ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И ПРОГНОЗУ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД ПРИ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧ НЫХ РАБОТАХ

Утверждена

Министерством геологии СССР. Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР, Министерством угольной промышленности СССР

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И ПРОГНОЗУ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ

МОСКВА «НЕДРА» 1977

друга. Каждая газовая зона характеризуется определенным соотношением основных газовых компонентов — метана, азота и углекислого газа. Ближе к поверхности обычно развиты зоны, характеризующие газовое выветривание и дсметанизацию. В этих зонах пласты угля и угленосные отложения не содержат метана и обогащены углекислым газом и азотом. По мере углубления количество метана возрастает, в метановой зоне он становится преобладающим компонентом.

Современная природная метаноносноеть угольных пластов является остаточной. Значительная часть метана, образовавшегося главным образом из ранних стадиях формирования месторождения, не сохранилась.

Типичная зональность распределения газов в пределах угольных месторождений прослеживается не всегда четко. Мощность отдельных газовых зон по вертикали колеблется от 0 до десятков и даже сотен метров.

Верхние газовые зоны, объединяемые зоной газового выветривания, могут отсутствовать в районах развития покровных отложений, перекрывающих угленосную толщу, а также п районах многолетней мерзлоты, и в случаях интенсивной миграции горючих газов с глубоких горизонтов или из нефтяных залежей.

Скорость и интенсивность миграции газов зависит от факторов, определяющих строение месторождения, от газопроницаемости углей и вмещающих пород, а также от изменения давления газов.

4. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВ В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОДАХ

Основными факторами, определяющими газосодержание и состав газов угленосной толщи, являются история геологического развития бассейна п целом и отдельных его месторождений, тектоническое строение месторождения, угленасыщенность. гидрогеологические и гидрохимические условия, литологический состав вмещающих пород и их коллекторские свойства, мощность и состав покровных отложений, многолетняя мерзлота, степень метаморфизма и петрографический состав угля.

История геологического развития бассейна. Основные этапы эрозии и последующей дегазации угленосных отложений обусловлены характером оро-генических фаз складчатости или колебательными движениями. С положительными формами движения земной коры связаны наиболее интенсивная денудация и демстаиизация отложений, с отрицательными формами — перекрытие угленосных толщ более молодыми осадками, замедление или почти полное прекращение демстаиизации и восстановление газоносности (регенерация зоны метановых газов) в ранее деметанизированных отложениях:

Тектоническое строение месторождения имеет важное значение в распределении газов в пределах месторождений. Поскольку условия миграции газов в антиклинальных и синклинальных структурах не одинаковы, степень деметанизации угольных пластов в этих складках будет различной. При прочих равных условиях на одних и тех же глубинах метаноносноеть угольных пластов в закрытых осевых частях антиклиналей и в примыкающих к ним зонам более высокая, чем в моноклиналях и крыльях складок, в которых пласты имеют выход под наносы. В мелких синклиналях газоносность угольных пластов пониженная.

В связи с тем, что перемещение газов на стадии метаморфизма углей выше марки газовых происходит в основном по самим угольным пластам, круто залегающие пласты деметанизкруются на большую глубину по вертикали. чем пологие. По той же причине характер изменения метаноносности угольных пластов в пределах симметричных структур, как правило, в обоих крыльях одинаков. В асимметричных структурах угольные пласты в пологом крыле имеют обычно более высокую метаноносноеть по сравнению с мета-ноносностью угольных пластов, залегающих в крутом крыле.

Дизъюнктивные нарушения в зависимости от степени их газопроницаемости могут являться как путями миграции газов, так и экранами, способствующими накоплению газов. Газопроницаемость нарушения определяется его типом, амплитудой, величиной угла падения сместителя, мощностью зоны дробления и литологическим составом пород в зоне дробления.

Диагональные дизъюнктивные нарушения и нарушения, ориентированные по простиранию (особенно согласные), при отсутствии зон дробления чаще являются нарушениями закрытого типа, способствующими повышению газоносности крыльев, не имеющих выхода на поверхность. Дизъюнктивные нарушения, расположенные вкрест простирания, а также несогласные нарушения, обычно являются нарушениями открытого типа, дегазирующими угленосную толщу. Надвиги чаще бывают закрытыми, сбросы — открытыми. По материалам разведки не всегда можно определить, являлось ли нарушение в течение всего периода вековой дегазации пластов открытым или закрытым, а это затрудняет прогноз его влияния на изменение газоносности.

Локальные нарушения, приуроченные к .метановой зоне и не имеющие выхода на поверхность, как правило, благоприятны для скопления свободного газа в трещинах, сопровождающих данное нарушение.

Угленасыщенность. Общая газонасыщенность угленосной толщи находится и прямой зависимости от мощности, числа, расположения угольных пластов и стратиграфическом разрезе и содержания органического вещества во вмещающих породах месторождения или участка.

Гидрогеологические условия. Подземные воды в процессе циркуляции, как правило, дегазируют угленосную толщу. Обводненные угольные пласты в зоне активного водогазообмена обычно имеют пониженную газоносность. Химический состав подземных вод по вертикальному разрезу не остается постоянным и находится в тесной связи с газовой зональностью (см. табл. !).

Литологический состав вмещающих пород имеет особое значение для сла-бометаморфизованных. пологозалегающих угленосных отложений на участках с простым тектоническим строением. Угольные пласты, залегающие среди слабосцементированных и хорошо проницаемых пород (песчаники, трещиноватые известняки и др.), подвергаются более глубокой дегазации, чем пласты, приуроченные к комплексу глинистых пород, поэтому по простиранию они могут характеризоваться различной газоносностью.

В районах сильно метаморфизованных отложений нетрещиноватые вмещающие породы практически нс оказывают влияния на процессы дегазации, так как газопроницаемость их ничтожна но сравнению с углями. Породы, обладающие повышенными коллекторскими свойствами, при наличии газонепроницаемого экрана могут являться коллекторами газа.

Покровные отложения в зависимости от мощности, литологического состава, фациальной выдержанности и времени их накопления оказывают различное влияние на распределение газа в угленосной толще. Газонепроницаемые отложения, перекрывающие угленосную толщу, затрудняют демстаннза-цию месторождения, поэтому, как правило, месторождения закрытого типа обладают при прочих рапных условиях более высокой газоносностью, чем открытые. При этом миграция метана из угольных пластов нередко приводит к значительным скоплениям его в свободной фазе непосредственно под покровными отложениями.

Многолетняя мерзлота выполняет роль газоупора, затрудняющего демета-ннзацию угольных пластов, а также проникновение воздушных газов в угленосную толщу; «консервирует» имевшиеся газы, повышает сорбционную способность углей и понижает скорость их газоотдачи. Степень влияния многолетней мерзлоты на газоносность угленосных отложений определяется ее мощностью, выдержанностью по площади и временем образования.

-Метаморфизм углей является одним из основных факторов, определяющих современную газоносность угольных пластов. С увеличением стадии метаморфизма углей их сорбционная газоемкость непрерывно возрастает и достигает максимальных значении на антрацитовой стадии. Однако природная метаиоиосность угольных пластов увеличивается до стадии низкометаморфи-

зова иных антрацитов, затем резко уменьшается с переходом к высокомета-

етаморфизм углей также определяет интенсивность развития кливажиых трешин, а следовательно, и газопроницаемость углей. Наибольшей трещиноватостью обладают каменные угли средней стадии метаморфизма, первичная трещиноватость в углях более высокой и низкой стадии метаморфизма меньше. Поэтому миграция газов происходит более интенсивно по угольным пластам, сложенным углями марок Ж, К и ОС.

Петрографический состав. Влияние петрографического состава на мстано-носность углей проявляется п газовых, жирных и коксовых углях, метано-емкость которых увеличивается по мерс повышения содержания в них фю-зинита. Петрографический состав длиннопламениых, тощих и более метамор-физованных углей на их метаноносность оказывает менее заметное влияние. Увеличение числа трещин в угле отмечается по мере увеличения содержания микрокомпонеитов группы витрннита, что повышает его газопроницаемость.

Газоносность вмещающих пород. В настоящее время метановыделение из вмещающих пород в горные выработки шахт проектными организациями рассчитывается в зависимости от метановыделения из разрабатываемого пласта £3] по формуле

<7пор — АГ„ • </ил»

где ?пор —- метановыделение из вмещающих пород, м³/т;

К_п коэффициент, учитывающий метановыделение из вмещающих пород;

Qan — метановыделение из разрабатываемого пласта, м³/т.

Величину коэффициента Кп определяют в зависимости от способа управления кровлей и рекомендуют принимать в пределах от 0,1 до 0,25. Однако отечественный и зарубежный опыт отработки шахт показал, что газовыделе-ния из вмещающих пород в горные выработки в определенных структурно-геологических условиях могут достигать весьма существенных величин, в 5-—10 раз превышающих расчетные. Следовательно, изучение газоносности пород в процессе геологоразведочных работ является такой же необходимостью. как и изучение газоносности угольных пластов.

Согласно исследованиям, подтвержденным практикой горных работ, выделение газа из угольно-породной толщи происходит из интервала, ограниченного средней величиной 150—180 м (100—120 м в кровлю, 50—60 м в почву), включающего разрабатываемый пласт. Этот интервал должен являться первоочередным объектом детального исследования в процессе геологоразведочных работ.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При изучении газоносности угольных пластов и вмещающих пород определяются качественный состав газа и количественное содержание основных газовых компонентов в единице массы угля или породы.

Основным методом установления характера газовой зональности d верти* кальном разрезе и гипсометрического положения поверхности зоны метановых газов является метод изучения качественного состава газа.

Для определения количественных показателей газоносности в пределах метановой зоны, характеризующейся повышенным газовым давлением, применяются методы прямого и косвенного определения природной газоносности угольных пластов и вмещающих пород.

Для изучения газоносности угленосных толщ применяются следующие методы.

1. МЕТОД ИЗУЧЕНИЯ КАЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА ГАЗА

Этот метод заключается в том, что после подъема керна на поверхность обычным колонковым снарядом или двойной колонковой трубой из него отбирают пробу и помещают ее в герметический сосуд (см. приложение 1). Сосуд с пробой отправляют в лабораторию для извлечения из угля или по роды газа и его анализа. По составу газа в точке опробования устанавливают газовую зону на исследуемой глубине.

Этот метод прост и не требует дополнительных затрат времени. Данный метод опробования применим только в зоне газового выветривания и в самой верхней части зоны метановых газов. В зоне метановых газон в связи с нарастанием газового давления и закономерным изменением газоносности угольных пластов и вмещающих пород с глубиной необходимо применять методы, обеспечивающие опробование с сохранением природной газоносности проб

2. МЕТОД ПРЯМОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДНОЙ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД

Этот метод основан на применении специальных колонковых снарядов (керногазонаборников). которые тем или иным образом позволяют отобрать пробы угля, пород и газа в их естественном соотношении и определить содержание газа в керне, близкое к природному. Благодаря относительной простоте опробования и обработки получаемых результатов, а также сравнительно небольшой стоимости проведения работ он широко применяется во всех основных каменноугольных бассейнах Советского Союза. Отбор проб \гля для определения природной газоносности производится следующими специальными керногазонаборникамн.

1. Керногазонаборники с механическим устройством для герметизаци* угольного керна непосредственно после его отбора из забоя скважин (герме* тические керногазонаборники типа ГКМ) при помощи механических клапанов. расположенных в нижней и верхней частях керноприемника. В таком изолированном от внешней среды состоянии керн извлекают из скважин и отправляют в лабораторию для дегазации и анализа газа.

Герметические керногазонаборники типа ГКМ следует применять для опробования угольных пластов малой и средней крепости с большой скоростью газоотдачи при бурении скважин с выходом и без выхода на поверхность промывочной жидкости. К достоинству данного типа снарядов следует от-

нести то. что они позволяют наиболее полно сохранить газ. Недостатками их являются относительная сложность конструкции и. как следствие, низкий коэффициент срабатывания, а также малый диаметр выбуриваемого керна.

Руководство по применению керногазонаборников типа ГКМ приведено в приложении 2.

2. Керногазонаборники с «колоколом* (керногазонаборники КГН-3-58М, КГИ-3-70/76. КА-61М. КГ-55-2М), в которых над керноприемииком имеется газосборник для улавливания газа, выделяющегося при выбуривании керна и его извлечении из скважины. Нижняя часть керноприемника этих приборов открыта при подъеме снаряда. Из газосборника газ извлекается или непосредственно после подъема прибора из скважины, или в лаборатории. В последнем случае керноприемннк при разборке снаряда герметизируется:    за

крывается снизу колпаком, а сверху механическим клапаном. Окончательная дегазация пробы, находящейся в керноприемнике. производится в лаборатории.

К достоинствам снарядов этого типа относится более высокий по сравнению с герметическими керногазонаборннками процент срабатывания при относительной простоте конструкции и работы с ними. Недостатками их являются: ограниченность применения в скважинах с полным поглощением промывочной жидкости, возможность частичных потерь газа в растворенном состоянии из газосборника и из керноприемника через нижний торец в процессе подъема керногазонаборника в скважине, а также на поверхности при герметизации керноприемника.

Руководства по их применению приведены в приложениях 3. 4. 5.

Керногазонаборннками можно также опробовать газоносные вмещающие породы с малой скоростью газоотдачи при соответствующем подборе буровой коронки. Применение того или иного типа керногазонаборника определяется опытом использования керногазонаборников в конкретных геологических условиях разведываемых угольных месторождений.

3. МЕТОДЫ КОСВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДНОЙ ГАЗОНОСНОСТИ

Метод определения потенциальной метаноносности угля и вмещающих пород

Метод сводится к установлению газоносности угля или пород по их газо-емкости, полученной лабораторным путем, для условий давления газа и температуры, замеренных в скважинах в угольном пласте или породном слое.

Исследования сорбционной и общей газоемкости углей и пород показали, что изучение необходимо производить на образцах с природной влажностью. В настоящее время такие пробы представляется возможным отбирать только в горных выработках шахт. Пробы, полученные из геологоразведочных скважин, искусственно доувлажияются за счет промывочной жидкости, создающей значительное давление, величина которого определяется в основном глубиной скважины. Необходимо накопление экспериментального материала для установления переходных коэффициентов для определения общей газоемкости углей и пород с учетом природной влажности и в зависимости от газоемкости сухих образцов.

Замеры газового давления в геологоразведочных скважинах производятся испытателями пластов типа КИИ-65 или У ИИ Г-2-65 малого диаметра.

Принцип работы этих приборов основан на том, что в призабойной части скважины в результате разжатия пакера выше исследуемого пласта против него создается изолированный объем, в котором происходят снижение гидростатического давления до атмосферного за счет сообщения с поверхностью по герметичному буровому ставу штанг. Созданная депрессия пызывает приток флюида из пласта, дебит которого измеряется на поверхности газовым счетчиком. По истечении времени открытого притока после закрытия запорно-поворотного клапана с помощью глубинных самопишущих манометров

записываются кривые восстановления пластового давления. После подъема прибора из лробоотборной камеры на устье скважины отбираются пробы пластового флюида.

Применение пластоиспытатолеи при опробовании угольных пластов и вмещающих пород позволяет установить в разрезе газоносные, водоносные и «сухие» горизонты; получить кривые притока и восстановления пластового давления; замерить пластовую температуру в скважине; замерить приток газа или пластовой жидкости; отобрать глубинные пробы газа и пластовой воды; замерить давление свободного или растворенного газа в пластовой воде, находящейся в пробоотборной камере.

Руководство по применению пластоиспытателя КИИ-65 приведено в приложении 6.

Замеры газового давления в скважинах, пробуренных из подземных выработок, следует производить приборами ПГД-2 или ДДК-1 19, 10].

Метод определения природной газоносности угольных пластов по данным газовых съемок в горных выработках шахт

Газовыми съемками, проводимыми в горных выработках, устанавливается газовый баланс выемочных участков шахты но источникам газовыделения. в том числе из разрабатываемого пласта. Газовыделсиие из разрабатываемого пласта, отнесенное к 1 т добытого угля, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы, соответствует природной газоносности угольного пласта.

Получаемые этим методом данные наиболее полно характеризуют природную газоносность угольных пластов в пределах действующих шахт. Они могут быть использованы для сопоставления с данными газового опробования угольных пластов по скважинам при геологоразведочных работах на поле этой шахты. Кроме того, по газовому балансу участка можно рассчитать газовыделсиие из вмещающих пород. Для определения газоносности угольных пластов можно использовать и данные, получаемые при проведении газовых съемок в подготовительных выработках шахт.

Основные положения методики проведения газовых съемок в горных выработках шахт изложены в «Руководстве по производству депресснонных и газовых съемок в угольных шахтах» III].

Метод расчета природной газоносности угольных пластов по данным газообильности горных выработок

Природная газоносность угольных пластов может быть рассчитана но данным газообильности очистных выработок действующих шахт но формулам прогноза метанообильности. Исходными данными является фактическая мета нообилыюсть действующих выработок, рассчитанная по плановым и категорийным замерам, проводимым военизированными горно-спасательными частями (ВГСЧ) и службой вентиляции шахт.

Горностатистический метод прогноза газообильности выработок годен юлько в случае аналогичных горно-геологических н горнотехнических условий действующих и проектируемых выработок. Однако на более глубоких горизонтах в последующие годы применяются более прогрессивные системы разработки, способы выемки угля и управления кровлей, которые могут значительно отличаться от ранее известных.

Рассматриваемый метод установления газоносности угольных пластов менее точен по сравнению с прямым методом и методом газовых съемок, но дает более достоверные результаты, чем получаемые по расчету гориостати-сгическим методом.

Основные расчетные формулы для различных горно-геологических и горнотехнических условий приведены в приложении 14.

4. комплексный метод мгри

Этот метод основан на использовании непрерывного газового каротажа выходящей из скважины промывочной жидкости.

Газовым каротажем по скважине в разрезе пород выявляются газовыделяющие интервалы (угольные пласты и газоносные породы). По объему газа, вынесенного буровым раствором из интервала газосодержащнх пород, определяют количество газа, выделившегося при персбуривании одного метра породы. При бурении средне- и высокогазоносных пород определяют количество газа, выделившегося с 1 м перебуренной породы. Определив объем газа, вынесенного буровым раствором из интервала угольного пласта, и остаточную газоносность угольного керна н шлама, рассчитывают по уравнению газового баланса природную газоносность угольного пласта.

Комплексный метод МГРИ является одним из основных методов обнаружения газоносных горизонтов в породах угленосной толщи и перекрывающих их отложений. К недостаткам этого метода относятся: трудность учета различных геологических факторов, влияние которых непостоянно, и, как следствие, условность расчета отдельных величии; невозможность применения метода при поглощении промывочной жидкости более 40—50%.

Для повышения полноты изучения газоносности вмещающих пород комплексным методом следует шире использовать данные угольного каротажа, бокового каротажного зондирования, кавернометрии и лабораторных определений некоторых физических свойств горных пород.

Руководство по определению газоносности угольных пластов н вмещающих пород комплексным методом МГРИ приведено в приложении 7.

Многолетнее использование данного метода в различных угольных бассейнах СССР показало возможность его применения для характеристики газоносности порол, определения их газоеодержания. выделения локальных скоплений газа в трещиноватых зонах вмещающих пород, изучения качественного состава газа, коллекторских свойств пород и т. д. Необходимо дальнейшее техническое и методическое совершенствование метода.

МЕТОДИКА ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

I. ЗАДАЧИ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

§ 1. На всех стадиях разведки угольных месторождений и участков определение газоносности угольных пластов и вметающих пород-коллектороа является обязательным.

§ 2. На поисковой стадии производится сбор и обобщение сведений о газоносности месторождения или участка, определение качественного состава природных газов в угольных пластах и вмещающих породах методом отбора проб в герметические сосуды.

Задачей изучения является ориентировочное определение природной газоносности месторождения (наличие или отсутствие в угленосных отложениях метана на глубине, до которой производится оценка запасов), при наличии метана — приближенное установление границы распространения зоцы метановых газов.

§ 3. На стадии предварительной разведки месторождений с наличием метана необходимо получить данные о газоносности исследуемой площади, достаточные для составления соответствующего раздела в технико-экономическом докладе о целесообразности детальной разведки.

Для этого необходимо установить:

—    общий характер качественного состава газов и газовую зональность;

—    глубину поверхности зоны метановых газов и общую качественную характеристику природной газоносности угольных пластов в зоне метановых газов;

—    возможное влияние геологических факторов на распределение газов в угольных пластах и вмещающих породах (см. раздел 4, гл. I).

§ 4. На стадии детальной разведки выполненный объем опробования угольных пластов месторождения (участка) должен обеспечить получение исходных данных о природной газоносности, достаточных для составления прогноза ожидаемой газообильности горных выработок шахты с погрешностью не более 30%.

Для этого необходимо:

—    уточнить гипсометрическое положение поверхности зоны метановых газов с точностью ±50 м;

—    определить природную газоносность рабочих пластов в зоне метановых газов на всей площади месторождения (участка) с предельной погрешностью не более ±5 м³/т, которая устанавливается сравнением со срсднединамичес-кой величиной газоносности проб одного пластопересечения мощных пластов угля или со средней газоносностью тонких угольных пластов на данной глубине;

—    определить наличие горизонтов вмещающих пород-коллекторов и установить их газосодержание;

—    установить газосодержание подземных вод водоносных горизонтов, могущих оказывать значительное влияние на газообильность горных выработок:

—    изучить влияние геологических факторов на распределение газа и, по возможности, установить количественные зависимости, дать прогноз газоносности с учетом выявленного влияния геологических факторов на возможные региональные и локальные изменения газоносности.

§ 5. По действующим шахтам прогноз ожидаемой газообильности нижележащих горизонтов осуществляется в основном по данным горных работ

2 Зак. 290

(12]. При доразведке полем действующих шахт дополнительное опробование угольных пластов на газоносность проводится в случае, если нет условии, позволяющих применять горностатистнческий метод прогноза газообилыюсти горных выработок, а именно:

—    при отсутствии данных о газообилыюсти горных выработок на отработанных и действующих горизонтах шахты, а также по соседним шахтам;

—    при вскрытии первого горизонта в зоне метановых газов;

—    при вскрытии новых пластов, при изменении системы разработки или способов управления метаиовыделением;

—    при отсутствии аналогии геологических условий действующих горизонтов с разведываемыми;

—    при наличии в пределах шахтного поля значительных тектонических

изучения газоносности в этом случае аналогичны изложенным

в § 4.

При повышенной углекиелотообильностн (более 5 м³/т добычи угля) выявляются источники поступления углекислого газа, для чего используются результаты подземных газовых съемок и исследования подземных и шахтных вод.

§ 6. При реконструкции действующих шахт с прирезкой новых площадей и пластов на расстоянии по вертикали от горных работ более 200 м при пологих и более 300 м при крутых пластах, а также на расстоянии более 2000--3000 м по падению от действующих горных работ изучение природной газоносности основных рабочих угольных пластов производится в соответствии с требованиями детальной разведки.

При отработке открытым способом пластов, залегающих в метановой зоне или с обильным выделением углекислоты, в отчетах по участкам открытой разработки также должны приводиться данные о зональности газов и закономерности изменения газоносности угольных пластов и углевмещаю-щих отложений.

2. ОБЪЕМ РАБОТ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГАЗОВОГО ОПРОБОВАНИЯ

§ 7. В проект разведки участка или месторождения должен входить раздел «Опробование на газоносность». К проекту прилагается план геологоразведочных работ, на котором условными знаками выделяются скважины, подлежащие газовому опробованию, с указанием около каждой скважины индексов опробуемых угольных пластов и породных интервалов, количества проб, отбираемых из каждого пласта и метода их отбора. При большом числе пластов и опробуемых слоев пород в разрезе эти данные приводятся в таблице.

§ 8. Опробование угольных пластов и вмещающих пород на газоносность проводится но скважинам, предназначенным для разведочных целей. Проходка специальных скважин для получения данных о газоносности угольных пластов и вмещающих пород на стадии детальной разведки осуществляется лишь в случаях непредставительности данных опробования на предыдущих стадиях разведки или необходимости проверки характера установленных зависимостей гозоносностн от геологических факторов.

§ 9. При поисковой разведке метод изучения качественного состава газа является основным. Ориентировочный объем опробования герметическими сосудами угольных пластов — нс менее 10—15% от общего числа их пересеч,-ннн по вертикальному разрезу угленосной толщи с равномерным распределением опробуемых скважин по участку (месторождению). При установлении .метановой зоны дополнительно производится опробование на газоносность основных пластов песчаников, особенно но скважинам, пересекающим положительные структуры.

§ 10. При предварительной разведке опробование угольных пластов герметическими сосудами в предполагаемой зоне газового выветривания проводится до выявления поверхности зоны метановых газов. Объем должен обеспечить построение гипсометрического положения поверхности метановой

зоны с точностью до ±100 м по вертикали и установление в общих чертах влияния на нее основных геологических факторов. При этом из пластов мощностью до 1 м отбирается одна проба, из пластов большей мощности—две.

В зоне метановых газов основные кондиционные угольные пласты опробуются керногазонаборникамн. Опробование осуществляется по всем пласто-пересечсниям в скважинах на двух опорных профилях, ориентированных вкрест простирания, при складчатом залегании пород угленосной толщи или взаимно перпендикулярных при горизонтальном или близком к нему залегании пород. В более сложных случаях производится дополнительное опробование на других разведочных линиях.

При опробовании керногазонаборникамн угольных пластов число проб, отбираемых из одного пластоперессчения, определяется по табл. 2.

Объем опробования угольных пластов на газоносность в зависимости от их мощности

Таблица 2

Мощность угольного пласта, м Количество проб, подлежащих отбору До 1.5 1 1 5 —3 2-3 3 —5 3-4 Волее 5 5-10

При сложном строении пластов и наличии в их составе газоупорных породных прослоев каждая пачка угля должна опробоваться в объеме, предусмотренном для простого угольного пласта той же мощности.

По наиболее глубоким скважинам или скважинам, пересекающим положительные структуры, дополнительно проводится газовый каротаж. Объем опробования определяется из расчета проведения каротажа не менее одной скважины на площади 10 км* при горизонтальном или пологом залегании пород и не менее одной скважины на площади 5 км² при наклонном и крутом залегании пород, что обеспечивает получение информации но газоносности разреза каждого блока шахтного поля. Из установленных газовым каротажем интервалов газовыделення. а также по другим скважинам из интервалов, где наблюдались газоводопроявления, отбираются пробы угля или пород для изучения коллекторских свойств: общей, открытой и эффективной пористости, остаточной воды, кажущейся и действительной плотности, трещиноватости и газопроницаемости. Для тех же целен в скважинах, где проводился газовый каротаж, отбираются пробы углей и углевмещающих пород в интервале 150—180 м. в том числе 100— 120 м в кровле и 50—60 м в почве основных рабочих пластов. Рекомендуемые методы определения, количество и размеры образцов, а также способы их подготовки приведены в табл. 3.

Здесь образцы отбираются из всех литологических разностей из каждого макроскопически отличного слоя мощностью нс менее 3—5 м. При мощности слоя до 5 м отбираются две пробы, при большей — три (из верхней, средней и нижней частей). Установленные газовым каротажем интервалы с повышенным газовыделением. а также интервалы с газопроявлениями по другим скважинам опробуются пластоиспытатсля.мн. При замере газового давления в угольных пластах из них отбираются 1—2 пробы для изучения сорбционной способности.

При обнаружении газопроявлений из скважин (чаще всего это происходит при самонзливе подземных вод) определяется дебит воды и отбираются пробы воды и газа для определения состава газа н газонасыщснности вод (приложение 9).

Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах. М.. «Недра*. 1977 г. 90 с. (Институт горного дела нм. Л. Л. Скочинского).

В инструкции приведены общие сведения о геологии природных газов угольных месторождений, методах изучения газоносности пластов угля и вмещающих их пород. Даны рекомендации по расчету объема опробования, проведению опробования, лабораторной обработке отобранных проб, а также по камеральной обработке получаемых материалов. Изложены основные требования, предъявляемые к материалам по газоносности угольных месторождений. В приложениях приведено описание основных современных методов и приборов для изучения газоносности угольных пластов и вмещающих пород.

Инструкция предназначена для геологоразведочных организаций. занимающихся разведкой угольных месторождений. в которых наблюдаются проявления газа.

Табл. 20. ил. 12. список лит. — 14 назв.

Выпушено по заказу Института горного дела им. А. А. Скочинского

© Институт горного дела нм. А. А. Скочинского (ИГД), 1977.

§ II. При дета.мжЛ    учла**

(месторождении герметическими сосуде ми > гочмиетси воложсяле доны метимое % га-Уот в объеме. обеспечивающем построение « гипсометрии с точное TWO ДО ±30 м

В метано**! юн» аловодигси определе-вхе коллекторских свойств углей и пород во обратим, отбираемым на керна. подай-того обычными колонковыми трубами. а т-t керногаюиаборашиин. которыми отстают с* пробы дев непосредственного определении г а юное мост и тглей и ворох

Комплексный метод МГР»1 и Пластове-вмтатели примемаютсв дли уточнении гало-носкости утолхмых пластов и определении гаммксмоети виешапших пород.

Условна применении этих методов в объем опробоваимв овредедиютсв степенью сложности геологического строении рад ведут мото месторождение. участка

а) ирм иду нении г а юное нос тн площадей с простым мовокдин > вкяын валегаяяем уюльяых пластов н иедвачительмым вроав-летаем дядыоакгяаяой и1р>икчмюсти серо-боаанве кевдмхвояиых у голыш « плдето» а юне метановых гаю в кериогвюяаберяика-мя вроводитса в скважинах, расположенных яа ра длинных промяли« с рвсстохаяем между ними 2 « им. Количеств» оеробо ааииых пересечений на каждой дииии и по каждому пласту должно обеспечивать точности пострсепна адоевд со диачемичии вере) 5 м'/т Дли угочмеяаи построении им-гад во простяваяяю вроиаводитси дополни-телыюе опробование наиболее гааовоенмх пластов в cxBiataii. расположенных между уыдавяыяи врофмлами.

Наиболее глубокие скааяжаы и скааживы. пересекавшие иодежятельные структуры. исследуются гаювым каротажен Плотность опробовании »тим методом доводите* до одной скважааы яа 3 км» плошади уяв-стал врл горадоятальмой а волосом аалгга-иии пород я до одной сяаажины яа 2— 3 *м» яря ванломиои а крутом да летания порох

Мри установлена* га ювыделчющих им-червалов в углах и во вмещающих породах они опробуются вспы та телами пластов. По тем же скважинам или максимально бляа-ко расположенным к ним ироидводитс* отбор проб углей н пород дла ндучемии кол-лекторских свойств, в также проб утлей МАШ определенна их сербииоиимх свойств. В )ка)амимх интервалах пэродиме пробы отбираются керяогаюяаборапаии. буро паи часть которых * рее «кх облей а дли буре-имя вмещающих пород Количество отбираемых проб ид каждого угольно-

31

ПРЕДИСЛОВИЕ

Основой для составления данной Инструкции послужила «Временная инструкция по определению и прогнозу газоносности (метаноиосности) угольных пластов при проведении геологоразведочных работ» (I), утвержденная 18 августа 1965 г. Государственным геологическим комитетом СССР и Государственным комитетом но топливной промышленности при Госплане СССР.

При составлении настоящей Инструкции учтены требования к геологоразведочным материалам по природной газоносности, изложенные в «Инструкции о порядке внесения, содержания и оформления материалов по подсчету запасов углей и горючих сланцев, представляемых для утверждения в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ)» [21. в «Руководстве по проектированию вентиляции угольных шахт» [3] и во «Временных технических требованиях угольной промышленности к геологоразведочным работам и исходным геологическим материалам, представляемым для проектирования нового строительства и реконструкции шахт и разрезов» [4].

В составлении Инструкции под руководством заслуженного деятеля науки и техники РСФСР, проф. А. И. Кравцова принимали участие: В. Г. Белоконь. Ю. А. Беляев, Г. В. Бодня. А. М. Брижаиев, А. А. Голубев. А. М. Дмитриев. Н. В. Дорошкенич, К. А. Ефремов, М. А. Ермеков. Б. М. Зимаков. М. И. Зильберштейн, Ю. П. Зубарев, Г. К. Карасев, А. Д. Кизряков. В. Я. Колесник, Б. М. Косенко. Н. Н. Куликова, М. Л. Левенштейн, Г. Д. Лидии. Г1. И. Л ищу к, М. Я. Малыхнн, В. М. Маркова, К. В. Миронов, А. Г. Му-рич. Д. Э. Петросян, Н. И. Погребков, Д. М. Пролыгин, Ю. В. Рудаков. Р. Г. Рябинин. В. Ф. Твердохлебов, О. В. Тендер, Е. В. Терентьев, Э. Г. Токарева, В. М. Фалькович. Г. В. Шарманова, В. В. Шершуков, Г. Б. Яновская.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая инструкция предназначена для выбора методов и определения объемов исследовании по изучению природной газоносности угольных пластов и вмещающих их пород при проведении геологоразведочных работ.

Учитывая, что источниками выделения газов в горные выработки являются не только угольные пласты, но и вмещающие породы, из которых газо-выделение, особенно на глубоких горизонтах, превышает поступление газов из угольных пластов, в новую Инструкцию включены методы и объемы опробования вмещающих пород для определения их газоносности.

Кроме того, на основании практического опыта и научных исследований, проведенных в последние годы, значительно переработаны и дополнены разделы. включающие объем опробования угольных пластов, методику оценки представительности данных газового опробования, методы математической обработки получаемых результатов, методику составления графических материалов, что будет способствовать повышению точности прогноза газоносности угольных месторождений.

Газообильность горных выработок в пределах новых горизонтов углубляемых действующих шахт, участков, прирезаемых к шахтным полям по простиранию пластов, горизонтов, шахт, закладываемых ниже полей действующих шахт, новых шахт, проектируемых рядом с действующими или между полями последних, рассчитывается горностатистическим методом, изложенным в «Руководстве по проектированию вентиляции угольных шахт» [3], если в указанных случаях нет резких изменений горно-геологических и юрнотехннческих условий действующих и проектируемых выработок.

Если на более глубоких горизонтах шахт или на смежных шахтах в последующие годы будут меняться горнотехнические условия или будет отрабатываться другая свита угольных пластов с иным количеством сближенных пластов и пропластков угля, то газообильность горных выработок должна определяться по газоносности угольных пластов и вмещающих пород, получаемой шахтными методами.

Газообильность горных выработок вновь строящихся шахт и шахт, подлежащих коренной реконструкции, рассчитывается по газоносности угольных пластов и вмещающих пород, определяемой при геологоразведочных работах.

При изучении газовыделений на действующих н реконструируемых шахтах необходимо руководствоваться «Временными методическими указаниями по геологической документации газопроявлений в горных выработках угольных шахт» 15].

Выбросоопасность угольных пластов и пород при наличии горных работ устанавливается согласно «Инструкции по безопасному ведению работ на пластах, склонных к внезапным выбросам угля, породы и газа» [6]. а на новых площадях — по геологоразведочным данным в соответствии с «Временным руководством по применению метода регионального прогноза выбросо-опасности пород Донбасса по геологоразведочным данным» (7].

Определение метанообильности горных выработок действующих шахт, обработка и систематизация полученных данных производятся службой вентиляции и техники безопасности угольных шахт 18], определение газоносности угольных пластов и вмещающих пород шахтными методами на действующих шахтах — территориальными научно-исследовательскими институтами по безопасности работ в горной промышленности, изучение газоносности угольных толщ при геологоразведочных работах — геологоразведочными организациями. проводящими разведку.

В настоящее время еще не представляется возможным учесть все факторы. влияющие на весьма сложное распределение газа в угленосной толще. Технические средства и методы изучения газоносности при ведении геологоразведочных работ недостаточно совершенны. Поэтому прогнозные данные по газоносности угольных пластов, полученные в процессе геологоразведочных работ, должны уточняться в процессе строительства и эксплуатации шахты по мере получения новых материалов.

В настоящей «Инструкции» принята следующая терминология.

Природная газоносность — объем газа, содержащийся в единице массы угля в естественных условиях, м³/т угля.

Остаточная газоносность — объем газа, содержащийся в единице массы угля, частично дегазированного в результате ведения горных работ или поднятого на поверхность из буровой скважины обычной трубой без применения мероприятий по сохранению природной газоносности, м³/т угля.

Газоемкость угля — способность угля поглощать газ в определенных термодинамических условиях, см³/г или м³/т.

Газоносность пород — объем газа, содержащийся в единице массы или объема породы, м³/т или м³/м³.

Абсолютная газообильность — объем выделившегося газа в горные выработки в единицу времени. м³/сут или м³/мии.

Относительная газообильность — объем выделившегося газа в горные выработки, отнесенный к одной тонне добываемого угля, м³/т угля.

Изогаза — линия равной природной газоносности угольных пластов.

Изомета — линия равной относительной метанообильности горных выработок.

Сближенный пласт или пропласток угля (€спутник») — пласт или пропласток угля, из которого в выработки основного разрабатываемого пласта может поступать газ при его надработке или подработке.

Пояса — участки, на которые подразделяют поле шахты по простиранию пласта, характеризующиеся более или менее однородным геологическим строением и газообильностью.

Суфляр — выделение газа из трещин с дебитом газа 1 м³/мин и более на \чистке горной выработки длиной 20 м. Подразделяются на суфляры, приуроченные к природным и эксплуатационным трещинам.

В угольных шахтах к опасным по суфлярам относят пласты, по которым при проведении выработок имеют место суфляры, приуроченные к эксплуатационным трещинам (выделение метана из смежных пластов и пропластков по трещинам, образующимся в горных породах в результате их сдвижения). При наличии суфляров, связанных с геологическими нарушениями, к опасным по суфлярным выделениям относятся все угольные пласты в пределах шахтного поля.

Внезапный выброс угля и газа — быстро развивающееся разрушение угольного массива горным и газовым давлением впереди забоя горной выработки, вынос и отброс разрушенного угля газом.

Основными признаками внезапного выброса угля и газа являются:

а)    образование в угольном массиве характерной полости;

б)    отброс угля и газа от забоя в горизонтальных выработках крутых пластов и во всех выработках пологих пластов;

п) наличие повышенного по сравнению с обычным содержанием газа в горной выработке после выброса.

Выброс породы и газа — явление, возникающее в некоторых песчаниках впереди забоя выработки при взрывных работах за пределами непосредственного воздействия взрывчатых веществ и характеризующееся быстрораз-внвающимся разрушением массива с отбросом породы и выделением газа. Основным определяющим признаком выброса является характерное измельчение основной массы породы на чешуеобразные пластины, оконтуривающие полость выброса и дробящиеся при отбросе до состояния песка.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИИ ГАЗОВ УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ

I. СОСТАВ И ПРОИСХОЖДЕНИЕ ГАЗОВ УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ

И МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В составе газов угленосных толщ установлены следующие компоненты: метан, тяжелые углеводородные газы (Т. У.), азот, углекислый газ. водород, окись углерода, сернистый газ, сероводород, редкие газы — гелий и неон (легкие), аргон, криптон и ксенон (тяжелые).

Основными компонентами являются метан, азот и углекислый газ, остальные встречаются лишь в виде примесей.

Метан (СН₄). Содержание метана в составе газов угленосных толщ изменяется от 0 до 100%. возрастая с увеличением глубины. Генетически метан связан с угольными пластами и рассеянным во вмещающих породах органическим веществом, являясь в основном продуктом метаморфизма углей.

В метаморфическом ряду углей сорбционная метаноемкость непрерывно возрастает и достигает максимальных значений в антрацитах. Однако природная метаноносность угольных пластов равномерно увеличивается, достигая у антрацитов 40 м*/т горючей массы, затем в высокомегаморфизованных антрацитах резко снижается практически до нуля. Изучение распределения метана в каменноугольных пластах в зависимости от глубины залегания показывает, что ниже зоны газового выветривания наблюдается нарастание природной газоносности, с увеличением глубины темп нарастания затухает.

В Донецком бассейне в переходной зоне от антрацитов к высокометамор-физованным антрацитам по мере углубления в недра бассейна вначале прослеживается нормальная газовая зональность, затем метаноносность увеличивается до какой-то глубины, после чего начинает уменьшаться вплоть до полного отсутствия в них метана.

Распределение метана во вмещающих породах угольных месторождений изучено недостаточно. Однако опыт разработки угольных месторождений показывает наличие иногда громадных скоплений этого газа в породах-коллекторах. Газоносность пород определяется угленосностью месторождений, как источником образования метана, а также пористостью и трещиноватостью пород, определяющих емкость коллекторов, и наличием газонепроницаемых горизонтов, способствующих образованию скоплений газа. С увеличением глубины разработки каменноугольных месторождений следует ожидать возрастания газоносности пород в основном за счет увеличения газового давления.

Метан с воздухом образует горючие и взрывчатые смеси. Смесь с содержанием метана от 0 до 5—6% может гореть около источника высокой температуры, от 5—6 до 14—16% — взрывается (максимальная сила взрыва при 9,5% СН«), свыше 14—16% — горит при притоке кислорода извне; снижение при этом концентрации метана может привести к взрыву.

Температура воспламенения метана находится в пределах 670—750°С. Однако она может быть значительно выше и ниже указанных пределов в зависимости от рода воспламенения, способа воспламенения, содержания СН« в воздухе, примеси других газов.

Азот (N₂). Содержание азота изменяется в широких пределах -от 0 до 100%, закономерно уменьшаясь с увеличением глубины. Но азотные газы в углях встречаются лишь в единичных случаях. Азот в основном имеет атмосферное происхождение, па что указывает как характер его происхождения, так и отношение аргона к азоту, близкое либо равное атмосферному

1.18*.

Углекислый газ (С0₂). Содержание углекислого газа колеблется от 0 до 80—90%. Углекислый газ образуется в результате биохимических и окислительных процессов превращения органического вещества углей, привноса его инфильтрационными водами, в некоторых случаях он может иметь глубинно-метаморфогенное происхождение.

Тяжелые углеводороды (С„Н_2п+2) в составе природных газов угольных пластов представлены в основном этаном и пропаном, реже бутаном, максимальные содержания которых приурочены соответственно к углям марок Ж и К. Тяжелые углеводороды обнаруживаются в угольных пластах, как правило, значительно ниже зоны газового выветривания. С возрастанием глубины в некоторых бассейнах наблюдается увеличение тяжелых углеводородов.

Происхождение тяжелых углеводородов в газах угольных месторождений связано с процессами метаморфизма угольного вещества. В ряде случаев тяжелые углеводороды .могут проникать также в угленосные толщи из нефтегазовых залежей.

Тяжелые углеводороды в смеси с воздухом также образуют горючие и взрывчатые смеси, по пределы их взрывчатости ниже, чем у метана. Этан образует с воздухом взрывчатые смеси, когда его содержание находится в пределах от 3.2 до 12,5%. пропан —от 2,4 до 9,5%, бутан —от 1.9 до 8,4%.

Водород (Н₂) обычно встречается в виде незначительных примесей, однако в отдельных случаях его содержание в природных угольных газах достигает 40—50% и более, но обычно при незначительном количественном содержании. Водород распространен не повсеместно. Происхождение водорода во многом остается неясным; он может быть связан с биохимическими процессами превращения растительного вещества в уголь, с метаморфизмом угля, с проникновением из магматических очагов (ювенильный). При исследованиях необходимо учитывать, что водород может образовываться в процессе лабораторной обработки проб.

Смеси водорода с воздухом являются взрывчатыми при содержании Н₂ от 4,1 до 74%.

При наличии тяжелых углеводородов и водорода в рудничном воздухе значительно уменьшается температура вспышки смеси метана с воздухом (на 100—150°), увеличивается сила взрыва, ускоряется распространение пламени, ослабляется весьма важное свойство смеси метана с воздухом — воспламеняться с некоторым запозданием, а также расширяется диапазон взрывоопасных концентрации.

Нижний предел взрывчатой смеси метана и других горючих газов с воздухом нормального состава для обычных в шахтах температур и давлений может быть подсчитан по формуле (в %)

100 Ж+ n;'*'■■■' Нп где РиРл.. ., Рп — содержание каждого из гог объему (А, + Р2+ ... + Рп = 100® мочих <>);

'V,. Nn — нижние пределы взрывчатости каждого компонента.

Окись углерода (СО) встречается очень редко, происхождение ее не выяснено.

Сероводород (H₂S) образуется в результате реакции взаимодействия сульфатных вод с метаном (десульфуризация), возможно при участии бактерий. Образование сероводорода могло происходить в значительных объемах при формировании углей, однако ввиду повышенной растворимости его в воде он содержится в угольных газах в малых количествах.

Сернистый газ (S0₂) встречается в виде гнездообразных скоплений. Генезис его не ясен.

Редкие газы (Не, Ne, Аг, Кг, Хе), за исключением гелия, который имеет радиоактивное происхождение, встречаются, как правило, в постоянных соот-

ношениях с азотом, соответствующих их содержанию в воздухе. Это является доказательством атмосферного происхождения этих газов.

Перечисленные газы, при содержании их в рудничной атмосфере п количествах, превышающих допустимые нормы, отрицательно влияют на условия подземной разработки угольных месторождений. Особую опасность в угольных шахтах представляют большие количества метана, который в соединении с воздухом образует взрывоопасную смесь.

Необходимо предусматривать дальнейшее изучение компонентного состава газов угольных месторождений и накопление данных об условиях распространения и закономерностях их образования в угленосной толще. При этом особое внимание должно быть уделено изучению водорода, углекислого газа и тяжелых углеводородных газов.

2. ФОРМЫ НАХОЖДЕНИЯ ГАЗОВ В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОДАХ

Газы в угольных пластах и вмещающих породах находятся в свободном и сорбированном состоянии. Свободный газ занимает поровое пространство (гранулярное и трещинное). Количество его в угле и породах зависит от их пористости и давления, под которым газ находится. Если поры и трещины заполнены водой, то содержание газа в них соответственно меньше. Количество свободного газа в угольных пластах и вмещающих породах обычно нарастает с увеличением глубины. Преобладающая часть газа в угольных пластах в пределах глубин до 1000—1500 м находится в сорбированном состоянии, что обусловлено большой сорбционной способностью угля.

Сорбционная способность (сорбция) — способность твердого тела поглощать газообразные вещества из окружающего его пространства. Это понятие объединяет несколько видов сорбции—адсорбцию, абсорбцию и хемосорбцию. Адсорбция— поглощение газообразных веществ поверхностным слоем твердого тела (сгущение газа на поверхности адсорбента). Абсорбция—способность твердого тела равномерно поглощать газ всем объемом твердого тела (абсорбента). Хемосорбция—способность твердого тела вступать с газом в химическую связь.

Поскольку угли имеют очень большую внутреннюю поверхность (150— 200 м²/г), то для них наиболее характерна адсорбция газа. Абсорбция газа проявляется в значительно меньшей мере. Количество газа, сорбируемого углем, увеличивается с повышением давления и с понижением температуры и влажности. Сорбция каменных углей по метану повышается по мере увеличения степени их метаморфизма. Сорбция зависит также от петрографического состава углей.

Сорбционная способность углей по отношению к различным газам неодинакова. Так, если сорбционную способность углей по азоту принять за единицу, то по отношению к другим газам она будет характеризоваться следующими величинами: гелий—0,01; водород—0,16; аргон—0,75; кислород— 1,3; метан—3,4 и углекислый газ—8,0.

Сорбционная способность пород на два порядка меньше газосмкости углей, поэтому принимается, что они практически не содержат газа в сорбированном виде. Если в породах содержится рассеянное углистое вещество, то их сорбционная способность соответственно повышается.

3. МИГРАЦИЯ ГАЗОВ И ГАЗОВАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ

Процесс формирования угленосных отложений сопровождался образованием горючих газов при метаморфизме угля и удалением их из толщи угольных месторождений за счет миграции к поверхности. Наряду с этими процессами имело место встречное движение атмосферных газов на глубину. Подобное перемещение газов привело к закономерному распределению атмосферных и метаморфических газов, которое проявилось в виде газовой зональности (табл. 1). Газовые зоны по вертикали постепенно сменяют друг

Газовая зональность угленосных отложений

Хиыическнй состав и содержание основных газон в угольных пластах Огноснтельнл* кет, но обильность горных Химический сое тая зоны (сверху ВНИЗ! N.. Ч СИ.. * СП.. И*/| угля СО,, ч СО,, niff угля выработок. mV г добычи угля ползеииых вод Г адового выест- Азотно-углекислых газов 0-50 — 50-100 До 2.0 Пега юная Гидрокарбонатно-маг- ННРПО-КЗЛЫ1ИСПЫЙ рмва-II ИЯ Углекисло-азотных газов 50-100 0 -.50 До 1.0 • Г идрохлрбонатно-каль-пневый и сульфатно-гиа-рокарбоиатно-натриево- КЛ.УЫ1МГВЫЙ Метано-азотных газов 50-100 0-50 До 1 0—20 До 0.5 До ! Г ндрокарбонатно-суль-фатно-натрневый и гидро-карбонатно- натриево-кальциевый Азогно-мстанооых газон .50-20 50-80 До 2-5 0-20 До 0.5 До 2- 3 Г идрокарбонатно-каль-циево-натрисвый и Пиро-карбонатно-натриевый Метановых галоп 20-0 80-100 Болес 2-5 0-5 До 0.5 Более 2—3 Гидрокарбонатио- натриевый. гидрокарбонатно-хлоридно-нотркевый и хлоридно-натриевый

Примечания: 1. В названии ми преобладающий компонент ставится вторым. 2. В отдельных случаях, когда по процентному содержанию всех основных газовых компонентов состав газа не отвечает какой-либо мэ указанных в таблице воя. газовая зональность определяется по процентному содержанию углекислого газа при содержании COj более 20% и «о по процентному содержанию метана при содержании СО, менее 20%.