2. Гидрогеологические условия.

По степени обводненности пород и обеспеченности питания подземных вод поле шахты делится на две отличные гидрогеологические зоны. В первую зону входит площадь расположенная в пойме р. Иня и в близи нее. Притоки воды в припойменной части составляют около 200 м³/ч. Вторая зона охватывает площадь, которая расположена за пределами влияния поймы р. Иня. Обводненность пород здесь сравнительно не высокая. Общий приток со всего шахтного поля колеблется в пределах 300-580 м³/ч.

1.8 Прогноз природной метаноносности угольных пластов

Количественные характеристики метаноносности угольных пластов являются основными исходными данными для прогноза газообильности в шахтовых выработках, предопределяющей необходимость дегазации и схемы ее практической реализации на угледобывающих предприятиях.

Исходные данные для оценки газоносности угольных пластов и проведения инженерно-технических проектных расчетов ожидаемых выделений метана из угольных пластов были получены в процессе проведения разведочных работ на участке «Поле шахты Полысаевской 1» в период 1967 - 1968 г.г.

В настоящем отчете представлен прогноз природной метаноносности угольных пластов и пласта Бреевского (в районе будущей отработки пласта Бреевского) в таблицах и текстовом приложении 9, составлены график изменения газоносности с глубиной, геолого-газовые разрезы по Красногорской, 12 и 11 разведочным линиям (граф.прил. 4, 6 и 8), карта прогноза газоносности пласта Бреевского (граф.прил. 11).

1.8.1 Методика и объемы выполненных работ

Всего для оценки газоносности пласта Бреевского было проанализировано 112 керногазовых проб, отобранных в 9 скважинах (таблица 7.2., текстовое прил.9).

Для изучения газоносности шахтного поля использовались следующие методы:

Метод изучения качественного состава газов путем отбора проб угля в герметические сосуды (стаканы);

Метод прямого опробования угольных пластов керногазонаборниками типа КГН-3-58, КГН-2-57.

Применяемые в Кузбассе для опробования угольных пластов керногазонаборники, работают на принципе улавливания газа, выделяющегося при перебурке пласта и подъеме пробы, в газосборник (колокол). Герметизация отобранных керногазовых проб производилась на поверхности после отбора свободного газа из колокола. Для снятия избыточного давления газа, уменьшения его потерь при хранении пробы и транспортировке, керноприемники с отобранными керногазовыми пробами проходили первичную дегазацию на буровой. Отобранные пробы газа (из колокола и при первичной дегазации), вместе с герметизированными керноприемниками отправлялись на анализ в газоаналитическую лабораторию.

Наименование разведочных линий	Номера скважин	Количество скважин	Количество проб
Красногорская	10361, 10532, 10539	3	7 + 10 + 37 = 54
12	10556, 10601, 10643	3	12 + 8 + 3 = 23
11	10547, 10712, 10609	3	16 + 18 + 1 = 35
Всего:		9	112

Таблица 1.4 (Перечень скважин с изучением газоносности угольных пластов)

Лабораторная обработка керногазовых проб производилась на термовакуумной установке по стандартной методике на трех режимах дегазации до полного извлечения газа:

- при температуре 20⁰С при одновременном вакуумировании;

- при термовакуумировании с нагревом до 80⁰С;

- после дробления пробы в шаровой мельнице при 80⁰С и вакуумировании.

Анализы газов выполнялись на объемно-оптическом газоанализаторе ООГ-2 (для определения СО₂, О₂, CH₄ и Н₂). Определение тяжелых углеводородов (ТУ) проводилось на ГСТЛ-3 (газоанализатор сорбционный термический лабораторный). По окончании дегазации пробы, керн извлекался из керноприемника и проводилось его макроскопические описание. Затем пробы подвергались дроблению в шаровой мельнице и вновь дегазировались.

По результатам лабораторных исследований производился расчет природной газоносности угольного пласта в точке опробования с учетом поправочного коэффициента 1.25, принятого для Кузбасса и учитывающего частичные потери газа при опробовании, хранении и транспортировке углегазовых проб.

Все керногазовые пробы, отобранные керногазонаборниками, по качеству отбора и степени доверия к результатам химических анализов дегазации были разделены на 3 группы:

1. Представительные пробы, отобранные и исследованные с соблюдением всех требований методики опробования, обеспечивающей сохранение в них газа и качественное определение его состава и количества. Эти пробы являлись опорными при прогнозе газоносности угольных пластов и выявления закономерностей количественного распределения газов в метановой зоне. В разряд представительных попали пробы с достаточно высоким весом угольной массы, с низким содержанием кислорода в составе газовых фракций (до 10-12%), отобранные и обработанные с соблюдением всех технологических требований к качеству проб.

2. Не представительные пробы, которые характеризуются полной, или значительной потерей газа, отсутствием или недостаточной массой угольного керна, засорением угля породными прослоями, зафиксированными нарушениями герметизации, длительным хранением, а также утечками газа при лабораторной дегазации проб. Такие пробы исключались из дальнейшей обработки материалов газового опробования.

3. Условно-представительные пробы, для отнесения к какой- либо из вышеуказанных групп нет достаточных оснований, а метаноносность этих проб характеризуется резко заниженными значениями, не соответствующими глубине ее отбора и геологической обстановке. Этот факт вызывает необходимость введения дополнительных критериев, более жестко определяющих границы изменения газоносности угольных пластов. Таким критерием является закономерный градиент нарастания газоносности угольных пластов с глубиной их залегания.

Керногазовые пробы первой и третьей групп использовались при прогнозе газоносности угольных пластов, а пробы второй группы исключались из прогноза. Результаты отбраковки керногазовых проб с указанием причины выбраковки представлены в таблице 1.5.

Наименование пластов, групп пластов	Количество пластопересечений	Количество отобранных проб КГН (ГС)	Количество представительных проб	Количество условно представительных проб	Непредставительные пробы
					Всего	В том числе по причине выбраковки
						Потеря газа	Высокая зола	Негерметичность	Угольный шлам	Порода
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Байкаимкий	3	3	2		1	1
Меренковский	4	5	4		1	1
Слоеный	2	3	3
Наддягилевский, Дягилевский, Поддягилевский	5	3 (3)	6
Надбреевский, Бреевский, Подбреевский	10	11 (1)	8		4		2	2
Толмачевский	4	5 (1)	4	1	1			1
Случайный	1	2		1	1				1
Емельяновский	6	8 (1)	5	1	3	1	2
Снятковский	2	3	1	1	1		1
Новосемейный, Семейный	5	5 (1)	3	2	1		1
Серебренниковский	4	6 (1)	3	1	3			3
Майеровский-Брусницинский, Подбрусницинский	4	6 (2)	3	2	3	2	1
Болдыревский, Болдыревский-Промежуточный	6	16 (3)	9	5	5	2	2	1
Поленовский	4	5 (1)	1	2	3	2		1
Максимовский	1	1	1		0
А	2	2	2		0
Б	1	1			1	1
Веретеновский	2	1	1		1			1
Е	1	1	1		0
б/н	3	2 (1)	3		0
Порода		4 (3)			7					7
Итого:	70	94 (18)	60	16	36	10	9	9	1	7

Таблица 1.5 (Оценка степени достоверности керногазовых проб).

В прогнозной оценке газоносности для обеспечения газобезопасности работы учитывались не средние значения газоносности угольных пластов, а наиболее высокие, которые являются достоверными при существующей методике прямых определений.

Всего в результате выбраковки из общего количества отобранных керногазовых проб (112 проб), в число представительных отнесено 60 проб (53,6%).

Количество условно представительных проб – 16 проб (14,3%).

В целом основной объем непредставительных проб (36 проб), отобранных керногазонаборниками, приходится на потерю газа при опробовании в силу технических и (или) геологических причин, что составляет 10 проб или 27,8% от общего количества не представительных проб, из-за высокой зольности отбраковано – 9 проб (25%) и из-за негерметичности керноприемников – 9 проб (25%).

1 проба (2,8%) была представлена угольным шламом и 7 проб (19,4%) были представлены породой.

Плотность опробования на газоносность в пределах оцениваемого участка составляет 1,5 скв./км². Плотность представительного опробования – 9,8 проб/км².