Геология и ресурсы Камского угольного бассейна

Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Гафуров Ш.З., Хасанов Р.Р.
ГЕОЛОГИЯ И РЕСУРСЫ
КАМСКОГО УГОЛЬНОГО БАССЕЙНА
НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
ФЭН
Научный редактор
доктор геолого-минералогических наук, профессор
Хисамов Р.С.
Авторы:
Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Гафуров Ш.З., Хасанов Р.Р.
Рецензент: доктор геол.-мин. наук, профессор М.В.Голицын
Геология и ресурсы Камского угольного бассейна на территории
Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Ш.З. Гафуров,
Р.Р. Хасанов. Под ред. Р.С. Хисамова - Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук
РТ, 2009. - с.
В монографии дано краткое описание геологического строения
Камского угольного бассейна на территории Республики Татарстан,
приведены сведения о его угленосности и ресурсном потенциале. Большое
внимание уделено вопросам образования угольных залежей, их
пространственного размещения, представлены последние данные о
петрографическом составе, параметрах качества, физико-химических и
технологических свойствах углей. Впервые охарактеризованы элементыпримеси в визейских углях Камского бассейна.
Книга расчитана на широкий круг геологов, занимающихся изучением
геологии и полезных ископаемых осадочных бассейнов. Может быть
использована в качестве учебного пособия для студентов геологического
профиля.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
СТР.
4
1. Краткий геологический очерк
1.1. Изученность Камского угольного бассейна
1.2. Геолого-структурное положение
1.3. История геологического развития
2. Угленосность нижнего карбона
2.1. Литология и стратиграфия угленосных отложений
2.2. Условия накопления угленосных отложений
2.3. Закономерности размещения угольных пластов
2.4. Парагенезис угольных и нефтяных залежей
3. Угольно-сырьевой потенциал Камского бассейна
3.1. Ресурсы и запасы визейских углей
3.2. Характеристика месторождений
3.2.1. Южно-Татарский свод и Мелекесская впадина
3.2.2. Северо-Татарский свод и прилегающие территории
3.3. Горно-геологические условия месторождений
4. Качество и технологические свойства углей
4.1. Петрографический состав
4.2. Физические, химические и технологические свойства
5. Попутные компоненты
5.1. Закономерности распределения элементов-примесей (ЭП)
в угольных пластах
5.2. Условия концентрации элементов-примесей в угольных пластах
6. Поисково-оценочный комплекс
6.1. Поисковые предпосылки
6.2. Методика поисков и оценки
6.3. Рекомендации к разведке
6.4. Опробование и лабораторные исследования углей
7. Направления использования углей
7.1. Возможные пути освоения угольных залежей
7.2. Направления технологического использования углей
7.3. Геолого-экономическая оценка месторождений
85
89
93
93
94
100
107
110
110
112
114
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
119
120
6
6
8
11
15
15
20
29
33
41
41
42
42
54
63
65
65
77
85
Введение
На территории многих нефтегазоносных
бассейнов известны
месторождения ископаемого угля, которые представляют дополнительный
интерес как источники углеводородного сырья. В пределах Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции угольные залежи залегают на различных
стратиграфических уровнях (девон, карбон, пермь, неоген). Территория их
распространения
различными авторами называлась по-разному. В
большинстве случаев ее называют Камской угленосной площадью. При
составлении "Карты угленосности России" (1994) А.А.Тимофеевым она
выделена как Камский угольный бассейн.
Камский угольный бассейн расположен на востоке Европейской части
Российской Федерации в регионе с развитой экономикой и инфраструктурой.
Территориально он охватывает восток Татарстана, северо- запад
Башкортостана, юг Удмуртии и Кировской области, юго-восток Пермского
края и север Самарской области. На территории Татарстана большая часть
угольных месторождений находится на лицензионных землях ОАО
"Татнефть". Камский угольный бассейн считается наименее изученным на
территории России. В то же время, исследования последних лет показали, что
только в пределах Татарии прогнозно-ресурсный потенциал углей Камского
бассейна составляет 2,7 млрд. тонн. Наибольшие угольные ресурсы связаны с
терригенными отложениями нижнего карбона (визейский ярус),
залегающими на глубинах 900-1400 метров.
Несмотря на хорошие показатели качества и значительные ресурсы,
угольно-сырьевой потенциал Камского бассейна в настоящее время
экономикой не востребован. Главным образом, из-за глубокого залегания
промышленно значимых угольных пластов. Проблему освоения и возможные
направления использования ископаемых углей Татарстана невозможно
рассматривать без учета сложившихся общемировых тенденций, в рамках
которых развивается современная экономика России. Во всем мире самым
дешевым природным энергоносителем является ископаемый уголь,
оцененные ресурсы которого превышают ресурсы любого другого
энергоносителя. Мировые ресурсы угля составляют 15 трлн тонн, нефти - 300
млрд тонн, газа – 220 трлн м3 [39]. Слабая конкурентоспособность угля в
России вызвана искусственно, государственным регулированием цен на
природный газ при свободных ценах на топочный мазут и уголь. Кроме того,
многолетняя неустойчивость рынка жидких углеводородов объективно
способствует расширению спектра используемых энергоносителей за счет
вовлечения в эксплуатацию менее подверженных политической коньюктуре
видов сырья, в том числе углей и их производных.
В пользу необходимости более детального и внимательного изучения
проблемы освоения угольных ресурсов свидетельствует и тренд изменения
соотношения потребления различных энергоносителей в мировой экономике.
Так, например, если в 1980 году в мировом топливно-энергетическом
балансе доля нефти составляла 46%, газа – 22%, а угля – 28%, то к 2000 году
доля нефти снизилась до 34% при увеличении доли угля до 31%. Доля
природного газа осталась неизменной (22%), но, учитывая недостаточный
прирост запасов этого вида сырья, она, по-видимому, в дальнейшем будет
снижаться. Подобная тенденция относительно мирового потребления
природных энергоносителей по оценкам специалистов сохранится несколько
ближайших десятилетий. По всей видимости, уже в перспективе под
действием рыночных законов естественный баланс на рынке энергоносителей
будет восстановлен, что вновь повлечет увеличение потребления ископаемых
углей.
Необходимо также иметь ввиду, что ископаемые угли обладают
свойствами высокогазоемких тел. В процессе углефикации генерируется до
200 м3 газа на 1 т. угля. В связи с этим ископаемые угли все чаще
используются как источники газообразного углеводородного сырья. В
настоящее время в мире разработаны и скважинные технологии отработки
глубокозалегающих углей. Подобные технологии с успехом используются в
США для отработки некондиционных и залегающих в сложных
горногеологических условиях угольных пластов. Положительный опыт
промышленной добычи угольного газа существует и в России (Кузбасс).
В то же время, говоря о необходимости интенсификации
энергетического потребления угля, нельзя игнорировать и другую,
негативную сторону этой проблемы, а именно – экологические последствия
энергетического применения углей. Утилизация угля в топках тепловых
станций сопровождается вредным воздействием на окружающую среду.
Последнее обстоятельство требует принципиально иного подхода к проблеме
освоения угольных ресурсов. Одной из форм повышения эффективности
использования угольно-сырьевого потенциала служит поиск новых путей,
технологий и нетрадиционных способов применения ископаемых углей. И
здесь важен тот факт, что угли все больше пользуются спросом как ценное
многопрофильное технологическое сырье для промышленности.
В данной монографии авторами предпринята попытка обобщить
накопившийся материал по визейским углям с учетом исследований
последних лет. В книге приведены сведения о его угленосности и ресурсном
потенциале Камского угольного бассейна на территории Республики
Татарстан, рассмотрены условия образования и закономерности размещения
угольных залежей, а также последние данные о петрографическом составе,
физических, химических и технологических свойствах углей. Сделаны
предварительные выводы о возможных направлениях использования
визейских углей.
1. КРАТКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
1.1. Изученность Камского угольного бассейна
Угленосность Камского угольного бассейна, несмотря на длительную
историю исследования, изучена слабо и неравномерно [27]. До тридцатыхсороковых годов ХХ столетия внимание исследователей было приковано
преимущественно к пермским и неогеновым проявлениям бурого угля.
Начало исследований визейских угленосных отложений Камского бассейна
связано с развитием геологоразведочных работ на нефть в Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции в 30-х гг ХХ века. Визейские угольные пласты
впервые были вскрыты в 1940 году скважиной №1 на Булдырской площади.
Практически сразу же было начато исследование вещественного состава
углей [19]. В 1951-1956 гг. при бурении нефтеразведочных скважин в
отложениях визейского яруса периодически вскрывались угольные пласты
мощностью от 0,05 до 10-20 м. В 1956 г. геологами ВСЕГЕИ была дана
оценка возможных геологических запасов Камского бассейна по категории С 3
в количестве 30,29 млрд.т [36].
В 1956-1958 гг. Средне-Волжским геологическим управлением
проводились поисковые работы на уголь в центральной и северо-восточной
частях Татарстана, в южной части Удмуртии и частично Кировской области
(Тутевич А.Ю. и др., 1959). Несмотря на большие глубины залегания
нижнекарбоновых углей (900 м и более), работы были поставлены с учетом
энергетического применения углей и опыта отработки запасов на глубоких
горизонтах в ряде отечественных бассейнов. Следует отметить, что еще до
постановки этих работ «Центргипрошахтом» были разработаны проектные
соображения о возможности промышленного освоения месторождений
Камского бассейна. Всего было пробурено 19 скважин, в том числе 7
поисково- разведочных на Ямашинском, Кукморском и Алнашском участках.
В результате, помимо глубокого залегания угольных пластов, были
установлены сильная загазованность и обводненность угленосной толщи. Все
это явилось основанием рассматривать Камский бассейн как не имеющий
промышленного значения и по решению экспертно-геологического совета
Министерства
геологии
и
охраны
недр,
специализированные
геологоразведочные работы на уголь в бассейне в 1958 г. были прекращены.
На трех вышеназванных участках были подсчитаны запасы по категории С2 в
количестве 1497 млн.т. По горно-геологическим условиям они отнесены к
забалансовым. Запасы всего бассейна оценены весьма ориентировочно около 10 млрд.т.
В 1960-1962 гг. ТатНИИ по распоряжению Совнархоза Татарского
экономического района провел на Сулеевской площади опытные работы по
созданию батарейного генератора подземной газификации углей методом
гидравлического разрыва пласта с управляемым огневым забоем (Белова
К.Ф., 1962). Батарейный генератор с радиусом 100 м состоял из центральной
дутьевой и 5 газоотводящих скважин, расположенных по периметру
окружности. Сбойка скважин была осуществлена методом гидравлического
разрыва на нефтяной основе с песком в качестве наполнителя. Завершающий
этап опытных работ - розжиг угольного пласта не был завершен.
В 1962 г. коллективом геологов КФАН СССР были оценены запасы
углей
Пичкасского,
Черемшанского,
Ямашинского,
Сулеевского,
Муслюмовского и Азнакаевского месторождений в количестве 1,04 млрд. т
(Блудоров А.П. и др., 1962).
В 1976-1977 гг. геологами ДонбассНИЛ проведены исследования по
изучению закономерностей строения и образования угленосных отложений
на территории СССР (Заикина В.Г., Кабанов В.К., Кафитин Л.И. и др., 1977).
Результатом этих исследований явились рекомендации по направлению
геологоразведочных работ на уголь в 1981-1985 г.г. и на перспективу. Для
проведения геологоразведочных работ на уголь рекомендованы как наиболее
перспективные: Пичкасская, Уратьминская, Кучуковская и Казаковская
площади. Министерством геологии и охраны недр в 1977 г. была создана
выездная комиссия по обобщению всех геологических материалов по
угленосности Камского бассейна. Из-за сложных горногеологических
условий залегания угольных пластов, перспективы традиционного
использования камских углей комиссией были оценены отрицательно.
В 1979 г. геологи ПермНИУИ (Н.И.Кононенко, Л.В.Гущина. В.П.Кетов
и др., 1979) оценили ресурсы углей по Камскому бассейну в количестве
37780 млн т [27]. Из них 26284 млн т - по Татарстану. С учетом этих
ресурсов и в связи со строительством Пермской ТЭЦ с ежегодным
потреблением углей в количестве 14 млн т Министерством геологии
СССР была создана ведомственная комиссия под руководством
Н.Н.Погребнова для изучения возможности освоения Камского угольного
бассейна. Для оценки перспектив освоения бассейна было рекомендовано
проанализировать
материалы
нефтеразведочных
скважин
и
дополнительно пробурить 12 скважин на Казаковском месторождении.
Бурение проводилось Удмуртским геологоразведочным управлением,
анализ и обобщение материалов сотрудниками ВНИГРИУГОЛЬ.
Н.И. Бондаренко, В.В. Заикин, Л.И. Кафитин, Н.Н.Погребнов и др.
(1981) проанализировали закономерности строения и пространственного
размещения угленосной формации на месторождениях Камского бассейна.
Составлена карта прогноза угленосности бассейна масштаба 1:7500000 и
Казаковского месторождения масштаба 1:100000. В бассейне установлено
чередование депрессионных зон с максимальной мощностью терригенных
угленосных отложении визейского возраста - 300 м и поднятий с
минимальной их мощностью 10-20 м. Мощные пласты угля формировались
на площадях, где мощность терригенных отложений колеблется в пределах 50120 м. Авторы выделили два генетических типа месторождений: эрозионный и
карстовый. Из месторождений эрозионного типа наибольший интерес
представляет Казаковское, на котором вскрыто от одного до пяти пластов угля
мощностью 1,3-10 м, в единичных случаях - до 38, имеющих простое и
сложное строение. Глубина залегания пластов 960-1277 м. Это месторождение
авторы рекомендовали в качестве первоочередного объекта для поисковых
работ.
А.С.Прокопченко и др. (1990) при оценке перспектив Камского
бассейна установили, что участки с мощными угольными пластами (10-30 м)
характеризуются повышенной мощностью угленосной толщи. Авторы
выделили семь наиболее перспективных месторождений: Ульяновское,
Черемуховское, Кизнерское, Казаковское, Епалчихинское, Майкорское,
Чутырское.
В 1991 г. сотрудниками ТатНИПИнефть проведена оценка
альтернативных источников углеводородного сырья (битумы, угли, сланцы) в
осадочном комплексе территории Татарстана по опубликованным и
фондовым материалам (Дияшев Р.Н., Абдуллин Н.Г., Савельев В.А., 1991).
Количественная оценка ресурсов визейских углей в отчете не приводится.
В 1993 г. И.А.Ларочкиной (ТатНИПИнефть) построена геологогеофизическая модель закрытых угленосных впадин и подсчитаны прогнозные
ресурсы углей и углистых сланцев на территории Республики Татарстан в
количестве 7.5 млрд т [89].
По инициативе геологов ТГРУ ОАО "Татнефть" в 1994 г. изучение
угленосности визейских отложений было включено в Государственную
программу «Изучение и воспроизводство минерально- сырьевой базы
Республики Татарстан». В 90-е годы в Татарстане усилиями И.А. Ларочкиной
и Ш.З. Гафурова были возобновлены работы по угольной тематике. В основу
прогнозирования угленосных площадей на территории республики Татарстан
была положена прерывистость площадей распространения угольных пластов.
Прогнозная оценка, основанная на фактическом ограничении контуров
залежей границами врезов (Ларочкина, Гафуров и др., 1994; Гафуров,
Ларочкина и др., 1996; Шаргородский И.Е., Гафуров Ш.З., Зинатова М.Ф. и
др., 1998; Гафуров, 1999; Хасанов, Гафуров и др., 2000; Хасанов, Гафуров и
др. 2001), привела к уменьшению оцененых ресурсов (2,7 млрд тонн) [25, 30,
85]. В рамках перечисленных работ Хасановым Р.Р. (КГУ) впервые были
произведены геохимические исследования визейских углей [27, 28, 85, 111,
115, 116].
Следует отметить, что изучением угленосности визейских отложений
Камского бассейна, состава и качества углей в разное время занимались
также Д.Н.Буракаев, Р.А.Венер, Г.Л.Гойхман, Н.Б.Дортман, В.Б.Кетов,
А.С.Корженевская,
Л.В.Клитина, Н.И.Марковский,
С.Н.
Наумова,
З.З.Нугманова, И.В.Пахомов, А.А.Тимофеев, В.Н.Тихий, В.И.Троепольский,
Л.С.Тузова, А.В.Шишкин, М.А.Штейн, Г.Н.Шубаков и многие другие.
Результаты их долголетних исследований изложены в ряде монографий и
многочисленных статьях.
1.2. Геолого-структурное положение
Волго-Уральская антеклиза – крупнейшее тектоническое сооружение на
востоке Восточно-Европейской платформы. В ее пределах центральное
положение занимает Татарский свод [21, 37, 88, 117]. Еестественнным
ограничением Волго-Уральской антеклизы служат позднепротерозойкие
авлакогены регионального значения: Пачелмский – с юга-запада,
Среднерусский – с северо-запада. Авлакогены заполнены красноцветными и
пестроцветными терригенными формациями рифей-вендского возраста
мощностью до 2 км. С востока и северо-востока Волго-Уральская антеклиза
ограничена Уральской складчатой системой и Тиманской грядой.
Современный структурный план антеклизы сформировался в течение
длительного времени в результате сложных геодинамических и
седиментационных процессов. Ее тектоническое строение осложнено
структурами различного знака (рис. 1.1). Главными структурными
элементами являются Татарский, Токмовский, Башкирский и ЖигулевскоПугачевский своды, разделеннные Мелекесской и Верхнекамской впадинами,
Казанско-Кировским прогибом и Бирской седловиной. В основании сводов
лежат крупные блоки архей-протерозойского кристаллического фундамента,
вертикальное смещение которых относительно друг друга определяет
современную морфологию его поверхности. Татарский свод, занимающий
центральное положение, разделен Прикамским разломом на 2 блока –
Северный и Южный. В структурном плане осадочного чехла они выражены в
виде поднятий I порядка и известны под названием Северо-Татарского и
Южно-Татарского куполов (сводов).
В геологическом строении Волго-Уральской антеклизы принимают
участие породные комплексы 2 структурных этажей – кристаллического
фундамента и осадочного чехла [21, 105].
Кристаллический фундамент архей-протерозойского возраста сложен
метабазитовыми
и
метапелитовыми
гранулитами,
испытавшими
преобразования в условиях диафтореза амфиболитовой и зеленосланцевой
фации. Преобладают различные орто- и парагнейсы и амфиболиты,
прорванные интрузивными телами основного и ультраосновного состава.
Метаморфические породы интенсивно дислоцированы и часто изменены
вторичными процессами (метасоматоз, катаклаз и др.).
Осадочный чехол сложен тремя крупными комплексами отложений,
сформированных в позднепротерозойскую, палеозойскую и мезозойскокайнозойскую эры. Верхнепротерозойский комплекс молассового типа
сформировался в ранние этапы геологического развития Волго-Уральской
антеклизы. Палеозойский комплекс отвечает этапу крупных трансгрессий и
развитию эпиконтинентальных бассейнов. Мезозойско-кайнозойский
соответствует становлению устойчивого континентального режима. В разрезе
верхнего протерозоя и палеозоя выделяются породы рифейского, вендского,
девонского, каменноугольного и пермского комплексов. Отложения кембрия,
ордовика, силура и нижнего девона отсутствуют. Мощность осадочного чехла
варьирует от 1500 м до 5000 м. Особенность геологического строения ВолгоУральской антеклизы заключается в широком распространении угленосных,
парагенетически с ними связанных высокоуглеродистых толщ и
месторождений углеводородного сырья.
25
Чи гирень
V
Казаклар
9
10
3
20
Арлан
VI
Б ирск
I
IX
Азнакаево
2
Бугул ьм а
Ia
4
X III
С ы зрань
19
1 Акташ
Аксубаево
М елекесс
(Д м и тровград )
X II
21
Каб ы к-Купер 6
7
8
Казань
5
22
И жевск
II
М а лм ы ж
Кукм ор
X IV
III
23
П ерм ь
24
II a
VIII
X
XVI
11
18
16
12
V II
С ам ар а
IV
X V II
И ш и мбай
17
13
Уф а
15
14
XI
1
2
3
4
Рис. 1.1. Тектоническая схема Волго-Уральской антеклизы [21 с
дополнениями]
1- границы крупных тектонических структур первого порядка. Своды: I
Южно-Татарский (Iа Южный или Ромашкинский купол); II СевероТатарский (IIa
Немский погребенный выступ); III
Токмовский; IV
Жигулевско- Пугачевский; V Пермский; VI Башкирский; VII ВосточноОренбургский выступ. Седловины: VIII Сокская; IX Бирская; X Юговосточный склон платформы. Впалины, крупные прогибы: XI Бузулукская;
(северная часть); XII Ставропольский; XIII Мелекесская; XIV КазанскоКировский; XV Верхнекамская; XVI Абдуллинский; XVII Бельская
(Предуральский прогиб); 2 границы структур второго порядка (валы,
валообразные зоны, валообразные структуры), выборочно: 1 АкташскоНово-Елховский; 2 - Бавлинско-Туймазинский; 3
Ульяновский; 4
Нурлатский; 5 Пичкасско-Бугровский; 6 Усть-Икский; Бондюжский; 8
Дигитлинский; 9 Казакларский; 10 Улеминский; 11 Сокско-Шешминский;
12 Жигулевский; 13 Жигулевско- Самаркинский; 14 Кулешовский; 15
Покровско-Сорочинский; 16 Большекинельский; 17 Пономаревский; 18
Шпаковский; 19 Иванаевский; 20 Куединский; 21 Чернушинский; 22
Чутырско-Киенгопский; 23 Краснокамско-Палазненский; 24 Лобановский;
25 Ярино-Каменноложский;
3. границы структурных форм Вятского вала; 4. границы областей
визейского углеобразования
1.3. История геологического развития
В геологическом развитии Волго-Уральской антеклизы [21, 37, 85, 95,
117] выделяются следующие крупные этапы тектонической активизации:
дорифейский, байкальский (рифей-венд), каледонский (ранний палеозой),
герцинский (средний девон-ранний триас) и альпийский (от позднего триаса
до настоящего времени).
Дорифейский
этап
соответствует
окончанию
формирования
кристаллического фундамента в период между нижним и верхним
протерозоем около 1650+-100 млн лет назад. К этому времени
обособившиеся ядра ранней консолидации, сложенные метаморфическими
комплексами отрадненской, большечеремшанской и сармановской серий,
были «спаяны» вулканогенно-осадочными комплексами унийской и
воронцовской серий. Метаморфические комплексы характеризуются в
основном
развитием
железо-титанового
оруденения,
а
в
высокоглиноземистой формации большечеремшанской серии – также и
унаследованного медно-никелевого.
Байкальский этап знаменуется началом становления осадочного чехла.
Его можно подразделить на стадии рифтогенеза (авлакогенная) и
платформенного развития. Начало платформенной стадии развития
датируется вендом. К этому времени активные поднятия Волго-Уральского
щита прекратились. Отложения венда покрыли Камско-Бельский,
Серноводско-Абдуллинский
авлакогены
и
Кажимский
грабен,
образовавшиеся в рифее в стадию рифтогенеза. Осадконакопление вышло за
пределы авлакогенов, начался процесс перерастания их в широкие синеклизы
и формирование Волго- Уральской антеклизы.
Каледонский этап характеризуется восходящими движениями и
длительным, континентальным перерывом, начавшимся в венде и
продолжавшимся до среднего девона. Этот отрезок геологической истории
отличался активной тектонической деятельностью и имел решающее
значение в заложении будущих герцинских структур.
Герцинский этап ознаменовался кардинальным обновлением структуры
Волго-Уральской антеклизы и повсеместным формированием палеозойского
осадочного чехла. Палеозойский осадочный чехол характеризуется сложным
литологическим составом с чередованием в разрезе отложений (угленосных и
красноцветных), образованных в различных климатических условиях.
Причины древней климатической зональности и смены климатических зон
дискутировались в течение многих десятилетий. Развитие идей мобилизма
позволило глубже понять особенности формирования осадочных формаций в
пределах литосферных плит [79] с позиций их миграции. По современным
представлениям [37] в палеозое на приуральской окраине ВосточноЕвропейской плиты произошло образование рифтогенного разрыва и его
раздвиг на рубеже кембрия и ордовика. Вследствие втягивания в силуре
континентальной плиты в зону субдукции, ее восточная окраина испытала
погружение и трансгрессию моря. С этого времени на рассматриваемой
территории начинается накопление морских осадков, продолжавшееся до
позднепермского времени. По палеомагнитным данным [37, 92] ВосточноЕвропейская плита в позднем палеозое испытывала дрейф в северном
направлении, перемещаясь из южного полушария в северное через различные
климатические пояса, что привело к существенным климатическим
изменениям. Заметное влияние на климат позднего палеозое оказало также
карбон-пермское (гондванское) оледенение [47, 78] с пиком на рубеже
карбона и перми 300-280 млн лет назад. Оно охватило в основном южное
полушарие, но имело глобальные геологические последствия в виде
эвстатических колебаний уровня моря и контрастных климатических
изменений на фоне тектонической перестройки рассматриваемой территории
[114] .
В герцинском этапе выделяют трансгрессивную (D2ef-D3fr),
инундационную (D3fr-C3), регрессивную и эмерсивную стадии [35]. Две
последние стадии не имеют четких возрастных границ.
В трансгрессивную стадию формировались преимущественно
континентальные и прибрежно-континентальные песчано-глинистые и
морские глинисто-карбонатные осадки, а в отдельных районах –
вулканогенно-осадочные формации. В эйфельском веке начинает развиваться
морское осадконакопление с образованием первых карбонатных прослоев,
прервавшееся в результате подъема территории. В живетское время вновь
отмечается прерываемое регрессиями погружение и формирование
мелководных терригенно-карбонатных отложений.
Инундационная стадия характеризуется наибольшим прогибанием
бассейна осадконакопления и преимущественно морскими условиями
седиментации. Практически на всей рассматриваемой территории
господствовал аридный и субаридный климат, и шло формирование
красноцветных отложений, но к концу девона наметилась тенденция к
гумидизации. Главными типами образующихся пород стали карбонатные и
глинисто-карбонатные, отложение которых прерывалось накоплением
угленосных толщ. В франском веке во впадинах Камско-Кинельской системы
накапливались насыщенные органическим веществом глинисто- карбонатные
отложения доманиковой фации, мощность которых не компенсировалась
опусканием. В пределах Казанско-Кировского прогиба (район Казани) в
низменных участках суши впервые появились прибрежные леса и первые
торфяники, предопределившие девонское углеобразование. В конце
фаменского века площадь прогибов начала сокращаться и, начиная с
заволжского времени, происходит значительное компенсирование КамскоКинельской системы прогибов осадками, сносимыми с возвышенных
участков территории. С девонскими отложениями связаны основные
месторождения нефти и газа, распространеные на территории ВолгоУральской антеклизы.
В конце турнейского века значительная часть антеклизы
стала
выходить из-под уровня моря [35]. Территория Татарского свода большей
частью представляла собой область континентального размыва, который
продолжался вплоть до конца бобриковского времени. На континенте
установился жаркий и относительно влажный климат, способствовавший
развитию гумидного типа литогенеза. В межкупольной части Татарского
свода и прилегающих низменных участках земной коры происходило
формирование угленосных отложений с мелкими и средними угольными
залежами. С ними ассоциируют также мелкие месторождения нефти.
Углеобразование развивалось неравномерно [95]. В начале визейского
века время на месте Северо-Татарского свода и Казанско-Кировского прогиба
располагалось территория суши, а Южно-Татарский свод, покрытый водами
мелководно-морского бассейна, продолжал воздыматься. В его пределах
образовались отдельные островные участки суши, где шли процессы
денудации и слабое углеобразование.
В радаевское и бобриковское время продолжается дальнейший подъем
территории, сопровождающийся сокращением ранее существовавшего
морского бассейна и его распадом на ряд мелких обособленных водоемов.
Лишь в прогибах Камско-Кинельской системы сохранились лагуны морского
бассейна. На всей остальной территории большую роль играли дельтовоаллювиальные и озерно-болотные образования, а на значительных участках
суши шло формирование карстовых и эрозионно-карстовых врезов [27, 95]. В
целом на рассматриваемой территории господствовали континентальные
условия осадконакопления. Широкое развитие в разрезах бобриковского
горизонта светло-серых каолинитовых аргиллитов (кора выветривания
каолинитового типа) свидетельствует об обстановке жаркого и влажного
климата [6, 7, 8]. Существовавшие тогда условия седиментации создали
благоприятную обстановку для углеобразования лимнического и на
низменном морском побережье паралического типа. Углеобразование было
локлизовано в основном в пределах эрозионно-карстовых врезов [142, 143,
144], возникавших в ранневизейское время на поверхности карбонатной
толщи турнейского возраста на склонах Южно-Татарского свода. В зоне
Камско-Кинельской системы прогибов, где в это время существовали
остаточные опресненные водоемы лагунного типа, происходило отложение
глинистых
илов,
прерываемое
неоднократно
непродолжительным
торфообразованием. В результате трансгресии моря в тульское время
угленосные отложения визе оказались перекрыты карбонатными осадками
среднего и позднего карбона. Углеобразование прекратилось.
Начало регрессивной стадии герцинского этапа обычно связывают с
концом карбона, а завершение – с заключительными этапами раннетатарского
времени. В начале пермского времени в связи с уральским орогенезом
наметилась тенденция к подъему территории и регрессии моря, которые
происходили на фоне усиливающейся аридизации климата. Существовавший
в карбоне морской бассейн с нормальной соленостью и богатый биоценозами
с начала ассельского века постепенно стал превращаться в лагунно-морской,
в котором преобладали доломитовый, доломито-сульфатный, а местами и
галогенный тип осадконакопления. Возрастные границы этого бассейна
сдвигаются на восток в сторону Уральской горной системы.
С позднепермское время в результате коллизии и орогенеза на
территории современного Урала тектоно-седиментационная обстановка
меняется
коренным
образом,
начинается
смещение
границ
седиментационных бассейнов на запад. В эту геологическую эпоху
происходит формирование сложнейших полифациальных верхнепермских
комплексов, обусловленных взаимопереходами пород континентальной
молассовой и морской карбонатно-терригенной формаций. В уфимском веке в
условиях аридного и субаридного климата в соликамское время
накапливаются пролювиальные, аллювиальные, озерные, дельтовые,
лагунные толщи; а в шешминское – красноцветные преимущественно
терригенные пролювиально, лагунно-озерного, аллювиального и иного
генезиса. Начало казанского века знаменовалось накоплением мощной толщи
битумоносных песков (бугульминский горизонт). Казанская ингрессия
распространялась с севера на юг по системе палеопрогибов: КамскоВятскому, Сарапульско-Кудымкарскому, Бугульминскому, Аксубаевскому и
др., сопровождаясь увлажнением климата на побережье. В раннеказанское
время формируются мощные карбонатные, обогащенные органическим
веществом карбонатно-глинистые (в том числе «лингуловые глины») и
прибрежные озерно-болотные формации с залежами бурого угля (юг
Удмуртии, восток Татарстана и запад Башкирии). В основном с казанскими
отложениями связаны многочисленные мелкие осадочные рудопроявления
меди Западного Приуралья и Волго-Камского региона. К концу казанского
века некогда существовавший морской бассейн с более или менее
нормальной соленостью распался на изолированные водоемы, которые в
начале татарского века превратились в пресноводное «озеро-море» с
преимущественно доломитовым типом осадконакопления [50]. В этом
бассейне накапливался сложнейший полифациальный комплекс осадков. С
конца
татарского
века
наступил
континентальный
перерыв
в
осадконакоплении, завершивший палеозойскую эру геологического развития
Волго-Уральской антеклизы.
Таким образом, углеобразование на территории Камского бассейна
было обусловлено закономерным изменением палеогеографических
(ландшафтных и климатических) условий в результате смещения
литосферной плиты, сопровождавшейся геодинамической перестройкой ее
частей.
2. УГЛЕНОСНОСТЬ НИЖНЕГО КАРБОНА
С наступлением каменноугольного периода углеобразование на
территории Татарского свода значительно ослабло, но полностью не
прекратилось [11]. Слабое углеобразование отмечается в турнейское время. В
визейском веке углеобразование усиливается и достигает своего максимума.
В результате унаследованности основных тектонических структур
углеобразование на всей Восточно-Европейской платформе происходит
практически на тех же территориях, лишь расширяя свой ареал [108].
Основная угленосность карбона, могущая представлять промышленный
интерес по мощности пластов и размерам залежей, связана с радаевскобобриковскими отложениями визейского яруса. Угленосные отложения
визейского яруса с несогласием залегают на органогенных морских
известняках турнейского возраста, заполняя углубления на их поверхности.
2.1. Литология и стратиграфия угленосных отложений
Визейская угленосная толща по фациальному и литологическому
составу очень сложная и представляет собой терригенную формацию
платформенного типа. В соответствии с современной стратиграфией карбона
[37] визейская терригенная формация включает (снизу вверх) косьвинский (в
объеме выделявшихся ранее верхнеелховских отложений), радаевский,
бобриковский и тульский горизонты. Верхняя стратиграфическая граница
представлена карбонатными породами алексинского горизонта визейского
яруса, нижняя карбонтными породами кизеловского горизонта турнейского
яруса. Литолого-фациальный состав угленосной формации меняется в
зависимости от структурно-тектонического положения территории
распространения отложений. По этому признаку в современном разрезе
визейских отложений различают сводовый, бортовой, депрессионный и
эрозионно-карстовый типы (рис.2.1), каждый из которых характеризуется
определенной мощностью и литолого-фациальными особенностями [1, 73,
74].
Литолого-стратиграфическая
и
литолого-минералогическая
характеристика формации приведена по работам [77, 95], результаты
палинологических и палеонтологических анализов заимствованы из работ
[15, 16, 121] и отчета Шельновой А.К. и др. (1970).
В визейской угленосной формации распространены песчаники,
алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты, углистые аргиллиты и
ископаемые угли, достигшие каменноугольной стадии метаморфизма (ранний
катагенез). Большинство перечисленных пород встречаются во всех
стратиграфических горизонтах угленосной формации, за исключением
известняков, которые в коренном залегании отмечены только в тульском
горизонте. В более древних радаевско-бобриковских отложениях,
выполняющих глубокие врезы, встречаются лишь их переотложенные
обломки.
Й
К
И
ТУЛЬСКИЙ ГОРИЗОНТ
БОБРИ-
КОВСКИЙ
II
1090
11 3 0
1240
970
11 0 0
11 4 0
1250
980
111 0
11 5 0
1260
990
11 2 0
11 6 0
1270
1000
11 3 0
1280
11 0 0
11 4 0
1290
111 0
1300
11 2 0
1310
11 3 0
1320
11 4 0
1330
11 5 0
1340
11 6 0
1350
11 7 0
1360
11 8 0
Ь
1380
В
И
Й
1390
1400
К
О
1410
И
Г
Е
О
Й
Л
Й
С
1370
С
В
Н
И
З
Н
У
1450
1470
-3
-4
Л
Х
И
Ж
-2
1440
1460
О
О
Н
-1
1420
1480
-5
И
Л
Н
А
1490
Е
М
В
1520
1530
Н
Е
1500
1510
М
1540
Т У Р Н Е Й С К И Й
А
IV
960
1430
К
III
1230
К
С
РА Д А Е ВС К И Й
ЯСНОПОЛЯНСКИЙ НАДГОРИЗОНТ
ОТДЕЛ
ЯРУС
И
Й
СИСТЕМА
Я
А
Н
I
1550
1560
1570
1580
1590
1600
Рис. 2.1. Типы разрезов визейской угленосной толщи.
I - депрессионный, II - эрозионно-карстовый, III - бортовой, IV сводовый
1- песчаник, 2 - алевролит, 3 - глина, аргиллит, 4 - известняк, 5 - уголь
Для бобриковских отложений характерна зональность распределения
литологических типов пород: в эрозионно-карстовых врезах преобладают
песчаные разности, на повышениях ранневизейского рельефа –
алевролитовые.
Косьвинские отложения на территории Камского бассейна имеют
широкое распространение. Полностью отсутствуют они лишь на западе
бассейна и в эрозионно-карстовых врезах. Нижняя граница косьвинского
горизонта соответствует границе визейского яруса. В состав косьвинского
горизонта вошли верхнеелховские отложения, выделявшиеся ранее по
комплексу спор с преобладанием Acanthotriletes macrospinosus Naum., Ac.
erinaceus Naum., A. multisetus Naum., Lophozonotriletes minor Naum.,
Leiotriletes subintortus Naum. и Triclobozonotriletes inciso- trilobus Naum.
Верхняя граница проводится по смене комплекса спор радаевским,
бобриковским или тульским, в зависимости от полноты разреза визейских
отложений. Литологический состав косьвинского горизонта представлен
аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников и очень редко
известняков. Установлены косьвинские (верхнеелховские) отложения в
основном в разрезах депрессионного типа.
Депрессионный тип разреза имеет максимальную мощность от 100 до
250 м. Горизонт представлен мощной толщей аргиллитов с прослоями
алевролитов, песчаников и редко известняков. Аргиллиты доминируют в
разрезе. Они серые, темно- серые, редко черные, тонкослоистые, с
включениями пирита, сидерита, с растительными отпечатками и остатками
фауны. Алевролиты залегают среди аргиллитов в виде прослоев различной
мощности (до 10-30 м). Цвет серый; часто песчанистые, иногда слюдистые,
известковистые, с растительными остатками. В значительных количествах в
алевролитах отмечаются включения углистых частиц, пирита, реже
гидрооксидов железа. Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые,
глинистые, алевритистые, известковистые. Залегают среди аргиллитов
прослоями различной мощности от 2 до 30-40 м. Общая мощность прослоев
песчаников в отдельных разрезах достигает 60 м. Известняки залегают среди
аргиллитов и алевролитов в виде тонких прослоев. Они серые, темно-серые,
глинистые, плотные, с характерной пиритизацией по органическим остаткам.
В верхней части горизонта отмечаются весьма тонкие пласты углей (0,05-0,2
м).
В сторону палеоподнятий мощность и полнота разреза уменьшаются.
Бортовой тип разреза характеризуется мощностью 8-20 м и представлен
аргиллитами с прослоями алевролитов, реже песчаников. Аргиллиты темносерые, серые, слюдистые, с включениями пирита, часто с обугленными
растительными остатками. Алевролиты серые, темно- серые, прослоями
глинистые, песчанистые, с включениями пирита, с чешуйками слюды.
Песчаники серые, темно- серые, глинистые. Для сводового типа разреза
характерна незначительная мощность (0- 6 м), представлен аргиллитами
темно- серыми, листоватыми с включениями пирита и в различной степени
насыщенными растительными остатками.
Кроме спор, в аргиллитах и известняках косьвинского горизонта
встречаются богатые сообщества остракод, редко отпечатки брахиопод и
фораминиферы плохой сохранности. В эрозионно-карстовом типе разреза
косьвинские отложения отсутствуют, они размыты в предбобриковское время.
Для косьвинского времени на территории Камского бассейна выделяются две
литолого-фациальные
зоны:
умеренноглубоководных
глинистокарбонатных фаций и мелководных глинистых фаций. Первая развита в
осевой части и бортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов, вторая
– на остальной территории.
Радаевские отложения имеют довольно ограниченное распространение
на территории Камского бассейна и встречаются лишь в отдельных врезах.
Они не содержат фаунистических остатков и возраст их устанавливается по
палинологическим данным. В разрезах сводового типа радаевские отложения
отсутствуют. Полный разрез радаевского горизонта отмечается только в
осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, где он представлен
депрессионным типом. Мощность отложений здесь колеблется от 50 до 135
м. Представлены они песчаниками, алевролитами, аргиллитами, углями,
среди которых доминируют песчаники и алевролиты. Песчаники светлосерые, кварцевые, мелкозернистые, редко среднезернистые, иногда
тонкослоистые за счет присутствия черных, углисто- глинистых прослоев и
обугленного растительного детрита. Алевролиты серые, темно- серые,
глинистые, с включениями пирита и растительными остатками. Аргиллиты
имеют подчиненное значение. Они серые, темно- серые, прослоями черные,
углистые. В верхней части горизонта отмечаются весьма тонкие (0,05- 0,2)
пласты углей. Бортовой тип разреза по литологии близок к депрессионному,
но отличается меньшей мощностью – от 15 до 50 м. Эрозионно- карстовый
тип разреза (0- 30 м) представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами,
углями и редко переотоложенными известняками, которые представляют
собой продукт обрушения бортов врезов. Пласты углей, количество которых
1-2, достигают мощности 2- 8 м. Пласты невыдержанные, выклиниваются на
коротких расстояниях.
В радаевском горизонте выделяется два подкомплекса спор: нижне- и
верхнерадаевский, которые наиболее четко прослеживаются лишь в разрезах
депрессионного типа.
Нижнерадаевские отложения выделяются на основании следующего
комплекса спор: Leiotriletes subintortus (W.) Naum., Lophotriletes minor Naum.,
Acanthotriletes spinosus Naum., Ac. multisetus Naum., Archaeozonotriletes
basilaris
Naum.,
Stenozonotriletes
laevis
Naum.,
Lophozonotriletes
macrotuberculatus Juschko, Hymenozonotriletes auranthiacus Juschko,
Trilobozonotriletes incisotrilobus (W.) Naum., Simozonotriletes sublobatus (W.)
Naum., S. canduplicatus (Andr.) W., Euryzonotriletes subcrenatus (W.) Naum., E.
macrodiscus Juschko, Tremazonotriletes gibberosus (W.) Naum.
Верхнерадаевский комплекс характеризуется следующими спорами:
Trilobozonotriletes inciso- trilobus (W.) Naum., Trematozonotriletes gibberosus
(W.) Naum., Euryzonotriletes subcrenatus (W.) Naum., E. aff. plano tuberculatus
Waltz, E. macrodiscus Juschko, E. incisus Juschko, Dicthiotriletes tenellus Naum.,
Archaeozonotriletes basilaris Naum., A. giganteus Byvsch., Simozonotriletes
codeplicatus (Andr.) Wal., Leiotriletes subintortus (W.) Naum.
Бобриковские отложения имеют широкое и практически повсеместное
распространение, участками отсутствуя лишь на Северо-Татарском своде.
Они сложены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, углистыми
аргиллитами, углями, редко известняками. В кровле горизонта
прослеживается пачка белых каолинитовых глин. Песчаники белые, светлосерые или темно- серые от пропитки нефтью, кварцевые, разнозернистые.
Аргиллиты темно- серые, прослоями углистые. Алевролиты встречаются
прослоями среди песчаников. Они серые, темно- серые, тонкослоистые с
обуглившимися
растительными
остатками.
Известняки,
вскрытые
скважинами в нижней части горизонта в эрозионно-карстовых врезах,
встречаются не везде, залегают на различных уровнях, имеют разную
мощность и находятся во вторичном залегании в результате обрушения с
бортов врезов и переотложения. В верхней части горизонта ниже пачки
песчаников, среди аргиллитов, в понижениях рельефа на древней
поверхности турнейской карбонатной толщи залегает мощный угольный
пласт «Основной». Уголь пласта каменный, марки Д.
Литологический состав отложений различается в разных типах
разрезов. Сводовый (3-8 м) и бортовой (5-18 м) типы разрезов представлены
песчаниками и алевролитами. Депрессионный тип (12- 30 м) представлен в
основном песчаниками с прослоями аргиллитов и углистых аргиллитов. Резко
увеличенная мощность горизонта (до 40- 120 м) отмечается в эрозионнокарстовых врезах, где отсутствует нижняя часть угленосной толщи
(косьвинский и радаевский горизонты). Породы, слагающие горизонт
принадлежат нескольким фациям. Образование осадков происходило в
условиях аллювиальных, дельтовых, озерных и болотных фаций.
Выделяются бобриковские отложения на основании споровопыльцевых комплексов, выделенных из алевролитов и аргиллитов, для
которых характерными являются следующие споры: Stenozonotriletes literatus
(W.) Naum., St. luculentus Naum., Euryzonotriletes trivialis Naum., E. planus
Naum., E. variabilis Naum., E. sulcatus Naum., Hymenozonotriletes pussilius (Ibr.)
Naum., Trematozonotriletes inciso- trilobus (W.) Naum (Шельнова, Васясин,
Введенская и др., 1970). При отсутствии палинологических данных граница
между радаевским и бобриковским горизонтами проводится условно.
Верхняя граница бобриковского горизонта проводится по подошве пачки
аргиллитов с тульским споро-пыльцевым комплексом.
Тульские отложения распространены почти повсеместно. Они локально
отсутствуют на Северо-Татарском своде. Верхняя граница горизонта
проводится по подошве карбонатных пород, охарактеризованных
алексинским комплексом фораминифер. Горизонт сложен аргиллитами и
песчаниками с тонкими прослоями известняков. Аргиллиты серые, темносерые, участками углистые. Песчаники кварцевые, мелкозернистые.
Известняки обычно темно- серые. Весьма тонкий угольный пласт (0,05-0,3 м)
отмечается очень редко в средней части горизонта. Мощность отложений
горизонта колеблется в пределах от 10 до 35-40 м. Повышенная мощность
отмечается в Камско- Кинельской системе прогибов. Наименьшая мощность
(10-20 м) в разрезах сводового типа. В эрозионно- карстовых врезах
мощность горизонта 15-22 м. Отложения тульского горизонта знаменуют
собой начальную стадию средневизейской трансгрессии. Выделяются 3
литолого-фациальные зоны: 1) зона лагунных и озерно-болотных
терригенных фаций, 2) зона прибрежно-морских терригенных фаций и 3)
зона мелководно-морских терригенно-карбонатных фаций.
2.2. Условия накопления угленосных отложений
Образование угленосных толщ происходит в условиях влажного
(гумидного) климата и отражает определенный тип осадконакопления [81,
106 ]. На рассматриваемой территории торфо (угле)-образование в визейское
время стало возможным в результате установившихся здесь благоприятных
географических условий, выразившихся в своеобразном сочетании
геодинамических, климатических и фациальных факторов осадконакопления.
Геодинамические условия. В период накопления
визейской
угленосной толщи геодинамическая обстановка на рассматриваемой
территории соответствовала пассивной континентальной окраине [37].
Подобные обстановки характеризуются отсутствием проявлений вулканизма
и спокойным развитием. Сформированные в таких условиях угленосные
формации отличаются повышенной однородностью минерального состава
терригенного материала за счет перемыва ранее отложенного осадочного
комплекса пород путем длительного переноса и многократного
переотложения [67]. Отложения бобриковского горизонта, с которыми связана
угленосная формация Камского бассейна, полностью выклиниваются на
северо-западе и юге бассейна на повышениях палеорельефа турнейской
карбонатной толщи, представлявших собой в то время область размыва.
Позднейшие тектонические движения и эрозионные циклы не затронули
угленосных пород и не изменили генетических границ месторождений [110].
Климатические
условия.
Визейское
время
характеризуется
преобладанием гумидного типа литогенеза [104]. Рассматриваемая
территория располагалась в тропической влажной зоне. В то же время, как
следует из петрографических исследований [95], климат отличался некоторой
засушливостью, что нашло отражение на анатомическом строении растенийуглеобразователей. Л.Я. Кизильштейном с соавторами [60] получены
сравнительные данные, характеризующие связи между толщиной и
поверхностным рельефом экзин мегаспор с климатическими условиями в
зонах древнего торфонакопления. Результаты, приведенные в табл. 2.1,
подтверждают мнение А.И. Егорова [45, 46], что толстая и плотная экзина
свидетельствует о принадлежности спор к растениям, способным жить в
жарком и засушливом климате. Сухой воздух и изобилие света заставляют
защищать наземные части растений от излишнего испарения [46].
Применительно к спорам это достигается значительным утолщением экзины,
характерным для углей Подмосковного и Камского бассейнов, что
свидетельствует о засушливости климата в период формирования
торфяников.
По А.И. Егорову [45] в Подмосковном бассейне, на Камской и
Кизеловской угленосных площадях доминировали споры форма-родов
Trematozonotriletes, Stenozonotriletes и в несколько меньшей степени
Euryzonotriletes. Все они имели толстую экзину, характерную для спор
растений засушливых или жарких областей, и принадлежали кустарниковым
и мелким древовидным плауновым. Эти растения обитали на суше,
окружавшей торфяники, откуда масса спор переносилась по воздуху и водой
в торфяники, где смешивалась с остатками болотной растительности.
Литологические признаки аридности отмечались в южной части
(Самарская область) рассматриваемой территории Г.Н.Шубаковым [123].
Пестроцветные осадки бобриковского горизонта распространены в районе д.
Звенигородки и красноцветные отложения - у г. Хвалынска. Их формирование
происходило на возвышенностях рельефа в окислительной среде,
исключающей сохранение органики.
Таблица 2.1
Характерные признаки оболочек мегаспор растений
торфо- (угле-) образователей разных климатических зон
Угольные
Характеристика экзин мегаспор
бассейны,
(в срезах)
Климатические
угленосные
зоны [45]
площади,
Толщина, мкм
Рельеф [83]
месторождения
Тропическая –
Донецкий
14*/(7-35)
Гладкий, зернистый
влажная
бассейн
Бородавки, пестики,
Тропическая –
Камская
45/(15-90)
столбики, шипы,
аридная
площадь
конусы, зернистый
Умеренная –
Егоршинское
20/(15-30)
Гладкий, зернистый
влажная
месторождение
*Числитель – среднее; знаменатель – пределы колебаний.
Фациальные условия. Площадь углеобразования на рассматриваемой
территории располагается полосой вдоль древнего морского побережья. В
пределах этой площади углеобразование происходило в различных
фациальных условиях и по этому признаку оно относится к паралическому
(приморскому), лимническому (озерно-болотному) и потамическому
(речному) типам [8, 124, 125]. Формирование визейской угленосной толщи
было локализовано во врезовых структурах эрозионного и карстового
происхождения. Вследствие этого фациальные условия углеобразования во
врезах отличались разнообразием и изменчивостью. Палеогеографические
условия визейского углеобразования показаны на рисунке 2.2. По А.П.
Блудорову [8] осадконакопление происходило в условиях различных фаций –
фации потоков (аллювия), пойм алювиальных равнин, озерных фаций,
озерно-болотных фаций и фаций болот. Углеобразующими являются фации
болот, остальные содержат углистый детрит и тонкие прослойки угля
(озерные). Болота, в которых шло формирование углей, большей частью были
удалены от морских границ. Угли в них состоят из остатков высших
наземных растений. В немногочисленных скважинах на территоии Башкирии,
Удмуртии, Самарской области и Татарии (по периферии полосы
углеобразования) обнаружены водоросли (Pila, Gladiscohallus, Reinschia) и
встречаются сапропелито-гумусовые угли, образование которых происходило
в начальную стадию заболачивания, когда существовала открытая водная
поверхность. Эти условия были кратковременными и ограниченными по
площади. Как нами показано ранее [95], для углей Камского бассейна
характерна аттритовая (редко – фрагментарно-аттритовая) линзовидноштриховатая и штриховатая микроструктура и волнисто-горизонтальная
слоистость. По мнению И.Б.Волковой [22] все это характерно для фаций
топяных торфяников. Им соответствует обводненная слабо проточная среда
отложения растительного материала. Скорость накопления растительной
массы была невысокой, вследствие чего степень разложения торфа
значительна. Типичная для топяных торфяников аттритовая основная масса,
незначительное содержание фюзенизированных микрокомпонентов и
терригенных минеральных примесей свидетельствуют о слабой проточности
торфяников.
Разнохарактерный по составу аттритовый материал, включающий
большое количество микроспор и мегаспор (или их разрозненные
фрагменты) являются несомненным признаком аллохтонного накопления
растительного материала.
Петрографический состав камско-кинельских углей отличается от
сводовых эрозионно-карстовых преобладанием полублестящих глинистых
клареновых и дюрено-клареновых литотипов [8, 10] иногда с остатками
водорослей из рода Reinschia, что указывает на подтопление находившихся в
прибрежной зоне торфяников морскими водами.
Локализация торфонакопления в углублениях рельефа подстилающей
карбонатной толщи турнейского возраста, по-видимому, определила
индивидуальность
условий
торфонакопления
и
изменчивость
петрографического состава углей в различных залежах. Обычно чередование
типов углей в разрезах даже близко расположенных скважин настолько
прихотливо, что они лишь весьма условно могут быть сопоставлены по
петрографическим признакам. В качестве примера на рис. 2.3 и 2.4
приводятся петрографические разрезы пласта по скв. №№ 947, 936
(расстояние 18 км), вскрывших близко расположенные залежи Беляковская и
Дроздовская в центральной части бассейна [95]. Рассматривая разрезы пласта
в стратиграфической последовательности (от почвы к кровле) можно видеть,
что торфонакопление начиналось здесь в различных условиях: скв. № 947 –
микстогумолиты (относительно высокая подвижность среды торфяника), скв.
№ 936 – гелиты (фюзинито-гелиты) – подвижность среды относительно
низкая. Вверх по разрезу скв. № 947 гидрологическая активность снижается –
гелиты (фюзинито-гелиты), скв. 936 возрастает – гелито-фюзиниты. Лишь на
завершающем
этапе
торфонакопления
условия
торфообразования
нивелируются: в верхней части разрезов обеих скважин угольный пласт
сложен микстогумолитами. В более удаленной к югу от описанных скв. №
882 (рис. 2.5), вскрывшей Рокашевскую залежь, условия торфонакопления
эволюционировали существенно по иному. В основании и средней части
пласта преобладают микстогумолиты, в верхней – фюзинито-гелититы, т.е.
динамичность (подвижность) среды в стратиграфическом разрезе снижалась.
Петрографический разрез пласта в Красно-Ярской залежи (скв. № 258),
расположенной на северной периферии бассейна, отличается от трех
предыдущих (рис. 2.6). Торфонакопление начинается гелитолитами
(гелитами), которые в средней части пласта сменяются микстогумолитами.
Затем вновь в разрезе появляются гелитолиты (гелиты). Завершают разрез в
верхней пачке микстогумолиты. Несколько восточнее, на периферии
основной области углеобразования (скв. 2156 Черемшанской площади),
существенно меняется содержание и состав минерального вещества.
Растительный аттрит цементируется в основном глинистым веществом,
образуя органо-минеральную массу, растительные фрагменты необычно
сильно измельчены (до долей мкм) и, наконец, отмечены прослойки довольно
сильной пиритизации. Пирит в виде зерен концентрируется во внутренних
полостях спор и в клеточных полостях тканей, что указывает на его
сингенетичность, а также в трещинах - эпигенетический пирит. Основным
источником сносимого в торфяники терригенного материала были отложения
окружающих их возвышенностей.
Визейские
торфяные
залежи
характеризуются
некоторыми
особенностями накопления серы [95]. Генезис серы в углях связан с
процессами бактериальной сульфатредукции [58]. Содержание серы в
визейских углях довольно высокое – от 2-5% и более. Сера представлена в
основном органической формой нахождения, что может быть обусловлено
дефицитом реакционноспособного двухвалентного железа, связывающего
биогенный сероводород в сульфиды железа. По Л.Я. Кизильштейну [61] в
подобных условиях сероводород реагирует с органическим веществом торфа,
образуя сероорганические соединения. Недостаток железа может быть
обусловлен с преимущественно карбонатным обрамлением торфяников. В то
же время, в минеральных прослоях (углистых аргиллитов), при образовании
которых недостаток железа мало вероятен, наблюдается относительно
сильная пиритизация. Источник серы в углях обычно связывают с морской
средой [61]. Изучение площадного распределения серы в торфяных залежах
Колхиды, проведенное П.П. Тимофеевым, Л.И. Боголюбовой [109], показало
уменьшение количества серы в торфяных залежах по мере удаления от
побережья Черного моря в глубь области торфонакопления и от устьев рек и
озерных водоемов, имеющих связь с морем. Мощные толщи известняков в
подстилающих и перекрывающих угленосные отложения горизонтах
указывают, с одной стороны, на постоянную близость морского бассейна –
источника сульфатов в торфяных водах, а с другой – карстующиеся
известняки сами служили источником сульфат-иона. По имеющимся данным
[95] гелитолитовые, фюзенолитовые, липоидолитовые и микстогумолитовые
угли имеют в среднем приблизительно одинаковую зольность и содержание
серы. Высокое содержание серы указывает на генетическую близость углей и
одновозрастной тоже сернистой нефти, залежи которой встречаются во
врезах совместно угольными пластами [82, 89]. Парагенезис угленосных и
нефтегазоносных бассейнов прослеживается в общепланетарном масштабе
[38, 40] и является отдельной темой для обсуждения.
Изложенный материал указывает на изменчивость условий древнего
торфонакопления
по
площади
в
зависимости
от
местных
геоморфологических и гидрологических условий. Различия состава углей на
изученной части площади бассейна определялись местными условиями
древнего торфонакопления. Накопление органической массы происходило в
автохтонных или слабоаллохтонных условиях. Происхождение глинистого
материала имеет аллохтонную природу – он поступал в торфяники из зоны
минерального питания с поверхностными водами. Отсутствие заметного
переноса подтверждается хорошей сохранностью оболочек микроспор и
часто – мегаспор. Преобладание органических форм серы в составе общей
серы углей указывает на дефицит железистых соединений (или сульфатов),
также поступающих из зоны размыва, сложенной в основном карбонатными
породами. Особенности и различия торфяно-болотной седиментации в
различных водоемах, вероятно, стали главной причиной вариации
химического состава визейских углей.
2.3. Закономерности размещения угольных пластов
Закономерности размещения угольных пластов в Камском бассейне
обусловлены палеотектоническими и палеогеоморфологическими факторами
[26]. Основное углеобразование в радаевско-бобриковское время происходило
на склонах Южно Татарского свода и в осевых участках Камско-Кинельской
системы прогибов. Установлено, что мощные угольные пласты приурочены к
понижениям (палеоврезам) существовавшего в ранневизейское время
палеорельефа поверхности [8, 122, 123, 124, 125] и связаны с разрезами
депрессионного и эрозионно-карстового типа [76]. Палеоврезы представляют
собой замкнутые котловины небольших размеров (0,2-5 км2) и узкие (0,25км), извилистые, протяженные ложбины, рукавообразные тела,
сформированные на древней эродированной поверхности в руслах древних
рек, в протоках речных дельт, прибрежных морских заливах, лагунах и т.п. [4,
122]. Древние врезовые структуры в карбонатных породах каменноугольного
и девонского возраста установлены в Татарстане, Башкирии, Удмуртии,
Пермской, Саратовской, Самарской областях. В Тульской области они
фиксируются в виде современных карстовых форм [27, 76]. Врезовые
структуры и их происхождение изучалось большим количеством
исследователей [13, 14, 42, 43, 122]. Процесс образования врезов в
ранневизейское время детально исследован И.А.Ларочкиной [74, 75, 76] на
примере угленосных структур западного склона Южно-Татарского свода и
восточного борта Мелекесской впадины. По ее даным размещение
преобладающего количества угленосных структур в этой зоне обусловлено
рядом причин – развитием подвижных разломов фундамента,
распространением рифогенных, легко карстующихся структур и повышенной
трешиноватостью сводовых участков локальных поднятий. Открытая или
покрытая маломощными глинами и аргиллитами косьвинского горизонта (до
2-4 м) поверхность подстилающей преимущественно карбонатной толщи в
период кратковременного регионального довизейского континентального
перерыва [51] подвергалась интенсивному воздействию экзогенных
процессов – эрозии и карсту. Их усиленному развитию, по мнению И.А.
Ларочкиной [74, 75, 76], способствовала повышенная трещиноватость пород
присводовых участков локальных структур и их растворение метеорными
водами. В пользу карстового генезиса некоторых врезов свидетельствуют их
округлые или близкие к ним формы в плане, небольшие их площади (0,2-5
км2), резкие перепады глубин поверхности турнейских известняков на очень
близких расстояниях, продукты вмыва терригенного материала в нормально
залегающие известняки турнейского яруса и накопления обрушенных с
бортов врезов известняков [26, 75].
Происхождение врезов находит отражение в особенностях размещения
и морфологии угольных залежей. Исследованиями И.А.Ларочкиной [75, 76]
установлено существенное различие в пространственном размещении врезов
и их морфологической выраженности в зависимости от характера и масштаба
денудации. На западном склоне Южно-Татарского свода распространен
локальный тип, характеризующийся изометричной конфигурацией в плане и
значительной глубиной, и площадной – на восточном борту Мелекесской
впадины, где площадь врезов увеличивается при одновременном уменьшении
глубины.
Поскольку процесс углеобразования ограничивался эрозионнокарстовыми врезами, контуры угольных залежей контролируются их
границами [76]. В угленосных отложениях радаевского-бобриковского
горизонтов, заполняющих эрозионно-карстовые врезы, выделено до трех
уровней углеобразования [8, 76], обусловленных цикличностью
заболачивания водоема. Нижний и средний угольные пласты невыдержанные,
выклиниваются на коротких расстояниях, устойчив только верхний пласт
"Основной", мощность которого достигает 40 метров. Во всех залежах он
залегает ниже пачки песчаников (непосредственно под песчаником или,
отделяясь от него пачкой аргиллитов) и, по-видимому, отражает
определенный уровень стояния грунтовых вод в период визейской
трансгрессии, что можно использовать в целях корреляции. Угольный пласт
является хорошим репером при выделении цикличности осадконакопления
ТУЛЬСКИЙ АЛЕКСИНСКИЙ
БОБ РИКОВСКИЙ
В И З Е Й С К И Й
ЯРУС
ГОРИЗОНТ
[12]. Сопоставление угольных пластов по литологическим признакам
вмещающих пород (рис. 2.7), выполненное Ш.З. Гафуровым [26], показало,
что маркирующими горизонтами являются: мощная пачка известняков
алексинского горизонта, перекрывающая угленосную толщу; тонкие (1-3 м)
выдержанные на площади пласты известняков тульского горизонта и мощный
пласт кварцевых песчаников в кровле бобриковского горизонта. Угольный
пласт «Основной» четко индивидуализируется на каротажных диаграммах
характерным сочетанием кривых НГК, ГК, КС и ПС.
I
II
III
IV
V
VI
0м
-10
-20
-30
-40
-50
-60
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-70
ТУРНЕЙСКИЙ
-80
-90
-100
-110
-120
-130
-140
-150
-160
Рис. 2.7. Схема сопоставления разрезов визейской угленосной толщи [26].
Залежи: I Пичкасская, II Мокшинская, III Черемуховская, IV
Рокашевская, V Ташлиярская-13, VI Вятская; 1- песчаник, 2 алевролит, 3
глина, аргиллит, 4 углистый аргиллит, 5 уголь, 6 - известняк
Мощность угленосной толщи [95], выполняющей врезы, составляет 4090 м и лишь на отдельных залежах увеличивается до 130 м (Черемуховская),
165 м (Вятская). Угольные пласты в толще невыдержанные по мощности,
выклиниваются на коротких расстояниях. Наиболее мощный угольный пласт
«Основной» приурочен к бобриковскому горизонту. Пласт подстилается и
перекрывается в основном аргиллитами, редко алевролитами.
Угленосная толща в пределах врезовых структур характеризуется
выклиниванием нижних слоев в сторону повышений рельефа. Мощность
угольного пласта «Основного» резко увеличивается в центральных, наиболее
погруженных частях впадин. Минимальные мощности пласта "Основного"
приурочены к бортовым зонам врезов, а максимальные к центральным,
наиболее погруженным частям впадин. Его максимальная мощность (около
40м) зафиксирована в Красно-Ярской залежи, расположенной в юговосточной оконечности Северо-Татарского свода.
Средние рабочие мощности угольного пласта "Основного" изменяются
в пределах 2,7-16,9 м. Строение пласта изменчиво. В пластах сложного
строения отмечаются от 1 до 4 породных прослоев мощностью 0,03-0,2
метра. На Мокшинской залежи мощность породного прослоя достигает 1 м в
большинстве пластопересечений. Суммарная мощность породных прослоев
не превышает 0,2-0,3 м. Сложены они аргиллитами, углистыми аргиллитами
и редко известняками (Удмуртия). В эрозионно-карстовых врезах угольный
пласт «Основной» образует пластообразные залежи, имеющие в плане
сложную форму, обусловленную своеобразием эрозионно-карстовых
процессов [31, 95]. Залежи по форме подразделяются на изометричные и
удлиненные. Изометричные формы залежей преобладают в северной части
купола Южно- Татарского свода, где их площади колеблются от 0,2 до 4-5
км2. Угольный пласт "Основной", как правило, выклинивается к поднятиям
палеоповерхности. В редких случаях на положительных формах
палеоповерхности, существовавшей в визейское время, обнаруживается
тонкий угольный пласт, коррелирующийся с верхней частью мощного
угольного пласта "Основного". Область распространения угленосных врезов
охватывает: восточный борт Мелекесской впадины, западный склон и
северную часть купола Южно- Татарского свода, юго-восточный склон
Северо-Татарского свода, юго- западный склон Башкирского свода, югозападный борт Верхнекамской впадины и северо- западный район Бирской
седловины.
Региональные
закономерности
строения
угольных
залежей
заключаются в следующем – при приближении к центру Южно-Татарского
свода площади залежей уменьшаются, количество угольных пластов
сокращается от 3 до 1-2, а мощность угольного пласта «Основного»
увеличивается.
В зоне Камско-Кинельских прогибов возрастает количество угольных
пластов до 15, но их мощность резко сокращается. Здесь углеобразование
возобновлялось неоднократно, но было кратковременным. Угольные пласты
весьма тонкие (0,05-0,4 м, очень редко 1-1,3 м), подвержены фациальным
замещениям и выклиниваются на коротких расстояниях. В северо-западной
части Башкирии по данным [270] количество пластов достигает 8 (скв. 14, 39
Арланской площади). В одном разрезе, как правило, встречается не более 2-3
пластов мощностью выше 3-4 метра, остальные – тонкие. Мощные пласты
имеют обычно сложное строение.
Угольные пласты косьвинского и тульского горизонтов весьма тонкие
(0,05-0,3 м), линзообразные, имеют простое строение. В косьвинских
отложениях Камско-Кинельской системы прогибов отмечаются весьма тонкие
угольные пласты (0,05-0,2 м) в верхней части горизонта. В тульских
отложениях на восточном борту Мелекесской впадины и на западном склоне
Южно-Татарского свода в нижней части горизонта отдельными скважинами
вскрыт маломощный угольный пласт (0,05-0,3м). Пласты невыдержанные,
выклиниваются на коротких расстояниях и практического значения не имеют.
В косьвинском, радаевском и тульском горизонтах распространены быстро
выклинивающиеся линзообразные залежи.
Таким образом, состав, мощность и строение визейской угленосной
толщи находятся в прямой зависимости от палеорельефа ранневизейской
поверхности. Генетически разные формы палеорельефа различны и в
отношении угленосности. В бассейне развиты два основных типа визейских
угольных залежей: врезовый (карстовый и эрозионно- карстовый) и камскокинельский.
Наиболее мощное торфонакопление в Камском бассейне
происходило в бобриковское время. Мощный угольный пласт "Основной",
залегающий в средней части угленосной толщи, является наиболее
вероятным объектом, представляющим промышленный интерес.
Граница распространения мощных угольных залежей охватывает
восточный борт Мелекесской впадины, юго- восточный склон СевероТатарского свода, западный, северный склоны и северную часть купола
Южно-Татарского
свода.
Остальная
территория
распространения
угленосности визейских отложений на территории Республики Татарстан
характеризуется развитием угольных залежей мощностью менее 1 м,
расположенных на глубине 900- 1500 м. Они не могут представлять
промышленного интереса даже в отдаленном будущем.
2.4. Парагенезис угольных и нефтяных залежей
В последнее время проблеме взаимоотношения нефтегазоносных и
угленосных формаций уделяется большое внимание. Анализ материалов по
угленосным
и
нефтегазоносным
бассейнам
мира,
проведенный
М.В.Голицыным и др. [38,40], показывает их тесную связь. Парагенезис
угленосных и нефтеносных отложений носит глобальный характер и
наблюдается на планетарном уровне. При этом отмечается четко выраженная
геохронологическая закономерность. Углепроявления различного масштаба
содержатся в пределах постдевонских нефтегазоносных провинций мира, что
связано с широким распространением на суше наземной растительности
начиная с каменноугольного периода. В докаменноугольных нефтеносных
бассейнах с нефтяными залежами ассоциируют морские отложения,
обогащенные органическим веществом сапропелевого типа.
Согласно господствующей в настоящее время теории образования
нефти, ее генератором является органическое вещество, находящееся в
составе осадочных пород. При этом устоялось мнение, что
нефтепроизводящими функциями обладает аквагенное, преимущественное
сапропелевое органическое вещество с высоким содержанием липоидных
компонентов. Ископаемые угли представляют собой осадочные горные
породы, более чем наполовину состоящие из органического вещества.
Органическое вещество углей имеет растительную природу и
характеризуется меньшим содержанием липоидным компонентов. Однако их
количество досточно сильно варьирует в углях различного возраста.
Относительно высоким содержанием липоидных компонентов обладают угли
нижнего карбона, в том числе и на Восточно-Европейской платформе.
По данным [40] имеется много сведений о наличии нефтепроявлений
в угольных бассейнах СНГ. Многие угольные пласты содержfт в трещинах
темно-коричневую жидкость, близкую по свойствам нефти. Нефтяные и
газоконденсатные месторождения обнаружены в пределах Донецкого,
Печорского, Кизеловского, Челябинского, Кузнецкого и других угольных
бассейнов. Не является исключением и Камский угольный бассейн,
расположенный в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной
провинции. В пределах Камского угольного бассейна нефтеносной является
визейская терригенная толща [91, 119]. В визейских отложениях Татарстана
вывлено около 35% от общего количества залежей нефти. Приурочены они к
трем нефтеносным пачкам. Нижняя из них связана с отложениями
малиновского надгоризонта, средняя - с отложениями радаевского,
бобриковского и нижней частью тульского горизонтов, верхняя
- с
отложениями тульского горизонта. По своему характеру нефтеносность
визейской терригенной толщи может быть региональной и локальной [89].
Локальная нефтеносность связана с елховскими (косьвинскими) и
радаевскими отложениями, а региональная - с отложениями бобриковского и
тульского горизонтов, содержащими угольные пласты различной мощности.
Наиболее широко нефтяные залежи распространены в песчаниках радаевскобобриковского горизонтов. Они встречены в пределах Южно-Татарского
свода, Мелекесской впадины и частично на землях юго-восточного склона
Северо-Татарского свода.
Залежи имеют различные типы и размеры, которые зависят от типа
контролирующих структур. Преобладающее число бобриковско-тульских
залежей нефти контролируется структурными ловушками, из них 90% структурами облекания верхнефранских биогермов, 1% - структурами
облекания песчаных тел и 9% - тектоническими ловушками.
Большое значение для размещения залежей нефти и их морфологии
имеет литолого-фациальный состав вмещающих отложений. В сложении
радаевско-бобриковских отложений принимают участие
песчаники,
алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые сланцы, угли и глинистые
известняки. Коллекторская толща радаевско-бобриковских отложений
представлена песчано-алевролитовыми породами, представляющими собой
единую гидродинамическую систему. В разрезе выделяются четыре пласта,
объединяющийся на большей части в единый пласт со среденй мощностью
4-6 метров. Наиболее значительные мощности визейских отложений
встречаются во врезах. Изучение материалов разведочного бурения на нефть
показало, что во многих врезах визейские угольные залежи соседствуют с
нефтеносными пластами (рис.2.8-2.11). При этом угленосными являются не
все нефтеносные врезы. Как видно из схемы размещения залежей нефти и
угля в визейских отложениях (рис. 2.12),
площадь распространения
нефтяных залежей охватывает преимущественно купольную часть ЮжноТатарского свода. Угольные залежи размещены по северо-западной границе
ареала распространения визейских нефтяных залежей, отображая таким
образом зону древнего морского побережья.
Взаимоотношения угольных и нефтяных залежей во врезовых
структурах выражаются в способах их соприкосновения. В пределах
Мелекесской впадины и на Южно- Татарского свода они рассмотрены
Р.Х.Муслимовым, И.А.Ларочкиной и др. [89].
По их данным существует несколько моделей залегания углей по
соотношению к нефтепродуктивным пластам тульского, бобриковского и
кизеловского горизонтов. При контактной модели наблюдаются:
 контакт с нефтенасыщенными песчаниками бобриковского горизонта;
 контакт с нефтенасыщенными известняками кизеловского горизонта
(боковой контакт углей и известняков);
 контактные условия залегания углей с нефтенасыщенными
песчаниками бобриковского горизонта и с нефтенасыщенными
известняками кизеловского горизонта.
Контактные условия залегания мощного угольного пласта «Основного»
с нефтенасыщенными песчаниками и известняками в условиях Камского
бассейна могут иметь практическое значение (совместная разработка
нефтяных и угольных залежей).
Исследование парагенетических взаимоотношений нефтяных и
угольных месторождений может быть использовано в целях прогноза и
поисков нефтяных месторождений в визейских отложениях.
3. УГОЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ ПОТЕНЦИАЛ КАМСКОГО БАССЕЙНА
3.1. Ресурсы и запасы визейских углей
Угольная сырьевая база Камского бассейна оценена на уровне
подсчета ресурсов углей, изучения их размещения, особенностей
угленосности, углеплотности отдельных площадей, морфологии угольных
пластов и качества углей [27]. Ресурсы (в млн т) углей Камского бассейна
по состоянию на 01.01.1998 г. составляют 12467, в том числе в Удмуртии 6166 ( по категории Р2 - 5891, Р3 - 275.), в Татарстане - 5924 ( по категории Р2 4481, Р3 - 1443) и в Пермском крае - 377 (по категории Р2 - 101, Р3 - 276). Эти
данные получены еще при подсчете ресурсов по состоянию на 01.01.1993 г. и
перенесены в очередной пересчет 1998 г.
В настоящей работе приведен ресурсный потенциал визейских углей
оцененный по результатам локального прогноза промышленной угленосности
в период 1994-2000 г.г. на территории Республики Татарстан (Гафуров,
Ларочкина и др.1995, Гафуров, Ларочкина, Хасанов и др, 1996,
Шаргородский, Гафуров и др, 1998, Хасанов, Гафуров и др., 2000). В
процессе этих работ на территории Татарстана произведена оценка их
прогнозных ресурсов и геолого-экономический анализ возможности
отработки углей методом подземной газификации.
Методическая основа оценок и локального прогноза угленосности
подробно изложена в работах [26, 28, 32]. За основу принята иерархия
объектов изучения, использованная А.А. Тимофеевым при составлении
"Карты угленосности России" (1994): угольный бассейн / угленосный район /
залежь [27]. В качестве критериев прогноза приняты стратиграфический,
палеотектонический,
палеогеоморфологический,
фациальный
и
литологический факторы, выделенные на основе изучения условий
формирования и закономерностей размещения визейских залежей угля.
В соответствии с геолого-структурными и палеогеографическими
условиями размещения визейских залежей произведено районирование
Камского угольного бассейна. Всего в бассейне выделяются шесть
угленосных районов: Южно- Татарский, Мелекесский, Северо-Татарский,
Верхнекамский, Бирский и Башкирский, из них первые три на территории
Татарстана [27, 95].
Мелекесский угленосный район приурочен к одноименной впадине. Он
включает 17 залежей визейских углей. Мощность угольного пласта
«Основного» колеблется от 1,6 до 19,6 м, а глубина залегания изменяется от
880 до 1442 м. 16 залежей расположены на восточном борту Мелекесской
впадины, а Пичкасская залежь на западном борту. Залежи восточного борта
относятся к эрозионно- карстовому типу, а Пичкасская залежь- к локальнодепрессионному (не отмечается размыв известняков турнейского яруса,
подстилающих угленосную толщу).
Южно- Татарский угленосный район охватывает западный и северный
склоны, а также северную часть купола Южно- Татарского свода. Здесь
оконтурено 75 залежей визейских углей. Мощность угольного пласта
«Основного» колеблется от 1,2 до 29,4 м, а глубина залегания изменяется от
1021 м до 1227 м. Залежи западного склона относятся в основном к
эрозионно- карстовому типу. В северной части свода доминирует карстовый
тип. Две залежи в районе (Азнакаевская и Муслюмовская) относятся к
локально- депрессионному типу (не отмечается размыв известняков
турнейского яруса).
Северо- Татарский угленосный район охватывает сводовую часть и
юго- восточный склон одноименного свода. На территории Республики
Татарстан выделено три залежи (Кукморская, Варзи- Омгинская и КрасноЯрская). Большинство залежей юго- восточного склона (Казаковская,
Голюшурминская, Боголюбовская, Акаршурская и др.) расположены в
Удмуртии. Мощность угольного пласта «Основного» на юго- восточном
склоне достигает 35- 40 м, а глубина залегания составляет 983 – 1086 м.
К настоящему времени на территории Татарстана выделено 95 залежей
(рис. 3.1) мощного угольного пласта «Основной» с прогнозными ресурсами
категории Р1 + Р2 в количестве 2,7 млрд. т. По 4 залежам (Ташлиярская- 1,
Ташлиярская- 13, Мокшинская, Рокашевская) произведен подсчет запасов по
категории С2 (704 млн т). Сводные результаты количественной оценки
ресурсов и подсчета запасов приведены в таблице 3.1.
Приведенные здесь значения ресурсов и запасов визейских углей
базируются на уточненных условиях залегания мощного угольного пласта
«Основной» и поэтому имеют высокую обоснованность и достоверность.
Современный вариант количественной оценки ресурсов углей показывает,
что их объем вполне достаточен для промышленного освоения.
3.2. Характеристика месторождений
Как показано выше, поле развития угольных пластов в визейских
отложениях представляет собой совокупность изолированных угольных
залежей. Угольные залежи, обладая рядом общих черт, обусловленных
близкими условиями формирования, тем не менее характеризуются
индивидуальными особенностями (мощность, характер и строение пластов),
зависящими от местных факторов ландшафтно-болотной седиментации.
Ниже приведена характеристика наиболее изученных и значимых визейских
залежей
угля на территории Республики Татарстан и прилегающих
территориях
в
соответствии
с
их
структурно-тектонической
приуроченностью.
3.2.1. Южно-Татарский свод и Мелекесская впадина
Залежь Ташлиярская- 1. Залежь расположена в Сармановском районе
Республики Татарстан. В тектоническом плане она приурочена к северной
части купола Южно- Татарского свода, а в структурном отношении к
карстовому врезу на палеоповерхности довизейской осадочной толщи.
Строение залежи показано на рисунке 2.8.
Амплитуда денудации подстилающих известняков в пределах вреза
изменяется от первых метров до 127 м. Возраст эродированных пород на
"срезе" - от кизеловских до заволжских.
Угольная залежь в плане имеет изометричную форму с извилистыми
границами и занимает площадь 2,9 км 2. Мощный угольный пласт
"Основной" вскрыт 19 скважинами, 7 из которых не добурены до почвы
пласта. Глубина залегания пласта изменяется от 1042 м до 1120 м (средняя
глубина - 1069 м). Наиболее погружен пласт в центральной части впадины,
где его мощность достигает 23,8м.
В направлении к бортам вреза, пласт воздымается и мощность его
уменьшается до 1-5 м. Строение пласта в большинстве пластопересечений
простое, лишь в отдельных пересечениях, отмечаются 1-2 породных прослоя
мощностью 0,05-0,1м, представленных углистыми аргиллитами. В кровле и
почве пласта залегают в основном аргиллиты, редко алевролиты и песчаники
кварцевые.
Коэффициент
угленосности
радаевского-бобриковского
горизонтов в среднем равен 33. Углеплотность залежи - 11,5 млн.т/км2.
Залежь Ташлиярская- 2. Залежь расположена в Сармановском районе
Республики Татарстан. В тектоническом плане залежь приурочена к северной
части купола Южно- Татарского свода. Строение залежи показано на рисунке
2.9.
Угольная залежь в плане имеет сложную конфигурацию,
обусловленную карстовыми процессами и занимает площадь 3,8 км 2 .
Амплитуда денудации подстилающих известняков достигает 89- 130 м.
Возраст отложений на срезе- от кизеловских до заволжских.
Мощный угольный пласт "Основной" вскрыт 21 скважиной. Глубина
залегания почвы пласта изменяется от 1072 м до 1145 м (средняя глубина 1106 м).
Наиболее погружен пласт в центральной части месторождения, где его
мощность достигает 18,6-26,0 м. В направлении к бортам вреза, пласт
воздымается и мощность его уменьшается и составляет по крайним
выработкам 2-10 м. Строение пласта из-за отсутствия детализованных
каротажных диаграмм уточнить не представляется возможным. Условно (по
данным интерпретации материалов ГИС) строение пласта принято простым.
В кровле и почве пласта залегают песчаники, алевролиты и аргиллиты.
Коэффициент угленосности в среднем равен 37. Углеплотность залежи
составляет 11,7 млн.т.
В пределах залежи отмечаются резкие перепады глубин известняков
турнейского и фаменского ярусов на очень коротких расстояниях. Так,
скважина № 7953Д вскрыла известняки турнейского яруса на отметке - 905 м,
а скважиной № 7953, расположенной в 110 м юго- восточнее, известняки
вскрыты на отметке- 1003 м. Перепад глубин составляет 98 м. В разрезе
скважины № 7953 отмечается вмыв песчаников в нормально залегающие
фаменские известняки.
Залежь Ташлиярская- 5. В тектоническом плане залежь расположена
в северной части купола Южно- Татарского свода. Строение залежи
приведено на рисунке 4.12. Амплитуда денудации турнейских известняков в
пределах вреза достигает 40-60 м. Возраст эродированых пород на "срезе" от
кизеловских до малевско-упинских.
Угольная залежь в плане имеет сложную конфигурацию,
обусловленную эрозионно-карстовыми процессами и разделена турнейским
выступом на два фланга (восточный и западный), сливающиеся в северной
части залежи. Площадь залежи составляет 4,1 км2. Мощный угольный пласт
"Основной" вскрыт 25 скважинами. Глубина залегания почвы пласта
изменяется от 1072 м до 1173 м (средняя - 1103 м). Мощность пласта
варьирует от 1,6 до 24,8 м. Наиболее погружен пласт в центральной части
восточного фланга месторождения, где его мощность достигает 10,4-24,8 м. В
направлении к бортам вреза пласт воздымается и мощность его уменьшается
до 2,6-7 м. По данным материалов ГИС и документации керна строение
пласта простое. В почве и кровле пласта залегают песчаники и аргиллиты,
причем последние преобладают в более погруженной части вреза.
Коэффициент угленосности радаевского-бобриковского горизонтов в среднем
равен 27. Углеплотность залежи составляет 7,7 млн.т/км 2.
Скважиной №7633 в нижней части угленосной толщи вскрыты
известняки (отметка турнейского яруса – 907 м). В скважине №26135,
расположенной в 200 м северо-восточнее и вскрывшей турнейские
известняки на отметке – 910 м, эти известняки в нижней части угленосной
толщи не фиксируются, т.е. скважиной №7633 вскрыты известняки,
находящиеся во вторичном залегании в результате обрушения, сползания и
переотложения с бортов вреза.
Аналогичная ситуация показана на
рисунке 2.10. Скважиной №7640 ниже пласта «Основного» вскрыты
известняки мощностью 1,8 м, не прослеживающиеся в соседних скважинах.
Залежь Ташлиярская- 13. По размерам это наиболее крупная залежь,
приуроченная к северной части купола Южно- Татарского свода. В плане она
имеет сложную конфигурацию и разделена выступом в ранневизейском
рельефе на западный (более удлиненный) и восточный фланги, сливающиеся
в северной части залежи. Площадь залежи- 17,5 км2. Строение залежи
показано на рисунке 3.2.
Мощный угольный пласт "Основной" вскрыт 55 скважинами. Глубина
залегания подошвы пласта изменяется от 1015 м до 1119 м и составляет в
среднем 1062м. Мощность пласта колеблется от 2 до 20 м. Наибольшие
мощности приурочены к центральным, наиболее погруженным частям
восточного и западного флангов месторождения. В направлении к бортам
вреза пласт воздымается и уменьшается его мощность. В 2-22м ниже
угольного пласта "Основного" отдельными скважинами вскрыт еще один
мощный пласт (2-14,4м). Пласт неустойчивый, выклинивается на коротких
расстояниях.
В кровле угольного пласта "Основного" почти повсеместно залегают
аргиллиты, а в почве пласта - песчаники и аргиллиты. Строение пласта в
основном простое, в отдельных пластопересечениях отмечены от 1 до 4
породных прослоев, мощностью от 3 см до 5 см (редко 10 см),
представленные аргиллитами и углистыми аргиллитами. Коэффициент
угленосности радаевского-бобриковского горизонтов в среднем равен 32 .
Углеплотность залежи - 12,8 млн.т./км 2.
Вдоль бортов залежи отдельными скважинами в нижней части
угленосной толщи вскрыты известняки, находящиеся во вторичном
залегании. Скважиной № 7748 зафиксирован вмыв терригенных визейских
отложений в известняки заволжского горизонта.
Тавельская залежь. В тектоническом плане залежь расположена на
западном склоне Южно- Татарского свода (Уратьмино- Черемшанский вал).
Строение залежи приведено на рисунке 3.3.
В плане угольная залежь имеет узкую удлиненную форму (0,3х1,5 км).
В структурном отношении залежь приурочена к эрозионно-карстовому врезу.
Амплитуда денудации подстилающих известняков достигает 113 м.
Мощный угольный пласт "Основной" вскрыт скважиной № 48. Глубина
залегания подошвы пласта 1080 м, а мощность - 15,6 м. Строение пласта
приводится по данным А.П.Блудорова [8].
1) Алевролит серый, в подошве песчанистый.
2) Уголь черный, матовый, трещиноватый, с многочисленными мелкими
включениями фюзена. По микроструктуре уголь является дюреном
смешанным - 3,35 м.
3) Глина серая, тонкослоистая, с тонкими углистыми прослойками - 0,05 м.
4) Уголь черный, матовый, в середине с тонкими глинистыми примазками и
многочисленными мелкими включениями фюзена. По микроструктуре дюрен- в верхней части смешанный, в нижней - споровый, в средней - с
прослоем кларено - дюрена - 1,70 м.
5) Глина углистая, черная с включениями пирита - 0,05 м.
6) Уголь черный, матовый, в нижней части полуматовый, штриховатый, с
многочисленными включениями фюзена. По микроструктуре в верхней
части наблюдается дюрен - 0,55 м.
7) Аргиллит углистый, темно-коричневый - 0,20 м.
8) Уголь черный, матовый, полуматовый, полосчатый, с многочисленными
включениями фюзена. По микроструктуре - дюрен смешанный, в верхней
и нижней частях переходящий в кладено-дюрен смешанный - 0,95 м.
9) Уголь черный, матовый, с мелкими обломками фюзена по плоскостям
наслоения. По микроструктуре уголь является кларено-дюреном
смешанным, содержащим прослои дюрена - 3,90 м.
10) Уголь черный, матовый, местами полуматовый, полосчатый, с
многочисленными мелкими включениями фюзена - 3,6 м.
11) Песчаник кварцевый, мелкозернистый.
Площадь залежи по данным интерпретации материалов сейсморазведки
не превышает 0,5 км 2. Коэффициент угленосности радаевскогобобриковского горизонтов составляет 16.
Рокашевская залежь. В тектоническом плане залежь расположена на
западном склоне Южно- Татарского свода и совмещена с УратьминоЧеремшанским валом.
В структурном отношении месторождение приурочено к эрозионнокарстовому врезу. Строение залежи приведено на рисунке 3.4. Амплитуда
денудации подстилающих известняков в пределах вреза достигает 84 м.
Возраст эродированых пород на "срезе" от кизеловских до заволжских.
Угольная залежь в плане имеет сложную конфигурацию с раздувами и
пережимами, обусловленную своеобразием эрозионно-карстовых процессов.
Площадь месторождения - 35 км2.
Мощный угольный пласт "Основной" вскрыт 13 скважинами. Глубина
залегания подошвы пласта по скважинам от 1054м до 1136 м (средняя
глубина 1094 м). Мощность пласта изменяется от 1 до 15,8 м. Минимальные
мощности отмечаются в бортовой зоне вреза, а максимальные - приурочены,
в основном, к центральным, наиболее погруженным частям впадины.
Строение пласта, в основном, простое, в одном пластопересечении
отмечается породный прослой мощностью 0,15 м. В кровле пласта залегают
аргиллиты, а в почве - преобладают углистые аргиллиты. Отличительной
особенностью строения Рокашевской залежи является залегание в почве
угольного пласта «Основного» мощного пласта углистых аргиллитов (8- 20
м). Коэффициент угленосности радаевского-бобриковского горизонтов в
среднем равен 22. Углеплотность залежи составляет 5,7 млн.т./км2.
Мокшинская залежь. Залежь расположена на восточном борту
Мелекесской впадины. Строение угленосной толщи приведено на рисунке
3.5.
В плане угольная залежь имеет сложную конфигурацию - в виде
извилистой полосы различной ширины (0,7-3,7 км), окаймляющей выступы
на палеоповерхности турнейской карбонатной толщи. Амплитуда денудации
известняков в пределах вреза достигает 50 - 70 м. Возраст эродированных
пород на "срезе" от кизеловских до заволжских. Площадь месторождения
80,6 км 2. В отложениях радаевского-бобриковского горизонтов вскрыто до 3
угольных пластов. Нижние пласты распространены в южной части
месторождения (наиболее погруженной). Пласты невыдержанные.
Устойчивым является верхний мощный угольный пласт "Основной",
вскрытый 20 скважинами. Глубина залегания пласта изменяется от 1200 до
1311 м и составляет в среднем 1251 м. Вскрытая мощность пласта варьирует
от 1,6 м до 14,2 м. Максимальные мощности отмечаются в центральной,
наиболее погруженной части впадины. В направлении к бортам вреза пласт
воздымается и уменьшается его мощность. Строение пласта в большинстве
пластопересечений простое. В отдельных пересечениях отмечается прослой
аргиллита мощностью 0,05-1,0 м.
В почве и кровле пласта в основном залегают аргиллиты, редко
отмечаются песчаники, алевролиты. Коэффициент угленосности радаевскогобобриковского горизонтов в среднем равен 30. Углеплотность залежи
составляет 4,4 млн. т/км 2.
Залежь Черемуховская- 2. Залежь расположена на стыке западного
склона Южно- Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины.
Строение угленосной толщи показано на рисунке 3.6.
Площадь залежи- 10,9 км2. Мощный угольный пласт «Основной»
вскрыт 4 скважинами на глубине 1133- 1197 м. Мощность пласта колеблется
от 7,0 м до 16,4 м. Амплитуда денудации турнейских известняков достигает
47 м. Строение пласта простое. В северной части залежи в кровле пласта
залегают углистые аргиллиты, мощность которых достигает 5- 9 м.
Подстилается пласт аргиллитами и редко углистыми аргиллитами.
Скважиной № 2214 в 3,2 м ниже мощного пласта «Основного» вскрыт
невыдержанный пласт мощностью 4,8 м. Скважиной №2219 в нижней части
угленосной толщи вскрыты известняки, находящиеся во вторичном
залегании. Наибольшая мощность пласта «Основного» отмечается в
северной, наиболее погруженной части впадины. Углеплотность залежи- 5,1
млн.т/км2.
Залежь Черемуховская- 3. В тектоническом плане залежь расположена
на восточном борту Мелекесской впадины. Строение угленосной толщи
приведено на рисунке 3.7. Площадь залежи- 14 км2. Мощный угольный пласт
«Основной» вскрыт 5 скважинами на глубине 1107- 1259 м. Мощность пласта
колеблется от 4,2 м (бортовая зона вреза) до 20 м (центральная, наиболее
погруженная часть впадины). В плане залежь имеет сложную конфигурацию,
обусловленную эрозионно- карстовыми процессами. Амплитуда денудации
подстилающих угленосную толщу известняков достигает 156 м, а возраст
эродированных пород на «срезе» от кизеловских до заволжских. Нижняя
часть угленосной толщи представлена кварцевыми песчаниками.
В кровле пласта залегают аргиллиты, песчаники, а в подошвеаргиллиты и углистые аргиллиты. Строение пласта простое.
Беркет- Ключевская залежь. В тектоническом плане залежь
расположена на западном склоне Южно- Татарского свода (УратьминскоЧеремшанский вал). Строение угленосной толщи приведено на рисунке 3.8.
В структурном отношении залежь приурочена к эрозионно-карстовому
врезу. Мощный угольный пласт "Основной" вскрыт скважиной № 197 в
южной части вреза. Глубина залегания подошвы пласта - 1188,2 м. Мощность
пласта 29,4 м. По данным опробования и результатам анализов строение
пласта простое. В кровле пласта залегают алевролиты, а в подошве аргиллиты. Площадь залежи - 1,2 км 2. Коэффициент угленосности
радаевского-бобриковского горизонтов равен 53.
3.2.2. Северо-Татарский свод и прилегающие территории
Красно-Ярская залежь. Эта залежь выявлена и изучена в ходе
проведения тематичесих работ (Хасанов и др., 2001). Административно она
расположена на территории Агрызского района РТ на границе с Удмуртией. В
структурно-тектоническом отношении она приурочена к юго-восточному
склону Северо-Татарского свода, к одноименному поднятию III порядка. В
плане залежь имеет овальную форму (4,5 км х 1,9 км) вытянутую в в северозападном направлении. Площадь эрозионно-карстового вреза – 8,6 км2.
Сверхмощный угольный пласт “Основной вскрыт нефтеразведочной
скважиной №258 в бобриковском горизонте в интервале 1061,6-1104,4 м
(абсолютная отметка подошвы пласта – 947,4 м). Мощность пласта 42,7 м.
Керном охарактеризована верхняя часть пласта (16,2 м). Строение этой части
пласта сложное. Отмечаются два породных прослоя мощностью 0,05-0,1 м,
представленные углистыми аргиллитами и известняками.
Мощность визейской угленосной толщи вскрытой скважиной № 258
достигает 115 м (тульский горизонт – 38 м, бобриковский горизонт – 77 м). В
скважине № 61, расположенной в 1,25 км севернее скважины № 258
мощность толщи уменьшается до 51 м (тульский горизонт – 30 м,
бобриковский горизонт – 21 м). Этой скважиной в бобриковском горизонте в
интервале 1086-1104 м вскрыта пачка углистых сланцев мощностью 18 м.
Строение Красно-Ярской залежи приведено на рис.3.9.
Варзи-Омгинская (Кучуковская) залежь расположена в Агрызском
районе Республики Татарстан. В структурно-тектоническом отношении она
приурочена к юго-восточному склону Северо-Татарского свода, к
одноименному поднятию III порядка. План и строение Варзи-Омгинской
залежи залежи показано на рис 3.10.
Угольная залежь в плане имеет сложную конфигурацию обусловленную
карстовыми процессами. Не исключено продолжение Варзи-Омгинской
залежи в западном направлении к залежам Казаковской площади на
территории Удмуртии.
Площадь залежи 4,8 км2. Амплитуда денудации подстилающих
известняков достигает 76 м. Возраст отложений на срезе – от кизеловских до
заволжских.
Мощный
угольный
пласт
«Основной»
вскрыт
нефтеразведочными скважинами (№№ 51, 186, 260, 1006, 1282, 1294 и 1295).
Глубина залегания почвы пласта изменяется от 969м до 1110,4 м.
Наиболее погружен пласт в южной части залежи, где его мощность
достигает 32,6м (скв. 186). В направлении к бортам вреза, пласт воздымается
и мощность его сокращается. Строение пласта из-за отсутствия
детализованных каротажных диаграмм масштаба 1:50 уточнить не
представляется возможным. В кровле пласта залегает мощная пачка углистых
аргиллитов (от 3,6 до 12,6 м). Почва пласта представлена аргиллитами,
углистыми аргиллитами и песчаниками. Коэффициент угленосности
бобриковского горизонта в среднем равен 30. Углеплотность залежи – 10,75
млн. т/км2 Данные по пластопересечениям приведены в таблице 3.2.
Кукморская залежь расположена на административной границе между
Республикой Татарстан и Кировской области, севернее пос. Кукмор. В
тектоническом отношении она приурочена к сводовой части СевероТатарского свода. Залежь выявлена в 1954 г при проходке нефтеразведочной
скважины № 4, вскрывшей пласт угля в бобриковском горизонте мощностью
1,07 м. Средне-Волжским геологическим управлением на Кукморской
площади пробурены 3 скважины на уголь (Тутевич А.Ю., Щербак С.П.,
Блудоров А.П., Бастраков Л.В., 1959). Строение залежи показано на рисунке
3.11.
Скважина № 4у вскрыла угольные пласты в интервалах: 1015,15-1017,0
(1,85 м); 1020,5-1021,3 (0,8 м). В интервале 1017,0-1020,5 м вскрыто 3 весьма
тонких угольных пласта мощностью 0,1-0,3 м.
Таблица 3.2
Данные по пластопересечениям Варзи-Омгинской залежи
Интервал
вскрытия
№№
мощного
сква
угольного
жины
пласта
«Основной»
51
186
260
1006
1282
1294
1295
Мощность Абсолютная
угольного
отметка
пласта
подошвы
Мощность визейской
«Основной», угольного
угольной толщи, м
м
пласта
«Основной»,
м
960,8-969,0
8,2
-865,7
66 м (тульский горизонт–
27 м, бобриковский – 39м)
1043,832,6
- 923,0
115,4 м (тульский горизонт
1076,4
– 30 м, бобриковский – 85.4
м)
991,4-1001,2
9,8
- 872,8
61,6м (тульский горизонт28м, бобриковский- 336м)
1099,6-1110,4
10,8
- 946,1
71,0 (тульский горизонт –
27,6 м, бобриковский 43,4м)
998,6-1007,2
8,6
-865,7
51,64 (тульский горизонт–
29
м,
бобориковский–
22,6м)
1011,6-1023,2
11,6
- 868,7
74,0 (тульский горизонт- 34
м, бобриковский – 40м)
962,0-977,2
15,2
- 839,2
87,8 (тульский горизонт 27
м, бобриковский 50,8м)
Скважина № 5у вскрыла угольные пласты в интервалах 1010,91011,15м (0,25 м); 1011,35-1011,55 (0,2 м), 1013,15-1015,05 м (1,9 м).
Нижний
пласт сложного строения, отмечаются два породных прослоя
мощностью 0,1 м представленные углистыми аргиллитами.
Скважина № 35у в интервале 1045,8-1048,4м (2,6 м) вскрыла угольный
пласт сложного строения. Мощность верхней угольной пачки 1,2 м, нижней
1,0 м. Угольные пачки разделены породным прослоем (аргиллитом)
мощностью 0,4м.
Площадь залежи, по данным Тутевича А.Ю. (Тутевич А.Ю., Щербак
С.П., Блудоров А.П., Бастраков Л.В.,
1959) составляет 145 км2.
Оконтуривание залежи проведено по минимальной мощности пласта 1,0 м.
Небольшие мощности пластов, сложное их строение и большая глубина
залегания не позволяют отнести Кукморскую залежь к разряду
перспективных.
Далее приведены характеристики ряда визейских угольных залежей,
расположенных на территории Северо-Татарского свода и его периферии.
Для полного представления о масштабах угленосности территории даны
также характеристики угольных залежей, расположенных в прилегающих
районах соседней Удмуртии.
Акашурская залежь расположена на территории Можгинского и
Малопургинского административных районов Удмуртии.
В структурно тектоническом плане она приурочена к одноименному
поднятию III порядка, располагающемуся на северном окончании
Покровского вала.
По данным Н.И.Кононенко и др. (1966, 1979) угольные пласты в
тульском и бобриковском горизонтах вскрыты нефтеразведочными
скважинами № 1 и № 2. Скважиной № 1 на глубине 1114,5-1118,5 м подсечен
угольный пласт сложного строения, состоящий из 5 угольных пластов,
разделенных прослоями аргиллита и угольного аргиллита. Мощность
угольных пачек варьирует от 0,3 до 1,25м, а мощность породных прослоев от
0,05 до 0,15 м. Скважиной № 2 вскрыто 2 угольных пласта: верхний в
интервале 1227,2-1228,2м простого строения, нижний в интервале 1239,01242,0м сложного строения. Мощность угольных пачек 0,95-1,8м, а
породного прослоя – 0,25 м. В кровле угольных пластов залегают аргиллиты
и песчаники, а в почве алевролиты и аргиллиты. По результатам работ залежь
рекомендована к разведке (Кононенко Н.И., Гущина Л.В., Кетов В.П. и др.,
1979). Однако, по качеству углей (зольность угольных пачек 45,16-45,86%,
породных прослоев 68,63%) её следует признать как неимеющую
практического значения или отнести к малоперспективным.
Боголюбовскя залежь – расположена на территории Можгинского
района Удмуртии. В структурно-тектоническом отношении она приурочена к
одноименному поднятию III порядка. Визейская угленосная толща
мощностью от 23 до 52 м вскрыта нефтеразведочными скважинами №№ 35,
42, 43 и 44 (Кононенко Н.И., Гущина Л.В., Кетов В.П. и др., 1979).
Угольные пласты подсечены скважинами № 42 и 43 в центральной части
структуры. Скважиной № 42 угольный пласт в бобриковском горизонте
вскрыт в интервале 1076,5 – 1078 м, а скважиной № 43 в интервале 1125,21127м. Строение пластов простое.
Данные по качеству угля отсутствуют. В кровле пластов залегают
алевролиты, а в почве аргиллиты и алевролиты. Залежь рекомендовано Н.И.
Кононенко к разведке (Кононенко Н.И., Леденцов Л.А., Бачурин Э.Ф. и др.,
1966). Однако незначительная мощность угольного пласта не позволяет
отнести залежь к разряду перспективных.
Голюшурминская залежь расположена на территории Алнашского
района Удмуртии. В структурно-тектоническом отношении она приурочена к
одноименному поднятия III порядка. По данным Н.И.Кононенко (Кононенко
Н.И., Гущина Л.В., Кетов В.П. и др., 1979) визейская угленосная толща
вскрыта шестью скважинами (№№ 1,2,3,4,5,6). Мощность толщи изменяется
от 24 до 99 м. Угольные пласты в бобриковском горизонте вскрыты лишь в
скважине № 3 в интервалах: 1011,1-1011,25 м; 1011,62-1011,72 м; 1041,61043,3 м; 1083,2-1087,9 м. Второй (сверху) пласт простого строения,
остальные сложного строения. Мощность угольных пачек нижнего пласта
колеблется от 0,35- до 1,80 м, а породных прослоев от 0,05 до 0,15 м. Залежь
рекомендована Н.И. Кононенко к разведке. Однако малая мощность и
сложное строение пластов не позволяют отнести залежь к разряду
перспективных.
Казаковская залежь расположена в Алнашском районе Удмуртии. В
структурно-тектоническом отношении приурочена к одноименному
поднятию III порядка.
По данным Н.И.Кононенко (Кононенко Н.И., Гущина Л.В., Кетов В.П. и
др., 1979) и А.Ю.Тутевича (Тутевич А.Ю., Щербак С.П., Блудоров А.П.,
Бастраков Л.В., 1959) визейская угленосная толща вскрыта 26
нефтеразведочными скважинами. Угольные пласты в бобриковском горизонте
подсечены скважинами №№ 1, 2, 7, 11, 17 и 57.
Скважиной № 1 угольные пласты вскрыты в интервалах: 1025,8-1037,8м
(12,0м), 1039,2-1042,1 м (2,9 м) и 1065,6-1066,2 м (0,6 м).
Скважиной № 2 угольный пласт подсечен в интервале 1029,3-1030,2 м
(0,9 м). Скважиной № 7 мощный угольный пласт вскрыт в интервале 1057,61063,5 (5,9м). Скважина № 11 подсекло угольные пласты в интервалах:
1019,16-1020,16 м (1,0 м ); 1020,86-1022,46 м (1,6 м);1025,96-1041,56 м (15,6
м – пласт сложного строения). Скважина № 17 вскрыла угольные пласты в
интервалах 1066,25-1069,25 м (3,0 м); 1070,05-1071,25 м (1,2 м); 1071,91072,35 м (0,45 м); 1072,75-1073,85 (1,10 м); 1074,6-1075,25 м (0,65 м);
1076,65-1077,15 (0,5 м); 1077,4-1077,65 м (0,25 м); 1078,15-1078,45 (0,3 м);
1079,3-1079,65 (0,35 м); 1080,7-1081,0 м (0,30 м).
Скважиной № 57 подсечены угольные пласты в бобриковском горизонте
в интервалах: 1029,6-1030,5 м (0,9 м); 1029,8-1032,0 м (0,2 м) и 1034,5-1035,4
м (0,9 м).
Площадь залежи, оконтуренная по минимальной подсчетной мощности
(1,0 м) составляет 142,5 кв. км (Тутевич А.Ю., Щербак С.П., Блудоров А.П.,
Бастраков Л.В., 1959).
Однако закономерности размещения мощных визейских залежей угля
приуроченных к эрозионно-карстовым врезам позволяют прогнозировать
наличие нескольких изолированных залежей на Казаковской площади. Для
оконтуривания этих залежей необходима интерпретация данных
сейсморазведки.
3.3. Горно-геологические условия месторождений
Горно-геологические условия визейских залежей угля на территории
Республики Татарстан исключительно сложные вследствие глубокого залегания
угольных пластов, неблагоприятного режима подземных вод, сильной
газоносности и слабой устойчивости углевмещающих пород [27].
По особенностям геологического строения, выдержанности, мощности и
строению мощного угольного пласта «Основного», сложности условий
залегания, визейские залежи угля Камского бассейна соответствуют 2 группе
«Классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых
полезных ископаемых».
Мощность комплекса надугленосной толщи составляет в среднем от
1000 до 1100 м, из них на долю карбонатных пород выпадает 800 м, а на
долю терригенных - 250 м. Карбонатные породы представлены в основном
известняками и доломитами, а терригенные: песчаниками, алевролитами,
аргиллитами и глинами. Карбонатные породы по буримости относятся к 5-7
категории, редко отмечают окремненные
прослои 8-9 категории.
Терригенные породы относятся к 3-5 категории по буримости.
Предел прочности терригенных пород (алевролитов и аргиллитов) на
сжатие составляет 190-335 кг/см2, а слабосцементированных песчаников - 60
кг/см2. По прочности породы залегающие в кровле и подошве мощного
угольного пласта относятся к слабым. Крепость углей ( по методу ВУГИ )
относительно невысокая и колеблется в пределах от 4,1 до 14,1 кг/см2,
среднее ее значение равно 8,3 кг/см2, сопротивление одноосному сжатию
изменяется от 100 до 380 кг/см2.
В надугленосной толще развиты высоконапорные водоносные горизонты
и отмечаются опасные скопления газов (газовые "шапки"). По
ориентировочным расчетам В.А.Котлукова (1962), ожидаемым приток
подземных вод в момент развития эксплуатационных работ в условиях Камской
угленосной площади составит 1000-1200 м3/ч.
Состав вод каменноугольных отложений сульфатно-хлоридный и
натриевый. Минерализация -до 230 г/л.
По данным термокаротажа, на глубинах залегания угольных пластов
температура достигает 22-25°.
Залегание угольных пластов почти горизонтальное. Мощность их
достигает 10 м, редко 20-30. Площади эрозионно-карстовых врезов
составляют 0,5-15 км2.
Опыта разработки месторождений угля с выше охарактеризованными
горно-геологическими условиями нет и подземная эксплуатация их
признается в настоящее время нерентабельной.
4. КАЧЕСТВО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕЙ
4.1. Петрографический состав
Петрографическое описание девонских и пермских углей дано в работе
по материалам А.П. Блудорова [8, 10] с сохранением номенклатуры
оригинала. Полная петрографическая характеристика визейских углей
изложена нами в атласе [95], где она приведена в соответствии с
разработанной И.Э. Вальц [17] петрографо-анатомической классификации
микрокомпонентов угольного вещества. По ней учитывается не только
характер первичного превращения растительной ткани (гелификация,
фюзенизация) и степень сохранности клеточного строения, но и
анатомическая принадлежность исходного растительного материала.
Визейские угли по своей природе относятся к гумусовому ряду. Их
образование произошло в результате разложения остатков высших растений.
Блудоров А.П. [8] по преобладанию споринита в образцах относит визейские
угли к липтобиолитам, среди которых он выделяет матовые дюреновые,
полуматовые кларено-дюреновые, полублестящие, дюрено-клареновые и
блестящие клареновые литотипы. Преобладают дюреновые и кларенодюреновые угли, однако на отдельных участках распространены
преимущественно дюрено-клареновые и клареновые разности.
Угли Камского бассейна изучались также во ВСЕГЕИ В.А. Котлуковым с
соавторами (1958). Они определяют описываемые угли преимущественно как
аттритовые споровые и спорово-фюзеновые дюрены и кларено-дюрены, в
меньшей степени – дюрено-кларены, отмечая зависимость смены
преобладающих петрографических типов и разновидностей в направлении от
северной и южной периферии бассейна к центру в следующей
последовательности: дюрен, дюрено-кларен, кларено-дюрен. В.А. Котлуков и
Л.В. Клитина (1958) в качестве самых распространенных органических
микрокомпонентов камских углей выделяют макроспоры, ксилено-фюзен и
фюзинитовый аттрит. Гелифицированные микрокомпоненты присутствуют в
подчиненном количестве, главным образом, в виде однородной основной
массы (витро-десмит).
В последующих работах угли определяются как споровые дюрены,
споровые липтобиолиты или их терминологические аналоги – классы
липоидолиты, микстогумолиты и гелито-сапрогелиты [22, 48, 71, 96].
Отмечается также обычное присутствие фюзено-аттрита или микринита.
Такой же состав углей характерен для нижнего карбона Подмосковного,
Кизеловского бассейнов, Западного Донбасса и отмечен в нижнекарбоновых
месторождениях Восточного Урала [94]. Упоминаются также споровые
миксто-гумолиты (споровые кларено-дюрены), имеющие заметную
полосчатость за счет включений блестящих линз витринита в матовую основу
[94].
Петрографические исследования, проведенные в рамках тематических
исследований (Гафуров, Ларочкина, Хасанов, 1996; Хасанов, Гафуров, 2000)
позволили уточнить петрографический состав визейских углей на основе их
современных классификаций. Исследован уголь из керна 29 скважин,
вскрывших 17 угольных залежей. Петрографическое изучение производилось
в аншлифах-штуфах в отраженном свете с применением масляной иммерсии
и в аншлифах-брикетах в соответствии с ГОСТ 9414.3-94 специалистами
ВНИГРИуголь
(Ростов-на-Дону).
Петрографическая
характеристика
визейских углей, более полно изданная по результатам работ в виде атласа
[95], приведена ниже.
Петрографический
состав
визейских
углей
характеризуется
преобладанием аттрита, т.е. они состоят в основном из измельченной массы
мацералов. Измельченность материала может указывать на механический
перенос и дезинтеграцию тканей и органов растений, а также их
биохимическое разложение. В некоторых скважинах все изученные образцы
сложены аттритовыми углями, в других – аттритовые угли преобладают, хотя
и содержат прослои, в которых аттрит включает сравнительно крупные
фрагменты витринита, семивитринита, семифюзинита и изредка –
инертинита. Считается [22], что аттритовый состав более всего характерен
для фаций топяных болот. При этом обогащение аттритового материала
исследованных углей химически стойкими липоидными фрагментами может
быть результатом их аллохтонного привноса [22]. Приемущественно
аттритовый характер углей определяет в большинстве случаев их аттритовофрагментарную
или
фрагментарно-аттритовую
микроструктуру
и
неравномерно–слоистую и линзовидно-слоистую микротекстуру. Форма
скоплений аттрита – линзовидно-комковатая и линзовидно-штриховатая,
слоистость углей волнисто-горизонтальная и линзовидно-горизонтальная
[97]. Отмечается также [22], что аттрито-витринит (и десмито-витринит)
могут являться аналогом гумуса торфа и продуктом коагуляции гуминовых
кислот. В углях Камского бассейна аттритовая основная масса представляет
собой агрегат обрывков основных форменных элементов: гелифицированных,
семифюзенизированных и реже фюзенизированных ксилинитов в виде
нитевидных волокон толщиной 2-4 мкм и длиной 20-40 мкм (рис. 4.1).
Однако абсолютно преобладают обрывки паренхимных тканей в виде
округлых гелифицированных и фюзенизированных линзочек 5-7 мк
(вероятно, отдельных клеток) и изометричных, иногда остроугольных
фюзенизированных фрагментов. Размеры отдельных фрагментов – единицы и
десятки мкм. Иногда все они связаны однородным гелифицированным
материалом – коллинитом (рис. 4.2). Пропорции между фрагментами
постоянно изменяются. Их общей особенностью является обедненность
фюзинитом. Распространенной разновидностью является ксилинитопаренхимный (смешанный).
Обычной составной частью аттритовой основной массы являются
липтинитовые микрокомпоненты: мега- и микроспоры (рис. 4.3). Следует
отметить, что визейские угли на рассматриваемой территории
характеризуются высоким содержанием спор. В генетически и
территориально близких им углях Кизеловского бассейна по В.И. Пахомову и
И.В. Пахомову (1980) дюреновые петрографические типы с содержанием
спор 20-25% составляют около 80% всех углей. Большое содержание спор в
петрографическом составе визейских углей объясняется тем, что главными
углеобразователями были споровые лепидофиты. Эта особенность
характерна и для других угольных бассейнов Восточно-Европейской
платформы той эпохи (Подмосковный, Донецкий, Кизеловский).
Мегаспоры (точнее – оболочки мегаспор) встречены во всех образцах.
Внутренняя полость обычно заполнена аттритом других тканей и
микроспорами. В аттритовой массе постоянно присутствуют оболочки и
фрагменты оболочек мегаспор. Ультратонкие элементы структур оболочек
мегаспор, находящиеся в составе угольного вещества, изучались Л.Я.
Кизильштейном и А.Л. Шпицглузом [66] с применением метода травления
высокочастотной кислородной плазмой. Рельеф оболочек мегаспор
характеризуется исключительной сложностью и разнообразием форм. Рельеф
экзины – один из главных систематических признаков, используемых в
палеопалинологии. Гладкая экзина иллюстрируется рисунке 4.4. Чаще
встречается «грубый» рельеф экзин за счет разнообразных выростов,
которые, следуя терминологии С.В. Мейена [83], обозначаются как
бородавки, столбики, шипы, пестики. Иногда разные типы выростов
присутствуют на поверхности одной и той же мегаспоры (рис. 4.5),
обуславливая их сложную архитектуру. По данным Л.Я. Кизильштейна [60]
это типично для мегаспор растений-торфообразователей аридного
тропического климата. Вероятно, неровное строение поверхности мегаспор
способствует рассеиванию солнечного света и теплового излучения и,
следовательно, уменьшению транспирации влаги.
Микроспоры (оболочки микроспор) в вертикальных шлифах и
аншлифах имеют вид сплющенных линзочек и их обрывков. В
горизонтальных – им свойственны треугольная, округлая и овальная формы.
Большинство микроспор хорошо сохранились. Их морфология чрезвычайно
разнообразна, размеры в среднем 20-40 мкм, толщина оболочек 1-5 мкм (рис.
4.6). Поверхность экзин обычно гладкая. Длина сплющеных микроспор
составляет десятки мкм, толщина оболочек 8-20 мкм. Содержание миоспор в
аттритовой массе колеблется от 10-20% до 70-80%, когда их содержание
превышает 50%, уголь может быть классифицирован как споровый
липтобиолит. Заполнение внутренней полости мегаспор оболочками
микроспор указывает на динамичность среды в период торфонакопления.
Из других мацералов группы липтинита отмечаются кутикула, смола,
водоросли. Кутикула встречена в форме тонких полос толщиной 10-30 мкм,
имеющих по одному краю мелкие зубчики (рис. 4.7). Иногда кутикула
окаймляет фрагменты витринита с признаками листовой паренхимной
структуры. Редко образует заметные скопления. Смола надежно
диагностирована только в проходящем свете, представлена овальными
телами. По [10] в некоторых скважинах обнаружен смоляной литобиолит.
Водоросли встречаются редко. Образуют колонии, имеющие общую
оболочку. В проходящем свете [10] – бледно-желтые или бесцветные.
Диагностируются как Pila, Cludiscjthallus, Reinschia [10].
Встречается также склеротонит (рис. 4.8). Сравнивая морфологические
типы склероций камских углей с описанными в [66], склероциями более
молодого карбон-пермского возраста, можно отметить значительное
однообразие первых. По существу, все они имеют округлую или овальную
форму, чаще всего ячеистую внутреннюю полость (рис. 4.9). Ячеистость,
возможно, является анатомической особенностью склероций, но иногда она,
очевидно, представляет собой бактериальные «выгрызы». Последнее
свидетельствует о сохранности во внутренних полостях склероций
доступных для сапрофитных микроорганизмов органических веществ на
торфяной стадии углеобразования. По-видимому, те же причины обусловили
тончайшую сульфидную минерализацию склероций. Сравнительно редко
встречаются сплошные (массивные) или полые формы склероций. Иногда
поры заполнены кварцем или кальцитом. Большинство склероций сложены
семивитринитом, семифюзинитом, реже – фюзинитом. По мнению Л.Я.
Кизильштейна, А.Л. Шпицглуза и М.И.Назаренко [62] склеротинитовые тела
происходят из спор грибов или секреторных выделений растенийуглеобразователей. Первая гипотеза более вероятна.
Однородная гелифицированная основная масса (десмит) образует
участки и слойки однородного вещества, цементирующего другие
микрокомпоненты. При больших увеличениях можно наблюдать отдельные
расплывшиеся обрывки тканей, не вполне утратившие свои очертания.
Десмит
является
продуктом
полного
разложения
форменных
гелифицированных микрокомпонентов угольного вещества, и нередко связан
с ними постепенными переходами.
Минеральные включения в визейских углях [95] представлены в
основном глинистыми минералами, пиритом, кварцем и кальцитом. Они
имеют терригенную, сингенетичную и эпигенетическую природу.
Глинистое вещество встречается в виде тонких прослоев и включений в
аттритовой основной массе, часто в полостях мегаспор или клеточных
полостях фюзенизированных тканей (рис. 4.7). Глинистое вещество углей
представлено в основном каолинитом. В углистых аргиллитах встречаются
также монтмориллонит и гидрослюда, которые, по всей видимости,
представляют собой первичный терригенный материал, привнесенный в угли
еще в период формирования торфяников. Образование каолинита носит в
основном эпигенетический характер и связано с содовыми процессами,
протекающими в углях при их метаморфизме. В то же время, можно
предположить, что часть каолинита была привнесена в торфяники с суши, где
в условиях гумидного климата формировались каолинитовые коры
выветривания [6, 7, 8].
Пирит образует сложные формы или отдельные правильные кристаллы.
Встречаются псевдоморфозы по микроорганизмам и обрывкам растительных
тканей (рис. 4.1). Дисперсно-рассеянные зерна неправильной формы сопровождают фрамбоидальные образования, представляющие собой шаровидные
скопления мельчайших кристалликов пирита размером от долей миллиметра
до 1,5-2,5 мкм. Отмечается наличие тончайшей пиритизации экзин (рис. 4.10)
макроспор [60]. Отдельные включения пирита при этом имеют размеры в
десятые доли мкм и не воспроизводятся на микрофотографиях. В
размещении зерен просматривается некоторая упорядоченность, которая
может быть обусловлена пиритизацией регулярных гистологических
элементов экзин. Иногда пиритизация приурочена к оболочкам микроспор,
(чаще) к их внутренним полостям, промежуткам между спорами или
склероциям грибов (рис. 4.11). В нескольких случаях отмечена интенсивная
пиритизация клеточных полостей фюзинита, в том числе деформированных.
Значительная часть выделений пирита имеет сингенетичное происхождение,
связанное с биогенной сульфатредукцией в разлагающейся органике на
торфяной стадии развития залежи. Интенсивность пиритизации возрастает с
увеличением доли минерального вещества. В прослоях углистых аргиллитов
Дроздовской залежи (обр. 936/13 и 936/7, скв. 936) содержание пирита
достигает 10%. Морфологически это отдельные кристаллики, скопления
кристалликов и фрамбоиды (рис. 4.12). Встречены крупные бесформенные
выделения пирита, возможно, образовавшиеся вследствие псевдоморфного
замещения некоторых органических фрагментов. Во всех случаях
пиритизированы, прежде всего, именно минеральные прослои, что может
объясняться более высоким содержанием в них реакционноспособного
железа по сравнению с органическим материалом. Отмечены палочковидные
выделения пирита в витрините, описанные ранее в донецких углях как
псевдоморфозы по микроорганизмам [61]. Вместе с тем, пиритизация углей в
целом слабая при довольно высокой общей сернистости углей. Отмечаются
также проявления эпигенетической пиритовой минерализации в виде
микропрожилков и заполнений микротрещинок в угле. В целом масштабы
видимой рудной минерализации в углях и углистых породах карбона
незначительны. Необходимо отметить, что низкое содержание пирита
принципиально отличает визейские угли Камского бассейна от синхронных
углей Подмосковного и Кизеловского бассейнов.
Кварц является сравнительно распространенным минералом в углях.
Он представлен угловатыми и полуокатанными зернами диаметром 20-40
мкм и относится к обломочному материалу, привнесенному в
формирующийся торфяник метеорными водами.
Кальцит встречается в виде прожилков, заполняющих полости трещин,
пересекающих гелифицированные компоненты углей, его эпигенетическое
происхождение не вызывает сомнений.
В соответствии с вещественно-петрографической классификацией
гумусовых углей, разработанной И.Э.Вальц, А.И. Гинзбург и Н.М. Крыловой
[18] (табл. 4.1, рис. 4.13 с упрощением – подтипы углей не выделялись),
изучаемые угли почти целиком относятся к классу гелитолитов, фюзенолитов
и микстогумолитов. Липоидолиты и сапрогелитолиты встречаются редко,
образуя слойки в составе описанных других петрографических классов углей.
Таблица 4.1
Классификация гумусовых углей
(по [29] с упрощениями)
Петрографическая номенклатура
Классы по составу
основного углеобразующего
вещества
1
Гелитолиты, блестящие и
полублестящие угли
с преобладанием
микрокомпонентов группы
витринита
Фюзенолиты, полуматовые
и матовые угли с
преобладанием
микрокомпонентов группы
фюзинита и семифюзинита
Липоидолиты, полуматовые
и матовые угли с
преобладанием липоидных
компонентов
Липоидолиты, полуматовые
и матовые угли с
преобладанием липоидных
компонентов
Микстогумолиты,
полуматовые и матовые
угли без резкого
преобладания какой-либо
группы микрокомпонентов
Содержание основных групп
микрокомпонентов,%
Типы по соотношению
углеобразующих и
второстепенных
микрокомпонентов
2
Гелиты
Vt
L
F+Sf
3
90-10
4
0-10
5
0-10
Липоидо-гелиты
Фюзинито-гелиты
Липоидо-фюзинито-гелиты
Липоидо-гелититы
Фюзинито-гелититы
Липоидо-фюзинито-гелититы
Гелито-фюзититы
Липоидо-фюзититы
Гелито-липоидо-фюзититы
Гелито-фюзиты
Липоидо-фюзиты
Гелито-липоидо-фюзиты
Фюзиты
Гелито-липоидотиты
Фюзинито-липоидотиты
75-90
75-90
75-90
50-75
50-75
50-75
15-50
0-10
10-40
5-25
0-5
5-20
0-10
15-50
0-10
5-25
0-5
5-20
15-20
0-10
10-40
0-10
15-50
10-40
0-5
5-25
5-20
0-10
50-75
50-75
0-5
5-25
5-20
0-10
15-50
10-40
50-75
50-75
50-75
75-90
75-90
75-90
90-100
0-10
15-50
Гелито-фюзито-липоидотиты
10-40
50-75
10-40
Гелито-липоидиты
Фюзинито-липоидиты
5-25
0-5
75-90
75-90
0-5
5-25
Гелито-фюзинито-липоидиты
5-20
75-90
5-20
Липоидиты
Микстогумиты
Гелито-липоидомикстогумититы
0-10
25-50
90-100
25-50
0-10
25-50
25-50
25-50
0-25
25-50
0-25
25-50
0-25
25-50
25-50
Гелито-фюзинитомикстогумититы
Микстогумититы -липоидофюзинито-
В пределах класса гелитолитов чаще других встречаются типы: липоидофюзинито-гелититы, липоидо-гелититы, фюзинито-гелиты и гелиты; реже –
липоидо-фюзинито-гелиты,
фюзинито-гелиты
и
липоидо-гелиты.
Фюзенолиты представлены гелито-липоидо-фюзититом, микстогумолиты –
микстогумитом, гелито-фюзинито-микстогумититом и липоидо-фюзинитомикстогумититом.
Положение углей Камского бассейна в общей петрографической системе
углей России [98] иллюстрируется рис. 4.14. Можно видеть, что в связи с
полученными новыми данными петрографические координаты камских углей
в системе несколько изменились.
Следует отметить некоторые специфические черты и закономерности
изменения петрографического состава визейских углей Камского бассейна.
Все исследователи указывали в качестве их общего характерного признака
высокое содержание микрокомпонентов (мацералов) группы липтинита. Ю.А.
Жемчужников [49] по этим признакам выделил нижнекарбоновую
угленосную формацию при характеристике глобальной истории углеобразования.
И.И. Аммосов [2] считает, что обогащение углей компонентами группы
липтинита происходило за счет избирательного вымывания биохимически
менее стойких растительных тканей лигнино-целлюлозного состава.
Это мнение разделяется многими исследователями. Еще одним
характерным свойством нижнекарбоновых углей на территории платформы
является сравнительно низкое и снижающееся к восточной периферии
области торфонакопления содержание мацералов группы витринита (%):
Донбасс (нижний карбон) – 60, Подмосковный бассейн – 43, Кизеловский –
48, Камский – 29. Для Кизеловского бассейна отмечено, кроме того, снижение
содержания витринита в стратиграфическом разрезе угленосных отложений и
параллельное увеличение содержания фюзинита и липтинита [55].
Сравнительный анализ визейских углей Камского бассейна с углями
Подмосковного и Кизеловского бассейнов, проведенный В.А. Котлуковым
(1958), показал, что по петрографическому составу камские угли имеют более
значительное сходство с кизеловскими. И те, и другие, согласно его
исследованиям, отличаются от подмосковных отсутствием собственно
сапропелитовых углей, наличием скоплений фюзинитового аттрита и крайне
незначительным содержанием кутинита в составе угля.
А.П. Блудоров [8, 10] также указывает на сходство петрографического
состава углей Камского бассейна с углями Кизеловского угольного бассейна.
Изучив петрографический состав пласта в скважине № 41 Сармановского
района Татарии (залежь Ташлиярская-1, мощность пласта 10 м), он обратил
внимание на то [10], что содержание гелифицированных микрокомпонентов
максимально в средней части разреза, содержание спор увеличивается к
кровле, фюзена – к почве пласта. По другой скважине (№48, Тавельская
залежь) вскрывшей угольный пласт мощностью около 14 м, содержание
гелифицированных микрокомпонентов увеличивается к почве, спор – к
кровле. Различные типы дюренов образуют сложное переслаивание в
разрезах пластов. Г.С. Калмыков [53, 55] обращает внимание на то, что в
Кизеловском бассейне наблюдается определенная последовательность смены
петрографических типов в разрезах пластов: начало торфонакопления –
блестящие и полублестящие угли класса гелитолитов, сменяющиеся вверх по
разрезу полуматовыми и матовыми углями класса микстогумолитов. За этой
последовательностью можно видеть, как считается [22], смену автохтонных
условий
древнего
торфонакопления
(гелитолиты)
аллохтонными
(микстогумолиты). В результате происходит избирательное обогащение
угольного вещества устойчивыми компонентами группы липтинита и
прогрессирующее
окисление
(фюзенизация)
лигнино-целлюлозных
растительных тканей.
В строении угольных пластов Камского бассейна преобладают
аттритовые и фрагментарно – аттритовые споровые микстогумолиты, в
меньшем количестве встречаются фрагментарно– аттритовые гелитолиты
[95]. На отдельных угленосных площадях центральной части бассейна
скважинами вскрыты тонкие пласты углей кларенового состава
(липоидогелиты, по [18]). Наиболее мощные пласты сложены, как правило,
смешанными дюренами (микстогумолитами). Угли класса фюзенолитов
имеют подчиненное значение. Характеристика петрографического состава с
выделением групп мацералов по ГОСТ 9414.1-94 приведена в главе 2 в
рисунках 2.3- 2.6 [95] по скважинам 882, 936, 947, 285, пробуренных на
Уратьминской площади и вскрывших соответственно угольные залежи
Рокашевская, Дроздовская, Беляковская и Красно-Ярская. Анализ
петрографических колонок не обнаруживает каких-либо закономерностей в
смене петрографических типов углей в стратиграфических разрезах. Они
также не могут быть сопоставлены друг с другом по петрографическим
признакам. Сравнение петрографических типов углей показывает, что в ряду:
гелиты – гелититы – фюзиты – фюзититы увеличивается содержание в
составе углей микрокомпонентов группы липтинита (L): 8-12-12,5-24%,
соответственно. В той же последовательности возрастает и содержание
компонентов группы инертинита (I). Можно предположить, что это
объясняется все большим разложением и потерей гелифицированных
компонентов (Vt), а также относительным обогащением вследствие этого
остаточной массы органического вещества биохимически устойчивыми
компонентами групп L и I.
Значительные колебания петрографического состава в разрезе пластов и
обогащенность углей микрокомпонентами групп липтинита и инертинита
могут быть объяснены особенностями ландшафтно-геохимических условий
торфонакопления. По [23] специфика условий торфяной стадии
формирования угольных пластов аттритового состава предопределяет
разрушение большей или значительной части гелифицированных лигниноцеллюлозных тканей и обогащение остаточной массы липоидными
компонентами и компонентами группы инертинита. Предположение о
высокой динамичности (проточности) среды торфонакопления, которой
можно было бы объяснить преимущественно аттритовый состав угольного
вещества [57, 59, 61, 63, 64], не согласуется с низким содержанием видимых
минеральных примесей.
Накопление органического вещества происходило в пределах
изолированных углублений палеорельефа подстилающей известняковой
толщи в обстановках динамически изменчивой, но в целом малоподвижной
среды седиментации, соответствующему топяному типу торфяников. Углям
бассейна свойственны признаки автохтонного или слабо аллохтонного
характера торфонакопления. Характерным свойством визейских углей
является сравнительно низкое содержание витринита, свидетельствующее о
низкой обводненности торфяников [46], и низкое содержание пирита.
4.2. Физические, химические и технологические свойства углей
Визейские угли в куске черного цвета, наиболее распространены
матовые и полуматовые разновидности. Излом неровный, ступенчатый,
обусловленный слоистостью. Преобладающая текстура углей слоистая, реже
массивная. Структура углей полосчатая и штриховатая, реже однородная с
зернистым строением из-за присутствия многочисленных оболочек
макроспор. Трещиноватость в углях имеет обычно горизонтальную
ориентировку, связанную со слоистостью угля, и ровную, гладкую
поверхность. Вертикальные трещины образуются в результате уплотнения
угольной массы, едва заметны и обычно присутствуют в полосках витрена.
Иногда наблюдаются зеркала скольжения, ориентированные под углом к
плоскости наслоения.
Кажущаяся плотность углей составляет [27, 85] 1,14-1,34 г/см3 при
средней ее величине 1,3 г/см3. Наиболее распространены угли с плотностью
1,36-1,72 г/см3, что обусловлено наличием минеральных примесей.
Визейские угли Камского бассейна, как правило, являются
многозольными и неоднородными по разрезу пластов. Величина зольности
углей (Аd) варьирует в пределах 3,07-49,69%, составляя в среднем по
угольным пачкам 15-25%. Четко выраженной закономерности ее изменения в
различных петрографических типах углей, а также в разрезе пластов не
выявлено. Однако установлено, что наименее зольными являются прослои
гелитов и гелититов (Аd – 3-8%). По наблюдениям В.А. Котлукова (1958) и
А.П. Блудорова [8] отмечается некоторое снижение зольности углей к северовостоку бассейна (Мензелино-Актанышская залежь) при ее значительных
колебаниях в пределах залежей и отдельных пластопересечений.
В химическом составе золы [115] каменноугольных (визейских) углей
(табл. 4.2) преобладают тугоплавкие оксиды кремния и алюминия (в среднем
48,90 % и 39,73% соответственно). Температура плавления золы обычно
превышает 13500С. Для относительно низкозольных углей свойственен белый
цвет золы, при повышенном содержании железа ее цвет изменяется до
светло-розового. При подобных особенностях химизма интересные
результаты дает использование литохимического модуля АМ [126, 127, 128],
представляющего собой отношение глинозема к кремнезему. В большинстве
проб его значение близко или превышает каолинитовую норму 0,85 (до 1,15).
По разрезу пласта величина модуля возрастает в центральной части и
уменьшается к почве и кровле пласта, что, вероятно, является следствием
эпигенетического образования каолинита в пласте. В Алнашском
месторождении (Удмуртия) этот показатель (расссчитан по данным А.Ю.
Тутевича и др., 1959) последовательно растет от 0,4 до 1,9 от подошвы к
кровле пласта (скв. 17), отражая изменение характера привносимого
материала. Относительно низкое содержание кремнезема можно объяснить
незначительной долей кластогенного материала в составе терригенного
сноса.
Другая особенность заключается в низком содержании в золе оксидов
кальция и магния, что необычно, принимая во внимание широкое развитие в
обрамлении торфяников карбонатных пород. Можно предположить, что из-за
высокой растворимости карбонатных пород значительная часть кальция и
магния выносилась за пределы торфяной седиментации. Отмечаются также
различия в химическом составе золы углей различных залежей, что может
быть обусловлено различием ландшафтно-геохимических условий в период
торфяно-болотной седиментации.
Таблица 4.2
Химический состав золы визейских углей
N
FeO+
Na2O+
SiO2 TiO2 Al2O3
MgO CaO
обр.
Fe2O3
K2O
Xср 48,90 0,76 39,73
2,11
1,02 1,97
4,30
n
53
53
53
53
53
53
53
S x 5,74 0,37 6,49
1,43
0,49 1,13
2,44
Sx ср 0,79 0,05 0,89
0,20
0,07 0,16
0,33
P2O5
SO3
0,02
50
0,01
0,00
1,20
53
1,58
0,22
d
Визейские угли высокосернистые. Cодержание серы в углях ( S t )
варьирует от 1,49% (Елабужская площадь) до 10,22% (Беркет-Ключевская
d
залежь), в большинстве случаев не выходя за пределы 3,0-4,5%. Величина S t
изменяется по отдельным скважинам, не обнаруживая определенной
закономерности. Устойчивой связи содержаний серы с петрографическими
типами угля также не выявлено. В составе общей серы преобладает
органическая форма. В центральной части бассейна содержание
органической серы колеблется от 3,6 до 5,0% на органическую массу.
Средневзвешенное содержание сульфидной серы по пластам этих же
площадей составляет 0,29-0,56% на сухую массу угля. Как правило,
содержание сульфидной серы увеличивается в высокозольных интервалах.
Сульфатная сера присутствует в описываемых углях в количествах, не
превышающих 0,11-0,24%. Отметим, что высокая сернистость характерна и
одновозрастных углей Кизеловского бассейна [54].
Наименьшие содержания серы прослеживаются в углях североd
восточных и центральных частей бассейна. Средневзвешенные значения S t в
углях наиболее изученных Беляковской, Дроздовской, Рокашевской залежей
и по Котлукову и др. (1958) Казаковской, Елабужской и Ново-Ибрайкинской
(Тавельская залежь) угленосных площадей составляют соответственно (в %):
4,20; 3,80; 3,50; 3,37; 1,18, 2,94. Максимальные величины содержаний серы
приурочены к южным частям бассейна. Здесь этот факт чаще связан с
наличием в составе минеральных примесей пирита (Егоркинская залежь – до
9 %), что в целом несвойственно камским углям.
Содержание углерода (Cdaf) в описываемых углях изменяется в пределах
64-82 % . Следует отметить, что величины Cdaf менее 70 % установлены лишь
в 3 % от общего объема исследованных проб углей и приурочены к северным
и северо-восточным частям бассейна (Кирменская, Голюшурминская,
Казаковская площади в Удмуртии). В направлении к южной периферии
прослеживается тенденция увеличения содержания углерода на горючую
массу, максимальные его значения выявлены в углях юго-восточных
площадей (Ташлиярская группа залежей, Татарстан). Средние значения Cdaf
составляют 73,8-75,2 %. Рост величины Cdaf в южном направлении, возможно,
связан с некоторым увеличением степени метаморфизма углей южных частей
бассейна относительно северных.
Содержание водорода (Hdaf) варьирует в диапазоне 4,13-7,23% при
наиболее распространенных значениях этого показателя 4,8-5,8%.
Содержания водорода на горючую массу менее 4,7% и более 6,0% отмечены
лишь в единичных пробах. Показатель Hdaf, согласно данным В.А. Котлукова
(1958), несколько возрастает в северном направлении. Минимальные его
значения (4,16-4,20%) характерны для углей Ташлиярской группы залежей
(северный склон Южно-Татарского свода).
Данные о содержаниях кислорода и азота ((O+N)daf) в углях имеются
лишь для нескольких залежей Южно-Татарского (Беляковская, Дроздовская,
Рокашевская) и Северо-Татарского (Красно-Ярская) угленосных районов.
Величины (O+N)daf здесь не выходят за пределы 15,50-19,90 %.
Выход летучих веществ на сухое беззольное топливо (Vdaf) в углях
установлен в пределах 25,19-69,25%. Наиболее часто встречаются угли с
выходом летучих веществ, достигающим 40-49%. Величина этого показателя,
в данном случае, определяется петрографическим составом и типом угля.
Выход летучих веществ возрастает с увеличением содержания липоидных
компонентов в составе угля. Минимальные значения Vdaf определены в
гелитах, максимальные – в углях, выявленных в пределах Ташлиярской
группы залежей и на юго-восточной периферии бассейна, имеющих
повышенное содержание сапропелевого материала [8].
Выход гуминовых кислот в пробах углей не превышает 2 %. По данным
Котлукова В.А. и др. (1958) для углей Беркет-Ключевской залежи этот
показатель составляет 0,16-0,88 % и в Пичкасской залежи - 0,65-1,86%.
r
Общая влага ( Wt ) угля составляет 0,70-10,06 %, в среднем этот параметр
колеблется в пределах 6-8 %. Высшая теплота сгорания углей (Qsdaf)
колеблется от 22,08 МДж/кг до 34,26 МДж/кг. Теплота сгорания на влажное
беззольное состояние угля (Qsdaf), пересчитанная в соответствии с ГОСТ
27313-87, составила (в МДж/кг): для углей Беляковской залежи -28,01;
Дроздовской залежи – 28,59; Рокашевской залежи – 27, 33; Красно-Ярской
залежи – 27,18. Отмечается некоторая тенденция к уменьшению значения
данного параметра к северу бассейна (Красно-Ярская залежь), что указывает
на снижение степени метаморфизма углей в этом направлении. Некоторые
параметры углей по отдельным месторождениям приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3.
Усредненные основные показатели качества визейских углей по залежам
1
Ташлиярская -1
Выход
Теплота
Влаж- ЗольСодержалетучих
сгорания,
ность, ность,
ние серы,
веществ,
(Qsdaf,
d
(Wa, %) (Ad, %)
(S
,
%)
t
(Vdaf, %)
МДж/кг)
5,910 19,020 48,300
4,230
30,9
2
Ташлиярская - 13
4,820
25,950
44,310
3,670
3
Мокшинская
4,800
19,430
45,790
4,240
30,55
4
Рокашевская
5,100
19,240
44,070
3,120
31,39
5
Тавельская
6,650
14,940
41,220
3,910
29,92
6
7,150
22,350
40,610
3,600
32
7
Беркет-Ключевская
Сухаревская
6,5
32,27
41,24
3,19
8
Янушинская
3,74
31,96
62,6
2,6
9
Богородская
6,97
21,4
44,02
3,67
10 Егоркинская
4,62
17,95
54,51
4,14
28,37
11 Маевская
4,97
14,01
47,54
4,23
31,02
12 Пичкасская
16,7
23,7
45
3,2
13 Сунчелеевская
4,6
21,31
49,84
4,85
29,59
14 Южно-Нурлатская
4,23
11,63
51,38
4,76
22,13
15 Кукморская
5,74
37,73
52,39
4,55
28,56
16 Азнакаевская
4,97
16,22
40,68
2,94
-
17 Муслюмовская
4
23,7
44,01
3,1
-
18 Восточно-Пановская
19 Беляковская
3,7
6,2
30,52
25,3
58,8
41,97
3,41
3,8
25,19
28,59
20 Дроздовская
6,1
21,5
43,5
4,2
28,01
Название
месторождения,
залежи
19,89
21 Красно-Ярская
9,3
22,5
46,7
3,8
27,18
Марочный состав углей определен в соответствии с ГОСТ 25543-88.
Стандарт регламентирует, что угли со средним показателем отражения более
0,40% и теплотой сгорания на влажное беззольное состояние 24 МДж/кг и
более являются каменными.
Классификация описываемых углей по стадиям метаморфизма и
марочному составу приведена в таблице 4.4. Из ее данных следует, что угли
Камского бассейна на территории Татарстана относятся к каменноугольной
группе метаморфизма, стадии I, классу 10 и являются преимущественно
длиннопламенными витринитовыми (ДВ), реже – длиннопламенными
фюзинитовыми (ДФ). В целом уголь пласта «Основного» - характеризуется
зольностью 15-26%, высоким выходом летучих веществ – 41- 48%,
сернистостью – 31- 4,2%, теплотой сгорания – 29,9- 31,4 МДж/кг,
тугоплавкостью золы. По параметрам качества и петрографическим
особенностям они являются аналогом углей Подмосковного бассейна. Угли
пригодны для энергетических целей.
Основные закономерности изменения состава углей заключается в
следующем. Степень метаморфизма углей снижается по мере удаления от
центра Южно-Татарского свода, достигая буроугольной группы на севере
Камского бассейна (Красно-Ярская залежь). Степень литификации пород и
углей соответствовала диагенезу и началу катагенеза. Особенно отчетливо эта
тенденция прослеживается по изменению петрографических типов углей и
вариациям показателя отражения витринита (R0), являющегося одним из
важнейших параметров степени их метаморфизма. Его значения в
описываемой части Камского бассейна варьируют в диапазоне от 0,44 до
0,73%. При этом заметна тенденция увеличения значений R0 в направлении с
севера на юг (рис. 4.15) и от периферии к центральной части ЮжноТатарского свода. Минимальные величины показателя отражения витринита
(0,44-0,51%, средневзвешенные 0,47%) установлены в углях Красно-Ярской
залежи (Северо-Татарский угленосный район). Витринит углей южной части
бассейна
(Маевская,
Егоркинская,
Южно-Нурлатская
залежь)
характеризуются
величинами
показателя
отражения
0,47-0,73%
(средневзвешенные значения 0,58%, 0,58 % и 0,66 % соответственно). Общая
тенденция увеличения показателя отражения витринита осложняется
колебаниями его значений в углях близко расположенных площадей. При
этом величина ΔR0 достигает ± 0,08.
Такие колебания, очевидно, связаны со специфическим, локальным
характером накопления органического вещества и его эпигенетического
преобразования в разобщенных изолированных понижениях палеорельефа.
Примечательно, что в северном направлении достаточно четко
прослеживается
закономерность
изменения
величины
Σ
ОК,
противоположная показателю отражения витринита. Для визейских углей
Камского бассейна характерно относительно высокое содержание
отощающих компонентов (ΣOK = I + 1/3Sv). Колебания значений суммы
отощающих компонентов (Σ ОК) имеют широкий размах – от 6 до 72%. При
этом достаточно четко прослеживается закономерность изменения величины
Σ ОК, противоположная показателю отражения витринита (рис. 4.15).
R0,%
60
55
0.70
50
45
0.65
40
35
0.60
30
25
0.55
20
15
0.50
10
5
0.45
С
Ю
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15
0
Рис. 4.15. Изменение показателя отражения витринита (R0) и содержания
отощающих компонентов (ОК) в углях Камского бассейна (Татарстан) [95].
- значения R0
х- значения ОК
Угольные залежи и разведочные скважины:
1 Красно-Ярская
8 скв. №2156
2 Восточно-Пановская
9 скв. №591
3 Беляковская
10 Сунчелеевская
4 Янушинская
11 Мокшинская
5 Дроздовская
12 Маевская
6 Рокашевская
7 Малосульчинская
13 Егоркинская
14 скв. №1132
15 Южно-Нурлатская
В большей степени обогащены отощающими компонентами угли
северной и центральной частей бассейна - Красно-Ярская, ВосточноПановская, Беляковская, Янушинская, Дроздовская, Рокашевская залежи.
Здесь средние значения Σ ОК составляют 28-54 %. Содержание этих
компонентов в углях уменьшается в южном направлении, и на юге бассейна Σ
ОК колеблется от 10 до 25 %, а по отдельным пластопересечениям, вскрытым
скважинами № 1518, 591, 1132 на восточном борту Мелекесской впадины, не
превышает 7%. Закономерных изменений содержаний отощающих
компонентов в разрезах угольных залежей не устанавливается. Так, в
угольных залежах Восточно-Пановской, Рокашевской, Янушинской и ЮжноНурлатской Σ ОК увеличивается вниз по разрезу, в пределах Сунчелеевской,
Мокшинской и Маевской залежей – вверх, а в угольных залежах Беляковской,
Дроздовской,
Егоркинской
содержания
отощающих
компонентов
минимальны в центральных частях и увеличиваются к кровле и почве. В
отдельных случаях (Красно-Ярская залежь) содержания отощающих
компонентов по разрезу относительно выдержаны, с небольшими
колебаниями (± 5%). Причина выявленной неоднородности свойств углей
может быть обусловлена повышением температурного градиента к центру
Южно-Татарского свода [118], изменением глубины залегания угольных
пластов или увеличением окисленности углей в этом направлении, что
фиксируется по повышению доли фюзинититов в их петрографическом
составе.
Подчеркнем также некоторые характерные черты химизма визейских
углей. Прежде всего – это высокая сернистость (3-9%), в составе которой
преобладает органическая сера. Содержание сульфидной серы низкое и
увеличивается в высокозольных интервалах. Максимальные величины
содержаний серы приурочены к южным частям бассейна, где это связано с
увеличением доли пирита. Характерно также преобладание в минеральной
части визейских углей оксидов кремния и алюминия при низком содержании
оксидов магния, железа и кальция.
Неоднородность химизма неорганического вещества углей в разных
залежах может быть обусловлена их изолированностью и различием
ландшафтно-геохимических условий торфонакопления. Исследованиями
донецких углей [44] установлена связь химико-технологических свойств
углей с вещественным составом. По всей видимости, значительные
колебания параметров качества камских углей в различных залежах также
связаны с неоднородностью их вещественного состава. В то же время общая
тенденция к изменению свойств углей в северном направлении обусловлена,
по всей видимости, фактором метаморфизма.
5. ПОПУТНЫЕ КОМПОНЕНТЫ
5.1. Закономерности распределения элементов-примесей (ЭП)
в угольных пластах
Известно, что к некоторым угольным месторождениям приурочены
промышленные концентрации ряда ценных металлов. Изучение
геохимических особенностей углей в палеозойских отложениях центральной
части Волго-Уральской антеклизы показало их различную геохимическую
специализацию и неравномерное распределение ЭП, содержание которых в
ряде случаев достигает рудных концентраций [27, 85, 111, 112, 116, 130, 131].
Визейские угли восстановленные, гумусовые. По марочному составу они
относятся каменным (марка Д), участками обладают свойствами бурых (Б3).
Различная степень метаморфизма визейских углей, объясняется, как было
показано выше, различной глубиной залегания и расположеним залежей по
отношению к центру Южно-Татарского свода, характеризующегося
повышенными значениями теплового поля.
Как показали проведенные исследования, распределение элементовпримесей в визейских угольных пластах подчинено логнормальному закону,
который является обычным для микроэлементов и свидетельствует о связи их
повышенных концентраций с ограниченным количеством минеральных
частиц в пробе. Обычно это объясняется вхождением большей части данного
элемента в состав какого-либо одного минерала в породе.
Среднее содержание ЭП в них в целом близко к угольному кларку для
месторождений России и стран СНГ (табл. 5.1), но отмечаются
геохимические аномалии германия и серебра.
Таблица 5.1
Среднее содержание ЭП в палеозойских углях (г/т)
Элемент Be Sc P Pb Sn Ga Ge Mo Ni Zr Cr Cd V Li Cu Ag Zn Ti Co Mn Sr Ba Y Yb
Фон в
углях
[84]
2,5 1,8 100 15 1 10 1,5 2 10 50 18 0,5 30 6 10 0,1 35 1600 5 150 80 150 10 0,9
Карбон
2 11 211 10 2 7
2
4 21 159 38 0,5 22 7 14 1 47 1330 12 27 55 38 18
2
В южной части Мелекесской впадины выявлена геохимическая
специализация Южно-Нурлатской и Егоркинской угольных залежей на Ge,
где его содержание колеблется от первых до 20-25 г/т в угле (в золе до 200400 г/т). Там же локально-высокие концентрации Ag достигают до 8 г/т в
угле. Повышенное содержание отмечается у Ga, Pb, Mn, Zn, Cr, Ti. В.М.
Богомазовым и С.В. Щербаковой [11] приводятся данные о повышенных
кларках концентраций (КК) у Be (21), Mo (8), Sc (7), Ge (3), Ti (3), Nb (3), Pb
(2). В большинстве случаев они носят локальный характер и не отражают
геохимической специализации камских углей. Для перечисленных элементов
(кроме германия и серебра) установлена приуроченность к прикровельной и
приподошвенной части пласта. Типы распределения германия (рис. 5.1) и
серебра могут варьировать в различных угольных пластах. Закономерностей
распределения по разрезу пласта не устанавливаются. При этом
прослеживается слабая тенденция зависимости их концентраций от
марочного состава углей. Количество аномалий Ge и Ag увеличивается в
южных залежах, где возрастают значения показателя отражения витринита
(Южно-Нурлатская, Егоркинская залежи) и содержания серы (Егоркинская),
связанной в основном с пиритом [95].
А.Ю. Тутевичем и др. (1959) при поисковых работах на уголь на
территории Татарии и Удмуртии проводились радиометрические
исследования, показавшие содержание урана в порошковых пробах от следов
до 0,002-0,004% (20-40 г/т) в угле и до 0,002-0,007% (20-70 г/т) в углистых
аргиллитах. Более высокие, чем в углях значения содержаний в аргиллитах
могут указывать на нахождение урана в составе глинистых минералов [3]. В
отчете
А.Ю.
Тутевича
(1959)
приведены
также
результаты
спектрографических определений Ge и B по тем же объектам. Содержание
германия в угле в большинстве проб составило 0,001-0,003% (10-30 г/т),
редко 0,006% (60 г/т), а бора – 0,01-0,06% (100-600 г/т). Следует пояснить,
что приводимые цифры по всем трем элементам на порядок превышают
фоновые для углей [84], что, возможно, объясняется их определением в золе.
В отчете сведений об этом нет. Отдельный том, посвященный результатам
радиометрии, в фондах отсутствует. По результатам рентгеноспектрального
анализа в единичных образцах южных залежей (Мокшинская, ЮжноНурлатская) на уровне тысячных долей процента обнаружено присутствие
урана, тория, рубидия и серебра.
К
р
а
с
н
о
-Я
р
с
к
а
яз
а
л
е
ж
ь
(с
к
в
.2
5
8
)
Д
р
о
з
д
о
в
с
к
а
яз
а
л
е
ж
ь
(с
к
в
.9
3
6
)
Р
о
к
а
ш
е
в
с
к
а
яз
а
л
е
ж
ь
(с
к
в
.8
8
2
)
С
у
н
ч
е
л
е
е
в
с
к
а
я
(с
к
в
.1
0
7
4
)
Ю
ж
н
о
-Н
у
р
л
а
т
с
к
а
я
(с
к
в
.4
1
1
6
)
Рис. 5.1. Типы распределения германия в угольных пластах (г/т в золе)
В целом, для микроэлементов в визейских угольных пластах характерно
увеличение концентраций в прикровельной и припочвенной части пласта, что
хорошо согласуется с известными тенденциями распределения элементовпримесей в угольных пластах [84, 126] и связано с особенностями торфяноболотной седиментации в начальной и завершающей стадиях процесса.
Известно, что концентрирование элементов-примесей в угольных
пластах может происходить в сульфидных включениях в процессе биогенного
сульфидообразования [56]. В пиритовых псевдоморфозах по фаунистическим
остаткам в углистых аргиллитах (скв. 2156 Черемшанской площади) нами
выявлено необычно высокое содержание золота (до 3-4 г/т) и меди.
Впервые в визейских углях было произведено количественное
определение комплекса элементов группы редких земель (РЗЭ), которые
могут представлять интерес в качестве скрытых форм оруденения (табл. 5.2).
Как показывает обзор литературных данных, выполненный С.И.
Арбузовым и с соавторами [100], полный спектр редкоземельных элементов
определен на территории России только в углях Приморского края.
Распределение элементов группы редких земель (РЗЭ) в визейских углях
Камского бассейна характеризуется неравномерностью, как по латерали, так
и в разрезе угольных залежей (рис. 5.2).
0
5
0
1
0
0
0
5
0
1
0
0
0
5
0
0
2
0
4
0
1
2
3
1
,5м
1
2
5
5
,5м
З
о
л
ьн
о
сть(%
)
Ц
ер
и
й(г/т/взо
л
е)
Л
ан
тан(г/твзо
л
е)
Н
ео
д
и
м(г/твзо
л
е)
Рис. 5.2. Распределение церия, лантана и неодима по разрезу угольного
пласта Мокшинской залежи (скв. 310)
Изучение РЗЭ в углях стало проводиться относительно недавно, поэтому
возможности сравнения исследуемых углей с углями других бассейнов
ограничены. Предварительная типизация мировых углей по распределению
РЗЭ, проведенная Серединым В.В. [103], позволяет оценить положение
визейских углей Камского бассейна. Для углей мира характерны четыре
основных типа распределения РЗЭ: N-тип (нормальный для земной коры), L-,
M-, и H-типы, характеризующиеся накоплением легких, средних и тяжелых
лантаноидов. Индикаторные отношения РЗЭ в визейских углях имеют
значения: La/Sm – 2,7, Gd/Yb – 9,2, La/Yb – 46,6, что указывает на
обогащение легкими лантаноидами (La/Yb>1). Подобное распределение
наблюдается у углей L – группы, образующихся при привносе большей части
РЗЭ с терригенным материалом [103].
Содержание РЗЭ в различных угольных залежах меняется в очень
широком диапазоне (Ce 0,02-178 г/т, La 0,02-72, Nd 0,02-86), что обусловлено,
видимо, различием условий образования и залегания изолированных друг от
друга угольных залежей. Особенность распределения РЗЭ в исследованных
углях заключается, прежде всего, в их фракционировании (рис. 5.3), что
крайне тяжело достигается в лабораторных условиях.
25
20
15
10
5
0
La
Ce
Pr
Nd
Sm
Eu
Gd
Tb
Dy
Ho
Er
Tm
Yb
Lu
Рис. 5.3. Средние содержания РЗЭ в визейских углях (в г/т)
Примечательно и низкое отношение европия к самарию (0,15).
Европиевый минимум по данным [20] может наблюдаться при наличии в
обрамлении угленосных бассейнов кислых пород. В обрамлении визейской
формации преобладают известняки и доломиты, которые также как и
салические минералы являются носителями легких лантаноидов.
По разрезу угольных пластов распределение РЗЭ характеризуется
увеличением концентраций легких лантаноидов при приближении к кровле
или подошве при одновременном уменьшении концентрации Er.
Максимальные содержания эрбия наблюдаются в центральной части пласта
Мокшинской угольной залежи (табл.5.2). Визейские угли характеризуются
положительной аномалией Ce в приконтактовых участках пласта. При
удалении от кровли пласта (Мокшинская залежь) соотношение Ce и La
постепенно меняется в пользу последнего. Коэфициент корреляции
содержаний РЗЭ с зольностью высокий – 0,7-0,99, но при этом
высокозольные прослои внутри пласта не обогащены ими (рис. 5.2).
Отмечаются высокие коорелятивные связи с фосфором (0,33-0,63),
содержания которого, в свою очередь, коррелируют с величиной зольности
(0,82). Исходя из коррелятивных связей можно предположить, что
аккумуляция РЗЭ в угольном пласте происходила совместно с фосфором при
эпигенетическом контактировании угольного вещества с подземными водами.
Расчеты [129] показывают, что микровключения РЗЭ-фосфатов и
алюмофосфатов (монацита, ксенотима, крандаллита) могут полностью
обеспечить валовое содержание РЗЭ в угле.
В радионуклидном составе углей (Th, K, Ra), по результатам гаммаспектрометрии, повышенной удельной активностью обладает калий (1089 2199 Бк/кг) при отсутствии сигналов тория и радия (средние удельные
активности естественных радионуклидов в земной коре составляют для тория
– 39 Бк/кг, радия - 33, калия - 656). В целом уровень радиоактивности углей
не превышает фона и является благоприятным фактором при их возможной
отработке.
5.2. Условия концентрации элементов-примесей в угольных пластах
Как отмечалось выше, визейская угленосная формация образовалась в
условиях гумидного литогенеза – жарких, увлажненных с некоторой
засушливостью, на что указывают особенности строения растенийуглеобразователей [95]. Угленосные отложения карбона сформированы в
основном в паралической обстановке [8] на пассивной платформенной
окраине [80]. Углеобразование было локализовано в понижениях рельефа на
поверхности турнейской карбонатной толщи. В силу этого в обрамлении
торфяников были распространены преимуществено карбонатные отложения.
Минеральный состав терригенных пород угленосной толщи однороден –
преобладает кварц, реже встречаются полевые шпаты, а из глинистых
минералов – каолинит, реже монтмориллонит. В глинистом веществе углей
абсолютно доминирует каолинит, что указывает на развитие на прилегающих
водосборах латеритного процесса [128]. Это подтверждается сообщением
Б.Ф. Горбачева и др. [41] о находке бокситов и аллита в
нижнекаменноугольных отложениях Кировской области, источником
глинозема для которых служили бобриковские коры выветривания
латеритного типа.
Низкое содержание в химическом составе золы визейских углей оксидов
кальция и магния можно объяснить тем, что из-за высокой растворимости
карбонатных пород значительная часть кальция и магния выносилась за
пределы торфяной седиментации. Накопление Si и Al происходило в составе
обломочного кварц-полевошпатового и глинистого материала, что и стало
причиной их относительно высокого содержания. Относительно низкие
содержания Fe и Mg связаны и с крайне низким содержанием фемических
минералов – их основных концентраторов. Дифференциация вещества в том
же
геохимическом
направлении
продолжалась
и
в
процессе
постседиментационной эволюции осадков. В континентальных угленосных
отложениях в диагенезе и раннем катагенезе вследствие инфильтрационных
процессов происходит предпочтительный вынос Fe, Mg, Na, Ca и
относительное обогащение SiO2, Al, K [69] .
Таким образом, специфика химического состава золы визейских углей
обусловлена: во-первых, составом поступающего в торфяники обедненного
минеральными компонентами терригенного материала, во-вторых,
особенностями постседиментационной дифференциации вещества в
результате инфильтрационных процессов.
Фациальные условия визейского углеобразования отличались большим
разнообразием. В частности, это выражается в увеличении степени
фюзенизации углей в северном направлении и, наоборот, возрастании
степени гелификации в южном. Более высокой степенью гелификации углей
южных залежей можно объяснить повышенные концентрации германия,
нахождение которого в угольном веществе связано именно с
гелифицированными компонентами [128]. Относительное увеличение доли
Ge может происходить также в процессе метаморфизма углей в результате
вторичной конденсации фрагментов лигниновых структур и увеличения доли
ароматических единиц с образованием прочных органо-германиевых
соединений [128]. В разрезах визейских угольных пластов германий
характеризуется нераномерностью распределения, что. по всей видимости,
обусловлено его изначально неравномерным накоплением вследствие
изменений условий древнего торфонакопления.
Накопление ЭП в угольных пластах может происходить в результате
привноса в торфяник в составе растений-углеобразователей, с терригенным
материалом, в сульфидах, образующихся в результате биогенной
сульфатредукции, и сорбции ОВ [65, 84, 128].
Низкие содержания большинства ЭП в визейских углях обусловлены, по
всей видимости, их изначально слабым поступлением в торфяники в составе
обедненного минеральными компонентами терригенного материала из
размывающихся карбонатных пород обрамления. Концентрирование ЭП (в
том числе серебра) в угольных пластах может происходить в сульфидных
включениях в процессе биогенного сульфидообразования [65]. В пиритовых
псевдоморфозах по фаунистическим остаткам в углистых аргиллитах (скв.
2156, Черемшанская площадь) выявлены необычно высокие содержания
золота (1-4 г/т), серебра (1-7) и меди (80-4000). Рентгеновской
дифрактометрией минеральных форм меди не зафиксировано, что можно
объяснить ее осаждением в виде нестехиометрических сульфидов [24].
Биогенное осаждение наряду с железом сульфидов халькофильных элементов
обусловлено,
по
всей
видимости,
некоторым
дефицитом
реакционноспособного железа и увеличением в силу этого относительной
доли халькофилов в растворе. Примечательно, что содержание меди в
сульфидах последовательно возрастает вверх по разрезу пласта на два
порядка в указанном диапазоне, что свидетельствует о постепенном
увеличении относительной концентрации меди в растворе в процессе
накопления пласта.
Находка золота интересна в научном плане. По данным В.А.Тимескова и
А.М. Ануфриева [107], изучавшим элементы-примеси в пиритах различного
генезиса, наличие благородных металлов (золота, серебра) в пиритах более
характерно для гидротермальных месторождений. Вероятно, это может
означать проявление гидротермальной деятельности в карбоне, связанной с
воздыманием Южно-Татарского свода [21]. Отметим, что Черемшанская
площадь расположена на юго-западном склоне Южно-Татарского свода.
Визейские угли содержат участками аномальные содержания РЗЭ.
Характерная особенность накопления РЗЭ в визейских угольных пластах
заключается в их явной приуроченности к приконтактовым участкам.
Существует несколько способов накопления РЗЭ в углях [100]: биогенное
накопление в составе растений-углеобразователей, сингенетичное в составе
терригенной золы, что предполагает близость содержаний РЗЭ в золе и
вмещающих породах, сингенетичное сорбционное накопление на ОВ торфа,
на глинистых и фосфатных минералах и эпигенетическое накопление.
Аккумуляция РЗЭ в приконтактовых участках угольных пластов может
осуществляться предпочтительно двумя следующими способами. Первый
предполагает биогенное накопление РЗЭ в период жизнедеятельности
растений и обогащение приконтактовых участков пласта в результате
окисления
ОВ
подземными
водами
[120].
Второй
механизм
(эпигенетический) заключается в сорбции РЗЭ веществом углей в результате
длительного соприкосновения с подземными водами. Учитывая крайне
низкое содержание РЗЭ в центральных частях пластов (практически на грани
чувствительности метода), трудно предположить возможность локального
увеличения концентраций РЗЭ в десятки раз только за счет деструкции ОВ в
краевых участках пласта.
Следует также подчеркнуть, что наибольшие концентрации в визейских
углях обнаруживают лантаноиды цериевой группы. Резкое преобладание в
углях легких лантаноидов может происходить за счет кластогенного
материала [5]. По данным [120] способностью к относительному накоплению
тяжелых лантаноидов обладают темноцветные минералы (по сравнению со
светлоокрашенными – полевыми шпатами). Наблюдаемый в визейских углях
европиевый минимум может быть обусловлен преимущественно кварцполевошпатовым составом обломочной компоненты угленосной формации.
Присутствием в составе терригенного материала обломков КПШ и
появлением вторичных слюд [128] можно объяснить также и высокую
удельную радиоактивность калия.
Кроме того, одним из их наиболее распространенных концентраторов
легких лантаноидов в земной коре является кальцит [86], – главный минерал
карбонатных пород в обрамлении торфяников. Визейские угли
характеризуются положительной цериевой аномалией в приконтактовых
участках пластов. Цериевая аномалия в углях возникает, по мнению Я.Э.
Юдовича [128], в результате осаждения мигрирующего в щелочных
растворах Ce 4+ на кислых геохимических барьерах в форме Ce 3+ на
гумусовом ОВ. При этом особенно важно питание торфяников щелочными
водами, дренирующими карбонатные породы или щелочные массивы.
Убывание концентраций церия в угольном пласте по мере удаления от
контакта указывает на его привнос, уже после формирования торфяника. Это
позволяет предположить эпигенетическое поступление церия и РЗЭ в целом в
составе подземных вод вмещающих отложений. В.И. Копорулин [68], изучая
угленосную толщу центральной части Иркутской области, установил факт
высокой роли подземных вод в процессах эпигенеза, что может приводить к
значительной миграции и перераспределению вещества. Ввиду большей
проницаемости крупнозернистых разностей пород эпигенетические
изменения в них протекают интенсивнее. Можно предположить, что
мобилизация РЗЭ происходила в основном из известковистых олигомиктовых
песчаников, в материале которых легкие лантаноиды преобладают над
тяжелыми, и карстующихся карбонатных пород турне. Латеральные вариации
концентраций РЗЭ в этом случае будут контролироваться различиями в
гидрохимическом режиме подземных вод в разных участках угленосной
площади.
Формы нахождения РЗЭ в углях разнообразны. Основные
концентрации РЗЭ в углях исследователи связывают обычно с минералами
фосфора и глинистыми минералами [128]. По данным В.В. Середина [102]
Высокие корреляционные связи РЗЭ с фосфором указывают на их
концентрацию в минералах фосфора. В то же время коэффициент корреляции
с зольностью варьирует в широких пределах от (-0,3) до 0,9, что может
указывать на сорбцию части РЗЭ органическим веществом углей. На
присутствие в углях органических соединений РЗЭ указывают результаты
изучения их содержаний в гуминовом веществе, показывающие
концентрацию примерно половины РЗЭ в гуминовом веществе [102].
Таким образом, преимущественно карбонатное обрамление бассейна
углеобразования и кварц-полевошпатовый состав терригенного материала
(кварц и карбонатные минералы характеризуются низким содержанием
изоморфных примесей) не способствовали возникновению первичных
концентраций микроэлементов в период торфяно-болотной седиментации.
Геохимическая специфика визейских углей обусловлена, прежде всего,
эпигенетическим обогащением ЭП (германий) и РЗЭ.
6. ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫЙ КОМПЛЕКС
Угольные залежи в Камском бассейне связаны с отложениями
бобриковского горизонта. Граница распространения промышленных залежей
охватывает западный и восточный борта Мелекесской впадины, юговосточный склон Северо-Татарского свода, западный, северный склоны и
северную часть купола Южно-Татарского свода. Остальная территория
распространения угленосных визейских отложений в пределах Татарстана
характеризуется развитием угольных залежей мощностью менее 1 м,
расположенных на глубинах 900-1500 м и не представляющих
промышленного интереса.
Поисково-оценочный комплекс угольных месторождений визейского
возраста [26, 28, 30, 32] опирается на установленные предпосылки их
размещения и локализации (борта впадин и склоны сводов, древние
эрозионно-карстовые и карстовые врезы, средние части визейских
комплексов и др.), материалы нефтеразведочного бурения и методы
распознавания углепроявлений по результатам геофизических исследований.
6.1. Поисковые предпосылки
Палеотектонические предпосылки. Зоны мощного угленакопления
тяготеют к склонам сводов и к бортам впадин. Палеотектонические
построения показывают, что наиболее интенсивно эрозионно-карстовые
процессы развивались на палеовершине Южно- Татарского свода,
соответствующей в современном тектоническом плане восточному борту
Мелекесской впадины и западному склону Южно- Татарского свода. Южный
и юго-восточный склоны (за исключением северной части последнего)
палеосвода сохранили в бобриковское время тенденцию к погружению и
характеризуются отсутствием зон углеобразования.
Стратиграфические предпосылки выражены в приуроченности
мощного угольного пласта “Основной” к средней части визейской
угленосной толщи. Его распространение ограничено стратиграфическим
объемом бобриковского горизонта.
Фациальные предпосылки. В осевой зоне прогибов КамскоКинельской системы осадконакопление в радаевско-бобриковское время
происходило в условиях лагун обмелевшего, опресненного морского
бассейна. В прибортовых зонах прогибов преобладали фациальные условия
русел, их дельт и пойменных озер, отдельные участки которых
заболачивались и были благоприятны для формирования угольных пластов.
На более возвышенных участках бортовых зон прогибов и на палеосводах
формировались врезы в ранневизейском палеорельефе с интенсивным
заболачиванием водоемов и формированием мощных залежей угля.
Литологические предпосылки. Мощный угольный пласт “Основной” в
большинстве залежей подстилается и перекрывается в основном темно-
серыми аргиллитами. Последними исследованиями установлено, что
надежным индикатором глубоких эрозионно-карстовых врезов (которые, как
правило, угленосны) являются известняки, вскрытые скважинами в
прибортовых зонах врезов и находящиеся в нижней (редко в средней) части
угленосной толщи во вторичном залегании.
Палеогеоморфологические предпосылки. Визейская угленосность в
Камском бассейне контролируется ранневизейским палеорельефом.
Установлено, что мощный угольный пласт “Основной” приурочен к древним
(предбобриковским) эрозионно-карстовым и карстовым врезам. Контуры
врезов служат одновременно границами угольных залежей.
6.2. Методика поисков и оценки
Вышеизложенные закономерности размещения угленосных отложений
и угольных залежей установлены в результате бурения глубоких поисковых и
разведочных скважин на нефть и анализа полученного фактического
материала. Методика изучения месторождений угля носит попутный характер
[28, 30, 32]. Разграничение ее на поисковую и оценочную стадии в
определенной
степени
условно, что подтверждается неполным
соответствием системы разведочной сети, реализованной для нефтяных
объектов, той, которая была бы необходима для угольных залежей.
Попутная оценка визейских залежей угля включает интерпретацию
результатов бурения скважин на нефть, их геофизических исследований и
сейсморазведки.
Высокую эффективность при картировании врезовых структур
демонстрируют сейсмические методы [28, 30, 32]. Надежность картирования
визейских врезов по данным сейсморазведки является достаточно высокой и
хорошо коррелируется с результатами бурения. Однако выделение врезов
малой глубины на сейсмических разрезах связано с определенными
трудностями и требует специальных подходов. Уверенно по кинематическим
параметрам сейсмической записи отображаются врезы, глубина которых
составляет 20 и более метров. Врез глубиной 10 метров практически не
находит отображения в волновой картине синтетического разреза. Тоже
самое наблюдается на реальных сейсмических разрезах.
По результатам геофизических исследований скважин (ГИС)
осуществляется детальное литологическое расчленение
разреза,
установление глубины залегания и мощности угольных пластов, их
стратиграфической принадлежности, корреляция
и т.д. Интерпретация
выполняется на основе сопоставления геолого-геофизических данных по
всем скважинам исследуемой залежи.
Для этого используется метод
корреляции каротажных диаграмм,
который
позволяет производить
стратиграфическую и литологическую увязку разрезов.
Для целей корреляции используются кривые НГК, ГК, ПС, КС и
кавернометрии. Корреляция выполняется в масштабе 1:200. На диаграммах
выделяются маркирующие для угольного бассейна горизонты, которые
хорошо выдержаны и увязываются с известными стратиграфическими
горизонтами по опорным скважинам. Маркирующими образованиями
являются пласты известняков в кровле турнейского яруса, в тульском и в
подошве алексинского горизонтов, а также пласт песчаника в кровле
бобриковского горизонта. Основной задачей интерпретации данных ГИС
является выделение по сумме параметров угольных пластов, установление их
мощности и глубины залегания. Принятая мощность пласта должна быть
подтверждена не менее чем по двум кривым, наиболее четко определяющим
эту величину. На кривых НГК, ГК и ПС точки контактов пласта
устанавливаются на половине амплитуды аномалии от фона вмещающих
горных пород. В отдельных скважинах может вызывать затруднение
установление контакта кровли угольного пласта. Радиоактивность углей
варьирует в пределах 3-7 мкР/час, в кровле, вследствие увеличения их
зольности, значения гамма-активности почти достигают фоновых. Подошва
пласта устанавливается довольно четко по всем кривым. Мощность
породных прослоев, по данным детального изучения керна и результатов
технического анализа, составляет 0,03-0,15 м (редко 0,2 метра). Такие
весьма тонкие породные прослои на каротажных диаграммах масштаба 1:200
не обособляются, и угольный пласт, выделенный только по материалам
каротажа, условно принимается за простой по строению.
Однозначное выделение угольных пластов в разрезе скважин в
комплексе с кавернометрией обеспечивает метод гамма-гамма каротажа
плотностного (ГГК-П). Интенсивность рассеянного гамма-излучения в
горных породах зависит от их плотности. Так как плотность углей и
вмещающих горных пород резко различна, то первые на кривых ГГК-П
обозначаются четко выраженными интенсивными максимумами.
Гамма-каротаж может успешно использоваться для литологического
расчленения разрезов скважин и определения мощности угольных пластов,
отмечаемых на кривых ГК значительными отрицательными аномалиями по
отношению к вмещающим отложениям. По мере увеличения зольности
углей амплитуда аномалий уменьшается, а над породными прослоями
значения гамма-активности достигают фоновых.
Метод НГК является одним из основных, позволяющих уверенно
выделять в разрезе пласты угля. На кривых НГК они отмечаются
значительными отрицательными аномалиями по сравнению с вмещающими
горными породами.
Метод ПС для выделения угольных пластов практического значения не
имеет и используется в комплексе с КС для литологического расчленения.
Кривая ПС во многих скважинах искажена из-за цементных заливок.
Кривые ГГК-П, ГК, НГК, КС в комплексе с параметром ПС
обеспечивают литологическое расчленение разрезов скважин, выделение
коллекторов и угольных пластов, определение мощности пластов и их
строения.
В основе интерпретации данных геофизических исследований скважин
применительно к поискам и оценке угольных залежей лежат три фактора,
которые сводятся к следующему:
- практически основным условием выделения мощного угольного пласта
“Основной” является совпадение значений минимумов на кривых НГК, ГК,
ПС и максимумов на кривой КС;
- интерпретация выполняется на основе сопоставления геологогеофизических данных по всем скважинам исследуемой угольной залежи,
причем за опорные необходимо выбирать только те из них, в разрезе которых
присутствие угля было установлено по керну;
- с целью получения характеристики горных пород по каротажу
необходимо вести интерпретацию всего разреза визейской угленосной толщи
и его корреляцию в пределах угольной залежи.
Данные каротажа по определению мощности угольных пластов, их
строения и глубин залегания представляют собой основной материал при
оценке прогнозных ресурсов углей.
Однако, комплекс ГИС нефтяных скважин и методика каротажа
существенно отличаются от применяемого в угольных бассейнах и не
обеспечивают решение всех задач, стоящих перед каротажем при поисках
угольных месторождений. Каротажные кривые регистрируются по всему
стволу скважин в масштабе 1:200; 1:500 и 1:1000. Детализация в масштабе
1:50 не проводится. Размеры зондов и условия измерений подобраны с целью
наиболее четкого выделения в разрезе скважин нефтеносных пластов.
Условия проведения ГИС также отличаются (диаметр нефтеразведочных
скважин 215- 295 мм, удельное сопротивление бурового раствора 0,51,5омм). Угли отдельных залежей (Пичкасская, Беркет- Ключевская, ВарзиОмгинская, Мокшинская и др.) отличаются очень низкими значениями
электрического сопротивления (2- 5 омм), совершенно не характерными для
каменных углей марки Д (кривые КС из-за шунтирующего действия
низкоомного раствора сильно искажены).
Существующая методика ГИС не обеспечивает полной однозначности
выделения угольных пластов в разрезе угленосной толщи, не представляется
возможным выделение весьма тонких угольных пластов, не обеспечивается
требуемая точность определения мощности пласта и его строения. С целью
решения перечисленных задач предлагается частичное изменение комплекса
и методики ГИС на площадях с совпадением контуров угленосности и
нефтеносности (табл. 6.1).
Рекомендуемый комплекс позволяет решать следующие задачи:
литологическое расчленение разрезов скважин;
корреляция разрезов и установление синонимики пластов;
определение глубины залегания, строения и мощности угольных
пластов;
оценка зольности угольных пачек и породных прослоев;
выявление зон разрывных нарушений;
оценка технического состояния и искривления стволов скважин;
определение физико- механических свойств горных пород;
выяснение геотермических характеристик месторождения;
проведение массовых поисков.
Таблица 6.1
Методы геофизических исследований скважин
Стандартный комплекс
Рекомендуемый комплекс ГИС
ГИС
при специализированных работах на
нефтяных скважин
уголь
гамма- каротаж (ГК);
гамма- гамма каротаж плотностной (ГГКнейтронный гамма-каротаж
П);
(НГК);
гамма- гамма каротаж селективный (ГГКбоковой каротаж сопротивлений С);
нейтронный гамма - каротаж (НГК);
(БК- к); ;
гамма – каротаж (ГК);
каротаж сопротивлений (КС);
боковой каротаж сопротивлений (БК- к);
каротаж естественной
поляризации (ПС);
боковой каротаж проводимости (БК-  к);
микро-каротаж;
каротаж сопротивлений градиент- зондом
ядерно-магнитный каротаж;
(КС);
индукционный каротаж;
каротаж естественной поляризации (ПС);
газовый каротаж;
кавернометрия (Кав);
кавернометрия (Кав);
инклинометрия (Инк);
инклинометрия (Инк);
термометрия (Терм);
термометрия (Терм);
опробование угольных пластов
отбор грунтов
породоотборником (ОГП)
Использование указанного комплекса методов целесообразно при
попутной оценке угленосности, а также и в процессе проведения
специализированных поисковых и оценочных работ на угольные
месторождения.
Поисковые задачи включают выявление залежей угля с помощью ГИС,
количественную оценку прогнозных ресурсов категории Р2 и Р1, геологоэкономическую оценку проявлений (потенциальных месторождений) угля по
укрупненным показателям с учетом возможных направлений его
использования.
Предварительно же производится определение перспектив района на
выявление
угольных
залежей
исходя
из
закономерностей
их
пространственного размещения, условий осадко- и торфонакопления,
детального комплексного исследования известных объектов, принимаемых за
эталонные. К настоящему времени таковыми на территории Татарстана
являются угольные залежи Ташлиярская - 1, Ташлиярская –13 и Мокшинская.
Обоснование параметров прогнозной оценки углей Камского угольного
бассейна на территории Республики Татарстан приводится в соответствии с
действующей нормативно-технической документацией (Классификация
запасов…, 1997; Методическое руководство…, 1986).
Прогнозные ресурсы категории Р1 оцениваются при следующих
условиях:
- наличие угольного пласта установлено вскрытием буровыми
скважинами (угольным керном);
- качество угля определено по нескольким рядовым пробам;
- мощность и глубина залегания угольных пластов установлены по
каротажным значениям не менее чем по кривым двух различных методов из
числа применяемых (ГГК, НГК, ГК, КС). На залежах, где угольный пласт
зафиксирован только по интерпретации данных геофизических исследований
буровых скважин, прогнозные ресурсы оцениваются по категории Р2.
Исчисление прогнозных ресурсов (Р) производится по следующей
формуле:
Р = k  S  mср d,
(1)
где: S – площадь контура подсчета, тыс.м2;
mср – средняя мощность пласта, м;
k – коэффициент достоверности;
d- объемный вес, т/м3.
Оконтуривание залежей угля производится в тесной увязке с
конфигурацией врезов. В частности, границы угольного пласта “Основной”
проведены с учетом ранневизейского рельефа, то есть они в общих чертах
совпадают с контурами угленосной впадины. Графической основой оценки
прогнозных ресурсов являются карты прогноза угольных месторождений
масштаба 1:50000. На них выносятся контуры угленосных участков
(перспективных впадин), все пластопересечения с указанием их номеров,
вскрытой мощности угольного пласта, абсолютных отметок его подошвы и
кровли и значения зольности (предельное содержание золы в угольных
пластах большинства бассейнов принято в 30-40%).
Визейские угли Татарстана характеризуются сложными горногеологическими условиями залегания (большие глубины – 880 -1500м,
наличие водоносных горизонтов и др.). Шахтная добыча их в обозримой
перспективе представляется нереальной. Однако существует другой способ
вовлечения угольных залежей в освоение – это подземная газификация углей
[70]. С данных позиций для оценки прогнозных ресурсов и подсчета запасов
(категория С2) визейских углей могут быть приняты следующие параметры:
минимальная мощность угольного пласта – 1,2 м;
предельное содержание золы в угольном пласте – 30%;
глубина оценки – 900-1500 м.
Нулевой контур (условная линия выклинивания пласта) проводится на
середине расстояния между двумя скважинами - вскрывшей пласт с
кондиционной мощностью и показавшей его отсутствие. Точки контура
минимальной мощности (1,2 м) устанавливаются графически между точкой
нулевого контура и скважиной, вскрывшей пласт с рабочим значением. При
отсутствии оконтуривающих скважин допускается экстраполяция.
Площади контуров угольных залежей измеряются в тыс. м 2 при
помощи прозрачной палетки. Измерения проводятся не менее двух раз при
разной ориентировке палетки относительно контура с вычислением среднего
результата.
Объемная масса угля при оценке ресурсов условно принята равной 1,3
т/м3 (последнее получено как среднее арифметическое из 96 определений,
выполненных Казанским филиалом АН СССР и Средне-Волжским
геологическим управлением в 1959-1962 гг.).
Расчеты средней мощности (mср) пласта производятся по формулам:
- в контуре выработок кондиционной мощности, содержащих n
пересечений с мощностями mi :
mср = mi /n;
(2)
- в контуре, отстроенном по единичной скважине, полностью
оконтуренной линией минимальной мощности:
mср =(mi+ 2mmin) /3,
(3)
где: mi - мощность вскрытого пласта;
mmin - принятая минимальная мощность пласта (1,2 м)
- на площадях, прилегающих к контуру генетического выклинивания
пласта, при расчете средних для залежи значений, помимо данных о
мощности пласта, полученных по скважинам, находящимся на площади
залежи, дополнительно включаются значения минимальной мощности пласта
соответственно числу скважин, использованных для отстройки его контура:
mср =(mi+ k*mmin)/ (n+k),
(4)
где: mi - мощность пласта по скважине;
n - количество скважин;
mmin - принятая минимальная мощность пласта (1,2 м);
k - количество использованных для отстройки контура значений
минимальной мощности пласта.
При количественной оценке прогнозных ресурсов особое внимание
уделяется обоснованию коэффициента достоверности, учитывающего
уменьшение ресурсов за счет прерывистого распространения угольного
пласта и утраты промышленной ценности на отдельных участках изучаемой
площади. Необоснованное завышение коэффициента может привести к
грубым ошибкам в оценке прогнозных ресурсов в сторону их увеличения,
причем чаще всего они допускаются при прогнозировании угленосности
внутриплатформенных бассейнов и площадей.
Коэффициент достоверности для визейских углей принят 0,8, исходя из
следующих факторов:
- мощные залежи угля развиты в эрозионно-карстовых врезах в
ранневизейском палеорельефе; они, как правило, всегда угленосны, а
контуры большинства их являются границами залежей; все врезы выделены
по данным сейсморазведки и материалам нефтеразведочных скважин;
- наличие мощного угольного пласта в этих врезах подтверждено
вскрытием
(угольным
керном)
или
интерпретацией
материалов
геофизических исследований нефтеразведочных скважин;
- оконтуривание залежей выполняется по скважинам, в редких случаях
допускается экстраполяция;
- площади большинства карстовых врезов составляют 0,5-5 км2, что в
принципе исключает грубые ошибки при количественной оценке.
Данные о прогнозных ресурсах категорий Р1 и Р2 представляют собой
базу для планирования оценочных работ. Из этого следует, что учету должны
подлежать только те ресурсы, которые получили положительную геологоэкономическую оценку.
На стадии оценочных работ применяется рекомендуемый комплекс
ГИС (табл. 6.1), при этом в объем исследований вовлекается большее
количество нефтеразведочных скважин. Запасы категории С2 подсчитываются
с использованием вышеприведенных параметров методом геологических
блоков.
Следует еще раз заметить, что в условиях Татарстана, территория
которого характеризуется высокой степенью разбуренности в связи с
нефтепоисковыми и нефтеразведочными работами, поиски и оценку
визейских каменных углей необходимо проводить на базе существующего
фонда нефтяных скважин. Практически это выражается в попутной оценке
угленосности при геологоразведочных работах на нефть, позволяющей
выполнить требуемый комплекс исследований при минимальных затратах.
Задачи такой оценки могут быть сформулированы следующим образом:
- выявление закономерностей угленакопления в визейских отложениях;
- уточнение контуров известных и выявление новых залежей угля;
- опробование по керну скважин;
- изучение качества, технологических свойств и геохимических
особенностей углей;
- оценка прогнозных ресурсов категорий Р2 и Р1 и подсчет запасов
категории С2;
- геолого-экономическая оценка месторождений.
6.3. Рекомендации к разведке
Методика разведки определяет подбор методов, необходимых и
достаточных для решения поставленных задач. В настоящем разделе дан
анализ их применимости в условиях Камского бассейна [33].
В соответствии с существующей практикой геологоразведочных работ,
предметом изучения на стадии разведки является угольное месторождение с
предварительно оцененными запасами по категории С2, реже разведанными
по категории С1 и прогнозными ресурсами категории Р1. Главной целью
разведки является подготовка месторождения к промышленному освоению. В
связи с этим в результате разведочных работ должны быть решены вопросы:
-завершения геологического изучения месторождения;
-установления контура разведанной части месторождения;
-выбора участка первоочередного освоения;
-установления и характеристики структуры месторождения и
структурных форм более высокого порядка;
-выявления разрывных нарушений с амплитудой более 50-10 м;
-прогноза развития малоамплитудной тектоники, установления общих
закономерностей ее проявления;
-окончательной увязки всех угольных пластов, имеющих промышленное
значение;
-определения условий залегания угольных пластов, их мощности,
строения, группы выдержанности, выявления закономерностей размещения
этих показателей по площади и на глубине, наличия зон расщепления и
выклинивания, размыва и выгорания углей;
-изучения качества углей, их технологических свойств и марочного
состава, определения перспективных направлений их использования;
-оконтуривания и их характеристики залежей попутных полезных
ископаемых, предназначенных для совместной или раздельной отработки с
подсчетом их запасов;
-оконтуривания участков и зон с предположительно промышленными
концентрациями малых элементов, их характеристики и подсчета запасов;
-изучения гидрогеологических, горногеологических и горнотехнических
условий разработки;
-выбора площадей для размещения производственных и бытовых
сооружений, отвалов;
-подсчета запасов по категории С1, а на участке первоочередного
освоения – категориям В и А;
-изучения вопросов охраны окружающей среды и разработки
мероприятий по охране недр, предотвращения загрязнения окружающей
среды и рекультивации земель;
-разработка ТЭО промышленного освоения месторождения.
В условиях Камского бассейна первостепенное значение для постановки
разведочных работ на уголь имеет выбор способа освоения. Определяющий
фактор при этом - глубокое залегание визейских угольных залежей. Как уже
отмечалось, в подобных условиях единственно возможным способом
отработки угля является ПГУ. Это обстоятельство диктует специфику
методической основы разведки угленосных площадей на территории РТ.
Другим немаловажным фактором служит сопряженность Камского
угольного бассейна с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией, активно
осваиваемой в течение всей второй половины двадцатого столетия. В связи с
тем, что в большинстве случаев контуры визейских залежей угля в плане
совмещены с контурами нефтяных месторождений, разведку угольных
залежей целесообразно проводить на базе существующего фонда
эксплуатационных
нефтяных
скважин
с
бурением
скважин,
специализированных на уголь. Практика использования результатов
геологоразведочных работ на нефть при оценке визейских углей [28, 30, 32]
оказалась весьма эффективной вследствие повышения достоверности
результатов и резкого удешевления выполняемых работ.
Разведка производится в естественных границах залежей. Такими
границами являются контуры эрозионно-карстовых и карстовых врезов в
ранневизейском палеорельефе.
На начальном этапе разведки производится детальное картирование
контуров врезов сейсморазведкой (МОГТ) и, возможно, с применением
электроразведки (ЗСБЗ).
Размещение разведочных скважин, их глубина и плотность разведочной
сети определяются с учетом геологического строения залежи, сложности
условий залегания и степени выдержанности морфологии угольных пластов.
В каждом конкретном случае устанавливается преимущественное влияние
того или иного фактора на систему размещения и плотность разведочной сети
с учетом предполагаемого способа разработки залежи. Выдержанность
пласта, отражая степень изменчивости мощности, строения и пластовой
зольности, решающим образом влияет на методику разведки.
Разведочные скважины располагаются по квадратной или прямоугольной
сети. Кроме того, создаются опорные (детализационные) профили для
уточнения закономерностей в изменении морфологии угольных пластов, их
гипсометрии и степени нарушенности условий залегания.
При бурении специализированных на уголь скважин дополнительно к
существующему фонду эксплуатационных нефтяных, для разведки
достаточна сеть 1х1 км для категории С1 и 0,5 х 0,5 км для категории В. На
заключительном этапе разведки рекомендуется пробурить в зависимости от
размеров залежей 1-3 опорных профиля через 2-4 км, в которых расстояние
между скважинами составит 250-500 м. Эти профили оказываются
высокоэффективными для определения выдержанности мощности и строения
пластов, качества углей и для изучения интенсивности проявления
тектонических дислокаций. Рекомендуемый план разведки угольного пласта
«Основного» на месторождении Ташлиярская-2 показан на (рис. 6.1).
На месторождениях Камского бассейна в условиях пологого залегания
пластов, простого или средней сложности тектонического строения,
плотность разведочных скважин определяется исходя из прогнозной оценки
степени выдержанности угольных пластов. В Камском бассейне пласты
визейской угленосной толщи по мощности относятся преимущественно к
мощным (3,5-15 м). Степень их выдержанности оценивается в каждом
конкретном случае с учетом геологической изменчивости их мощности,
морфологии и качества угля.
Выявленные в процессе разведки отдельные аномалии в виде размывов,
выклиниваний и расщеплений пластов, тектонических нарушений должны
быть принципиально изучены, чтобы оценить их влияние на промышленную
оценку месторождения. Для изучения таких аномалий необходимо в проектах
разведок предусматривать резервный метраж бурения в количестве 10-20% от
общего объема в зависимости от сложности месторождения. Положение
резервных скважин определяется в процессе разведки.
Основным техническим приемом разведочных работ на визейские угли в
РТ служит колонковое бурение с полным отбором керна по угольному пласту.
Бурение скважин до кровли угленосной толщи (тульский горизонт)
производится без отбора керна. Если на начальной фазе разведки
устанавливается непромышленное значение пластов, залегающих ниже
основного промышленного пласта, оперативно должен быть скорректирован
проект разведки и глубина скважин ограничена последним рабочим пластом.
В связи с высокой стоимостью бурения скважин глубиной 1100-1200 м,
каждая разведочная скважина должна нести максимальную нагрузку. Для
каждого конкретного месторождения рациональная плотность разведочной
сети обосновывается с учетом специфических особенностей его
геологического строения и характера угленосности.
Геофизические исследования скважин (ГИС) при разведке угольных
залежей используются для решения геологических задач, связанных с
выделением пластов, определением условий их залегания,
физикомеханических свойств углей и др. Комплекс ГИС и методика каротажа
нефтяных скважин существенно отличаются от используемого в угольных
бассейнах и вследствие этого не обеспечивают решение задач стадии
разведки месторождений угля. В связи с этим все используемые для разведки
угольного месторождения нефтяные и дополнительно бурящиеся
специализированные на уголь скважины должны быть исследованы
дополнительным комплексом каротажа, охарактеризованным в предыдущем
разделе.
Данные каротажа о мощности, строении и глубине залегания угольных
пластов должны быть подтверждены опробованием боковыми грунтоносами
в следующих случаях.
- наличие в интервале, выделенном каротажем как угольный пласт,
керна горной породы и отсутствие убедительного доказательства указанного
несоответствия ошибкой в определении глубин при бурении;
- недостаточно четкое определение мощности и строения угольного
пласта или расхождение данных, полученных по каротажным кривым двух
методов, которые используются как основные для определения мощности и
строения пласта.;
- выходе керна, превышающем мощность пласта, определенную по
основным каротажным кривым;
- наличие в угольном пласте или непосредственно в его кровле, или
почве горных пород (включая и угольные прослои, зольность которых
превышает кондиции), которые выделяются на каротажных кривых такими
же признаками как и уголь, отбор образцов боковыми грунтоносами должен
быть произведен по сомнительным интервалам не реже чем через 5 см.
Положение кровли и почвы угольного пласта или пачек угля в пласте
сложного строения в этом случае должно быть подтверждено способом
«вилки», т.е. контакт угля с горными породами должен располагаться между
двумя точками отбора образцов угля и горной породы. Расстояние между
точками для весьма тонких и тонких пластов не должно превышать 5 см, а
для остальных пластов – не более 10 см. Каждый из отобранных образцов
углей и углистых пород подвергаются анализу на зольность.
Гидрогеологические исследования должны обосновать прогнозные
притоки воды в подземную часть газогенератора. Программа и объемы
гидрогеологических исследований определяются конкретными условиями.
При разведке угольных месторождений обычно выполняются:
- гидрогеологические наблюдения при бурении разведочных скважин;
- бурение и опробование разведочно-гидрогеологических скважин;
- определение фильтрационных свойств пород;
- изучение химического состава подземных вод.
По угольному пласту «Основной» необходимо изучить газоносность.
Фактические данные должны быть достаточными для построения по нему
карт изогаз с сечением 5 м3 на 1 т горючей массы. Для выполнения этого
требования должно быть опробовано не менее 50 % пластопересечений.
Изучение газоносности угленосных отложений производится тремя
основными
методами
с
помощью
герметических
стаканов,
керногазонаборниками и газовым каротажем. Исследования газоносности
угленосных отложений при разведке залежей обычно предусматривают:
-установление состава газов, заключенных в углях и вмещающих их
горных породах;
-определение удельной газоносности;
-установление закономерности распределения природных газов в
угольных пластах и вмещающих их породах.
Завершающим этапом разведочной стадии является подсчет запасов. Он
производится на основе гипсометрических карт угольных пластов в масштабе
1 : 10000 или 1 : 5000 по каждому угольному пласту, имеющему
самостоятельное промышленное значение. В качестве основного метода
подсчета запасов углей используется метод геологических блоков.
Запасы углей (Q) подсчитываются в единицах массы (тыс. т.) при
естественной влажности по формуле:
Q = V*d,
(1)
где: V – объем тела полезного ископаемого (угольного пласта), d –
объемная масса угля в естественном залегании.
Построение графической основы подсчета запасов, оконтуривание
угольных пластов определение усредненных для подсчетных блоков величин
параметров подсчета – мощности пластов, элементов залегания, показателей
качества, объемной массы угля производятся на базе данных, полученных по
частным пересечениям пласта разведочными скважинами.
Мощность пластов и внутрипородных прослоев замеряется с точностью
до 1 см. Измененные по скважинам видимые мощности пласта должны быть
пересчитаны в истинные. В случае отклонения скважины от вертикального
направления при пересечении пласта необходимо вносить поправки на
зенитный и азимутный углы.
Перед осуществлением подсчета запасов необходима тщательная
обработка полученных при разведке материалов по изучению качества угля
каждого из разведуемых пластов. Определение среднепластовой (с учетом
засорения угля внутрипластовыми прослоями) зольности, являющейся одним
из основных показателей кондиционности пласта в точке его вскрытия
разведочной скважиной, производится по формуле:
Аd1m1d1+ Аd2m2d2 + . . . . . . . . + Аdnmndn
Аdср= --------------------------------------------------------,
m1d1 + m2d2 + . . . . . . . . . + mndn
(2)
где: Аd1, Аd2, . . . ., Аdn - зольность угольной пачки и породного прослоя, m1,
m2 . . . , mn - мощности соответствующих угольных пачек и породных
прослоев, d1, d2,…dn объемная масса угля.
Один из основных параметров подсчета - объемная масса угля. Точность
ее определения для подсчета запасов установлена в 0,01 г/см 3 (т/м3). По
каждому пласту отбирается не менее 30 образцов. По ним одновременно
определяются влажность, зольность угля, а для высокосернистых углей –
массовая доля серы. Достоверность определения объемной массы должна
систематически контролироваться по всем операциям (отбору, измерению,
взвешиванию, расчетам). Для каждого пласта по данным частных
определений графически определяется значение объемной массы.
К числу важнейших относится вопрос разделения подсчитанных запасов
на балансовые и забалансовые. Общие принципы такого деления изложены в
инструкции ГКЗ. В условиях Камского бассейна большую долю в разряде
забалансовых, кроме запасов в пластах некондиционных по мощности и
зольности, будут занимать запасы, отнесенные к этой категории по
горнотехническим условиям. Причисление подсчитанных запасов к
забалансовым по горнотехническим условиям должно быть убедительно
аргументировано и согласовано с эксплуатационной организацией.
По результатам разведки в зависимости от сложности тектоники,
горногеологических условий и особенностей угленосности месторождение
требуется аргументировано отнести к одной из групп сложности по
классификации ГКЗ. В Камском бассейне важнейшим критерием отнесения
месторождения к той или иной группе Классификации следует считать
сложность горногеологических условий разработки. Визейские залежи угля,
которые по своим параметрам соответствуют 1-й группе, вследствие
исключительной сложности
горно-геологических условий необходимо
отнести ко 2-ой группе. Для оценки инженерно-геологических условий
отработки залежи должны быть изучены физико-механические свойства
почвы и кровли углей.
В конечном итоге в результате разведки должны быть установлены:
- основные параметры угленосности, общее количество угольных пластов
имеющих промышленное значение, их мощность, выдержанность и
строение;
- качество угля;
- горногеологические и гидрогеологические условия строительства станции
«Подземгаз» и эксплуатации;
- принципиальная тектоническая схема строения залежи с надежной
фиксацией структурных элементов.
Разведка визейских залежей угля должна обеспечить оценку их запасов
по категориям В и С1, в том числе по категории В не менее 50 %. При этом
бортовые части залежей разведуются по категории С1, а центральные, где
угольный пласт «Основной» имеет максимальную мощность, - по категории
В. Разведка до категории А экономически не оправдана. Все факторы на
стадии разведки изучаются с детальностью позволяющей получить данные
необходимые для составления ТЭО освоения залежей.
В заключение следует сказать, что изложенная в настоящем разделе
методика разведки визейских угольных месторождений на территории РТ
имеет больше теоретический и рекомендательный характер. Проведение
работ стадии разведки на глубокозалегающие визейские месторождения угля,
очевидно, дело не ближайшего будущего и возможно только с учетом
нетрадиционного освоения их ресурсов. В любом случае подобные
мероприятия целесообразно вести в комплексе с нефтеразведочными
работами и с использованием уже существующего фонда нефтяных скважин.
Последнее, как уже отмечалось, позволяет значительно снизить затраты.
Необходимо также иметь ввиду, что процесс и продукты подземного горения
углей можно использовать попутно для повышения нефтеотдачи
разрабатываемых по соседству нефтяных месторождений и в этом аспекте
проблема отработки визейских углей требует своего дальнейшего изучения.
6.4. Опробование и лабораторные исследования углей
Опробование углей направлено на определение их марок и выделение
технологических групп, что позволяет в конечном счете выявить
закономерности пространственного изменения основных качественных
показателей и оконтурить промышленные части угольных залежей [32,33].
Важнейшим этапом опробования является отбор проб. В условиях
глубокого залегания пластов каменных углей единственным способом отбора
проб остается керновый, метод же опробования – пластоводифференциальный, характеризующий пластопересечения раздельно по
макроскопически выделяемым пачкам угля и горных пород.
При бурении скважин по интервалам залегания угольных пластов и
вмещающим их горным породам должен быть получен максимально
возможный выход керна с ненарушенной структурой. Оценка выхода керна
при его ненарушенной структуре производится линейным замером, при
извлечении керна в виде кусочков и мелочи – объемным методом или
взвешиванием. Представительность керна для определения мощности,
структуры пласта и качества угля, а также свойств пород кровли и почвы
пластов необходимо доказать результатами геофизических исследований
скважин, исследований керна, извлеченного по полноценным пересечениям
скважинами данного пласта.
Для отбора проб углей и вмещающих горных пород на анализ, а также
для подтверждения результатов определения мощности угольных пластов
другими методами могут применяться боковые грунтоносы (стреляющиеся
или сверлящиеся). Они используются в комплексе с геофизическими
методами исследования с целью подтверждения данных каротажа о глубине
залегания, мощности и строения угольных пластов, а также для отбора проб
на технический анализ (при низком выходе угольного керна, пропуске
пластов). Мощность считается установленной, если рядом расположенные
бойки одновременно отобрали образцы из кровли и пласта, подошвы и
пласта. Это требование распространяется и на случаи, когда подтверждается
структура угольного пласта сложного строения. При отборе проб
грунтоносами пласты простого строения опробуются через 20 см, а сложного
– через 10 см. Отобранные образцы объединяются в общие пробы в
соответствии со строением пластов. Пробы непосредственно после подъема
прибора на поверхность тщательно очищаются от глинистого раствора.
Отбор проб из керна скважин и их обработку осуществляют в
соответствии с требованиями ГОСТ 11223-88 раздельно для угля и породных
прослоев. К последним относятся все горные породы, включая углистые, с
величиной Аd выше установленных кондициями для подсчета балансовых
запасов данного вида топлива.
Отбор проб из угольных пачек пласта производится по макроскопически
выделяемым пластам. Минимальная мощность интервалов опробования при
визуально неоднородном строении угольных пачек принимается 0,2 – 0,3 м,
для мощных и весьма мощных пластов соответственно 1 и 1,5 м. При
визуально однородном строении пласта, а также при нарушенности
структуры керна, не позволяющей выделить макроскопически различные
слои, опробование осуществляется равномерными секциями. Мощность
интервалов опробования (длина секций) в этом случае, как правило, не
должна превышать: в пластах тонких и средней мощности 0,5 – 0,7 м, а в
мощных и весьма - пластах 2 – 5 м. На практике схема опробования
угольного пласта контролируется структурой пласта по данным ГИС.
Количество материала керновой пробы, необходимого для различных
исследований, целиком зависит от сечения колонковых труб нефтепоисковых
и нефтеразведочных скважин.
Весь угольный керн является первичной пробой и должен иметь
макроскопическое описание в геологическом журнале и зарисовку в виде
разреза, составляемого в масштабах от 1 : 10 до 1 : 500. Масштаб выбирается
в зависимости от мощности и строения угольных пластов, описание и
зарисовки производятся послойно.
Подготовка проб к лабораторным исследованиям осуществляется путем
их измельчения, просеивания, перемешивания и квартования. Сокращают
пробу после измельчения. Методы отбора и подготовки проб для
лабораторных испытаний регламентируются ГОСТ 10742-71.
Состав и свойства углей должны быть
изучены с полнотой,
обеспечивающей установление наряду с наиболее рациональным
применением всех возможных направлений их промышленного
использования, а также оценку промышленного значения всех содержащихся
в углях полезных компонентов.
Примерная программа исследований угля при разведке залежей
Камского бассейна приведена в таблице 6.2.
Таблица6.2
Примерная программа исследования качества углей
Виды исследований
Технический анализ:
- влажность
- зольность
- содержание серы
- выход летучих веществ
- высшая удельная теплота
сгорания
Элементный анализ (C, H, N, O)
Отражательная способность
витринита
Пластометрические показатели
Плавкость золы
Химический состав золы
Содержание попутных
компонентов
Шлакуемость золы
Объемный вес
Объем
исследований
Нормативнометодический
документ
все пробы
-----,,---------,,---------,,----30% проб
ГОСТ 11014-81
ГОСТ 11022-90
ГОСТ 8606-72
ГОСТ 6382-91
ГОСТ 147-74
-----,,-----
ГОСТ 2408.1-88,
2408.2-75,
2408.3-90
ГОСТ 12113-83
единичные анализы
-----,,---------,,---------,,----все пробы
единичные анализы
30% проб
ГОСТ 1186-87
ГОСТ 2057-82
ГОСТ 10538-87
ГОСТ 28974-91
ГОСТ 10175-75
ГОСТ 2160-92
7. НАПРАВЛЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УГЛЕЙ
7.1. Возможные пути освоения угольных залежей
Уголь в течение длительного времени используется как энергетическое
топливо и технологическое сырье для многих отраслей промышленности.
Главными потребителями угля являются теплоэлектростанции, цветная и
черная металлургия, коммунально-бытовое хозяйство. Энергетическое и
коммунально-бытовое использование углей регламентируется ГОСТом 2554388, по которому для этих целей могут быть использованы угли практически
всех марок, технологических групп и подгрупп. По ГОСТ 25543-88 угли
нижнего карбона Татарстана пригодны для использования в энергетике, для
коммунально-бытовых нужд и в производстве строительных материалов. Но
это направление использования углей все более признается нерациональным
и наиболее экологически вредным. Для ископаемых углей Татарстана оно
неприменимо еще и по причине глубокого залегания визейских углей. По тем
же причинам нет смысла рассматривать возможность коксования и
полукоксования угля.
В то же время, изучение попутных компонентов визейских углей
показало, что
в ряде случаев они обладают досточно высокими
содержаниями. Этот факт может оказать существенное влияние на выбор
технологий отработки углей в том числе и совместно с нефтяными
месторождениями. К числу важнейших попутных компонентов ископаемых
углей относятся угольный газ (метан и его гомологи), вредные и токсичные
элементы.
По всей видимости, значение угля в дальнейшем будет возрастать по
мере совершенствования производственных технологий не только как
энергетического, но и технологического сырья. В настоящее время Россия
оказалась в сложном положении по обеспечению ряда отраслей
промышленности такими продуктами переработки углей как фильтранты,
адсорбенты, пигменты, углегуминовые препараты и др. Одной из причин
этого является недостаточная подготовленность сырьевой базы их
производства. В целях мнимой экономии в производство вовлекаются угли с
недостаточно изученными свойствами, что влечет снижение потребительских
свойств конечных продуктов.
Для разработки оптимальной стратегии развития производства
упомянутых выше и ряда других продуктов переработки углей необходимо
учитывать множество факторов, из которых основными являются наличие
спроса, сырьевой базы и соответствующих технологий их получения.
Исследования, выполненные во ВНИГРИуголь (Ростов-на-Дону) на
протяжении последних лет, позволили установить принципиальную
возможность производства высококачественного карбида кремния,
находящего чрезвычайно широкое применение в различных видах
современного промышленного производства, дефицитных углеродных
адсорбентов минеральных пигментов, буровых и тампонажных составов на
основе углей и продуктов их обогащения.
Следует также отметить, что в настоящее время развитие получили
передовые дистанционные технологии, позволяющие отрабатывать угольные
запасы на месте залегания без извлечения на поверхность. Анализ патентной
и научной литературы свидетельствует об интесивном развитии
нетрадиционных технологий ископаемых углей во всех развитых странах [70,
99, 101]. Наибольшим успехом пользуются технологии дистанционной
отработки (подземное сжигание угля с переводом тепловой энергии в
электрическую, скважинная гидродобыча, искусственное генерирование
метана в угольных пластах и другие).
Накопившиеся сведения о визейских угольных залежах на территории
Татарии позволяют сделать вывод, что слагающие их угли по качеству и
условиям залегания пригодны для освоения технологиями подземной
газификации углей (ПГУ). Достаточно подробная характеристика этих
технологий приведена в работах Крейнина Е.В. и др. [70, 99]. Следует
отметить, что все работы по ПГУ в СССР и России проводились на глубинах
не более 300 метров. Однако, есть все основания предполагать, что глубина
залегания визейских углей Татарстана доступна для новейших
технологических схем подземной газификации [29, 34, 72]. Как показывают
экспериментальные работы за рубежом, большая глубина залегания угольных
пластов не является препятствием для процесса газификации, а наоборот
способствует повышению его эффективности вследствие активизации
реакции метанообразования в условиях повышенного давления. Кроме этого,
с глубины 600-700 м глинистые и сланцеватые породы под действием горного
давления становятся пластичными и уплотняют трещины в породах. В
результате повышенного гидродинамического режима уменьшаются утечки
газа и рассеивание ингредиентов переработки угля, что в свою очередь
предотвращает загрязнение подземных вод.
Можно предположить, что эффективность предлагаемых в этой связи
технологий окажется выше, чем это можно ожидать. Фактором,
благоприятствующим ПГУ, служит высокое содержание в золе визейских
углей тугоплавких компонентов. Низкое содержание потенциально
токсичных компонентов, обладающих повышенной летучестью, и
естественных радионуклидов расширяет возможности использования
генерируемого газа без его дополнительной очистки.
Таким образом, учитывая специфику Камского бассейна на территории
Татарстана (значительные глубины залегания, высокую сернистость, трудную
обогатимость каменных углей, сравнительно небольшие запасы и др.),
наиболее
перспективными
направлениями
освоения
визейских
месторождений угля являются - технологическое использование и подземная
газификация.
7.2. Направления технологического использования углей
Угли являются дешевым многофункциональным сырьем, способным
заменить
высококалорийные
энергоносители,
и
пригодным
для
технологического использования в промышленности [87, 90].
Угли нижнего карбона Татарстана в качестве технологического сырья
пригодны для производства генераторного газа, а длинопламенные
витринитовые угли ряда залежей перспективны для получения
синтетического жидкого топлива, продуктов полукоксования и углеродных
адсорбентов. Сложность их эксплуатации заключается в большой глубине
залегания - 900 – 1400 метров.
В рамках этого направления большое значение имеет вещественный
состав углей. Формирование визейской угленосной формации в условиях
гумидного типа литогенеза и с характерным литологическим обрамлением
торфяников, в котором преобладает карбонатный и кремнекластический
материал, обусловило специфику химизма углей. Зола визейских углей
обогащена оксидами алюминия и кремния. При формировании углей
продукты разложения органики, находящиеся в коллоидальном состоянии, и
углекислота действуют на аллюмосиликаты, способствуя выносу щелочей,
щелочных земель, кремнекислоты железа и марганца. В результате их
действия происходит накопление глинозема в виде практически чистого
каолинита, что позволяет использовать золу углей в качестве пигмента белого
цвета в производстве красок, керамики, резины и пластика [93].
Предлагаемое изобретение позволяет упростить технологию производства
пигмента белого цвета, расширить его сырьевую базу за счет вовлечения
нетрадиционного сырья – ископаемых углей и отходов их обогащения, а
также позволяет решить важную экологическую проблему – утилизацию
отходов обогащения. В качестве технологического сырья визейские угли
пригодны для производства генераторного газа, а длинопламенные
витринитовые
угли
Беляковской,
Рокашевской,
Малосульчинской,
Мокшинской, Маевской, Егоркинской залежей перспективны в качестве
смягчителей воды и приготовления углещелочных реагентов [9], а также для
получения жидкого синтетического топлива, продуктов полукоксования и
углеродных адсорбентов. Связь химико-технологических свойств углей с их
вещественным составом [44], обусловленным первичными генетическими
факторами, может быть использована для прогноза качества углей в
различных залежах Камского бассейна.
Изучение в углях концентраций вредных и токсичных элементов важно
в связи с проблемой экологического воздействия на окружающую среду при
применении технологий выжигания угольных пластов. Исследованные угли
содержат довольно широкую ассоциацию редких и рассеянных элементов и
цветных металлов, однако их содержания в большей части проб каменных
углей не выходят за пределы, характерные для угленосных толщ. Достаточно
стабильные содержания обнаруживают берилий, скандий, фосфор, олово,
медь, иттрий и иттербий. Широкая дисперсия концентраций в различных
угольных залежах у галлия, германия, свинца, марганца, цинка, хрома,
титана. Последнее требует более широкого изучения микроэлементного
состава углей в связи с возможностью промышленных содержаний, а также
токсичностью некоторых из этих элементов. При топливно-энергетическом
использовании углей токсичность может проявляться через свинец, марганец,
хром, хотя анализ поведения малых элементов по разрезу угольного пласта
Мокшинского, Егоркинского, Южно-Нурлатского, Рокашевского, ВосточноПановского, Киевского, Беляковского, Дроздовского и др. месторождений
показал относительно низкие содержания всех потенциально токсичных
элементов. Содержания элементов, относимых к токсичным, не превышает их
кларка в земной коре. Последнее обстоятельство делает визейские угли
благоприятными для использования в топливно-энергетических целях.
Низкие концентрациями вредных (токсичных) элементов исключает
возможность сильного загрязнения «токсинами» как полученных угольных
газов, так и подземных вод на участках действующих и отработанных
газогенераторов при отработке углей методом подземной газификации (ПГУ).
Однако, в углях отмечаются повышенные содержания серы, вследствие чего в
угольном газе нередко отмечаются высокие концентрации сероводорода и
сернистого ангидрида. При строительстве станций ПГУ следует
предусмотреть фильтрующие установки, в том числе и с учетом утечки газа
на поверхность.
Рентгеноспектральный анализ углей по гамма излучению показал
крайне низкое содержание урана, селена, радия и некоторых других
(концентрации ниже фоновых). Это видно и по данным гамма-каротажа (ГК).
Визейские угли характеризуются низкой радиоактивностью. Значения гаммаизлучения варьирует в пределах 3-7 мкР/час. В кровле вследствие увеличения
зольности углей значения гамма-активности почти достигают фоновых для
вмещающих пород (аргиллитов, углистых сланцев). Был определен также
радионуклидный состав углей. Излучающие элементы – Cs, Th, K, Ra.
Исследованные угли различаются спектром излучающих элементов. Для всех
визейских углей характерна повышенная активностью калия (от 1089 до 2199
Бк/кг) при отсутствии тория и радия. Для примера: средние удельные
активности ЕРН в земной коре составляют для тория – 39 Бк/кг, радия - 33
Бк/кг, калия - 656 Бк/кг).
В целом результаты радиационной оценки показали, что все угольные
пробы соответствуют нормам радиационной безопасности и могут быть
использованы народно-хозяйственном комплексе в качестве энергоносителя и
для иных целей. В соответствии с современными требованиями к изучению
углей оценке подвергаются попутные компоненты [52], к которым относятся
заключенные в полезном ископаемом минералы, металлы и другие
соединения. Некоторые из них могут быть рентабельно извлечены при
переработке основного сырья. Обнаружение повышенных концентраций
благородных и редкоземельных элементов в углях Камского бассейна требует
дополнительного изучения. При подтверждении их устойчивых содержаний
в угольных пластах, ценность угля может возрасти. Следует отметить, что
содержание элементов, относящихся к токсичным, не превышает их кларка в
земной коре. Последнее обстоятельство делает визейские угли Татарстана
благоприятными для использования в топливно-энергетических целях, в том
числе и для подземной газификации.
7.3. Геолого-экономическая оценка месторождений
По масштабам визейские залежи угля относятся к мелким и средним
месторождениям, а по качеству они не уступают углям Подмосковного и
Кизеловского бассейнов.
Специальные исследования проектных институтов, посвященные
экономической эффективности освоения визейских углей Камского бассейна
не проводились. Геолого-экономическая оценка их была выполнена на
примере наиболее изученной залежи Ташлиярская-1 (Гафуров и др., 1998).
Месторождение расположено в Сармановском районе Республики
Татарстан, в 10 км северо-западнее г.Джалиль. Площадь его - 2,92 км2,
глубина залегания угольного пласта 1042-1120 м от поверхности. Мощность
пласта колеблется от 1,2 (у борта вреза) до 23,8 м (в центральной его части),
залегание пласта пологое. Запасы угля по категории С2 составляют 33,4
млн.т. Угли марки
Д, качество их характеризуется следующими
показателями: зольность - 7,32-41,49% (средняя - 19,02%), выход летучих
веществ - 31,52-69,25% (48,30%), содержание серы 2,10-7,40% (4,23%),
теплота сгорания - 26,34-33,90 мДж/кг (30,90 мДж/кг). Горные породы,
вмещающие угли и перекрывающие угольную залежь, характеризуются
относительно слабой устойчивостью. Непосредственно на площади залежи
проходит линия электропередач, железнодорожная магистраль находится
западнее, в 32 км. Рассмотрены два варианта отработки угольной залежи шахтным способом и методом подземной газификации [25].
Отработка угольной залежи
шахтным способом.
Расчеты
выполнены на базе ТЭО и ТЭД шахт-аналогов, сходных по марочному
составу, качеству углей, характера залегания пластов, горно-геологическим
условиям и другим параметрам с месторождением Ташлиярское-1. В
качестве таких
объектов-аналогов
приняты шахты Центральная,
Садкинская, Октябрьская - Южная, Обуховская - N1 (ПО"Ростовуголь"),
Апасатская (ПО "Красноярскуголь"), Сулюкта, Ташкумыр, Шаргунь и
Аманбулак (ПО "Средазуголь"), а также учтен опыт отработки аналогичных
залежей в Карагандинском, Кузнецком и Челябинском угольных бассейнах.
В соответствии с шахтами-аналогами проектная мощность шахты
Ташлиярская-1 принимается равной 450 тыс. тонн товарного угля в год. В
этом случае расчетный срок ее службы составит 52 года, суточная нагрузка
1500 т товарного добытого угля (горной массы). Вскрытие шахтного поля
принимается вертикальными стволами с их центрально-сдвоенным
расположением, а также проведение к 15 году работы шахты еще одного
вертикального вентиляционного ствола, оборудованного инспекторским
подъемом и вентиляционной установкой.
Все промышленные запасы угля месторождения сосредоточены в
пределах одной угольной залежи, выемочная мощность которой колеблется
от 1,2 до 23,8 м. Ожидаемый водоприток в горные выработки агрессивных
вод в объеме до 1200 м3/час, не исключены опасные скопления газа. На
основании этого, отработку Ташлиярской угольной залежи рационально
осуществлять двумя слоями с последовательной их выемкой сверху вниз по
методу "слой-пласт" с обрушением горных пород и самостоятельной
подготовкой и разработкой каждого слоя угледобывающими комплексами
КМ-130 и ОКП-70.
В связи со значительными колебаниями мощности залежи, по
аналогии с шахтами Карагандинского и Кузнецкого бассейнов, возможны
высокие эксплуатационные потери угля (до 30%) и высокие нагрузки на
действующий очистной забой ( до 1000 т горной массы в сутки). Суточный
объем работ по шахте возможен работой двух лав при усредненной нагрузке
на лаву 750 т горной массы (товарного добытого угля) в сутки. При этом
средняя скорость продвиженния очистного забоя до 330 м/год.
Экономическая оценка заключается в определении хозяйственной
ценности запасов угля шахты Ташлиярская-1. Расчеты выполнены в
соответствии с действующими
ныне в Российской Федерации
методическими указаниями, рекомендациями и отраслевыми инструкциями
по аналогии со сметами эталонных объектов (сметами-аналогами). Все
расчеты произведены исходя из объемов и принятых технологических
решений в ценах базисного 1991 г. Экономические показатели шахты
Ташлиярская-1 приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1
Экономические показатели шахты Ташлиярская-1
Показатели
Значение
Чистый дисконтированный доход (ЧДД)
252,7 млн руб
0,31
Индекс доходности (ИД)
Таким образом, отработка угольной залежи Ташлиярская-1 шахтным
способом будет убыточной. Капитальные вложения в строительство шахты,
даже без учета прокладки 35 км железнодорожного полотна, составят 254
млн. рублей (в ценах 1991 г.). Следовательно, отработка визейских залежей
Камского бассейна шахтным способом бесперспективна.
Отработка угольной залежи методом подземной газификации угля
(ПГУ). ПГУ является высокоэффективной технологией освоения
трудноизвлекаемых, некондиционных и забалансовых запасов каменного
угля, объединяющей ее добычу, энергетическое и химическое использование
[99]. Приоритет в теоретической разработке проблемы подземной
газификации углей и ее осуществления в производственных условиях
принадлежит бывшему СССР, где эти работы были начаты в 1931 г. С этого
времени осуществляется разработка методов и технологических схем
превращения угля в горючий газ без извлечения его на земную поверхность.
Первые опытно-методические станции ПГУ построены и введены в
эксплуатацию в 1931-34 гг. в городах Горловка, Лисичанск и Тула с шахтной
и полушахтной подготовкой угля к газификации. Этот способ, в связи с
необходимостью
применения
подземных работ и низких техникоэкономических показателей, себя не оправдал, и с 1942 г. была начата
разработка бесшахтной подготовки газогенераторов и газификации угольных
пластов вначале на подмосковной станции "Подземгаз", а затем были
построены и пущены в эксплуатацию еще пять станций: Южно-Абинская
(мощность 500 млн. м3/год), Шатская (600 млн.м3/год), Ангренская (2300
млн. м3/год), опытные станции ПГУ Каменская и Сидельниковская.
Наибольшее распространение ПГУ получила в 1949-1963 гг. Проведенные
научно-исследо-вательские, опытно-конструкторские работы и опытнопромышленная эксплуатация станций ПГУ показали возможность
осуществления газификации углей в угольном целике на месте его
залегания бесшахтным способом, что позволяет обеспечить планируемую
выработку
горючего газа для энергетического использования.
Для
газификации пригодны любые угли при условии разработки специальной
технологии по их рентабельной переработке. Обычно для этих целей
используются угли с размерами кусков 6-100 мм, зольностью до 30%, рабочей
влажностью до 40%, содержанием серы обычно 0,5-3%, с незначительными
минеральными примесями. Достаточно подробная характеристика этих
технологий приведена в работах Крейнина Е.В. и др [99]. В то же время
следует отметить, что все работы по ПГУ в СССР и России проводились на
глубинах не более 300 метров, но как показывают экспериментальные работы
за рубежом, большая глубина залегания угольных пластов не является
препятствием для процесса газификации, а наоборот способствует
повышению его эффективности вследствие активизации реакции
метанообразования в условиях повышенного давления. Кроме этого, с
глубины 600-700 м глинистые и сланцеватые породы под действием горного
давления становятся пластичными и уплотняют трещины в породах. В
результате повышенного гидродинамического режима уменьшаются утечки
газа и рассеивание ингредиентов переработки угля, что в свою очередь
предотвращает загрязнение подземных вод. В связи с этим следуем отметить,
что большое внимание уделено газификации угля в таких технологически
развитых странах, как США, Германия, Великобритания, Австралия, Япония.
На различных типах углей здесь ведутся большие научно-исследовательские
работы, направленные на внедрение новой высокоэффективной техники и
технологии.
Отработка глубокозолегающих визейских угольных месторождений
Татарии шахтным способом экономически нецелесообразна [25], но
слагающие их угли по качеству и условиям залегания пригодны для освоения
технологиями подземной газификации углей. Попытка газифицировать
визейские угли на территории Татарстана [9] была предпринята
ТатНИПИнефть (Бугульма) в 60-х гг прошлого столетия (Белова и др., 1962).
Аналитические испытания по сжиганию 28 проб углей месторождения
Ташлиярское-1, проведенные в рамках этих работ, показали что количество
выработанного из 1 кг угля газа варьирует в пределах 1,26-3,26 м3 (в среднем
1,8-2,0 м3).
Для оценки перспектив организации ПГУ на территории Татарии были
рассмотрены визейские угольные залежи Ташлиярская-1, Ташлиярская-2 и
Ташлиярская-13, расположенные на востоке республики в северной части
Южно-Татарского свода [95]. Исходя из анализа доступной нам литературы
[70, 99], на перечисленных месторождениях угля представляется наиболее
рациональным применение новой технологии с использованием
парокислородного дутья под высоким давлением. Оптимальными условиями
ведения процесса ПГУ будут парокислородное дутье с соотношением пара к
кислороду 3:4 и давление 50 атм (5 Мпа) с последующей очисткой газа от
СО2. При этом возможно бурение скважин малыми диаметрами и получение
низко- и среднекалорийного газа с теплотой сгорания до 9 МДж/м3.
Управление процессом газификации можно осуществлять путем
регулирования подачи дутья, отвода газа и способом размещения скважин на
площади газогенератора. Бурение скважин должно вестись с обязательной
цементацией затрубного пространства. Их размещение определяется
размерами огневого забоя, которые, по опыту работы Ангренской, Каменской
и Лисичанской станций «Подземгаз» составляют порядка 400 м. Условия
залегания визейских углей Татарстана позволяют для подачи реагента и
отвода газа бурить вертикальные скважины, в качестве каналов газификации
– наклонно-горизонтальные скважины. Оценка перспектив организации ПГУ
в Татарии показала возможность реализации метода
в современных
условиях.
Согласно действующим нормативным документам, первоначальная
экономическая оценка производится по результатам поисковых работ с
дальнейшей детализацией и уточнением на стадии оценки и разведки
месторождения.
Из-за
ограниченности
фактического
материала,
экономический анализ выполнен по результатам попутной оценки визейских
залежей угля при геологоразведочных работах на нефть укрупненно,
методом аналогии. В качестве аналогов использованы проекты станций
«Подземгаз»: Ангренская, Южно-Абинская и Хабаровская. Оценка
предстоящих затрат произведена с пересчетом показателей проектов-аналогов
с помощью коэффициентов-дефляторов и коэффициентов, учитывающих
индивидуальные особенности визейских залежей угля. В соответствии с
«Временными методическими рекомендациями по геолого-экономической
оценке промышленного значения
месторождений твердых полезных
ископаемых» (1998) геолого-экономическая оценка визейских залежей угля
Ташлиярская-1, Ташлиярская-2, Ташлиярская-13 выполнена по двум
вариантам: базовому (без учета действующей системы налогообложения) и
коммерческому (с учетом всех установленных налогов). Норма
дисконтирования принята в расчетах равной 15%.
При существующей в России системе налогообложения визейские
залежи угля могут представлять интерес для освоения методом подземной
газификации при следующих условиях:
- уменьшении капитальных затрат за счет использования при
строительстве подземной части газогенератора имеющегося фонда
пробуренных скважин;
- льготном налогообложении в первые годы освоения месторождений.
Уровень рентабельности Ташлиярской станции ПГУ может быть
увеличен за счет комплексного использования угольного газа (производство
дополнительной химической продукции, интенсификация нефтедобычи).
Тепловое поле в окрестностях выжигаемого в процессе ПГУ угольного
пласта может быть эффективно использовано для интенсификации
нефтедобычи и повышения нефтеотдачи близлежащего нефтяного пласта.
Негорючие компоненты угольного газа - углекислый газ и азот - могут быть
также эффективно использованы, например, для закачки в нефтяные пласты
с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти. Глубина
залегания визейских углей с учетом огромного технического потенциала АО
"Татнефть" вполне доступна для ПГУ. По-видимому, в настоящее время и в
обозримом будущем отработка визейских углей Камского бассейна методом
ПГУ является наиболее вероятным путем их освоения. Однако,
окончательное решение этого вопроса требует постановки специальных
геологоразведочных
работ
с
производством
затем
конкретных
технологических и экономических проработок.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изложенный в книге материал свидетельствует об определенной
перспективности визейских углей Татарстана. Они обладают высоким
качеством, ценными технологическими свойствами и промышленно
значимыми ресурсами. Главным препятствием вовлечения их запасов в
эксплуатацию является значительная глубина залегания, делающая визейские
угли недоступными для извлечения в современных экономических условиях.
В то же время, развитие современных дистанционных технологий отработки
полезных ископаемых позволяет предполагать
возможность освоения
визейских углей Камского бассейна в обозримой перспективе.
Рекомендации по дальнейшему изучению возможности освоения
ископаемых углей в Республике Татарстан сводятся к следующему:
1) Учитывая значительные ресурсы и достаточно высокое качество
визейских углей, было бы целесообразно ведение геологоразведочных работ
на нефть сопровождать попутной оценкой визейских залежей угля в рамках
НИР. Опыт проведения этих работ на территории Республики Татарстан
свидетельствует о высокой их эффективности при относительно низкой
затратности.
2) Провести опытно- экспериментальные работы по подземной
газификации визейских угольных пластов. Первоочередными объектами для
этого могут служить: на Южно- Татарском своде - залежи Ташлиярская-1,
Ташлиярская-2 и Ташлиярская-13; на Северо-Татарском – Красно-Ярская
(мощность пласта –37 метров). Для этого необходимо: во-первых, провести
разведку перечисленных залежей на базе существующего фонда
эксплуатационных нефтяных скважин с дополнительным бурением 5-10
специализированных на уголь скважин с перспективой использования их в
дальнейшем для строительства подземного газогенератора; во-вторых,
разработать проект промышленного газогенератора для глубокозалегающего
угольного пласта применительно к условиям Камского бассейна,
предусмотрев безотходное, экологически чистое производство газа с
теплотой сгорания 8-10 мДж/кг и химпродуктов целевого назначения
3) Особым наукоемким направлением является использование теплового
поля ПГУ для повышения отдачи нефтеносных пластов, совмещенных в
плане с угольными залежами, и разработка технологий их совместной
промышленной разработки.
Таким образом, ископаемые угли Татарстана - это реальный объект для
добычи энергетического и технологического сырья. Однако целесообразность
их отработки будет определяться потребностями экономики. В настоящее
время угольно-сырьевую базу Республики Татарстан следует рассматривать
как стратегический резерв ценного энергетического и технологического
сырья.
ЛИТЕРАТУРА
1. Алиев
М.М.
Каменноугольные
отложения
Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции / М.М. Алиев, Г.М. Яриков, Р.О. Хачатрян. –
М.: Недра, 1975. – 262 с.
2. Аммосов И.И. Основные особенности вещества углей и петрографический
состав углей СССР / И.И. Аммосов // Петрографические особенности и
свойства углей – М.: АН СССР, 1963. – С. 360-378.
3. Арбузов С.И. Радиоактивные элементы в палеозойских углях Сибири / С.И.
Арбузов, Л.П. Рихванов, А.В. Волостнов, В.А. Варлачев // Геохимия. –
2005. – № 5. – С. 527-541.
4. Бадамшин Э.З. Геологические предпосылки поисков рукавообразных
углеводородных залежей в Среднем Поволжье / Э.З. Бадамшин, Р.А.
Батырбаева, Н.П. Лебедев, В.М. Смелков, Р.К. Тухватуллин // Геология
нефти и газа. – 1997. – №8. – С. 20-25.
5. Балашов Ю.А. Геохимия редкоземельных элементов / Ю.А. Балашов. – М.:
Наука, 1976. – 267 с.
6. Бетелев Н.П. Некоторые данные по стратиграфии, литологии и фациям
турнейских и нижневизейских отложений на территории Татарии / Н.П.
Бетелев, Л.Ф. Ростовцева, Л.А. Юшко // Стратиграфия нижней части
нижнего карбона Волго- Уральской области: тр. ВНИГРИ. Вып. 14. – М.:
Гостоптехиздат, 1959. – С. 224- 244.
7. Бетелев Н.П. О находке бемита в сухарных каолинитовых глинах
сталиногорского горизонта нижнего карбона Татарии / Н.П. Бетелев // М.:
ДАН СССР. – 1960. – Т.113. – № 4. – С. 928- 930.
8. Блудоров А.П. История палеозойского угленакопления на юго- востоке
Русской платформы / А.П. Блудоров. – М.: Наука, 1964. – 275 с.
9. Блудоров А.П. О путях использования углей Татарии / А.П. Блудоров //
Стратиграфия, литология и угленосность карбона Татарии и соседних
областей: Труды. - Казань: Изд-во Каз. Ун-та, 1968. – С. 3-19.
10.
Блудоров А.П. Угли среднего и верхнего палеозоя Волго- Уральской
области / А.П. Блудоров. – М.: Наука, 1964. – 79 с.
11.
Богомазов В.М. Металлоносность углей и горючих сланцев
Европейской части России / В.М. Богомазов, С.В. Щербакова // Геология
угольных месторождений: Межвуз. науч. темат. сб. – Екатеринбург: изд-во
УГГА, 2001. – С. 201-205.
12.
Ботвинкина Л.Н. Цикличность осадочных толщ и методика их
изучения / Л.Н. Ботвинкина, В.П Алексеев. – Свердловск: Изд-во Урал. унта, 1991. – 336 с.
13.
Буракаев Д.Н. К типизации разрезов и выделению структурнофациальных зон в турнейско- визейских осадочных образованиях
(Платформенная часть Башкирии)/ Д.Н. Буракаев // Геологическое
строение и нефтеносность Башкирии: сб. ст. /Уфа, 1977. – С. 31-38.
14.
Буракаев Д.Н. О природе предбобриковских локальных углублений в
турнейских известняках в северо-западной части Башкирии / Д.Н. Буракаев
// Вопросы геологии восточной окраины Русской платформы и Южного
Урала. Вып. 14: сб. ст. – Уфа, 1971.- С. 96-100.
15.
Бывшева
Т.В.
К
палинологической
характеристике
и
стратиграфической расчлененности бобриковского горизонта нижнего
карбона Волго-Уральской области. / Т.В. Бывшева // Тр. ВНИГРИ. Вып. 52:
сб. ст. – М., 1967. – С. 14- 48
16.
Бывшева Т.В. О возрасте и стратиграфии терригенной толщи нижнего
карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по данным
спорово-пыльцевого анализа) / Т.В. Бывшева // Стратиграфические схемы
палеозойских отложений. Карбон. - М.: Гостоптехиздат, 1962. – С. 140- 147
17.
Вальц И.Э. О новой терминологии элементов исходного материала
ископаемых углей / И.Э.Вальц // Тр. лаборатории угля АН СССР. Вып.VI.:
сб. .ст. - 1956.– С. 31-41.
18.
Вальц И.Э. Основные принципы вещественно-петрографической
классификации углей / И.Э. Вальц, А.И. Гинзбург, Н.М. Крылова, И.Б.
Волкова // Химия твёрдого топлива. – 1968. – № 3. – С. 9-21.
19.
Венер Р.А., Гойхман Г.Л. К химической характеристике углей Второго
Баку.// Сов. геология.- 1941.- №3.- 21-32с.
20.
Винокуров С.Ф. Редкие элементы в угленосных отложениях:
особенности распределения и геохимическое значение / С.Ф. Винокуров,
В.И. Копорулин, И.Э. Стукалова // Литология и полезные ископаемые. –
2002. – № 5. – С. 516-524.
21.
Войтович Е.Д. Тектоника Татарстана./ Е.Д. Войтович, Н.С.
Гатиятуллин. – Казань: Изд. КГУ, 1998. – 139 с.
22.
Волкова И.Б. Органическая петрология / И.Б. Волкова – Л.: Недра,
1990. – 299 с.
23.
Волкова И.Б. Типы угольных пластов и их особенности в различных
угленосных формациях. / И.Б. Волкова, И.Э. Вальц // Петрография углей
СССР. Тр.ВСЕГЕИ. Новая серия. Т. 309. – Л.: Недра, 1982. – С. 119-134.
24.
Габлина И.Ф. Минералы системы медь-сера./ И.Ф. Габлина – М.:
Геоинформмарк, 1993. – 45 с.
25.
Гафуров Ш.З. Геолого-экономическая оценка угольных залежей на
территории Республики Татарстан / Ш.З. Гафуров, Н.С. Гатиятуллин, Р.Р.
Хасанов // Научный Татарстан. – 1998. – № 2. – С. 26-29.
26.
Гафуров Ш.З. Закономерности формирования и размещения визейских
угольных залежей Камского бассейна// Дисс. на соискание уч. степени
канд. геол.-минерал. наук / Ш.З. Гафуров. – Ростов-на-Дону, 1999. – 182с.
27.
Гафуров Ш.З. Камский угольный бассейн / Ш.З. Гафуров, И.А.
Ларочкина, А.А. Тимофеев, Р.Р. Хасанов // "Угольная база России. Том 1.
Угольные бассейны и месторождения Европейской части России
(Северный Кавказ, Восточный Донбасс, Подмосковный, Камский,
Печорский бассейны, Урал)" – М.: Изд. ЗАО "Геоинформмарк", 2000. – С.
133-169.
28.
Гафуров Ш.З. Оценка визейских залежей Камского угольного бассейна
при ГРР на нефть / Ш.З. Гафуров, Р.Р. Хасанов // Разведка и охрана недр. –
2000. – № 6. – С.37-41.
29.
Гафуров Ш.З. Подземная газификация – перспективный способ
освоения визейских залежей Камского угольного бассейна // Ш.З. Гафуров,
Н.С. Гатиятуллин, Р.Р. Хасанов / Ресурсный потенциал твердых горючих
полезных ископаемых на рубеже ХХI века (Труды Х Всероссийского
угольного совещания). – Ростов-на-Дону, ВНИГРИуголь, 2001. - С.200-202.
30.
Гафуров Ш.З. Попутная оценка визейских залежей угля при
геологоразведочных работах на нефть./ Ш.З. Гафуров, И.А. Ларочкина,
Е.А. Тарасов, Р.Р. Хасанов // Материалы II регионального совещания
«Проблемы геологии Поволжья». – Казань, 1997. – С. 96- 98.
31.
Гафуров Ш.З. Угленосность визейских отложений Камского бассейна
на территории Татарстана / А.А. Тимофеев, Ш.З. Гафуров, Р.Р. Хасанов //
Ресурсный потенциал твердых горючих полезных ископаемых на рубеже
ХХI века (труды Х Всероссийского угольного совещания) – Ростов-наДону: ВНИГРИуголь, 2001.- С.98-100.
32.
Гафуров Ш.З. Угольный тип / Ш.З. Гафуров, Р.Р. Хасанов //
Методическое руководство по поискам, оценке и разведке месторождений
твердых нерудных полезных ископаемых Республики Татарстан. Часть 2.
«Методика поисков и оценки» - Казань: Изд. КГУ, 2000. – С. 375-392.
33.
Гафуров Ш.З. Угольный тип / Ш.З. Гафуров, Р.Р. Хасанов//
Методическое руководство по поискам, оценке и разведке месторождений
твердых нерудных полезных ископаемых Республики Татарстан. Часть 3.
Методика разведки и геолого-экономической оценки» - Казань: Изд. КГУ,
2001. – С. 219-229.
34.
Гафуров Ш.З. Экономические и геоэкологические аспекты добычи
техногенного газа из угольных месторождений Камского бассейна / Ш.З.
Гафуров, Р.Р. Хасанов // Проблемы комплексного использования
техногенных месторождений угольного ряда (Труды Всероссийского
научно-технического семинара) – Ростов-на-Дону: ВНИГРИуголь, 2002. –
С. 78-80.
35.
Геологические формации осадочного чехла Русской платформы /
Труды ВСЕГЕИ. Новая серия. Том. 296; [ Иголкина Н.С., и др.] – Л.:
Недра, 1981. – 168 с.
36.
Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР. Том 2.
Подмосковный бассейн и другие месторождения угля центральных и
восточных областей европейской части РСФСР.- М.:Госгеолтехиздат, 1962.570 с.
37.
Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / отв. ред. Б.В. Буров,
Н.К. Есаулова, В.С. Губарева. – М.: ГЕОС, 2003. – 402 с.
38.
Голицын М.В Проблемы угленефтегазоносности осадочно-породных
бассейнов / М.В. Голицын, А.М. Голицын, Н.В. Пронина // Разведка и
охрана недр. – 1997. – № 12. – С. 2- 7.
39.
Голицын М.В., Угли мира - ресурсы, добыча, использование / М.В.
Голицын, А.М. Голицын // Нефтегазоносные и угленосные бассейны
России ( к 75 – летию профессора В.В.Семеновича)/ Отв. ред. –
Б.А.Соколов. – М.: Геологический ф-т МГУ, 1996. – С.34-47.
40.
Голицын М.В. Нефть в угольных бассейнах / М.В. Голицын, Н.В.
Пронина // Геология угольных месторождений: Межвуз. науч. темат. сб. –
Екатеринбург: Изд-во Уральской гос. Горно-геологической академии, 2002.
Вып.12. – С.19-30.
41.
Горбачев Б.Ф. О первых находках бокситов в нижнекаменноугольных
отложениях Кировской области / Б.Ф. Горбачев, М.К. Мухутдинова, Б.С.
Касимов // Минералого-геохимические исследования территории Среднего
Поволжья и Прикамья: сб.ст. – Казань: изд-во КГУ, 1969. – С. 86-95.
42.
Губайдуллин А.А. Литеральная изменчивость вещественного состава и
коллекторских свойств нижнекаменноугольной продуктивной толщи на
локальных структурах юго- востока Татарии./ А.А. Губайдуллин, Е.А.
Козина, М.И. Мороко // Перспектива поисков и разведки нефтяных
месторождений: сб.ст. – Казань: Изд- во КГУ, 1980. – С. 144-151
43.
Гутман Н.С. Осипова Г.Э. Природа повышенных мощностей пластовколлекторов в зонах эрозионных врезов терригенной толщи нижнего
карбона на юго- востоке Татарии. / Н.С. Гутман,. Г.Э. Осипова // Геология
нефти и газа. – 1983. – № 6. – С. 6-9.
44.
Дьяченко Ю.В. Роль вещественного состава в формировании донецких
углей различных марок / Ю.В. Дьяченко // Кокс и химия. – 2003. – № 5. – С.
4-7.
45.
Егоров
А.
И.
Краткий
очерк
палеогеографических
и
палеотектонических условий угленакопления на территории СССР / А.И.
Егоров // Очерки угленакопления – Ростов- на- Дону: Изд-во Рост. ун-та,
1974. – С.5 –94.
46.
Егоров А.И. Глобальная эволюция торфоугленакопления. Палеозой./
А.И. Егоров – Ростов-на-Дону: Изд-во Рост. ун-та, 1992. – 320с.
47.
Ершов Э.Д. Эволюция мерзлых толщ в истории Земли // Соросовский
образовательный журнал. 1996. № 1. С. 75-81.
48.
Жемчужников Ю.А. Основы петрологии углей / Ю.А. Жемчужников,
А.И. Гинзбург. – М.: АН СССР, 1960. – 336 с.
49.
Жемчужников Ю.А. Угленосные толщи как формации / Ю.А.
Жемчужников // Изв. АН СССР. Сер. геол. – 1955. – №5. С. 14-33.
50.
Игнатьев В.И. Формирование Волго-Уральской антеклизы в пермский
период / В.И. Игнатьев – Казань: Изд-во КГУ, 1976. – 255 с.
51.
Иголкина Н.С. Довизейский перерыв на Русской платформе / Н.С.
Иголкина, Т.Ю. Кривская // Сов. геология. – 1977. – № 7. – С. 71- 78.
52.
Инструкция по изучению и оценке попутных твердых полезных
ископаемых и компонентов при разведке месторождений угля и горючих
сланцев / отв. ред. К.В. Миронов. – М.: Наука, 1987. – 184 с.
53.
Калмыков Г.С. Кизеловский каменноугольный бассейн / Г.С. Калмыков,
В.Я. Лимонова, С.А. Мусял, Г.И. Вереитинова // Петрология палеозойских
углей СССР – М.: Недра, 1975. – С. 33-48.
54.
Калмыков
Г.С.
Органическая
сера
кизеловских
углей
микроскопического и химического анализов / Г.С. Калмыков // Труды ин-та
горючих ископаемых АН СССР. Т. VIII. – 1959. –– С. 183-197.
55.
Калмыков Г.С. Петрографический состав и метаморфизм углей
Кизеловского бассейна / Г.С. Калмыков – М.: АН СССР, 1960. – 118 с.
56.
Кизильштейн Л.Я. Внутриклеточные структуры в ископаемых
растительных тканях / Л.Я. Кизильштейн // Доклады РАН. Т. 383.– 2002. –
№ 2. – С. 230 – 232.
57.
Кизильштейн Л.Я. Генезис основных микрокомпонентов углей / Л.Я.
Кизильштейн // Известия Северо-Кавказского научного центра высшей
школы – Естественные науки. – 1984. – № 2. – С. 58-64.
58.
Кизильштейн Л.Я. Генезис серы в углях. / Л.Я. Кизильштейн – Ростовна-Дону: Изд. Ростовского госуниверситета, 1975. – 198 с.
59.
110. Кизильштейн Л.Я. К вопросу о причинах различного содержания
германия в углях различных петрогенетических типов / Л.Я. Кизильштейн
// Доклады АН СССР. – 1964. – Т. 157. – № 4. – С.879-881.
60.
Кизильштейн Л.Я. Некоторые морфологические особенности
визейских мегаспор разных климатических поясов торфонакопления. / Л.Я.
Кизильштейн, А.Л. Шпицглуз, А.Б. Гончаров //Геология угольных
месторождений. Межвуз. научно-темат. сб. ст. – Изд-во Уральской гос.
горно-геол. академии, 1999. – Вып. 9. – С. 74-80.
61.
Кизильштейн Л.Я. Пиритизированные микроорганизмы в угольных
пластах Донецкого бассейна / Л.Я. Кизильштейн, Л.Г. Минаева //
Стратиграфия карбона и геология угленосных формаций СССР. – М.:
Недра, 1975. – С. 187-192.
62.
Кизильштейн Л.Я. Происхождение и структура склеротинита в
антрацитах / Л.Я. Кизильштейн, А.Л. Шпицглуз, М.И. Назаренко //
Геологический журнал. – 1983. – Т. 43. № 6. – С. 123-128.
63.
Кизильштейн Л.Я. Роль фюзена в реконструкции палеогеографической
обстановки торфонакопления / Л.Я. Кизильштейн, А.Л. Шпицглуз //
Известия высших учебных заведений. Сер. геология и разведка. – 1990. –
№ 1. – С. 72-77.
64.
Кизильштейн Л.Я. Условия образования угольных пластов
нижнеюрских месторождений в западной части Северного Кавказа / Л.Я.
Кизильштейн // Изв. ВУЗов. Геология и разведка. – 1962. – № 5. – С.95-99.
65.
Кизильштейн Л.Я. Экогеохимия элементов-примесей в углях / Л.Я.
Кизильштейн – Ростов-на-Дону: Изд. СКНЦ ВШ, 2002. – 296 с.
66.
Кизильштейн Л.Я., Атлас микрокомпонентов и петрогенетических
свойств антрацитов. / Л.Я. Кизильштейн, А.Л. Шпицглуз. – Ростов-наДону: Изд-во Северо-Кавказского научного центра высшей школы, 1998. –
254 с.
67.
Клер В.Р.,
Парагенетические комплексы полезных ископаемых
сланценосных и угленосных толщ / В.Р. Клер, В.Ф. Ненахова. – М.: Наука,
1981. – 175 с.
68.
Копорулин В.И. Вещественный состав, фации и условия формирования
угленосной толщи центральной части Иркутского бассейна. Труды ГИН,
вып. 260 / В.И. Копорулин. – М.: Изд-во Наука, 1966. – 166 с.
69.
Копорулин В.И. Мезозойские и кайнозойские терригенные отложения
Северо-Востока и Дальнего Востока России. Труды. Вып. 480 / В.И.
Копорулин. – М.: Наука, 1992. – 125 с.
70.
Крейнин Е.В. Новые технологии подземной газификации пластов //
Химия твердого топлива. – 1995. – № 6. – С. 58- 65
71.
Крылова Н.М. Вещественно-петрографическая классификация углей. /
Н.М. Крылова, И.Б. Волкова //Петрография углей СССР. Тр. ВСЕГЕИ.
Новая серия. Т. 309. – Л.: Недра, 1982. – С.45-57
72.
Ларочкина И.А. Визейские угли- альтернативный источник
углеводородного сырья в Татарстане / И.А. Ларочкина, Ш.З. Гафуров //
Тезисы докладов Второго Международного Симпозиума «Нетрадиционные
источники углеводородного сырья и проблемы его освоения». – СанктПетербург, 1997. – С. 123- 124.
73.
Ларочкина И.А. Литолого- фациальные особенности радаевскобобриковских отложений на бортах прогибов Камско- Кинельской системы
и их влияние на распространение коллекторов./ И.А. Ларочкина // Тр.
ТатНИПИнефть. Вып.48. – 1981. – С. 32- 39
74.
Ларочкина
И.А.
Палеогеоморфологическая
обстановка
осадконакопления радаевско- бобриковских отложений и ее влияние на
формирование коллекторов. / И.А. Ларочкина // Тр.ТатНИПИнефть.
Вып.60. – 1987. – С. 28-38
75.
Ларочкина И.А. Палеогеоморфология юго-востока Татарии в
раннекаменноугольное время. / И.А. Ларочкина, С.Н. Мельников //
Геоморфология. – 1984. – № 3. – С. 65- 69.
76.
Ларочкина И.А. Принципы оптимизации поисков и разведки залежей
нефти на стадии высокой опоискованности территории (на примере
Татарстана): дис….докт. геол.-минер.наук. / И.А. Ларочкина. – М.:
Институт геологии и разработки горючих ископаемых, 1995. – 310 с.
77.
Латыпов Н.Г. К характеристике некоторых акцессорных минералов
пород бобриковского горизонта нижнего карбона Татарии и прилегающих
областей / Н.Г. Латыпов // Стратиграфия, литология и угленосность
карбона Татарии и соседних областей. Труды. Вып. 16. – Казань: Изд. КГУ,
1968. – С.157-160.
78.
Леонов Г.П. Верхнепалеозойское оледенение Гондваны в связи с общей
проблемой перемещения полюсов и континентов / Г.П. Леонов // Гондвана
(Доклады сов. геологов XXII сессии на МГК). – М.: Наука, 1964. – С. 48-59.
79.
Лисицын А.П. Литология литосферных плит / А.П. Лисицын //
Геология и геофизика. – 2001. – Т.42. – №4. – С. 522-559.
80.
Литогеодинамика и минерагения осадочных бассейнов / Е.А. Басков [и
др.]; под ред. А.Д. Щеглова. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 1998. – 480 с.
81.
Логвиненко Н.В. Образование и изменение осадочных пород на
континенте и в океане / Н.В. Логвиненко, Л.В. Орлов. – Л.: Недра, 1987. –
237 с.
82.
Марковский Н.И. Некоторые закономерности распространения
горючих ископаемых в нижнекаменноугольных отложениях ВолгоУральской области / Н.И. Марковский // Закономерности размещения
месторождений нефти и газа Волго- Уральской области – М.: Изд- во АН
ССС, 1963. – С. 107- 115.
83.
Мейен С.В. Основы палеоботаники / С.В. Мейен – М.: Недра, 1987. –
403с.
84.
Металлогения и геохимия угленосных и сланцесодержащих толщ
СССР. Закономерности концентраций элементов и методы их изучения /
В.Р. Клер [ и др.] – М.: Наука, 1988. – 256 с.
85.
Методическое руководство по поискам, оценке и разведке
месторождений твердых нерудных полезных ископаемых Республики
Татарстан»./ науч. ред. Р.М.Файзуллин. - Казань.: Изд. КГУ, 1999. – С. 209 –
223.
86.
Минеев Д.А. Лантаноиды в минералах / Д.А. Минеев. – М.: Недра. –
1969. – 184 с.
87.
Миронов К.В. Справочник геолога- угольщика / К.В. Миронов. – М.:
Недра, 1982. – 311 с.
88.
Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на
востоке Русской плиты / О.М. Мкртчян. – М.: Наука, 1980. – 134 с.
89.
Муслимов Р.Х. Основные закономерности распространения углей на
нефтеносных землях Татарстана / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, И.А.
Ларочкина и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных
месторождений – М.:ВНИИОЭНГ, 1994. – № 5-6. – С. 25- 29.
90.
Наркелюн Л.Ф. Комплексное использование ископаемых углей / Л.Ф.
Наркелюн, В.Ф. Офицеров. – Чита: Поиск, 2000. 270 с.
91.
Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка
нефтяных месторождений / Под ред. Р.Х. Муслимова. - В 2-х томах. - Т.1. –
Казань: Изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2007. – 316 с.
92.
Палеогеография СССР. Объяснительная записка к Атласу литологопалеогеографических карт СССР. Т.2. Девонский, каменноугольный,
пермский периоды / Отв. ред.: В.Д. Наливкин, В.М. Познер. – М.: Недра,
1975. – 180с.
93.
Пат. №2237075 Российская Федерация, МПК7 С 09 D 7/12, C 08 K 3/36,
C 01 B 33/26. Способ получения пигмента белого цвета. / Гатиятуллин
Н.С., Хасанов Р.Р., Гафуров Ш.З., Гонцов А.А., Косинский В.А.; заявитель и
патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им.
В.Д.Шашина (RU) – 2002132161; заявл. 21.11.02; опубл. 27.09.04, Бюлл.
№27. – 6 с.
94.
Петренко А.А. Восточно-Уральский пояс нижнекарбонового
угленакопления / А.А.Петренко // Труды лаборатории геологии угля. В.1. –
М.-Л.:АН СССР, 1953. – С. 7-109.
95.
Петрографические типы визейских углей Камского бассейна. Атлас. /
Р.Р. Хасанов [ и др.]; отв. ред. Р.Р.Хасанов – Казань.: Изд. КГУ, 2001. – 132
с.
96.
Петрографические типы углей СССР. – М.: Недра, 1975. – 248 с.
97.
Петрография углей СССР. Основы петрографии углей, и методы
углепетрографических исследований. – Л.: Недра, 1982. – 192 с.
98.
Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых /
[Аммосов И.И. и др.] – М.: Наука. 1987. – 333 с.
99.
Подземная газификация угольных пластов / [Крейнин Е.В. и др.] – М.:
Недра, 1982. – 152 с.
100. Редкие элементы в углях Кузнецкого бассейна / [Арбузов С.И. и др.] –
Кемерово, 1999. – 248 с.
101. Рубан А.Д. Переработка угля на месте добычи с получением
электрической энергии / А.Д Рубан, А.А Кузнецов, В.К. Капралов // Уголь.
– 1999. – № 5. – С. 45-49.
102. Середин В.В. Металлоносность углей: условия формирования и
перспективы освоения / В.В. Середин // Угольная база России. Том 6.
Основные закономерности углеобразования и размещения угленосности на
территории России. – М.: Изд. ЗАО "Геоинформмарк", 2004. – С. 453-519.
103. Середин
В.В.
Основные
закономерности
распределения
редкоземельных элементов в углях // Геохимия. Том 377. – 2001. – №2. – С.
239-243.
104. Синицын В.М. Древние климаты Евразии. Ч. 3. Вторая половина
палеозоя (девон, карбон и пермь) / В.М. Синицын. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1970.
– 133 с.
105. Ситдиков Б.С. Петрология и геохимия пород кристаллического
фундамента
востока Русской платформы / Б.С. Ситдиков, А.Г.
Низамутдинов, В.А. Полянин. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1980. – 167
с.
106. Страхов Н.М. Типы литогенеза и их эволюция в истории Земли / Н.М.
Страхов – М.: Гостехиздат, 1963. – 535 с.
107. Тимесков В.А. Элементы-примеси в пиритах различного генезиса /
В.А. Тимесков, А.М. Ануфриев // Минералого-геохимические
исследования территории Среднего Поволжья и Прикамья: сб.ст. – Казань:
изд-во КГУ, 1969. – С. 19-29.
108. Тимофеев А.А. Эволюция угленакопления на территории СССР. / А.А.
Тимофеев, В.Ф. Череповский, И.И. Шарудо. – М.: Недра, 1979. – 220 с.
109. Тимофеев П.П. Геохимия органического вещества голоценовых
отложений в областях приморского торфонакопления (Колхида, Южная
Прибалтика, Западная Куба, Флорида) / П.П. Тимофеев, Л.И. Боголюбова. –
М.: Наука, 1999. – 220 с.
110. Угленосные формации верхнего палеозоя СССР. М.: Недра. 1975. – 325
с.
111. Хасанов Р.Р. Геолого-геохимические факторы оруденения в
палеозойских угленосных формациях центральной части Волго-Уральской
антеклизы / Р.Р. Хасанов // Изв. вузов. Геология и разведка. – 2006. – №2. –
С. 36-41.
112. Хасанов Р.Р. Микроэлементы в углях Камского угольного бассейна: /
Р.Р. Хасанов, Ш.З. Гафуров //Тезисы докладов Юбилейной конференции
«Геология и современность». – Казань: Изд- во КГУ, 1999. – С. 151 – 153.
113. Хасанов Р.Р. Рудная минерализация угленосных формаций и их
обрамления: состав и генетическое значение / Р.Р. Хасанов // Уч. зап. КГУ:
Серия естественных наук: кн. 3, т. 147. – 2005– С. 27-36.
114. Хасанов Р.Р. Условия осадконакопления и образования полезных
ископаемых на востоке Восточно-Европейской платформы в пермском
периоде / Р.Р.Хасанов // Материалы чтений, посвященных 170-летию
Н.А.Головкинского,
160-летию
А.А.
Штукенберга,
200-летию
геологического музея. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2004. – С. 165-169.
115. Хасанов Р.Р. Химизм неорганического вещества углей центральной
части Волго-Уральской антеклизы. / Р.Р. Хасанов // Литохимия в действии:
Материалы Второй всерос. школы по литохимии (Сыктывкар: 13-17 марта
2006). – Сыктывкар: Геопринт, 2006. – С. 85-87.
116. Хасанов Р.Р. Условия формирования и рудогенез палеозойских
угленосных формаций центральной части Волго-Уральской антеклизы:
дис….докт. геол.-минер.наук / Р.Р.Хасанов. – Казань: Казанский
государственный университет, 2006. – 301 с.
117. Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность ВолжскоКамской антеклизы / Р.О. Хачатрян. – М.: Наука, 1979. – 170 с.
118. Христофорова Н.Н. Тепловой режим и оценка перспектив
нефтегазоносности Приволжского региона / Н.Н. Христофорова, Н.Н.
Непримеров, А.В. Христофоров и др. // Георесурсы. – 2004. – № 1. – С. 2427.
119. Хисамов Р.С. Минерально-сырьевая база Республики Татарстан /
Р.С.Хисамов, Н.С.Гатиятуллин, В.Б., Либерман и др. - Казань: Изд-во "Фэн"
Академии наук РТ, 2006. - 320 с.
120. Хэскин Л.А. Распределение редких земель в литосфере и космосе /
Хэскин Л.А. и др. – М.: Мир. 1968. – 188 с.
121. Шельнова А.К. Новые данные о стратиграфии нижнего карбона / А.К.
Шельнова // Вопросы геологии, нефтеносности и методики поисковоразведочных работ в Татарии. – Альметьевск: ЦНИЛ, 1969. – С. 24- 29.
122. Шишкин А.В. Об условиях формирования современного рельефа
известняков турнейского яруса в восточной Татарии, северо-западной
Башкирии и южной Удмуртии / А.В. Шишкин // Стратиграфия, литология и
угленосность карбона Татарии и соседних областей. Труды. Вып. 16. –
Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1968. – С. 51-60.
123. Шишкин А.В. Строение угольных пластов и свойства углей нижнего
карбона северо-западной Башкирии. / А.В. Шишкин //Стратиграфия,
литология и угленосность карбона Татарии и соседних областей. Труды.
Вып. 16. – Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1968. – С. 61-71.
124. Шубаков Г.Н.
Угленосность нижнего карбона Удмуртии / Г.Н.
Шубаков // Стратиграфия, литология и угленосность карбона Татарии и
соседних областей. Труды. Вып. 16. – Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1968. –
С. 20-29.
125. Шубаков Г.Н. Угленосность нижнего карбона Куйбышевской области /
Г.Н. Шубаков // Стратиграфия, литология и угленосность карбона Татарии
и соседних областей. Труды. Вып. 16. – Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1968.
– С. 30-50.
126. Юдович Я.Э. Геохимия ископаемых углей (неорганические
компоненты) / Я.Э. Юдович. – Л.: Наука. – 1978. – 262 с.
127. Юдович Я.Э. Основы литохимии / Я.Э. Юдович, М.П. Кетрис.. – СПб.:
Наука, 2000. – 479 с.
128. Юдович Я.Э. Неорганическое вещество углей / Я.Э. Юдович, М.П.
Кетрис. – Екатеринбург: УрО РАН, 2002. – 423 с.
129. Finkelman R.B. Modes of occurrence of trace elements in coal: Ph. D.
Dissertation – College Park: Dept. Chem., University of Mariland, 1980. – 302
pp.
130. Khassanov, R.R. Evolution of their composition and geochemical
specialization of Coals of the Kama coalfield (Volga-Ural region, Russia) /
Abstracts of the 4th European Coal conference “Coal geology, Exploration and
Evaluation, Utilization technologies, Energy policies, coalbed methane and
Environmental impacts” (September 26-28, 2000, Ustron, Poland). Ustron,
Poland, 2000, p39-40.
131. Gafurov Sh.Z. and Khassanov R.R. The Kama coal basin // Georesources.
International journal of science. – 2 (5), 2001.-P.22-26.