Обоснование перспективности отработки газоносных участков Карагандинского угольного бассейна
Автор: Мусин Р.А., Немова Н.А., Ахматнуров Д.Р., Замалиев Н.М., Решетняков Э.Д., Резник А.В.
Журнал: Горные науки и технологии @gornye-nauki-tekhnologii
Рубрика: Разработка месторождений полезных ископаемых
Статья в выпуске: 4 т.10, 2025 года.
Бесплатный доступ
Актуальность данного исследования обусловлена тем, что в настоящее время есть необходимость восполнения потребностей энергоресурсов. Одним из перспективных вариантов стоит рассматривать добычу газа метана из нетрадиционных источников, запасы которых значительно превышают запасы традиционных месторождений. Цель: провести оценку газоносных участков и обосновать принципы рейтингования их перспективности на основе анализа геолого-технологических факторов, влияющих на процесс газовыделения из угольных пластов. Для достижения указанной цели в исследовании рассмотрен Карагандинский угольный бассейн как перспективный по добыче газа метана, разделенный на 5 участков: Тентекский, Саранский, Промышленный, Шерубайнуринский, Талдыкудукский. Исследованы наиболее газоносные пласты, имеющие глубину залегания от 420 до 635 м. В результате исследования были определены зоны угольных пластов первого и второго уровня для добычи метана из угольных пластов. Обоснованными параметрами выделения этих зон являются: глубина залегания, проницаемость и десорбция угля в пласте. На глубине 250–300 м была зафиксирована газопроницаемость пластов в пределах 10–15 мД, при этом установлено, что с увеличением глубины происходит уменьшение газопроницаемости и на уровне 600–700 м она составляет сотые и тысячные доли миллидарси. Для определения газоносности угольных пластов были отобраны представительные пробы, характеризующие газоносность углей пластов от К20 до К1 на всей площади исследуемого участка горного отвода. Не рассматривались участки в зоне геологических нарушений. Они отнесены к непредставительным из-за большей, чем 30 %, потери газа. Было установлено, что увеличение газоносности (метаноносности) в Карагандинском бассейне происходит по восходящей ветви S-образной кривой и описывается уравнением Ленгмюра. Определены ресурсы метана во всех вмещающих породах по минимальной метаноносности, равной 1 м3/т, а в аргиллитах и алевролитах с включениями рассеянного угольного вещества – со значением метаноносности 4–5 м3/т породы. При этом установлено, что для примерной оценки ресурсов необходимо иметь данные по общей и эффективной пористости, обводненности песчаников, а также другим факторам. Впервые для Карагандинского угольного бассейна реализована система интегральной оценки перспективности участков по добыче метана, включающая более 10 факторов. В отличие от предыдущих исследований, где оценка проводилась по отдельным признакам (глубина, газоносность, проницаемость), в настоящей работе предложена обобщённая балльная методика, позволяющая количественно сравнивать участки и прогнозировать эффективность метанодобычи. Также новыми являются установленные в исследовании зависимости коэффициентов Ленгмюра от содержания фюзинита и температуры, что ранее не применялось для местных углей. В ходе исследования: определены зоны первого и второго порядка по перспективности разработки метана, установлены количественные зависимости газоносности от глубины, стадии метаморфизма, петрографического состава, выявлены участки с наибольшим потенциалом промысловой добычи, разработана методика критериальной оценки участков.
Угольное месторождение, угольные пласты, газ, метан, запасы, метаноносность, газоносность, дегазация, проницаемость, десорбция, сорбция, испытания, пробы, эксперимент, моделирование, уравнение Ленгмюра, Казахстан, Карагандинский угольный бассейн
Короткий адрес: https://sciup.org/140313239
IDR: 140313239 | УДК: 622.271 | DOI: 10.17073/2500-0632-2025-06-425
Justification of the prospects for developing gas-bearing sites in the Karaganda coal basin
The relevance of this study is due to the current need to meet energy resources demand. A promising option worth considering is the production of methane gas from unconventional sources, whose reserves significantly exceed those of conventional deposits. Objective: to evaluate gas-bearing sites and justify the principles for rating their prospects based on an analysis of geological and technological factors affecting the process of gas release from coal seams. To achieve this goal, the study examined the Karaganda coal basin as a promising district for methane gas extraction, divided into five sites: Tenteksky, Saransky, Promyshlenny, Sherubainurinsky, Taldykuduksky. The most gas-bearing seams (reservoirs), with depth of occurrence ranging from 420 to 635 m, were studied. As a result of the study, first- and second-level coal seam zones were identified for methane extraction from coal seams. The parameters used to identify these zones were: depth of occurrence, permeability, and desorption of coal in a seam. At a depth of 250–300 m, gas permeability of the seams was recorded within the range of 10–15 millidarcy (mD). It was established that gas permeability decreases with increasing depth, and at a depth of 600–700 m, it amounts to hundredths and thousandths of a millidarcy. To determine the gas content of coal seams, representative samples were taken to characterize the gas content of coal seams from K20 to K1 across the entire area of the mining allotment under investigation. Sites in fault zones were not considered. They are classified as unrepresentative due to gas losses exceeding 30%. It has been established that the increase in gas content (methane content) in the Karaganda basin follows the ascending branch of a S-shaped curve and is described by the Langmuir equation. Methane resources in all host rocks have been determined based on a minimum methane content of 1 m3/t, and in claystones and siltstones with disseminated coal inclusions, based on a methane content of 4–5 m3/t of rock. At the same time, it has been established that in order to make a rough estimate of the resources, it is necessary to have data on total and effective porosity, water saturation of sandstones, and other factors. For the first time in the Karaganda coal basin, an integrated system for assessment of sites in terms of the potential of methane extraction has been implemented, incorporating more than 10 factors. Unlike previous studies, where assessments were made based on individual characteristics (depth, gas content, permeability), this paper proposes a generalized scoring method that allows for quantitative comparison of sites and prediction of methane production performance. Besides, the study novelty comprises the dependencies of Langmuir coefficients on fusinite content and temperature established in the study, which had not previously been applied to local coals. During the study, first- and second-order zones were identified in terms of methane production prospects; quantitative dependencies of gas content on depth, coal rank (stage of maturation), and petrographic composition were established; sites with the greatest commercial production potential were identified, and a methodology for the criterion-based assessment of sites was developed.
