Проект геолого-розвідувальних робіт в межах поля шахти ім. Калініна ДП "Артемвугілля"

При проходці відкаточних штреків застосовуються породозавантажувальні машини типу ППН-1С, ПМЛ-5. Вентиляційні штреки проходяться, в основному, по завалах старих відкаточних штреків.

Спосіб управління крівлею, в залежності від гірничо-геологічних умов залягання пластів, - від повного обвалення до плавного опускання на костри.

При розробці пластів вугілля суцільною системою в лавах залишаються над- і підштрекові целіки. Величина їх коливається від 2 до 10 м по падінню, від 3,5 до 4,5 м по простяганню.

На пластах, що самозаймаються, над- і підштрекові целіки в лавах не залишаються, замість них зводяться костри.

В теперішній час ведеться відробка запасів гор. 960 м і 1080 м.

Виймання вугілля в лавах проходить відбійними молотками типу ОМсп 5 і комбайнами УКР-1, КТ.

Гірничо-геологічні умови відроблення вугільних пластів важкі. Відроблення вугільних пластів буде ускладнюватись наявністю по окремих вугільних пластах «Удаваної крівлі (пласти m₆², m₅¹, m₅, l₆ l₄, k₇^1-B, k₇, k₅²) і сповзання підошви (пласти m₅¹, l₅, l₄, l₃ и k₅²).

Гірничо-геологічні умови відроблення вугільного пласта mі будуть важкими.

Міцність і стійкість порід, що вміщують вугілля

Міцність і стійкість бокових порід

Породами, що вміщують вугілля, на шахті є: вапняки, пісковики, алевроліти, алевроліто-аргіліти та аргіліти. Найбільш часто безпосередньо в крівлі пластів залягають алевроліти, аргіліти і алевроліто-аргіліти, рідше пісковики й вапняки.

Ступінь стійкості бокових порід, в основному, обумовлюється міцністю та потужністю пластів порід. В стійкості порід значну роль відіграють також особливості структури і текстури самих порід - шаруватість, вологість, тріщинуватість.

Деякі різновиди відносно монолітних порід при підвищенні їх вологості здатні втрачати монолітну структуру.

Такі породи розшаровуються по площинах і стійкість їх різко знижується.

Нетріщинуваті пісковики на кварцовому цементі й вапняки відносяться до стійких порід. Щільні, слаботріщинуваті, слабозаводнені аргіліти і алевроліти - до середньостійких.

Стійкість порід в умовах підвищеного гірничого тиску на нижніх горизонтах знижується.

В випадку невеликих потужностей (до 2-х метрів) і слабкої механічної міцності порід, що безпосередньо залягають над вугільним пластом, а також різко вираженому контакті і слабкому склепінню цих порід з тими, що залягають вище, відбувається мимовільне обрушення їх слідом за вийманням вугілля. В таких випадках породи утворюють «несправжню крівлю».

В підошві вугільних пластів частіше залягають алевроліти чи аргіліти, рідше пісковики, з чисельними відбитками рослин, так званий «кучерявчик», потужність якого звичайно від декількох сантиметрів до метра.

Наявність «кучерявчика» в підошві гірничої виробки призводить до обдимання підошви. Наявність в підошві вугільного пласта прошарку вугілля чи вуглистого сланцю, розташованого нижче пласта, що розроблюється, на відстані до 1.5-2.5 м за умови підрізання його відкаточним штреком викликає сповзання підошви вугільного пласта.

У зв'язку з тим, що поле шахти примикає безпосередньо до тектонічних порушень (на сході до Калінінського насуву, а на заході до другого Рум'янцевського насуву), диз'юнктивні деформації гірських порід, що мають місце, в тій іншій мірі ослабляють їх міцність та стійкість, що в значній мірі ускладнює ведення гірничих робіт. Так очисні роботи по пластах k₇, k₅², k₁ при підході до Калінінського насуву зупинялись в зоні сильно зім'ятих бокових порід, невитриманої потужності і будови пласта.

Другий Рум'янцевський насув по пластах m_7,m₆^2, m₅, mі очисними роботами не переходився за вищезгаданої причини. При переході плікативних порушень очисними роботами, ускладнюються умови відроблення пластів у зв'язку з проявленням інтенсивної тріщинуватості порід, що вміщують вугілля, а також наявністю міжшарових рухів в самому пласті, які викликають ослаблення зчеплень пласта з боковими породами, що призводять до частих самообрушень вугілля в цілині.

Породи, що вміщують вугілля пласта mі, раніше були вивчені по гірничим роботам та розвідувальним свердловинам. Безпосередньо в крівлі пласта залягає аргіліт, що без чіткої границі переходить в алевроліт. Частіше за все безпосередня крівля представлена аргілітом темно-сірим, тонко слоїстим (до 0,05 м), пласт розташований паралельно нашаруванню, зв'язок їх слабкий за рахунок дзеркальних поверхонь між ними.

Аргіліт розбитий сіткою тріщин перпендикулярних до нашарування, схильний до раптових обрушень. Вище аргіліт переходить в алевроліт менш тріщинуватий і з більшим міцним пошаровим зціпленням. Загальна потужність безпосередньої крівля пласта досягає 17 м. Основна крівля пласта представлена глинистим сланцем середньої стійкості.

Підошва пласта усюди представлена алевролітом сірим, середньошаруватим (10-15 см), міцним, стійким. Місцями він переходить в «кучерявчик», потужність його 5-7 м. Нижче алевроліт переходить в стійкий пісковик.

Пласт mі відноситься до пластів з важкокерованою крівлею.

Задля передбачення раптових викидів в лавах застосовується штучне посадження крівлі, а також кріплення очисного простору трубами ОКУ.

Великі ускладнення при подальшій розробці в веденні робіт очікуються у зв'язку з раптовими викидами вугілля та газу [5], [6].

Тому при проектуванні геологорозвідувальних робіт особливу увагу потрібно надати вивченню міцності і стійкості бокових порід.

Силікозонебезпечність

Всі підготовчі і капітальні виробки, а також очисні роботи в лавах деяких вугільних пластів проходяться з підриванням бокових порід, які вміщують велику кількість вільного двоокису силіцію. Відбір проб і з'ясування вмісту вільного двоокису поводилося в лабораторіях ВДО «Донбасгеологія» комплексним методом (петрографічним і термічним). По даним цих досліджень середній вміст двоокису силіцію (SiO₂) складає:

в аргілітах -5%;

в алевроліто-аргілітах -16%;

в алевролітах -40%;

в пісковиках - 62%.

Всі гірничі виробки, що проходяться шахтою ім. Калініна, є силікозонебезпечними [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати породи на силіконебезпечність.

Пиловибухонебезпечність вугілля

Дослідження лабораторії МакНИИ (1973 р.) показали що вугільні пласти, що розроблюються шахтою, небезпечні за вибухами вугільного пилу. Вміст негорючих компонентів по пробах складає 84-87%.

Для боротьби з вугільним пилом проводяться наступні заходи: передчасне зволоження вугілля в масиві, зволоження в місцях вантаження вугілля, зв'язування вугільного пилу змочувачами, осланцування, установка на вентиляційних штреках пиловловлюючих перегородок, змащених спецпастою, змивання вугільного пилу водою та ін.

В результаті заходів, що проводяться, вміст вугільного пилу в рудничній атмосфері гірничих виробок не перевищує санітарних норм [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати вугільний пласт mі за пиловибухонебезпечністю.

Самозаймання вугілля

Самозаймання вугілля горизонтів шахти ім. Калініна вивчалося за керновими пробами у відповідності до «Методики з'ясування здатності пластів вугілля до самозайманню по даним геологічної розвідки родовищ Донецького басейну». Згідно до цього висновку вугільні пласти mІ, l₅, k₇, k₅² є здатними до самозаймання, а пласти m₆^2,m₅, mі, l₆, l₄, l₃, k₈, k₇^1-B, k₇, k₄¹, k₂², k₃, k₁и h₃ нездатні до самозаймання.

Для попередження самозаймання вугільних пластів mІ, l₅, k₇, k₅² розробка їх повинна проходити з дотриманням спеціальних заходів [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, не треба вивчати дані про здатність пласта mі до самозаймання.

Викидонебезпечність вугільних пластів

В межах поля шахти ім. Калініна в 1985-1988 рр. оцінювались 18 вугільних пластів: m₆^2, m₅¹, m₅, mі, mІ, l₆, l₅, l₄^B+H_, l₃, k₈, k₇^1-B, k₇, k₅², k₄¹, k₃, k₂², k₁и h₃. На глибинах 900-1600 м розповсюджене вугілля марок К, ОС, Т.

Згідно з «Інструкцією по безпечному веденню гірничих робіт на пластах, схильних до раптових викидів вугілля, порід та газу», М., Надра, 1977, до викидонебезпечних відносяться вугільні пласти в межах шахтного поля нижче вентиляційного штреку того горизонту, на якому відбувся перший випадковий викид вугілля і газу чи викид при вибухових роботах. Тому, вугільні пласти m₆^2,m₅, mі, mІ, l₆, k₈, k₇^1-B, k₇, k₄¹, k₃, и h₃ по гірничим роботам є викидонебезпечними [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, обов'язково треба вивчати вугільний пласт mі за викидонебезпечністю.

Викидонебезпечність пісковиків

Пласти пісковиків m₁smІ, L₇sl₇, крівля h₇, H₄sh₆¹ є невикидонебезпечними, пласти m₉sM₁₀¹, m₆²sm₆³, M₁sm₁, k₄²sk₅, k₁sK_2, h₁₀sh₁₁, H₃sh_5, h₁sh₃ віднесені до низького ступеня викидонебезпечності, а пласти m₈¹sm₉, m₅²sm₆², m₄²sm₄⁴, l₇sl₈¹, l₅sl₆, l₄^Bsl₅, l₃sl₄, l₁sl₂, L₁sl₁, K₉sk₇⁴, k₇^1-Bsk₇³, k₇sk₇^1-B, k₇sk₇, K₆sk₅² до середнього ступеня викидонебезпечності. Викидонебезпечними є пісковики k₈sL₁. Безпечні по викидам пласти пісковиків m₁smІ, L₇sl₇ і h₇ крівлі повинні відроблятися з текучим прогнозом [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, треба вивчати пісковики на викидонебезпечність.

В результаті узагальнення і дослідження гірничо-геотермічного матеріалу варто відмітити, що:

- геотермічний режим в межах шахтного поля неоднорідний. Найбільші температури відмічені в південній частині масиву, що, в основному, пов'язано з геологічною будовою ділянки (близькість до зведеної частини Головної антикліналі). Однак наявність на цій ділянці Калінінського та Кіндрат'євського насувів знижує температуру порід на 2-3°С. Вияснення причин зниження температури в таких тектонічних зонах потребує постановки спеціальних досліджень. В теперішній час вирішення цього питання залишається відкритим;

- як в цілому для Центрального району, так і для поля шахти ім. Калініна закономірним є збільшення температури гірських порід від крил антикліналі до її осьової частини (діапазон змін температури в цьому напрямі від 33,1° до 40,0°С на горизонтах 1080 і 1200 м);

- відпрацювання вугільних пластів на гор. 1080 м буде проводитись при середній температурі 35,8°С. При цьому температура повітря буде досягати 32-33°С, що перевищує допустиму санітарну норму на 6-7°С. У зв'язку з цим для створення нормальних умов труда потребується застосування ще більш виробничих повітряохолоджувачів і холодильних машин;

- в подальшому, промислове відпрацювання вугільних пластів буде відбуватися на глибинах, де висока температура гірських порід і повітря дозволить вирішити питання про практичні шляхи використання тепла надр для господарських цілей [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, треба визначити геотермічні показники для запроектованих горизонтів з метою подальшої промислової експлуатації пласта mі.

Гідрогеологічні умови

Центральний гірничопромисловий район в орографічному відношенні розташований на південному схилі Головного Донецького водорозділу, який розділяє водні системи річок, які впадають в.Сіверський Донець і в Азовське море. Основними водними артеріями є ріка Кривий Торець з правим припливом р. Залізної і р. Корсунь, Садки, Булавін, що входять в систему ріки Кринки.

В гідрогеологічній будові району приймають участь водоносні горизонти четвертинних (алевролітні різновиди) і кам'яновугільних покладів (вапняки і пісковики). У товщі порід карбону нараховується більше ста роз'єднаних напірних водоносних пісковиків, витриманих за простяганням і ті, що мають постійну потужність; крім того, є десятки малопотужних водоносних горизонтів через малу потужність їх роль незначна.

Водонасиченість кам'яновугільних покладів змінюється як з глибиною, так і за простяганням.

Живлення водоносних горизонтів відбувається, в основному, за рахунок атмосферних осадів безпосередньо в місцях виходів покладів на поверхню. З глибиною вплив кліматичних умов зменшується та на глибинах 600-700 м практично відсутній.

Шахти Центрального району розроблюють в середньому от 19 до 26 пластів. В режимі обводнення шахт основну роль відіграють водоприпливи, що потрапляють в капітальні і підготовчі виробки. Забої лав, головним чином, сухі. Величина водоприпливу визначається в основному ступенем тріщинуватості та водонасиченості гірських порід.

Незначна площа інфільтрації атмосферних осадів при крутих (60-80°) кутах падіння порід, відсутність водоносних горизонтів післякарбонового віку, густа сітка крутих балок та ярів, які зумовлюють дренаж водоносних горизонтів, зливний характер та інтенсивне стікання атмосферних осадів визначають гідрогеологічні особливості відробки вугільних пластів в районі. Водоприпливи в глибокі шахти складають 200-300 мі/год.

Закономірності змін з глибиною загальної пористості пісковиків, величин коефіцієнтів фільтрації, припливів води з окремих водоносних горизонтів в стволи в процесі їх проходки, а також хімічного складу підземних і шахтних вод свідчать про те, що водонасиченість гірських порід і обводнення гірничих виробок з глибиною зменшується. Загальні припливи в шахти збільшуються з глибиною з поступовим зниженням приросту на глибоких горизонтах (нижче 1000 м).

В результаті аналізу даних про поглинання промивної рідини, про зміни з глибиною водопровідності порід карбону і хімічного складу підземних вод встановлені наступні глибини розповсюдження гідродинамічних зон:

1. Зона інтенсивної циркуляції розвинута до глибин 700 м. Характеризується вона максимальною частотою первинних поглинань 44,4-38,9% (інтенсивний розвиток відкритої тріщинуватості порід), водопровідністю порід від 4,79 мІ/добу до 0,7 мІ/добу, за хімічним складом води цієї зони переважно сульфатно-хлоридно-гідрокарбонатні натрієві з мінералізацією 1,0-2,0г/дмі.

2. Зона сповільненої циркуляції виділяється в інтервалі глибин 700-1400 м, характеризується частотою первісних поглинань 16,7-5,88% (поступове затихання відкритої тріщинуватості). Водопровідність порід змінюється от 0,51 мІ/добу до 0,23 мІ/добу, хімічний склад вод цієї зони гідрокарбонатно-хлоридний натрієвий з мінералізацією 1,788-4,1г/дмі.

3. Зона застійного режиму залягає на глибинах нижче 1400 м. Частота первісних поглинань тут складає 0%. Коефіцієнт водопровідності за даними аналогічного шахтного поля 0,121 мІ/добу. Хімічний склад підземних вод цієї зони гідрокарбонатно-хлоридно-натрієвий з мінералізацією до 4,1 г/дмі.

Оцінювані горизонти відробки залягають нижче 960 м, тому прямий гідравлічний зв'язок між поверхневими водами і водоносними горизонтами, які будуть дренуватися гірничими виробками, відсутні. За цією причиною в главі не наводиться характеристика поверхневих водотоків і водоймищ.

Багаторічні спостереження за припливами води показали, що приплив води по шахті ім. Калініна складає 380-410 мі/год, приплив по шахті-аналогу ім. Рум'янцева - 320-350 мі/год. Шахтою ім. Калініна відроблені горизонти 300 м, 410 м, 520 м, 630 м і 740 м, в теперішній час відробляються горизонти 740 м, 850 м и 960 м. Основний водоприплив потрапляє з верхніх відроблених горизонтів і складає 340-350 мі/год, безпосередньо на горизонтах робіт 50-60 мі/год.

Обводнення виробок, що діють та проектуються, буде проходити за рахунок пісковиків. Участь вапняків в обводненні незначна внаслідок малої (2-4 м) їх потужності. Глибина залягання рівнів підземних вод водоносного комплексу кам'яновугільних покладів в зоні дренування гірничих виробок коливається від 151,0 до 772,0 м.

Гідрогеологічні умови ділянки класифікуються як прості, вугільні пласти обводнюються за рахунок водоносних горизонтів, приурочених до зони ускладнень водообміну. Також впливають на гідрогеологічні умови сезонні особливості проведення геологорозвідувальних робіт [5], [6].

Характеристика водоносних горизонтів и оцінка ступеня їх участі в обводненні гірничих виробок

Підземні води ділянки приурочені до водоносних комплексам свит C₂³, C₂⁵, C₂⁶, C₂⁷. Потужність окремих водоносних горизонтів коливається від 8,0 до 87,0 м.

Представлені вони в основному тріщинуватими пісковиками, які більшою частиною не витримані по простяганню, замінюються алевролітами і аргілітами. Коефіцієнт фільтрації коливається від 0,728 м/добу до 0,00001 м/добу, коефіцієнт водопровідності - від 4,8 мі/добу до 0,00039 мі/добу. Найбільш обводнені водоносні горизонти, приурочені до зон тектонічних порушень і підвищеної тріщинуватості. Глибина залягання рівня підземних вод змінюється від 7,0 до 19,0 м, на ділянках підробітки гірничими виробками від 151,0 до 772,0 м. Величина напору відносно корисної копалини складає порядку 200-800 м. Характер поверхні підземних вод напірний.

Гідравлічний зв'язок водоносних горизонтів з тими, що залягають вище, активна. Зв'язок з поверхневими водами здійснюється в місцях виходу кам'яновугільних порід на денну поверхню. На шахтних водоприпливах відбивається вплив сезонних змін і поверхневих вод до глибин 500-600 м. На глибинах 600-700 м цей вплив практично не простежується. Водоупорні та слабопроникливі пласти представлені аргілітами, які залягають яв в підошві, так і в крівлі водоносного горизонту. Потужність аргілітів коливається від 5,0 до 17,0 м.

Величина приплива води в гірничі виробки визначається, в основному, ступенем тріщинуватості та водонасиченості порід, що вміщують вугілля, їх літологічним складом. Найбільшим обводненням відрізняються гірничі виробки, в підошві і крівлі котрих залягають потужні водоносні горизонти.

Аргіліти та алевроліти, що відокремлюють вугільний пласт від водоносного горизонту, попереджують потрапляння води з водоносних горизонтів, що залягають вище. Водоприплив в них можливий після утворення тріщин обрушення. Зона відкритої тріщинуватості, що утворюється, в крівлі очисних виробок поширюється на відстань 17-25 м. Обводнення може відбуватися й зі сторони підошви вугільного пласт на відстані 5-10 м.

Гідрогеологічні параметри водоносних горизонтів, що будуть брати участь в обводненні пластів, визначені за даними КІЇ-65 та даним про водоприпливи в гірничі виробки шахти ім. Калініна і шахти-аналога ім. Рум'янцева.

Щодо прогнозу при до розвідці 1985-1988 рр, найбільш складні гідрогеологічні умови очікуються при відпрацюванні пластів k₇, k₅², k₂², l₆, l₅, l₃, де водоносні горизонти залягають безпосередньо в підошві і крівлі пластів та характеризуються підвищеною водонасиченістю. Гірничі виробки пласта mі обводнюватися не будуть, так як водоносні горизонти в зоні дренування відсутні. Інші пласти будуть обводнюватись зі сторони підошви або зі стороні крівлі водоносного горизонту.

Відхилення від закономірного зниження водонасиченості порід з глибиною можуть спостерігатися в локальних зонах підвищеної тріщинуватості порід. Причому кількість води, яке буде потрапляти в гірничі виробки, буде дуже незначним.

Амплітуда коливань рівня підземних вод зони активного вивітрювання складає не більше 1,0 м. Амплітуда коливань рівня підземних вод нижче зони активного вивітрювання, до якої приурочені горизонти відпрацювання (глибина 900-1800 м), буде складати менш, ніж 1,0 м.

Коливання величин водоприпливів в шахту за період с 1978 по 1987 рік склав 340-430 мі/год. Хімічний склад шахтних вод за період з 1985 по 1988 рр. практично не змінився у зв'язку з великими глибинами відроблення, що вказує на зниження впливу природних факторів на обводнення гірничих виробок з глибиною.

Самовиливаючих воду свердловин на ділянці немає.

Гідрогеологічні умови відроблення глибоких горизонтів шахти і резервного блока прості.

Очікувані величини загальношахтних припливів води в гірничі виробки шахти ім. Калініна на горизонтах 1080 и 1200 м будуть складати 460-480 мі/год, максимальні 505-526 мі/год у нижньої технічної границі резервного блока (-1500 м) - 500 мі/год, максимальні - 540 мі/год.

Мінералізація шахтних вод буде складати 4,07 г./дмі.

Прогнозні ресурси дренажних вод по шахті ім. Калініна оцінені в кількості 12 тис. мі/добу, в тому числі по категоріям В - 1,68 тис. мі/добу, С₁ - 6,12 тис. мі/добу, С₂ - 4,2 тис. мі/добу [5], [6].

Надалі, при запроектованих геологорозвідувальних треба вивчати гідрогеологічні умови, особливу увагу приділити водоносним горизонтам, через які будуть проходити свердловини.

Газоносність порід

Метаноносність вугільних пластів на глибинах 500-1000 м складає 12,5-20,0 мі/т с.б.м., а на глибинах 1000-1600 м збільшується до 28,0 мі/т с.б.м.

Породи, що вміщують вугілля, в основному, характеризуються низькими фоновими значеннями порядку 0,3 мі/т. п. Газоносність порід в інтервалах з підвищеною тріщинуватістю і великим вмістом органіки зростає з глибиною від 1,2 мі/т. п. в інтервалі глибин 500-1000 м до 2,8 мі/т. п. в інтервалі глибин 1000-1700 м.

Прогнозні значення середньої відносної метанонасиченості на горизонті 1440 и очікуються в межах 16,4-29,3 мі/т с.д. и на кінцевому горизонті відробки 1730 м (-1500 м) - 20,9-38,5 мі/т с.д.

Відносна метанонасиченість гірничих виробок шахти ім. Калініна на горизонті 960 м складає 8,4-11,4 мі/т с.д.

Загальні ресурси газу в вугіллі складають біля 2070,2 млн. мі [5], [6].

Під час проведення геологорозвідувальних робіт, що проектуються, необхідно вивчати породи по газоносності в нових інтервалах глибин.

1.5 Група геологічної складності

У відповідності до класифікації ДКЗ групування вугільних родовищ здійснюється за витриманістю потужності, будови вугільних пластів, складності умов їх залягання та гірничо-геологічних умов розробки.

Поле шахти ім. Калініна та її резервний блок є багатопластовим родовищем з переважанням в розрізі продуктивних товщ, приурочених до простих складчастих структур, з переважанням відносно витриманих вугільних пластів, які характеризуються високою мінливістю потужностей, наявністю локальних розмивів, розщеплювань, утонінь та заміщень породами, що вміщують вугілля, характеризуються виключно складними гірничо-геологічними умовами відробки вугільних пластів на глибинах більш ніж 1000 м від денної поверхні. Враховуючи складні гірничо-геологічні умови експлуатації, пов'язані з великими глибинами, переважанням в розрізі продуктивних товщ відносно витриманих і невитриманих вугільних пластів, розвідане шахтне поле та його резервний блок відносяться до 2-ї групи родовищ [5], [6].

В цілому гірничо-геологічні умови відробки вугільних пластів на великих глибинах шахти будуть складними.

2. Спеціальна (науково-дослідна) частина

Літолого-структурний аналіз умов вуглеутворення з метою прогнозу показників якості вугільного пласта mі

Морфологія та потужність вугільних пластів закономірно пов'язані з фаціальною обстановкою, і насамперед з рельєфом дна басейну торфоутворення [10,11]. Фаціальні обстановки, в свою чергу, відображаються в потужності і літологічному складі порід, що вміщують вугільний пласт порід. Аналізуючи розповсюдження різноманітних літотипів порід в плані і розрізі можна реконструювати і виділяти форми палеорельефу (палеоструктури) і прогнозувати потужність і морфологію вугільних пластів на ще невідпрацьованих ділянках.

Основні критерії виділення палеоструктур. Найбільш сприятливими умовами для торфоутворення є прибережноморські фаціальні обстановки. Менш сприятливі алювіальні і дельтові обстановки [10,11]. Тому можна припустити, що основна маса вугільних пластів в Донбасі формувалась в умовах поширених низовинних заболочених морських узбереж.

З усіх літологічних різновидів для цілей палеоструктурного аналізу найбільш інформативні пісковики. В прибережно-морських умовах пісковики маркують позитивні структури палеорельефу, тобто ділянки, що відрізняються найбільшою динамікою водної середи (з інтенсивним хвильовим рухом і перемиванням осадів). З подібними же стабільними, відносно приподнятими ділянками, на яких протягом тривалого часу зберігався визначений рівень ґрунтових вод, пов'язана і максимальна потужність торф'яників, що утворюються. Навпроти, відносно низинні ділянки палеорельефу в розрізі осадової товщі будуть характеризуватися підвищеними потужностями переважно глинистих покладів. Торфяники, приурочені до подобних ділянок, підлягають періодичному затопленню, яке приводить до такого ж періодичного перериву в торфоутворенні і відкладанню мінеральних осадів. Тому у напрямку до осі подібних палеозападин потужності вугільних пластів зменшуються, вони розщіпляються (часто до повного виклінювання) в найбільш глибоких зонах прогину. Тобто понижені ділянки палеорельефу будуть характеризуватися пониженою вугленосністю.

В дипломній роботі для цілей літоструктурного аналізу були використані дані про потужність пісковиків, що підстилають і перекривають оцінюваний вугільний пласт mі, потужність самого вугільного пласта і породного прошарку, що міститься в ньому, а також про потужність всього стратиграфічного інтервалу від вапняку M₁ до вугільного пласта mі. В результаті були побудовані карти ізопахіт для всіх цих стратиграфічних горизонтів (Рис. 2.2-2.5).Аналіз побудованих карт ізопахіт дозволяє встановити наступне.

Пісковики mІSmі і mіSm₄, що залягають в безпосередній близькості від вугільного пласта мають обмежане площинне поширення і відносно невелику потужність. Вони поширені переважно в східній частині шахтного поля. Максимальна потужність (10-15 м) цих пісковиків зафіксована в районі розвідувальних свердловини №340Ц і 1450Ц. Враховуючи положення пісковиків в розрізі і їх обмежене площинне поширення, можна припустити, що вони формувалися в континентальній фаціальній обстановці і є утвореннями континентальних водотоків. В цих умовах долини водотоків приурочені до найбільш низьких ділянок рельєфу. Таким чином, максимальні потужності цих пісковиків маркують в просторі положення тривалий час існцючої (принаймні, від моменту утворення пласта mІ до моменту утворення пласта m₄) негативної структури палеорельєфу.

Пісковики m₁¹SmІ та m₄¹Sm₄², що залягають нижче і вище, в межах ділянки, навпаки, мають суцільне площинне поширення і значні потужності. По даним розвідувальних свердловин їх потужності коливаються від 5 до 25 м (для пл. m₁¹SmІ) і від 10 до 40 м (для m₄¹Sm₄²). При цьому характер ізопахіт для цих двох горизонтів пісковиків практично ідентичний. Для обох пісковиків відмічаються локальні максимуми потужностей в східній та західній частинах ділянки. Мінімальні же значення потужностей приурочені до району свердловин 340Ц та 1450Ц (Рис. 2.2, 2.3). Враховуючи широкий площинний розвиток цих пісковиків і їх значну потужність, можна припустити, що вони формувалися в прибережно-морській фаціальній обстановці. В цьому випадку вони можуть інтерпретуватися як утворення піскових обмілин і барів. Подібні утворення, як правило, приурочені до позитивних пале оструктур в рельєфі морського дна.

На існування на виділених ділянках позитивних структур палеорельєфу вказує і результат аналізу потужностей всього стратиграфічного інтервалу від M₁ до mі. Площі виділених позитивних пале оструктур просторово співпадають з двома мінімумами потужностей цього інтервалу - 92 і 94 м (Рис. 2.6).

Таким чином, можна зробити наступні висновки: на момент формування товщі, що вміщує вугільний пласт mі, на території ділянки існували, як мінімум, дві позитивні палеоструктури. Східна палеоструктура була більш чітко виражена в палеорельєфі і мала субширотне орієнтування. Положення західної палеоструктури було менш стабілізовано в просторі. Вісь цієї палеоструктури орієнтована в північно-західному напрямі і поздовжня по відношенню до сучасного простягання осі Головної антикліналі.

Рис. 2.1 - Карта ізопахіт вугільного прошарку



Рис. 2.2. - Карта ізопахіт пісковику m₁¹SmІ

Рис. 2.3 - Карта ізопахіт пісковику m₄²Sm₄¹

Рис. 2.4 - Карта ізопахіт пісковику mІSmі

Рис. 2.5. - Карта ізопахіт пісковику mіSm₄



Рис. 2.6 - Карта ізопахіт товщі M₁-mі

геологічний камеральний копалина буріння

В теперішній час (після дорозвідки 1985-1988 гг.) усі пробурені в межах шахтного поля свердловини розташовуються в 10 розвідувальних профілях на відстані 400-950 м одна від іншої.

Відстань між свердловинами в лініях коливається від 250 до 800 м. Відстань між свердловинами в плоскості падіння пластів 450-900 м і деколи збільшується до 950-1050 м [5,6].

В основу якості і технологічної характеристики вугілля покладені дані аналізів пластових та диференціальних проб, відібраних з гірничих виробок, і кернових проб з свердловин при останній дорозвідці шахтного поля (1985-1988 рр. Як видно з таблиці 1.1, для підрахунку якісних характеристик вугілля пласту mі прийнято 21 кернова проба і 41 пластова проба. Для характеристики якості вугільних пластів побудовані карти якості по пластах з балансовими запасами, які характеризують мінливість основних показників на площі підрахунку запасів.

Табл. 2.1 - Дані аналізів пластових і кернових проб по вугільному пласту mі, проведених під час дорозвідки шахтного поля в 1985-1988 рр.

Свердловина	X коорд.	Y коорд.	Глибина подсіч. пласта	m	Ad	Std	Vdaf	Y	R0
1449Ц	237,5	1702,5	-1220,6	0,85	8,3	2,3	13,8	0
1448Ц	347,5	1540	-977,1	1,08	9,3	2,1	15,3	5
1252Ц	502,5	1335	-677,9	1,08	9	2,2	19,1	8
1452Ц	77,5	1100	-350,5	1,19	14,2	4,1	20,5	10	1,28
1200Ц	477,5	1022,5	-269,1	0,98	8,8	2,1	22,2	11
1573Ц	955	1260	-579,7	1,05	11	3,3	18	10	1,45
1177Ц	845	1720	-1084,6	0,85	11,6	2,6	15	0
1060Ц	1410	2075	-1742	0,97	16,8	3,7	11,8
1115Ц	1512,5	1735	-1217,2	06	13,3	2,3	14,9
1127Ц	1502,5	1382,5	-715,4	1,13	15,3	2,7	17,5	6
1340	1440	1202,5	-495,1	1,15	8,5	3,4	19,8	8
пл. пер	310	1067,5		1,06	18,1	3,9	24,1
пл. пер	695	1010		1,1	18,1	3,4	21,8	14
пл. пер	965	1117,5		1,14	16	3,8	19,8
пл. пер	1105	1157,5		1,06	17,4	3,8	20,6
пл. пер	1395	1145		1,06	18,5	3,2	16,9
пл. пер	1560	1137,5		1,07	18,3	4	23
пл. пер	1770	1152,5		1,06	15,5	3,2	19,3
пл. пер	1865	1210		1,05	18,3	3,5	15,9	14
пл. пер	1990	1265		1,08	16,7	2,1	18,3	14
пл. пер	2105	1210		1,06	21,4	3,6	20	14
ЦК-171	2205	1305	-563,8	1,25	5,5	1,6	18,6	8
1585Ц	2137,5	1542,5	-894,9	0,89	12,2	2,4	15	0	1,59
1143Ц	2407,5	1360	-680,6	1,06	16,7	2,9	16,6	0
1084Ц	2720	1760	-1200,6	1,01	10,3	3,1	13,7
пл. пер	2350	1205		1,16	16,1	3,7	19,4	14
пл. пер	2390	1235		0,99	15,4	3,5	19,8	14
пл. пер	1765	1340		1,08	13,7	2,2	19	0
пл. пер	2657,5	1122,5		1,04	16,6	3,9	19,2
пл. пер	2970	1150		1,06	16,5	3,5	19,4
ЦК-169	2485	1280	-574,5	1,1	3,7	1,2	16,6
пл. пер	3330	1250		1,05	21,6	4,1	21,1	14
1571Ц	3287,5	1725	-1040,4	0,92	14,9	3,5	16,1	0	1,7
пл. пер	3690	1212,5		1,07	20,8	3,5	15,7	14
пл. пер	3875	1217,5		1,08	19,4	3,9	20,3
ЦК-170	3912,5	1275,5	-564,8	1,01	4,7	2,2	22	7
450Ц	3980	1290	-577	0,93	11,2	2,6	16,2
пл. пер	4117,5	1130		1,05	13,3	3,1	18,1	14
340Ц	3875	1415	-776,2	0,79	18,2	2,3	15,8	0
365Ц	4125	1840	-1338	0,87	12,8	7,8	12,3
пл. пер	4207,5	1230		1,06	17,4	3,5	16,9
пл. пер	4415	1235		1,06	17,4	2,5	20,2	14
пл. пер	4580	1280		1,09	18,9	4,2	19,2	14
пл. пер	4672,5	1260		1,1	17,4	2,3	16,3	14
пл. пер	4775	1255		1,06	16,9	3,4	21,6	14
1425	4807,5	1280	-532,6	1,1	6,5	3,3	15,6
пл. пер	4930	1220		1,07	16,1	4	19,9	14
пл. пер	5062,5	1250		1,06	23,5	7,9	18,4
пл. пер	5180	1200		1,05	23,8	7,7	21,7
1575Ц	4795	1795	-1236,9	1,11	17,9	4,7	11		1,75
1190Ц	5347,5	1577,5	-924	1,09	7,8	2,5	13,4
1085Ц	6327,5	1632,5	-1026,9	1,04	10	1,7	11,6
пл. пер	5315	1185		1,05	15,8	3,4	18,4
пл. пер	5510	1167,5		1,06	17,8	3,6	24
пл. пер	5590	1212,5		1,06	17,4	3,5	16,7
1570Ц	5717,5	1317,5	-583	1,07	11	2,9	14,5	0
пл. пер	5885	1137,5		1,06	16,6	3,2	22,2
пл. пер	6017,5	1125		1,07	16,6	3,9	21,5
пл. пер	6215	1140		1,06	17,2	4	16,6
1142Ц	6382,5	1225	-442,3	1,32	15,7	2,9	15,9	5
пл. пер	6485	937,5		1,2	18	2,7	18,4	5
пл. пер	6675	1035		1,1	23,3	5,5	18,7

Статистичні характеристики, розраховані по показникам якості, що вивчаються, надані в наступній таблиці:

Табл. 2.2. - Результати розрахунку статистичних характеристик показників якості вугільного пласту mі

Матриця кореляцій встановлених зв'язків між досліджуваними показниками якості має вид:

Табл. 2.3 - Матриця кореляцій для усіх значень показників, виключаючи ураганний вміст сірки

		m	Ad	Std	Vdaf	Yt	Ro	Glub	Y	X
m	Pearson Correlation	1	062	142	215	359 (*)	-, 529	414 (*)	-, 424 (**)	179
	Sig. (2-tailed)		643	284	102	040	359	036	001	176
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	9
Ad	Pearson Correlation	062	1	680 (**)	255	409 (*)	534	-, 333	-, 308 (*)	211
	Sig. (2-tailed)	643		000	051	018	354	096	018	109
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	59
Std	Pearson Correlation	142	680 (**)	1	264 (*)	452 (**)	078	-, 188	-, 258 (*)	184
	Sig. (2-tailed)	284	000		044	008	900	357	049	162
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	59
Vdaf	Pearson Correlation	215	255	264 (*)	1	595 (**)	-, 899 (*)	770 (**)	-, 745 (**)	-, 121
	Sig. (2-tailed)	102	051	044		000	038	000	000	361
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	59
Yt	Pearson Correlation	359 (*)	409 (*)	452 (**)	595 (**)	1	-, 890	725 (**)	-, 643 (**)	086
	Sig. (2-tailed)	040	018	008	000		110	001	000	635
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Ro	Pearson Correlation	-, 529	534	078	-, 899 (*)	-, 890	1	-, 991 (**)	992 (**)	961 (**)
	Sig. (2-tailed)	359	354	900	038	110		001	001	009
	N	5	5	5	5	4	5	5	5	5
Glub	Pearson Correlation	414 (*)	-, 333	-, 188	770 (**)	725 (**)	-, 991 (**)	1	-, 989 (**)	057
	Sig. (2-tailed)	036	096	357	000	001	001		000	784
	N	26	26	26	26	17	5	26	26	6
Y	Pearson Correlation	-, 424 (**)	-, 308 (*)	-, 258 (*)	-, 745 (**)	-, 643 (**)	992 (**)	-, 989 (**)	1	135
	Sig. (2-tailed)	001	018	049	000	000	001	000		306
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	9
X	Pearson Correlation	179	211	184	-, 121	086	961 (**)	057	-, 135	1
	Sig. (2-tailed)	176	109	162	361	635	009	784	306
	N	59	59	59	59	33	5	26	59	9

* Correlation is significant at the 0.05 level (2-tailed).

** Correlation is significant at the 0.01 level (2-tailed).

Табл. 2.4 - Матриця кореляцій для 32 обраних значень показників (орієнтованих на встановлення зв'язку тільки між значеннями товщини пластометричного шару, що маються, і усіх інших показників)

		m	Ad	Std	Vdaf	Yt	Ro	Glub	Y	X
m	Pearson Correlation	1	066	148	295	359 (*)	-, 943	638 (**)	-, 596 (**)	240
	Sig. (2-tailed)		714	411	095	040	057	006	000	179
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Ad	Pearson Correlation	066	1	566 (**)	053	409 (*)	146	-, 071	-, 283	369 (*)
	Sig. (2-tailed)	714		001	770	018	854	786	110	034
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Std	Pearson Correlation	148	566 (**)	1	266	452 (**)	-, 567	195	-, 271	155
	Sig. (2-tailed)	411	001		134	008	433	454	126	390
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Vdaf	Pearson Correlation	295	053	266	1	595 (**)	-, 905	738 (**)	-, 643 (**)	-, 049
	Sig. (2-tailed)	095	770	134		000	095	001	000	788
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Yt	Pearson Correlation	359 (*)	409 (*)	452 (**)	595 (**)	1	-, 890	725 (**)	-, 643 (**)	086
	Sig. (2-tailed)	040	018	008	000		110	001	000	635
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
Ro	Pearson Correlation	-, 943	146	-, 567	-, 905	-, 890	1	-, 994 (**)	988 (*)	988 (*)
	Sig. (2-tailed)	057	854	433	095	110		006	012	012
	N	4	4	4	4	4	4	4	4	4
Glub	Pearson Correlation	638 (**)	-, 071	195	738 (**)	725 (**)	-, 994 (**)	1	-, 982 (**)	181
	Sig. (2-tailed)	006	786	454	001	001	006		000	488
	N	17	17	17	17	17	4	17	17	17
Y	Pearson Correlation	-, 596 (**)	-, 283	-, 271	-, 643 (**)	-, 643 (**)	988 (*)	-, 982 (**)	1	-, 245
	Sig. (2-tailed)	000	110	126	000	000	012	000		169
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33
X	Pearson Correlation	240	369 (*)	155	-, 049	086	988 (*)	181	-, 245	1
	Sig. (2-tailed)	179	034	390	788	635	012	488	169
	N	33	33	33	33	33	4	17	33	33

Аналіз показників якості вугільного пласта mі

Вугільний пласт mі на більшій частині відробленої площі має складну двохпачкову будову. Повна виїмкова потужність пласту коливається від 0,8 до 1,3 м (середнє 1,1 м). Вугільні пачки розділені прошарком аргіліту потужністю до 0,08 м. Аналізуючи карту ізопахіт пласта mі, можна відмітити, що його потужність, в цілому, зменшується вниз по падінню, де нижче відробленої площі виклинюється породний прошарок і пласт здобуває просту будову. На цьому фоні виділяються локальні ділянки з мінімальними і максимальними значеннями потужностей пласта і прошарку. Так один з максимумів потужності пласта (до 0,7-0,8 м) відмічається в районі свердловин 340Ц і 1450Ц (Рис. 2.8). І цей мінімум не пов'язаний зі зникненням породного прошарку. Його потужність тут 0,04-0,05 м. Пласт зберігає складну будову і зменшення його потужності зумовлено, в основному, зменшенням потужності чистих вугільних пачок. В той же час, в двох областях на сході (район свердловин 1190Ц, 1570Ц і 1425Ц) і на заході (район свердловин 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) ділянки пласт зберігає відносно високу потужність (до 1-1,1 м) при мінімальній потужності породного прошарку - від 0 до 0,02 м.

Тектонічні порушення не впливають на закономірності розподілу потужності пласту.



Рис. 2.7 - Гістограма розподілу потужності пласта mі

Рис. 2.8. - Карти ізопахіт вугільного пласта mі

Зольність пласту mі коливається від 3,70% до 23%. Середнє значення - 15,02%. По середньому вмісту золи пласт відноситься до середньозольним. На підвищення значень вмісту золи в вугіллі пласту суттєвий вплив оказує наявність породного прошарку між двома пачками вугілля.

Пласт mі не усюди є пластом зі складною будовою (зольність в основному пов'язана з конкреціями і включеннями піриту), тому закономірність зміни зольності відносно потужності пласту не простежується. Для зольності виконується нормальний закон розподілу.

Пластова зольність визначається головним чином, співвідношенням потужностей чистих вугільних пачок і породних прошарків. При інших рівних умовах, чим більше перша і менше друга - тим нижче пластова зольність. Морфологія же вугільного пласта і потужність його окремих літологічних прошарків, в свою чергу, багато в чому визначаються палеорельєфом дна басейна осадко накопичення.

На відбудованій карті ізоліній зольності виділяється декілька локальних мінімумів цього параметра. Два з них (в районі свердловин 1190Ц, 1570Ц, 1425Ц і 1340Ц, 1573Ц, 1127Ц) співпадають з максимумами корисної потужності пласта (Рис.) І, в свою чергу, положення обох вказаних ділянок просторово співпадають з двома виділеними позитивними палеоструктурами. Таким чином, можна відмітити, що потужність і зольність пласта контролюються цими палеоструктурами.

Тектонічні порушення не впливають на розподіл золи в вугільному пласті.

Рис. 2.9 - Гістограма зольності пласта mі



Рис. 2.10 - Карти ізоліній зольності вугільного пласта mі.

В ході регресійного аналізу отримана залежність між зольністю, породним прошарком і потужністю чистих вугільних пачок.

Табл. 2.6. - Регресійний аналіз між зольністю, породним прошарком та потужністю вугільних пачок

Variables Entered/Removed
Model	Variables Entered	Variables Removed	Method
1	Pa4ki, Prosloya	.	Enter
a. All requested variables entered.

Model Summary
Model	R	R Square	Adjusted R Square	Std. Error of the Estimate
1	580a	336	314	3,80868
a. Predictors: (Constant), Pa4ki, Prosloy

ANOVAb
Model	Sum of Squares	df	Mean Square	F	Sig.
1	Regression	433,507	2	216,753	14,942	000a
	Residual	855,857	59	14,506
	Total	1289,364	61
a. Predictors: (Constant), Pa4ki, Prosloy
b. Dependent Variable: Ad
Coefficientsa
Model	Unstandardized Coefficients	Standardized Coefficients	t	Sig.
	B	Std. Error	Beta
1	(Constant)	23,947	4,176		5,734	000
	Prosloy	81,661	16,061	546	5,084	000
	Pa4ki	-11,335	4,069	-, 299	-2,786	007
a. Dependent Variable: Ad

Таким чином, рівняння залежності має вид: A^d= 23.947+ 81.661*(Prosl) - 11.335*(Pa4ki).

Вміст сірки. Доля сірки в оцінюваному пласті коливається в межах 1,20 - 7,90%. Відразу можна відмітити, що велику вагу для статистичної обробки несуть 3 значення підвищеної сірки (7,70; 7,80 и 7,90%). Для більш закономірного і точного розподілу ці значення можна прийняти за аномальні і не враховувати їх при розрахунку статистичних характеристик, виявленні кореляційних і регресійних зв'язків.

Таким чином, без аномальних значень вміст сірки буде складати 3,30%. Значно зменшиться коефіцієнт варіації, він складе 0,57. Для вмісту сірки в вугіллі пласту буде виконуватися нормальний закон розподілу.

Проаналізувавши карту ізоліній сірки можна сказати, що основні максимуми співпадають з максимумами вмісту золи в вугіллі. Тектоніка не впливає на розподіл сірки в вугільному пласті. В ходе виявлення кореляційних зв'язків можна встановити, що зв'язок між сіркою и золою вугілля прямий позитивний, значимий (б = 0,01). Коефіцієнт кореляції 0,68.



Рис. 2.11 - Гістограма розподілу вмісту сірки вугільного пласта mі

Рис. 2.12 - Карти ізоліній вмісту сірки вугільного пласта mі

В ході регресійного аналізу встановлений лінійний позитивний значимий зв'язок між сіркою та золою вугільного пласту.

Табл. 2.7 - Регресійний аналіз між сіркою та золою пласта

Рис. 2.13 - Відображення рівняння залежності зольності пласті від вмісту сірки на графіку лінійної регресії

Таким чином, рівняння має вигляд: S_t^d=1,31+0,12*A^d.

Сірка, що міститься в вугіллі, в основному, піритна [5,6]. Пласт mі є високопіритизованим.

З мінеральних домішок вугілля містить в великій кількості сульфіди (пірит), глинисту речовину, карбонати та кварц. Пірит в пробах зустрічається усюди в формі дрібних розсіяних глобулок, дисперсних вкрапляників, гніздоподібних зростань. Характер піритизації вугілля в шліфах локальний, тобто в частих випадках пірит сконцентрований на окремих ділянках [5,6].

В ході регресійного аналізу отримуємо рівняння залежності S= f(A^d, Y), с допомогою якого можна виділяти високосірчасті ділянки в межах пласту с метою прогнозу для подальшого збагачення високопіритизованих пластів. Перевага піритної різновидності сірки зумовлює можливість часткового збагачення вугілля по сірці (саме вугілля з високопіритизованих ділянок пласту).

Табл. 2.8 - Регресійний аналіз між сіркою, золою та координатою Y

Variables Entered/Removed
Model	Variables Entered	Variables Removed	Method
1	Y, Ada	.	Enter
a. All requested variables entered.

Model Summary
Model	R	R Square	Adjusted R Square	Std. Error of the Estimate
1	604a	365	344	1,03551
a. Predictors: (Constant), Y, Ad

ANOVAb
Model	Sum of Squares	df	Mean Square	F	Sig.
1	Regression	36,413	2	18,206	16,979	000a
	Residual	63,264	59	1,072
	Total	99,677	61
a. Predictors: (Constant), Y, Ad
b. Dependent Variable: Std



Coefficientsa
Model	Unstandardized Coefficients	Standardized Coefficients	t	Sig.
	B	Std. Error	Beta
1	(Constant)	-, 299	1,034		-, 289	774
	Ad	176	030	634	5,803	000
	Y	001	001	143	1,314	194
Dependent Variable: Std

Таким чином, прогнозне рівняння матиме вид

S= -0,299+0,176*A^d+0,001*Y.

Вихід летючих речовин змінюється в межах 11,0-24,10%. Середнє значення складає 17,98%. Для виходу летючих речовин виконується нормальний закон розподілу.

У відповідності до ГОСТ класифікації вугілля Донецького басейну, застосовуючи до наших даних:

V^daf от 14 до 22% відповідає марці ОС; V^daf от 8 до 17% відповідає марці Т[2].

На карті ізогіпс виходу летючих речовин основною тенденцією є зменшення виходу летючих в сторону падіння пласту. Глибина залягання пласту (в межах площі, що вивчається) варіює від 900 до 1500 м. (йде перехід від III стадії метаморфізму з R_o=1,28 до V стадії з R₀=1,75) [1]. Тобто це підтверджує той факт, що з глибиною на даній ділянці відбувається підвищення ступеню метаморфізму.

Маленькоамплітудне розривне порушення (насув, амплітуда 0-10 м) не оказує суттєвого і помітного впливу на розподіл виходу летючих на карті ізогіпс.



Рис. 2.14 - Рис.2.8. - Карти ізоліній виходу летючих речовин вугільного пласта mі

Рис. 2.15 - Гістограма розподілу виходу летючих речовин вугільного пласта mі

Можливо, непрямим підтвердженням існування на цій площі позитивної структури палеорельєфа може служити характеристика спікливих властивостей вугілля пл. mі (що виражаються показником y, мм). В межах східної палеоструктури цей показник мінімальний, що, окрім всього іншого, може зумовлюватися наявністю в вугіллі великої кількості фюзенізованих компонентів. Окислення рослинних остатків і утворення фюзена можливе при періодичному осушенні території, що найбільш вірогідно для позитивних структур басейна торфоутворення.

Товщина пластометричного шару змінюється в дуже широких межах від 0 до 14 мм. По ГОСТу для вугілля Донецького басейну:

Yt для марки ОС складає 6-13 мм; Yt для марки Т менше за 13 мм[2].

Загальною тенденцією є зменшення товщини пластометричного шару в сторону падіння пласту (зі збільшенням ступеню метаморфізму).

Чіткої межі на карті ізоліній розподілу Yt, как и V^daf, провести неможливо. Можливо, це пов'язано з великими кутами падіння пласту (52 - 55°), тому найбільш вірогідна плавна зміна марок вугілля в межах досліджуваної частини пласту.

В ході регресійного аналізу встановлені позитивні і негативні лінійні значимі зв'язки з групою показників: V^daf, A^d, S_t^d, m, Y-координати, G (глибини залягання пласту).

Табл. 2.9 - Регресійний аналіз між показниками: V^daf, A^d, S_t^d, m, Y-координати, G (глибиною залягання пласта)

Variables Entered/Removed
Model	Variables Entered	Variables Removed	Method
1	Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Ya	.	Enter
a. All requested variables entered.

Model Summary
Model	R	R Square	Adjusted R Square	Std. Error of the Estimate
1	924a	853	765	2,06373
a. Predictors: (Constant), Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Y



ANOVAb
Model	Sum of Squares	df	Mean Square	F	Sig.
1	Regression	247,528	6	41,255	9,686	001a
	Residual	42,590	10	4,259
	Total	290,118	16
a. Predictors: (Constant), Glub, Ad, Std, m, Vdaf, Y
b. Dependent Variable: Yt

Coefficientsa
Model	Unstandardized Coefficients	Standardized Coefficients	t	Sig.
	B	Std. Error	Beta
1	(Constant)	-1,309	16,760		-, 078	939
	Vdaf	1,002	371	613	2,701	022
	Std	418	991	062	422	682
	Ad	-, 114	188	-, 104	-, 606	558
	m	10,493	5,025	362	2,088	063
	Y	-, 026	014	-1,276	-1,880	090
	Glub	-, 020	012	-1,231	-1,709	118
a. Dependent Variable: Yt

Загальне рівняння цієї залежності має вид:

Yt= -0,309+ 1,002 V^daf+ 0,418 S_t^d - 0,114 A^d +10,493 m - 0,26 Y - 0,20 G.

Рис. 2.16 - Карти ізоліній товщини пластометричного шару вугільного пласта mі

Для прогнозу положення в пласті mі вугілля марок ОС и Т можна провести аналіз с встановленням лінійної залежності Y=f (y, V^daf).

Табл. 2.10. - Регресійний аналіз між Y, y, V^daf

Variables Entered/Removed
Model	Variables Entered	Variables Removed	Method
1	Vdaf, Yta	.	Enter
a. All requested variables entered.

Model Summary
Model	R	R Square	Adjusted R Square	Std. Error of the Estimate
1	700a	489	454	133,50893
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Yt

ANOVAb
Model	Sum of Squares	df	Mean Square	F	Sig.
1	Regression	495257,745	2	247628,873	13,893	000a
	Residual	516914,372	29	17824,634
	Total	1012172,117	31
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Yt
b. Dependent Variable: Y

Coefficientsa
Model	Unstandardized Coefficients	Standardized Coefficients	t	Sig.
	B	Std. Error	Beta
1	(Constant)	1934,029	206,565		9,363	000
	Yt	-12,900	5,107	-, 411	-2,526	017
	Vdaf	-29,027	12,540	-, 376	-2,315	028
a. Dependent Variable: Y

Таким чином, прогнозне рівняння буде мати вигляд: Y= 1934,029-12,9 *Yt - 29,027* V^daf.

Можливе також рівняння залежності з усіма основними показниками якості пласту:

Табл. 2.11 - Регресійний аналіз між усіма основними показниками якості пласту

Variables Entered/Removed
Model	Variables Entered	Variables Removed	Method
1	Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Gluba	.	Enter
a. All requested variables entered.

Model Summary
Model	R	R Square	Adjusted R Square	Std. Error of the Estimate
1	924a	853	739	2,17493
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Glub

ANOVAb
Model	Sum of Squares	df	Mean Square	F	Sig.
1	Regression	247,545	7	35,364	7,476	004a
	Residual	42,573	9	4,730
	Total	290,118	16
a. Predictors: (Constant), Vdaf, Std, Prosloy, m, Ad, Y, Glub
b. Dependent Variable: Yt

Coefficientsa
Model	Unstandardized Coefficients	Standardized Coefficients	t	Sig.
	B	Std. Error	Beta
1	(Constant)	-1,407	17,738		-, 079	939
	Ad	-, 120	221	-, 110	-, 542	601
	Prosloy	1,126	18,711	009	060	953
	Y	-, 026	015	-1,267	-1,737	116
	Glub	-, 020	012	-1,223	-1,585	147
	m	10,496	5,295	362	1,982	079
	Std	450	1,170	067	385	709
	Vdaf	997	401	610	2,488	035
a. Dependent Variable: Yt

Таким чином, прогнозне рівняння основних показників буде мати вигляд: Yt= -1.407-0.12*A^d+1.126*(Prosl) - 0.026 *Y-0.20*(Glub)+10.496*m +0.450*S_t^d+0.997* V^daf.

Показник відбивання вітриниту збільшується від верхніх пластів до нижніх від 1,28 до 1,75. Через незначну кількість даних (5 значений) карту ізоліній показника відбивання вітриніту і гістограму не має сенсу будувати. Можна відмітити, що є закономірність збільшення показника відбивання вітриніту з глибиною. Відповідно до ГОСТ, в межах шахти переважає вугілля марки ОС і частково, на нижніх горизонтах, отримує розвиток вугілля марки Т. В межах Резервного блоку вугілля відноситься в основному до марки Т і частково ОС.