МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ

МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОГИИ СССР

Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный институт угольных месторождений

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ при пояогоразвепочных

РАБОТАХ

МОСКВА "НЕДРА" 1988

жениях с более метаморфизованными углами обычно не превышает десятых долей 1СГ¹⁵ м². Проницаемость пород зависит от их фациальной принадлежности. Так, например, наиболее высокие коллекторские свойства имеют аллювиально-дельтовые песчаники. Для песчаников фаций лагун и заливов характерны более низкие значения показателей, а прибрежно-морских — еще ниже.

Количественные характеристики газоносности углевмещающих пород неразрывно связаны с их коллекторскими свойствами. Определяющими факторами газоносности для песчаников являются пористость и проницаемость, в меньшей степени — сорбционная метаноемкость, для алевролитов и особенно аргиллитов наиболее существенна сорбционная метаноем кость. Объем сорбированного газа в породах в основном зависит от количества угольного вещества, заключенного в них в рассеянном виде и в форме концентрированных включений, от степени метаморфизма этого вещества и глубины залегания.

Формированию скоплений свободных газов в угленосных толщах способствуют следующие факторы: превышение упругости растворенных газов над пластовым давлением вод; внутриформационная (внутри пластовая и межпластовая) миграция газов из коллекторов сорбированных газов в коллекторы растворенных и свободных газов; наличие газовых ловушек, в которых происходит отделение свободного газа от воды и его накопление.

Свободный газ находится в равновесии с растворенным. Изменение условий равновесия вызывает изменение возможностей существования свободной фазы. При погружении угленосной толщи и увеличении пластового давления ранее газонасыщенные воды могут оказаться недона-сыщенными, вследствие чего ранее существовавшие скопления свободного газа могут частично или полностью раствориться в воде. При возды-мании геологических структур и уменьшении пластовых давлений недо-насыщенные воды становятся газонасыщенными и над ними могут образовываться скопления свободного газа. Аналогичные явления происходят при движении пластовых вод вниз по пластам (внутрипластовая миграция) или при межпластовой миграции.

Газ во вмещающих породах мигрирует до встречи с ловушкой, способной удерживать и накапливать его. При отсутствии ловушки газ мигрирует до дневной поверхности. В этом случае происходит естественная'дегазация угольных месторождений.

Для образования ловушки необходимо сочетание трех обязательных компонентов: коллектора, покрышки (экрана) или экранирующего эффекта, геологических условий (структурно-тектонических, стратиграфических и литологических), благоприятных_>для накопления и сохранения свободных газов.

Покрышками служат породы практически непроницаемые или с пониженной газопроницаемостью. Их экранирующая способность зависит от литологического состава, мощности и выдержанности по площади. 10

Наилучшие покрышки в угленосных толщах — нетрещиноватые аргиллиты и алевролиты. При высокой степени литификации покрышками могут быть и тонкозернистые песчаники. Экранирующий эффект.может возникать на контакте двух проницаемых пластов, когда верхний обладает более тонкокапиллярной поровой структурой.

8 угленосных толщах выделяются следующие типы ловушек.

Стратиграфические, образованные коллекторами, которые экранируются несогласно залегающими покрышками. Они могут встречаться на выходах углевмещающих пород под более молодые покровные отложения.

Литологические, сформировавшиеся при выклинивании коллектора или фациальном его замещении.

Структурные, образованные антиклинальными изгибами резервуара (коллектора с покрышкой): сводообразные поднятия, купола, выступы, брахиантиклинальные складки.

Структурно-тектонические, образующиеся в пределах складок, разорванных дизъюнктивами, когда по плоскости смесителя стыкуются пласт-коллектор и газонепроницаемый пласт.

Технические ловушки дизъюнктивных зон, коллекторами которых служат массивы трещиноватых пород и дробленые породы зон разрывных нарушений, заключенные в плохо проницаемых толщах. Такие коллекторы образуют газовые ловушки при: антиклинальном изгибе или сводовой конфигурации трещиноватых зон или зон дробления; стыковке трещиноватых зон или зон дробления древнего дизъ-юнктива с газопроницаемым массивом пород в результате смещения по плоскости более молодого разрыва; выклинивании трещиноватых зон в связи с затуханием разрывов и переходом их во флексуры; пережимах и цементации трещин.

Техногенные газовые ловушки, возникающие в процессе разработки угольных месторождений и приуроченные к старым горным выработкам, трещиноватым зонам обрушения и подработки вмещающих пород.

Выделение резервуаров в угленосных толщах и установление площадей их развития, благоприятных геолого-структурных условий для образования газовых ловушек и формирования скоплений свободных газов — первостепенные задачи изучения газоносности вмещающих пород при разведке угольных месторождений.

Для определения газоносности угольных пластов и углистых пород следует применять методы и средства, позволяющие фиксировать главным образом сорбированную, относительно малоподвижную форму нахождения газов. С этой целью целесообразно использовать методы опробования с применением герметических керногазонаборников, позволяющих отбирать пробы углей и пород с сохранением сорбированных ими газов и ограничить до минимума потери газа при отборе проб.

11

Закономерное затухание роста сорбционной газоемкости угольного вещества с увеличением глубины служит основанием для распространения результатов узкоинтервального (0,1 --1м), практически точечного опробования керногазонаборниками и герметическими сосудами на весь опробованный пласт или слой углистой породы, или даже на группу пластов или слоев, если при этом резко не изменяются петрографический состав и степень метаморфизма угольного вещества. На глубинах более 1 км, где давление может превышать 8 — 10 МПа, его колебания на 1 — 1,5 МПа практически не сказываются на сорбционной газоемкости углей. Глубинный интервал экстраполяции "точечного" результата может достигать 50 — 100 м, что позволяет избежать излишнего опробования.

Метод прогноза потенциальной метаноносности углей и углесодержащих пород по их сорбционной способности должен использоваться в качестве одного из основных при разведке угольных месторождений на глубинах более 1,3—1,5 км. На этих глубинах величину газового давления можно устанавливать приближенно, поскольку при давлениях свыше 8 — 10 МПа погрешность в замерах давления на 15—20 % мало сказывается на изучаемой величине сорбционной метаноемкости.

Для определения газоносности пористых и трещиноватых углевмещающих пород следует применять методы газонефтяной геологии, учитывающие растворенную и, главным образом, свободную форму нахождения газов, геофизические исследования скважин, газовый каротаж, испытание пластов пакерными устройствами, исследование обсаженных скважин и т.п.

Определение содержания газов, растворенных в поровых водах вмещающих пород с пониженными фильтрационными свойствами, может производиться с использованием тех же технических средств, что и для сорбированных газов, главным образом герметических кернога-зонаборников. Газы, растворенные в подвижных пластовых водах угольных месторождений, должны изучаться методами газонефтепромысловой гидрогеологии и геофизики. Их исследование тесно связано с изучением гидрогеологического режима разведуемой территории.

Следует учитывать, что керногазонаборники всех конструкций не пригодны для опробования поровых и трещинных коллекторов со скоплениями свободных газов, так как значительная часть свободного газа уходит из керна в процессе бурения й отбора проб. Герметические керногазонаборники, если они сохраняют забойные условия, могут быть применены лишь для отбора проб пброд со свободным, нерассеянным газом, удерживаемым капиллярным давлением в тонкопористой, плохо проницаемой среде.

Для изучения свободных газов в локальных скоплениях и залежах в качестве основных методов следует применять пластоиспытания с использованием КИИ-65 и специальные испытания обсаженных скважин, а также испытания скважин в открытом стволе с обязательным устье-

12

вым запорным оборудованием (превентор и др.). Таким образом, различные формы существования газов в угленосных толщах должны изучаться разными техническими средствами и методами, которые не являются ни взаимозаменяемыми, ни взаимоисключающими: каждый из них предназначен для определенной формы и среды нахождения газов, учитывает их специфические особенности. Лишь комплексное применение методов может дать реальное представление о распределении газов в углевмещающих породах и позволяет обосновать и * количественную оценку для прогноза газовыделений в шахтах, выяснение перспектив комплексного освоения угольных месторождений с попутным использованием метана.

ЗАКОНОМЕРНОСТИ СОВРЕМЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ В УГЛЕНОСНЫХ ТОЛЩАХ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ

ПРИ ИЗУЧЕНИИ ГАЗОНОСНОСТИ ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД

Газоносность пород в угленосных толщах тесно связана с газоносностью заключенного в них концентрированного и рассеянного угольного вещества. Содержание и компонентный состав природных газов угленосных толщ зависят от распределения углей различных стадий метаморфизма (катагенеза). По составу газов угольных пластов в угленосных отложениях выделяются (сверху вниз) маломощная верхняя зона эпигенетического газового выветривания и мощная зона метановых метаморфо-генных газов, которая подстилается (при наличии в разрезе суперантрацитов) зоной метаморфогенной деметанизации. В пределах метановой зоны при наличии угольных пластов средних стадий метаморфизма (Г — ОС) выделяется углеводородная подзона с повышенным содержанием ТУ и присутствием (особенно на стадиях ГЖ и К) паров пентана и гексана (газоконденсатов). По характеру распределения ТУ от этана до гексана можно прогнозировать участки с распространением свободных скоплений и даже газоконденсатных залежей газов в углевмещающих песчаниках.

В зависимости от природы метаморфизма органического вещества угольные месторождения подразделяются на два типа: 1) месторождения, на которых основным фактором углефикации явился региональный (геотермический) метаморфизм; 2) месторождения с преимущественно контактовым и термальным (Магматермическим) метаморфизмом углей. Для месторождения первого типа характерно наличие закономерных количественных связей метаноносности углей и пород со степенью их метаморфизма (катагенеза) и глубиной залегания; учет этих связей позволяет рационально выполнять опробование, проводить интерполяцию и экстраполяцию значений метаносности угольных пластов и вмещающих их углистых пород. В Донецком и некоторых других бассейнах зависимость предельной метаноносности углей от их метаморфизма вы-

13

ражается экстремальной кривой с максимумом, соответствующим месторождениям тощих углей и низкометаморфизованных антрацитов.

Связь метаноносности каменных углей и низкометаморфизованных антрацитов, а также углистых пород с глубиной их залегания носит криволинейный асимптотический характер; постепенно затухающее нарастание метаноносности наблюдается до глубины 1,5    1,7    км.    Метано-

носность среднеметаморфизованных антрацитов имеет более сложную зависимость от глубины залегания и метаморфизма: отмечается ее возрастание с увеличением глубины и вместе с тем снижение по мере повышения степени метаморфизма. Второй фактор часто преобладает над первым, что приводит к снижению газоносности антрацитов и вмещающих пород на глубоких горизонтах. Возможность учета количественной связи между метаноносностью пластов, глубиной их залегания и степенью метаморфизма избавляет от необходимости массового опробования.

Отличительная черта месторождений второго типа — отсутствие или слабое проявление прямой связи метаноносности пластов с глубиной их залегания. Практически на этих месторождениях отсутствует и связь газоносности со степенью метаморфизма. Газоносность угольных пластов и углистых пород на месторождениях второго типа часто контролируется не глубиной, а наличием и положением интрузивных тел.

Тектонический фактор обусловливает разную газоносность пород в пределах различных структурных форм и их элементов. Снижение метаноносности углей в пластах и включениях у разрывных нарушений открытого типа достигает 50 %. В приповерхностной зоне без наличия экранирующих покрышек дизъюнктивно нарушенные угленосные отложения обычно бывают глубоко дегазированы. В метановой зоне на глубинах свыше 300 — 500 м зависимость значений природной метаноносности угольных пластов от трещиноватости и малоамплитудной разрывной нарушенности не отмечается.

Крупные разрывные нарушения дегазируют угленосную толщу в случаях образования проницаемых зон дробления и образуют газовые скопления при наличии малопроницаемого перекрытия. Многие закрытые надвиги, сопровождающиеся значительными по мощности зонами дробления, содержат микрозалежи свободных газов.

Областью аккумуляции глубинных газосодержащих вод являются глубокие горизонты крупных котловин угольных бассейнов. Локальные антиклинальные перегибы и поднятия, а также тектонически и литологически экранированные зоны с перовыми и трещинными коллекторами в угленосных толщах характеризуются наличием скоплений свободного метана и даже газоконденсата на месторождениях углей средних стадий метаморфизма (Г, Ж, К). Наиболее крупные залежи свободных газов в угольных бассейнах приурочены к зонам брахиантиклинальных складок, размеры которых достигают 5 — 10 км и более. При проектировании работ по изучению газоносности вмещающих пород на угольных

14

месторождениях следует учитывать возможность обнаружения микро- и макрозалежей свободных газов на наложенных сводовых поднятиях, в полосах линейной складчатости, зонах мелкой складчатости, приборто-вых зонах складчатости, принадвиговых складчатых зонах и поднадвиго-вых структурах. Можно также обнаружить в пределах моноклиналей и синклиналей свободный газ в ловушках литологического и других типов.

Таблица 1 Составные части баланса общей газоносности угленосных толщ и методы их исследования

Составные части ба-ланса общей газоносности угленосных толщ Газоносность угольных пластов __ _ ...... Газ, заключенный в угольных пластах мощностью более 0,4—0,5 м при зональности до 45-50 % Газ, заключенный в тонких (от 0,1 до 0,4—0,5 $и) угольных пластах, прослоях при зональности до 45—50 % Газ, заключенный в угольных включениях (линзах, прослойках, прожилках) в породах 1 2 3 4 Форма нахождения газа Сорбированный 90-95 % Сорбированный 90-95 % Сорбированный 90-95 % Геологические, геофизические и гидрогеологические иссле дования для изучения и прогноза газоносности углевмещающих пород Определения количества, мощности и петрографического состава пластов, • прослоев углей бурением и каротажем и литолого-петрографическим описанием Определения объема угольных включений по литолого-петрогра фическому описанию керна Лабораторные определения коллекторских свойств углей и пород Исследования сорбционных свойств углей Исследования сорбци онных свойств углей и углистых пород Методы и технические средства изучения газов Опробование газокернонаборниками' на забое скважин. Отбор проб в герметические сосуды на поверхности и в горных выработках. Комплексный метод с применением газового каротажа. Методы прогноза потенциальной метаноносности по сорбционным харак теристикам и газовому давлению Метод аналогии с газоносностью рабочих пластов Расчет по газовой съемке в горных выработках Метод аналогии с газоносностью рабочих пластов

15

Газоносность породных слоев, горизонтов и зон

Газ, заключенный в углистых аргиллитах, алевролитах с содержанием рассеянного угольного вещества от 55—50 до 30—25 % Газ, заключенный в мало-углистых аргиллитах, алевролитах, плотных песчаниках с содержанием угольного вещества от 30—25 до 5 % Газ, заключенный в без-угольных аргиллитах, алевролитах, плотных низкопористых песчаниках с содержанием РУВ менее 5 % 5 6 7 Сорбированный 70—90 % Сорбированный от 70— 60 до 30-20%. Рассеянный газ в свободной фазе и растворенный газ в поровых водах Рассеянный газ в свободной фазе, растворенный в поровых водах, сорбированный до 10—20 % Определение количества рассеянного угольного вещества (сухой, беззольной массы) Определение количества рассеянного угольного вещества (сухой, беззольной массы) Определение количества рассеянного угольного вещества — РУВ (рассеянного органического вещества РОВ) Исследования сорбционных свойств мало-углистых пород Определения газоемкости пород Определения пористости и проницаемости пород Определения пористости и проницаемости пород Опробование газокерно-наборниками на забое скважин. Экстраполяция данных по газоносности угля ближайших рабочих пластов Отбор проб газокернонаборниками с герметизацией на забое скважин. Газовый каротаж Метод прогноза потенциальной метанонос-ности угольных включений и углистых пород по сорбционным характеристикам углей рабочих пластов или исследованных углистых пород, а также их пористости. Отбор проб в герметические сосуды из поднятого керна и в горных выработках Отбор керновых проб в герметические сосуды по скважинам и в горных выработках. Метод приближенного прогноза потенциальной ме-таноносности по сорбционным характеристикам и пористости Метод оценки газоносности пород по их пористости и газоемкости

Примечание: Отбор проб свободных и растворенных газов в самоизливаю-щихся и газирующих скважинах. Отбор проб свободных и растворенных в пластовых водах газов глубинными пробоотборниками. Определение газо- и во до насыщенности коллектора по данным КС и НГК. Исследование скважин пластоиспыта-телями типа КИИ-65, КИИП-68, МИГ-65 с обязательным применением пробоотборной камеры. Испытание скважин с помощью откачек и повторная термометрия (до и после испытания). Газогидродинамические исследования в процессе дегазации скопления. Определение газоводяного контакта и оконтуривание газовой залежи с помощью геолого-геофизических данных и метода В.П. Савченко по разности давлений газа и воды, замеренных в газовой залежи и законтурных пластовых водах

17

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА И КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ УГЛЕНОСНЫХ ТОЛЩ

С позиций изучения общего баланса газоносности угленосной толщи выделяется восемь типов сочетаний геологической среды и форм нахождения газов в угленосных толщах. Характеристика этих сочетаний и методические рекомендации по изучению газоносности применительно к каждому из них приведены в табл. 1. Как видно из таблицы, для наиболее полного учета всех компонентов газоносности необходимо рационально комплексировать методы исследований таким образом, чтобы каждый из этих компонентов был изучен с применением соответствующих ему методов и технических средств, более подробное описание которых приведено в последующих разделах настоящей книги.

2. МЕТОДЫ

И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ ПОРОД И ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ЕЕ ПАРАМЕТРОВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОНОСНОСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕРМЕТИЧНЫХ КЕРНОГАЗОНАБОРНИКОВ

Метод предназначен для определения содержания газа, сорбированного концентрированным угольным веществом некондиционных пластов, пропластков, прослоев, угольных включений и рассеянным угольным веществом, а также рассеянного свободного и растворенного газа, присутствующего з порах малоуглистых или практически безуглистых пород.

Метод основывается на отборе породно-газовых проб с применением герметического керногазонаборника, позволяющего осуществлять опробование в скважинах диаметром не менее 76 мм до глубины 2000 м с выходом керна не менее 80 % в породах любой категории бу-римости, обеспечивать сохранение газа в процессе бурения, герметизации, подъема и транспортировки пробы в лабораторию. Требования к конструкции герметического керногазонаборника приведены в приложении 2.

Из существующих герметичных керногазонаборников для изучения газоносности пород может быть также применен керногазонабор-ник ГКМ-73. Его устройство и принцип действия подробно описаны в Инструкции [17]. Керногазонаборники, действующие по принципу улавливания газа в процессе выбуривания и подъема керногазовых

18

проб и используемые при изучении газоносности угольных пластов, для определения газоносности пород применять нельзя. Опробование пород керногазонаборниками позволяет непосредственно определять суммарное содержание в них сорбированного и рассеянного газа. Способ извлечения газа (дегазация породно-газовых проб) описан в прил. 9, методика расчета газоносности — в прил. 13, а расчета компонентного состава газа — в прил. 14.

ИЗУЧЕНИЕ ГАЗОНОСНОСТИ С ПОМОЩЬЮ ПАКЕРНЫХ УСТРОЙСТВ

Пакерные устройства применяются для определения газоносности песчаников, гравелитов, конгломератов с повышенной пористостью и проницаемостью (поровые коллекторы) и изучения газа, заключенного в полостях трещинных коллекторов, а также для определения газового давления и отбора проб флюида при использовании метода прогноза потенциальной метаноносности.

Из существующих в настоящее время пакерных устройств для изучения газоносности пород наиболее приемлем комплект испытательных инструментов КИИ-65. Действие КИИ-65 основывается на измерении притока и регистрации восстановления давления флюида (газа или воды с газом) после искусственно созданной депрессии в предварительно изолированных интервалах разведочных скважин и отборе проб флюида, поступающего в эти интервалы из вскрытых скв&жиной пород. Применяется КИИ-65 в скважинах диаметром 76 — 112 мм при максимальном перепаде давления в исследуемом интервале до 40 МПа и температуре до 200 °С. Минимальная длина интервалов, поддающихся исследованию, 0,5 м, максимальная 30 м.

С помощью КИИ-65 можно определять величину пластового давления, оценивать значения коэффициентов фильтрации и проницаемости пород в условиях их естественного залегания, выделять интервалы распространения газоносных и водоносных пород, определять содержание природного газа в пластовой воде и его компонентный состав. По данным исследований рассчитывается газоносность пород. Для работы с пластоиспытателем КИИ-65 необходима самоходная полевая лаборатория СПЛ-1 для градуировки глубинных манометров и дегазации отобранного флюида. Устройство пластоиспытателя КИИ-65, правила его использования и интерпретации получаемых данных более подробно отражены в прил. 7.

В стадии апробации находятся пакерные устройства, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. К таким устройствам, перспективным для использования в будущем, относятся интервальные опробова-теди пластов конструкции ВНИИГИС.

19

ББК 26.325 М 54

УДК 553.94:552.578.1

Выпущено по заказу Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного института угольных месторождений (ВНИГРИуголь)

М 54 Методика определения газоносности вмещающих пород угольных месторождений при геологоразведочных работах./Мин-во геол. СССР, Всесоюз. науч.-исслед.геол. развед. ин-т угольных м-ний. — М.: Недра, 1988. ~ 110 с.: ил.

Изложены геологические основы методики изучения газоносности вмещающих пород при разведке угольных месторождений. Сформулированы основные задачи. Определены виды и объемы работ по изучению газоносности на разных стадиях геологоразведочного процесса. Охарактеризованы конкретные методы и технические средства, рекомендуемые для изучения газоносности пород при бурении разведочных скважин и проведении горных выработок, методы выделения коллекторов газа, изучения сорбционных свойств пород и др. Даны рекомендации по организации исследований и камеральной обработке материалов.

Для специалистов, занимающихся разведкой угольных месторождений.

1804060000 —111

м _043(01)     Заказное    ББК    26.325

©ВНИИГРИуголь, 1988

ИЗУЧЕНИЕ ГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ И В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

Метод применяется для изучения выявленных скоплений (залежей) свободного или растворенного газа в песчаниках, гравелитах, конгломератах с повышенной пористостью и проницаемостью и в полостях трещинных коллекторов.

Объекты в обсаженных скважинах наиболее целесообразно испытывать при наличии в разрезе угленосной толщи двух или нескольких, расположенных одна под другой газовых залежей, когда отдается предпочтение системе опробования снизу вверх. В этих случаях скважина, пересекшая все горизонты, подлежащие опробованию, обсаживается до забоя колонной труб с цементацией затрубного пространства при подъеме цемента до поверхности или кровли верхнего объекта. Опробование осуществляется, начиная с нижнего объекта через простреленные против него отверстия в трубах. Приток флюидов после проведения кумулятивной перфорации вызывается путем снижения давления на пласт, что достигается заменой бурового раствора жидкостью меньшей плотности, снижением уровня с помощью аэрирования раствора, свабирования, тартания и других приемов, применяемых в нефтегазовой геологии [26].

Для изучения микрозалежей свободного газа в Донецком бассейне применяется метод исследования в обсаженных скважинах, традиционно используемый в газовой отрасли и описанный в специальных руководствах [14], включая метод испытания, допускающий получение удовлетворительных результатов, с применением колонки-фильтра в связи с относительно невысокими значениями пластового давления. Скважины бурятся до глубины на несколько метров меньшей по сравнению с глубиной залегания кровли микрозалежи. После этого они обсаживаются колонной труб диаметром 146 или 168 мм с цементацией затрубного пространства вплоть до устья. Затем бурение продолжается меньшим диаметром. После полного пересечения скважиной газопроявляющего горизонта в нее опускается потайная колонка-фильтр, обеспечивающая поступление в ствол флюида из пласта-коллектора. В скважину опускаются две колонны насосно-компрессорных и сифонных труб диаметром до 20 мм- Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. При помощи манометра и счетчика, установленных вблизи от устья скважины и соединенных с насосными трубами, при наблюдениях фиксируются показатели давления и дебита газа. Юэтим же трубам можно подключить дегазационную установку. Сифонные трубы служат для удаления из скважины воды.

Испытания в обсаженных скважинах позволяют оценивать основные параметры залежей: коллекторские свойства пород, физико-химического свойства пластового флюида (газа, воды), пластовое давление, температуру, дебиты воды или газа.

20

ПРЕДИСЛОВИЕ

Углевмещающие породы обычно характеризуются меньшей газоносностью, чем угольные пласты. Однако в связи с огромным объемом они содержат значительные количества природных газов, находящихся в рассеянном свободном, сорбированном или водорастворенном состо* янии, реже — в виде скоплений свободного газа в различного рода ловушках, а при пониженных температурах — в форме кристаллогидратов.

При эксплуатации угольных месторождений в горные выработки угледобывающих предприятий газы поступают как из вынимаемых угольных пластов и пластов-спутников, так и из углевмещающих пород. Поэтому при разведке месторождений необходимо получать надежные исходные данные для расчета газовыделения в горные выработки, проектирования вентиляции и предварительной дегазации угленосных массивов пород, выявления участков и зон, в пределах которых возможно аномально высокое газовыделение в выработки. Большое практическое значение имеет также выявление скоплений газов, пригодных для утилизации и промышленного использования.

Геологические особенности угольных месторождений обусловливают необходимость решения следующих основных задач при изучении их газоносности в процессе геологоразведочных работ; определением прогноз газоносности угольных пластов и вмещающих толщ.

Первая из этих задач заключается в изучении газносности целевых угольных пластов в соответствии с методикой и требованиями, изложенными в действующей инструкции, вторая в изучении газоносности углевмещающих толщ, представленных комплексом отложений, включающих в себя песчаники, известняки, алевролиты и аргиллиты с рассеянным и концентрированным угольным веществом в виде линз, прожилок и прослоев мощностью до 0,1 м, а также углистые породы с зольностью 45 — 50 % (выше предельного значения для балансовых запасов). Угольные слои и прослои мощностью от 0,1 м до минимальной мощности, установленной для забалансовых запасов, условно включаются в состав углевмещающей толщи, а при определении ее газоносности рассматриваются как.угольные пласты.

Основными направлениями работ по изучению газоносности вмещающих толщ при проведении геологоразведочных работ на уголь являются; определение фоновых и аномальных содержаний природных газов, присутствующих в различных типах пород-коллекторов, некондиционных угольных пластах и пропластках в сорбированном, свободном и растворенном состояниях; выявление и оконтуривание залежей газа, оценка количества свободного газа, сосредоточенного в залежах; выявление и оконтуривание участков с аномальным содержанием газа в зонах рас-

3

пространения пористых, кавернозных, трещиноватых пород; определение компонентов состава содержащегося в породах природного газа; изучение коллекторских свойств пород.

При составлении настоящей методики учтены требования к материалам по изучению газоносности углевмещающих пород, вытекающие из нормативных документов по проектированию вентиляции угольных шахт.

Методика разработана специалистами Управления твердых Горючих полезных ископаемых Министерства геологии СССР, ВНИГРИугля, ИПКОН АН СССР, ВНИИГаза, УкрНИИгаза, ИГД им. А.А. Скочинского, Московского геологоразведочного института, Карагандинского политехнического института, Коммунарского горно-металлургического института, производственных геологических объединений: "Дон басе геология”, "Ворошиловградгеология", "Южгеология", "Запсибгеология", „Полярноуралгеология", „Центрказгеология"; ВГО „Союзуглегео-логия", ПО "Укруглегеология".

На основании разработанной методики составлено "Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород угольных месторождений при геологоразведочных работах", утвержденное в 1985—1986 годах Мингео СССР и Минуглепромом СССР по согласованию с Госгортехнадзором СССР и ГКЗ СССР.

Методику составили: В.Я. Колесник, Б.В. Смирнов, Г.К. Карасев, В.Г. Белоконь, А.М. Брижанев, Ю.И. Гайдуков, А.А. Голубев, Н.И. Горбунов, А.М. Дмитриев, А.Я. Доровский, Х.Ф. Джамалова, М.А. Ермеков, А.Г. Ефремова, Б.И. Журбицкий, Г.З. Задара, М.И. Зильберштейн, Б.М. Зи-маков, Э.Г. Курбатова, М.Л. Левенштейн, Г.Д. Лидин, А.Н. Литвин, Б.С. Лобанов, И.Ф. Лысенко, М.Я. Малыхин, А.В. Подмарков, А.П. Синеокий, В.Ф. Твердохлебов, В.М. Фалькович, Н.Н. Черкашин, при участии Е.Р. Баринской, И.А. Дергунова, В.И. Ермакова, В.П. Калиниченко, А.А. Козлитина, Н.Н. Куликовой, Ю.Г. Лапчинского, М.М. Лукманова, Н.Г. Матвиенко, А.А. Моховой, А.В. Мохова, И.А. Очеретенко, В.И. Сипо-вича, Э.Г. Токаревой, В.В. Трощенко, И.Б. Труновой, Н.С. Умарходжие-вой, Р.А. Фрумкина, Н.А. Циммера, В.В. Шершукова, А.А. Шишкина.

Природные газы углевмещающих пород — газы, которые в свободном, растворенном, сорбированном или кристаллогидратном состоянии содержатся в горных породах, находящихся в условиях естественного залегания.

Природная газоносность пород — общий объем газа, содержащегося в единице объема или массы породы в естественных условиях, приведенный к нормальным условиям (О °С; 0,1 МПа), (в м³/м³ или м³/т).

Метаноносность породы — объем газов метанового ряда, содержащихся в единице объема или массы породы, находящейся в условиях естественного залегания, приведенный к нормальным условиям (в м³/м³ или м³/т).

Углекисл относ ть пород — объем углекислого газа, содержащегося в единице объема или массы породы в естественных условиях, приведенный к нормальным условиям (в м³/м³ или м³/т).

Остаточная газоносность пород — объем газа, содержащегося в единице объема или массы породы, извлеченной из скважины или горной выработки без мер по сохранению ее природной газоносности, приведенной к нормальным условиям (в м³/м³ или м³/т).

Природная газонасыщенность вод — объем газа, содержащегося в единице объема воды в естественных условиях (в м³/м³).

Газовая зональность — распределение природных газов в угленосной толще, проявляющееся в закономерном чередовании в пространстве зон с различным природным соотношением газовых компонентов.

Компонентный состав газа — содержание метана, его гомологов и всех других компонентов природной газовой смеси, выраженное в объемных долях процента.

Зона газового выветривания — приповерхностная часть угленосной толщи, в пределах которой содержание метана и его гомологов в составе природных газов угольных пластов составляет менее 80 %.

Метановая зона — область распространения природных газов угольных пластов с преобладанием (более 80 %) метана и его гомологов.

Углистая порода — порода с зональностью 50 — 70 %; слабоуглистая — с зональностью 70 — 90 %; неуглистая — с зональностью более 90 %.

Породы — газоу поры (флюидоупоры) — слабопроницаемые, ненарушенные (обычно глинистые) породы, препятствующие миграции газов и жидкостей (флюидов).

Газовый фактор — отношение полного объема растворенного газа, приведенного к нормальным условиям, к объему воды, извлеченной из пробоотборной камеры (в м³/м³).

Пластовое давление — давление, под которым флюид находится в исследуемом пласте (в МПа).

5

Газовое давление в породах — в породах в свободной фазе (в МПа).

Пластоиспытатель — устройство, предназначенное для измерения пластового давления, температуры, отбора проб флюида из предварительно изолированных интервалов скважин с целью оценки газоносности углей и пород.

Керногазонаборник — колонковый снаряд, предназначенный для отбора керновых проб угля и пород с содержащимися в них газами с целью прямого определения природной газоносности и компонентного состава газов.

Газовый каротаж — один из методов обнаружения газоносных горизонтов в разрезе угленосных толщ, оценки газоносности углей и углесодержащих пород, основанный на непрерывном измерении содержания газа в выходящей из скважины промывочной жидкости совместно с изучением содержания газа по пробам керна и промывочной жидкости.

Сорбционная способность пород ~ способность пород поглощать газообразные вещества из окружающего пространства (в м³/м³).

Общая (абсолютная) пористость — доля всех пор (открытых и закрытых) в объеме породы (объемная доля в %).

Открытая пористость — доля сообщающихся между собой пустот (пор, каверн и трещин), через которые происходят движения флюидов, в общем объеме породы (объемная доля в %).

Эффективная пористость — доля сообщающихся между собой пустот (пор, каверн и трещин) в объеме породы за вычетом пространства, занятого остаточной водой (объемная доля в %).

Проницаемость — свойство пористой среды, определяющее скорость фильтрации жидкости или газа под действием разности давлений.

Коллекторы свободного газа — пористые, кавернозные, трещиноватые породы, способные аккумулировать свободный газ и отдавать его при их вскрытии скважинами и горными выработками.

Газовая залежь — естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом-коллектором и флюидоупорами.

Трещинная пустотность — отношение свободного пространства в горном массиве, обусловленного раскрытостью трещин, к общему объему массива (объемная доля в %).

Абсолютная газообильность — объем газа, выделившегося в горные выработки в единицу времени (в м³/мин или м³/сут).

Газовая съемка подземная по породам — метод определения газоносности пород в подготовительных горных выработках, основанный на измерении количества газа, выделившегося из отбитой породы, и остаточной газоносности этой породы.

Суфляр — выделение газа в горные выработки из трещин или шпуров с дебитом более 1 м³/мин на участке выработки длиной менее 20 м.

6

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДИКИ ИЗУЧЕНИЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИРОДА ГАЗОВ УГЛЕНОСНЫХ ТОЛЩ

В составе газов угленосных отложений установлены метан, тяжелые углеводородные газы (ТУ), водород, углекислый газ и азот. Эпизодически в них встречаются примеси сероводорода, аргона, гелия и других инертных газов.

Основной источник углеводородных газов в угленосных отложениях — растительное органическое вещество, содержащееся как в концентрированной форме (в угольных пластах), так и в рассеянном (в породах) состоянии. Главные компоненты газов угольных месторождений — метан, его тяжелые гомологи и, по-видимому, водород — образовались в процессе метаморфизма (катагенеза) растительного органического вещества и превращения его в уголь.

Начальный этап метаморфизма углей (марки Б, Д) отличается интенсивным образованием углекислого газа и менее значительной генерацией метана. Средняя стадия метаморфизма (формирование углей марок Г, ОС) характеризуется максимальной генерацией тяжелых гомологов метана и значительными выделениями метана. Этапу, связанному с формированием высокометаморфизованных углей, свойственна активная генерация метана (с максимумом на стадии антрацитов 10А) и, возможно, водорода при почти полном отсутствии тяжелых углеводородных газов. На заключительной стадии метаморфизма углей (образование суперантрацитов 12А—14А) в составе генерированных газов, по всей вероятности, преобладали водород и углекислота при подчиненной роли метана. На процесс генерации газов существенное влияние оказывают петрографический состав и степень восстановленности углей: при повышении содержания лейптинитовой составляющей и восстановленности углей выделение углеводородных газов, особенно тяжелых углеводородов, увеличивается в несколько раз, вплоть до образования локальных скоплений жидких легких нефтей, насыщенных газовым конденсатом, в толщах с жирными и коксовыми углями. Сходство компонентного и изотопного составов свободных газов, содержащихся в углевмещающих породах, с составом газов угольных пластов служит доказательством из генетического родства.

Современная газоносность угленосных толщ в значительной мере определилась пространственным перераспределением углеметаморфо-генных газов, включая газы, мигрирующие с глубоких горизонтов угольных бассейнов и месторождений. Подток углеводородных газов в угленосные отложения основных угольных бассейнов СССР из подсти-

лающих толщ непосредственными наблюдениями и исследованиями не установлен, однако возможность такого подтока в незначительных масштабах не исключена.

ФОРМЫ НАХОЖДЕНИЯ ГАЗОВ В УГЛЕНОСНЫХ ТОЛЩАХ И УЧЕТ ИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРИ ИЗУЧЕНИИ И ПРОГНОЗИРОВАНИИ ГАЗОНОСНОСТИ

Природные газы угленосных толщ находятся в сорбированном состоянии, форме свободного газа и растворенном виде. В углях и углистых породах на глубинах до 1,5—2 км около 90 — 95 % от общего количества содержащихся в них газов составляют сорбированные газы. В породах с малым содержанием органического вещества основная масса газа находится в свободной фазе (в порах, пустотах, трещинах) или в растворенном виде — в пластовых и поровых водах. При низках температурах возможно существование метана и его гомологов в кристалло-гидратной форме.

Вследствие различной сорбируемости и растворимости газов их фазовое составление влияет на соотношение отдельных газовых компонентов: углеводородные газы в сорбированном состоянии содержат повышенные количества ТУ; газы, растворенные в воде, могут быть обогащены азотом и углекислотой по сравнению со свободной фазой, которая может содержать повышенное количество водорода.

На угольных месторождениях выделяются коллекторы сорбированных газов, а также свободных и растворенных газов. Коллекторами сорбированных газов являются угольные пласты, пропластки, прослои, угольные включения и углистые породы с относительно высоким содержанием (более 30%) рассеянного угольного вещества.

Основные факторы, определяющие метаноемкость органического вещества, входящего в состав угольных пластов и вмещающих пород, следующие: давление газа (при увеличении давления повышаются сорбция и компрессия свободной фазы); температура, при возрастании которой сорбция снижается; возможность также уменьшает сорбцию; степень метаморфизма (повышает сорбционную способность); петрографические особенности угля.

В северных бассейнах возможно существование метана и его гомологов в кристаллогидратной форме, что увеличивает общую газоемкость макропористых пород.

Коллекторами свободных и растворенных газов обычно служат углевмещающие породы с малым содержанием (менее 5—10 %) рассеянного угольного вещества. Газы в толщах таких пород по условиям их захоронения и перемещения подразделяются на следующие виды.

Рассеянные малоподвижные газы пород, характеризующихся пониженными фильтрационными характеристиками, заключенные (окклюди-8

рованные) в относительно изолированных порах в свободном и растворенном состояниях, а также газы, сорбированные рассеянным органическим и минеральным веществом пород. Степень подвижности этих газов определяется проницаемостью пород, обусловленной их петрографическими особенностями и степенью литификации. Газ удерживается в порах капиллярными силами и гидростатическим давлением. При вскрытии и подработке таких пород в шахтах вследствие образования техногенных трещин происходит медленное и длительное газовыделение в горные выработки. Состав растворенного газа резко отличается от состава свободной и сорбированной фаз в связи с различной растворимостью разных газовых компонентов.

Скопления подвижных свободных газов, заполняющих трещины, полости и открытую поровую емкость пород в газовых ловушках. Подвижность этих газов определяется наличием путей миграции (открытой пористости и трещиноватости, разрывных нарушений, скважин, горных выработок). Объемы скопившихся газов могут колебаться в широких пределах. При вскрытии горными выработками, скважинами или техногенными трещинами локальных трещинных зон и отдельных замкнутых полостей происходят кратковременные выделения газов. Из коллекторов (песчаников) с высокой емкостью, крупных трещинных зон или групп сообщающихся зон, приуроченных к разрывным и пликативным нарушениям, газ может выделяться в количестве сотен и тысяч кубических метров.

Свободный газ в скоплениях (залежах) обычно находится в равновесии с растворенными газами пластовых или пластово-трещинных вод. Он характеризуется следующими параметрами: пластовым давлением, химическим составом, обычно резко отличным от состава растворенного газа, дебитом и объемом.

Скопления растворенного газа в пластовых и пластово-трещинных водах, циркулирующих в поровых и трещинных коллекторах. Характеризуются величиной газового фактора, давлением насыщения пластовых вод, химическим составом, отличным от состава сорбированных и свободных газов.

В районах распространения слабометаморфизованных углей (Д, Г) угленосные толщи могут содержать пористые породы-коллекторы средней и даже высокой емкости, способные обусловливать,значительное накопление свободных газов. Наличие скоплений свободных газов и продуктивная газонасыщенность толщи пород, вмещающих средне- и высокометаморфизованные угли, определяются главным образом распространением трещинных зон, условиями их экранирования в связи с угольными пластами.

Проницаемость монолитных, не разбитых трещинами аргиллитов и алевролитов колеблется в пределах (0,001, . . . 0_Г01) ■ 10”¹⁵ м². Проницаемость песчаников на месторождениях углей марок Д, Г достигает нескольких десятков 10“¹⁵ м², уменьшаясь с глубиной, а в отло-

9