Спосіб визначення газоносності вугільних пластів

Спосіб визначення газоносності вугільних пластів, що включає визначення зв'язку газонос 3 19102 4 (глибину пласта, потужність вугільних пачок та їх вугільного пласта свит С31, С27, С26 и С25 на перекількість; зольність, сірчаністість, вихід летких релічених раніше шахтах і ділянках. човин, товщину пластичного шару вугілля; відсГлибина відбору проб склала від 260 до тань між ізогіпсами, мінливість цього показника в 1680м, газоносність 5-40, у середньому 15районі свердловини при зміні кута падіння, відс20M3/ТСбм, тиск газу у керноприймачі 0-1.6МПа. тань до порушень та флексур у піднятому та опуПри збільшенні глибини відбору проб тиск газів в шеному крилах на плані підрахунку запасів пласта; керноприймачі у цілому росте, але діапазон мінливідстань у розрізі до першого шару вугілля і пісковості його величини залишається дуже широким. вика та їх потужність у покрівлі та підошві вугільноНаприклад, в інтервалі глибин 600-800м він склаго пласта). За допомогою багатомірного аналізу по дає 0-1.2МПа, 1400-1600м - 0-1.6МПа. величині множинного коефіцієнту кореляції оцінюІстотне значення має зміна ГВП при збільшенють ступінь залежності ГВП від комплексу ГП. На ні тиску газів в керноприймачі. Середні значення початку його розраховують по всім даним, а потім газоносності підраховані послідовно для тиску 0послідовно по групам проб з газоносністю, яка 0.1МПа, 0.11-0.2МПа і т.д. до 1.5-1.6МПа. Виявиперевищує середні значення і значення менш селось, що знижені значення газоносності 12.6редніх на 2,4м3/тсбм і т.д. Варіант з найбільшим 14.5м3/тсбм характерні не тільки для тиску 0множинним коефіцієнтом кореляції і відповідне 0.3МПа, але й 0.81-1.6МПа. В інтервалі тиску 0.3рівняння використовують для прогнозування газо0.8МПа середня ГВП стійко складає величину носності пласта за комплексом ГП по всім пласто15.6-17.1м3/тсбм. Тиск менше 0.3МПа мають пересіченням і подальшій побудові за цими дани14.6% проб, більш 0.8МПа- 20.6%. ми детальної карти. Зниження ГВП при збільшенні тиску газів в кеНаприклад, пласт m3 на шахтах ім. Бажанова, рноприймачі понад 0.8МПа суперечить закономірЧайкіно, ділянках Чайкіно-Глибокій №2 та Бутовсьному їх зв'язку і свідчить про втрати газу через кій Глибокій у Донецько-Макіївському районі Донпорушення герметичності, пов'язаної з конструктибасу на площі 62км розвіданий 380 свердловинавними особливостями КГН. Вказаний тиск обмежує ми. По цим свердловинам отримано 105 ділянку ефективного його використання. Отримапредставницьких проб згідно діючих критеріїв з ний висновок підтверджується також і розрахункагазоносністю від 6.2 до 39.4м3/тсбм, складені схеми залежності ГВП від комплексу ГП матичні прогнозні . карти. Тиск газу у керноприйПатентний пошук за 1980-1995pp. привів до мачі від 0.31 до 0.80МПа мають 67 проб з газоносвиявлення одного близького за ідеєю винаходу [4]. ністю 7.2-33.8м3/тсбм, середнє значення Але його не можна розглядати в якості аналога, 3 18.0м /тсбм. По всім пластопересіченням з газочерез те, що він розроблений для геологічних вими пробами визначені перелічені вище ГП. умов Кузнецького басейну, які суттєво відрізняМножинний коефіцієнт кореляції залежності газоються від Донецького басейна і передбачає пряносності від комплексу ГП для 105 проб склав мий розрахунок ГВП по комплексу геологічних і 0.58, для 67 проб - 0.76. Додатково проведені розгеофізичних параметрів. Наш винахід тільки встарахунки для груп проб з газоносністю більш 18.0. новлює додаткові обмеження при створенні маси16.0 і 14.0м3/тсбм, відповідно отримані такі знаву вихідних даних окремо для кожного родовища чення коефіцієнту: 0.83, 0.85 і 0.79. Рівняння, відабо великого тектонічного блоку, а не для басейна повідаюче найбільшому коефіцієнту, використане в цілому. для розрахунку прогнозної газоносності за даними Використання запропонованого винаходу підГП по всім пластопересіченням, складена детальвищить надійність прогнозування ГВП на стадії на карта газоносності пласта m3. На ній вперше по геологорозвідувальних робіт. багатьом пластопересіченням виділені зони як Джерела інформації: зниженої до 16-20, так і підвищеної до 261. Инструкция по определению и прогнозу га32м3/тсбм газоносності пласта. На площі останніх зоносности угольных пластов и вмещающих пород зон розташовані лави з підвищеною газозбагачепри геологоразведочных работах. - М: Недра, ностю при видобутку вугілля. Таким чином, отри1977. - 96с. мане підтвердження ефективності використаного 2. Анциферов А.В., Тиркель М.Г. и др. Газонопідходу до прогнозування газоносності вугільних сность угольных месторождений Донбасса. - Киев: пластів. Наук. думка,2004. - 231с. Відомо, що тиск газа у вугільних пластах бли3. Посудиевский А.Б., Посудиевский Р.А. Прозький до гідростатичного, тобто на глибинах більгнозирование локальных скоплений газа в угольше 100м перевищує 1МПа. Величина цього параных пластах . // Уголь Украины. - 2002. - №2-3. метра в керноприймачі КГН визначається також 4. Батугин С.А., Кнуренко В.А. и др. Способ конструктивними особливостями прибору і техноопределения природной газоносности угольного логією відбору проб. Нами вивчені дані по 1089 пласта. О и И, 1981, №43. представницьким пробам, відібраним КГН з 21 Комп’ютерна верстка Н. Лисенко Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601