Состав природных газов угленосных толщ северной зоны мелкой складчатости Восточного Донбасса

УДК 553.93:552.578.1

СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ УГЛЕНОСНЫХ ТОЛЩ СЕВЕРНОЙ ЗОНЫ МЕЛКОЙ СКЛАДЧАТОСТИ ВОСТОЧНОГО ДОНБАССА

© 2005 г. А.А. Чихирин, В.Н. Труфанов

The are considered the main regularities in formation and accumulation of natural gases in coal-bearing carboniferous deposits of the eastern part of the Donbas. Spreading of vertical migration of gases from deeper formations and absence of the carbon dioxide zone are assumed.

Вопрос о составе и генезисе природных газов Донецкого бассейна традиционно рассматривался в связи с прогнозированием газодинамических явлений в шахтных выработках. Открытие ряда газовых месторождений вдоль северного обрамления Донбасса (Боровское, Вергунское, Муратовское, Астаховское, Се-веро-Белянское и др.) позволяет предположить дальнейшее расширение газопоисковых работ и глубокого бурения уже в пределах открытой части бассейна и прежде всего в районах северной зоны мелкой складчатости Восточного Донбасса. При этом наряду с выяснением общих предпосылок промышленной газоносности пород нижнего-среднего карбона данной территории (емкостно-фильтрационные свойства пород, потенциальные флюидоупоры, гидрогеологическая обстановка и т.д.), немаловажное значение приобретает изучение общей картины газоносности и химического состава газов уже изученных угленосных разрезов территории.

Для северной зоны мелкой складчатости Восточного Донбасса, в пределах которой располагаются Краснодонецкий, Каменско-Гундоровский, Белока-литвенский и Тацинский углепромышленные районы, наблюдается следующая вертикальная зональность природных газов.

В верхних денудированных толщах карбона расположена зона газового выветривания. Химический состав газов данной зоны в наибольшей степени определяется атмосферными газами и выражается в вертикальной смене сверху вниз четырех подзон: азотно-углекислых газов (СО2>20 %; N^80 %); углекисло-азотных газов (СО2<20 %; N>80 %; СН4-следы); ме-таново-азотных газов (^ + СО2 = 50 %; СН4 - до 50 %); азотно-метановых газов (^ + СО2 - до 50 %; СН4 от 50 до 70 - 80 %) [1].

Мощность зоны газового выветривания определяется как современным рельефом дневной поверхности, так и рядом геологических факторов (тектонических, гидрогеологических, литологических и т. д.), которые в совокупности обусловливают различные условия дегазации угленосных толщ. Для указанных углепромышленных районов глубина подошвы этой зоны составляет в среднем от 100 - 200 м (Белокалит-венская синклиналь, Изваринская антиклиналь) до 300 м (Горняцкая синклиналь). В целом в пределах мелкой складчатости для данной зоны характерно погружение в южном направлении, где она достигает максимальной глубины (около 1000 м) в центральной части Восточного Донбасса. По данным З.Д. Завис-товской [2], в северной части Тацинского угленосного района нижняя граница развития газового выветривания наблюдается на глубине 180 - 400 м и опускается до 600 - 700 м по направлению к южной.

Ниже зоны газового выветривания гипергенный фактор практически не проявляется и в газовом балансе основное значение приобретают газы катаген-ного происхождения, которые образуют углеводородную или зону метановых газов. Для исследуемой территории метановая зона залегает на глубинах свыше 300 - 700 м и характеризуется почти полным отсутствием газообмена с атмосферой, преобладанием метанового состава газов (СН4 более 80 %), иногда со значительным содержанием гелия.

Следует подчеркнуть, что глубокое бурение на площадях рассматриваемой территории не проводилось, а углеразведочным бурением определены лишь интервалы глубин до 1200 - 1500 м. Данные по более глубоким горизонтам основываются исключительно на материалах сейсмических исследований. В связи с этим о нижней границе зоны метановых газов в отложениях северных земель Донбасса судить трудно.

Согласно выводам А.В. Бочкарева [3], под этой зоной располагается нижняя зона образования окисленных газов, соответствующая крайней степени катагене-тической преобразованности пород (градация АК4) и обусловленная, по-видимому, термодеструкцией карбонатных пород. Не исключено участие в формировании этой зоны углекислотно-водных эндогенных флюидов, связанных с магматической деятельностью. В условиях этой зоны находятся центральная и южная части Восточного Донбасса, в газах которых содержание метана имеет ничтожное значение. В соответствии с предложенной им схемой газовой зональности описываемой территории в северной полосе мелкой складчатости данная зона не имеет широкого распространения (по-видимому, исключением является северозападная часть Каменско-Гундоровского района), либо она залегает на больших глубинах.

В этой связи следует заметить, что именно с северной полосой распространения мелкой складчатости связано развитие крупных региональных надвигов Донецкого складчатого сооружения, динамическая амплитуда которых составляла около 10 км [4]. По М.А. Бородулину [5], надвиги представляют собой плоскости перемещения пород верхней части разреза относительно нижележащих, и с глубиной трансформируются в послойные смещения. Исходя из этого, можно предположить, что на глубинах свыше 4 - 5 км и до кристаллического фундамента (по данным сейсмозондирования - 7 - 11км) в пределах рассматриваемой части Донбасса находится автохтонная часть Каменского надвига. Принимая тангенциальное сжатие территории за основополагающее в формировании структур северного обрамления Донецкого бассейна и значительные смещения палеозойских толщ по плоскостям данных надвигов, не исключена воз-

можность меньшей степени катагенетической преобразованное™ пород палеозоя в более глубоких горизонтах и соответственно вертикальное расширение зоны метановых газов.

Газы угольных пластов северной зоны мелкой складчатости по химическому составу относятся к типичным газам угольных месторождений. Основными компонентами газов угольных пластов и вмещающих пород являются метан и его гомологи, азот, двуокись углерода, примеси водорода и инертных газов (в основном гелия).

Содержание метана в газах угольных месторождений этой территории изменяется в диапазоне от 20,15 % до 97,9 %. В углевмещающих породах его значение редко превышает 20 - 30 %. Наибольшей метаносно-стью вмещающих пород (4,0 м3/т) отличается участок «Южно-Каменский-3». Ввиду того, что метан в породах в основном находится в свободной фазе, его потери при отборе проб из вмещающих пород намного выше, чем при отборе из углей, и соответственно данные по метаносности первых являются заниженными.

Известно, что процессы катагенетического преобразования угольной органики сопровождаются выделением огромных масс углеводородных (УВ) газов, основную часть которых составляет метан. По данным некоторых исследователей [6], если не учитывать выделение метана при переходе древисины в бурый уголь, образование 1 т антрацитов сопровождается генерацией около 270 м3 метана. Общее содержание последнего в угольных пластах и вмещающих породах Донецкого бассейна оценивается приблизительно в 11,5 трл м3, а ресурсы метана в полях действующих шахт составляют почти 500 млрд м3 [7, 8]. Уместно также отметить, что при добыче угля здесь ежегодно дегазируется до 1,5 млрд м3 этого газа, в проблеме использования которого делаются только первые шаги [79]. Между тем в последние годы в США, Великобритании, Франции, Китае и ряде других стран так называемый «угольный метан» находит все более широкое применение в промышленных и бытовых целях [10].

Как отмечает Г.И. Войтов [11], гомогенность исходного органического вещества, накапливавшегося в одинаковых физико-химических условиях на различных этапах диагенеза и катагенеза, близкая глубина погружения, и соответственно похожие термобарические условия, в которых происходит его преобразование, должны определять существенно однородный состав образующихся УВ газов. Однако в реальных горно-геологических условиях для угленосных толщ Донбасса и в частности северной зоны мелкой складчатости часто наблюдается довольно резкое изменение содержания метана даже в пределах одного и того же шахтного поля или разведочного участка.

Локальное повышение метаносности углей и углевмещающих пород, по данным В.Н. Труфанова [12], вызвано неравномерностью проявления углеводородной флюидизации в тектонически неоднородно напряженных зонах. При этом для участков геодинамической разгрузки (зон «флюидизации»), проявляется равномерное распределение флюидов, в том числе и метана.

В зонах стрессовых напряжений, с которыми часто связывается выбросоопасность углей, отмечается каче-

ственное и количественное изменение состава газов, а также фиксируется усложнение УВ компонентов [13].

При анализе компонентного состава газов угольных выработок Каменско-Гундоровского углепромышленного района было отмечено, что с увеличением глубины опробования (до 1000 м) в общем составе газов наблюдается тенденция в повышении как метана, так и его гомологов (Гундоровская котловина и южное крыло Изваринской антиклинали). Аномальное значение тяжелых углеводородов в компонентном составе газов угольных пластов восточной части северной зоны мелкой складчатости (13,27 %) было зафиксировано в скважине 3170 (интервал 875,7 - 876,0 м) на участке «Северо-Изваринский-1» [14].

В целом,содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов значительно выше, чем в угле-вмещающих породах. Суммы гомологов метана (этана, пропана и реже бутана, пентана) составляют соответственно 0,1 - 1,6 % и 0,01 - 0,24 %.

Как правило, образование тяжелых углеводородов связывается с процессом карбонизации органического вещества при метаморфизме углей. Между тем в углях Донбасса с одинаковой степенью метаморфизма из различных по геологическому положению районов соотношение этана и пропана с высшими углеводородами неодинаково, что нельзя в полной мере объяснить только степенью метаморфизма угольного вещества [15]. Кроме того, отмечается увеличение содержания гомологов метана в газовой смеси вблизи зон тектонической нарушенности [16], что может указывать на широкое развитие в этих зонах процессов гидрогенизации угольных пластов.

Возможность нефтегазообразования из углей посредством его механодеструкции и обогащения водородом подробно рассматривалась в работе В.И. Молчанова и А. А. Гонцова [17]. В результате этих исследований было экспериментально установлено, что механическое дробление и измельчение углей дает активированный материал, характеризующийся высоким запасом свободной энергии и большой реакционной способностью. Сам же процесс гидрогенизации угольного вещества приводит к образованию метана, более сложных газообразных УВ и жидких битумои-дов. Как известно, технология синтеза жидкого топлива (синтина) из угля уже давно практикуется в промышленной нефтехимии.

Максимальное содержание тяжелых углеводородов в угольных газах совпадает с площадями развития нефтепроявлений в угольных шахтах. Последние часто представлены черной, густой битуминозной массой с запахом керосина и являются смесью тяжелой нефти и угольной пыли. При исследовании данных битумов из угольных тектонически осложненных пластов в Карагандинском бассейне был установлен следующий групповой состав УВ: алканы - 31,8 %, цикланы -35,4 %, арены - 32,8 % [18].

Следует указать также, что факт присутствия жидких УВ в Донбассе имеет немаловажное значение. Как известно, в последние два десятилетия угольные бассейны рассматриваются как потенциально нефтегазоносные, о чем свидетельствует открытие ряда нефтяных месторождений в угленосных толщах северо-западного Китая, Австралии, Новой Зеландии и т.д. [19].

По нашему мнению, для воспроизводства гидрогенизации в природных условиях Донецкого бассейна имеются основные необходимые предпосылки: большое количество угольных пластов; широко развитая дизъюнктивная тектоника, создающая участки деструкции углей, и наличие зон с повышенным содержанием в газах водорода. Обычно его в газах угольных месторождений относят к разряду примесей. В то же время, анализ газов угленосных толщ северной зоны мелкой складчатости показал, что содержание водорода в них для основных углеразведочных участков может достигать 12-15 %. Наиболее высокая концентрация водорода в угольном газе (72 %) отмечена на участке шахты «Южно-Каменская -1».

Вопрос генезиса водорода в газах Донецкого бассейна в настоящее время дискуссионен. Большинство геологов связывают его происхождение с биохимическими процессами, которые имели место в период превращения растительного вещества в угольную массу. Тем не менее, не исключается возможность попадания водорода в угольные пласты с больших глубин. Так, для антрацитов Должано-Садкинской впадины в зонах тектонических нарушений наблюдаются современные восходящие движения газов угле-водородно-водородного состава с высоким содержанием гелия [11]. Гелий в газах зоны газового выветривания данной территории имеет фоновое значение и не превышает тысячных долей процента, что, несомненно, свидетельствует о весьма высокой миграционной способности этого газа. С глубиной и соответственно с приближением к кристаллическому фундаменту его содержание резко повышается, однако гелиевые аномалии носят «мозаичный» характер по площади и приурочены в основном к крупным разрывным нарушениям [20]. По всей видимости, это вызвано генетической связью наиболее высоких концентраций гелия с разломами глубинного заложения. Содержание азота в газах пород северной зоны мелкой складчатости колеблется в широких пределах - от 1,39 до 20 - 30 %. Наблюдается определенная закономерность увеличения в газовой смеси доли азота при снижении содержания метана. Кроме того, вмещающие породы даже вблизи угольных пластов содержат газы, которые отличаются по соотношению метана и азота от газов угольных пластов. Так, на участке «Южно-Каменском-1» в газах вмещающих горных пород содержание азота достигает 66-88 % на глубинах, расположенных намного ниже зоны активного газообмена (700-900 м). При этом мощность зоны газового выветривания на этом участке составляет 300-400 м.

Несмотря на то, что существует несколько гипотез происхождения азота (в том числе и глубинного), для Донецкого бассейна, вероятно, основным его источником является органическое вещество, из которого он может быть выделен биохимическим и химическим путями [21]. Кроме того, в условиях быстрого осадконакопления Днепровско-Донецкого палеорифта роль атмосферного азота также могла быть весьма существенной.

Для углекислого газа наблюдается похожая картина. Его среднее содержание в составе газов угленосных отложений описываемой территории относитель-

но невысокое и составляет от 0,6 до 17 %. Происхождение СО2 в пределах таких концентраций вполне может быть объяснено бактериальным разрушением органического вещества, а также окислением углеводородов минерализованными водами. Тем не менее в редких случаях содержание двуокиси углерода достигает значений, характерных для газов высоко мета-морфизованных неметаносных антрацитов более южных районов бассейна. Например, на участке «Южно-Каменском-2», из глубокозалегающих угольных пластов свиты С25 (интервал опробования 882,2 - 882,6 м), были отобраны пробы газа с содержанием СО2 свыше 80,8 %. Очевидно, при наличие глубокопроникающих разрывных нарушений в верхние горизонты поступают значительные количества двуокиси углерода глу-бинно-метаморфогенного происхождения. Возможность данного процесса для условий Донецкого бассейна была обоснована Л.В. Гниппом [22].

Затрагивая генезис рассматриваемых газов, следует подчеркнуть, что газовые смеси Донбасса являются полигенными и могут иметь три основных источника: атмосферный, катагенно-метаморфогенный и глубинный (мантийный). Наличие последнего, а именно процесс перманентной дегазации недр планеты, генерирующий колоссальные объемы трансмантийных газов (в основном СО2, СН4 и Н2), в настоящее время считается доказанным [23] и служит основой концепции гибридного происхождения УВ. «Нетипичность» же в компонентном составе газов на ряде угольных месторождений обусловлена именно преобладанием того или иного источника.

Из изложенного выше следует, что существенное влияние на распределение природных газов в угольных пластах и горных породах северной зоны мелкой складчатости оказывает дизъюнктивная тектоника. При этом простирание разрывных нарушений, а также характер и степень нарушенности пород в тектонической зоне определяют их газопроницаемость.

Разрывные нарушения субширотного («донбасского») простирания, приуроченные к участкам пород, испытавших значительное сжатие, как правило, рассматриваются как непроницаемые либо имеющие переменную газопроницаемость. Последнее наиболее характерно для региональных дизъюнктивов, возникших на ранних стадиях складкообразования. Согласно выводам А.Т. Мурича [24], крупные субширотные надвиги северной зоны мелкой складчатости в замковых частях купольных структур являются закрытыми, а газопроницаемы - на крыльях и в разделяющих их синклиналях.

Для рассматриваемой территории данную закономерность можно проследить на примере Михайловской антиклинали, в осевой части которой проходит одноименный надвиг. Здесь метанообильность угольных выработок южнее указанного нарушения достигает 24 м3/т • сут добычи, тогда как при ведении работ на северном крыле структуры газовых проявлений не зафиксировано.

Совокупность литературных данных показывает, что имеется определенная связь между разрывными нарушениями и выбросоопасностью угольных пластов. По мнению Б.В. Смирнова и др., только 10 % тектонических нарушений в пределах угольных пла-

стов создают выбросоопасные зоны [25], т.е. являются экранирующими. Причем эти зоны приурочены преимущественно к продольным согласным и несогласным взбросам и надвигам [12].

Субмеридиональные и отчасти разломы диагонального простирания (по отношению к общему направлению структур палеозоя) характеризуются относительно кратковременным периодом развития, относящимся главным образом к заключительной фазе геотектонического цикла развития территории, меньшими амплитудами смещений и зонами дробления пород. Участки повышенной трещиноватости пород вблизи данных разрывных нарушений оставались в относительно разуплотненном состоянии, что обеспечивало условия для миграции по ним флюидов. Вероятно, именно эти дизъюнктивы, будучи зонами «нивелирования» или ослабления тангенциальных сил (особенно в периоды посторогенных тектонических активизаций), играли ведущую роль в дегазации каменноугольных отложений, а также служат транзитными каналами для современных межпластовых перетоков флюидов. Участки развития подобной разрывной тектоники наиболее характерны для северной полосы мелкой складчатости восточной части бассейна (Таловская, Северо- и Южно-Горняцкие антиклинали и т.д.).

Многие исследователи отмечают генетическое единство угольных газов северных районов Донбасса и газов месторождений межнадвиговой тектонической зоны, расположенной севернее. В связи с этим необходимо отметить, что по содержанию метана эти газы практически идентичны. Сравнение изотопного состава углерода метана газовых месторождений межнадвиговой зоны и угольных газов северных окраин Донецкого бассейна показывает отсутствие существенных отличий. Для этих газов статистически достоверно установлены биогенные и мантийные изотопно-различные формы нахождения углерода [26, 27]. Основное различие наблюдается в содержании тяжелых углеводородов, которое для газовых месторождений составляет 0,2 - 8,4 %, а в пределах зоны метановых газов угольных участков в среднем не превышает 1 - 2 %. Помимо этого, для газов указанных месторождений часто характерно отсутствие углекислоты, тогда как в пробах угольных газов её содержание достигает 13,5 % и более. Вероятно, это свидетельствует о лучшей «закрытости» продуктивных горизонтов площадей межнадвиговой зоны.

Таким образом, компонентный состав газов рассматриваемой территории по глубине и по площади варьирует в широких пределах. Общие закономерности в изменении состава природных газов определяются структурными и литологическими условиями. Повышенные и аномальные значения в содержании ряда компонентов могут свидетельствовать о широком развитии в пределах региона процессов углево-

Ростовский государственный университет_

дородной флюидизации, гидрогенизации угольного вещества и межпластовых перетоках флюидов по разрывным нарушениям поперечного простирания.

Литература

1. Кравцов А.И. // Осадконакопление и генезис углей карбона СССР. М., 1971. С. 257 - 265.

2. Завистовская З.Д. // Материалы по геологии и разведке углей Донбасса. М., 1969. С. 127 - 131.

3. Бочкарев А.В. Эволюционно-динамические факторы преобразования веществ и нефтегазоносности недр: Дис ... д-ра геол.-мин. наук. СПб., 1995.

4. Мовшович Е.В. // Геология и минерально-сырьевая база Ростовской области. Ростов н/Д, 2000. С. 124 - 136.

5. Бородулин М.А., Михалев А.К. // Геологич. журн. 1973. Вып.5. С. 20 - 26.

6. Ровенская А. С., Немченко Н.Н. Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем. М., 1989.

7. Панов Б.С. и др. // Генезис нефти и газа. Матере-риалы междунар. конф. М., 2003. С. 241 - 242.

8. Гамов М.И. и др. Комплексное изучение георесурсов угленосных отложений. Ростов н/Д., 2001.

9. Лысенко Д.В., Труфанов В.Н. // Проблемы геологии и геоэкологии Южно-Российского региона. Новочеркасск, 2001. С. 170 - 173.

10. Deul M., Kimm A. // Oil and gas Journal. 2002. Vol. 100 (35). P. 68 - 70.

11. Войтов Г.И. // Геохимия. 1985. № 5. С. 688 - 702.

12. Труфанов В.Н. // Материалы X Всерос. угольного сов. Ростов н/Д, 1999. С. 32 - 35.

13. Лосев Н.Ф., Труфанов В.Н. // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Естеств. науки. 1994. Спец. вып. С. 77 - 81.

14. Зильберштейн М.И., Терещенко Ю.А. // Геологическое строение и полезные ископаемые Нижнего Дона. Ростов н/Д, 1973. С. 38 - 46.

15. Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР. Т.3. М., 1980.

16. Зося А.Н. // Сов. геология. 1988. № 10. С. 27 - 30.

17. Молчанов В.И., Гонцов А.А. Моделирование нефте-газообразования. Новосибирск, 1992.

18. Голицын М.В. и др. // История нефти в осадочных бассейнах. М, 1994. С.56 -75.

19. Obaje N.G. et al. // J. of Petroleum Geology. 2004. Vol. 27 (2). P. 191 - 206.

20. Мурич А.Т. // Геохимия. 1973. № 11. С. 1738 - 1743.

21. Природные газы осадочной толщи. М., 1976.

22. Гнипп Л.В. // Изв. вузов. Геология и разведка. 1972. № 6. С. 99 - 106.

23. Иванников В.И. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 2. С. 23 - 25.

24. Мурич А.Т. // Геология нефти и газа. 1973. № 3. С. 34 - 40.

25. Смирнов Б.В. и др. Статистические критерии оценки выбросоопасности углей: Препринт. Ростов н/Д, 1993.

26. Федоров Ю.А. Стабильные изотопы и эволюция гидросферы. М., 1999. - 370 с.

27. Войтов Г.И. // Геологич. журн. 1988. № 1. С. 30 - 43.

16 июня 2004 г