О необходимости разработки методики геофизических исследований и работ на газоугольных месторождениях

ГЕОЛОГИЯ И ГОРНОЕ ДЕЛО

УДК 622.32: 553.94/96

О НЕОБХОДИМОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ НА ГАЗОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

© 2005 г. А.Е. Паршин, Ю.В. Дубровский

По прогнозам специалистов Минэнерго РФ, в ближайшие годы наиболее вероятен рост производства угля. В проблеме дальнейшего развития угольной промышленности стратегически важным вопросом является обоснование роли угля в топливно-энергетическом балансе страны на ближайшую и дальнейшую перспективы.

Под эгидой Академии горных наук и Союза углепромышленников в последнее время проведены исследования, основные результаты которых нацеливают на повышение роли угля в качестве энергоносителя [1]. В результате выдвинута идея перехода на новую стратегию: от нефтегазового баланса в настоящее время, когда доля производства газа и нефти превышает 80 %, к газоугольному - с повышением доли угля. Соответственно, специалистами обосновывается целесообразность увеличения абсолютных объемов добычи угля с 260 млн т в год до 450-500 млн т к 2020 г. с возможным дальнейшим их наращиванием.

Переход к газоугольному энергохозяйству в настоящее время объективно закономерен. В течение восьми десятилетий в России, по официальной статистике, сменилось несколько энергетических укладов. Период с 1913 по 1965 г. был периодом угля (последний занимал в балансе от 48 до 66 %), затем в 19651985 гг. - период нефти (соответственно 36-56 %), после чего - эпоха газа (36-50 %). XXI век должен стать периодом угля и газа - именно об этом свидетельствуют научные исследования последних лет. В 1999 г. была впервые переломлена негативная тенденция десятилетнего непрерывного снижения объемов добычи угля. Объём в 1999 г. вырос по сравнению с 1998 г. на 17 млн т и составил 249 млн т. В 2000 г. объём добычи достиг 258 млн т, главным образом за счёт Кузбасса.

Россия обладает крупнейшими запасами природного газа в мире. Данные по запасам газа в сопоставлении с запасами других топливных энергоресурсов нашей страны приведены в таблице.

Но, по данным [2], электростанции могут рассчитывать на преимущественное потребление природного газа в течение не более 20 лет. В таком случае наибольший интерес в качестве природного топлива представляет только один достаточно крупный энергоресурс - уголь.

Таблица

Обеспеченность России топливными энергоресурсами

Ресурс Балансовые запасы Объём добычи Обеспеченность запасами, лет

Уголь 201,0 млрд. т 0,261 млрд. т 770

Природный газ 47,5 трлн. м3 0,59 трлн. м3 70-80

Горючий сланец 1,2 млрд. т 0,0023 млрд. т 500

В настоящее время актуальным является решение одной из фундаментальных проблем в геологии -взаимосвязь угленосных и нефтегазоносных формаций. С каждым годом появляется всё больше материалов, свидетельствующих о том, что связь этих формаций более тесная, чем полагали ранее. Более того, угленосные формации и сам ископаемый уголь представляют мощный генератор жидких и особенно газообразных углеводородов, которые при благоприятных условиях образуют месторождения нефти и газа. К примеру, в юрских и меловых отложениях Западной Сибири обнаружено свыше пятидесяти угольных пластов [3], газоносность которых связана в основном с метаном и небольшим числом примесей тяжёлых углеводородов - пропана, бутана и других газов (Ы2, Ы28 и т.д.). Крупные газовые месторождения Уренгойское, Заполярное и др., приуроченные к песчано-глинистым коллекторам сеноманского яруса, образовались в результате дегазации угольных пластов с последующей миграцией газа. Таким образом, угольные бассейны можно рассматривать как дополнительный источник газа. Самым ярким примером является бассейн Сан-Хуан в США, где уже ведется промышленная добыча угольного газа (более 3 млрд м3 в год). В северной части Донбасса открыт целый ряд газовых месторождений, приуроченных к антиклинальным поднятиям в юрском и меловом комплексе осадочных толщ (Старобельское, Меловое и др. месторождения), что свидетельствует об угольной природе содержащегося в них метана. В конце 80-х гг. проведена оценка

ресурсов метана, связанного с угольными пластами на глубинах 600-1800 м.

Оценка ресурсов метана в угольных пластах Северного и Западного Донбасса как попутного полезного ископаемого производилась в Северной зоне мелкой складчатости и на Садкинской структуре. Запасы метана были оценены только по рабочим угольным пластам, а прогнозные ресурсы поровну в рабочих и нерабочих угольных пластах. Глубина оценки запасов -от 800 до 1100, прогнозных ресурсов - 600-1800 м. Общее количество ресурсов метана в угольных пластах (в млрд м3) составляет 96,8 на площади 860 км2, в том числе запасов по категории С2 - 3,6, по категории С2 - 3,2. Прогнозные ресурсы составляют 90 млрд м3, в том числе по категории Р] - 18,121, Р2 - 15,871 и Р3 - 56,008 [4].

Из пяти геолого-промышленных районов, по которым оценены ресурсы метана в угольных пластах, наиболее значимым является Каменско-Гундоровский район. Доля ресурсов (в %) в нём составляет около 48 от общей массы метана в Восточном Донбассе, в Бе-локалитвенском - около 33, в Тацинском — 13, в Краснодонецком и Сулино-Садкинском - 6.

На территории Восточного Донбасса выделены следующие зоны газоносности, отличающиеся друг от друга по величине метаноносности угольных пластов, характеру её изменения с глубиной и степенью метаморфизма угля [5].

Зона слабогазоносных углей, связанная с углями низкой степени метаморфизма, марок Д и Г. В структурном отношении зона приурочена к Старобельско-Миллеровской моноклинали и к межнадвиговой зоне в полосе сочленения складчатого Донбасса с платформенным склоном. Метаноносность углей здесь в пределах исследованных глубин (до 1000 м) не превышает 10-12 м3/т с одного бурового метра (б. м.).

Зона распространения высокогазоносных углей, представленных широкой гаммой - от жирных до тощих включительно, приурочена к северной полосе мелкой складчатости. Метаноносность изменяется от 15-20 м3/т с б. м. в углях марок Ж до 40-42 - в углях марок Т.

Зона распространения углей с низкой метанонос-ностъю, представленная антрацитами с показателями метаморфизма от 3,9 до 5,25 по отражательной способности (Я0, %) или от 5,8 до 1,9 по логарифму удельного электросопротивления. Характерная особенность данной зоны — снижение метаноносности с увеличением степени метаморфизма угля. При показателях метаморфизма 5,25 по отражательной способности (граница между 11 и 12-й группами метаморфизма по Донецкой шкале) метаноносность не превышает 1-2 м3/т с б. м. Угольные пласты зоны распространены в Углеродовской мульде и в свите С 2 -в ядре Сулино-Садкинской синклинали, Новозолотов-ской и Висловской брахисинклиналей.

Особо стоит отметить, что в литературе по нефтегазоносным бассейнам далеко не всегда встречаются сведения об угленосности разреза. Нередко интервалы, характеризующиеся высокоомным сопротивлени-

ем, интерпретированы как пласты плотных известкови-стых песчаников. Привязка данных о керне и в шламе к каротажной характеристике разреза нередко показывает, что эти интервалы отвечают угольным пластам. Всё это, естественно, затрудняет сопоставление разрезов нефтегазоносных и угленосных бассейнов [3].

В настоящее время наблюдается переход горнодобывающей промышленности к стратегии комплексного освоения месторождений, который невозможен без соответствующего геофизического обеспечения. Но на сегодня нет общепринятой методики геофизических исследований и работ на газоугольных месторождениях. Наиболее близкими по тематике являются следующие производственные издания, руководства и методики: «Инструкция по прогнозу метанообильно-сти угольных шахт СССР» (М.: Минуглепром, 1965), «Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород» (М.: Недра, 1977), «Методические указания по ком-плексированию геофизических и геологических методов на разных стадиях разведки угольных месторождений» (Ростов н/Д:, ДонбассНИЛ, 1977), «Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород угольных месторождений при геологоразведочных работах» (Ростов н/Д., ВНИГРИуголь, 1987), «Методика определения газоносности вмещающих пород угольных месторождений при геологоразведочных работах» (М., 1988). Вышеперечисленные инструкции и методики не пригодны для их применения на газоугольных месторождениях по следующим причинам:

1. Возникли новые геолого-геофизические задачи, решаемые в процессе разведки.

2. Появились новые дистанционные, полевые, скважинные и лабораторные методы решения геолого-геофизических задач.

3. Стандарты и руководящие документы, на которых были построены вышеперечисленные методики и инструкции, сильно устарели.

4. Появились новые методики комплексной обработки и интерпретации.

Так как само понятие «газоугольное месторождение», в связи с появлением новых теорий взаимосвязи месторождений угля и газа, появилось сравнительно недавно, то необходима разработка методики геофизических исследований и работ именно для газоугольных месторождений, с учётом того, что газ угленосных толщ может выступать в нескольких аспектах (см. [3, с. 40]):

- как природный фактор, осложняющий ведение горных работ и добычу угля;

- как полезное ископаемое, которое можно добывать попутно при разработке угольных месторождений;

- как источник образования самостоятельных месторождений природного газа, а иногда и нефти (Днепрово-Донецкая впадина, Западная Сибирь, Средняя Азия и др.);

- как фактор, загрязняющий атмосферу в процессе дегазации и вентиляции шахт.

Литература

1. Зыков В.М. Уголь - эффективный и надежный энергоноситель // Энергия. 2003. № 4. С. 17-23.

2. Белосельский Б.С. Газ или уголь (Какое топливо будет сжигаться на электростанциях России в XXI веке?) //

Энергопресс: Электронная газета РАО «ЕЭС РОССИИ». 1999. № 37 (251).

3. Череповский В.Ф., Галицин М.В. и др. Газоугольные месторождения России и мира М., 2004.

4. Зайченко В.Ю. Что такое угольно-газовая залежь? // Геофизика. 2000. № 1. С. 68.

5. Череповский В.Ф. Угольная база России. М., 2000.

Южно-Российский государственный технический университет

(Новочеркасский политехнический институт) 14 апреля 2005 г.

УДК 550.832.74

ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ИНТЕГРАЛЬНОГО ГАММА-КАРОТАЖА КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГОГРАДСКОГО ПОВОЛЖЬЯ

© 2005 г. Г.А. Шнурман, А.А. Науменко-Брайловская

Как известно, гамма-каротаж широко применяется для количественных определений глинистости Сгл терригенных и содержания нерастворимого остатка Сно карбонатных пород - параметров, знание которых крайне необходимо при количественной интерпретации других методов ГИС и оценке коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов.

Принципиальная возможность и точность оценки глинистости пород по данным ГК определяется тесно -той связи между их естественной радиоактивностью и глинистостью в конкретных геологических условиях. Дополнительные погрешности при наличии такой связи обусловлены техническими факторами: ошибками калибровки аппаратуры и неполным учетом технических условий измерений.

В отечественной производственной практике регистрируемым параметром ГК является мощность экспозиционной дозы гамма-излучения, измеряемая в мкР/ч. Носителями единицы дозы служат радиевые источники (эталоны), аттестованные по радиоактивности с точностью ±7-10 % [1]. Погрешность измерений в указанных единицах при тщательной калибровке близка к этому значению, однако при использовании в производственных условиях одного радиевого источника она носит систематический характер и практически не влияет на результаты оценки глинистости. В реальных условиях за счет несовершенства методики калибровки аппаратуры и влияния геолого-технических факторов возникают случайные погрешности, которые сказываются на результатах определения глинистости.

Для уменьшения погрешностей при оценке глинистости, вызванных этими причинами, на практике часто применяют методы нормирования показаний по одному или двум опорным горизонтам, основанные на определении относительного и двойного разностного интерпретационных параметров ГК [1, 2].

Относительный параметр ГК ly/Iymax представляет собой отношение показаний ГК в интерпретируемом пласте Iy к показаниям во вмещающих глинах lymax. При этом глины должны характеризоваться постоянной, выдержанной в пределах района естественной гамма-активностью, только тогда отношение ly/Iymax может использоваться в качестве интерпретационного параметра ГК. Часто такое условие не соблюдается, что вносит дополнительные ошибки в оценку глинистости.

При наличии двух регионально выдержанных опорных пластов: чистого пласта песчаника или известняка, характеризующихся минимальными показаниями гамма-активности Iymin, и вмещающих глин, имеющих значение Iymax, - целесообразно использовать безразмерный двойной разностный параметр AIy, который практически свободен от искажающего влияния геолого-технических факторов:

AI Y = (I Y -1Y min) /(I y max -1 y min),

где Iy - показания ГК в интерпретируемом пластопе-ресечении.

При отсутствии регионально выдержанных опорных горизонтов с высокой и низкой естественной гамма-активностью, несмотря на известные погрешности подхода, в качестве интерпретационного параметра ГК целесообразно использовать показания Iy в мкР/ч.

Выбор интерпретационного параметра ГК осуществляется исходя из анализа геолого-технических условий измерений и должен обеспечить минимизацию возможных погрешностей.

Известно, что гамма-активность осадочных пород обусловлена двумя факторами: сорбцией солей радиоактивных элементов на поверхности зерен породообразующих минералов и присутствием гамма-активных элементов в составе самих минералов (калий в глинистых минералах и полевых шпатах, торий в аксессор-