Обоснование перспективности отработки газоносных участков Карагандинского угольного бассейна

Введение

В настоящее время в топливно-энергетической отрасли Казахстана наблюдается проблема истощения запасов таких углеводородов, как природный газ и нефть, кроме того, помимо постоянно ухудшающихся условий добычи, изменяется и сама структура имеющихся запасов, т.е. растет доля трудноизвлекаемых запасов. Например, мировые ресурсы природного газа уже сегодня не могут удовлетворить потребности населения, так как наиболее доступные (легкоизвлекаемые) месторождения в значительной степени истощены. При этом лидерами по объему производства первичных энергоресурсов являются Китай, США и Россия (по данным сайта Enerdata, 2024). Основную долю в структуре извлекаемых природных ресурсов составляют природный газ, сырая нефть, уран и уголь. Между тем наибольший объем приходится на уголь – 15,9 млрд т н.э. и уран – 10,3 млрд т н.э., а наименьший на нефть – 5,2 млрд т н.э. и природный газ – 3,5 млрд т н.э.

На рис. 1 показаны мировые запасы (а) и объемы добычи (б) природного газа на начало 2023 г., по данным ОПЕК они оценивались в 207,9 трлн м³. В то же время мировые запасы нефти по данным Федерального агентства энергетической информации США (Energy Information Administration) по состоянию на 2023 г. составляли 1,7 трлн баррелей. Однако восполнить потребности энергоресурсов возможно за счет добычи газа метана из нетрадиционных источников, запасы которых значительно превышают запасы традиционных месторождений. Мировые объемы добычи угля на 2033 г. по данным Международного энергетического агентства составят 8,7 млрд т, при запасах каменного – 9,5 трлн т и бурого – 4,9 трлн т. Наличие существенных запасов свидетельствует о содержании большого объема метана в недрах, значит, и проекты по его оценке и последующей добыче могут оказаться перспективными (рис. 1, в, г). При этом согласно данным Международного энергетического агентства по состоянию на 2023 г. мировая добыча метана из угольных пластов может достичь уже 200 млрд м³ к 2035 г. Из статистических отчетов¹ также следует, что общемировые прогнозные ресурсы газа из нетрадиционных источников превышают в 2,2 раза его наличие в традиционных месторождениях, при этом лидирующие позиции по ресурсам занимают Канада, Россия и США, а по добыче – США².

Рис. 1. Мировые запасы по состоянию на 2023 г.:
а – природного газа, трлн м³; б – объемы добычи природного газа, млрд м³;
в – угля, млрд т; г – угольного метана, трлн м³

Залежи газа нетрадиционных источников значительно превышают запасы традиционных месторождений и составляют согласно данным Международного энергетического агентства³ 921 трлн м³. Между тем объем метана угольных пластов по всему миру оценивается в 256 трлн м³, что составляет более 19 % от общих ресурсных объемов газа (табл. 1).

Таблица 1

Структура мировых ресурсов газа [1]

Отдельными странами достаточно успешно применяются различные технологии добычи метана из угольных пластов [2, 3]. Практически во всём мире направление добычи газа из угольных пластов приобрело стратегическое значение как в контексте предварительной (заблаговременной) дегазации метаноносных пластов с целью повышения безопасности горных работ, так и в качестве самостоятельного направления недропользования – добычи нетрадиционного углеводорода – метана угольных пластов.

¹ International Energy Agency, World Energy Outlook. 2023.

² Метан угольных пластов: Перспективы разработки нетрадиционных углеводородов на территории СНГ. 2011. URL: https://gaap.ru/articles/Metan-ugolnyh-plastov/

³ International Energy Agency, World Energy Outlook. 2023.

Постановка проблемы

Длительное время содержащийся в угольных пластах метан рассматривался как вредный фактор, снижающий эффективность добычи угля. Значительная часть расходов, связанных с организацией угледобычи, направляется на создание безопасных условий труда. Это включает в себя затраты на мероприятия по контролю за газовой обстановкой в шахте, проветривание горных выработок, приобретение оборудования для подавления пыли и обеспечения взрывобезопасности, системы мониторинга и оповещения о чрезвычайных ситуациях, средства для поиска и спасения персонала, коммуникационное оборудование и сигнализацию, а также на дегазацию углепородного массива. Не менее важны затраты на функционирование систем водоотлива, электро-, водо- и теплоснабжения, приобретение специализированного транспорта, инструментов и материалов для безопасного проведения взрывных работ и другие меры. Следует отметить, что дегазация угольных пластов открывает возможность использования метана в качестве сопутствующего полезного ископаемого⁴. К настоящему времени с целью улучшения экологической ситуации и уменьшения выбросов метана в окружающую среду (ОС) необходимо извлекать метан из угольных пластов путем их заблаговременной дегазации. Следует также отметить, что поступление метана в ОС приводит к разрушению озонового слоя, а ежегодное накопление его в атмосфере составляет 1–2 %, что превосходит интенсивность накопления других газов, при этом метан является хорошим нетрадиционным энергоносителем и рассматривать его можно в качестве компонента топливно-энергетической сырьевой базы страны. Учитывая, что общемировые прогнозные ресурсы газа метана из угольных пластов составляют более 19% от общих запасов газовых месторождений и превышают в 2,2 раза его наличие в традиционных залежах, необходимо провести ресурсную оценку газоносных участков Карагандинского угольного бассейна и обосновать рейтинг перспективности участков на основе анализа геолого-технологических факторов, влияющих на процесс газовыделения из угольной толщи, что и является целью настоящего исследования.

В связи с этим были поставлены следующие задачи: провести анализ современного состояния и мирового опыта в области добычи метана из угольных пластов; исследовать метаноносность угольных пластов Карагандинского бассейна с учётом глубины залегания, геологического строения и стадии метаморфизма углей; установить зависимости между геолого-петрографическими характеристиками углей и параметрами метаноносности на основе изотерм сорбции; по результатам опытно-промышленных испытаний определить влияние ряда геолого-технологических факторов, характеризующих перспективность участков, на извлекаемость метана; обосновать рейтинг перспективности участков на основе сформированных критериев и системы балльной оценки ключевых параметров; определить участки первого и второго порядка по перспективности метанодобычи с учётом интегральных показателей.

⁴ Jaireth S., Huleatt M. B. Australian in situ coal resources. Geoscience Australia, Canberra; 2012. URL: http://pid.geoscience.gov.au/dataset/ga/74097

Методика и объекты исследования

1. Методика исследования

В настоящем исследовании использован комплекс методов, апробированных в международной и отечественной практике при изучении газоносности угольных пластов, включающий: прямой десорбционный анализ (canister test) для оценки реальной газоносности, построение изотерм сорбции по модели Ленгмюра, петрографический анализ углей с выделением витринита и фюзинита.

В отличие от существующих подходов, в которых перспективность участков определяется на основе отдельных параметров (глубина, газоносность, проницаемость), в данной работе использована разработанная ранее авторами интегральная методика, объединяющая 10 ключевых факторов, оказывающих влияние на метаноносность и промышленную извлекаемость метана.

Методика исследования включает комплексную оценку газоносности угольных пластов, основанную на прямом десорбционном анализе (canister test), определение сорбционно-кинетических параметров сорбции по уравнению Ленгмюра, а также петрографический анализ углей. Все методы апробированы в международной и отечественной практике [4–6] и применены на стадии опытно-промышленных испытаний на пяти участках Карагандинского бассейна. Новизна подхода заключается в интегральной критериальной оценке участков с учётом комбинации факторов: проницаемости, влажности, сорбционных характеристик, выхода летучих веществ и давления газа. Эти параметры впервые совместно использованы для ранжирования участков для условий данного бассейна.

Для определения газоносности использовался десорбционный метод исследования – канистр-тест, применяемый как в зарубежной практике, так и в России [7]. Его выбор обусловлен возможностью количественного определения объёма десорбируемого и остаточного газа при различных термобарических режимах, что особенно важно для углей Карагандинского бассейна с разной степенью метаморфизма. Данный метод включает отбор проб угольного керна из угольного пласта с помощью съемных керногазонаборников КГ-55 в разведочных скважинах с использованием в качестве контрольного расчетного метода – прогноз метаноносности угольных пластов по данным петрографического состава. Далее отбирают газ из газосборника, керноприемник с пробой угольного керна отделяют от керногазонаборника и герметизируют заглушками. После чего пробы угольного керна устанавливают в термостат, настроенный на температуру, равную температуре пласта, из которого были отобраны пробы. Объем десорбированного газа определяется с помощью измерительного цилиндра и остаточного газа в угле при трех режимах дегазации до полного извлечения газа: при температуре 60–90 °С, при термовакуумировании с нагревом до 60–90 °С, после дробления пробы в шаровой мельнице при 60–90 °С и вакуумировании. При этом общий уровень газоносности определяют как сумму объемов потерянного, десорбированного и остаточного газа. Этапы рабочего процесса по определению объема десорбированного газа продемонстрированы на рис. 2.

Рис. 2. Десорбционная установка Geokrak (Польша):
а – контейнер для сбора образцов К01; б – установка для создания пластовой температуры;
в – прибор фиксации выхода газа

Для анализа сорбционной ёмкости углей использованы изотермы Ленгмюра, традиционно применяемые в исследованиях CBM-месторождений⁵. Вклад авторов заключается в уточнении коэффициентов уравнения Ленгмюра угольных пластов Карагандинского бассейна на основе лабораторных данных с учётом температурных условий и петрографического состава (в частности, содержания фюзинита и витринита). Предложенный подход впервые интегрирует параметры десорбции, проницаемости, влажности, метаморфизма и петрографии в единую балльную систему для комплексной оценки перспективности участков, что является развитием подходов, ранее описанных в работах [8, 9].

⁵ Pashin J. C. Geologic heterogeneity and coalbed methane production – experience from the Black Warrior Basin. In: Selected Presentations on Coalbed Gas in the Eastern United States. U.S. Geological Survey Open-File Report 2004-1273. Pp. 61–92.
Jaireth S., Huleatt M. B. Australian in situ coal resources. Geoscience Australia, Canberra; 2012. URL: http://pid.geoscience.gov.au/dataset/ga/74097

2. Отбор проб

Отбор проб производился на исследуемых участках с наиболее газоносными пластами, которые стали считать характерными представителями участка. На различных глубинах и по нескольку раз для точности проводимых исследований для определения влияния глубины залегания пласта на его проницаемость отбирались пробы на следующих участках: Тентекский с глубиной отбора проб 450, 470, 500 м, Саранский – 600, 620, 635 м, Промышленный – 460, 480, 500 м, Шерубайнуринский – 420, 435, 440 м, Талдыкудукский – 460, 475, 500 м.

Все аналитические исследования проводились в Карагандинском техническом университете имени Абылкаса Сагинова (г. Караганда, Казахстан).

3. Лабораторные исследования

Вся обработка проб – определение компонентного состава газа, технический анализ пробы (A_d, W, V_daf), расчет метаноносности (СН₄ + тяжелые углеводороды) – происходила в лабораторных условиях. Всего было отобрано 107 представительных проб из 59 пластопересечений. Наибольшее количество проб приходится на наиболее мощные пласты – К₁₈, К₁₂, К₁₀, Д₆. Результаты лабораторных исследований приведены в табл. 2 и демонстрируют количество десорбированного метана в отобранных пробах. Наибольшее значение зафиксировано в пробах Долинской свиты, что связано со стадией метаморфизма.

Таблица 2

Результаты десорбции метана из угольных пластов

Подробное описание этих методов в статье не приводится, поскольку они являются признанными в профессиональной среде. Вместо этого акцент сделан на уточнении параметров уравнения Ленгмюра и адаптации методик к условиям Карагандинского бассейна.

Анализ способов определения перспективных участков в странах мира, ведущих добычу метана

С целью определения перспективных участков для добычи метана предлагается множество различных подходов, один из таких – компьютерное моделирование месторождения. Для этих целей месторождение делят на небольшие участки и сравнивают их между собой по ряду характеристик. Более подробно такой метод рассмотрен в работе [10]. Его сущность заключается в многоэтапном анализе перспективности территорий для добычи угольного метана. Метод включает следующие основные этапы: разбиение месторождения на участки – проводится геолого-структурное и ресурсное зонирование территории с выделением блоков, обладающих различными геолого-геофизическими характеристиками; определение параметров участков – осуществляется оценка газоносности, проницаемости, мощности угольных пластов, глубины залегания, степени трещиноватости, а также других критериев, влияющих на извлекаемость метана; выбор участков, пригодных для промышленной разработки,  проводится по совокупности технических, технологических и экономических параметров; ранжирование по уровню перспективности – участки классифицируются по степени приоритетности бурения на основании интегрального показателя перспективности; принятие решений по бурению – на основе полученных оценок формируется регламент бурения метанодобывающих скважин и определяются их ключевые характеристики (глубина, конструкция, дебит и т.д.); оценка интегральной метанодобываемости – рассчитываются потенциальные объемы извлечения метана по шахтным полям; анализ экономической эффективности – производится оценка экономических эффектов от планируемой добычи угольного метана с учётом капитальных и эксплуатационных затрат. Такой подход позволяет обеспечить обоснованное планирование мероприятий по дегазации, повысить эффективность промышленной метанодобычи и минимизировать геолого-экономические риски.

В работе [11] предложена методика выделения перспективных участков («газовых куполов»), которая включает геодинамическое районирование рассматриваемой территории, проведение геофизических работ для заверки результатов геодинамических исследований, бурение поисковых скважин с целью подтверждения наличия газовых куполов, их оконтуривание скважинами и бурение направленных наклонно-горизонтальных скважин с целью заблаговременной дегазации шахтного поля с возможностью использования полученного метана. Использование данной методики позволяет подтвердить границы выделенных с поверхности в процессе геодинамического районирования газовых куполов и определить предварительный объем ресурса газа метана.

Ещё один метод – критериальная оценка участков по основным факторам, влияющим на добычу метана. Например, учитывают глубину залегания, нарушенность, проницаемость и метаноносность угольных пластов. Каждому оцениваемому участку присваивают цифры от 10 до –10, где 10 наилучший показатель, показателю, который влияет негативно, присваивается отрицательное значение. Также для определения перспектив добычи метана из угольных пластов используют показатели газонасыщенности и критического давления десорбции газа. Такой метод описан в статье [12].

В зарубежных странах, например в США, для определения перспективных участков добычи метана используют комплексный метод выявления «сладких точек»: геолого-технологические, геофизические и петрофизические исследования, помогающие определить фильтрационно-ёмкостные, физико-механические свойства, элементный и вещественный состав углей и углевмещающих пород; оценка угольных пластов, которая проводится на основе анализа диаграмм геофизических исследований скважин, керна и шлама, геолого-технологических исследований, гидродинамических исследований и сейсмических работ, в ходе которой устанавливают петрофизические связи, выявляют зоны трещиноватости, региональные нарушения, осуществляют привязку данных к угольным горизонтам; отбирают керн для определения количества газа и проницаемости угля на данном участке⁶ [1]. Для повышения эффективности извлечения метана из угольных пластов (до 80%) была разработана и внедрена технология, основанная на применении пневмо- и гидродинамических воздействий на угольный массив, способствующих интенсификации десорбции и повышению газоотдачи [13]. Аналогичные технологические подходы успешно применяются в Австралии⁷ [1] и Китае [14], где они доказали свою эффективность в условиях низкопроницаемых и сложнопостроенных угольных пластов.

В работах [7, 10] представлены разные методы, использующиеся в России, которые позволяют определить перспективность участков для добычи метана на различных этапах освоения газоугольных месторождений, например, на региональном этапе получают геологические сведения после проведения разведочных работ на уголь и на их основе выбирают наиболее перспективные для поисковых работ участки. На поисково-оценочном этапе производят бурение структурных скважин и проведение сейсморазведочных работ с целью уточнения структурно-тектонического строения месторождения, изучения геологического разреза угленосной толщи и исследования фильтрационно-ёмкостных свойств угольных пластов. Представленные сведения являются ключевыми для идентификации наиболее продуктивных групп угольных пластов и обоснованного выбора мест заложения поисково-оценочных и разведочных скважин. Кроме того, для оценки потенциала метаноносности шахтных полей применяется ретроспективный метод прогнозирования ресурсов метана, основанный на анализе исторических данных по угледобыче и метановыделению. Метод учитывает: фактические объемы добычи угля и метановыделений как в целом по шахтам, так и по отдельным выемочным участкам; эффективность ранее применяемых технологий дегазации и извлечения метана; динамику изменения газообильности при различных горно-геологических и технологических условиях. Такой подход позволяет повысить достоверность прогноза ресурсов метана, выявить закономерности пространственного распределения метаноносных угольных пластов⁸ [4].

⁶ Метан угольных пластов: Перспективы разработки нетрадиционных углеводородов на территории СНГ. 2011. URL: https://gaap.ru/articles/Metan-ugolnyh-plastov/

⁷ Там же.

⁸ Шевцов А. Г. Геомеханическое обоснование применения многозабойных горизонтальных скважин при добыче метана угольных пластов. [Автореф. дис. … канд. техн. наук] Кемерово; 2021. 123 с.

Анализ угольных пластов Карагандинского угольного бассейна

Карагандинский бассейн является одним из крупнейших в Казахстане, подразделяется на 7 свит, балансовые запасы которых оцениваются в 9,5 млрд т, в том числе бурых углей – 0,6 млрд т, каменных – 8,9 млрд т, из них коксующихся – 5,5 млрд т. Промышленная угленосность Карагандинского бассейна имеет около 80 пластов и пропластков со средней суммарной их мощностью 110 м, при этом рабочую мощность (более 0,6 м) имеют лишь 65 пластов. Суммарная мощность всех угольных пластов в среднем 110 м. Характер угленосности отдельных свит приводится в табл. 3.

Таблица 3

Характеристика свит Карагандинского угольного бассейна

Следует отметить, что немаловажными факторами, определяющими качество углей, также являются его газоносность и метаноносность. Средняя газоносность углей Карагандинского бассейна составляет 20–25 м³/т горючей массы, которая зависит от вещественного состава, степени метаморфизма углей, структурного положения и тектонического строения. Основным газом в недрах бассейна является метан. Исследованиями доказано, что с увеличением степени метаморфизма газоносность повышается от 15–20 м³/т горючей массы для газовых и жирных классов углей до 20–27 м³/т горючей массы для коксовых и отощенных спекающихся. В табл. 4 приведена характеристика диапазонов газоносности углей по участкам основных свит Карагандинского бассейна. Наибольшие значения зафиксированы в Караджаро-Шаханском и Тентекском районах, что связано с глубиной залегания пластов и высоким содержанием витринита.

Таблица 4

Газоносность углей Карагандинского бассейна

По предварительным оценкам, в Карагандинском бассейне до глубины 1800 м образовалось 24,3 трлн м³ метана, часть которого (порядка 8 %) осталась в угле и рассеянном веществе, часть (18 %) мигрировала во вмещающие породы, а основная часть газов (более 18 трлн м³) мигрировала в атмосферу в связи с отсутствием надежных коллекторов и глинистых геологических покрышек. Раскрытость практически всех положительных геологических структур исключила возможность образования в бассейне самостоятельных крупных скоплений природных газов.

Для примера рассмотрим характеристику качества углей пластов Долинской и Карагандинской свит по газоносности и метаноносности.

– Долинская свита:

По пластам Д₃, Д₄ – глубина зоны газового выветривания (Но) составляет 252 м. Глубже градиент роста газоносности составляет 1,5 м³/т горючей массы на 100 м глубины. Таким образом, в границах поля газоносность пластов Д₆, Д₅, Д₄ не превысит 13,6 м³/т горючей массы. По пластам Д₂, Д_1–2, Д₁ – глубина зоны газового выветривания (Но) составляет 249 м. Наиболее интенсивное нарастание газоносности происходит от поверхности до глубины 400 м и достигает 11 м³/т горючей массы. В пределах 400–650 м газоносность растет на 1,0–0,5 м³/т горючей массы на каждые 100 м глубины и величина газоносности стабилизируется равной 13,9 м³/т горючей массы.

– Карагандинская свита

Степень метаморфизма возрастает по вертикали, а в плане – в северо-западном направлении соответственно мощности карагандинской свиты. Средняя метаноносность пластов от верхней границы участка (700 м) к нижней (1400 м) увеличивается на 0,5–2,3 м³/т горючей массы и не превышает 30 м³/т горючей массы. Глубина верхней границы метановой зоны колеблется от 61 до 165 м. По данным исследования все пласты являются опасными по выбросам угля. На нижних горизонтах (в интервале глубин 700–1400 м) по сравнению с верхними горизонтами содержание метана снижается от 91 до 82 %, что компенсируется ростом процентного содержания тяжелых углеводородов от 1–2,8 до 9–12 %, реже до 17 %, которые представлены преимущественно этаном, пропаном, бутаном и изобутаном в соотношении 155:28:1:3. Влияние метаморфизма проявляется в том, что метаноносность пластов увеличивается с глубиной, возрастая от верхнего пласта к нижнему. Наименьшей метаноносностью характеризуются угли пластов верхней группы (К₂₀–К₁₅), наибольшей – нижней подсвиты карагандинской свиты (К₅³–К₁). Изменение метаноносности по падению угольных пластов в пределах глубоких горизонтов приводится в табл. 5. Наибольшие средние значения метаноносности зафиксированы в пластах К₅³–К₁, при этом наименьшие значения – в пластах К₂₀–К₁₅, это связано с тем, что при углублении возрастает газовое давление и снижается сорбционная ёмкость угля с увеличением температуры пород. Однако среднее значение метаноносности в пластах Карагандинской свиты находится в пределах от 21,6–25,6 м³/т с.б.м.

Таблица 5

Изменение метаноносности по падению угольных пластов в пределах глубоких горизонтов Карагандинской свиты

Газоносность вмещающих пород

Факторами, определяющими газоносность пластов глубоких горизонтов, являются глубина залегания, степень метаморфизма, состав углей и газовое давление. Среди них наиболее действенным является глубина залегания пластов, за счет которой метаноносность в интервале глубин 700–1400 м повышается на 0,8–3,4 м³/т с.б.м. Угли участка на этой глубине относятся к марке К и в меньшей степени ОС. В связи с тем что угольные пласты на участке залегают глубже 700 м, такие факторы, как покровные отложения, углы падения пластов, нарушенность пластов, утрачивают свою значимость для перераспределения метана, так как он на этих глубинах находится в уравновешенном, почти стабильном состоянии, которое может быть нарушено горными работами или дегазацией угольных пластов и пород.

В породах угленосной толщи содержание газа в сорбированном состоянии крайне ничтожно и зависит в основном от присутствия в них органической массы. Подавляющий же объем свободного газа заполняет поровое пространство в песчаниках и алевролитах. Поэтому количественное содержание газа в породах находится в прямой зависимости от их пористости, а также от давления газа. В табл. 6 показана газоносность вмещающих пород в интервале глубин от 700 до 1400 м. Наибольшие значения зафиксированы для аргиллита на глубине 800–900 м, а для песчаника – на глубине 900–1000 м.

Таблица 6

Газоносность вмещающих пород

Определение газоносности вмещающих пород проводилось по пробам, отобранным керногазонаборниками. Результаты исследования проб показали, что породы дегазированы до глубины 250–300 м. Метаноносность их до глубины 800 м не превышает 4 м³/т. Средняя газоносность вмещающих пород составляет 1,3 м³/т. Но даже если принять ее равной 1 м³/т, то содержание метана в песчаниках глубже 300 м составит около 7,4 млрд м³.

В Карагандинском бассейне размеры зон газового выветривания (ЗГВ), достигающие 400 м от поверхности, отличаются крайней невыдержанностью. Средняя метаноносность углей в бассейне составляет 12–15 м³/т, а вмещающих пород – менее 1 м³/т, при максимальной метаноносности соответственно 25–40 и 4 м³/т.

Исследуя вопросы опыта добычи метана, можно прийти к выводу, что Карагандинский угольный бассейн по существу является углегазовым месторождением⁹ [15–17], только здесь сосредоточено от 1 до 4 трлн м³ газа на глубине до 1800 м. Необходимо подчеркнуть, что примерно 500 млн м³ газа ежегодно извлекается из-под земли средствами дегазации, при этом для промышленно-производственных нужд используется лишь 15 % от этого объема, остальное пополняет показатели эмиссии в окружающую среду. Отсутствие единой и надежной методики оценки ресурсов метана не позволяет точно указать их количество, поскольку сказываются разная степень геологической изученности месторождений и разные подходы к самой оценке таких запасов. Между тем признание этого газа как альтернативного источника энергии подтверждается уровнем капиталовложений в проекты по добыче угольного метана по всему миру¹⁰ [5, 18].

⁹ Coal Washing & power generation from washery rejects. Coal bed methane 2nd Indo-US Coal Working Group meeting. Washington; 2005.
Pashin J. C. Geologic heterogeneity and coalbed methane production – experience from the Black Warrior Basin. In: Selected Presentations on Coalbed Gas in the Eastern United States. U.S. Geological Survey Open-File Report 2004-1273. Pp. 61–92.

¹⁰ Турабаева Ж. Метановая перспектива Казахстана. Горно-металлургическая промышленность. Алматы; 2019. С. 43. URL: https://metalmininginfo.kz/archives/6134

Влияние геолого-технологических факторов на перспективность участков

Объем ресурсов метана определяется следующими величинами: общей и промышленной угленосностью месторождения в бассейне, величинами давления газа, природной метаноносностью, температурой пластов, зависящими от глубины (от поверхности и от верхней границы метановых газов), степени метаморфизма угля и в меньшей степени от петрографического состава угля [19].

В основных пластах Карагандинской свиты на глубине 400 м количество газа составляет 22–25 м³/т. Увеличение его содержания до 25–27 м³/т происходит в Шерубайнуринском и Тентекском районах. Зона газового выветривания в этих районах находится в пределах глубин 120–175 и 130–160 м соответственно. При этом глубина залегания угольных пластов оказывает существенное влияние на их газоносность. Большинство исследователей пришло к выводу, что газоносность нарастает с глубиной по гиперболическому закону и может быть описана с помощью уравнения Ленгмюра:

X = c(H − H₀)/(1 + b(H − H₀)), (1)

где Н – глубина залегания пласта, м; Н₀ – глубина поверхности метановой зоны, м; с, b – постоянные для данного пласта коэффициенты.

Давление газа в угольных пластах изучалось ИГД АН КазССР и бывшим КО ВостНИИ [18]. Результаты этих исследований показали, что давление метана возрастает с глубиной по зависимости [19], которая для интервала глубин до 800 м может быть аппроксимирована прямой вида

P = 0,1H_y, кгс/см², (2)

где Н_у – глубина залегания от условного горизонта, м.

Для различных пластов Карагандинского угольного бассейна величина Н_у изменяется в пределах от 200 до 800 м. В работе [19] показано, что газовое давление плавно нарастает с увеличением глубины залегания пласта. Это объясняется тем, что на распределение газа в угленосной толще влияет ряд факторов, среди которых – газовое давление и газопроницаемость.

Геотермический градиент в среднем в Карагандинском угольном бассейне составляет 1,6 °С на 100 м. Это почти в 2 раза меньше, чем среднее значение этого показателя для верхних частей земной коры, но близко по значению этого показателя для карбоновых бассейнов мира. Пористость угля в таких случаях обычно составляет порядка 3–5 %.

Способность угольного массива удерживать значительные объёмы газа даже при пониженном пластовом давлении определяется его высокой сорбционной способностью. Этот процесс обусловлен действием слабых межмолекулярных сил, преимущественно сил Ван-дер-Ваальса, которые обеспечивают адсорбцию молекул метана на внутренней поверхности порового пространства угля. Значительные объемы газа могут быть сосредоточены в угле за счет большой внутренней поверхности микропористости [6, 20, 21]. При контроле термобарических условий путем лабораторных исследований построены изотермы сорбции угля. Характерные зависимости давления и сорбционной способности угля, полученные в результате исследований, представлены на рис. 3.

Рис. 3. Изотермы сорбции метана при t = 20 ºC:
1 – Шерубайнуринский участок; 2 – Караджаро-Шаханский участок; 3 – Дубовский участок

Анализ данных показывает, что наибольшее количество газа может содержать Шерубайнуринский участок, поскольку с ростом давления интенсивней возрастает объем сорбции угля, а наименьшее – Караджаро-Шаханский.

По результатам изучения сорбционной метаноносности угольных пластов бассейна определены зависимости сорбции углей от давления газа, температуры, петрографического состава углей и влажности. В результате проведённых исследований были получены данные, свидетельствующие о том, что для углей Карагандинского бассейна характерны незначительные изменения степени метаморфизма. Установленный уровень углефикации соответствует III–IV стадии метаморфизма согласно принятым классификациям [22]. Анализ петрографического состава углей Карагандинского бассейна показал, что микрокомпоненты групп витринита V_t и фюзинита F являются основными группами в углях бассейна, их количественные содержания довольно тесно коррелируются (r = 0,84). Зависимость между основными группами микрокомпонентов петрографического состава описывается следующим уравнением:

F = 76,7–0,849V_t, %, (3)

где F, V_t – соответственно содержание фюзинита и витринита.

Поэтому петрографический состав оценивается одним из основных ингредиентов – содержанием фюзинита F, который рассчитывается на органическую массу угля, так как сорбируемость минеральной части угля мала.

Все изотермы обрабатывались по уравнению Ленгмюра:

X_p = abP/(1 + bP′), см³/т г. м, (4)

где а и b – коэффициенты уравнения Ленгмюра, соответственно см³/т и см²/кг; Р′ – давление, кгс/см².

Определение коэффициентов а и b предусматривало использование метода наименьших квадратов для нормализованного уравнения:

P/X_p = 1/(ab) + 1/a · P. (5)

Далее критериальным методом осуществлялся поиск частных зависимостей для значений коэффициентов Ленгмюра а и b от температуры и содержания фюзинита, которые имеют вид:

Согласно методу проф. М. М. Протодьяконова формула многофакторной зависимости представляет собой произведение частных эмпирических зависимостей, делённое на генеральную среднюю всей совокупности данных, возведённую в степень на единицу меньше числа первичных факторов. Таким образом, a = f(t, F) будет выглядеть следующим образом:

аналогично b = f(t, F)

где ā и  b̅ – соответствующие генеральные средние.

При изучении вещественного состава выяснилось, что газоносность вмещающих пород, к примеру аргиллитов, лишь в единичных случаях превосходит 5 м³/т, в подавляющем же большинстве она меньше 2 м³/т. Характерно, что стабилизация газоносности совпадает со стабилизацией их пористости. Так, в зоне выветривания аргиллитов карагандинской свиты, которая распространяется до глубины 300 м, газоносность этих пород имеет минимальные значения.

Газоносность алевролитов и песчаников, определенная по единичным пробам, составляет 4–5 м³/т. Эти породы характеризуются хорошей газоотдачей и почти не требуют термовакуумной дегазации. Аргиллиты же освобождаются от газа только в процессе нагревания до температуры 70–80° и при глубоком вакуумировании. Последнее обстоятельство разрешает свести к ничтожной величине поступление метана из вмещающих пород в скважины.

Изучение газоносности (метана) на шахтах Промышленного и Саранского участков¹¹ [23] показало, что с увеличением метаморфизма углей в западном направлении (т.е. в сторону Шерубайнуринского угленосного района) увеличивается и газоносность [24]. Установлено также увеличение газообильности с глубиной, что наглядно демонстрирует график на рис. 4. Суммарное количество метана, образованного в процессе метаморфизма угля, имеет примерно следующие значения по стадиям метаморфизма¹²: Г – 212 м³/т; Ж – 229 м³/т; К – 270 м³/т; ОС – 300 м³/т; Т – 330 м³, что не противоречит исследованиям. Таким образом, потенциальные ресурсы газа в угленосной толще Шерубайнуринской синклинали оцениваются как значительные. При этом современный уровень метаноносности в первую очередь определяется не столько генерацией метана, сколько геолого-структурными и фильтрационно-емкостными условиями его миграции и аккумуляции. Для пласта К₇ газоносность увеличивается постепенным образом с глубиной. На первых этапах рост газоносности происходит слабыми темпами из-за значительных трещин, образовавшихся в результате деформации массива пород (блочное расчленение). Для пласта К₁₀ газоносность также увеличивается с глубиной, но более резко. Это связано с тем, что газоносность угольных пластов зависит от глубины залегания, степени метаморфизма угля и газового давления.

Рис. 4. График изменения газоносности угольных пластов К₇ и К₁₀ с увеличением глубины

Данные по угленосности и газоносности карагандинской свиты в пределах шахтных полей 35/36 и 37/38 приведены в геологическом отчете¹³, где они отнесены к объектам, не охваченным газовым опробованием. Ресурсы газа подсчитаны по аналогии с полем шахты «Степная» и сведены в сравнительную табл. 7, которая демонстрирует, что несмотря на одинаковое значение расчетной газоносности по балансовым запасам, всего ресурсов метана по ш.п. 35/36 значительно меньше и составляют менее 0,75 млрд м³, по сравнению с ш.п. 37/38, где  более 1 млрд м³.

Таблица 7

Газоносность угольных пластов и углистых пород Карагандинской свиты шахтных полей 35/36 и 37/38 (по данным геологического отчета за 1989 г.)

По имеющимся данным по Северному участку¹⁴, расположенному к юго-востоку от проектируемого, пласты дегазированы до 140–150 м, что объясняется их довольно крутым залеганием. Установлено, что интенсивный рост газоносности происходит в первые 100 м от поверхности метановой зоны, т.е. до глубины 250 м от дневной поверхности. За этот короткий интервал, что свойственно крутозалегающим толщам, газоносность пластов увеличивается от 2 до 20 м³ /т г. м. Глубже градиент ее роста не превышает 1 м³/т г. м. на каждые 100 м погружения и на глубине 1000 м газоносность составляет 24 м³/т г. м. Описанное изменение газоносности характерно для всех пластов, начиная от К₁₀ и ниже.

Суммарные запасы ресурсов метана в отложениях Карагандинской свиты на шахтных полях 35/36 и 37/38 составляют 1,75 млрд м³. Газоносность угольных пластов Ашлярикской свиты на глубине 135–140 м составляет 15–20 м³/т с.б.м. С этой глубины шахта Кировская отнесена к сверхкатегорным по газу, а с глубины 180–200 м пласты А₅, А₇ подвергаются предварительной дегазации. Внезапных выбросов угля и газа не происходило. В пределах проектируемой площади газоносность углей Ашлярикской свиты, как и Карагандинской, не исследовалась.

Определение перспективности участка основано на разработке геологических критериев оценки, заключающихся на анализе глубины залегания, нарушенности, проницаемости и метаноносности угольных пластов для выявления наиболее газонасыщенных участков, которые можно считать перспективными для получения метана из угольной толщи [10]. Критериальный рейтинг перспективности участков заключался в оценке угольных пластов по 10 основным факторам и учитывал влияние влажности, выхода летучих веществ, десорбции метана и проницаемость пласта на различных глубинах. На рис. 5 представлена угленосность свит с учетом общего и рабочего количества пластов, а также их суммарной мощности.

Рис. 5. Угленосность свит угольных пластов Карагандинского бассейна

В работе [10] показаны результаты определения проницаемости на исследуемых участках наиболее газоносных пластов в зависимости от глубины. При небольшой разнице в глубинах наблюдается изменение проницаемости пласта в меньшую сторону. Результаты обработки полученных данных проницаемости от глубины залегания представлены на рис. 7.

Рис. 6. Влияние глубины залегания угольного пласта на его проницаемость
Источник: Гуревич Ю. С. Извлечение кондиционного метана при подземной разработке угольных месторождений и технологические решения по его использованию. [Дисс. … докт. техн. наук] М.: МГИ; 1990. 531 с.

Анализ данных (рис. 6) показывает устойчивую отрицательную корреляцию между глубиной залегания и проницаемостью пластов (r ≈ –0,85), что объясняется увеличением горного давления и уплотнением породы. Это, в свою очередь, влияет на фильтрационные свойства и десорбционную способность угля. Также выявлена зависимость между газоносностью и степенью метаморфизма: с увеличением содержания фюзинита метаноносность растёт, что подтверждается уравнением регрессии (см. формулу (4)). Данные указывают на приоритетную роль петрографического состава в формировании ресурса метана.

Методика составления оценки исследуемых участков заключается в следующем: для комплексной сравнительной характеристики газоносных угольных участков применён метод факторно-балльной оценки, при котором каждому участку присваиваются баллы по ряду ключевых параметров, отражающих его перспективность в плане метаноносности и дегазации. Каждый параметр оценивается по шкале от 10 до –10 баллов, где 10 соответствует наиболее благоприятному значению, а –10 – наименее благоприятному. Показателю, который влияет негативно, присваивается отрицательное значение. В качестве оцениваемых параметров были приняты проницаемость (газопроницаемость), которая характеризует способность угольного массива пропускать газ. Чем выше проницаемость, тем выше эффективность дегазации; десорбционная способность, отражающая интенсивность выделения адсорбированного метана из угля; плотность ресурсов, которая оценивает потенциальный объём газа, содержащегося в угольном массиве, в расчёте на единицу площади или объёма; метаноносность, показывающая фактическое содержание метана в угольном массиве, установленное на основе прямых измерений; выход летучих веществ, отражающий содержание органических компонентов в угле и косвенно указывающий на потенциал метанообразования; влажность, характеризующая содержание влаги в угле и породах. Поскольку повышенная влажность затрудняет десорбцию газа, этот фактор рассматривается как негативный и его значение учитывается в расчётах со знаком минус.

Итоговая оценка (сводный показатель) для каждого участка определяется арифметическим сложением всех присвоенных баллов с учётом знака для влажности.

Интерпретация результатов: чем выше итоговое значение, тем более перспективен участок с точки зрения потенциальной газоотдачи, технологичности дегазации и условий для эффективной добычи метана. Например, Шерубайнуринский участок имеет наивысшую интегральную оценку (38 баллов), что делает его приоритетным объектом для проведения дегазационных мероприятий и опытно-промышленных работ.

Составленный критериальный рейтинг каждого участка с учетом основополагающих геолого-технологических факторов на основе результатов проведенных исследований (табл. 8) показал, что Шерубайнуринский участок характеризуется хорошей плотностью ресурсов, показателями метаноносности и выхода летучих, однако проигрывает остальным участкам по данным десорбции и влажности. Наиболее перспективными оказались Шерубайнуринский, Саранский и Талдыкудукский участки, наиболее низкие показатели у Тентекского участка.

Таблица 8

Факторно-балльная оценка исследуемых участков

В отличие от существующих в литературе подходов, основанных на ограниченном наборе геологических параметров (глубина, газоносность, проницаемость), разработанная в настоящем исследовании методика использует расширенный перечень факторов – 10 ключевых признаков, включая петрографические и термодинамические характеристики углей. Это позволяет обеспечить более полную и объективную оценку перспективности участков.

Таким образом, отличительной особенностью настоящего исследования является комбинация методов десорбционного анализа, петрографической оценки и параметрической фильтрации, объединённая в унифицированный алгоритм оценки, пригодный для внедрения в практику проектирования дегазации.

Анализ существующих решений [8, 9] показывает, что большинство из них не учитывают:

• сорбционно-структурных свойств углей (изотермы Ленгмюра);
• влияния микрокомпонентного состава (фюзинит, витринит);
• десорбционных характеристик и влажности пород.

Преимуществом предложенного подхода является многофакторность оценки, универсальность применения, высокая практическая применимость, повышение точности прогноза – за счёт уточнения уравнений Ленгмюра и внедрения корреляций с содержанием фюзинита и температурой.

Таким образом, научная новизна исследования выражается в разработке и экспериментальном подтверждении интегральной методики оценки участков угольных пластов, позволяющей заменить экспертные, слабоформализованные подходы количественной научно обоснованной методической системой с проверяемыми параметрами.

¹¹ Натура В. Г., Сиротский Р. Г., Ожогина Т. В. Патент РФ 2601205 Способ определения газоносности угольных пластов. Заявл. 07.08.2015. Опубл. 27.10.2016.

¹² Ахматнуров, Д. Р.Исследование методов интенсификации газоотдачи из неразгруженных угольных пластов. [Дис. … PhD]. Караганда: Карагандинский государственный технический университет; 2018. C. 142–149. URL: https://www.kstu.kz/o-zashhite-doktorskoj-dissertatsii-ahmatnurova-denisa-ramilevicha/?lang=ru (Дата обращения: 08.09.2025).

¹³ Ермеков М. А. Газоносность угленосных отложений и газообильность шахт Карагандинского бассейна. [Автореф. дис. … докт. геол.-минерал. наук]. Алма-Ата: Каз. политехн. ин-т; 1963. 63 с.

¹⁴ Ахматнуров Д. Р. Исследование методов интенсификации газоотдачи из неразгруженных угольных пластов. [Дис. … PhD]. Караганда: Карагандинский государственный технический университет; 2018. C. 142–149. URL: https://www.kstu.kz/o-zashhite-doktorskoj-dissertatsii-ahmatnurova-denisa-ramilevicha/?lang=ru (Дата обращения: 08.09.2025).

Выводы

Проведенный анализ современного состояния и мирового опыта в области добычи метана из угольных пластов показал, что отдельными странами достаточно успешно применяются различные технологии добычи метана из угольных пластов.

Карагандинский угольный бассейн по перспективности добычи газа метана условно разделяется на 5 участков. На каждом из них были проведены исследования наиболее газоносных пластов. Установлено, что газоносность углей Карагандинского бассейна закономерно возрастает с глубиной по восходящей ветви S-образной кривой, причём значения метаноносности достигают 25–27 м³/т при глубинах свыше 600 м. В результате исследований определены зоны первого и второго порядка для оценки перспективности добычи метана из угольных пластов. Основными параметрами для классификации этих зон являются: глубина залегания, характеристики проницаемости и десорбции. Газопроницаемость до 10–15 мДС можно зафиксировать на глубине 250–300 м.

На основе анализа сорбционной способности угольных пластов Карагандинского бассейна по отношению к метану были установлены параметры корреляционных моделей между сорбцией углей и такими факторами, как давление газа, температурный режим, петрографический состав и уровень влажности. Полученные в ходе исследований результаты указывают на то, что для углей Карагандинского бассейна характерны незначительные изменения степени метаморфизма. Лабораторными исследованиями установлено, что метаноносность возрастает от 21,6 до 26,4 м³/т при углублении пластов. Впервые для Карагандинского бассейна получены количественные зависимости коэффициентов уравнения Ленгмюра от содержания фюзинита и температуры, позволяющие уточнить параметры изотерм сорбции и повысить точность оценки газоёмкости углей.

По результатам опытно-промышленных испытаний и экспериментальных исследований были научно обоснованы геолого-технологические факторы, характеризующие перспективность участков на извлекаемость метана, такие как: глубина залегания угольных пластов, нарушенность, проницаемость и метаноносность. При этом рейтинг перспективности заключался в оценке угольных пластов по 10 основным факторам и учитывал влияние влажности, выхода летучих веществ, десорбции метана и проницаемость пласта на различных глубинах. Итоговая оценка (сводный показатель) для каждого участка была определена арифметическим сложением всех присвоенных баллов с учётом знака для влажности. Интерпретация результатов показала, что чем выше итоговое значение, тем более перспективен участок с точки зрения потенциальной газоотдачи, технологичности дегазации и условий для эффективной добычи метана. Применение критериального подхода позволило на основе научного подхода и количественных оценок ранжировать участки. Наиболее перспективными признаны Шерубайнуринский (38 баллов), Саранский (34 балла) и Талдыкудукский (32 балла) участки.

Достигнута поставленная цель исследования – сформирована система, позволяющая не только оценить текущую перспективность участков горного отвода, но и прогнозировать эффективность метанодобычи на ранней стадии планирования. Полученные результаты исследования имеют практическое значение как в практике проектирования новых угольных шахт, так и для действующих шахт.