поверхности метановой зоны. Прямое определение газоносности угольных пластов в метановой зоне для общей ее количественной оценки проводится в единичных точках. Для выявления газоносности всего разреза пород в одной-двух наиболее глубоких скважинах целесообразно провести исследования комплексным методом.
На стадии детальной разведки в задачи газового опробования входят:
• уточнение влияния геологических факторов на распределение газа в угольных пластах и вмещающих породах;
• уточнение гипсометрического положения поверхности метановой зоны и получение количественных значений природной газоносности по угольным пластам;
• установление закономерностей в изменении природной газоносности угольных пластов по падению и простиранию и установление градиента нарастания ее с глубиной.
Основными на этой стадии являются методы изучения качественного состава газа и прямого определения газоносности рабочих угольных пластов в метановой зоне с помощью кернога-зонаборников. Для выявления в стратиграфическом разрезе пород интервалов с повышенными коллекторскими свойствами, опробования зон разрывных нарушений и получения данных о метаноносности нерабочих угольных пластов дополнительно используются специальные методы.
Точки опробования, по которым изучается качественный состав газов, распределяются по площади месторождения (участка) таким образом, чтобы можно было определить гипсометрическое положение поверхности метановой зоны с точностью ±25 м.
Выбор точек и объем опробования по прямому определению газоносности пластов в метановой зоне обусловливаются в основном особенностями тектоники месторождения (участка) и характером угленасыщенности. Если вскрытие и отработку запасов шахтного поля предусматривается проводить несколькими эксплуатационными блоками, то необходимо получение данных о газоносности для каждого блока.
В условиях простого моноклинального залегания опробование рекомендуется вести по скважинам, размещенным на разведочных линиях, проходящих через центральные части намеченных эксплуатационных блоков. Точки опробования располагают таким образом, чтобы получить данные о газоносности по каждому рабочему пласту, а при высокой угленасыщенности — по основному в каждой группе сближенных пластов через интервалы глубин (гипсометрических отметок) 50—100 м. Основные линии, по которым опробуется газоносность, целесообразно совмещать с опорными профилями. На остальной площади по единичным замерам уточняются закономерности пространственного изменения газоносности основных пластов.
Изучение газоносности при простых складчатых структурах рекомендуется проводить аналогично, с дополнительным исследованием влияния тектоники на характер газораспределения. Для симметричных структур при детальной изученности одного из крыльев складки на другом крыле допустимо разрежение сети опробования, так как на него по аналогии можно распространить установленные закономерности; для асимметричных структур оба крыла опробуются с равной степенью детальности. При этом учитываются мощность покровных отложений как возможного газоупорного горизонта, а также наличие разрывных нарушений, для изучения влияния которых на газоносность предусматриваются дополнительные точки опробования.
Для условий сложноскладчатого нарушенного залегания необходимо принимать во внимание возможность влияния дополнительных факторов, обусловленных спецификой тектоники месторождения. Здесь могут иметь место: различия в градиенте изменения газоносности с глубиной на различных крыльях асимметричных структур; несоответствие ее количественных значений на одинаковой глубине в различных крыльях разрывных нарушений; повышение газоносности в закрытых структурах, в зонах развития экзогенной трещиноватости, в нарушенных зонах и вблизи разрывных нарушений. Расположение точек опробования должно обеспечить получение данных раздельно по основным структурным элементам (тектоническим блокам, крыльям и замковым частям складок).
Получаемые при разведке данные о газоносности месторождений (участков) создают основу для прогноза метанообильности горных выработок. Однако несовершенство технических средств и сложный характер взаимосвязи газораспределения с большим комплексом природных особенностей месторождений делают полученные представления во многом схематизироваными и приближенными. При вскрытии и отработке месторождения необходимы постановка специальных наблюдений за газообильностью горных выработок и систематическое уточнение разведочных данных о природной газоносности месторождения по фактическим материалам эксплуатации,
В освоенных промышленностью районах следует также использовать результаты региональных обобщений и выявленные общие закономерности в проявлении природной газоносности на их территории.
Прогноз силикозоопасности дается по результатам опробования вмещающих уголь пород на содержание свободного диоксида кремния SiО2.
Горные породы, содержащие более 10 % свободного диоксида кремния (кварциты, кварцевые песчаники, диатомиты, опоки, изверженные кварцсодержащие породы), а также породы с заведомо меньшим, чем 10 %, содержанием свободной SiO2, не опробуются.
Для определения содержания SiO2 используются петрографический, химические и термический методы.
Петрографический метод применяется для пород, состоящих из зерен диаметром 0,01 мм и более. Он заключается в определении процентного содержания свободного диоксида кремния путем подсчета видимых зерен кварца, халцедона и опала в прозрачных шлифах, изготовленных для соответствующих разновидностей пород. Для тонкодисперсных пород с преобладанием размера зерен менее 0,01 мм (например, иллит, монтмориллонит, каолинит) производится анализ на общее содержание SiO2 с последующим пересчетом в соответствии с минералогическим составом на количество свободного SiO2.
Химический метод заключается в разложении силикатов различными растворителями и последующем определении содержания свободного SiO2.
Термический метод основан на способности кристаллического кварца переходить при определенных термических условиях из альфа-кварца в бета-кварц, а при охлаждении совершать обратный процесс перехода. По термограммам процесса фазовых изменений определяется процентное содержание кварца в образце пыли.
При содержании в породах более 10 % свободного SiO2 проведение горных выработок в этих породах будет силикозоопасным.
Прогноз самовозгораемости углей производится или по методу аналогии с опытом их разработки на действующих предприятиях, или по непосредственному определению температур возгорания неокисленного угля и угля, окисленного пергидролем (по методу B.C. Веселовского, Е.А. Терпагосовой и Г.Л. Орлеанской).
Критерий оценки самовозгораемости угля по этой методике — разность температур возгорания окисленного и неокисленного угля. Эта разность составляет для углей, склонных к самовозгоранию, 25—50 °С, для несклонных — не превышает 10 °C. Если в пласте угля хотя бы одна пачка склонна к самовозгоранию, то весь пласт должен быть отнесен к самовозгорающимся.
Склонность углей к самовозгоранию изменяется по простиранию и падению пластов. Она увеличивается в более нарушенных участках, на верхних горизонтах и с возрастанием мощности пласта. По данным B.C. Веселовского, максимум активации угля проходит на глубине 50—100 м от поверхности. На глубине более 200 м от поверхности все пласты мало склонны к самовозгоранию, за исключением участков вблизи тектонических нарушений. Процесс активации угля по падению пластов от дневной поверхности распространяется неравномерно вследствие различного притока кислорода из атмосферы к пластам угля. Склонность углей к самовозгоранию непостоянна во времени и зависит от интенсивности притока воздуха. В старых выработках она постепенно увеличивается за счет раскрытия микротрещин и увеличения реагирующей поверхности угля в результате снятия горного давления. С возрастанием степени метаморфизма углей склонность его к самовозгоранию уменьшается.
При наличии эксплуатационных работ должны быть изучены имевшие место случаи самовозгорания углей под землей и на поверхности и проанализированы условия, в которых произошло самовозгорание (система разработки, время обнаженности поверхности угля, его вещественный состав, тектонические условия, размеры штабелей, условия хранения добытого угля и т.п.).
Геотермические условия оцениваются по результатам термометрических исследований, проводимых в глубоких скважинах одновременно с каротажными работами. Для прогноза геотермических условий должны также привлекаться данные опыта действующих шахт, разрабатывающих глубокие горизонты месторождения.