Природная газоносность угольных пластов Печорского угольного бассейна

Прямые определения природной газоносности выполнены на Bopгашорском и начаты на Воркутском месторождениях.

На Воргашорском месторождении они производились в 1961 г. с помощью герметических газокернонаборников МакНИИ и комплексным методом МГРИ. По данным исследований, на поле шахты № 1 этого месторождения в метановой зоне содержание метана в угольных пластах находится в параболической зависимости от глубины залегания. На 50—60 м ниже границы метановой зоны метаноносность пласта «Мощного» и смежных с ним пластов составляет 6—7 м3/т, с углублением еще на 50 м увеличивается всего до 8 м3/т и достигает 10 м3/г только в 250—300 м от границы метановой зоны (рис. 30). Вертикальная ступень нарастания мета-ноносности изменяется с глубиной от 15—16 до 100—120 м/м3. Сравнительно невысокая метаноносность пластов обусловлена низкой газоемкостью углей вследствие их относительно слабого метаморфизма и большой влажности (до 5—6%).

При такой влажности газоемкость углей снижается почти вдвое по сравнению с газоемкостью сухих углей.

Содержание тяжелых углеводородных газов в угольных пластах до глубины 400 м оценивается в 0,05—0,1 м3/т.

Содержание свободного водорода в угольных пластах на 150 м ниже границы метановой зоны близко к 0,1 м3/т, на расстоянии 250 м приближается к 1 м3/т, возможно, достигает 1,5—2 м3/т на глубине 350—400 м от поверхности метановой зоны.

Пользуясь выявленной на поле шахты № 1 закономерностью нарастания газоносности от поверхности метановой зоны и учитывая гипсометрическое положение этой поверхности, представилось возможным составить ориентировочный прогноз метаноносности пласта «Мощного» на площади всего месторождения (рис. 31). Сделать такой прогноз позволяет относительное постоянство зольности, влажности, вещественного состава и метаморфизма угля.

На Воркутском месторождении результаты опробования герметическими газокернонаборниками глубоких скважин в 1962 г. показывают, что нарастание метаноносности угольных пластов на глубину происходит затухающими темпами. Вертикальная ступень нарастания метаноносности в метановой зоне увеличивается с глубиной от 20—25 до 80—90 м/м3. На 200 м ниже границы метановой зоны среднее содержание метана составляет 10—12 м3/т, увеличивается до 18—20 м3/т с углублением еще на 200—300 м и достигает 24—25 м3/т на глубине 800—1000 м от поверхности метановой зоны (см. рис. 30). Отклонение от этой закономерности наблюдается у открытых разрывных нарушений, где происходит понижение газоносности; так, на западном крыле месторождения, вблизи нарушения на поле шахты № 18 «Капитальная», на глубине 800 м от границы метановой зоны зарегистрирована метаноносность пласта n12-13+14, равная всего 12—14 м3/т.

Показатели прямых определений природной газоносности подтверждаются величинами ее, рассчитанными по газовому давлению и мета-ноемкости углей (табл. 71). Исходными данными являются результаты замеров газового давления до глубины 450 м в угольных пластах Bopкутского месторождения, выполненные Б.Я. Коровиной, а также параметры метаноемкости воркутских углей, полученные в Институте горного дела им. Скочинского.

В связи с изменениями глубины залегания метановой зоны в пределах Воркутского месторождения довольно резко различается по отдельным шахтным полям характер нарастания газоносности угольных пластов с углублением от поверхности пермских пород. Это хорошо видно на рис. 32.

Косвенным методом определялась также природная газоносность угольных пластов Интинского месторождения, где замеры газового давления производились до глубины 470 м. На исследованных глубинах угольные пласты 1—5 характеризуются более высокой газоносностью по сравнению с вышележащими пластами 7—10 (табл. 72).

Сравнительно невысокая газоносность всех угольных пластов Интинского месторождения в значительной степени обусловлена большой (до 11%) влажностью углей. С увеличением влажности от 1 до 8% сорбционная метаноемкость углей снижается в 2—2,4 раза.