Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу

Рассмотрены результаты двухмерного моделирования термальной истории, генерации, миграции и формирования скоплений углеводородов в Донецком бассейне. Установлено, что газодинамические процессы и явления приурочены к тектонически экранированным скоплениям газа в областях современной активной миграции...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2010
Автори:	Привалов, В.О., Панова, О.А., Ізар, А., Альсааб, Д.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України 2010
Назва видання:	Наукові праці УкрНДМІ НАН України
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99602
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу / В.О. Привалов, О.А. Панова, А. Ізар, Д. Альсааб // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2010. — № 6. — С. 95-123. — Бібліогр.: 31 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-99602
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-996022016-05-01T03:02:31Z Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу Привалов, В.О. Панова, О.А. Ізар, А. Альсааб, Д. Рассмотрены результаты двухмерного моделирования термальной истории, генерации, миграции и формирования скоплений углеводородов в Донецком бассейне. Установлено, что газодинамические процессы и явления приурочены к тектонически экранированным скоплениям газа в областях современной активной миграции углеводородных газов с глубоких горизонтов бассейна. Вмешательство горных работ вызывает перераспределение напряжений в призабойной части пласта и играет роль спускового крючка, который при достижении пороговой концентрации трещин может инициировать лавинообразный процесс декомпрессионного освобождения газа. This contribution is devoted to the results of 2-D numerical modeling of thermal history, hydrocarbon generation, migration and trapping in the Donets Basin. It has been observed that gasgeodynamic events during underground mining coal seams (coal-andgas outbursts) are typically related with zones of active recent migration of hydrocarbons from deeply seated dilatational traps to adjacent collectors sealed by trust duplexes within shear zones. At such localities induced by mining the stress discharge triggers decompressional liberation of methane from adjacent reservoirs. 2010 Article Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу / В.О. Привалов, О.А. Панова, А. Ізар, Д. Альсааб // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2010. — № 6. — С. 95-123. — Бібліогр.: 31 назв. — укр. 1996-885X http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99602 553.981:553.94:543.88 (477.61/62) uk Наукові праці УкрНДМІ НАН України Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
description	Рассмотрены результаты двухмерного моделирования термальной истории, генерации, миграции и формирования скоплений углеводородов в Донецком бассейне. Установлено, что газодинамические процессы и явления приурочены к тектонически экранированным скоплениям газа в областях современной активной миграции углеводородных газов с глубоких горизонтов бассейна. Вмешательство горных работ вызывает перераспределение напряжений в призабойной части пласта и играет роль спускового крючка, который при достижении пороговой концентрации трещин может инициировать лавинообразный процесс декомпрессионного освобождения газа.
format	Article
author	Привалов, В.О. Панова, О.А. Ізар, А. Альсааб, Д.
spellingShingle	Привалов, В.О. Панова, О.А. Ізар, А. Альсааб, Д. Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу Наукові праці УкрНДМІ НАН України
author_facet	Привалов, В.О. Панова, О.А. Ізар, А. Альсааб, Д.
author_sort	Привалов, В.О.
title	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу
title_short	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу
title_full	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу
title_fullStr	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу
title_full_unstemmed	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу
title_sort	параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку донбасу
publisher	Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України
publishDate	2010
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/99602
citation_txt	Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу / В.О. Привалов, О.А. Панова, А. Ізар, Д. Альсааб // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2010. — № 6. — С. 95-123. — Бібліогр.: 31 назв. — укр.
series	Наукові праці УкрНДМІ НАН України
work_keys_str_mv	AT privalovvo parametrizacíâtermalʹnihrežimívgenercíítamasoperenosuvuglevodnevihgazívprotâgomístoríígeologíčnogorozvitkudonbasu AT panovaoa parametrizacíâtermalʹnihrežimívgenercíítamasoperenosuvuglevodnevihgazívprotâgomístoríígeologíčnogorozvitkudonbasu AT ízara parametrizacíâtermalʹnihrežimívgenercíítamasoperenosuvuglevodnevihgazívprotâgomístoríígeologíčnogorozvitkudonbasu AT alʹsaabd parametrizacíâtermalʹnihrežimívgenercíítamasoperenosuvuglevodnevihgazívprotâgomístoríígeologíčnogorozvitkudonbasu
first_indexed	2025-07-07T09:37:42Z
last_indexed	2025-07-07T09:37:42Z
_version_	1836980437854978048
fulltext	Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 95 УДК 553.981:553.94:543.88 (477.61/62) ПАРАМЕТРИЗАЦІЯ ТЕРМАЛЬНИХ РЕЖИМІВ, ГЕНЕРЦІЇ ТА МАСОПЕРЕНОСУ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ГАЗІВ ПРОТЯГОМ ІСТОРІЇ ГЕОЛОГІЧНОГО РОЗВИТКУ ДОНБАСУ Привалов В. О. (ДонНТУ, м. Донецьк, Україна) Панова О. А. (УкрНДМІ НАНУ, м. Донецьк, Україна) Ізар А., Альсааб Д. (Університет А. Пуанкаре I, м. Нансі, Франція) Рассмотрены результаты двухмерного моделирования термальной истории, генерации, миграции и формирования скоп- лений углеводородов в Донецком бассейне. Установлено, что га- зодинамические процессы и явления приурочены к тектонически экранированным скоплениям газа в областях современной актив- ной миграции углеводородных газов с глубоких горизонтов бас- сейна. Вмешательство горных работ вызывает перераспределе- ние напряжений в призабойной части пласта и играет роль спус- кового крючка, который при достижении пороговой концентра- ции трещин может инициировать лавинообразный процесс де- компрессионного освобождения газа. This contribution is devoted to the results of 2-D numerical modeling of thermal history, hydrocarbon generation, migration and trapping in the Donets Basin. It has been observed that gas- geodynamic events during underground mining coal seams (coal-and- gas outbursts) are typically related with zones of active recent migra- tion of hydrocarbons from deeply seated dilatational traps to adjacent collectors sealed by trust duplexes within shear zones. At such locali- ties induced by mining the stress discharge triggers decompressional liberation of methane from adjacent reservoirs. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 96 Донецький басейн входить до складу більш ніж 2000– кілометрового Прип'ятьсько-Дніпровсько-Донецького палеориф- ту, що утворився у девоні в результаті процесів розтягнення на теренах південної периферії Східно-Європейської платформи. Будучи єдиною ланкою, котра зазнала інверсії та межує у складі палеорифту з найбільш відомою нафтогазовою провінцією України - Дніпровсько-Донецькою западиною (ДДЗ), Донбас од- ночасно є унікальним вугільним басейном, де відклади карбону, починаючи з пізньовізейського часу, представлені перешаруван- ням морських і континентальних відкладів потужністю до 14 км. В процесі такого тривалого інтервалу палеогеографічні умови пе- ріодично змінювалися від заболочених прибережно-морських рі- внин з обширними торф'яниками, котрі дали початок формуван- ню більш ніж 300 вугільних пластів і прошарків, до такого ж об- ширного мілководного моря. Процеси вуглефікації, що проходили при зануренні і зрос- танні температури в умовах мінливих теплових потоків, призвели до трансформацій рослинних решток у вугілля, рідкі й газоподіб- ні вуглеводні. Сумарна кількість органічної речовини, сконцент- рованої у вугільних пластах, прошарках вугілля та розсіяноїу ву- глевміщуючих породах Донецького басейну в межах території України, за розрахунками В. І. Узіюка [1] може бути оцінена в перерахунку на вугільну масу в 958 млрд. т. Вражають і масшта- би обсягів вуглеводневих газів, які були генеровані у вугленосній товщі в процесі дозрівання органічної речовини – близько 278 трлн. м3 [1]. Тим часом, найсміливіші оцінки ресурсів вугіль- ного метану, що зберігся до теперішнього часу в Українській час- тині Донбасу, коливаються в межах 12 – 25 трлн. м3 [2,3], що вка- зує на гігантські втрати вуглеводневих газів (91 – 96 %) [3] на по- дальших етапах геологічного розвитку Донбасу. Слід зазначити, що у найбільшому у Західній Європі Рурському кам'яновугільно- му басейні (Німеччина) за підрахунками Т. Тілеманна та ін. [4] протягом історії геологічного розвитку втрачено до 99 % термо- генного метану. Проте і того обсягу метану, що залишився у вугленосній товщі карбону Донбасу достатньо, щоб об'єктивно склався образ найбільшого газовугільного басейну Європи, де вуглевидобуток на глибоких горизонтах сполучено з різким погіршенням умов Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 97 безпеки праці за рахунок газового фактору й ускладнень форм прояву газодинамічних явищ. Згідно з сучасними уявленнями [3, 5 – 7], за рахунок підви- щення температури в нафто-газоматеринських породах й активі- зації деструктивних процесів у керогені (достатньо щільній, по- лімеризованій під впливом біохімічних реакцій високомолекуля- рній суміші речовин органічного походження) послідовно гене- руються: 1) рідкі вуглеводні; 2) жирні гази, збагачені високомо- лекулярними алканами; 3) сухі гази, переважно метанового скла- ду. Обсяги та хімічний склад вуглеводнів суттєво залежать від типу керогену. Формування нафти і газу в осадових басейнах відбувається за певних температурних умов (рідких вуглеводнів в інтервалі від 60° С до 120° С, а газоподібних вуглеводнів - в інтервалі 120 - 230° С). Хоча вугленасиченість розрізу і ступінь дозрівання орга- нічної речовини (вуглефікації) є одними з головних чинників, що впливають на метаноносність вугленосних товщ, на прикладі ря- ду вугільних басейнів Америки і Європи добре відомо, що фак- тичні об'єми скупчень метану істотно варіюють залежно від тек- тонічної історії розвитку басейнів. Просторово-часові взаємини між тектонічними імпульсами і режимами, епізодами геотектоні- чної інверсії визначають умови локалізації розущільнених зон, а також впливають на міграцію вуглеводневих флюїдів. Термогенна генерація вуглеводнів відбувається внаслідок термічного відриву і подальшого розщеплювання місткових і бо- кових аліфатичних ланцюжків, які зв'язують або примикають до ароматичних кластерів макромолекул керогену. Зі зростанням температур і ступеню вуглефікації у вугіллі відбувається збіль- шення вмісту конденсуючих ароматичних структур, а частка неа- роматичних атомів вуглецю знижується. Зокрема, вітриніт і ліп- тиніт, котрі містять відносно велику кількість водню, легко роз- щеплюють місткові зв'язки і перегруповують ароматичні систе- ми, що формуються, в кристаліти, що призводить до зміни фізич- них властивостей вугілля.Основну масу керогенів першого і дру- гого типів, початкової сировини для нафти і жирних газів, фор- мують органічні комплекси з великою кількістю аліфатичних ла- нцюжків так званого "морського" і змішаного "наземно- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 98 аквального" генезису, що ведуть походження від водоростевих ліпідів або від органічної речовини (ОР), збагаченої ліпідами унаслідок активності мікроорганізмів, та відповідають мацералам вугілля групи екзиніту. Для керогену третього типу характерні головним чином конденсовані поліароматичні або кисневмісні функціональні гру- пи; аліфатичні ланки грають незначну роль. Він характеризується помірним нафтогенераційним потенціалом, хоча на великих гли- бинах цей кероген здатний генерувати велику кількість газу. Ке- роген третього типу утворюється в результаті конверсії ОР з на- земних вищих рослин (деревини, кора і ін.), відповідає мацералам вугілля групи вітриніту, які в процесі термального дозрівання ге- нерують достатньо великі обсяги газів з переважанням метанової складової. Виходячи з визначень біомаркерів [8, 9], органічна речовина вугільних пластів Донбасу відноситься до третього типу керогену та є продуктом складних біохімічних і геохімічних реакцій мате- ріалу переважно деревної рослинності, перетвореного в геліфіко- вані мацерали, з домішками сапропелевого матеріалу. Теоретично не виключається, що разом з метаном термоген- ної генерації, серед горючих газів Донбасу може бути присутнім біогенний метан, що є продуктом життєдіяльності бактерій у від- новному середовищі на стадіях гуміфикації й геліфікації або піз- ніших реакцій ферментації ОР, та навіть метаногенезу з вугілля як побічного результату метаболізму у анаеробних умовах мета- ногенних одноклітинних прокаріотів домену Archaea. Для газів біохімічної генерації характерні полегшений склад вуглецю метану і виняткова "сухість" [3], визначувана за параме- тром відношення концентрації метану до суми етану і пропану в газовому струмені. Результати досліджень хімічного та ізотопного складу δ34C горючих газів вугільних пластів, відібраних за допомогою газо- кернозабірників в глибоких параметричних свердловинах Щ-1027 і С-1379 [10], газових родовищ Північної окраїни Донбасу [7] свідчать, що метан в Донецькому басейні має термогенний гене- зис і був сформований внаслідок термокаталітичного розкладу третього типу керогену in-situ. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 99 Не дивлячись на величезні успіхи осадово-міграційної теорії термогенного походження промислових родовищ вуглеводнів, останнім часом з'явилася низка публікацій, в яких без глибокого аналізу всієї сукупності відомих фактів, розвиваються уявлення про абіогенний синтез метану у Донбасі [11] або суттєвий підтік уздовж тектонічних порушень у гірничі виробки метану «мантій- ного походження», що сприяє утворенню ділянок аномальної га- зозбагаченості [12]. Висновок, що у шахті ім. О. Засядька (Донецько- Макіївський район) зустрічається метан, який мігрував по розло- мах кристалічного фундаменту і тектонічним порушенням осадо- вого чохла «з великих глибин земної кори і навіть з верхньої ман- тії» [12], не відповідає дійсності. По-перше, наведені данні щодо полегшення ізотопного складу вуглецю свідчить про міграцію газів з більш глибоких по відношенню до місць відбору газових проб (але, безумовно, далеко не мантійних) горизонтів осадового чохла басейну, що зазнали більшого температурного впливу й ві- дповідних термокаталітичних перетворень керогену. По-друге, враховуючи те, що площина порожнинного простору в кам'яному вугіллі близька до показників активованого вугілля, а сорбційна ємність вугілля зростає зі ступенем вуглефікації, логічно припус- тити, що гіпотетичний абіогенний метан мав би бути повністю сорбований вугленосними породами у нижній частині (перші кі- лометри) майже 9-кілометрової колони відкладів карбону у райо- ні шахти ім. О. Засядька. Світова практика геологорозвідувальних робіт на газ у вуг- леносних басейнах свідчить, що на утворення й подальший роз- поділ вуглеводнів у вуглепородних масивах впливають: 1) пер- винний склад органічної речовини та газогенераційні властивості керогену; 2) еволюція занурювання відкладів, історія теплових режимів у газоматеринських товщах; 3) подальший розвиток зон розущільнення, де міграційні вуглеводневі потоки локалізуються літологічними або тектонічними бар'єрами проникності у вугле- носних відкладах. Результати досліджень, що передували цій публікації, ви- значили, що: гумусові вугілля Донбасу багаті на колодетрініт і ліптиніт (спориніт і алгиніт) [13], містять довгі аліфатичні лан- цюжки високомолекулярних сполук C>18 [9, 14], та мають достат- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 100 ньо великий водневий індекс HI = 200-310 мг ВВ/г Cорг. [14-16], що свідчить про потенційно добрі можливості ОР досліджуваних пластів в процесі термального дозрівання (вуглефікації) забезпе- чити значні обсяги генерації вуглеводневих газів, а також окремі прояви рідких вуглеводнів. Крім того, аналіз результатів визначення біомаркерів у ву- гіллі Донбасу свідчить про суттєву роль бактерій в переробці ОР вищих рослин, при якій біомаса бактерій могла служити додатко- вим джерелом органічної маси, що забезпечує зростання нафто- газогенераційного потенціалу (водневого індексу HI) [17]. Первинний нафто-газогенераційний потенціал, що формува- вся під час осадконакопичення, безумовно, був різний в різних районах басейну і залежав від конкретної вугленасиченості товщі і максимального, на місцях, її занурення і відповідного ступеня дозрівання ОР. Вугленосність нижнього карбону пов'язана з лагунними об- ставинами у вузькій смузі уздовж південно-західного борту До- нецького прогину. На північний схід від цієї смуги лагунні фації зміняються відкрито-морськими. Всі найзначніші пласти локалі- зовано в інтервалі серпуховської товщі потужністю 400-500 м. Пласти розташовані зближеними групами з відстанню між гру- пами 30-80 м, а між пластами - в групах 3-20 м. Отже, для шахт- них полів, що розкривають вугленосні товщі нижнього карбону характерні і лагунні і лагунно-морські ритми, враховані при мо- делюванні. Середній карбон вугленосний по всій площі Донбасу. У вуг- леносній формації середнього карбону відстань між вугільними пластами 20-40 м. Ряд пластів утворює зближені групи (k5-k6, l2-l3, l7-l8). Найбільш сконцентровані пласти в світі C2 6: при потужності світи 170-250 м в ній в західних районах майже повсюдно міс- титься до 8 робочих пластів (у Красноармійському вуглепромис- ловому районі - l3, l6, l7, l8, l8 1, у Донецько-Макіївському - l1, l2 1, l3, l4, l7, l8, l8 1, у Центральному – l3 та l6). Так само щільно розташо- вані пласти у верхній частині світи C2 5 (у Красноармійському ву- глепромисловому районі - пласти k5, k7 та k8, у Донецько- Макіївському – k5, k5 1, k7 та k8, у Центральному – k3 та k7). Відосо- блена в цілому світа C2 3, і усередині світи пласти розосереджені. Якщо основні серпуховські вугільні пласти залягають в монотон- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 101 ній слабкодиференційованій товщі алевролітів і аргілітів, позбав- леної вапняків, то для самої вугленосної світи середнього карбо- ну C2 6, напроти, характерна різка гетерогенність фацій. У цій сві- ті в покрівлі всіх найбільш значимих вугільних пластів, як прави- ло, залягають вапняки. Вугілля у Донбасі завжди накопичується на межі між континентальними та морськими фаціями, тобто трансгресія дає поштовх торфонакопиченню. В термінах секвен- тної стратиграфії [9] елементарні високочастотні цикли у Донбасі складаються з: алювіального пісковику або алевроліту, характер- них для трактів низького стояння рівня моря; палеосолу, вугіль- ного пласта і вапняку, що відбивають седиментаційні події у тра- ктах трансгресивних систем; морського аргіліту з пелагічною фа- уною, показового для високої батиметрії під час існування мак- симальної поверхні затоплення морем; дельтового алевроліту і пісковику типових для трактів високого стояння рівня моря. Загальновідомим чинником формування газоносності вугле- носних формацій Донбасу є нерозривний зв'язок цього процесу із загальною історією геологічного розвитку басейну. Тому питан- ня, пов'язані з газоутворенням, повинні розв'язуватися в тісному зв'язку з особливостями осадконакопичення і вуглеутворення і, відповідно, на базі реконструкцій історії занурення й інверсійних підйомів вугленосних формацій. За останні роки був зібраний величезний фактичний матері- ал по геології, тектоніці, органічної геохімії осадових товщ і ро- довищам вуглеводнів у Донецького басейну. Опрацювання ре- зультатів експериментальних досліджень щодо визначення обся- гів вуглеводнів, що утворилися під час штучної вуглефікації зра- зків вугілля з Донбасу у публікації [18]. Попередні результати, щодо реконструкцій палеотермальних режимів за даними розпо- ділу палеотемпературних індикаторів (трендів зміни показника відбиття вітриніту, фішн-трекових датувань) викладені у роботах [19-22]. Модель басейну, що запропонована в статі, побудована на підґрунті синтезу геологічних, тектонічних і геохімічних даних та описує фізико-хімічний процес утворення й масопереносу вугле- воднів з урахуванням можливих фазових переходів флюїдів в процесі еволюції осадового басейну. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 102 Обидва басейни – Дніпровсько-Донецький, де виявлено ~200 родовищ газових вуглеводнів з підтвердженими запасами біля 60 трлн. м3, та Донбас є частинами однією вуглеводневої си- стеми, що складається з: 1) нафто- й газоматеринських товщ від- повідного для генерації ВВ ступеня постдіагенетичної зрілості; 2) шляхів міграції ВВ; 3) колекторних горизонтів з високою мат- ричною проникністю та зон розущільнення, де міграційні вугле- водневі потоки локалізуються літологічними або тектонічними бар'єрами проникності у вугленосних відкладах; 4) відповідних параметрів гідрогеологічних, геотермічних та тектонічних умов, що забезпечують схоронність ВВ у інтервалах тріщинуватих або високопористих колекторів, де вуглеводневі поклади локалізова- но флюїдоупорами, тектонічними екранами або гідродинамічним стиском пластових вод. У питаннях визначення принципових інтервалів нафто- та газоматеринських порід у ДДЗ нема єдиної точки зору. Ряд дос- лідників вважає, що вуглеводні у ДДЗ емігрували з глибокозаля- гаючих нижньовізейских або навіть девонських чорних сланців і карбонатних товщ [23]. Також за результатами геохімічних досліджень доведено ге- нетичний зв’язок традиційного газу з вміщуючими відкладами у верхньовізейському та турнейсько-нижньовізейському комплек- сах на всій території ДДЗ та в серпухівському, середньо- та верх- ньокам’яновугільному – в східній її частині [24]. Принципова можливість утворення родовищ вільного газу за рахунок міграції вугільних газів з глибоких горизонтів вугле- носних відкладень карбону детально розглянута на прикладі уні- кального Шебелінського газоконденсатного родовища, розташо- ваного у зоні МК лінеамента, тобто на межі Дніпровсько- Донецької западини й Донбасу [25]. Саме з відкриттям у середині двадцятого сторіччя вказаного родовища почалося розширення фронту газопошукових робіт та буріння глибоких свердловин у напрямку Бахмутської і Кальміус-Торецької улоговин [7]. А утворення родовищ вільного газу на північних окраїнах Донбасу за рахунок вугленосних відкладів можна визнавати доведеним [7]. Результати попередніх досліджень за методом піролізу Rock-Eval [17] показали, що органічна речовина вугільних плас- тів спроможна генерувати, як рідкі, так і газові вуглеводні, у той Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 103 час, як розсіяна органічна речовина в окремих інтервалах слабоп- роникних товщ карбону Донбасу (морські, озерні і лагунні аргілі- ти) має лише газогенераційний потенціал (HI = 30…200 мг ВВ /г Сорг., Сорг. = 0,5 …6 % для аргілітів, Сорг = 0,5 …16 % для алевро- літів) величини якого співпадають з аналогічними піролітичними даними для аргілітів газоматеринських товщ Центрального і Схі- дного Передкавказзя [26]. Виконана за методом Rock-Eval оцінка генераційних властивостей порід палеозою ДДЗ [27] дозволила визначитися з дуже впливовим нафтогенераційним потенціалом серпуховських відкладів (HI до 550 мг ВВ/г Сорг.). Основними факторами, що вплинули на рівні дозрівання ор- ганічної речовини й генерації вуглеводнів з керогену у межах ДДЗ й Донбасу, були доінверсійні (по відношенню до першого інверсійного епізоду у Донбасі) розподіли глибин максимального занурення відкладів карбону та відповідні значення теплових по- токів. В окремих частинах Донбасу доінверсійний рисунок вуг- лефікації був змінений: а) синінверсійними ранньопермськими пластовими інтрузіями і штоками, що викликали місцеве форму- вання коксових лінз у Південно-Донбаському районі і на ряді ді- лянок шахт Петровського комплексу в Донецько-Макіївському районі, але не призвели до регіонального зростання теплових по- токів; б) постінверсійними пізньопермськими - ранньотріасовими інтрузіями, що стимулювали подальшу вуглефікацію в межах ді- лянок Красноармійського і Чистяково-Сніжнянського районів. Наявність післяінверсійної термальної події випливає з того, що Центральному районі Донбасу впоперек Головної антикліналі, котра почала формуватися конседиментаційно, поверхні ізомета- морфізму вугільних пластів залягають набагато положисто у по- рівнянні з гірськими породами на крилах складки [19, 20]. Прак- тично це означає, що в ядрі антикліналі ступінь метаморфізму нижче, чим на її крилах і, особливо, стосовно найбільш зануре- них частинах сусідніх Південної і Головної синкліналей. Отже, мова йде про нову постінверсійну «термальну подію» і пов'язані з нею підвищені теплові потоки, що викликали прояви додаткового метаморфізму. Отже, площинне поширення зон різного ступеня вуглефікації і відповідних їм областей епігенетичних перетворень осадової товщі в Донбасі являє собою результат послідовного на- кладення ряду подій [19 – 21]. Серед них - 1) регіональний ката- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 104 генез та метагенез вугленосних відкладень у зв'язку з їхнім зану- ренням у доінверсійний період протягом карбону - ранньої пермі (максимальне занурення у сакмарський час ранньої пермі, ~275 млн. р.); 2) пермський диференційований підйом (інверсія) території басейну, формування Головної антикліналі й зони про- тяжних лінійних складок і ерозійні процеси, завдяки яким вугле- носні відкладення, що колись залягали на глибоких горизонтах, виявилися на денній поверхні; 3) пермо-тріасова постінверсійна «термальна подія» (~250 млн. р.), що проявилася вибірково і ви- кликала прояв додаткової вуглефікації й епігенезу кам’яновугільних відкладів; 4) вторинний інверсійний епізод крейдової інверсії (апліфту); 5) зміщення площин ізометаморфізму, переважно зсувного характеру, у зонах розривних порушень; 6) неотектонічний підйом. У серединній частині басейну розташована принципова дис- локаційна зона ПДЗ (рис. 1), що складається із серії кулісних глибинних розривів (зсувів) під фрагментами Осьового (у зоні Головної антикліналі), Персіянівського, Сулино- Констянтинівського і Сало-Маницького розривів. Істотною де- таллю будови ПДЗ є розвиток уздовж її осі на ділянках перек- риття чи кулісного зчленування відрізків, витриманих за простя- ганням, глибинних розломів ланцюжка різномасштабних ієрархі- чно підпорядкованих призсувних структур пул-апартів мегарівня РА та мезорівня MA. У залежності від знака зсувного зміщення призсувні структури, що виникають на ділянках кулісоподібного вигину або перекриття зсувів, розвиваються: а) під час правого зміщення як тектонічні западини - ванни, у межах яких за умов локального розтягання переважають спадні вертикальні тектоні- чні рухи; б) під час лівого зміщення як купольно-зсувні підняття, в межах яких за умов локального стиснення переважають висхід- ні тектонічні рухи. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 105 Ри с. 1 . Г ео ло гі чн а ма па д ом ез оз ой сь ки х ві дк ла ді в у ра йо ні д ос лі дж ен ь з на не се ни ми п ро фі ля ми дл я дв ох ви мі рн ог о чи се ль но го м од ел ю ва нн я (л ін ії S1 … S6 ) та д іл ян ка ми д ил ат ац ій но го ро зу щ іл ьн ен ня (п ул -а па рт ів P A) в у мо ва х пр ав оз су вн ої а кт ив із ац ії Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 106 За умов зсувної активізації ПДЗ слугує головною зоною зсу- вних дислокацій, у межах окремих блоків якої відбуваються ком- пенсаційні знакозмінні вертикальні тектонічні рухи. Отримані експериментальні результати щодо еволюційних змін газогенераційних властивостей вугіль Донбасу та обсягів га- зів, які утворилися під час штучної вуглефікації [18], були вико- ристані вкупі з даними щодо зростання з глибиною Н показника відбиття вітриніту Ro (40 глибоких свердловин) для подальшого 2-D чисельного моделювання процесів генерації, міграції та ло- калізації скупчень вуглеводнів у вугленосній товщі Донбасу вздовж 6 геологічних розрізів (лінії S1…S6, див. рис. 1). Для побудови чисельних двохвимірних моделей генерації, міграції та локалізації скупчень вуглеводнів у вугленосній товщі Донбасу використане програмне забезпечення PetroMod 2D. На першому етапі моделювання була виконана реконструкція термі- чної історії осадового басейну (1-D моделі) для кожної із сверд- ловин шляхом вирішення прямої теплової задачі та пошуку най- більш вірогідних розподілів температур і кондуктивного тепло- вого потоку в часі. Додатково при моделюванні використовувалася наступна інформація – дані про потужність і літологічний склад свит по розрізах, а також фізичні параметри (константи теплопровідності і теплоємності для різних літологічних типів порід), дані вимірів температур гірських порід по свердловинах і розрахункові зна- чення сучасних теплових потоків на різних гіпсометричних рів- нях [19 – 22]. Дані про потужність стратиграфічних підрозділів та їх літо- логії використовувалися для реконструкції термотектонічної іс- торії занурення й тектонічного підйому з урахуванням алгоритму декомпакції відкладень. У якості інтервалів гірських порід, які спроможні до генерації рідких і газових вуглеводнів, визначені світи карбону B (C1 2), C (C1 3), D (C1 4), E (C2 0), F (C2 1), G (C2 1), F (C2 2), I (C2 4), K (C2 5), L (C2 6), M (C2 7), N (C3 1), O (C3 2), P (C3 3). Їх- ній потенціал до генерації вуглеводнів за результатами поперед- ніх досліджень [18] коливається в діапазоні HI = 210…310 мг ВВ/г Сорг. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 107 За результатами моделювання тепловий потік під час мак- симального занурення осадків (сакмарський час) змінювався в межах від 40 до 75 мВт/м2. Інвертована частина Донецького ба- сейну характеризується більш високими значеннями теплових потоків, ніж Красноармійська монокліналь і Кальміус-Торецька улоговина, де їхні значення зростали в північно-східному напря- мку від 40 до 55 мВт/м2. Різке зростання теплового потоку в схід- ному напрямку спостерігалося приблизно по лінії Донецько- Кадіївського поперечного розлому. Тут теплові потоки змінюва- лися від 60 до 75 мВт/м2 з тенденцією локалізації максимальних значень в області пул-апарту РА4. У межах південно-західного Донбасу визначені ділянки роз- ташування двох "епіцентрів" аномально високих постінверсійних теплових потоків, котрі корелюються з пфальцькою фазою гер- цинського тектонічного циклу (межа пермі і тріасу). У Чистяко- во-Сніжнянському районі область поширення аномально високо- го теплового потоку під час "термальної події" (на рівні 175…200 мВт/м2) просторово тяжіє до структур призсувного роз- тягнення в контурі ПДЗ, де, за даними геофізичних і термобаро- геохімічних досліджень [28], передбачається існування прихова- них інтрузивних тіл андезит-трахіандезитового комплексу. Друга ділянка, де зафіксовані підвищені теплові потоки під час "термальної події" (у діапазоні 125…150 мВт/м2), розташова- на на північ від м. Красноармійська. Її положення просторово збі- гається з сектором локального розтягнення під час "термальної події". Під час декількох інверсійних й ерозійних епізодів у Донба- сі чимало до інверсійного метану було втрачено за рахунок ушкоджень і розкриття систем первинного кліважу, формування тектонічних порушень і фільтраційних каналів. Отже вцілілі доі- нверсійні ВВ було локалізовано в різноманітних тектонічних, стратиграфічних та гідродинамічних пастках. Разом з тим, слід зазначити, що, поза сумнівом, в результаті інверсійних процесів в першу чергу піддавалися частковій і повній дегазації крихкі вугі- льні пласти. Навпаки, інтервали пластичних глинясто- алевритових відкладень, де низька проникність відкладень зумо- вила збіг зон генерації і акумуляції газу з поганими умовами для Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 108 концентрації газу в потужні поклади, в ході цих інверсійних про- цесів практично не піддалися дегазації. На рис. 2 уздовж профілю S1 наведено 2-D модельні реконс- трукції: а) варіацій показника відбиття вітриніту Ro на сучасному етапі розвитку басейну; б) зонального розподілу областей діаге- незу, катагенезу та метагенезу, що відповідають областям відсут- ності термогенної генерації ВВ, генерації рідких і газових ВВ, області виснаження потенціалу генерації ВВ, де генерація ВВ вже не можлива; в) часу первинної генерації рідких ВВ у процесі за- нурення відкладів та укорінення інтрузій під час пфальцької фази герцинського тектонічного циклу. Газоміграційні потоки у ДДЗ та Донбасі зумовлені високою щільністю прилеглих до осередків генерації ВВ нетрадиційних колекторів (порід з низькою проникністю) та лімітованою сорб- ційною ємністю вугільних пластів глибоких горизонтів, бо вугіл- ля може одночасно виконувати роль материнських порід та пер- винних колекторів вуглеводнів. Під час масової генерації з керо- гену нафти і газу внутрішньопоровий тиск, що перевищує гідрос- татичний та навіть літостатичний стиски. Отже на глибоких гори- зонтах ДДЗ здебільше у близькості до осередків ВВ формуються резервуари так званого центрально-басейнового типу, в яких газ знаходиться під аномальним стиском [24]. Виникнення умов аномально високого стиску і утворення мікротріщин з подальшим ослабленням стиску за рахунок пер- винної міграції флюїдів – це етапи безперервного процесу масо- переносу вуглеводневих флюїдів. У процесі міграції ВВ суттєву роль грають не тільки колекторські властивості порід глибокоза- нурених товщ, флюїдодинамічні й фільтраційні характеристики тектонічних порушень, але і просторово-часовий розподіл у вуг- лепородному масиві зон локального стиснення і розущільнення, який має переважно тектонофізичну природу. Отже, покращені властивості колекторів спостерігаються на так званих «солодких» ділянках, у контурі яких під впливом нео- тектонічних й сучасних полів напружень під час зсувних та обер- тальних рухів розвивалися переважно умови локального розтяг- нення (дилатації). Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 109 Рис. 2. Модельні реконструкції уздовж профілю S1: а) варіа- цій показника відбиття вітриніту Ro на сучасному етапі розвитку басейну; б) зонального розподілу об- ластей діагенезу, катагенезу, метагенезу й відповід- них областей генерації ВВ; в) часу первинної міграції рідких ВВ Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 110 За результатами проведених досліджень й інтерполяції отриманих для 6 розрізів модельних результатів побудовано: 1) моделі просторово-часової міграції вуглеводнів (рис. 3); 2) моделі формування ділянок газонасичення (рис. 4); 3) прогнозну мапу сучасного розподілу метанових покладів на глибині – 4 км, що наведена на рис. 5. Отримані за результатами двохвимірного моделювання па- раметричні моделі генерації та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу підтверджують припущення щодо існування під складчастими спорудами осьової зони Відкритого Донбасу під Головною антикліналлю зон розу- щільнення, котрі накопичують вуглеводні [29]. Збереженню кількості метану на великих глибинах сприяли наступні чинники: а) значна потужність вищезалягаючих відкла- дів, котрі включають велику кількість шарів газонепроникних порід; б) зниження ролі тектонічних порушень як шляхів міграції газу; в) значне зниження впливу гідрогеологічного чинника, коли водоносні горизонти змінюються на газоводоносні, а потім газо- носні без ознак пластових вод; г) відсутність техногенного чин- ника (шахтної дегазації вугільних пластів). Слід зазначити, що пологе, типове для Кальміус-Торецької та Бахмутської улоговин, залягання вугленосних товщ також сприяє утворенню родовищ вуглеводнів у межах глибоких гори- зонтів донних розущільнених синклінальних структур, котрі ек- рановано зонами стиснення або пофалдування зсувного генезису у приповерхневій частині. Моноклінально залягаючі вугленосні відклади на крилах Кальміус-Торецкой улоговини до глибини 200 м звичайно водонасичені. Метан в цій підзоні активного во- дообміну (гіпергенезу) – відсутній. На глибинах 200 – 700 м в об- ласті поширення вугілля марок Д-Г (зона затрудненого водообмі- ну) метан знаходиться переважно у водорозчиненому стані. До цієї зони приурочені і дрібні газові поклади в структурних паст- ках, що ускладнюють переважно моноклінальне залягання плас- тів. Розвідувальними і експлуатаційними роботами підтверджено, що, починаючи з глибин ~700 метрів, водоприпливи в шахти сут- тєво зменшуються: вміщуючі породи стають практично сухими. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 111 Рис. 3. Модельні реконструкції вздовж профілю S1 міграції вуглеводнів протягом: а) кам’яновугільного - ран- ньопермського часу; б) мезозою; в) неотектонічного й сучасного етапу (пізнього кайнозою) Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 112 Рис. 4. Сучасний розподіл та обсяги газових покладів за ре- зультатами двохвимірного моделювання вздовж профілів: а) S1; б) S2; в) S6 (обсяг покладів надано у перерахунку на масу в мегатонах) Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 113 Рис. 5. Прогнозний розподіл газових вуглеводнів у Донець- кому басейні на глибині –4 км (обсяг покладів гео- метрізовано у перерахунку на масу в мегатонах) Це призводить до того, що практично всі вуглевмісні поро- ди містять метан, який в пісковиках локалізовано у відкритих по- рах та тріщинуватих інтервалах (при цьому їх газоносність на по- рядок нижче в порівнянні з вугільними пластами), а аргілітах і алевролітах газ в основному зв’язаний в порах, що погано сполу- чаються, або сорбований розсіяною ОР. У якісному плані дуже важливим є вплив термогенного роз- кладу (крекінгу) рідких ВВ, які представлені переважно бітуміно- зними компонентами. Наявність нафто-, бітумопроявів зафіксо- вано у вугленосних відкладах, зазнавших помірних значень вуг- лефікаційних перетворень ОР, на цілому ряді копалень району досліджень («Октябрьський рудник», ім. Засядька, «Чайкіне», ім. Бажанова, ім. Стаханова, ім. Челюскінців та ін.). Отже, ре- зультати досліджень [10] демонструють, що це призводить до рі- зкого збільшення обсягів вуглеводневих газів, що генеруються. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 114 Газ, що утворився в результаті крекінгу рідких ВВ, накопи- чується в сорбованому стані в мікропористій структурі вугілля, а в зонах тектонічних порушень, він також концентрується у віль- ному стані у відкритому просторі кліважних тріщин вугільних пластів або вміщуючих породах. Евакуації газу з викидонебезпе- чної зони об'єктивно перешкоджають вага вищезалягаючих порід (літостатичне навантаження) і сучасні горизонтальні тектонічні напруження. Характерною рисою розподілу потужності еродованих у ре- зультаті інверсійних процесів є наявність екстремумів потужності еродованих палеозойських відкладів у центральній частині ба- сейну, що демонструє тенденцію формування складчастості вже на інверсійній стадії. Наші результати підтверджують модель зміни амплітуди інверсії на площі Донецького басейну, яку за- пропонували Ю. М. Нагорний і В. М. Нагорний [30]. Величина амплітуди інверсії в області Красноармійської монокліналі і Ка- льміус-Торецької улоговини змінюється від 2 до 3 км. Значно бі- льші значення (> 4 км) і різкий стрибок потужності еродованих відкладів спостерігаються на схід від зони Донецько-Кадіївського глибинного поперечного розлому. Отже купольно-зсувна структура РА4 в області її перетину з поперечним Єланчик-Ровеньківським розломом є найбільш під- вищеною ділянкою ДСС, де за розрахунками сумарний інверсій- ний підйом склав 9-11 км. Саме тут за матеріалами аналізу геофі- зичних полів й аналізу зональності постдіагенетичних перетво- рень пісковиків на глибинах до 5 км виявлені локальні магматич- ні осередки, чий вік корелюються із андезитовим- трахіандезитовим магматизмом під час пфальцької фази герцин- ського тектонічного циклу (границя пермі і тріасу,~250 млн. р.). Вторинна крейдова інверсія (апліфт), що була накладена на результати підйому території басейну на межі ранній і пізній пе- рмі, могла виявитися причиною цілком повної деметанізації ан- трацитів в районах, прилеглих до купольно-зсувної структури РА4. Повне використання потенціалу генерації вуглеводнів на попередніх стадіях занурення басейну призвело до того, що сор- бційна ніша була заповнена вуглекислим газом ендогенного (ма- нтійного) походження, про що свідчать результати ізотопних до- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 115 сліджень вуглецю [14]. Дуже ймовірно, що CO2 мігрував з ман- тійних горизонтів або магматичних камер протягом інверсійного підйому сектору РА4, що був спричинений лівозсувною активіза- цією ПДЗ. Враховуючи той факт, що сорбційна ємність вугілля по відношенню до вуглекислого газу в 2-3 рази перевищує анало- гічний параметр для метану, ендогенний CO2 вичавив на цій ді- лянці термогенний метан і спричинив появу унікального осеред- ку «природного сховища» CO2 в вугленосних відкладах. Теорети- чно, навіть після дегазації термогенного метану тут міг утворити- ся і сорбуватися метан вторинного біогенного походження. Про- те, судячи з фактичних результатів визначення хімічного складу газів і формування тут вуглекислотної газохімічної провінції, та- кий сценарій є маловірогідним. За результатами моделювання (рис. 5) найбільша маса мета- нових покладів на глибині – 4 км тяжіє до просторового сполу- чення Кальміус-Торецької та Бахмутської улоговин у межах сла- бкоінвертованих на тлі складчастих структур Донбасу пул- апартів PA3, MA1, MA2 (див. рис. 1). Пул-апарти функціонували протягом геологічного розвитку Донбасу як ділянки дилатаційних і компресійних призсувних ефектів і контролювали темпи формування басейну і наступні ін- версійні процеси. Сектори локального розтягнення, що сформувалися в ре- зультаті обертання блоків або призсувних деформацій, генерують поліхронні конседиментаційні «квіткові» структури в осадовому чохлі басейну і стають, за умов тектонотермальної активізації, привабливими місцями для локалізації центрів вулканізму, ефу- зивних випливів й інтрузивних тіл. За умов правозсувної активі- зації ПДЗ Донбасу ділянки локального розтягнення в межах пул- апартів неодноразово ставали областями локалізації магматичних тел. У найбільш великих пул-апартах Донбасу РА4 і РА5 (остан- ній знаходиться у Російській Федерації та поза межами рис. 1) локалізовано утворення андезит-трахіандезитового інтрузивного комплексу пфальцької фази тектогенезу, а також юрські Міусь- кий і Керчицький дайкові комплекси лампрофірів. Встановлено [31], що родовища і рудопрояви металів Донбасу тяжіють до ді- лянок локального розтягнення – своєрідних "вікон", крізь які від- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 116 бувалися теплоперенос і міграція речовини у вигляді флюїдів із глибинних джерел. Отже за умов кіммерійських та альпійських правозсувних активізацій глибинних розривів, що входять до складу ПДЗ, ці призсувні ділянки відігравали роль своєрідних "вікон", скрізь які відбувалися аномальний теплоперенос і міграція флюїдів із гли- бинних джерел. Саме тут (профіль S2, рис. 4, б) у межах дилатаційно- розущільнених колекторів Головної та Південної синкліналей ге- ометрізовано три ділянки з масою метанових покладів до 55 Мт. Профіль S1 (рис. 4, а) демонструє положення двох зон метанової акумуляції у близькості до Донецько-Кадієвського глибинного розлому з масами накопичених газових вуглеводнів 5-8 Мт. Уздовж профілю S6 (рис. 4, в), що розташовано в антраци- товому масиві Донбасу, визначено три ділянки аномального газо- накопичення з масою метанових покладів 5-8 Мт, а саме в пів- денній частині близько до тектонічних порушень, що ускладню- ють залягання порід Ряснянської і Чистяковської синкліналей, у зоні Головної антикліналі та на півночі в зоні «квіткових струк- тур» Північної антикліналі. Як показують результати газового випробування (до 30 – 40 м3/т) і дані фактичної метанозбагаченості шахт (до 100 м3/т) цих районів, у тріщинуватих колекторах донних частин Ряснян- ської і Чистяковської синкліналей акумульовано значні об'єми метану. Опрацювання фактичних даних щодо просторового розподі- лу тектонічної порушенності вугільних пластів і викидів вугілля та газу в Донбасі у комплексі з отриманими результатами щодо сучасної міграції вуглеводневих газів (рис. 3, а) дозволяє ствер- джувати, що переважна більшість газодинамічних явищ в шахтах Донбасу (викиди вугілля і газу, гірничі удари, динамічні розломи покрівлі і підошви, індуковані акустичні і сейсмічні поштовхи і ін.) є результатом гранично швидкого механічного руйнування гірських порід, що виникає в зонах активної міграції вуглеводне- вих газів при звільненні аномально високої енергії пружних де- формацій, накопиченої в вуглепородному масиві під дією текто- нічного поля напружень. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 117 Осередки просторової локалізації викидів вугілля і газу в Донбасі є результатом міграції термогенних газів з глибоких ре- зервуарів, просторове положення яких окреслено за результатами проведеного двохвимірного моделювання. Рис. 3, а демонструє, що на сучасному етапі розвитку геологічної структури Донбасу відбувається інтенсивна міграція газових вуглеводнів (переважно метану) з глибин 3 – 5 км. У зоні активного сучасного масопере- носу вуглеводнів знаходиться й особливо небезпечна ділянка за проявами газодинамічних явищ - західне крило гірничого відве- дення шх. ім. O. Засядька. Поле шахти ім. O. Засядька розташоване в східній частині Кальміус-Торецької улоговини, в зоні її зчленування з Ряснянсь- кою та Чистяковською синкліналями і належить до тектонічного блоку, обмеженого із заходу Вітковською, зі сходу Чайкінською флексурами (див. рис. 3.3, а), а з півдня – диз'юнктивною систе- мою, що включає Коксовий і Французький насуви. Простягання вугленосної товщі близьке до субширотного, але у районі Вітков- ської флексури воно різко змінюється на північно-східне (азимут простягання 40-50 °). Кути падіння порід на виходах пластів і в районі флексурної складки сягають 30-40 °, зменшуючись уздовж занурення в півні- чному і східному напрямках до 5-10 °. Шахта відноситься до категорії небезпечних по раптових викидах вугілля і газу, суфлярним виділеннях метану, вибуховос- ті вугільного пилу. З глибини 600 м до викидонебезпечних відне- сені й шари пісковиків. Вугілля пластів l1, m3 схильне до самоза- горяння. Відпрацювання пластів k8, l1, l4 і m3 здійснюється на глибинах 770-1400 м. Абсолютна газоносність шахти 226,8 м3/хв., відносна – 72,8 м3 на тону добового вуглевидобутку. Для управління газови- діленням на шахті ведуться роботи щодо дегазації, через мережу підземних і поверхневих свердловин. На рис. 6 наведені результати опрацювання матеріалів щодо просторового розподілу газодинамічних явищ й тектонічних по- рушень у контурі гірничого відведення шх. ім. O. Засядька. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 118 Рис. 6. Просторовий розподіл тектонічної порушенності й викидів вугілля та газу у межах гірничого відведен- ня шх. ім. Засядька за результатами відпрацювання вугільних пластів l1 та k8 Локальні ділянки прояву газодинамічних явищ просторово тяжіють до зон концентрованого розвитку тектонічної порушен- ності (тектоносмуг) зсувного генезису. Вугільний пласт l1 потужністю від 1,73 до 2,24 м має складну морфологію і складається з 3-5 вугільних пачок, розділених про- шарками аргіліту і пісковику. Пласт l1 на значній частині шахтно- го поля відпрацьований, максимальна глибина розробки складає 1285 м. 13-а східна лава пласта l1 була здана до експлуатації у вересні 2006 року. На відміну від вищевідпрацьованих лав, ця лава, із-за Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 119 відставання підготовчих робіт була підготована по суцільній сис- темі розробки з випередженням конвеєрного штреку не менше 150 м. Довжина лави за час її відробітку змінювалася від 235 до 245 м. При відході 13-ої східної лави пласта l1 від монтажної печі на 5 м 20 вересня 2006 р. на цій ділянці відбулася аварія, в ре- зультаті якої загинуло 13 шахтарів, а 62 працівника було шпита- лізовано. Причиною аварії виявилося виділення в гірничий прос- тір ділянки за 4 години більше 100 тис. м3 метану. За висновками Державної комісії метан виділявся з двох джерел: із 13-ої східної лави в результаті раптового зсуву порід покрівлі, який викликав розвиток тріщин і катастрофічне виділення метану з газоносного вуглепородного масиву, а також з виробленого простору вище ві- дпрацьованих лав, унаслідок зрушення великої маси порідного масиву. З нашої точки зору, величезний обсяг метану, що виділи- вся, зумовлено: 1) активною міграцією термогенних вуглеводне- вих газів з глибоких розущільнених осередків у відкладах карбо- ну до прилеглих до вугільного пласта колекторних горизонтів; 2) локалізацією газового скупчення в прилеглих до вугільного пласта колекторних горизонтах та тектонічних пастках системою насувних дуплексів (тобто насувних пластин, що практично зни- кають або виположуються поза межами пластичних шарів вугіл- ля) в контурі наскрізної субвертикальної правозсувної тектонос- муги північно-східного простягання; 3) втручанням гірничих ро- біт, що викликало перерозподіл напруг в призабійній частині і зі- грало роль спускового гачка, що ініціювало лавиноподібний про- цес руйнування масиву з паралельним декомпресійним звільнен- ням газових покладів. Результати досліджень, приведені в цій публікації, дозволя- ють сформулювати висновок про те, що газодинамічні явища на регіональному рівні концентруються в межах ділянок сучасної міграції вуглеводневих газів з глибоких осередків у відкладах ка- рбону, просторове положення яких визначено за результатами проведеного двохвимірного моделювання палеотемпературних, газогенераційних режимів та міграції вуглеводневих газів у вуг- леносній товщі Донбасу. Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 120 ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ 1. Узіюк В.І., Бик С.І., Ільчишин А.В., Шевчук О.М. Досліджен- ня газогенераційного потенціалу кам'яновугільних басейнів України // Геотехн. механика. – 2002. – Вып. 32. – С. 123 - 127. 2. Лизун С.О., Іванців О.Є., Дудок І.В., Наумко І.М., Кухар З.Я. Закономірності розподілу метану у кам'яновугільних басейнах України та перспективи його видобутку та використання // Гео- логія і геохімія горючих копалин. – 2001. – № 2. – С. 122 - 127. 3. Привалов В.А. Метан в угленосной толще Донбасса: геологи- ческие аспекты генерации, миграции и условия сохранности // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2002. – № 2. – С. 65- 83. 4. Thielemann, T., Lücke, A., Schleser, G.H., Littke, R. Methane exchange between coal-bearing basins and the atmosphere: the Ruhr Basin and the Lower Rhine Embayment, Germany // Org. Geochemistry. – 2000. – Vol. 31. - P. 1387–1408. 5. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхож- дения нефти // Известия АН СССР. Сер. “Геология”. - 1967. - № 11. - С. 135-156. 6. Tissot B.T., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrences. – Berlin: Springer, 1984. – 699 p. 7. Анциферов А.В., Тиркель М.Г., Хохлов М.Т., Привалов В.А., Голубев А.А., Майборода А.А., Анциферов В.А. Газонос- ность угольных месторождений Донбасса. – К.: Наук. думка, 2004. – 232 с. 8. Привалов В.А., Изар А., Саксенхофер Р., Анциферов В.А. Био- маркеры углей и условия формирования углеводородов в До- нецком бассейне // Наук. вісник НГУ , 2003. – № 6. – С. 42 - 46. 9. Izart A., Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Elie M., Panova E., Antsiferov A., Alsaab D., Rainer T., Sotirov A., Zdravkov A., Zhykalyak M.V. Stratigraphic distribution of macerals and biomarkers in the Donets Basin: Implications for paleoecology, paleoclimatology and eustacy // Intern. Journ. of Coal Geology– 2006. – Vol. 66. - P. 69-107. 10. Привалов В.А., Саксенхофер Р.Ф., Изар А. Генетическая иде- нтификация метана и геологическая природа выбросоопасно- сти угольных пластов Донбасса // Наук. праці ДонНТУ: Серія Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 121 гірн. –геолог. – 2004. – Вип. 72. – С. 175-184. 11. Лепігов Г.Д., Орлів С.І., Гулій В.М. Концентрація вуглеводів в Донбасі в світлі абіогенної теорії їх генезису // Геолог Укра- їни. – 2008. – № 3. – С. 73 - 79. 12. Таранік О. О., Канін В. О., Тихоліз О. М. Дослідження складу і шляхів міграції газів в гірничі виробки шахт ім. О. Ф. Зася- дька та «Щеглівської-Глибокої» // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. – 2008. – Вип.2. - С. 146-155. 13. Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Izart A., Elie M., Kortensky J., Panova E.A., Sotirov A., Zhykalyak M.V. Petrography and geochemistry of Carboniferous coal seams in the Donets Basin (Ukraine): implications for paleoecology // Intern. Journ. of Coal Geology. – 2003. – Vol. 55. – P. 259-259. 14. Alsaab D., Elie M., Izart A., Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Suarez-Ruiz D., Panova E.A. Distribution of thermogenic methane in Carboniferous coal seams of the Donets Basin (Ukraine): "applications to exploitation of methane and forecast of mining hazards" // Intern. Journ. of Coal Geology. –2009. – Vol.78. – No. 1, p. 27-37. 15. Привалов В.А., Изар А., Саксенхофер Р., Жикаляк Н.В., Па- нова Е.А. Нефтегазогенерационый потенциал углей Донбасса по результатам термолитической газовой хроматографии // Геолог України. – 2003. – № 3-4. – С. 56 - 59. 16. Privalov V.A., Izart A., Sachsenhofer R.F., Antsiferov V.A., Panova E.A. Pennsylvanian Source Rocks from the Donets Basin (Ukraine) // Extended abstracts of EAGE 67th Conference & Exhibition, Madrid, Spain, 13-16 June 2005. – 6 р. 17. Привалов В.А., Анциферов В.А., Панова Е.А., Изар А., Сак- сенхофер Р.Ф. Параметризация органического вещества газо- материнских толщ Донецкого бассейна // Наукові праці Дон- НТУ: Серія гірн. – геол. – 2005. – Вип. 96 . – С. 137-145. 18. Привалов В.О., Панова О.А., Ізар А., Альсааб Д. Результати експериментальних досліджень газогенераційних властивос- тей вугілля Донбассу // Наукові праці УкрНДМІ НАН Украї- ни. – 2009. – Вип. 5. - С. 344-357. 19. Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Zhykalyak M.V., Bueker C., Panova E., Rainer T., Shymanovskyy V.A., Stephenson R. The Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 122 Donets Basin (Ukraine/Russia): Coalification and thermal history // International Journational of Coal Geology. – 2002. – Vol. 49. – P. 33-55. 20. Privalov V.А, Sachsenhofer R.F., Panova E.A., Antsiferov V.A. Coal Geology of the Donets Basin (Ukraine/Russia): An overview // BHM (Springer Verlag). – 2004. – Vol. 149. – N 6. – P. 212-222. 21. Spiegel C., Sachsenhofer R.F., Privalov V.A., Zhykalyak M.V., Panova E.A. Thermotectonic evolution of the Ukrainian Donbas Foldbelt: evidence from zircon and apatite fission track data // Tectonophysics. – 2003. – Vol. 383. – P. 193 – 215. 22. Привалов В.А, Саксенхофер Р., Шпигель К., Панова Е.А, Жи- каляк Н.В. Перспективы обнаружения залежей постинверси- онного метана в Донбассе: результаты анализа фишн- трековых данных // Уголь Украины. – 2004. – № 9. – С. 12-17. 23. Кабышев Б.П., Кабышев Ю.Б., Кривошеев В.Т., Пригари- на Т.М., Ульмишек Г.Ф. Нефтегазогенерационные свойства пород палеозоя Днепровско-Донецкой впадины по данным пиролиза на установке РОК-ЭВАЛ // Доповіді Національної академії наук України. –1999. –№ 12. – С.112-117. 24. Кабышев Ю.Б. Перспективность Днепровско-Донецкой впа- дины на газ центральнобассейнового типа // Геология нефти и газа. –2002. –№ 1. – С.31-36. 25. Privalov V.A., Panova E.A., Izart A., Sachsenhofer R.F., Alsaab D. Delineation of CBM prospective sites and predictive model of methane trapped in the Donets basin // Геолог України. – 2009. – № 3. – С. 64 - 68. 26. Горягина Т.А. Геолого-геохимические условия нефтегазонос- ности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья. Автореф. дис... канд. геол. –мин. наук. – Став- рополь, 2005. – 27 с. 27. Sachsenhofer R.F., Bechtel A., Reischenbacher D., Shymanovskyy V.A. Paleozoic Source Rocks in the Dniepr-Donets Basin, Ukraine // Extended abstracts of the 71st EAGE Conference, Amsterdam, The Netherlands, 8 - 11 June 2009. – P174. – 5 р. 28. Шумлянський В.О., Деревська К.І, Дудар Т.В., Івантиши- на О.М., Субботін А.Г., Безугла М.В., Александров О.Л. Літо- Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 6, 2010 Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 6, 2010 123 генез і гіпогенне рудоутворення в осадових товщах України. – К.: Знання України, 2003. – 272 с. 29. Радзівілл А.Я. Роль структур стиску і розтягу різних рангів у перерозподілі речовини і енергії тектоносфери та в форму- ванні покладів корисних копалин // Наук. пр. ІФД – К.: Логос, 2005. – С. 11-20. 30. Нагорный Ю.Н., Нагорный В.Н. Особенности геологического развития Донецкого бассейна // Геотектоника - 1976. – № 1. – С. 74-86. 31. Привалов В.А., Панова Е.А., Азаров Н.Я. Тектонические фазы в Донецком бассейне: пространственно-временная локализа- ция и характер проявления // Геологія і геохімія горючих ко- палин. -1998. – № 4. – С. 11-18.

Параметризація термальних режимів, генерції та масопереносу вуглеводневих газів протягом історії геологічного розвитку Донбасу

Репозитарії

Схожі ресурси