Изучение углеразведочных скважин геофизическими методами (на примере месторождения Шубарколь)

В настоящее  время общепринятой является «Международная система кодификации углей среднего и высокого рангов» (МК – 88), основанная на таких качественных показателях угольной продукции, как показатель отражения витринита, содержание инертинита, выход летучих веществ, индекс свободного вспучивания, зольность, содержание серы и теплота сгорания. С учетом этих характеристик формируется 14-ти значный код для углей среднего и высокого рангов.

Классификация бурых углей, разработанная Комитетом  по углю Европейской экономической  комиссии ООН, существенно проще  и основана на разделении углей на классы по общей рабочей влажности  и на группы по выходу смолы полукоксования.

В странах СНГ  в настоящее время действует  принятая еще в СССР Единая классификация  углей по ГОСТ 25543-88, (ЕК – 88) «Угли  бурые, каменные и антрациты.

 

1.1 Геолого-геофизические особенности  месторождение Шубарколь.

Месторождение Шубарколь- находится в Тенгизском районе Карагандинской области, в 140 км к северо-востоку от г. Жезказган. Железная дорога Жезказган-Караганда проходит в 120 км южнее. Ближайшая железнодорожная станция - Кызылжар, с которой месторождение связано железнодорожной веткой длиной 120 км.

Угли в пределах Шубаркольской мульды были выявлены в 1983 г. при проведении геологической съемки масштаба 1:50000 Шубаркольской поисково-съемочной партией Центрально-Казахстанской экспедиции МГУ. Промышленная значимость месторождения была установлена специальными поисковыми, в последующем детальными разведочными работами Гапеевской экспедиции ПГО "Цептрказгеология" (Ю.В.Яковенко, Е.Т.Педаш, (АКо и др.).

Нижнеюрские угленосные отложения, мощностью до 330 м, образуют мульду субширотного простирания (7x16 км) с пологими западным и восточным (5-10 и 5-15°) и более крутыми южным (20-48°) и северным (40-90°) крыльями (рис.2). Во внутренней части мульды углы наклона пород не превышают 3-5°. В центральной части мульды отмечается пологое поперечное поднятие угленосной толщи, которое к северу от длинной оси структуры затухает. Оно разделяет мульду на западную и восточную части. В первой, кровля Верхнего угольного горизонта имеет максимальное погружение от дневной поверхности 127 м, а в восточной - 90 м.

К нижней половине угленосной толщи приурочены два угольных горизонта (Нижний и Средний) очень сложного и изменчивого строения, к средней - третий (Верхний) основной угольный горизонт, мощностью до 32 м и сравнительно простого строения, особенно на северо-западе мульды.

Нижний угольный горизонт общей мощностью до 51 м, представлен  шестью-семью преимущественно тонкими (0,2-1,5 м), очень изменчивыми по мощности и строению пластами углей. Средний  горизонт наименее мощный на месторождении (не более 2,8 м). По существу представлен одним пластом, мощностью от 2-4,5 до 7,0 м. Отмечающиеся в почве пачки крайне невыдержанные и не сопоставляются по площади.

Верхний угольный горизонт компактный и простого строения на северо-западе в юго-восточном и  южном направлениях расщепляется на 5-8 пачек, мощностью от 1-2 до 10 метров.

Угли гумусовые, с редкой примесью сапропелевого материала, однако, в виде тонких прослоев в  углях Верхнего и Среднего горизонтов отмечаются сапропелево-гумусовые (касьянит) и гумусово-сапропелевые (черемхит) разности, с высоким содержанием компонентов группы витринита, по отражательной способности которого угли месторождения относятся к каменным, марки Д (длиннопламенные).

Угли малозольные (в среднем 11%), малосернисные (0,4%) с незначительным содержанием фосфора, легко и среднеобогатимые (за исключением углей Нижнего горизонта, относящихся к труднообогатимым). Теплота сгорания около 7,4 тыс.ккал/кг, зола тугоплавкая с содержанием: SiO₂ - 56-66 %, AI₁O₃ - 22-28 %, Fe₂O₃- 7-10 %, СаО -2-3 %, MgO - 1-2 %, ТіО₂-1,1-1,24%, S0₃ - 1.35-3,43 %, Р₂0₅ - 0,13-0,46 %, К₂0 - 1,28-1,55 %, Na₂0-0,65-1,8%.

По содержанию воднорастворимого натрия угли "несоленые", склонны к самовозгоранию. При  полукоксовании получено до 9-12 % смолы  со значительным количеством ароматических  углеводородов (бензола, толуола, нафталина и др.). Опыты по гидрогенизации показали, что все угли месторождения являются уникальным сырьем для производства синтетического топлива.

Запасы углей  составляют 2,3 млрд. т, из них по Верхнему угольному горизонту более 1,8 млрд. т, большая часть которых пригодна для открытой разработки. Месторождение разрабатывается открытым способом при коэффициенте вскрыши 3,0 м³/т.

Из попутных полезных ископаемых следует отметить горючие сланцы, залегающие в пачке  пород, мощностью 1,1-7,7 м над Верхним угольным горизонтом. Зольность их колеблется в пределах 46-83 %, органической массы 36 %, выход смол - 5,6 %, содержание серы 0,93 %, водорода около 7 % и углерода 66 %. Теплота сгорания 4,8-6,7 тыс. ккал/кг. Запасы горючих сланцев составляют 403 млн.т. Из-за низкого качества разработка их в настоящее время считается нецелесообразной.

Представляют  интерес глины коры выветривания как сырье для получения керамического  кирпича марок 200-250 при температуре  обжига 900-950^°С, однако, имеются трудности селективной выемки этих глин. Из элементов-примесей можно отметить повышенные количества иттрия (104, 95, и 66 г/т в золе углей соответственно Верхнего, Среднего и Нижнего горизонтов), скандия (64, 61 и 36 г/т) и некоторых других. Особенно высокие содержания редкоземельных элементов наблюдаются в зоне выветривания углей, при этом максимальные концентрации (иттрий - 254 г/т, скандий - 96, диспрозий - до 384, гадолиний - до 335, самарий - до 211, лантан - 46, церий - 89 и неодим - до 806 г/т угля) пространственно приурочены к зонам аномального накопления урана. Несмотря на мелкие, линзовидные формы этих зон, указанное явление аномального обогащения редкими землями представляется заслуживающим внимания в свете все возрастающих цен и значения их для промышленности.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Месторождение Шубарколь. 1-Неоген-черчитное отложение, 2- Верхняя угленосная толща, 3- Нижняя угленосная толща, 4- Доюрские образования, 5- Уголь, 6- Горючий сланец, 7- Тектонические нарушение, 8- Граница угленосных толщ, 9- Разведочные скважины  

2. Петрофизические параметры угленосных пород и их определение геофизическими методами

Пористость угленосных пород и способы ее определения. Совокупность пустот в минеральном скелете пород называется пористостью. Численное значение пористости выражается отношением объемов пор и породы. Различают следующие виды пористости:

а) общая пористость - это отношение  всех пор к объему образца;

б) открытая пористость, или пористость насыщения, обусловливаемая сообщающимися между собой порами, в которые могут проникнуть жидкость или газ при известном давлении;

в) эффективная, или динамическая пористость, определяемая только той частью поровых  каналов, которая занята подвижной  жидкостью в процессе фильтрации.

Таблица 1.1 Значения физических параметров углей и вмещающих горных пород

Порода	Общая пористость, kП, %	Объемная плотность, dН, г/см3	Удельное электрическое сопротивление, rП, Ом×м	Скорость распространения упругих продольных волн, v, км/с	Радиоактивность, Jg, мкР/ч
Аргиллит	3,0-25,0	2,4-2,80	10-400	1-5	12-30
Алевролит	3,0-20,0	2,4-2,75	15-600	1-5	8-18
Глина и глинистый  сланец	5,0-25,0	1,9-2,40	0,8-20	0,800-2	12-30
Известняк	2,0-2,5	2,3-2,90	10-5×103	2-6	0,5-12
Изверженная порода	1,0-3,0	2,5-3,70	5×102-105	5-7	1-25
Песчаник	3,0-15,0	2,4-2,75	2-3×103	1,5-5,5	5-12
Уголь бурый	12,0-25,0	1,2-1,30	10-200	2,6-2,7	3
Уголь каменный	2,0-12,0	1,2-1,35	102-106	1,7-2,6	3
Антрацит	1,0-2,0	1,4-1,80	10-3-10,0	2,5-3,5	3

 

Наличие дифференциации в пористости и плотности пород угленосных отложений позволяет с помощью метода рассеянного гамма-излучения выделять в разрезах скважин угольные пласты и изучать их метаморфизм, минеральные примеси, а среди вмещающих пород выделять литологические разности с аномальной плотностью (таблица 1.1).

Определение коэффициента пористости пород геофизическими методами основано на различии физических свойств среды заполняющей поровое пространство, и физических свойств твердой фазы породы. Физические свойства твердой фазы породы зависят от ее минерального состава и дисперсности. Коэффициент пористости глинистой породы методом сопротивлений находят по формулам параметра пористости или его фиктивного значения

,  ,  ,   (1.1)

где Р_п - параметр пористости;

Р_пф - параметр пористости при пресном растворе (фильтрате), фиктивное значение параметра пористости;

П_п - поверхностная проводимость;

r_вп - электрическое удельное сопротивление водонасыщенной породы;

r_в - электрическое удельное сопротивление пластовой воды.

 

Определение коэффициента пористости акустическим методом основано на зависимостях интервального времени DТ_п от коэффициента пористости k_n пород. Коэффициент пористости неглинистых пород можно определить следующими способами:

а) по зависимостям DТ_п=f(k_п), которые получаются путем измерений DТ_п на образцах пород при эффективных напряжениях, равных напряжениям этих пород в условиях их залегания.

б) по уравнению  среднего интервального времени (уравнение Вилли)

 

, мкс/м ,     (1.2)

где  DТ_п - интервальное время в горной породе;

DТ_тв - интервальное время в твердой части породы;

DТ_з - интервальное время в среде, заполняющей поровое пространство;

k_п - коэффициент открытой пористости.

 

Метод рассеянного  гамма-излучения позволяет в разрезах скважин в естественном залегании угленосных пород, т. е. при насыщении водой, определять их объемную плотность. Объемная плотность насыщенных водой пород функционально связана с плотностями минералогической и объемной в абсолютно сухом их состоянии.

Минералогическая   плотность каждого литологического типа (литотипа) определенного минерального состава в разрезе угольного месторождения обычно является постоянной и может быть определена в лаборатории по образцам. По значениям объемной и минералогической плотности пород можно определить коэффициент их пористости (в %) по формулам:

, ,  , (1.3)

где d_в, d_м, d_н, d_с - плотность соответственно воды, минералогическая,

 объемная  насыщенных водой и абсолютно сухих пород в г/см³, кг/см³.

 

На рисунке 1.1 приведены взаимосвязи между  коэффициентом пористости и удельным электрическим сопротивлением, скоростью распространения упругих колебаний и плотностью /1/.

 

1 – песчаник; 2 – алевролит; 3 – аргиллит

 

Рисунок 1.1 –  Корреляционные связи изменения  плотности d, скорости v_р и r_п пород с коэффициентом пористости k_п

 

Плотность угленосных пород. Плотностью (d) горных пород называется отношение ее массы (твердой, жидкой и газообразной) к объему, занимаемому породой. В международной системе СИ она измеряется в килограммах на кубический метр (кг/м³) или в системе СГС в граммах на кубический сантиметр (г/см³). Горные породы и особенно каменные угли различаются между собой по плотности (таблица 1.1).

Плотность горных пород изменяется при заполнении пор жидкостью и газом. В связи  с этим различают следующие виды плотности:

а) абсолютно  сухой породы d_c при искусственном удалении влаги путем высушивания образца породы до постоянной массы;

б) воздушно-сухой  породы d_вс при естественном испарении влаги;

в) породы с естественной влажностью d_е;

г) породы при  максимальном влагонасыщении в предположении заполнения всех пор жидкостью d_н.

Для интерпретации  геофизических материалов необходимо знать плотность горных пород в естественном залегании с соответствующими влажностью, температурой и давлением. Плотность угленосных пород, определяемых геофизическими методами в скважинах, обычно соответствует плотности насыщенных водой пород d_н.

Минералогическая плотность d_м (или плотность твердой фазы, или плотность скелета) каждого литотипа определенного вещественного состава является постоянной для данного угольного месторождения.

Так как объемную плотность насыщенных водой пород  и их пористость определяют геофизическими методами, то, следовательно, можно рассчитать по формуле и объемную плотность абсолютно сухих пород. Для определения   плотности абсолютно сухих аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников используют также палетки корреляционных связей этого параметра с другими параметрами пород (рисунок 1.2).

При определении  плотности пород целесообразно  представить эталонировочный график в относительных единицах и пользоваться им как палеткой (рисунок 1.2). За относительную единицу берется значение J_gg в эталонном устройстве с условной плотностью в пределах 1,1—1,5 г/см³ (близкой к плотности малозольного угля) /1/.