М. И. Зильберштейн. Результаты определений газового давления в угольных пластах и возможность оценки их потенциальной газоносности на действующих горизонтах шахт Восточного Донбасса

Основным параметром, определяющим природную газоносность угольных пластов и характер распределения в них метана, является газовое давление. Достоверные сведения о нем имеют первостепенное значение при оценке выбросоопасности угольных пластов и пород, выборе оптимальных способов и систем их дегазации, а также при разработке мероприятий по снижению газовыделений в горные выработки шахт.

Многочисленными работами, проведенными в большинстве угольных бассейнов СССР, установлено, что газовое давление в угольных пластах и их природная газоносность непрерывно растут по мере увеличения глубины залегания. Однако вводимый в прогнозные значения метаноносности коэффициент 1,3 на возможные потери газа при опробовании угольных пластов кериогазонаборниками остается неизменным на всем интервале глубин опробования. Большинство исследователей, занимающихся вопросами прогноза газоносности как в Донецком, так и в других угольных бассейнах страны, неоднократно отмечали, что на глубине 200-300 м ниже зоны газового выветривания потери газа в процессе опробования кериогазонаборниками значительно ниже, чем на глубинах 800-1000 м и более, где роль газа в свободной фазе составляет весьма существенную часть в общей газоемкости углей. Но отсутствие критерия в оценке соотношений прогнозной и природной метаноносности не позволяет в настоящее время дать однозначный ответ по количественной оценке этих потерь.

Метод прямого определения природной газоносности угольных пластов в геологоразведочных скважинах с помощью керногазонаборников различных систем является пока наиболее распространенным и относительно простым. Однако обилие факторов, определяющих качество получаемых с его помощью проб, и отсутствие надежных критериев в оценке представительности конечных результатов, приводит к выбраковке до 50% отбираемых проб.

Из косвенных методов при определении газоносности угольных пластов достаточно надежным является метод газовых съемок в горных выработках, который заключается в установлении газового баланса выемочных участков шахт, в том числе и из самого разрабатываемого пласта. Газоносность, определенная таким способом, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы, как правило, соответствует природной метаноносности угольного пласта. Здесь, как и в прямом методе, достоверность результатов зависит от сложного комплекса факторов, не всегда поддающихся учету, и влияние которых неоднозначно в различных геологических и горнотехнических условиях.

Учитывая то, что на современных глубинах разработки начальная (природная) газоносность угольных пластов обусловлена в основном их газоемкостью, метод определения потенциальной метаноносности углей следует признать наиболее верным и надежным. На это в свое время указывали видные специалисты в области прогноза газового режима шахт [1, 2, 3].

Сущность этого метода заключается в определении сорбционной метаноемкости угля в условиях, максимально приближенных к природным, т. е. при замеренных газовом давлении и температуре в угольном пласте, его влажности и пористости. При соблюдении этих условий результаты определений газоносности этим методом наиболее полно соответствуют природной метаноносности угольного пласта [4].

Принимая это во внимание, газовая группа Центральной лаборатории ВДТГУ с 1968 г. начала работы по определению сорбционной метаноемкости каменных углей и антрацитов, а с 1969 г. - по замерам газового давления в угольных пластах. В Донецком бассейне первые замеры давления газа были произведены А. А. Скочинским еще в 1903 г. и к настоящему времени на шахтах Донбасса в угольных пластах и породах в различных геологических и горнотехнических условиях произведено около 5000 измерений давления газа. Однако все эти замеры проводились на территориях Западного, Центрального и Юго-Западного Донбасса. В восточной части Донецкого бассейна до 1969 г. прямых определений газового давления в угольных пластах не проводилось вообще и лишь участившиеся случаи внезапных выбросов угля и газа на ряде шахт (шахта 6-14, 5 треста «Шолоховскуголь» и др.) и потребность в разработке мероприятий по предупреждению аналогичных явлений привели к необходимости постановки этих работ.

В практике определения давления газа в угольных пластах выделяются два способа: прямой и косвенный [5]. Последний применяется ограниченно, поскольку он базируется на измерении давления газа в угле, отобранном в массиве с помощью шахтных кернонаборников. По результатам дегазации определяется общее количество газа, содержащегося в угле. На образцах этого же угля проводятся исследования сорбционной газоемкости при различных давлениях. Зная количество газа, извлеченного из пробы, по изотерме общей метаноемкости определяют соответствующее давление газа.

Практика отбора проб из угольного массива в горных выработках шахт показала, что во всех случаях и при любых конструкциях керногазонаборников имеют место значительные потери газа как за счет нарушения естественного состояния массива при внедрении в него кернонаборника, так и за счет частичной дегазации угля в процессе перебурки, извлечения и его герметизации.

В МакНИИ проводились работы по анализу потерь газа при определении газового давления описанным выше способом [6]. Учитывалось время с момента вскрытия пласта скважиной до момента герметизации угольной пробы. В лабораторных условиях проба донасыщалась метаном, устанавливалось равновесие в системе уголь-газ, а затем кериогазонаборник открывался на время, соответствующее периоду потерь при отборе проб угля в шахте. Вновь установившееся давление при достигнутом равновесии принималось за истинное на глубине отбора пробы в угольном пласте.

Отсутствие сопоставлений результатов, полученных таким методом, с прямыми методами замеров газового давления не позволяет использовать его на практике. Применение этого метода возможно лишь в тех случаях, когда необходима ориентировочная оценка газоносности пласта пли газового давления.

Наиболее точным методом определения газового давления является прямой, заключающийся в непосредственном манометрическом замере газового давления в газовой камере, которая представляет собой часть скважины, располагающейся в исследуемом угольном пласте. Надежность применения этого метода предопределяется качеством изоляции, предохраняющей газовую камеру от утечек газа в горные выработки через герметизирующее устройство, и возможностью сохранения на участке замеров первоначальных газодинамических условий.

Для замеров газового давления нами был использован прибор ПГД-2, разработанный и апробированный ИГД им. Скочинского [7].

Для ускорения процесса замера давления газа перед герметизацией в скважину до забоя вводился металлический вкладыш длиной около 1 м и диаметром на 2-3 мм меньше диаметра скважины, что позволяло значительно уменьшить объем замерной камеры, оставляя неизменной площадь ее внутренней поверхности. Диаметр скважин, в которых проводились замеры давления, не превышал 50-55 мм. Бурение их проводилось с промывкой на глубину от 6 до 24 м, при помощи ручного электро- или пневмосверла. Скважины бурились в основном из откаточных и транспортерных штреков вверх по восстанию пласта, две - в лавах и три - из полевых штреков на вышележащие пласты-спутники. Изменения газового давления фиксировались с помощью высокоточных образцовых манометров в начальный период через 0,5-1 мин., а в период стабилизации - при изменении давления на 0,2-1 атм.

Всего в 1969-1970 гг. было проведено одиннадцать достоверных замеров газового давления. Графики изменения и кинетика восстановления газового давления во времени показана на рис. 1 (по 7 скв.).

Для иллюстрации методики построения и расчета природного газового давления в пласте путем математической обработки экспериментальных данных, ниже приводятся результаты замера газового давления в пласте i₃ на шахте 6-14 Тацинского шахтоуправления.

Скв. СГДП-16 (Скважина газового давления, пробуренная на угольный пласт через породную «пробку».) диаметром 52 мм была пробурена в штреке № 110 на горизонте - 186 м через породную «пробку» в почве пласта на глубину 6,7 м; по углю было пройдено 1,6 м. Герметизатор ПГД-2 установлен на глубине 5 м. Между забоем и герметизатором находился вкладыш длиной 1,5 м. Давление герметизации 40 атм.

Рис. 1. Динамика роста газового давления во времени в угольных пластах на шахтах Восточного Донбасса: 1 - скважина для замера газового давления, пробуренная по углю; 2 - скважина для замера газового давления, пробуренная до угля через породную «пробку»; 3 - очередность наблюдений за изменением газового давления; (1) - непосредственно после окончания бурения; (2) - после полного выпуска газа из замерной камеры; (3) - то же, посте повторного выпуска; (4) то же, после третьего выпуска

Максимальное давление газа в замерной камере - 12,4 ати было достигнуто через 56 ч, и продолжало оставаться постоянным в течение 168 ч.

На рис. 2 кривая нарастания газового давления во времени построена по точкам с максимальным газовым давлением, так как при нарастании давления можно было снять показания манометра, которые могли быть только занижены по сравнению с фактическими. Это связано с наличием незначительного сопротивления передаточного механизма в манометре.

Учитывая, что процесс нарастания газового давления бесконечен во времени, считаем установившимся давление, если оно не изменяется в течение 1-3 суток.

Рис. 2. График изменения газового давления во времени по скв. СГДП-16: 1 - кривая, характеризующая рост газового давления с момента установки герметиватора; 2 - кривая, спрямленная в координатах х=t, у=t/p

Для определения его природного значения проводим математическую обработку экспериментальных данных с нахождением значения асимптоты, которая будет соответствовать природному газовому делению.

Обозначив переменную величину газового давления Р через у, а переменную величину времени t через х и, взяв значение Р в интервале времени от 0,1 до 62 ч., устанавливаем, что наиболее точно экспериментальным данным при соблюдении условия у → 0 и х → 0 соответствует уравнение вида

или

Для проверки соответствия уравнения характеру роста газового давления кривая спрямляется в координатах

Результаты приведены в таблице, помещенной на рис. 2. На графике по интервалам времени t (0,1; 0,5; 1; 1,5; 2; 3 и т. д.) отложены точки и через них проведена прямая. Отклонение точек от прямой в начальном периоде показывает, что уравнение соответствует экспериментальным данным только в интервале от 4 до 64 ч. и далее. В интервале времени от 0 до 4 ч. экспериментальные данные описываются степенной зависимостью вида у=а₂ х^в₂ илиР = a₂t^в₂. Расчетное природное газовое давление по скв. СГДП-16 определяем из уравнения

при t→∞. Применив правило Лопиталя, получим

но, а=tg α при спрямлении кривой в координатах

откуда

тогда

где t₂P₂ и t₁P₁ - координаты двух точек на спрямленной кривой. В нашем случае а = 0,0776, а Р_пр=12,9 ати или 13,9 ата.

Исследованиями, проведенными Г.Д. Лидиным, А. Т. Айруни, А. Н. Щербань и другими, установлено, что проведение подготовительных выработок по метаноносным угольным пластам связано с перераспределением горного давления и приводит к раскрытию природных и появлению эксплуатационных трещин, в результате чего в прилегающем к выработке угольном массиве нарушается подвижное равновесие системы уголь-газ. Вследствие этого интенсифицируется процесс десорбции метана из прилегающего к выработке угольного массива и граница природного газового давления перемещается от поверхности обнажения пласта в выработке в глубь угольного массива, образуя в области дегазирующего влияния пластовой подготовительной выработки так называемую зону газового дренирования угольного пласта. Скорость перемещения изобар давления метана в глубь массива является функцией физико-механических и физико-химических свойств угольного пласта (рис. 3).

Рис. 3. График изобар давления метана в угольном массиве в зоне дегазирующего влияния пластовой подготовительной выработки. Воркута, шахта № 1 Капитальная, пласт Первый. (По Г. Д. Лидину)

На основании вышеизложенного и с учетом того, что скв. СГДП-16 бурилась через 38 дней после проходки штрека № 110, полученный результат (13,9 ата) характеризует природное давление газа, содержащегося в угле в момент проведения замера на глубине 6,7 м от обнаженной поверхности пласта.

Аналогичные расчеты и построения были выполнены по остальным 10 скважинам, в которых замерялось газовое давление (см. рис. 1).

В целях проверки воспроизводимости полученных результатов, после стабилизации газового давления почти во всех скважинах (сохраняя неизменным давление герметизации) выпускался газ из замерной камеры и вновь велось наблюдение за восстановлением газового давления. Не ожидая повторной стабилизации давления вновь производился выпуск и наблюдение за восстановлением давления. Так, в скв. СГДП-15 при повторном замере газовое давление достигло величины 52,8 ати через 18 суток, а при третьем замере, давление газа в 53,4 ати установилось через 26 ч., т. е. почти в 17 раз быстрее. Такие явления фиксировались и в большинстве других скважин (см. рис. 1).

В периодической печати нет сведений о подобных фактах, а есть лишь указания на целесообразность сокращения до минимума времени с. момента окончания бурения скважины до момента ее герметизации [7]. По-видимому, объяснение этому явлению следует искать в увеличении скорости и площади фильтрации газа из микротрещин и пор зоны трещиноватости, прилегающего к замерной камере угольного массива за счет увеличивающейся во времени области разгрузки от горного давления. Более высокий темп роста газового давления во времени (после первого и второго выпусков) косвенно характеризует надежность герметизации.

В процессе проведения замеров газового давления при выпусках отбирались пробы газа.

Анализ результатов замеров газового давления показал, что для оценки природных параметров угольного пласта по газовому фактору (газоносность, проницаемость, газовое давление и др.) для конкретных геологических условий шахты или месторождения необходимы прямые определения.

Так на поле шахты 5 треста «Шолоховскуголь» газовое давление в угольном пласте m₉ на глубине 546 м составило 53,4 ати. Глубина метановой зоны установлена здесь достаточно точно на глубине 160 м. Таким образом, на глубине замера следовало предполагать, пользуясь формулой Р=0,1(Н-Но), газовое давление, равное 38-39 атм. Фактически замеренное давление оказалось в 1,4 раза выше расчетного.

Аналогичная картина имела место и на шахте № 13 Краснодонецкого шахтоуправления. Здесь глубина метановой зоны по пластам m¹₈и m₉ составляет не менее 100 м, т. е. расчетное газовое давление на глубине 313 м должно было составить 21-22 атм., а фактически замеренное в скв. СГДП-12 оказалось равным 34,8 атм, т. е. в 1,6 раза больше расчетного.

Поэтому, возвращаясь к методу определения потенциальной метаноносности угля, следует еще раз подчеркнуть необходимость в тщательных и надежно поставленных полевых и лабораторных экспериментах, результаты которых кладутся в его основу.

В период с 1966 по 1969 г. на поле шахты 4 Краснодонецкого шахтоуправления были проведены работы, позволившие сопоставить все существующие в настоящее время основные методы определения природной газоносности угольных пластов. Здесь в 1966 г., когда отработка пласта m¹₈ велась на горизонте - 258 м, были пробурены две скважины, в которых керногазонаборниками ГКМ-92 из пласта m¹₈ были отобраны две пробы на глубине 315 м (скв. 3250) и одна - на глубине 320 м. (скв. 3251). Фактическая метаноносность по этим пробам (без коэффициента 1,3) составила соответственно 26,4; 27,4 и 27,6 мл/г горючей массы угля. Были соблюдены все условия отбора и обработки проб. Их герметичность, качество дегазации и результаты анализов газа замечаний не вызывали. Выход керна по опробованным интервалам составил 100в/о. Пробы оценены как представительные и достоверные.

Здесь же, в 100 м по линии падения от скв. 3251 на глубине 372 м в скв. СГДУ-2, пробуренной из откаточного штрека № 233 вверх по восстанию пласта на глубину 17 м, последовательно были отобраны две пробы шахтными керногазонаборниками ДГИ. Фактическая метаноносность этих проб (без коэффициента 1,3) составила 28,8 и 28,6 мл/г горючей массы угля. Время с момента начала отбора проб до их герметизации составило 3 мин. Обе пробы по выходу керна, герметичности и результатам дегазации оценены как представительные и достоверные.

В 1969 г., когда очистные работы по пласту m¹₈ велись уже на горизонте - 288 м, в лаве 233 в 140 м к востоку от скв. 3251 была проведена специальная газовая съемка. Газоносность пласта, по данным этой съемки, отнесенная к средней части лавы (глубина 367 м), составила 5 мл/г горючей массы. Газоносность пласта, по данным аналогичных съемок, проведенных в 1968 г. на соседних к востоку участках в лавах 127 и 128 (шахта 10, горизонтальность 286 м), составила соответственно 35,6 и 37,5 мл/г горючей массы.

В этой же лаве из свежеобнаженного забоя на глубине 371 м были отобраны и на месте загерметизированы в сорб-ционные ампулы высокого давления две пробы угля пласта m¹₈ для проведения исследований сорбционной метапоносности объемным методом, разработанным в МакНИИ. В целях максимального сохранения в угле природного газа и влажности, он дробился только до прохождения через сито 3 мм. В лаборатории пробы угля в ампулах донасыщались метаном до давления 80 атм. Изотерма сорбционной метаноем-кости строилась по выпускам метана в стеклянные газомерники. Выпуски проводились чарез «ловушку», заполненную ангидроном (хлорат магния), чтобы исключить пары воды при замерах метана.

В откаточном штреке № 233 через 8 дней после его проходки в скв. СГДУ-1 на глубине 19,3 м от обнаженной поверхности пласта. Через 69 суток давление газа в скважине стабилизировалось на 18,3 атм (рис. 1). В результате математической обработки полученных данных было нассчитано природное газовое давление в пласте m¹₈, абсолютная величий на которого составила на этой глубине (371 м) 25,2 ата.

Изотерма общей метаноемкости угля пласта m¹₈ снятая при давлении 25 ата, составила по двум пробам 30,2 и 31 мл/г горючей массы (после приведения к температуре 18,5⁰С, замеренной в скв. СГДУ-7 на глубине 371 м от поверхности).

Результаты определения метаноносности пласта m¹₈ четырьмя независимыми методами приведены в таблице (в мл/г горючей массы).

Результаты определений газоносности пласта, по данным газовых съемок следует считать завышенными, т. к. из общего количества газа, замеренного на исходящих струях лав, не был исключен метан, поступающий из выработанного пространства.

Принимая за природную газоносность пласта m¹₈ результат определения его потенциальной метаноносности в термодинамических условиях, максимально приближенных к природным, видно, что газоносность пласта, полученная прямым отбором угольных проб керногазонаборниками, всего лишь в 1,1 раза ниже природной, а не в 1,3, как принято сейчас. Наличие аналогичных сопоставлений на разных глубинах для всех марок углей дало бы возможность уточнить и дифференцировать по глубине численную величину коэффициента вводимого на возможные потери газа при опробовании углей на газоносность. Это в свою очередь позволило бы с большей надежностью и достоверностью выдавать проектным организациям прогнозную оценку природной газоносности.

Примечание. В таблице приняты обозначения: 1 - фактическая метаноносность (без коэффициента 1,3); II - прогнозная (с коэффициентом 1,3).

Литература

1. Г. Д. Лидии. Учение о газах угольного месторождений СССР. М., 1968. (ИФЗ АН СССР).

2. В. В. Xодот, М. Ф. Яновская, Ю. А. Липаев. Метан в угольных пластах. М., Углетехиздат, 1958.

3. И. Л. Эттингер. Газоемкость ископаемых углей. М., "Недра", 1966.

4. Ю. Н. Бессонов [и др.]. Сравнительное определение природной метаноносности угольного пласта тремя независимыми методами. «Техника безопасности, охрана труда и горноспасательное дело», 1968, № 9.

5. "Методы замера давления газа в угольных пластах". Тезисы докладов. М., 1967, (ИГД им. А. А. Скочинского).

6. Я. И. Фертельмейстер. Определение давления газа в призабойной части пласта. Бюл. Ма.кНИИ, 1958, № 8.

7. И. В. Сергеев. В. Г. Рыжков. Методика определения природного газового давления в угольных пластах. Краткий научный отчет. М., 1963. (ИГД им. А. А. Скотинского).