ДОНБАССКАЯ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЛАБОРАТОРИЯ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ГАЗОНОСНОСТИ УГЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДОНЕЦКОГО БАССЕЙНА ПРИ РАЗВЕДКЕ ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ

г. Ростов-на-Дону 1976

Министерство геологии СССР Донбасская научно — исследовательская лаборатория

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ГАЗОНОСНОСТИ УГЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДОНЕЦКОГО БАССЕЙНА ПРИ РАЗВЕДКЕ ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ

Р остов—на-Дону

1976

L"" '""J .........		1____ S________			"—H-		I." ■■■■«■—		—В—	"П
		*£E*.C«	Лбом %	m	Tuft с<п«ола	ДкШРазорсбл.			а*с юр масс*	да,
0-2 50	1		-C.?io	Q			Нет сэглений		0 - 150	а
25о-юоо	2	19-30	ГО-20	1	n			1	I 150-300	а
юоо-гоос	Л	So-45	¥зо	г	исновнои	1	Раздгсолен.	2	300-500	И
гооо-50оо	4	A5-60 W-75	30--<*0 Ч)*59	3 V“	Искривленный	2	Столбнат.	3	300 - ТОО 700-500	ш-и а
ьооо-тьоо	т	7S-30	sd-fio	5		тпг	крошка	Jl	500 -П 00	а
Г 75O0-JCC0O	6	MHC5	uMzIQ.	в					ООО-(300 ^	и
Й~ЮООО-15СОО		(05-f2Q uo-os	70-SO! вО-?0	7 1					1300-1500 1"5ЭСМХ>0
Я >*5Ш)	в	tpV	зш	T					>1700	и
1 h_____in		Г—-JS——1			Г——Ж I		Г"—V-1		1 . "1
Угааазг-сй.см3	iKOdl	'Асн**г-с6		HOC	Vcbo6 газа^см^	*00	сн^сесдодл*.	ш.	Угидрозат.см1	Д
Нет сведем»	! г	Нет сведений		I	Нет сведений	1	Нет сведений	Г”"	Нет сведений	1
0-200	1	0-	2it	г	0-500	2	0-50	[Г	о-гоо	2
>700	i J	>20		3	>500	3	> 50	3	>200	3
										—— 1

Рже» 1» Перфокарта ( оборотяая сторожа )

фораиин. Этим исключается появление случайных ошибок при определении кода по отдельным таблицам и достигается значительная быстрота заполнения перфокарт*

Большинство кодируемых признаков сгруппировано по родственным разделам. Номера полей перфорации и кодовых таблиц совпадают* Ниже приводится краткое описание рекомендуемого макета перфокарты ( см.рис. 1).

П о л е 1 , на котором записывается район, шахтное поле, располагается на 8 парах отверстий, позволяющих закодировать 69 полей, районов. Таблица кодов для этого по ля не приведена на перфокарте из-за ее громоздкости*

П о л е 2 на 4—х парах отверстий позволяет кодировать 9 интервалов глубин, приведенных в кодовой таблице*

ПолеЗ предназначено для записи индекса пласта,ко-дирование хоторого осуществляется при помощи треугодного алфавитного ключа и двухрядного ключа 1-2-4-7.

Поля 4,5,6,7,8 объединяют результаты определения содержания отдельных компонентов газа в пробах* Запись на них производится двухрядным ключом 1-2-4-7 и его укоро-ценным вариантом 1-2-4* Следует отметить, что каждое из вышеуказанных полей разделено на две части для записи не только в весовом, но и в процентном выражении*

П о л е 9 предназначено для записи выхода керна п о углю в процентах и сантиметрах*

ПолеЮ строится на одной паре отверстий и с луж и т для записи прямым ключом типа ствола*

Между полями 10 и И располагаются две пары резервных отверстий*

На поле11 прямым ключом записываются сведении о степени раздробленности керна*

П о л е 12 позволяет закодировать в соответствии с кодовой таблицей девять показателей веса горючей массы*

П о л е 13 позволяет записать величину газоносности о точностью до 1.

Поля 14,15,16,17 дают возможность записать данные об объеме газа в газосборнике,пропентном содержании СН^

в газосборнике,объеме свободного газа и процентном содержании свободного СН₄*

11

П о л е 18 служит для записи объема гидрозатвора.

П о л е 19 предназначено для характеристики газового давления.

Поля 20,21 ,22 предназначены для кодирования информации о литологическом составе, плотности и герметичное т и пробки.

На п о л е 23 записываются сведения о представительности пробы.

П о л е 24 служит для кодирования рейса.

На поле 25 выносятся данные о степени метаморфизма углей.

После окончания разведки участка весь фактический материал по газоносности рекомендуется представлять на перфокартах, что значительно облегчает систематизацию полученных данных.

Преимущество предлагаемой перфокарты по сравнению с ранее разработанными заключается в том, что в ней основное количество показателей записывается кодом на краевой перфорации.

Это дает возможность, во-первых, значительно расширить обработку перфокарт посредством сепараторов и, во-вторых, значительно сократить затраты времени на их заполнение.

ПОСТРОЕНИЕ ПРОГНОЗНЫХ КАРТ ГАЗОНОСНОСТИ

Результаты изучения газоносности рекомендуется выражать в виде прогнозных карт газоносности, которые строиться на базе гипсометрических планов.

Методика построения прогнозных карт, разработанная в ДонбассНИЛ, заключается в следующем ;

1.    На гипсометрические планы основных рабочих пластов выносятся значения газоносности по данным опробованиям герметические стаканы, керногазонаборниками и газокаротажным методом.

2.    На гипсометрических планах выделяются участки с одинаковыми геологическими условиями (близкой степенью метаморфизма, равными углами падения и т.п.).

3.    По выделенным участкам строятся графики изменения газоносности с глубиной по представительным пробам. Н а

12

г рафиках проводятся кривые изменения газоносности п о средним значениям* Затем вычисляются среднеквадратичные значения по интервалам глубин и проводятся кривые изме — нения предельных значений газон осности,соответству ющих средним значениям,увеличенным на два среднеквадратичных отклонения [4].

4* По построенным графикам определяются глубины,со-ответствующие значениям газоносности 5,10,15,.*«,35к^т г. м» 5. На гипсометрических планах по этим значениям строятся изогазы - линии равной газоносности, в общем повторяющие конфигурацию изогипс.

Используя прогнозные карты газоносности,построенные по этим значениям, проектирующие организации смогут предусмотреть наиболее безопасный вариант проветривания горных выработок и эффективной дегазации угольных пластов* Достоинство предлагаемой методики составления карт заключается в том, что, во-первых, влияние отдельных аномальных проб сглаживается, а, во-вторых, фактически учитываются все пробы,покаэавшие наиболее высокие значения газоносности.

Для перспективного планирования разработки угольных пластов Донбасса, выяснения общих закономерностей изменения газоносности в его пределах и предварител люй оценки потенциальных запасов метана в угольных пластах рекомендуется использовать составленную ДонбассНИЛ обзорную прогнозную карту газоносности бассейна в масштабе 1 : 300 ООО. При построении карты использована зависимость газоносности от глубины залегания и степени метаморфизма угля. Значения газоносности и глубины начала ее стабили — зации определялись на графиках изменения газоносности по изометаморфрым разностям углей. Эти параметры были нанесены определенными условными знаками на карту распространения зон метаморфизма. На рис. 2 показан фрагмент прогнозной карты*

По построенной схематической карте можно определить предельную величину газоносности и глубину начала зоны ее стабилизации для любой марки угля»имеющейся на участке, установить основные закономерности изменения газоносности в бассейне.

Аналогичным способом могут быть построены схематические прогнозные карты по геолого-промышленным районам*

13

ED¹ Q⁶

msffffle

rmura

Предельная газоносность» м^э/т г*м; а-Э; 6-17; в-20; г-21; д-28; е-31; ж-35.

ПОДСЧЕТ

ЗАПАСОВ МЕТАНА В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ

При разработке угольных пластов в атмосферу горных выработок поступает т^з из угля и вмещающих порол в коли — честве до 50-100 м на каждую тонну вынимаемого угля. Ныне этот газ в основном выбрасывается в атмосферу,

В свете 'Основ законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах' горючие газы угленосных отложений следует рассматривать не только как вредный компонентро-ложняющий разработку угля, но и как полезное ископаемое, извлечение которого попутно с добычей угля даст определенный экономический эффект»

В СССР неоднократно предпринимались попытки подсчета запасов угольных газов в отдельных бассейнах tS.7] .

В ДонбассНИЛ разработана и рекомендуется для практического внедрения упрощенная методика подсчета запасов метана в угольных пластах» Сущность метода заключается в следующем, На гипсометрический план выносятся значения газоносности по представительным пробам. Затем оконтурива— ется и исключается из подсчета зона с газоносностью менее 10 м /т угля, т,к* при меньшей газоносности специальные мероприятия по дегазации нецелесообразны. Остальная площадь пласта разбивается на погоризонтные блоки, огра — ничейные по падению изогипсами, кратными 200 или 300 м, в зависимости от угла падения и плотности сети опробования, а по простиранию — границами шахтного поля или крупными нарушениями,

В пределах погоризонтного блока газоносность изменяется по криволинейному закону, поэтому запасы метана подсчитывались с использованием методов приближенного интегрирования или приближенно, по средней газоносности в блоке и запасам угля в блоке (рис,3).

Общие запасы метана по разведочному участку следует определять путем суммирования запасов по отдельным погори зонтным блокам и пластам.

15

Рме*Л* Схем* лоасче-тк шшст mwmtm » тгъдьнаы |шастек| 1 * pa,w«ao'wui сжмжшм; 2 ** шламм^ о^робелаиная м гшзш<жтосгь~; тттт гшжмош0стм*м'~/г г*мФf 3 ** камер одой» я cptwM мличкм ГАЭОкасАосп ао йтт« ш /т угдвц 4 * «агжшм «ста; 5 - »£ix»reoos# мрушеняо; 6 - гришнав даж»т|*т &лшго%*

ОБЪЕМЫ ОПРОБОВАНИЯ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ГАЗОНОСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Перед началом проектирования работ по газоносное т и отдельных участков в Донбассе рекомендуется i а) по схеме распространения зон с различной газоносностью (табл* 2) определить возможную предельную величину газоносности угольных пластав, которая может быть установлена на данном участке J б) на прогнозной карте предельных значений газоносности бассейна нанести контуры участка* Зная марку угля и глубину разведки, можно установить возможную предельную величину газоносности и глубину, ниже которой газоносность стабилизируется, т.е* практически не возрастает } в) наметить места отбора проб согласно приведенным ниже объемам по стадиям разведки*

Исследования последних лет по анализу достоверности материалов углегазового опробования и обобщения методических рекомендаций [ 1,2,9] позволили установить оптимальные варианты объемов опробования для изучения га — зоносности и предложить нижеследующую принципиальную схему изучения газоносности на различных стадиях разведки*

А* П о и с к и* При поисках следует устанавливать в основном качественный состав природных газов и примерное положение глубины зоны газового выветривания по аналогии с соседними участками и путем отбора проб в герметические стаканы по отдельным скважинам. Интервал опробования следует сужать по мере накопления данных о глубине залегания верхней границы метановых газовЛри завершении поисковой разведки рекомендуется отобрать несколько проб керногазонаборннком (5-10 проб) для предварительного суждения о значениях газоносности на различных глубинах.

Б* Предвари тельная разведка* При проведении предварительной разведки уточняется положение глубины зоны газового выветривания и устанавливается примерная газоносность угольных пластов следующим образом:

Таб/шиа 2 Распространение по территории Донбасса площадей, характеризующихся различной газоносностью

Марка угля Газоноо-н^ть, м /т г.м. Наименование площадей БД, д Площади с низкой газоносностью 2-10 Участки Западного Донбасса,Волчлнскаи син— кшшаль.соверо-западлая часть Красноармейского района.запедиач часть Д*чюико-Макео»ского района,Старобсльская углоносная плошадь,Мн!>-леровекая моноклиналь Г^К, к Площади с умеренной га;ч>носностъю 10-20 Большая часть Красноармейского района,Центральная чаеггь Дононко-Макссвского района, западная часть Центрального района,Лн£ичан-ский и Луганский районы,сп*дольныо участки Ллмазно-Марьевского рай она, северная часть мелкой складчатости в Восточном Донбассе ОС.Т, ЛА.10/А II/A 20-98 Площади с высокой газоносностью Тороэско-Снежнянокий район,восточная часть Центрального н северо-восточная часть До -* ненко-Максевского раЙона,С'олеэноескпА рай-он,Боково-Х рустальски й, К расн идоиск н й, свиты cj ,с| , Сд , отдельные участки Ал — мазмо-Марьсвского районе, северная часть полосы мелкой складчатости в Восточном Донбассе антра циты 32-2,5 Площади с переходной газоносностью Участки свиты С\ в Центральном районе,® Б оково-Х ру ста лъек ом ,Т орезско-С не жня иском районке,свиты CJ Углегорской мульды и свиты С^в ядре Сулино-СадкннскоА синклинали, Ново-Золотовсхой и Висловской брахисинклиналей 12/А--14/А «а болео 2fi Площади негазоносных антрацитов Восточная часть Торезско-Снежнянекого рай-она,свита Сд Боково-Хрустальского н Доджа-ио-Р овен едкого районов,зона крупных линейных складок,вклк>чв»(лвя Шахтннско-Несвета*-евскнй,Сулино-Са дкннсхий,Г ухово-ЗверевскиЙ районы

1* Герметическими стаканами опробуется 50% всех пласто-пересечений угольных пласте® в интервале 50-70 м выше и ниже предполагаемой глубины залегания верхней границы метановых газов.

2* Опробование керногазонаборниками проводится с целью установления газоносности основных рабочих пластов и определения основных закономерностей в изменении газоносности с глубиной и по площади участка.

Для опробования керногазонаборником выбираются разве -дочные линии на расстоянии 3-4 км одна от другой. По этим линиям проводится опробование угольных пластов в зоне метановых газов* Плотность опробования 2^опжна соответство -вать требованию : одна проба на 3 км площади пласта*

В зоне выветривания следует отбирать 5-10 проб для уточнения глубин зоны газового выветривания.

В результате проведенных работ по газоносности на ста -дни предварительной разведки должны быть построены ориентировочные прогнозные карты газоносности в нзогазах.

В. Детальная разведка. При детальной разведке необходимо охарактеризовать* газоносность всех рабочих пластов, дать основные закономерности ее изменения, определить газоносность вмещающих пород. Для этого необ -ходимо :

1.    Уточнить положение глубины зоны газового выветривания.

2.    О пробежать керногазонаборниками все рабочие пласты На разведочных линиях, отстоящих от ранее опробованных линий на газоносность на 1,5 - 2,0 км. Расстояние в линиях между точками опробования должно составлять 1 км, при крутых углах падения-меньше.

3» По одной ^гчастокольной*линии по простиранию и одной линии вкрест простирания следует проводить опробование по всем угольным пластам и спутникам мощностью 0,3 — 0,5 м.

На этой стадии разведки следует, кроме того, опробовать угольные пласты по отдельным скважинам,за данным в тектонических блоках и определить влияние тектонических нарушений на изменение газоносности пласта.

19

УДК 553*94:552»578.Ц 477*61/62J550.812* 14

Настоящие методические рекомендации составлены применительно к изучению газоносности углей и вмещающих пород на больших глубинах при проведении геологоразведочных работ в Донецком бассейне. Некоторые из выдвигаемых положений могут быть использованы при разведке месторождений в других бассейнах страны»

Рекомендации составлены по материалам научно-исследовательской работы 'Анализ достоверности данных по изучению газоносности при разведке углей в Донбассе'.выполненной в ДонбассНИЛ в 1874 году» Составители рекомендаций:кандидат геолого-минералогических наук Г.К. Карасев (руководитель)» Е.П* Беззубиков, АЛ. Доровский, А.А» Шишкин.Научный редактор-кандидат геолого-минералогических наук Б»М» Косенко»

Донбасская научно-исследовательская лаборатория (ДонбассНИЛ) ,1976

По угольным пластам мощностью более 1 м не обход и м о проследить изменение газоносности по мощности пласта в нескольких пластопересечекнях. Для этого надо керногазоНабор-никами перебурить весь пласт мощностью до 1,5 м последо -вательньгмн рейсами по 0,4 -0,5 м.

По каждому пласту-спутнику мощностью свыше 0,3 м следует отобрать несколько (5-7)проб по участку для подтверждения идентичности газоносности их с основными рабо чнми пластами*

Следует также дублировать 5-10% всех проб путем искрив-дення разведочных скважин в непосредственной близости от .пласта для подтверждения стабильности получаемых результатов, а также в случае непредставительного опробования по основному пласту.

Для определения газоносности углей и вмещающих пород и установления интервала с повышенной газотдачей следует по двум-трем наиболее глубоким разведочным скважинам провести газовый каротаж с применением комплексного методаМГРИ,

В итоге выполнения намеченного объема опробования необ-ходимо достичь пдртности опробования, соответствующей одной пробе на 1-1,5 км площади пласта, что достаточно для полного освещения характера изменения газоносности по площади и с глубиной. По результатам детальной разведки следует строить прогнозные карты газоносности по всем рабочим пластам»

Г, Доразведка для изучения газоносности. Некоторые участки разведаны без изучения газоносности угленосных отложений. Изучение газоносности на таких участках необходимо проводить по следующей методике.

1.    Установить примерную глубину залегания поверхности метановых газов по аналогии с соседними участками»

2.    По разведочным скважинам в интервале глубин на 50 м выше и ниже предполагаемой глубины зоны газового выветривания провести конт ольный отбор проб в герметические стаканы по основным рабочим пластам.

3.    На расстоянии не более 3 км друг от друга выбрать разведочные линии, на каждой линии наметить скважины с расстоянием между ними не менее 2 км. Их желательно располагать в наименее нарушенных участках , т.к. сильно нарушенные пласты вряд ли будут отрабатываться, поэтому газоноо-ностъ их не имеет практического значения.

20

В Донецком бассейне строятся и эксплуатируются самые глубокие угольные шахты в СССР. В ближайшие 10-20 лет основной объем добычи будет сосредоточен на глубинах свыше 1000 м, поэтому при проектировании горных предприятий особое внимание уделяется вопросам прогнозирования газообиль-ности подземных выработок, основой которого являются данные о природной газоносности угольных пластов и вмещающих пород, полученные в процессе геологоразведочных ра б о т [l ,2,3,1(3 . Здесь и далее под природной газоносностью понимается суммарный объем горючих газов, содержащихся в единице веса угля или породы.

ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ О ПРИРОДНОЙ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

При изучении природной газоносности и интерпретации получаемых данных рекомендуется учитывать основные закономерности распределения газов в угленосных толщах, установленные е процессе многолетних исследований [4,8,7 ,ej, подтвержденные работами ДонбассНИЛ и кратко излагаемые ниже.

Угольные пласты и вмещающие породы содержат взрывоопасные и токсические газы. Основным компонентом газа на больших глубинах является метан. Количество его в угольных пластах увеличивается с глубиной и с повышением степени метаморфизма угля от ничтожных содержаний вблизи дневной по-

Впрхности ( угли всех стадий метаморфизма) до 5-10м^а/т г.м., на глубинах 500 — 800 м для углей низких стадий^; 10 —

25 м /т г.м. - для углей средних стадий и 25-35 м / т г.м.-для углей высоких стадий метаморфизма и антраците» • Далее до глубины 1000-1300 м газоносность практически не изменяется. Глубже иногда отмечается тенденция к некоторому снижению газоносности, по—видимому, обусловленная повышением температуры и давления горных пород. Исключение составляют высокометаморфизованные антрациты марок 12/А, 13/А_# 14/А и угли марок Б и БД, которые практически не содержат метана.

В табл, 1 приведены основные особенности изменения газоносности углей средних стадий метаморфизма с глубиной и показаны некоторые геологические и технологические признаки зон газоносности, выделение которых рекомендуется для дифференцированной оценки газоносности угленосных отложений. Установленная стабилизация газоносности на определенных глубинах явилась основанием для некоторых из приведенных ниже рекомендаций.

Для уточнения и конкретизации современных требований к материалам по газоносности со стороны проектных организаций Минуглепрома СССР Донбасская научно-исследовательская лаборатория провела анкетный опрос проектных институт ов Донбасса ('Днепрогипрошахт*, *Южгипрошахт^|Р, ^гДонгипрошахтГ *Р остовги прошахт^г Министерства угольной промышленности СССР), на основании которого были разработаны рекомен -даиин, касающиеся формы выражения и точности определения отдельных показателей, характеризующих газоносность по геологоразведочным данным.

Газовая зональность и состав газа. Передаваемые проектирующим организациям материалы должны содержать сведения о полном химическом составе газов и глубине зоны газового выветривания ( с абсолютной погрешностью ±50 м). Кроме того, должны выделяться газовые зоны, различающиеся по составу и концентрации отдельных газовых компонентов.

Газоносность. При прогнозировании газообиль-ности горных выработок проектирующими организациями используются наиболее надежные максимальные значения газоносности.

Л

Таблица I

Характеристика вон иакепания гаэонооности

углей о редяях стадий метаморфизма Максимальная газоносность. 3/ м 'т г*м. 20 10 _oJ _ —* —- - — — — —• - -7 * Зоны газоносности зона газового выветрива-__пш*_ зона мо т а н о в ы 7 с. газов интенсивного нарастания газоносности замбдл^шюЬо нарастания газоносности стабилизации газоносности Геологические признаки зон газоносности Глубины ЗОИ газоносности 0 т ЮО-ЗООм 100-300м f 500-700м 503-70С/М г 1 ООО-П 00м 1000-1100мт 1000-1800м си4, % до 70-80 > 70-80 80-100 80-100 газоносность, m;Vt г.м* до 2,0 от 2 до 16-20 15-20(3 +.5) 20-23+(1 f ^ градиент газоносности .M'V'rrki 0 3 от +3 до +1 от +1 до Характер пористости Микропоры, переходные поры, су бмакр опоры и трещины в несжатом состоя mf и Объем михропор не изменяется, другие пустоты под геостатическим лав лопнем сжаты или закрыты Главные факто-ры, определяю -ишь газоносность Степень метаморфизма, давление газа. глубина залегания, тектоника, I температура, давле* гидрогеологические условия, |кие пород* Прочие покрое»i:jq отложения |факторы — слабо ГндрохиАнчесэи<А состав вод Са(НС03^ MajSOjj Na НСОэ Гыдрокарбонатяо-натркевые и хлоридно-на* триевые (Na НСОэ# Na C# ) Г ндродннамичео-' кая зональность Активного водообмене Затрудненного | 1 водообмв11Л |Зова застойного режима _1_ Термальная зональность Зона повышенного и пониженного тепло* в от о сопротивления Зона нормального теплового сопротивления * Подразделяется (по А.И*Кравцову) на* азотн о-угле кислую, уг/юхио-ло-азотную, метаново-азотную, азотно-метановую зоны

5

Исходя из предположения (требующего дополнительной экспериментальной проверки), что в определениях газоносности по углегазовым пробам существует систематическая ошибка в виде недостатка, равная для любой независимой выборки двум среднеквадратичным ошибкам, рекомендуется строить прогнозные карты газоносности с изогазамн, отвечают ими максимальным значениям содержания газа»

Плотность опробования и расположение проб на участке» Для решения вопросов, связанных с проектированием шахт желатель Н а плотность опробования, составляющая от 1 пробы на 1,5-2,0 км^ до 1 пробы на 0,5 км^ площади пласта в зависимости от характера изменчивости газоносности (в настоящее время фактическая плотность составляет 1 пробу на 2-3 км^).

В соответствии с мнением проектирующих организаций наиболее предпочтительным является равномерное расположение проб в пределах участка, а не по нескольким разведочным линиям в центре и на флангах шахтного поля, как это рекомен -дуется в существующих инструкциях по изучению газоно с -ности.

Количество прогнозных карт» Прогнозные карты газоносности рекомендуется строить раздельно для каждого рабочего пласта»

Точность опреде-пений* Согласно 'Временной инструкции по прогнозу метанообильности»».' £|] допускаемая ошибка расчета газообильности выработок не должна превышать 30% » Однако проектные институты считают, что ошибка определений природной газоносности не должна превышать* 10% . Достигнуть такую точность при современ н ы х технических средствах изучения газоносности вряд ли возможно»

Сбор сведений о фактической газообильности» Сведения о фактической газообиль — ности шахт-аналогов являются своеобразным, эталоном для проверки расчетов» Поэтому в числе сведений о газообиль-ности в геологических отчетах должны приводиться данные по актам категорийности, данные по плановым декадным замерам.объединенные по годам Горизонтам и пластам за 10 лет или за время службы горизонта»

6

Запасы метана в угольных пластах. Проектные организации подтвердили необходимость подсчета запасов метана и выдачи рекомендаций по использованию их в промышленности.

На основании анализа требований проектных институтов ДонбассНИЛ сформулированы следующие основные задачи изучения газоносности при проведении геологоразведоч н ы х работ;

1.    Обследование газопроявлений в естественных и искусственных обнажениях, наблюдения за выделениями газа из скважин и замер его дебита.

2.    Установление состава газов угольных пластов и вмещающих пород.

3.    Определение величины природной газоносности угольных пластов и вмещающих пород.

4.    Установление интервалов повышенного газовыделения в разрезе угленосной толщи»

5.    Замер газового давления в угольных пластах и вмещающих породах в скважинах и подземных горн ы х выработках.

6.    Отбор проб из скважин и горных выработок для исследования коллекторских свойств углей и вмещающих пород и определение сорбционной емкости углей.

7.    Изучение газопроявлений в подземных горных выработках и газового режима шахт.

8.    Определение природной газоносности угольных пласто в по данным газовых съемок в горных выработках.

Перечисленные виды исследований сопровождаются отбором углегазовых и газовых проб.

СИСТЕМАТИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ УГЛЕГАЭОВОГО ОПРОБОВАНИЯ С ПОМОЩЬЮ ПЕРФОКАРТ

Наиболее рациональной формой систематизации, хранения и интерпретации материалов по газоносности является применение различного рода носителей информации типа перфокарт, перфолент, маглитных лент, дисков и т. п*В ДонбассНИЛ раэра—

7

работана и рекомендуется для использования методика обобщения данных при помощи перфокарт типа К-5 с двухрядной краевой перфорацией» Предлагаемый макет перфокарты (рис* 1) предусматривает использование трех типов ключей : прямого двухрядного,суммирующего двухрядного 1-2-4-7 в его укороченном варианте 1-2—4 н алфавитного треугольного ключа*

В прямом ключе каждому признаку отводится одно определенное отверстие перфокарты во внешнем или внутреннем ряду перфорации.

Двухрядный ключ 1-2-4-7 позволяет эаписатьЮ цифр. Для этого используются 4 пары отверстий. Цифры 1,2,4,7 записываются глубокими вырезами, а остальные - сочетаниями мелких вырезов. Цифра записывается сочетанием 4 и 7»

Алфавитный треугольный ключ строится на поле с определенным количеством точек, в нашем случае- 5 пар отверстий, над которыми строится треугольник. В треугольнике просо -дятся линия,параллельные его сторонам и ограничивают и е каждую пару отверстий. Эти линии образуют систему ром -бов, в каждом из которых заключены по две пары отверстий» Левые буквы записываются в этом ключе глубоким левым и мелким правым вырезами, а правые буквы наоборот - глубоким правым и мелким левым вырезами» Описываемый ключ дает возможность на пяти парах отверстий записать двадцать показателей»

Информация может записываться не только в закодированном виде на полях перфорации, но также и открытым текс -том на свободной от перфорации части перфокарты»

С помощью описанных выше типов ключей на полях перфорации можно обозначить 25 основчых признаков. Для удобства пользования перфокартой каждому признаку присвоен номер. Такие виды признаков, как номер скважины и местоположение района работ, выносятся на перфокарту открытым текстом, поскольку они занимают довольно большое количество отверстий перфорации» Благодаря такому размещению информации свободные центральные части сторон перфокарты заполняются кодовыми таблицами . Это значительно у про — щает и облегчает работу с перфокартой. По предлагаемому способу сразу же отмечается код признака, который после заполнения всех кодовых таблиц шифруется на краевой пер -

Н